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Indice Indice .............................................................................................................................................. 2
Premessa......................................................................................................................................... 4
1. Cos’è la cogenerazione .............................................................................................................. 6
La generazione distribuita ........................................................................................................... 6 Breve storia e situazione attuale dalla cogenerazione in Italia.................................................. 11 La direttiva italiana che definisce la cogenerazione.................................................................. 13 Principi energetici e definizioni della cogenerazione................................................................ 17 Benefici e svantaggi dei sistemi di cogenerazione .................................................................... 20 Dalla cogenerazione alla microcogenerazione .......................................................................... 21
2. Tecnologie disponibili nel settore residenziale...................................................................... 27
I Settori applicativi .................................................................................................................... 27 Motori a combustione interna.................................................................................................... 30 Motori a ciclo Stirling ............................................................................................................... 35 Micro Turbina a Gas naturale (MTG) ....................................................................................... 40 Ciclo Rankine ............................................................................................................................ 44 Celle a combustibile (FC).......................................................................................................... 48
3. Caratteristiche delle utenze residenziali................................................................................ 60
Carichi elettrici .......................................................................................................................... 62 Condizionamento....................................................................................................................... 73 Carichi termici ........................................................................................................................... 74
Diagrammi annuali delle richieste elettriche e termiche ....................................................... 76 4. Aspetti di tipo normativo ed autorizzativo............................................................................ 77
5. Analisi economica e finanziaria di vario tipo........................................................................ 87
Utenze monofamigliari .............................................................................................................. 87 Stirling da 0,5 kW.................................................................................................................. 89 Stirling da 1 kW..................................................................................................................... 93 Motore a Combustione Interna da 1 kW ............................................................................... 97 Rankine da 2,5 kW .............................................................................................................. 101
Utenze condominiali................................................................................................................ 105 Motore a Combustione Interna da 4,7 kW .......................................................................... 107 Motore a Combustione Interna da 20 kW .......................................................................... 111 Microturbina a gas da 30 kW ............................................................................................. 115 Striling 1kW con cambio di costo unitario di manutenzione .............................................. 119 Striling 1kW con cambio del carico elettrico ...................................................................... 123 Turbina a Gas 30 kW con cessione totale di energia elettrica............................................. 125
6. Benefici derivanti dall’accoppiare la cogenerazione ad altre tecnologie.......................... 128
Stirling da 0,5 kW................................................................................................................ 130 Stirling da 1 kW................................................................................................................... 134 Motore a Combustione Interna da 1 kW ............................................................................. 138 Motore a Combustione Interna da 4,7 kW .......................................................................... 142
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Motore a Combustione Interna da 20 kW .......................................................................... 146 Microturbina a gas da 30 kW ............................................................................................. 150 Stirling 1kW con cambio del carico elettrico ...................................................................... 154 Stirling da 1kW con finanziamento..................................................................................... 157 Microturbina a gas da 30kW ............................................................................................... 159
7. Considerazioni finali ............................................................................................................. 160
Scelta dell’alternativa migliore................................................................................................ 167 1.Impianti di microcogenerazione per utenze monofamigliari............................................169 2.Impianti di microcogenerazione per utenze condominali ................................................ 170 3.Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze monofamigliari............................................................................................................................................. 171 4.Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze condominiali .. 172
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Premessa Il risparmio energetico e l’utilizzo responsabile delle fonti di energia a disposizione sulla Terra,
induce i ricercatori a porsi continuamente di fronte a sfide nuove, tra le quali, cercare di
migliorare gli impianti di produzione di energia esistenti e di sperimentarne dei nuovi. In questo
contesto va a collocarsi il lavoro di tesi svolto, nell’individuare le possibilità e i limiti di una
tecnologia, la microcogenerazione, applicata in un settore, quello residenziale italiano, dove
ancora oggi ha una diffusione sperimentale; ma che, proprio in questi anni potrebbe avere
sviluppi interessanti.
Nella definizione stessa di cogenerazione si trova il primo importante vantaggio dell’utilizzo di
questo tipo di impianto, la produzione, anche se con rendimenti più bassi di quelli degli impianti
tradizionali, di energia elettrica e termica contemporaneamente. Si riducono le spese per il
combustibile se confrontato con i classici sistemi di approvvigionamento energetico, ovvero la
caldaia a gas per l’energia termica e l’acquisto dalla rete di energia elettrica.
Le tecnologie ora disponibili sono quasi tutte sperimentali, dato che in realtà la
microcogenerazione, ovvero gli impianti di cogenerazione sotto 1MW (come decretato
dall’Autorità per il gas e l’energia italiana), non sono ancora state commercializzate, eccezione
fatta per le taglie di alcune decine di kW. La maggior parte di questi impianti viene alimentata a
gas naturale e in Italia si defiscalizza il gas utilizzato per la produzione di energia elettrica, inoltre
si ha un’ulteriore riduzione delle imposte sul gas utilizzato per l’autoconsumo dell’elettricità
prodotta. A ciò bisogna aggiungere la possibilità di vendere alla rete l’energia elettrica prodotta
in eccesso e che questo, benché non assicuri grandi introiti, anche a causa del fatto che l’energia
elettrica non viene ceduta allo stesso prezzo al quale l’utente la compra, è sicuramente un fattore
importante.
Nonostante ciò il quadro normativo-autorizzativo del Paese non riesce a dare una reale spinta
verso la diffusione della microcogenerazione domestica; questo perché, oltre a non proporre
incentivazioni, per chi decidesse di installare un impianto la trafila burocratica è decisamente
demotivante.
Per quanto riguarda l’impatto ambientale la microcogenerazione presenta sicuramente dei
vantaggi, infatti utilizza una minore quantità di carburante dovuto al fatto che la produzione di
energia termica ed elettrica avviene simultaneamente. Malgrado ciò se andiamo a confrontare
l’impatto ambientale nelle città di questi impianti rispetto ai tradizionali, si registra un incremento
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delle emissioni inquinanti a livello locale. Ciò è dovuto al fatto che le centrali per la produzione
di energia elettrica sono situate in campagna, lontano dalle città, dove il loro contributo
inquinante non si va a sommare a quello urbano, ed è il contrario di quello che accade per gli
impianti di microcogenerazione che invece vengono installati preso le abitazioni.
In questo lavoro di tesi si è tentato di dare un carattere più concreto alle affermazioni di
ricercatori e studiosi, si sono ricreati dei casi reali, ovvero delle utenze con dei bisogni e delle
problematiche esistenti e da quelle si è partiti per scegliere un impianto di cogenerazione adatto
all’utenza. Si sono creati differenti casi pratici, nei quali si è curata soprattutto la parte economica
per sottolineare, nel caso ci fosse, la convenienza dell’impianto, e per fare ciò lo si è sempre
paragonato ai sistemi ai approvvigionamento classici.
I risultai di questo studio sono stati positivi ed suggeriscono, nonostante le questioni normative-
autorizzative e quelle ambientare, l’adozione delle microcogenerazione nel settore residenziale
per la sostituzione delle caldaie domestiche e un ulteriore fonte di approvvigionamento elettrico.
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1. Cos’è la cogenerazione
La generazione distribuita Negli ultimi anni è andato crescendo l’interesse verso la generazione distribuita (GD), per il ruolo
che essa potrà avere in un contesto caratterizzato quasi ovunque da persistenti opposizioni alla
realizzazione di grandi impianti di produzione sopratutto per ragioni di impatto ambientale.
Per caratterizzare la GD, che comprende impianti di tipologia molto diversa, alimentati da diverse
fonti primarie e con caratteristiche molto diversificate, si può far riferimento alle dimensioni del
singolo impianto di produzione ed alla localizzazione nell’ambito del sistema elettrico.
La GD può essere definita come l’insieme degli impianti non direttamente collegati alla rete di
trasmissione nazionale e non assoggettati al sistema di dispacciamento centrale, dunque non
partecipanti alla regolazione di frequenza della rete. In questo senso la generazione distribuita
comprende tutti gli impianti di potenza unitaria inferiore a 10 MVA.
Generalmente quando si parla di generazione distribuita si comprende una vasta casistica di
applicazioni, che hanno in comune due principali caratteristiche:
� L ’energia elettrica viene immessa nella rete di media o di bassa tensione, questo perchè
gli impianti utilizzati nella generazione distribuita sono di una taglia tale da produrre
energia elettrica a bassa o media tensione. Quindi per evitare i costi di trasformazione si
preferisce immettere l’energia elettrica nelle reti adeguate alla tensione generata.
� L’energia elettrica o l’energia termica (entrambe nel caso della cogenerazione) sono
generate in vicinanza dell’utenza. In questo modo si evitano le perdite per trasporto che si
hanno invece nella generazione centralizzata. Inoltre nel caso della cogenerazione si
riesce a recuperare quasi tutto il calore generato.
Certamente la due tipologie di GD più importanti riguardano:
1) La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (eolico, solare, biomasse e rifiuti,
minidraulico, geotermico)
2) La produzione combinata di energia elettrica e calore da combustibili fossili in motori di
taglia medio/piccola (detta cogenerazione).
Secondo le più accreditate organizzazioni istituzionali e quelle rappresentative dell’industria
energetica, i reali benefici della Generazione Distribuita si possono riassumere nei seguenti punti.
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Per quanto riguarda la cogenerazione:
� L’aumento dell’efficienza di utilizzo delle fonti primarie e i conseguenti vantaggi
ambientali (rendimenti medi complessivi, in presenza di utilizzo del calore, del 70÷90%);
� Minori costi: una ampia applicazione delle GD può ridurre drasticamente i costi energetici
a due livelli, quelli dell’utente individuale e quelli delle economie nazionali/internazionali
nel loro insieme;
� Minori perdite di trasmissione e distribuzione. Le perdite di rete si aggirano intorno al 7%
nel nostro Paese, di cui un 5% circa attribuibili alla distribuzione. Un uso più accentuato
della GD contribuisce a limitare tali perdite, oltre a limitare sia l’impatto visivo sia la
crescente congestione delle reti nei Paesi più sviluppati;
� Maggiore power quality: con il crescere della complessità delle odierne tecnologie, cresce
la sensibilità alle fluttuazioni della tensione, questo diventa piú difficile da realizzare in
alcune produzioni da fonti rinnovabili, la GD correttamente integrata con le reti di
distribuzione può migliorare questo aspetto;
� Minore vulnerabilità del sistema elettrico: un sistema di generazione centralizzato basato
su una estesa rete di trasmissione e distribuzione è un target vulnerabile. Una più ampia
diffusione della GD riduce tale vulnerabilità con il risultato di avere un sistema elettrico
più robusto ed affidabile;
� Migliore soluzione per l’elettrificazione di aree remote. Secondo la Banca Mondiale la
generazione distribuita rappresenta una opportunità unica per aiutare i Paesi in via di
sviluppo a progredire verso l’utilizzo di energia pulita, affidabile e a costi sostenibili, in
sostanza verso la crescita economica e la riduzione della povertà.
A tali vantaggi l’uso delle fonti rinnovabili aggiunge:
� Minori emissioni di CO2: la generazione elettrica è responsabile di circa il 40% delle
emissioni globali di anidride carbonica, e sostanzialmente riduzione parziale o totale di
emissioni inquinanti;
� Minore dipendenza dai combustibili fossili, in particolare dal gas naturale; infatti il
consumo di gas si incrementa rapidamente a livello mondiale in quanto si guarda sempre
più a tale combustibile per l’alimentazione di centrali elettriche e di pari passo cresce la
preoccupazione circa la sicurezza delle forniture;
� Una ricaduta in termini di immagine per le aziende e gli enti che vi facciano ricorso.
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Ovviamente non si devono perdere di vista alcune controindicazioni che nel caso della
generazione distribuita da fonti fossili, sono:
I. I costi specifici di installazione e gestione superiori rispetto alla soluzione
convenzionale;
II. La forte dipendenza dal gas naturale, in quanto le tecnologia di cogenerazione piú
diffuse utilizzano questo combustibile;
III. Le emissioni in genere minori rispetto alla generazione separata, ma concentrate a
livello urbano (solitamente la generazione elettrica è localizzata al di fuori delle
città) e più difficili da controllare perchè localizzate nelle aree di consumo;
IV. L’introduzione di vincoli sulla domanda di calore ed elettricità delle utenze;
V. La rumorosità di alcune soluzioni.
Le fonti rinnovabili presentano invece una forte penalizzazione in quanto non programmabili, ad
eccezione delle biomasse e, al di fuori degli interessi della generazione distribuita,
dell’idroelettrico a bacino.
Se però la GD stenta a decollare nel nostro paese, come d’altronde in Europa e nel mondo, è
soprattutto per le motivazioni economiche legate alle caratteristiche del quadro autorizzativo-
normativo-tariffario, aldilà dei pur importanti progressi tecnici ottenuti e attesi.
La GD ha una forte interazione con le reti di distribuzione in quanto viene a determinare un
flusso di energia bidirezionale tra la rete e l’utente. Dal momento che le reti di distribuzione non
sono state progettate per far fronte a esigenze di questo tipo, una penetrazione forte della GD
richiede investimenti sulle reti stesse. Ciò comporta delle trasformazioni che richiedono una
precisa volontà politica nell’aiutare questo tipo di evoluzione del sistema elettrico nel suo
complesso.
In questo momento esistono diversi strumenti normativi/regolatori, sia a livello europeo che
nazionale, che hanno lo scopo di promuovere e favorire lo sviluppo della generazione distribuita
nella sua forma essenzialmente cogenerativa. Si tenterà di riassumere qui di seguito le
disposizioni chiave di tali norme:
a. La direttiva europea luglio 2002 sulla cogenerazione: ha come obiettivo il raddoppio al
2010 della quota di produzione da cogenerazione pari al 22% dell’ elettricità prodotta nei
Paesi della Comunità. Tale obiettivo si traduce in un risparmio di 127 Mt di CO2 al 2010 e
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di 258 Mt al 2020, contributo significativo al raggiungimento dei target europei di
protezione del clima. Inoltre gli Stati Membri debbono prevedere per la cogenerazione ad
elevata efficienza, l’accesso agevolato alle reti e la semplificazione delle procedure
autorizzative. Si qualificano come impianti di cogenerazione ad elevata efficienza quelli
di nuova costruzione che consentono un risparmio energetico del 10% rispetto alle
produzioni separate di energia elettrica e termica e quelli esistenti in cui tale risparmio è
del 5%. Da notare che gli impianti di micro-cogenerazione di taglia inferiore ad 1 MWe
sono automaticamente qualificati ad alta efficienza;
b. Direttiva 2002/91/Ec sulla performance energetica degli edifici: obbliga i proprietari di
nuovi edifici di superficie utile sopra i 1.000 m2 ad effettuare studi di fattibilità per l’
istallazione di impianti cogenerativi oltre ad altre misure da effettuare sugli edifici
esistenti;
c. Decreti sulla efficienza energetica, emessi il 20 luglio 2004 riguardanti l’elettricità e il
gas. Il primo decreto relativo all’elettricità determina :
1. Gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento dell'efficienza energetica degli
usi finali di energia, nonché le modalità per la determinazione degli obiettivi
specifici da inserire in ciascuna concessione per l'attività di distribuzione di
energia elettrica;
2. I criteri generali per la progettazione e l'attuazione di misure e interventi
per il conseguimento degli obiettivi generali e specifici di incremento
dell'efficienza energetica negli usi finali di energia;
3. Le modalità per il controllo della attuazione delle suddette misure e interventi.
Il decreto riguardante il gas definisce:
1. In coerenza con gli impegni previsti dal protocollo di Kyoto, gli obiettivi
quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti
rinnovabili che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione di gas
naturale;
2. I principi di valutazione dell'ottenimento dei risultati di misure e interventi di
risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili;
3. Le modalità per il controllo della attuazione delle suddette misure e interventi.
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In entrambi i decreti si stabilisce che sono soggetti a questi obblighi le imprese di
distribuzione, alla cui rete di distribuzione sono allacciati non meno di 100.000
clienti finali alla data del 31 dicembre 2001.
d. La legge 239/04 (Legge Marzano) stabilisce alcune direttive per favorire le generazione
distribuita:
1. L'energia elettrica prodotta da impianti di produzione sotto i 10 MVA e alimentati da
fonti rinnovabili entrati in funzione dopo il 1 aprile 1999 viene ritirata dal GRTN o dal
distributore a seconda della rete cui gli impianti sono collegati (comma 41).
2. Dovrà essere emanato un decreto legislativo di riordino della normativa tecnica
impiantistica all'interno degli edifici, che promuova un sistema di verifiche
energetiche e di sicurezza più efficace.
3. Hanno diritto all'emissione dei certificati verdi, l'energia elettrica prodotta da impianti
alimentati ad idrogeno, l'energia prodotta da impianti statici alimentati dallo stesso
combustibile e quella prodotta da impianti di cogenerazione per la quota di energia
termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento (comma 71).
4. Gli impianti di microgenerazione (sotto il MWe), omologati secondo quanto disposto
dal Ministero della Attività Produttive di concerto con il Ministero dell'Ambiente e
con il Ministero dell'Interno, sono sottoposti a procedimenti autorizzativi semplificati
ed equivalenti ai generatori di calore di pari potenzialità termica; l'Autorità monitorerà
il loro sviluppo relazionando annualmente sugli effetti della generazione distribuita
(comma 85, 86, 88, 89).
5. I gruppi generatori concorrono alla sicurezza dell'esercizio delle reti di distribuzione e
trasporto con potenze inseribili su richiesta del distributore locale o del GRTN
(comma 108).
6. Il Ministero delle Attività Produttive realizzerà nel triennio 2004-2006 una serie di
azioni volte alla promozione dell'uso efficiente dell'energia e delle fonti rinnovabili
(comma 119).
Concludendo esistono diverse disposizioni che intendono promuovere una decisa
penetrazione della GD principalmente nella sua forma cogenerativa, e molto dipenderà
dall’armonizzazione in tempi brevi di tutti i provvedimenti sopra esposti. Anche se
bisogna tenere a mente che gli obiettivi da soli non bastano. Infatti, indicare in un piano
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energetico o in un decreto il numero di Megawatt da collegare alla rete entro un certo
anno, acquista credibilità solo se tali numeri sono accompagnati da un quadro stabile di
regole, al limite anche severe e senza incentivi. Inoltre bisogna basarsi su analisi
realistiche, difficili da effettuare senza la conoscenza delle caratteristiche dei prelievi
termici delle utenze, sui cui andamenti orari, che determinano la convenienza o meno
della cogenerazione, poco o nulla si sa.
Breve storia e situazione attuale dalla cogenerazione in Italia
La recettività italiana rispetto alla diffusione della cogenerazione può nel complesso essere
considerata abbastanza buona. Nella relazione di luglio 2006 dell’Autorità emerge che il 72%
della produzione elettrica degli impianti di generazione distribuita viene dalla cogenerazione, con
una produzione di circa 4,25 TWh, ottenuta tramite impianti con una potenza installata di circa
1.054 MW.
Storicamente il primo passo verso la cogenerazione si mosse nel 1988 con il Piano Energetico
Nazionale (PEN) e le successive leggi attuative 9 gennaio 1991, n. 9 e 10 e il Provvedimento CIP
6/92 che diedero un nuovo impulso allo sfruttamento delle fonti di energia rinnovabile e alla
cogenerazione.
La legge n.9, in particolare, liberalizzò la produzione dell'elettricità purché legata ad impianti di
cogenerazione, fonti rinnovabili e utilizzo di rifiuti o residui, con la possibilità di autoconsumare
o di cedere alla rete nazionale.
Nel 1997 la Commissione europea fissò l’obiettivo di raddoppiare la quota totale di produzione
di elettricità da cogenerazione della Comunità dal 9% nel 1994 al 18% entro il 2010. Tale
approccio fu sostenuto anche dal Consiglio, nella sua risoluzione del 18 dicembre 1997 su una
strategia comunitaria volta a promuovere la combinazione di calore ed energia, e dal Parlamento
europeo, nella sua risoluzione del 23 aprile 1998 sulla strategia comunitaria volta a promuovere
la combinazione di calore ed energia.
Più recentemente, nel giugno 2001, il programma Europeo per il Cambiamento Climatico
(ECCP) ha dichiarato che una direttiva sulla cogenerazione potrebbe condurre potenzialmente a
risparmiare, entro il 2010, almeno 65 milioni di tonnellate di CO2 all’anno, il che equivale
grossomodo all’intera quantità di emissioni dell’Austria.
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Il Programma Europeo per il Cambiamento Climatico ha evidenziato la necessità di una direttiva
sulla cogenerazione per integrare e rafforzare le misure esistenti, volte a promuovere la
cogenerazione in linea con l’obiettivo comunitario di raddoppiare la quota di elettricità da
cogenerazione prodotta nell’UE dal 9% nel 1994 al 18% nel 2010.
Il programma d’azione ambientale della Comunità europea del 22 luglio 2002 (decisione
1600/2002 del PE e del Consiglio) ha cercato di creare un quadro per lo sviluppo della
cogenerazione e per l’adozione di una serie di misure a favore del rendimento energetico che
riducano le emissioni di CO2 e di altri gas a effetto serra. I tempi necessari affinché i nuovi
impianti divengano operativi possono tuttavia ostacolare il pieno raggiungimento di questo
obiettivo secondo il calendario previsto, e per questo motivo si cercherà di raggiungerlo nel 2012,
anziché nel 2010, il che darebbe comunque un buon contributo al rispetto dell’obiettivo del
Protocollo di Kyoto nel primo periodo d’impegno 2008-2012.
Gli Stati membri che nel 2002 non avevano ancora utilizzato il proprio potenziale di
cogenerazione avrebbero dovuto contribuire almeno allo stesso obiettivo dell’UE nel suo
insieme.
Gli Stati membri che avevano invece ben sviluppato la cogenerazione in passato (Austria,
Danimarca, Finlandia e Paesi Bassi) devono adottare tutte le politiche e misure necessarie a
mantenere quanto meno le loro capacità originali di cogenerazione fino al 2012. Tale
disposizione consente di mantenere la capacità di cogenerazione anche in quei paesi che possono
essere colpiti negativamente dalla liberalizzazione del mercato energetico dell’UE.
La direttiva europea 2004/8/CE intende accrescere l'efficienza energetica e migliorare la
sicurezza dell'approvvigionamento creando un quadro per la promozione e lo sviluppo della
cogenerazione ad alto rendimento di calore ed energia, basata sulla domanda di calore utile e sul
risparmio di energia primaria, nel mercato europeo, tenendo conto delle specifiche situazioni
nazionali, in particolare riguardo alle condizioni climatiche e alle condizioni economiche.
Entro il 21 febbraio 2006 gli Stati membri hanno dovuto pubblicare una relazione contenente i
risultati delle analisi e delle valutazioni, qui di seguito si sintetizzano i punti salienti della
rapporto:
� Gli Stati membri o gli organi competenti devono mettere in atto idonei meccanismi per
assicurare che le garanzie di origine dell’energia elettrica prodotta siano accurate ed
affidabili; inoltre si devono illustrare i provvedimenti adottati per garantire l'affidabilità
del sistema di garanzia.
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� Gli Stati membri devono effettuare un'analisi del potenziale nazionale per l'attuazione
della cogenerazione ad alto rendimento, compresa la micro-cogenerazione ad alto
rendimento.
� Gli Stati membri o gli organi competenti, nominati dagli Stati membri, devono valutare il
quadro legislativo e regolamentare esistente in rapporto alle procedure di autorizzazione
applicabili alle unità di cogenerazione ad alto rendimento. Si procede a tale valutazione
allo scopo di:
a) favorire la progettazione di unità di cogenerazione;
b) ridurre gli ostacoli di ordine regolamentare e di altro tipo all'aumento della
cogenerazione;
c) razionalizzare e accelerare le procedure;
d) garantire che le norme siano oggettive, trasparenti e non discriminatorie e tengano
pienamente conto delle particolarità delle varie tecnologie di cogenerazione.
� Gli Stati membri, ove opportuno nel contesto della legislazione nazionale, devono fornire
indicazioni sui progressi realizzati in materia di cogenerazione. Successivamente, per la
prima volta entro il 21 febbraio 2007 e in seguito ogni quattro anni, gli Stati membri
pubblicano, dietro richiesta della Commissione, la loro valutazione dei progressi compiuti
per aumentare la quota della cogenerazione ad alto rendimento.
Per definire la cogenerazione in modo completo ed efficace si farà ricorso a due tipi di
definizioni, la prima sarà di tipo legislativo,la Direttiva 42/02 dell’AEEG (Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas), la seconda invece sarà di tipo puramente tecnico-energetico.
La direttiva italiana che definisce la cogenerazione Si definisce cogenerazione, ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99 e
dell'articolo 2, del decreto legislativo n. 164/00, un sistema integrato di produzione combinata di
energia elettrica o meccanica e di energia termica, entrambe considerate energie utili, realizzato
dalla sezione di un impianto per la produzione combinata di energia elettrica e calore, che, a
partire da una qualsivoglia combinazione di fonti primarie di energia e con riferimento a ciascun
anno solare, soddisfi entrambe le condizioni concernenti il risparmio di energia primaria e il
limite termico.
Ai fini del riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come
cogenerazione bisogna definire l'indice di risparmio di energia IRE ,ovvero il rapporto tra il
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risparmio di energia primaria conseguito dalla sezione di cogenerazione rispetto alla produzione
separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica e l’energia primaria richiesta dalla
produzione separata:
indts
indt
civts
civt
es
e
c
EE
p
E
EIRE
,
,
,
,
1
ηηη++
⋅
−=
Dove:
- Ec è l’energia primaria dei combustibili utilizzati da una sezione di produzione combinata di
energia elettrica e calore.
- Ee è l’ energia elettrica netta di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e
calore.
- Et è l’ energia termica utile di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore.
In particolare l’Et,civ è l’ energia termica utile per usi civili, mentre l’ Et,ind è l’energia termica
utile per usi industriali.
- ηts è il rendimento termico netto medio annuo. In particolare ηts,civ è il rendimento termico netto
medio annuo della modalità di riferimento per la produzione di sola energia termica per usi civili
Et,civ ed è fissato pari ad 0.8; mentre ηts,ind è il rendimento termico netto medio annuo della
modalità di riferimento per la produzione di sola energia termica per usi industriali Et,ind ed è
fissato pari ad 0.9.
- p è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di trasformazione dell’energia
elettrica che gli impianti cogenerativi comportano quando autoconsumano l’energia elettrica
autoprodotta, evitando le perdite associate al trasporto di energia elettrica fino al livello di
tensione cui gli impianti stessi sono allacciati o quando immettono energia elettrica nelle reti di
bassa o media tensione, evitando le perdite sulle reti, rispettivamente, di media e alta tensione. Il
coefficiente p è calcolato come media ponderata dei due valori di perdite evitate pimmessa e pautocons
rispetto alle quantità di energia elettrica autoconsumata Eeautocons ed immessa in rete Eeimmessa,
secondo la seguente formula:
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autoconsimmessa
autoconsautoconsimmessaimmessa
EeEe
EepEepp
+⋅+⋅
=
I valori di pimmessa e pautocons dipendono dal livello di tensione cui è allacciata la sezione di
produzione combinata di energia elettrica e calore e sono riportati nella seguente tabella:
Livello di tensione cui è allacciata
la sezione
Pimmessa Pautocons
BT (bassa tensione) 1-4.3/100 1-6.5/100
MT (media tensione) 1-2.8/100 1-4.3/100
AT/AAT (alta e altissima tensione) 1 1-2.8/100
- ηes il rendimento elettrico netto medio annuo delle modalità di riferimento per la produzione
separata di sola energia elettrica, differenziato per ciascuna fascia di taglia di riferimento, e per
ciascun tipo di combustibile utilizzato, secondo i valori riportati nella seguente tabella:
Taglia di riferimento, in MWe, ai fini della determinazione del parametro ηes
Gas naturale, Gpl, Gnl, gasolio
Olio combustibile, nafta
Combustibili solidi fossili, coke di petrolio, orimulsion
Rifiuti solidi organici, inorganici e biomasse
≤ 1 MWe 0,38 0,35 0,33 0,23
> 1 - ≤ 10 MWe 0,40 0,36 0,34 0,25
> 10 - ≤ 25 MWe 0,43 0,38 0,36 0,27
> 25 - ≤ 50 MWe 0,46 0.39 0,37 0,27
> 50 - ≤ 100 MWe 0,49 0,39 0,37 0,27
> 100 -≤ 200 MWe 0,51 0,39 0,37 0,27
> 200 -≤ 300 MWe 0,53 0,39 0,37 0,27
> 300 -≤ 500 MWe 0,55 0,41 0,39 0,27
> 500 MWe 0,55 0,43 0,41 0,27
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Quindi, calcolato l’indice di risparmio di energia IRE come appena mostrato, questo non deve
essere inferiore al valore minimo IREmin che, fino al 31 dicembre 2005, viene fissato pari a
0,050 (5,0%) per le sezioni esistenti, pari a 0,080 (8,0%) per i rifacimenti di sezioni, e pari a
0,100 (10,0%) per le sezioni di nuova realizzazione.
Il limite termico LT è il rapporto tra l’energia termica utile annualmente prodotta Et e l’effetto
utile complessivamente generato su base annua dalla sezione di produzione combinata di energia
elettrica e calore, pari alla somma dell’energia elettrica netta e dell’energia termica utile prodotte
(Ee + Et), riferiti all’anno solare, secondo la seguente formula:
EtEe
EtLT
+=
Il limite termico non deve essere inferiore al valore minimo LTmin che, fino al 31 dicembre
2005, viene fissato pari a 0,150 (15,0%). Nel caso di sezioni di nuova realizzazione che
soddisfino la condizione di IREmin, ma non soddisfano la condizione per il limite termico LT è
ammessa, l’esenzione dal predetto obbligo per la quota di energia elettrica che soddisfa il limite
termico di 0,150 (15,0%). Si assume che nel calcolo del limite termico LT per gli impianti di
produzione combinata di energia elettrica e calore con potenza nominale inferiore a 10 MVA la
sezione di produzione coincide con l’impianto stesso.
17
Principi energetici e definizioni della cogenerazione L’idea di base della cogenerazione è ben nota: in ogni ciclo termodinamico motore, che generi
energia elettrica utilizzando come fonte energetica calore ad alta temperatura (in particolare
quello generato dalla combustione di un combustibile fossile), è necessario cedere calore a più
bassa temperatura, in genere all’ambiente. Il calore ceduto, direttamente scaricando i prodotti di
combustione e/o indirettamente con uno scambiatore di calore, è una quota rilevante del calore
introdotto nel ciclo ed è , a tutti gli effetti, una perdita che penalizza le prestazioni energetiche
del ciclo motore. Se questo calore, in tutto o in parte, viene recuperato perché esiste un
utilizzatore termico, si realizza un processo cogenerativo, e si migliora l’efficienza
termodinamica del processo.
La seguente Figura, elaborata dal GRTN (Gestore del Sistema Elettrico), illustra
schematicamente il confronto tra la produzione convenzionale e quella combinata; nel caso della
produzione combinata il rendimento totale risulta più elevato, anche assumendo,
cautelativamente, che il rendimento elettrico sia più basso:
Co
me
reci
tan
o
tutt
e le definizioni e le normative relative alla cogenerazione, appena viste, il processo cogenerativo
deve consentire un risparmio energetico significativo rispetto alla generazione separata dei due
beni energetici prodotti dalla cogenerazione, vale a dire energia elettrica e calore. Naturalmente
non è banale stabile quali sono i riferimenti appropriati per la generazione separata di calore, e
soprattutto di elettricità.
18
Si richiameranno ora le definizioni di alcuni indici classici che identificano le prestazioni dei
processi cogenerativi.
-ηel rendimento elettrico netto definito come rapporto tra l’energia elettrica netta prodotta e
l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile, valutata con riferimento al potere
calorifico inferiore (PCI).
PCIm
E
f
elel ⋅
=η
- ηth rendimento termico netto definito come il rapporto tra l’energia termica netta prodotta e
l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile.
PCIm
Q
f
thth ⋅
=η
- ηtot rendimento totale definito come il rapporto fra gli effetti utili (somma di energia elettrica
netta e calore) e l’energia termica introdotta con il combustibile.
PCIm
QE
f
theltot ⋅
+=η
- ηel,eq rendimento elettrico equivalente definito come il rapporto tra l’energia elettrica netta
prodotta e l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile attribuibile alla
generazione di calore, calcolata rispetto a un rendimento termico di riferimento.
( )rifththf
eleqel QPCIm
E
,, η
η−⋅
=
19
- IIη rendimento del II principio, definito come il fattore di utilizzo del combustibile, come
rapporto tra la somma degli effetti utili e l’energia entrante con il combustibile, ma pesando i
valori in funzione del loro pregio termodinamico, grazie alla funzione di stato di exergia (indicata
con Ex).
infuelf
QthelII Exm
ExE
,⋅+
=η
- PER Rapporto di energia primaria (Pirmary Energy Ratio) definito come il rapporto, a parità di
energia elettrica netta e di energia termica utile generata, fra l’energia primari che utilizzerebbe
un sistema di riferimento basato su una metodologia convenzionale non cogenerativa (ηel,rif e
ηth,rif sono i valori di riferimento per la generazione separata rispettivamente di elettricità e
calore) e quella utilizzata dal sistema cogenerativo. Quando il PER è maggiore del valore
unitario, significa che la generazione separata comporterebbe un maggior consumo di energia
primaria, e quindi che il sistema cogenerativo risparmia energia primaria.
PCIm
QE
PERf
rifth
th
rifel
el
⋅
+= ,, ηη
Sia il rapporto di energia primaria PER, sia l’indice di risparmio energetico IRE sono indici
compartivi, che assumono valori diversi a seconda dello scenario di riferimento che identifica le
prestazioni del sistema convenzionale di generazione separata, a cui l’impianto cogenerativo si
sostituisce. L’indice PER è strettamente legato all’indice IRE dalla relazione :
( )PERIRE 11−=
20
Benefici e svantaggi dei sistemi di cogenerazione Come ogni tipo di tecnologia, anche la cogenerazione presenta vantaggi e svantaggi, ovviamente
ogni tipo di impianto cogenerativo ha differenti proprietà e limitazioni, per ora si definirà un
quadro generale dei principali fenomeni collegati all’adozione di impianti cogenerativi.
I principali benefici, che in parte riprendono quelli già visti per la generazione distribuita,
possono essere così sintetizzati:
� Aumento dell’efficienza di utilizzo delle fonti primarie, in termini di risparmio di energia
primaria, che si traducono direttamente in conseguenti vantaggi ambientali, ovvero in
minori emissioni di gas climalteranti (CO2) e rendimenti complessivi del 70-80%;
� Riduzione dei flussi elettrici sulle reti di trasporto e distribuzione (le perdite di rete si
aggirano intorno al 7% in Italia e le reti di distribuzione lavorano a pieno carico);
� Miglioramento dell’affidabilità della fornitura in termini di continuità power qualità, ;
� Aumento della stabilità per le reti congestionate;
� Maggiore sicurezza relativamente ad attentati.
Mentre i principali svantaggi sono:
� Costi di installazione e di gestione superiori rispetto ad alcune soluzioni in uso;
� Forte dipendenza dal gas naturale;
� Le emissioni in genere minori rispetto alla generazione separata, ma concentrate a livello
urbano (solitamente la generazione elettrica è localizzata al di fuori delle città) e più
difficili da controllare perchè localizzate nelle aree di consumo;
� Rumorosità di alcune soluzioni.
21
Dalla cogenerazione alla microcogenerazione La produzione combinata di energia elettrica e calore (Chp), come si è detto, copre in Italia una
buona quota del totale dell’energia prodotta. Tale percentuale è tuttavia quasi completamente
assorbita da cogenerazione di grande taglia in processi industriali centralizzati. Se si analizza
invece la microcogenerazione (cogenerazione distribuita di taglia inferiore a 1.000 kWe), il
quadro risulta completamente diverso: i maggiori Paesi europei presentano infatti, rispetto
all’Italia, non solo una crescente diffusione di generazione distribuita di energia elettrica da fonti
rinnovabili ma anche una maggiore penetrazione di piccoli impianti di cogenerazione a
combustibile tradizionale.
Ad esempio in Germania, alla fine del 2001 risultavano installati più di 14.000 impianti di
cogenerazione a combustione interna di
taglia inferiore ad 1 MWe, per un totale
di 3.000 MWe di capacità. Il principale
“driver” di mercato che influenza la
cogenerazione a gas è naturalmente
costituito dal differenziale tra la tariffa
elettrica ed il costo del gas convertito
in energia elettrica (“spark spread”). In
Figura è riportato un confronto tra gli andamenti di questo fattore in Italia ed in Germania negli
anni 2000 e 2001. Come si vede, il differenziale risulta particolarmente favorevole alla
installazione di cogenerazione nel nostro Paese.
Il confronto tra Italia e Germania dimostra pertanto che lo spark spread da solo non giustifica la
diffusione della cogenerazione. Il fattore determinante è certamente costituito da un quadro di
regole che valorizzi opportunamente il risparmio energetico primario ottenibile dalla
cogenerazione ed il conseguente effetto sull’ambiente.
In Italia, in attuazione del Decreto Bersani, di concerto con il Ministero dell’Ambiente emise due
decreti (Dm del 20/7/2004) che individuano gli obiettivi quantitativi per “l’incremento
dell’efficienza energetica negli usi finali” in termini di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep)
risparmiati. L'obiettivo che si propongono i decreti è quello di conseguire, alla fine del primo
quinquennio di applicazione (2005-2009) un risparmio di energia pari a 2,9 milioni di tonnellate
equivalenti di petrolio (Mtep) all'anno, valore equivalente all'incremento annuo dei consumi
22
nazionali di energia registrato nel periodo 1999-2001. La riduzione dei consumi complessivi
nazionali di energia concorrerà al conseguimento degli obiettivi di riduzione dei gas serra in
relazione agli impegni assunti dall'Italia nell'ambito del Protocollo di Kyoto e porterà benefici
economici e sociali.
Per raggiungere questi obiettivi i decreti obbligano i distributori a presentare dei Titoli di
Efficienza Energetica (Tee) o certificati bianchi emessi dal GRTN, che attestino il risparmio
energetico ottenuto attraverso interventi presso gli utenti finali. Virtualmente ogni tecnologia di
miglioramento di efficienza energetica può essere ammessa al meccanismo.
Per adempiere agli obblighi ministeriali e ottenere il risparmio energetico prefissato i distributori
possono:
1. Attuare progetti a favore dei consumatori finali che migliorino l'efficienza energetica delle
tecnologie installate o delle relative pratiche di utilizzo, ottenendo i relativi certificati
bianchi.
2. Acquistare da ESCO i Titoli di Efficienza Energetica che attestano il conseguimento di
risparmi energetici da essi ottenuti.
I costi sostenuti dai distributori per adempiere agli obblighi di risparmio energetico potranno
essere coperti attraverso risorse di varia natura:
• Quote di partecipazione dei clienti partecipanti,
• Finanziamenti statali, regionali, locali, comunitari,
• Ricavi dalla vendita dei titoli di efficienza energetica.
Una parte dei costi sostenuti troverà copertura attraverso le tariffe di trasporto e distribuzione
dell'energia elettrica e del gas naturale in base a criteri che saranno stabiliti dall'Autorità prima
dell'avvio del meccanismo.
Il mancato rispetto degli obblighi sarà sanzionato dall'Autorità, che ha il compito di verificare il
conseguimento degli obiettivi di risparmio energetico controllando che ogni distributore detenga
un numero di titoli di efficienza energetica equivalente a quello previsto dai decreti.
23
L'emissione dei titoli viene effettuata sulla base di una comunicazione dell'Autorità che certifica i
risparmi conseguiti. L'Autorità infatti verifica e controlla che i progetti siano stati effettivamente
realizzati in conformità con le disposizioni dei decreti e delle regole attuative definite
dall'Autorità stessa.
La compravendita di questi titoli avviene tramite contratti bilaterali o in un mercato apposito
istituito dal Gestore del mercato elettrico e regolato da disposizioni stabilite dal Gestore stesso
d'intesa con l'Autorità. La possibilità di scambiare titoli di efficienza energetica consente ai
distributori che incorrerebbero in costi marginali relativamente elevati per il risparmio di energia
attraverso la realizzazione diretta di progetti, di acquistare titoli di efficienza energetica da quei
soggetti che invece presentano costi marginali di risparmio energetico relativamente inferiori e
che pertanto hanno convenienza a vendere i propri titoli sul mercato.
Nel caso di un’applicazione cogenerativa destinata alla produzione di calore per il riscaldamento
di ambienti e produzione di acqua calda, esiste un’apposita descrizione tecnica fornita
nell’Allegato A della delibera n°177/05 che definisce la procedura per calcolare il risparmio di
energia primaria conseguito dall’impianto, sulla base dell’IRE.
Risparmio netto di energia primaria conseguibile (RN):
eft RNRNRNRN ++=
con:
tt EPIRERN *mod=
ff EPIRERN *mod=
( )[ ]immessaEee EefEPIRERN *148.0*mod −−=
24
dove:
( )ntt PLogEFEP 10*03.077.0/*086.0 +=
ff EFIREEP *=
EefEP Ee *=
( ) EPEPEPIRE c−=mod con EP = EPt + EPf + EPe ed EPc = 0,086*Ec
- EFt la quota di energia termica destinata a usi diretti di riscaldamento, post-riscaldamento e
produzione di acqua calda sanitaria, misurata in MWh.
- EFf l’ energia frigorifera destinata a usi diretti di raffrescamento ambienti, misurata in MWh.
- EP l’energia primaria complessiva associata ai flussi energetici complessivi dell’impianto,
come somma di EPt (l’energia primaria corrispondente all’energia termica fornita), di EPf
(l’energia primaria corrispondente all’energia frigorifera fornita) e di Epe (l’energia primaria
corrispondente all’energia elettrica netta prodotta) misurata in Tep.
In sintesi i principali aspetti che farebbero dell’Italia il mercato ideale per la microcogenerazione
a gas naturale sono:
� Spark Spread favorevole;
� Alta penetrazione della distribuzione di gas naturale;
� Sistema di incentivi dei certificati bianchi;
� Agevolazioni previste per la cogenerazione in molte installazioni di tipo civile.
Un punto cruciale, però per la competitività economica della microcogenerazione è
indubbiamente la valorizzazione dell’energia elettrica prodotta. Com’è facilmente intuibile i
consumi di un’utenza di piccola taglia hanno un andamento molto irregolare nel tempo, per cui
una conduzione del microcogeneratore elettrico che vari la produzione di energia elettrica in base
agli autoconsumi, è nella maggior parte dei casi impensabile. La possibilità di valorizzare
adeguatamente l’energia elettrica ceduta alla rete è quindi un requisito irrinunciabile per un
microcogeneratore. Sono ipotizzabili tre linee di principio sulle quali si può agire:
25
� Stabilire prezzi di cessione fortemente incentivanti (come nel caso dei certificati verdi per
l’energia da fonti rinnovabili e teleriscaldamento);
� Applicare un approccio net metering, ovvero applicare ugual prezzo all’energia ceduta e
acquistata,che consenta quindi di compensare su base annua la produzione e l’acquisto di
energia elettrica;
� Applicare rapporti ragionevoli fra le tariffe di cessione di acquisto, rapporto definito come
reverse metering factor, RMF.
Se si analizza la tariffazione vigente, la situazione italiana si presenta sfavorevole. La recente
delibera AEEG n°34/05 del febbraio 2005 stabilisce che, per un impianto di cogenerazione
inferiore a 10MVA, la possibilità di vendere energia elettrica prodotta in esubero a un prezzo per
fasce orarie stabilite dell’Acquirente Unico e aggiornato mensilmente. La delibera ribadisce
inoltre l’obbligo da parte del distributore locale di ritiro, a queste condizioni di prezzo,
dell’energia elettrica ceduta alla rete da un impianto cogenerativo.
Al prezzo di vendita si aggiunge anche la componente CTR (Costi di Trattamento e Riciclo),
diversificata per fasce, riconosciuta agli impianti che producono in bassa (BT) o media tensione
(MT) e applicata all’energia elettrica immessa in rete. Tale componente rappresenta un ricavo,
perché viene restituita dal distributore e tiene conto dei costi di trasporto evitati sulle linee di alta
tensione. I valori di CTR vengono aggiornati annualmente e pubblicati da AEEG.
Dal punto di vista degli oneri, invece, un impianto di cogenerazione è soggetto al pagamento al
GRTN di un corrispettivo per il servizio di trasporto (in BT e MT), per ogni kWh immesso in
rete: anche questo valore viene aggiornato annualmente pubblicato da AEEG. Inoltre il
cogeneratore deve pagare gli oneri relativi al servizio di dispacciamento, per l’energia elettrica
immessa in rete. Il valore di questo onere è valutato dal GME per ciascuna ora.
A titolo esemplificativo, si riporta la seguente tabella (Fonte: Macchi, Campanari, Silvia, "La
microcogerazione a gas naturale”, POLIPRESS 2006), dove oltre a riassumete le principali voci
che compongono la tariffa di cessione, si riporta anche le tariffe di acquisto biorarie per gli utenti
in bassa tensione, e il parametro RMF che ne deriva. Con l’eccezione delle ore in fascia F1, il
prezzo di vendita è sempre inferiore almeno alla metà, a quello di acquisto.
26
F1 (€/MWh) F2 (€/MWh) F3 (€/MWh) F4 (€/MWh)
Prezzo vendita 116.910 79.652 48.606 46.487
CTR 7.700 4.900 3.200 1.400
Corrispettivo
per trasporto
-0.254 -0.254 -0.254 -0.254
CCT -2.000 -2.000 -2.000 -2.000
Ricavo netto
vendita
122.356 82.298 29.552 45.633
Prezzo acquisto 167.567 152.900
RMF 0.730 0.490 0.296 0.298
È evidente come gli incentivi economici per la cogenerazione risultino insufficienti, a causa della
bassa valorizzazione dell’ energia elettrica prodotta, soprattutto per gli impianti di piccola taglia.
27
0 50 100 150 200 250
Centri sportivi
Centri commerciali
Alberghi
Ospedali
2. Tecnologie disponibili nel settore residenziale
I Settori applicativi I settori applicativi attualmente piú promettenti per la microcogenerazione sono il terziario, la
piccola e media industria, e il residenziale.
Secondo uno studio di mercato effettuato da SNAM nel 2001, il potenziale applicativo di
cogenerazione nel mercato italiano del terziario risultava essere distribuito fra gli ospedali, con
circa 150 MWel di potenza cumulata installabile, seguiti da centri commerciali e alberghi, ognuno
con circa 100 MWel , Figura 2.1.
Più limitato il settore industriale, Figura 2.2.
0 5 10 15 20 25 30
Tessile
Meccanico
Laterizi
Chimico
Ceramico
Carta
28
Ragionando in un’ottica più di lungo termine, spazi di mercato interessanti per le applicazioni di
microcogenerazione potrebbero venire anche dalle applicazioni su scala piú ridotta, nel settore
residenziale, dove l’esistenza di un numero elevato di potenziali clienti potrebbe dar luogo a
potenze cumulate installabili di gran lunga superiori a quelle previste per il settore terziario. Se
prendiamo come esempio limite di “micro” generazione l’applicazione monofamigliare
domestica, l’idea è quella di sostituire gradualmente il mercato delle caldaiette domestiche a gas
naturale con oggetti che abbiano le stesse caratteristiche di sicurezza, semplicità d’uso e
installazione, ma che siano in grado di coprodurre elettricità e calore, in modo “intelligente”, vale
a dire recuperando sempre integralmente il calore e concentrando la produzione elettrica nei
periodi in cui essa è più pregiata. Questo non è sempre possibile, lo si comprende sopratutto
guardando i diagrammi di carico del prossimo capitolo, dato che la richiesta di questi due tipi di
energie non coincide di continuo; ed è per questo che si possono individuare tre differenti vie per
valorizzare l’energia prodotta:
• L’energia termica è quella che costa di più all’utente, quindi si può pensare di azionare il
cogeneratore nei momenti di maggiore richiesta termica;
• Si può pensare di far funzionare il cogeneratore nelle ore di massima valorizzazione
dell’energia elettrica, incrementando al massimo i profitti legati alla vendita di
quest’ultima;
• Si può produrre energia in maniera costante e destinare una parte dell’energia elettrica
alla vendita in rete, quando non autoconsumata, ed acquistare la parte mancante di
energia nei momenti di maggiore richiesta.
Per conseguire questo progetto ci si deve confrontare con la tecnologia attualmente disponibile.
In generale, all’aumentare della taglia si
assiste ad un incremento dei rendimenti
elettrici netti ottenibili, ma la situazione è in
realtà molto complessa, come dimostrato
dalla seguente Figura 2.3 ove sono
rappresentate le varie tecnologie descritte
nel proseguo di questo capitolo, assieme alle
tecnologie di generazione elettrica
29
tradizionale. Si va dai rendimenti di pochi percento dei sistemi fotovoltaici ai rendimenti
superiori al 70% dei sistemi ibridi. Il grafico mette in evidenza come le celle a combustibile, da
sole per impianti di qualche kWe a qualche MWe, accoppiate a turbine a gas per impianti da
qualche centinaio di kWe, consentano rendimenti elettrici superiori a quelli di ogni altra
tecnologia basata sui processi di combustione, sia interna che esterna.
Peraltro, rendimenti elettrici elevati sono certamente importanti, ma la pratica cogenerativa dà
spazio, in termini di risparmi energetici, anche a tecnologie con rendimenti elettrici moderati a
cui spesso corrispondono alti rendimenti totali, come illustrato nella Figura 2.4.
Tutte le tecnologie descritte in questo capitolo, quando operano con recupero di calore totale
(meglio se recuperano anche calore di condensazione), sono in grado di avere indici di risparmio
energetico (IRE) positivi, non solo quando sono confrontati con i parametri di riferimento
dell’AEEG ma anche rispetto alle migliori tecnologie di generazione separata .
30
Motori a combustione interna I motori a combustione interna (MCI) sono stati studiati e applicati già dalla seconda metà
dell’800 e hanno conosciuto uno sviluppo industriale notevole grazie alla loro diffusione come
propulsori per gli autoveicoli. A partire dalla seconda metà del secolo scorso sono stati impiegati
anche nella cogenerazione industriale e, più recentemente, grazie alla disponibilità sul mercato di
modelli di piccola potenza, nei settori civili e terziario. Le taglie dei motori disponibili per
cogenerazione attualmente vanno da 1kWe a oltre 60 MWe. Per la microcogenerazione si usano
motori di taglia fino a 500 kWe circa.
Tra le varie tecnologie esposte in questo capitolo, i MCI hanno l’indubbio vantaggio di essere
una tecnologia matura, conosciuta e applicata da tempo e caratterizzata da un’ampia diffusione in
vari settori. Hanno raggiunto quindi un’elevata affidabilità, hanno rendimenti piuttosto alti e costi
relativamente contenuti e vengono largamente impiegati nella cogenerazione; elementi di
debolezza sono invece il costo di manutenzione piuttosto elevato, una certa rumorosità di
funzionamento, la presenza di vibrazioni e la necessità di impiegare sistemi di abbattimento degli
inquinanti per raggiungere livelli di emissioni (NOx, CO) confrontabili con quelli delle migliori
tecnologie concorrenti, quali turbine a gas. Da questo punto di vista occorre sottolineare che nel
campo della microcogenerazione i MCI speso vengono preferiti ad altre tecnologie, anche quando
il confronto tecnico-economico dimostra una sostanziale equivalenza tra le scelte o addirittura un
sostanziale svantaggio per i motori. Ciò accade a causa di una naturale predisposizione a favore
di tecnologie note e soluzioni tecniche già ampiamente impiegate.
31
Vi sono una pluralità di motori a combustione interna, in tutti vi è però il ripetersi di un ciclo
termodinamico simile (Figura 2.5):
1. aspirazione: è la prima fase del ciclo termodinamico di un motore a combustione interna e
si differenzia a seconda che si tratti di un motore a due o quattro tempi. Nel motore a
quattro tempi la fase di aspirazione comincia con l'apertura della o delle valvole di
aspirazione, che permettono al pistone di risucchiare all'interno del cilindro la massa
gassosa composta da aria e carburante formata dal carburatore o dall'iniettore. Nel motore
a due tempi l'operazione è la stessa, anche se non esiste valvola di aspirazione. In questo
caso è il pistone che, arretrando verso il Punto Morto Inferiore (PMI), libera delle aperture
presenti nel cilindro (dette travasi) che permettono alla miscela aria-carburante di
invadere il cilindro.
2. compressione e combustione: il pistone si
muove dal PMI al PMS (punto morto
superiore), determinando un forte aumento di
pressione e di temperatura, successivamente
avviene la fase di combustione, con il pistone
fermo al PMS, e quindi istantaneamente.
3. espansione: avviene quando il pistone si muove
dal PMS al PMI, determinando una forte e
rapida diminuzione di pressione di temperatura,
ed è l’unica fase attiva in cui il gas produce
lavoro;
4. scarico forzato: la valvola di scarico si apre permettendo una più veloce fuoriuscita dei
gas preparando una risalita del pistone al punto morto superiore più veloce e meno
dispendiosa. I gas di scarico salgono quindi lungo il collettore di scarico e fuoriescono
dalla marmitta. Nei motori moderni i gas di scarico attraversano dei catalizzatori che
trasformano parte dei composti più tossici in composti inerti o comunque meno pericolosi.
Alcuni silenziatori contribuiscono inoltre ad ridurre il rumore proveniente dal motore.
L'aspirazione e lo scarico servono per lo scambio dei gas e per preparare il nuovo ciclo, mentre la
compressione ed espansione producono la trasformazione chimica attraverso energia termica
(calore) ed energia potenziale (pressione) in energia meccanica (potenza).
32
Il rendimento del ciclo reale è dato da:
fmil ηηηη =
dove :
- lη :rendimento limite ovvero il rendimento del MCI con macchina ideale e fluido reale;
- iη :rendimento interno tiene conto di tutte le perdite legate agli aspetti tecnologici della
macchina;
- mη : rendimento meccanico influenzato dagli attriti meccanici e dalle perdite inerziali;
- f è un fattore di correzione che tiene conto di perdite causate da ausiliarie e accessori.
Il MCI è molto adatto per scopi cogenerativi soprattutto in due casi:
a) Quando è richiesto contemporaneamente calore a bassa temperatura (ad esempio per il
riscaldamento) e calore a temperatura intermedia (per esempio vapore in un processo
industriale).
b) Quando è richiesto esclusivamente calore a bassa temperatura. Il MCI è dunque
frequentemente impiegato in applicazioni che richiedano produzione di acqua calda a
temperature comprese tra i 70°C ed i 120°C, come per esempio nel caso di riscaldamento
degli ambienti, questo favorisce i MCI nel caso di applicazioni domestiche dove, a
differenza degli usi industriali non si ha bisogno di vapore.
Come si può vedere dalla Figura
2.6, considerando 100% di
energia data dal gas naturale
immesso nel MCI, avremo il 20%
di perdite, del 38% di energia
meccanica il 36% viene
convertita in energia elettrica; il
42% dell’energia termica
utilizzabile si ripartisce in 18% a
90°C e 24% a 120°C.
33
Recentemente sono stati proposti sul mercato alcuni modelli di MCI di piccolissima taglia adatti
al settore di cogenerazione domestica,con taglie comprese tra 1 e 5 kWe. Il loro sviluppo è legato
all’attuale liberalizzazione dei mercati elettrici ed è reso possibile dalla disponibilità di sistemi
elettronici di controllo a costi relativamente bassi. Caratteristica fondamentale del MCI è infatti la
versatilità di utilizzo, ossia la capacità di seguire repentine variazioni di
carico, mantenendo rendimenti soddisfacenti anche ai carichi parziali: la
gestione automatica del sistema coniuga perfettamente tale caratteristica
con le richieste energetiche dell’utenza, che presenta per sua natura una
forte variabilità di carichi. La presenza di gas di scarico ad elevata
temperatura (400-500°C), unita all’esigenza di smaltire il calore del
circuito di raffreddamento del motore, rendono il MCI adatto all’impiego
cogenerativo in un’abitazione, che richiede la generazione di acqua calda 70-80°C per il
riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria.
Gli indubbi punti di forza del MCI sono l’elevata affidabilità già raggiunta e dimostrata sulle
grandi taglie, inoltre si attendono in futuro riduzioni di costo anche per i MCI di piccola taglia,
grazie alle economie di scala derivanti da una loro potenziale produzione in serie. Elementi da
considerare in generale con attenzione per questi MCI di piccola taglia risultano invece i costi di
manutenzione, i livelli di emissioni e la vita utile del motore, nel caso della cogenerazione
devono essere ben superiori a quelli dei automobilistici (almeno 40-60.000 ore di funzionamento
contro le 4-5.000 tipiche dell’uso automobilistico), questo può avvenire solamente con il
depotenziamento della macchina.
Tra i modelli commercialmente disponibili oggi sul mercato, si possono citare la giapponese
Ecowill (Figura 2.7) con un modello da 1 kWe, la tedesca Senertec con un package cogenerativo
che impiega un motore da 5 kWe, la svizzera Ecopower che utilizza un motore da 4.7 kWe, la
giapponese Yanmar con un motore da 5 kWe, ed infine la statunitense VectorCogen da 5 kWe.
Il rapporto del Platts del Maggio 2005 mostra l’efficienza elettrica, termica e totale di ognuno dei
pakage utilizzati per la cogenerazione con MCI; la Yanmar vanta la più alta efficienza elettrica
mentre la Ecopower ottiene il rendimento totale più elevato.
34
Le principali emissioni inquinanti di un MCI sono: monossido di carbonio (CO), che si forma ad
alta temperatura per i bassi valori del rapporto α aria/combustibile, idrocarburi incombusti (HC)
che si formano nelle zone a bassa temperatura per bassi valori del rapporto α ed infine ossidi di
azoto (NOx) la cui formazione è favorita dalle alte temperatura di combustione.
In base alle attuali normative in materia di emissioni è necessario prevedere degli opportuni
accorgimenti per il controllo degli inquinanti, anche se, nel caso di motori per cogenerazione a
gas naturale (nella maggioranza dei casi), occorre sottolineare come i livelli di emissioni siano
già di per se contenuti, grazie alle ottime caratteristiche del combustibile, che, essendo più pulito
di gasoli e benzine, offre anche il vantaggio di contenere i costi di manutenzione del motore e di
allungarne la vita utile.
Nella tabella (fonte:Macchi, Campanari, Silvia,"La microcogerazione a gas naturale”,
POLIPRESS 2006) sono riportate le emissioni tipiche di CO e di NOx per i motori per
cogenerazione riguardo la sola parte elettrica, considerando il rendimento elettrico della
macchina pari al 30%.
NOx(g/m3) CO (g/m3) Motori a gas 0.21-0.93 0.54-0.96 Motori Diesel 3.21-4.29 0.14-0.32
35
Motori a ciclo Stirling Il motore Stirling è un motore a combustione esterna, inventato da Robert Stirling nel 1816.
Il motore funziona a ciclo chiuso utilizzando un gas come fluido termodinamico (solitamente
aria, azoto oppure elio nelle versioni ad alto rendimento). Il motore entra in funzione quando si
raggiunge una opportuna differenza di temperatura tra il suo termostato caldo ed il termostato
freddo.
Una particolarità di questo motore è quella di funzionare senza fare ricorso a valvole. Le sole
parti in movimento sono il pistone ed il dislocatore.
È probabilmente uno dei più interessanti motori a combustione esterna per la sua bassa
manutenzione, la sua silenziosità e la possibilità teorica di raggiungere rendimenti vicini a quello
del ciclo di Carnot operante tra le stesse temperature.
Esistono differenti possibilità per la conFigurazione relativa tra pistone motore e dislocatore.
Nella più semplice il ciclo di funzionamento può essere riassunto nelle fasi illustrate di seguito.
Il ciclo termodinamico Stirling (Figura 2.8) consiste nella sequenza di due linee di trasformazione
isoterme,una di compressione, linea D-A, e una di
espansione, linea B-C, alternate da due linee di
introduzione e sottrazione del calore, rispettivamente
A-B e C-D, fatte a volume costante. Il ciclo è percorso
in senso orario, trattandosi di un ciclo motore.
36
Le suddette trasformazioni termodinamiche vengono realizzate, praticamente, nel motore Stirling
utilizzando i seguenti componenti:
1. una camera di riscaldamento (capacità calda) del fluido motore, per esempio idrogeno, in
cui questo riceve calore, mediante uno scambiatore tubolare, da un opportuno circuito
esterno di combustione, munito di preriscaldatore d'aria;
2. una camera di raffreddamento (capacità fredda) dell'idrogeno, utilizzando a tale scopo un
opportuno circuito esterno di refrigerazione ad acqua;
3. uno scambiatore per la rigenerazione del calore, inserito nella tubazione che mette le due
camere permanentemente in comunicazione: tale scambiatore assorbe calore dal gas
allorché questo si trasferisce dalla capacità calda alla capacità fredda, nella fase C-D a
volume costante, e lo restituisce al gas, allorché questo ritorna alla capacità calda nella
fase A-B a volume costante;
4. un pistone di trasferimento che ha il compito di comandare il movimento dell'idrogeno tra
le due capacità, e quindi consentire il passaggio dalle fasi di introduzione a quelle di
sottrazione del calore e viceversa;
5. un pistone motore che consente lo svolgimento delle fasi di compressione e di espansione
del gas, facendo variare ciclicamente il volume totale entro cui l'idrogeno è contenuto.
Il rendimento totale di un motore Stirling a combustione esterna può essere visto come:
omiltbfuel
mectot Q
P ηηηηηηη ==
dove i termini di destra assumono il seguente significato:
- bη :efficienza del bruciatore (0.85-0.09), determinata principalmente dalle perdite a camino;
- tη :rendimento termodinamico (0.65-0.72) dipende dal rapporto tra le temperature del ciclo;
- lη :rendimento limite (0.94-0.96)dipende dall’effetto di gas reale;
- iη :rendimento interno (0.25-0.65) tiene conto di tutte le perdite legate alla difficoltà di
effettuare scambi termici efficienti, conseguire una perfetta rigenerazione e contenere le
perdite di carico;
- mη :rendimento meccanico (0.75-0.90) influenzato dagli attriti meccanici e dalle perdite
inerziali;
- oη : rendimento organico (0.85-0.90) determinato dal trascinamento degli organi ausiliari.
37
Il rendimento totale nella pratica costruttiva ha una variabilità assai ampia, compresa tra 0.08-
0.35.
Una caratteristica fondamentale dei motori Stirling è l’introduzione di calore dall’esterno tramite
uno scambiatore di calore alimentato ad esempio da un bruciatore o da una caldaia esterna; ciò
consente di adattare il funzionamento a qualsiasi tipo di combustibile senza bisogno di processi
gas cleanup particolari, in quanto i prodotti della combustione non entrano in contatto con le parti
meccaniche della macchina, o di sfruttare come fonte termica esterna una qualsivoglia sorgente di
calore di scarto, purché a temperature sufficientemente elevate. Ciò costituisce una differenza e
origine di vantaggi rispetto al maggiore competitore tradizionale del motore Stirling, ovvero i
motori a combustione interna.
Il processo di combustione continua che deriva da questa caratteristica permette al motore di
funzionare in modo estremamente regolare e silenzioso, esente da vibrazioni, producendo
emissioni inferiori rispetto ai motori convenzionali e richiedendo interventi di manutenzione assi
ridotti. Anche la vita utile è elevata, con valori caratteristici compresi tra 40.000- 60.000 ore a
seconda del modello e del costruttore.
Tutte queste caratteristiche rendono il motore Stirling un candidato promettente per il settore
della generazione distribuita, soprattutto nel caso di applicazioni cogenerative di piccola scala.
L’impiego dei motori Stirling non richiede lo sviluppo di particolari infrastrutture dedicate e non
dipende da sviluppi tecnologici di altri settori, motivo per cui la tecnologia Stirling si può
considerare in larga scala disponibile. In Europa lo sviluppo della tecnologia Stirling viene
perseguito in modo assai variabile da paese a paese, con maggiore coinvolgimento delle nazioni
del Nord Europa, tra i costruttori impegnati in questo settore si possono ricordare STM Power,
Sunpower e Stirling techology-STC (USA),Solo (Germania), Microgen (UK),Sigma (Norvegia),
Mitsubishi, Toshiba e Kawasaki (Giappone) e Whispertech (Nuova Zelanda).
Nella fascia di macchine molto piccole, la Whispertech propone un modello ad uso
specificatamente domestico (Figura 2.9), assemblato in un
package di dimensioni confrontabili con un lavastoviglie,
caratterizzato da una potenza massima 1.2 kWe, è prevista una
sperimentazione su larga scala da parte di un’importante azienda
di distribuzione di energia e gas del Regno Unito, destinata ad
abbassare drasticamente i costi (le prime unità prototipali si
aggirano sui 15 000€).
38
Figura 2.9
1)contenitore di acciaio con pannello in acciaio inox;
2) gruppo bruciatore;
3)corpo del motore Stirling;
4) alternatore ermetico;
5) caldaia recupero;
6) ventilatore del bruciatore;
7) pannello di controllo.
Nella stessa fascia di potenza il consorzio Enatec (Olanda) ha in corso di sviluppo un’unità di
cogenerazione domestica da 1 kWe basta su un motore costruito da STC, mentre la società
iinglese Microgen ha sperimentato alcune decine di prototipi di 1.1 kWe.
Il rapporto del Platts del Maggio 2005 mostra l’efficienza elettrica, termica e totale di ognuno dei
package utilizzati per la cogenerazione con motori Stirling; si noti come questi motori siano
caratterizzati da relativamente basse efficienze eletriche, mentre sono alti il rendimento termico e
quello totale.
Il costo specifico d’investimento di un motore Stirling presenta rilevanti variazioni con la scala, il
costo attuale dei motori completi di recupero termico da qualche kWe di potenza si aggira
comunque intorno ai 2.500-3.000 €/ kWe medi, un valore che viene indicato come riducibile sotto
i 500 €/ kWe per produzioni di grande serie.
39
La tabella seguente riassume alcuni parametri utili per analisi economiche e ambientali
preliminari.
Caratteristiche economiche e ambientali
Costo di investimento 2 500-3 000 €/ kWe
Costo di manutenzione 10-15 €/ MWhel
Vita utile 50 000-60 000 h
Emissioni <15 mg/Nm3 NOx, <5 mg/Nm3 CO
Per quanto riguarda le emissioni, la possibilità di utilizzare processi di combustione esterna
stazionari con le modalità di controllo più moderne rende i motori Stirling capaci di emissioni
oltre 10 volte inferiori rispetto ai motori a combustione interna.
40
Micro Turbina a Gas naturale (MTG) Il termine Micro Turbina a Gas, anche se non formalmente definito da parametri standardizzati,
identifica un sistema di potenza di piccola taglia (<500 kWe) basato su un ciclo a gas recuperativi
che comprende un compressore, una turbina, un recuperatore, un turboalternatore e una parte
elettrica di interfacciamento per la cessione di potenza alla rete elettrica. L’energia è generata dal
flusso di aria compressa, miscelata col combustibile e fatta bruciare in camera di combustione. La
combustione aumenta la temperatura, la velocità ed il volume del flusso di gas e quindi l’energia
in esso contenuta. Tale flusso è indirizzato verso le pale di turbina attraverso gli ugelli e fa
ruotare la turbina, la quale genera energia meccanica sfruttabile per azionare macchine operatrici,
accoppiate a ruote di veicoli o a eliche di velivoli. La stessa turbina fornisce anche l’energia
necessaria ad azionare il compressore. L’energia è fruita sotto forma di potenza meccanica
all’albero, aria compressa e spinta, in tutte le loro combinazioni, ed è utilizzata per la propulsione
di aerei, treni, navi e carri armati, oppure per la produzione di energia elettrica mediante
generatori. Anche il calore dei gas di scarico può essere sfruttato per produrre ulteriore energia
elettrica oppure per usi industriali o civili.
Da un punto di vista termodinamico, il funzionamento delle turbine a gas è descritto dal Ciclo
Brayton, in cui l’aria è compressa isoentropicamente (1-2), la combustione avviene a pressione
costante(2-3) e l’espansione in turbina avviene isoentropicamente (3-4) fino alla pressione di
aspirazione.
Nel ciclo reale attrito e turbolenza provocano:
1. Compressione non isoentropica (1-2’) – dato un certo
rapporto di compressione, la temperatura allo scarico
del compressore è più alta rispetto a quella ideale.
41
2. Espansione non isoentropica (3-4’) - dato un certo rapporto di compressione, la
temperatura allo scarico della turbina è più alta rispetto a quella ideale, quindi il lavoro
utile diminuisce.
3. Perdite di carico in camera di combustione – riducono il salto di pressione disponibile per
l’espansione e quindi anche il lavoro utile.
Figura 2.10
Per definire le prestazioni del ciclo a gas reale, avendo portate diverse e di differente
composizione,
nei diversi elementi dell’impianto, è necessario riferirsi alla potenza. In questo caso si definisce
Potenza utile Pu la differenza tra la potenza generata dalla turbina PT e quella assorbita dal
compressore Pc. Si può dire:
( ) caTcacTu LmLmmPPP −+=−=
essendo ma la portata d’aria aspirata dal compressore e mc quella di combustibile iniettata in
camera di combustione.
Il rendimento del ciclo a gas risulterà il rapporto tra l’effetto utile, e quindi la potenza prodotta
all’albero del turbogas, e quanto si paga per ottenerlo, e quindi la potenza introdotta nel ciclo
attraverso il combustibile:
( )c
umPCI
P⋅=η
Come per qualunque macchina termica, un’alta temperatura di combustione produce un’alta
efficienza, come dimostrato dal ciclo ideale di Carnot, in cui si dimostra che il rendimento è tanto
più elevato, quanto più è alto il rapporto tra temperatura massima e minima del ciclo. Il fattore
limitante è la capacità dei materiali che costituiscono la macchina (acciaio, super leghe a base
nichel o cobalto e materiali ceramici) a resistere a temperatura e pressione. La ricerca si è infatti
concentrata verso le tecniche rivolte al raffreddamento dei componenti, le quali consentono alle
palette più sollecitate, quelle della turbina, di resistere continuativamente a temperature superiori
a 1.500 °C. Nelle applicazioni cogenerative si cerca di recuperare il calore allo scarico, altrimenti
dissipato, che può essere usato per il riscaldamento dell’acqua,per la produzione di vapore, per
processi di essiccamento o per refrigeranti ad assorbimento, che creano aria fredda per il
condizionamento ambientale utilizzando calore anziché energia elettrica.
42
Da un punto di vista meccanico, le turbine a gas possono essere considerevolmente più semplici
rispetto ai motori a combustione interna alternativi. Le turbine più semplici possono avere un solo
organo mobile (escludendo il sistema combustibile): il rotore composto da albero, compressore,
turbina e alternatore. Turbine a gas più sofisticate possono avere alberi multipli, centinaia di
palette di turbina, palette statoriche regolabili e sistemi complessi di tubazioni, combustori e
scambiatori di calore, ma in questo caso si parla di turbine di grandi taglie. In generale, al
diminuire della taglia della turbina aumenta il regime di rotazione dell’albero (o degli alberi), in
quanto la velocità periferica delle pale è un limite progettuale. Nelle micro turbine si ha una
maggiore facilità nella regolazione ed il rendimento elettrico aumenta con alternatori progettati
per un maggiore numero di giri al minuto (intorno ai 100.000 giri/min).
Le MTG hanno iniziato a diffondersi all’inizio di questo secolo e possono esssereun alternativa ai
MCI. La taglia va da unità che possono essere tenute in una mano e producono meno di un
kilowatt a sistemi di taglia commerciale che producono decine o centinaia di kilowatt. Parte del
loro successo è dovuto al progresso in campo elettronico, che consente esercizio e connessione
alla rete elettrica anche in assenza di un operatore. La tecnologia dell’elettronica di potenza
elimina la necessità di sincronizzare il generatore alla rete. Questo permette, per esempio, di
progettare un generatore sullo stesso albero della turbina e di utilizzarlo anche come motore di
lancio, invertendone la commutazione tramite dispositivi elettronici (inverter). I sistemi con
micro turbine hanno molti vantaggi, come l’alta densità di potenza (rispetto all’ingombro ed al
peso), bassissime emissioni e poche, o una sola, parti in movimento. Le MTG progettate con
cuscinetti ad aghi e raffreddamento ad aria operano senza olio, refrigeranti ed altri fluidi
pericolosi.
Le micro turbine possono utilizzare la maggior parte dei combustibili commerciali, come il gas
naturale, il propano, il gasolio ed il kerosene. Inoltre possono utilizzare fonti di energia
rinnovabile quando sono alimentate con biogas, come quello prodotto da terra di riporto o da
impianti di trattamento acque di scarico.
Le MTG commercializzate disponibili e comunque in fase
avanzata di sviluppo vengono prodotte principalmente da Capstone
(costruttore leader del mercato statunitense Figura 2.11), Elliott
(USA), Bowman Power Systems (pakage di turbine Elliott), IR
Power Works e Turbec (dal 2004 parte del gruppo italiano API
Com).I modelli hanno una potenza elettrica compresa tra 30 e 250
43
kWe, ed un rendimento elettrico netto compreso tra il 24 ed il 33% . In un impianto di
cogenerazione si possono raggiungere efficienze complessive superiori all’80%.
La tabella seguente riassume alcuni parametri utili per analisi economiche e ambientali stimali
per le MTG cogenerative a gas naturale allo stato dell’arte.
Caratteristiche economiche e ambientali
Costo di investimento 1 100 €/ kWe
Costo di manutenzione 10-15 €/ MWhel
Vita utile 60 000-80 000 h
Emissioni NOx, CO <10 ppmvd
44
Ciclo Rankine Il ciclo Rankine, noto anche come Rankine-Hirn, è un ciclo termodinamico composto da due
trasformazioni adiabatiche e due isobare.
Questo ciclo è adottato principalmente nelle centrali termoelettriche con turbine a vapore (il
fluido di lavoro è quindi l'acqua) .Il ciclo può essere:
• "aperto", con scarico da vapore in atmosfera
(come avveniva nelle vecchie locomotive a
vapore che dovevano trasportare oltre al
carbone, l'acqua)
• "chiuso", come nel caso delle centrali
termoelettriche che adottano la
cogenerazione. Gli impianti cogenerativi
possono essere di due tipi:
a) A contropressione
b) A condensazione e spillamento
Gli impianti a contropressione sono i tipici impianti a vapore nei quali la condensazione del
vapore avviene ad una pressione superiore rispetto a quella atmosferica.
Nell’impianto a condensazione e spillamento il vapore viene spillato dalla turbina, si avrà quindi
un vapore a pressioni più alte rispetto a quello all’uscita della turbina; questo vapore verrà inviato
all’utenza mentre il resto completerà l’espansione e la condensazione.
Il ciclo si compone di quattro organi: (Figura 2.12): una pompa, una caldaia, un dispositivo
d’espansione (in questo caso una turbina cui è collegato, per sfruttarne il moto rotatorio, un
generatore d’elettricità G), un condensatore.
Per comprendere il funzionamento della macchina è bene seguire le trasformazioni sul
diagramma TS della Figura 2.13:
45
• 1-2 Tramite la pompa, l’acqua a bassa pressione che esce dal condensatore viene
compressa adiabaticamente e spinta in caldaia a pressione più elevata (durante questa
trasformazione la temperatura varia di pochissimo).
• 2-2’ e 2’-3 In caldaia l’acqua viene dapprima riscaldata fino alla temperatura di
vaporizzazione, quindi vaporizzata a temperatura costante fino allo stato di vapore saturo
secco (titolo unitario). Durante queste trasformazioni isobare la caldaia preleva una
quantità di calore qc dal serbatoio caldo. In pratica quest’ultimo è costituito dai fumi caldi
prodotti dalla combustione del combustibile e dell’aria comburente. Nasce quindi
un’irreversibilità esterna, visto che man mano che si prende calore dai fumi la loro
temperatura diminuisce. Un’altra causa di irreversibilità esterna, è la differenza di
temperatura finita che si ha in ingresso in caldaia dovuta all’acqua "fredda" in arrivo,
testimoniata dal fatto che bisogna portare
l’acqua dallo stato 2 a quello 2’
riscaldandola.
• 3-4 Nella turbina si ha l’espansione del
vapore che viene sfruttata per produrre
lavoro meccanico. La turbina è in pratica
un sistema isolato, quindi l’espansione
reversibile è adiabatica ossia isoentropica e
ciò spiega perché si rimane sotto la curva limite superiore. Per evitare l'usura delle palette
negli ultimi stadi si cerca di avere un titolo del vapor saturo il più elevato possibile. Si è
soliti anche "spillare" una certa portata di vapore (che può arrivare fino all'80%) per
preriscaldare l'acqua in ingresso alla caldaia o nel caso della cogenerazione per recuperare
parte del calore da utilizzare nel processo o per climatizzare.
• 4-1 Il vapore saturo a bassa pressione dalla turbina viene mandato nel condensatore dove
condensa completamente, a temperatura e pressione costante, per recuperare l’acqua che
viene quindi reintrodotta nel ciclo. La condensazione avviene cedendo una quantità di
calore qo al serbatoio freddo. La temperatura è intorno ai 20-25°C costante (assenza
perciò d’irreversibilità esterna) e a tale temperatura, il vapore si troverebbe a circa 0.03-
46
0.05 Bar (a seconda del sito in cui si trova l’impianto) e ciò spiega perché lo stato 1 è a
bassa pressione.
Il rendimento totale di un ciclo Rankine è:
( ) 321432143232
1 −−−−−−
−=−== QQQQQQ
Qutileη
dove :
- utileQ è il calore utile, ovvero il calore netto che il processo eroga e trasforma in lavoro (Figura
2.14 tratteggio verde)
Attualmente, gli impianti a ciclo Rankine sono oggetto di valutazione per migliorare l’efficienza
degli impianti di cogenerazione, per generare energia elettrica sfruttando fonti di calore naturali
(geotermiche o solari) o per recuperare il calore di scarto da processi industriali, biomasse e
rifiuti; e trasformarlo in energia utilizzabile.
I produttori che stanno sviluppando questo tipo di tecnologie sono: la Baxi società inglese che si
occupa di sistemi di energia rinnovabile, ha prodotto un prototipo di ciclo Rankine che utilizza
materiale organico come combustibile, la statunitense Climate Energy che ha recentemente
messo a punto con la Honda Motor Company, un pakage
cogenerativo estremamente silenzioso da 3 kWe, la Otag che ha
messo sul mercato tedesco la prima macchina quest’anno, la
Enginion ha sviluppato pakage da 5 kWe adatti alla
microcogenerazione, immessi sul mercato nel 2005 (Figura
2.15),la australiana Cogen Microsystems con motori da 2.5 kWe.
47
I micro impianti cogenerativi che utilizzano il ciclo Rankine, stanno vedendo al loro prima
commercializzazione in questi ultimi anno. Conseguentemente, ci si deve basare sulle efficienze
che vengono dichiarate dai produttori. Come ogni tipo di motori a combustione esterna, i cicli
Rankine hanno un alta efficienza termica e totale, ma un basso rendimento elettrico.
Il rapporto del Platts del Maggio 2005 mostra l’efficienza elettrica, termica e totale di ognuno dei
pakage utilizzati per la cogenerazione con cicli Rankine:
Per quanto riguarda le emissioni del ciclo Rankine, dipende dal tipo di combustibile che viene
utilizzato per produrre il calore. Se si utilizzano biomasse si riescono ad avere, in alcuni casi,
basse emissioni di NOx anche se rimangono irrisolti i problemi legati alla formazioni di polveri .
Nel caso in cui si utilizzi il gas naturale ci sono le emissioni di NOx e di CO da tenere sotto
controllo, nel caso poi si utilizzino combustibili sporchi (quali petrolio o carbone) si dovrà
provvedere ad istallare sistemi di abbattimento degli SOx.
48
Celle a combustibile (FC)
La tecnologia delle celle a combustibile (fuel cells) sta vivendo negli ultimi anni una notevole
accelerazione del suo sviluppo tecnologico, le cui origini si collocano oltre un secolo or sono.
Ricerche sempre più diffuse nel mondo hanno determinato la sperimentazione di numerosissimi
prototipi ed impianti dimostrativi o pre-commerciali, destinati sia al settore dei trasporti, sia al
settore della generazione di energia elettrica distribuita.
Le caratteristiche fondamentali delle fuel cells possono essere utilmente introdotte confrontando
la modalità di funzionamento delle celle a combustibile con quella delle macchine tradizionali,
nelle quali lo sfruttamento del combustibile implica sempre un processo di combustione.
Nelle reazioni di combustione si assiste essenzialmente a un processo chimico rapido e
fortemente esotermico nel quale avviene l’ossidazione tramite un reagente (il comburente,
l’ossigeno) di una sostanza detta combustibile. Il risultato della reazione tra combustibile e
comburente sono i gas ad alta temperatura prodotti dalla combustione: l’energia chimica
rilanciata dalle razioni di ossidazione si è resa disponibile nella forma di calore dei gas caldi. Il
calore massimo disponibile corrisponde, in condizioni adiabatiche, alla differenza di entalpia tra
reagenti e prodotti di reazione, riferite a condizioni standard.
Negli impianti termoelettrici convenzionali il calore così prodotto viene sfruttato da un ciclo
termodinamico, per esempio da un ciclo a vapore o a gas, per produrre lavoro meccanico tramite
delle macchine, quindi energia elettrica tramite dei generatori elettrici.
Nelle fuel cells il contenuto di energia chimica del combustibile viene invece sfruttato in modo
completamente diverso. In tali generatori l’energia chimica viene direttamene trasformata in
energia elettrica tramite reazioni dette “elettrochimiche” , senza necessità di un processo di
combustione e quindi senza passare per la trasformazione dell’energia in calore e del calore in
lavoro meccanico. Tale situazione è riassunta nella Figura 2.16
49
La cella a combustibile è un generatore elettrochimico in cui, in linea di principio, entrano un
combustibile (tipicamente idrogeno) e un ossidante (ossigeno o aria) e da cui si ricavano corrente
elettrica continua, acqua e calore. Sono simili alle batterie e quindi come gli altri elementi
voltaici, una cella a combustibile è formata essenzialmente da due elettrodi, catodo ed anodo, e
da un elettrolita che permette la migrazione degli ioni. Diversamente dalle batterie comuni, nella
cella a combustibile, la materia attiva viene continuamente rinnovata e quindi la corrente elettrica
continua può essere erogata indefinitamente se si mantiene l'alimentazione di combustibile e di
gas ossidanti. Il combustibile (idrogeno, in genere) e i gas ossidanti (ossigeno dato
semplicemente dall'aria) lambiscono rispettivamente l'anodo e il catodo (sulle facce opposte a
quelle in contatto con l'elettrolita). Data la porosità degli elettrodi, vengono in questo modo
continuamente alimentate le reazioni di ossidazione del combustibile e di riduzione dei gas
ossidanti.
Come combustibile possono essere usati oltre all' idrogeno anche il metano e il metanolo; da
questi naturalmente l'idrogeno deve essere estratto con un particolare procedimento, detto
reforming.
Un aspetto di importanza fondamentale per le applicazioni delle celle a combustibile, è
rappresentato dal fatto che gli effluenti (acqua e gas esausti), che vanno continuamente rimossi
dalla cella, non contengano sostanze inquinanti, nel caso in cui non ci sia un reform perfetto, si
potrebbe “avvelenare” la cella. La cella ha struttura piatta a tre strati, di cui quello centrale,
compreso fra il catodo e l'anodo, costituisce o contiene l'elettrolita (Figura 2.17).
50
Il processo che si svolge in una cella a
combustibile è inverso di quello
dell’elettrolisi: nel processo
dell’elettrolisi l’acqua, con l’impiego di
energia elettrica, viene decomposta nei
suoi componenti gassosi idrogeno (H2) e
ossigeno (O). Una cella a combustibile
inverte questo processo e unisce i due
componenti producendo acqua. In questo
processo viene liberata la stessa quantità
di energia elettrica che è stata impiegata per la decomposizione, almeno teoricamente, perché in
realtà un po’ di energia va dispersa a causa di altri processi fisico-chimici. Nel processo di
ricomposizione dell’acqua si usa normalmente l’aria e non l’ossigeno puro che, pertanto, non
deve essere immagazzinato.
Alcuni tipi di celle funzionano in orizzontale altre in verticale. In pratica, le superfici affacciate
devono avere un'area sufficiente per ottenere intensità di corrente adeguate alle esigenze
applicative. Si può così arrivare, in funzione dell'applicazione e della filiera di celle, a superfici
dell'ordine del metro quadrato. Le singole celle (caratterizzate da tensioni comprese da mezzo
volt a un volt , secondo la tecnologia adottata e il carico elettrico ad essa collegato) vengono
sovrapposte una all'altra, collegandole in serie in modo da ricavare una tensione complessiva del
valore desiderato. L'ampliamento di celle che così si ottiene, forma il cosiddetto stack (o "pila"),
che rappresenta la base della sezione elettrochimica. Generalmente un impianto a celle a
combustibile è composto, oltre che dal modulo di potenza (contenente la sezione elettrochimica)
anche da un convertitore di corrente (inverter) e di un trasformatore che convertono la corrente
continua generata dalla pila in corrente alternata alla tensione e alla frequenza desiderate.
Il lavoro massimo ottenibile da una cella a combustibile operante a temperatura e pressione
costanti è dato dalla variazione dell’energia libera di Gibbs per la reazione elettrochimica che
avviene nella cella:
revnFEGW −=∆=
51
dove n è il numero di elettroni che partecipa alla reazione, F è la costante di Faraday ed Erev è il
potenziale reversibile di cella.
Il legame tra G∆ e l’entalpia di reazione è:
STHG ∆−∆=∆
Come detto G∆ è il massimo lavoro estraibile, H∆ il massimo calore estraibile dalla reazione ; il
termine ST∆ è generalmente positivo e per una cella a combustibile operante reversibilmente
rappresenta il calore prodotto.
La variazione de di energia libera di Gibbs può essere espressa dall’equazione :
[ ] [ ][ ] [ ]ba
dc
BA
DCRTEG ln0 +=∆
dove tra parentesi quadre sono indicate le attività delle specie chimiche coinvolte, che nel caso di
una miscela di gas ideali coincidono don la concentrazione in moli, ovvero le pressioni parziali,
mentre le lettere a esponente indicano i coefficienti stechiometrici della reazione.
Sostituendo la reazione fra G∆ ed E si ha l’equazone di Nerst, dove E0 (da 0G∆ )è una costante
dipendente dalla temperatura, pari al valore di Erev ( da G∆ ) in condizioni standard:
( )( ) i
i
vprodottiparz
vreagentiparz
revp
p
nF
RTEE
.
.0 ln∏
∏+=
dove si considera una miscela di gas ideali e sono indicati con vi i coefficienti stechiometrici della
reazione.
Il rendimento di una FC in condizioni ideali è esprimibile come:
52
PCI
revelel
E
E
nFPCI
nFW
PCI
W===η
ed è quindi proporzionale alla tensione di cella; il termine EPCI non è altro che l’equivalente
elettrico del potere calorifico di combustibile.
Lo sviluppo storico delle celle a combustibile ha occupato un arco di tempo molto ampio (oltre
un secolo e mezzo) ed è stato fortemente condizionato, sotto l'effetto di forti spinte innovative e
di notevoli difficoltà tecniche ed economiche che, soprattutto in passato, ne hanno ostacolato il
cammino verso la piena maturità industriale e la diffusione commerciale.
Fra queste ultime occorre considerare in particolare:
• i problemi tecnologici e i costi di produzione ancora elevati;
• il successo delle soluzioni alternative elettromeccaniche tuttora più economiche e
tecnologicamente meno impegnative.
Fra le motivazioni che spingono a intensificare gli sforzi verso lo sviluppo commerciale delle FC,
si possono citare:
• la necessità di disporre di generatori di energia con ridotto impatto ambientale e basse
emissioni di anidride carbonica, ovviamente va tenuto conto che con le reazioni di
reformig c’è formazione, seppur bassa, di CO2;
• la ricerca di rendimenti elevati anche a livello di generatori di taglia medio-piccola;
• la concreta prospettiva di una significativa riduzione dei costi nel breve-medio
termine.
Nonostante gli ostacoli sopra citati, sono oggi disponibili, a differenti stadi di sviluppo, diverse
filiere di celle a combustibile, che si distinguono una dall'altra per il tipo di elettrolito e che
funzionano a diverse temperature medie e con differenti rendimenti.
Celle PEM celle a combustibile a membrana polimerica (Proton Exchange Membrane, PEFC),
dette anche SPFC (Solid Polymer FC, celle a elettrolito polimerico solido): sono dotate di una
53
membrana a scambio di protoni su cui sono depositati gli elettrodi (temperatura media di
esercizio: 60-120 °C). In questo tipo di celle la soluzione elettrolita contiene ioni H+. Questi ioni
sono la base del meccanismo di reazione della cella. L'unico carburante consentito è l'idrogeno,
gli idrocarburi possono essere utilizzati ma con un perfetto reform, ovvero la miscelazione ad alta
temperatura dell’idrocarburo con vapore d’acqua in modo da separare l’idrogeno. Una piccola
quantità di monossido di carbonio nella cella è un veleno permanente per il catalizzatore.
Generalmente lavorano ad una temperatura di esercizio di 90°C, questo permette di usare anche
materiali poco costosi. Sfortunatamente queste temperature sono vicine alla temperatura
ambiente, quindi si è legati alla produzione di calore a basse temperature, anche se sono del tutto
idonee alla produzione di calore nelle utenze residenziali e civili.
È richiesto un catalizzatore per avviare la reazione a queste base temperature; agli inizi veniva
usato il Platino ma il suo alto costo a portato a sviluppare nuovi materiali.
Se si usa un reformer sono richiesti alcuni minuti ulteriori per il riscaldamento.
Le celle a membrana polimerica (PEM o SPFC) sono state inizialmente sviluppate per impieghi
spaziali e, a partire dalla metà degli anni Ottanta, sono oggetto di crescente attenzione per
applicazioni di trazione elettrica a causa dell'elevata densità di potenza e dell'assenza di problemi
di corrosione.
Dopo qualche applicazione prototipale, come flotte di autobus o vetture per uso cittadino, dal
2004 alcune prime applicazioni hanno cominciato ad estendersi all’uso privato. Nel settore della
generazione stazionaria di energia elettrica, l'uso delle PEM è previsto nelle seguenti
applicazioni: sistemi di emergenza (con potenze da poche decine di Watt fino a 10 kWe) adatti a
rimpiazzare i tradizionali sistemi diesel generazione di energia localizzata per usi residenziali
(moduli da 3-5 kWe) generazione di energia per il settore commerciale (moduli da 50-200 kWe)
conversione dell'idrogeno, sottoprodotto di processi chimici, in energia elettrica per usi
industriali(moduli da 200 kWe).
I produttori di queste celle sono: Ballard con generatore per
cogenerazione da 1kWe (Figura 2.18) destinato al mercato giapponese
è alimentato a metano, Sanyo , Toshiba , Fuji Electric , Mitsubishi ,
European Fuel Cell, la tedesca Viessmann,la statunitense Idatech, la
giapponese Ishikawajima-Harima, la statunitense Plug Power che sta
lanciando sistemi da 5 kWe per usi domestico, l’italiana Nuvera ha
messo in commercio il package AVANTI da circa 4 kWe.
54
Il rapporto del Platts del Maggio 2005 mostra l’efficienza elettrica, termica e totale di ognuno dei
pakage utilizzati per la cogenerazione con celle a combustibile a membrana polimerica, la
maggior parte delle PEM sono caratterizzate da un’efficienza elettrica tra il 30-35%, ciò riflette
perfettamente le perdite nel reformer e nel inverter.
55
Nella seguente tabella si sintetizzano o parametri economici e ambientali stimati per moduli PEM cogenerativi a gas naturale:
Attuali Previsti a lungo termine Costo d’investimento 6 000 €/kWe <1 000 €/kWe Costo di manutenzione 25-35 €/MWh < 20 €/MWh Vita utile Stack 8 000 h Stack >30 000 h Emissioni < 10 ppmv CO e NOx < 2 ppmv NOx, < 3 ppmv CO
Le celle ad ossidi solidi SOFC (Solid Oxide FC) hanno l’elettrolita formata da ossido di zirconio
stabilizzato con ossido di ittrio; il catodo è costituito da manganito di lantanio opportunamente
trattato, l'anodo da un cermet a base di nichel-ossido di zirconio (temperatura media di esercizio:
800-1000 °C). Sono considerate le più ricercate tra le celle che usano carburanti basati su
idrocarburi. Infatti risultano semplici, altamente efficienti, tolleranti alle impurita' e possono fare
il reforming internamente alla cella. Possono essere usati come carburante delle SOFC, sia
l'idrogeno che il monossido di carbonio. Quindi possono utilizzare gas naturali, diesel, gasolio e
alcool.
La reazione essendo ottima alle alte temperature non necessita di aria compressa. Non
necessitano neanche l'uso di un catalizzatore, e di un circuito di raffreddamento; infatti nei piccoli
sistemi l'isolamento serve per mantenere in temperatura il sistema. La cella si raffredda tramite
l'azione di reforming interna e dal particolare circuito d'aria disegnato intorno alla cella. Per
l'elevata temperatura a cui lavorano non serve usare un catalizzatore per alimentare la reazione e
di conseguenza il costo di esercizio non è troppo elevato. La densità di potenza è elevata, quindi
si riesce ad ottenere sistemi abbastanza compatti.
Per garantire una più elevata potenza alle SOFC di media grandezza vengono combinate delle
turbine a gas. Praticamente le SOFC sono pressurizzate e le turbine a gas producono l’elettricità
dal gas di scarico alla temperatura e pressione prodotto dalle celle.
56
Per le celle a ossidi solidi SOFC sono state sviluppate due diverse conFigurazioni: una tubolare
maggiormente sviluppata e sperimentata (ma penalizzata da costi proibitivi) e una planare meno
sviluppata, ma con maggiori speranze di riduzione dei costi.
Sviluppatori della conFigurazione tubolare: Westinghouse, oggi rilevata da Siemens .
Sviluppatori della conFigurazione planare sono industrie
nordamericane come la Acumentrics e la Fuel Cells Technologies,
europee come la Sultzer con un sistema da 1 kWe per
cogenerazione(Figura 2.19) e la Suilzer Hexis, giapponesi come la
Ceres, la Kyocera e la Toho Gas, coreane e australiane come la Ceramic
Fuel Cells. L’italiana Nuvera ha realizzato il package cogenerativo
Dualto con cella a combustibile SOFC e turbina a gas, in una gamma
che va da 75 kWe a 300 kWe.
Il rapporto del Platts del Maggio 2005 mostra l’efficienza elettrica, termica e totale di ognuno dei
package utilizzati per la cogenerazione con celle a combustibile a ossidi solidi, ci sono
significative variazioni di efficienza per ogni produttore:
57
Nella seguente tabella si sintetizzano o parametri economici e ambientali stimati per moduli
SOFC cogenerativi a gas naturale:
Attuali Previsti a lungo termine Costo d’investimento 6 000 €/kWe <1 000 €/kWe Costo di manutenzione 25-35 €/MWh 10-15 €/MWh Vita utile < 40 000 h >60 000 h Emissioni < 2 ppmv CO e NOx
Altri tipi di celle a combustibile sono:
• celle alcaline (AFC, Alkaline Fuel Cell), usano un elettrolita costituto da idrossido di
potassio ed operano a temperature intorno ai 120°C. Pur avendo raggiunto un buon grado
di maturità tecnologica sono attualmente utilizzate soprattutto per applicazioni speciali
(militari e spaziali)
• celle ad acido fosforico (PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell), operano a temperature
prossime ai 200°C con un elettrolita costituito da una soluzione concentrate di acido
fosforico; rappresentano una tecnologia piuttosto matura per gli impieghi stazionari, con
commercializzazione già avviala per le applicazioni di cogenerazione nei settori
residenziale, e terziario;
• celle a carbonati fusi (MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell), usano come elettrolita una
soluzione di carbonati alcalini fusa alla temperatura di funzionamento della cella (650°C)
c contenuti in una matrice ceramica porosa; sono promettenti soprattutto per la
generazione di energia elettrica e la cogenerazione da qualche centinato di kW ad alcune
decine di MW;
• celle a metanolo diretto (DMFC, Direct Mellianol Fuel Cell), operano a temperature tra
70 °C-10°C c conte le SPEC utilizzano conte elettrolita una membrana polimerica. Sono
ancora nello stadio di ricerca di laboratorio.
58
Nella seguente tabella, elaborata dall’ENEA, una classificazione di tutti i tipi di FC:
59
60
3. Caratteristiche delle utenze residenziali Nel presente capitolo si analizzano i fabbisogni energetici di alcune tipiche utenze residenziali,
sia monofamigliari sia condominiali. Occorre sottolineare che un elemento comune per le utenze
del settore civile è la difficoltà che si incontra nel reperimento dei dati relativi ai carichi. Spesso
quindi è difficile effettuare stime corrette dei diagrammi di carico, stime che risultano peraltro
fondamentali nella valutazione dalle prestazioni e nel dimensionamento di un impianto di
cogenerazione. Nel presente capitolo per descrivere i carichi elettrici rappresentativi di un’utenza
monofamigliare, che verranno elaborati nelle simulazioni descritte nel capitolo cinque, si sono
utilizzati i risultati di uno studio condotto su un campione di abitazioni civili nel contesto italiano.
L’elaborazione delle curve di carico elettrico è basata sui risultati di un recente studio per il
Ministero dell’Ambiente condotto da un gruppo di ricercatori del Politecnico di Milano (il gruppo
eERG: “end-use Efficency Research Group”) intitolato MICENE (Misure dei consumi di Energia
Elettrica in 110 abitazioni italiane) e inserito nell’ambito del progetto europeo Eureco. Il lavoro
riporta i risultati di una campagna di monitoraggio condotta negli anni 2000-2002 su un totale di
110 abitazioni di diverse regioni d’Italia, con una superficie media di 106m2 e abitate da gruppi
famigliari eterogenei (mediamente i gruppi famigliari sono composti da 4.06 persone).In ciascuna
abitazione sono stati monitorati, con intervallo di campionamento di 10 minuti e per un periodo
minimo di tre settimane nelle diverse stagioni, le seguenti grandezze:
• Il consumo di energia elettrica e la punta di potenza richiesta dai principali
elettrodomestici;
• Il consumo di energia elettrica e la punta di potenza richiesta dai sistemi di illuminazione;
• Il consumo di energia elettrica e la punta di potenza del contatore generale;
• La temperatura dell’aria all’interno dei locali.
I dati campionati nelle diverse stagioni dell’anno sono stati poi raccolti e opportunamente
rielaborati.
Per quanto riguarda i carichi termici, l’analisi fa invece riferimento ai dati forniti dal progetto
europeo Eureco. Dal punto di vista dell’energia termica annua richiesta, risulta che le abitazioni
civili esaminate presentano un fabbisogno annuo totale pari a circa 35 kWh/m3, valore in linea
con quanto indicato dall’AIRU (Associazione Italiana Riscaldamento Urbano) per utenze
61
residenziali del Nord Italia. Come evidenziato anche nei grafici riportati in seguito, si nota che il
consumo termico nei mesi estivi è dovuto alla sola acqua sanitaria, circa 5,2 kWh al giorno. Di
seguito si riassumono le principali caratteristiche dell’utenza monofamigliare media: - superficie appartamento: 106 m2
- volumetria: 318 m3
- fabbisogno termico (riscaldamento e acqua sanitaria): 13.004 kWh/anno;
- fabbisogno termico per sola acqua sanitaria: 1.885 kWh/anno;
- fabbisogno elettrico (escluso condizionamento): 2.996 kWh/anno;
- fabbisogno elettrico (solo condizionamento) : 985 kWh/anno;
- carico frigorifero: 2.463 kWh/anno;
- potenza elettrica impegnata :3 kWe;
- rapporto tra consumo termico ed elettrico (escluso condizionamento):4.34 kWht/ kWe;
- rapporto tra consumo termico ed elettrico (incluso condizionamento): 3.27 kWht/ kWe;
Quando si considera un complesso residenziale formato da un certo numero di abitazioni, la
curva dei carichi risultante deriva dalle curve delle singole utenze che si sommano secondo leggi
statistiche, per cui la richiesta complessiva tiene conto del fattore di contemporaneità dei carichi.
Dunque le curve dei carichi risentono di questo effetto dovuto alla contemporaneità delle
richieste, per cui la richiesta giornaliera risulta più regolare lungo l’intera giornata rispetto al caso
dell’utenza monofamiliare, mentre gli andamenti dei consumi mensili risultano simili a quelli
dell’abitazione singola. In particolare, per le ipotesi adottate nel presente capitolo che considera i
dati medi di un campione di abitazioni, i consumi mensili di un’utenza condominiale risultano del
tutto coincidenti a quelli di un’utenza monofamiliare in termini di valori specifici al m3 di
abitazione. Pertanto, per le curve relative ai consumi mensili, si deve far riferimento al caso della
singola abitazione.
Si vuole far notare come l’effetto dovuto alla contemporaneità dei carichi è senz’altro un
elemento positivo, se si pensa all’azione di un impianto di cogenerazione. Anche senza
considerare i possibili vantaggi derivanti dall’adozione di impianti di taglia maggiore, le utenze
condominiali risultano favorite sotto questo punto di vista rispetto alle monofamigliari.
62
Carichi elettrici Per meglio caratterizzare i carichi giornalieri delle utenze residenziali si è pensato di suddividerli
per tipo di elettrodomestico utilizzato:
a) apparecchi per il freddo;
b) illuminazione;
c) lavabiancheria e lavastoviglie;
d) scaldacqua elettrici;
e) apparecchi audiovisivi e personal computer;
Le curve di carico giornaliere medie degli apparecchi per il freddo non hanno picchi accentuati: i
cicli di funzionamento, infatti, sono ben distribuiti quando si considera un grande numero di
apparecchi per un certo numero di giorni.
Questo non ci porta a trascurare il contributo, alla domanda complessiva di potenza, da parte
degli apparecchi per il freddo, ma a considerarlo sostanzialmente costante nell’arco delle 24 ore.
L'andamento delle curve di carico per frigocongelatori e congelatori sono riportate
rispettivamente nella Figura 3.1 e nella Figura 3.2
Figura 3.1
63
Figura 3.2
La Figura 3.3 mostra l’andamento della curva di carico giornaliera media dei sistemi per
l’illuminazione. Il grafico presenta un picco serale alle 21:40 con una valore di circa 100 W.
Le Figure 3.4, 3.5 e 3.6 mostrano, invece, le curve di carico giornaliere medie valutate tenendo
conto dei diversi periodi dell’anno.
Ai fini delle nostre analisi sono stati individuati tre periodi:
� periodo invernale: dati raccolti dal 01/12/2000 al 15/03/2001,
� periodo autunnale - primaverile: dati raccolti dal 21/09/2000 al 30/11/2000, dal
21/03/2001 al 30/05/2001 e dal 18/04/2002 al 30/05/2002;
� periodo estivo: dal 04/07/2000 al 21/09/2000, dal 01/06/2001 al 31/07/2001 e dal
1/06/2002 al 24/06/2002.
Si nota un graduale abbassamento e un netto spostamento verso destra del picco serale della
potenza assorbita nel passaggio dall’inverno (ore 18:50, 119 W) ai mesi estivi (ore 22:30, 100
W).
64
Figura 3.3
Figura 3.4
65
Figura 3.5
Figura 3.6
66
La Figura 3.7 mostra l’andamento della curva media giornaliera della potenza assorbita dalle
lavabiancheria. Si evidenzia un picco principale alle 10:00 del mattino (circa 90 W). Un secondo
picco, più basso, è rilevato nell’intervallo orario 15:00-16:00 (circa 45 W).
Le figure 3.8 e 3.9 mostrano la stessa curva mediata, rispettivamente, sui giorni feriali e sui giorni
festivi. L’andamento della curva di carico relativa ai giorni feriali ricalca quello della Figura 3.7
(media su tutti i giorni dell’anno). Nei giorni festivi, invece, si riscontra lo spostamento del picco
principale (centrato sulle ore 12:00) e di quello secondario (ore 16:00). Si riscontra, inoltre, un
incremento della potenza assorbita intorno alle 19:00.
Le curve mostrano che l’uso delle lavabiancheria è prevalente durante il giorno.
Figura 3.7
67
Figura 3.8
Figura 3.9
68
La Figura 3.10 mostra l’andamento della curva di carico giornaliera media delle lavastoviglie. Le
figure 3.11 e 3.12 mostrano la stessa curva relativa ai giorni feriali e ai giorni festivi. La curva di
carico giornaliera media presenta tre picchi: un picco principale, individuato nell’intervallo fra le
22:00 e le 23:00; un picco secondario, individuato fra le 15:00 e le 16:00; e il picco della mattina,
centrato sulle 10:00. La curva mediata sui giorni feriali rispecchia l’andamento di quella generale,
mentre per i giorni festivi la posizione dei due picchi è invertita (il picco principale cade
nell’intervallo 15:00-16:00).
Figura 3.10
69
Figura 3.11
Figura 3.12
70
In Figura 3.13 si trova la curva di carico media dei boiler elettrici. Essa è chiaramente
caratterizzata da due picchi, il primo intorno alle 9:00 e il secondo intorno alle 21:00. Il valore
medio del carico è di 194 W.
Figura 3.13
71
Le Figura 3.14 mostra la curva di carico giornaliera media per i televisori, il cui andamento
ricalca quello generale per i siti audiovisivi, mentre in Figura 3.15 viene riportata la curva di
carico giornaliera media per i videoregistratori.
Figura 3.14
Figura 3.15
72
La Figura 3.16 mostra la curva di carico oraria media dei personal computer. La curva evidenzia
un picco della domanda di potenza alle19:00.
Figura 3.16
Si può quindi desumere nella Figura 3.17 dei consumi elettrici delle abitazioni monofamiliari per
ore, così suddivise:
73
Condizionamento Per il condizionamento si è considerato un andamento abbastanza costante, ovvero si è ipotizzato
che il condizionatore venisse acceso solo nei mesi di Giugno, Luglio e per circa venti giorni del
mese di Agosto. Il fabbisogno giornaliero viene illustrato in Figura 3.18.
Figura 3.18
0
1
2
3
4
5
6
7
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11121314 1516171819 2021222324
kW
h
74
Carichi termici In Italia la maggior parte delle abitazioni ha un sistema di riscaldamento basato su una caldaia
autonoma. Il 77% di queste caldaie sono alimentate a gas naturale,il 16% da olio combustibile e il
restante 7% da altri tipi di combustibile (dati forniti dal progetto europeo Eureco). Nelle seguenti
figure si mostrano i carichi termici giornalieri di queste caldaie che vengono utilizzate, oltre che
per il riscaldamento, anche per l’acqua calda sanitaria.
Nella Figura 3.18 si mostra come durante un giornata invernale ci sono solamente due picchi di
domanda. Il primo è tra le 7:00 e le 8:00, dove c’è il consumo di circa il 9% della domanda totale
giornaliera. Il secondo è tra le ore 18:00 e le 20:00, dove c’è il consumo del 33% dell’energia
termica totale giornaliera. Durante la notte il consumo diminuisce: solo il 7% della media
giornaliera è consumata tra le 22:00 e le 6:00.
Figura 3.18
75
La Figura 3.19 mostra le curve giornaliere del carico termico relativo all’acqua calda sanitaria.
Figura 3.19
w/m3
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
76
Diagrammi annuali delle richieste elettriche e termiche
Si riportano infine i diagrammi monofamigliari e condominiali annuali (fonte: Macchi,
Campanari, Silvia,"La microcogerazione a gas naturale”, POLIPRESS 2006).Come già detto i
due casi coincidono per quanto riguarda i consumi energetici mensili ed annuali medi.
In Figura 3.19 il consumo acqua sanitaria non è stato imputato ai consumi di energia termica.
Figura 3.19
0
50
100
150
200
250
300
Genna
io
Febbra
io
Mar
zoApr
ile
Mag
gio
Giugno
Lugli
o
Agosto
Settem
bre
Ottobr
e
Novem
bre
Dicem
bre
Energia elettrica
Energia termica
77
4. Aspetti di tipo normativo ed autorizzativo
La FAST (Federazione Associazioni Scientifiche e Tecniche) ha condotto uno studio nel quale
prende in esame il quadro normativo-autorizzativo italiano riguardanti il mercato elettrico, la
cogenerazione, l’accesso alla rete, i certificati verdi, i titoli di efficienza energetica e i rifiuti.
Inoltre, a titolo esemplificativo, mostra quale sono le autorizzazioni da presentare alla Provincia
di Bergamo per l’installazione di un package cogenerativo.
Per quanto concerne la documentazione attuale relativa al mercato elettrico:
1) Legge n. 481, 4 novembre 1995. Norme per la concorrenza e la regolazione dei
servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di
pubblica utilità
2) Decreto Legislativo n. 79, 16 marzo 1999 Attuazione della direttiva 96/92/CE
recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica
3) Direttiva 96/92/CE del 19 dicembre 1996 Recante norme comuni per il mercato
interno dell’energia elettrica. Essa definisce le norme organizzative e di
funzionamento del settore dell’energia elettrica, l’accesso al mercato, i criteri e le
procedure da applicarsi nei bandi di gara e nel rilascio delle autorizzazioni nonché
nella gestione delle reti.
4) Direttiva 2003/54/CE del 26 giugno 2003 (abroga la precedente Direttiva
96/92/CE) Recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (da
recepire nell’ordinamento italiano). Stabilisce norme comuni per la
generazione, la trasmissione, la distribuzione e la fornitura dell’energia elettrica.
Essa definisce le norme organizzative e di funzionamento del settore dell’energia
elettrica, l’accesso al mercato, i criteri e le procedure da applicarsi nei bandi di
gara e nel rilascio delle autorizzazioni nonché nella gestione delle reti.
5) Decreto del Ministro delle Attività Produttive del 19 dicembre 2003.
Approvazione del testo integrato della Disciplina del mercato elettrico.
Assunzione di responsabilita' del Gestore del mercato elettrico S.p.a.
relativamente al mercato elettrico
78
6) Delibera n.168/03. Condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di
dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale e per
l’approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai sensi
degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79
7) Decreto del Ministro delle Attività Produttive 17 dicembre 2004
Modalita' e condizioni delle importazioni di energia elettrica per l'anno 2005.
8) Delibera AEEG n.223/04. Disposizioni per l’anno 2005 in materia di gestione
delle congestioni sulla rete di interconnessione
9) Delibera AEEG n.224.04. Disposizioni per l’anno 2005 per l’assegnazione di
coperture dal rischio associato ai differenziali di prezzo tra zone del mercato
elettrico italiano ed adiacenti zone estere, nonché di riserve di capacità di trasporto
ai fini dell’importazione, del transito e del reingresso di energia elettrica
10) Delibera AEEG n. 254/04. Misure per la promozione della concorrenza e
dell'efficienza nell'offerta di energia elettrica per l'anno 2005.
11) Delibera n. 7/06. Determinazione degli obiettivi specifici per l’anno 2006 di
risparmio di energia primaria per i distributori di energia elettrica e di gas naturale
soggetti agli obblighi di cui ai decreti ministeriali 20 luglio 2004
12) Disposizione tecnica di funzionamento n. 23/05. Perdita dei requisiti o mancato
adempimento da parte dell'istituto fideiubente
13) Disposizione tecnica di funzionamento n. 22/05 rev1. Capienza della garanzia
finanziaria
14) Disposizione tecnica di funzionamento n. 22/05. Capienza della garanzia
finanziaria
15) Testo integrato della disciplina del mercato elettrico. Approvato con DM del
19 dicembre 2003 come successivamente modificato e integrato –16 settembre
2005-
16) Guida al ME (Doc. fornito dal GME)
Alcune indicazioni per agevolare l’accesso e la partecipazione al mercato elettrico del GME
Modello di domanda di ammissione al Mercato
Contratto di adesione al mercato
79
Riguardo la cogenerazione:
1) Delibera AEEG n. 296.05. Aggiornamento dei parametri di riferimento per il
riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come
cogenerazione ai sensi dell’articolo 3, comma 3.1, della deliberazione dell’autorità
per l’energia elettrica e il gas 19 marzo 2002, n. 42/02 .
2) Delibera AEEG n.42.02. Condizioni per il riconoscimento della produzione
combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell'art. 2,
comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
3) Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003. Attuazione della direttiva
2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti
energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità"
4) Decreto 24 ottobre 2005, Ministero Attività Produttive. Aggiornamento delle
direttive per l’incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ai
sensi dell’art. 11, comma 5 del DLgs 16 marzo 1999.
5) Decreto del Presidente della Repubblica n. 53 dell’ 11 febbraio 1998.
Regolamento recante disciplina dei procedimenti relativi alla autorizzazione, alla
costruzione e all'esercizio di impianti di produzione di energia elettrica che
utilizzano fonti convenzionali, a norma dell'Art. 20, c. 8, della Legge 15 marzo
1997, n. 59
6) Direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’11 febbraio
2004. Sulla promozione della Cogenerazione basata su una domanda di calore
utile nel mercato interno dell’energia e che modifica la direttiva 92/42/CE.
7) M09- prEN 15316-4-7 Heating systems in buildings Method for calculation of
system energy requirements and system efficiencies - Part 4-7: Space heating
generation systems, Biomass combustion systems
Può essere anche utile la lettura di “Il sistema della cogenerazione: tecnologie per il risparmio
energetico” (OPET SEED-ASTER) vedi Cap. 6 pag. 103 “Procedure e adempimenti per la
realizzazione e gestione di un impianto di cogenerazione”.
80
Riguardo le condizioni di accesso alla rete:
Vademecum per connettersi alla rete (doc. fornito da GME)
1) Legge 23 agosto 2004, n. 239 Riordino del settore energetico, nonché delega al
Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia
2) Delibera 50/02 Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti
elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV i cui gestori hanno obbligo
di connessione di terzi”
3) Delibera 34/05 più Allegato A e Testo Articolato Modalità e condizioni
economiche per il ritiro dell’energia elettrica di cui all’articolo 13, commi 3 e 4,
del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23
agosto 2004, n. 239.
4) Delibera 49/05 Modificazione ed integrazione alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas 23 febbraio 2005, n. 34/05
5) Delibera 30 dicembre 2004 e Allegato A Condizioni per l'erogazione del
pubblico servizio di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale e
per l'approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai
sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo
16 marzo 1999, n. 79. (Deliberazione n. 168/2003).
6) Deliberazione n. 71 del 6 maggio 2004 Integrazioni della deliberazione
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 dicembre 2003, n. 168/03, in
materia di priorita' di dispacciamento delle unita' di produzione combinata di
energia elettrica e calore, nel primo periodo di esercizio delle medesime.
7) Delibera AEEG 06/04 Avvio di una indagine conoscitiva sui costi di connessione
di clienti finali e su altri aspetti economici relativi alle reti con obbligo di
connessione di terzi con tensione nominale inferiore ad 1 kW alla delibera
Comunicato stampa e Documento per la consultazione.
8) Delibera AEEG 281/05 e Allegato A Condizioni per l’erogazione del servizio di
connessione alle reti elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV i cui
gestori hanno obbligo di connessione di terzi.
81
9) Schema di Convenzione annuale per il ritiro dell’energia elettrica di cui
all’articolo 13, commi 3 4, del decreto legislativo n. 387/03 e al comma 41 della
legge n. 239/04
10) Allegato A della delibera 34/05, modificata con delibera 256/05. Estratti dal
Codice di rete di terna (www.terna.it) i seguenti modelli:
•••• Modello richiesta connessione a Terna
•••• Modello richiesta connessione a Terna
•••• Modello accettazione Terna
11) Contratto tipo di dispacciamento
- per punti di immissione
- per punti di prelievo
12) Testo integrato Disposizioni dell’Autorità per l’erogazioni dei servizi di trasporto
di misura e di vendita dell’energia elettrica, versione risultante dalle modificazioni
di cui alle delibere 316/01; 319/01; 124/02; 152/02; 153/02; 169/02; 194/02;
227/02; 17/03.
13) Testo articolato Allegato alla Delibera n. 34/05 “Modalità e condizioni
economiche per il ritiro dell’energia elettrica di cui all’articolo 13, commi 3 e 4,
del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23
agosto 2004, n. 239”.
14) Condizioni per l’Accesso alle infrastrutture di reti elettriche a tensione nominale
superiore a 1 kV i cui gestori hanno obbligo di connessione ai terzi, (documento
diffuso per la consultazione dall’ AEEG)
82
La documentazione presente riguardante i certificati verdi:
1) Decreto del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, 11
novembre 1999, “Direttive per l’attuazione delle norme in materia di energia
elettrica da fonti rinnovabili di cui ai commi 1, 2 e 3 dell’art. 11 del DLgs 16
marzo 1999, n.79.”
2) Decreto del Ministero delle Attività Produttive, 18 marzo 2002
”Modifiche e integrazioni al decreto del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato, di concerto con il Ministro dell'ambiente, 11 novembre 1999,
concernente direttive per l'attuazione delle norme in materia di energia elettrica da
fonti rinnovabili di cui ai commi 1, 2 e 3 dell'art. 11 del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79".
3) Decreto del Ministero delle Attività Produttive, 14 marzo 2003. Attivazione
del mercato elettrico, limitatamente alla contrattazione dei certificati verdi.
4) Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n.387 Attuazione della direttiva
2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti
energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricita'.
5) Legge 23 agosto 2004, n. 239 Riordino del settore energetico, nonché delega al
Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia.
6) Decreto 24 ottobre 2005, Ministero Attività Produttive Aggiornamento delle
direttive per l’incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ai
sensi dell’art. 11, comma 5 del DLgs 16 marzo 1999
7) Testo integrato Disciplina del mercato elettrico
8) Guida di Accesso alla sede di contrattazione dei CV organizzata dal GME
9) Domanda di Ammissione per partecipare la mercato dei CV
10) Contratto di Adesione
11) Disposizione tecnica di funzionamento n. 01/05: Giorni e orari delle sessioni di
contrattazione del Mercato dei certificati verdi per il periodo aprile - giugno 2005
Si consiglia inoltre la lettura dei documenti riportati nell’apposita sezione del sito del GME.
83
I documenti riguardanti i titolo di efficienza energetica sono:
1) DM 20/7/04 elettricità e DM 20/07/04 gas Decreti del Ministero delle Attività
Produttive, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio
20 luglio 2004 determinano gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento
dell'efficienza energetica che dovranno essere conseguiti dai distributori di energia
elettrica e dalle imprese distributrici di gas naturale (con non meno di 100.000
clienti finali al 31 dicembre 2001) attraverso progetti che prevedono misure ed
interventi di incremento dell’efficienza energetica degli usi finali di energia.In
allegato ai DM le Modalità per la presentazione di richieste di verifica di
conformità ai sensi dell’art. 5 comma 8 dei DM 20/07/04
2) DLgs n.79 del 16 marzo 1999 Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi
per l’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi
dell’art. 9, comma 1, del DLgs n.79 del 16 marzo 1999.
3) DLgs n. 164 del 23 maggio 2000 Nuova individuazione degli obiettivi
quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili, di
cui all’art. 16, comma 4, del DLgs n. 164 del 23 maggio 2000.
4) Delibera AEEG n. 103/03
Linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti di cui
all’art. 5, comma 1, dei decreti ministeriali 24 aprile 2001 e per la definizione dei
criteri e delle modalità per il rilascio dei titoli di efficienza energetica.
Relazione tecnica alla deliberazione 18 settembre 2003, n. 103/03 “Presupposti e
fondamenti per la definizione delle Linee guida per la preparazione, esecuzione,
valutazione consuntiva dei progetti di cui all’articolo 5, comma 1, dei decreti
ministeriali 24 aprile 2001 e dei criteri e delle modalità di rilascio dei titoli di
efficienza energetica di cui all’articolo 10, dei medesimi decreti”
5) Delibera AEEG n. 200/04 Adeguamento della deliberazione 18 settembre 2003,
n. 103/03 al disposto dei Decreti ministeriali 20 luglio 2004 e della legge 23
agosto 2004, n. 239.
6) Delibera AEEG n. 70/05 Approvazione di 5 schede tecniche (All. A ) per la
quantificazione dei risparmi di energia primaria relativi agli interventi di cui
all’art. 5, comma 1, dei Decreti Ministeriali 20 luglio 2004
84
7) Delibera n. 177/05 Approvazione di 2 schede tecniche (All. A) per la
quantificazione dei risparmi energetici negli usi di climatizzazione ambienti e
produzione di acqua calda sanitaria conseguiti tramite installazione e gestione di
impianti di cogenerazione e sistemi di teleriscaldamento realizzati nell’ambito dei
decreti ministeriali 20 luglio 2004
Chiarimenti tecnici relativi alla rendicontazione di interventi di coogenerazione e
teleriscaldamento tramite l’utilizzo delle schede tecniche di cui alla delibera 4 agosto 2005. (doc.
scaricato da AEEG)
Regole di funzionamento del mercato dei titoli di efficienza energetica
1) Guida per l’utente al registro dei TEE (aggiornata 11 gennaio 2006)
2) Fac-simile di dichiarazione poteri di rappresentanza (resa ai sensi del D.P.R.
445/00).
85
La legislazione in materia di rifiuti:
1) Regolamento (CE) N. 1774/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio del 3
ottobre 2002 recante norme sanitarie relative ai sottoprodotti di origine animale
non destinati al consumo umano. Il Regolamento (CE) fissa norme di polizia
sanitaria applicabili alla raccolta, al trasporto, al deposito, alla manipolazione, alla
trasformazione e all'eliminazione dei sottoprodotti di origine animale, al fine di
evitare ogni rischio per la salute pubblica e della salute degli animali.
2) DM n. 124 del 25 febbraio 2000 Regolamento recante i valori limite di emissione
e le norme tecniche riguardanti le caratteristiche e le condizioni di esercizio degli
impianti di incenerimento e di coincenerimento dei rifiuti pericolosi, in attuazione
della direttiva 94/67/CE del Consiglio del 16 dicembre 1994, e ai sensi
dell'articolo 3, comma 2, del decreto del Presidente della Repubblica 24 maggio
1988, n. 203, e dell'articolo 18, comma 2, lettera a), del decreto legislativo 5
febbraio 1997. n. 22.
3) Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22 (Decreto Ronchi) Attuazione delle
direttive 91/156/CEE sui rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e 94/62/CE sugli
imballaggi e sui rifiuti di imballaggio".
4) Deliberazione n. VII/6501, seduta del 19/10/01 Regione Lombardia (Allegati A,
C, D).Nuova zonizzazione del territorio regionale per il conseguimento degli
obiettivi di qualità dell’aria ambiente, ottimizzazione e razionalizzazione della rete
di monitoraggio, relativamente al controllo dell’inquinamento da PM 10,
fissazione dei limiti di emissione degli impianti di produzione di energia e piano di
azione per il contenimento e la prevenzione degli episodi acuti di inquinamento
atmosferico.
86
Infine si elencano qui di seguito le documentazioni richieste dalla Provincia di Bergamo per
l’installo di un package cogenerativo:
Documentazione di rito
Autorizzazione ex. DLgs/387/93-impianto fonte rinnovabile
Autorizzazione D.P.R. 53/98-impianto a fonte convenzionale
Osservazioni sulla doc. di rito
Schema di procedimenti di prevenzione incendi
Schema di procedimenti inizio di attività (Comando Vigili del fuoco di Bergamo).
C.P.I. – Richiesta rilascio Certificato Prevenzioni Incendi
Modulo per la richiesta rilascio C.P.I.
Modulo per la dichiarazione di corretta installazione di impianti
Modulo per la dichiarazione di inizio attività
87
5. Analisi economica e finanziaria di vario tipo
Questo capitolo è dedicato alla descrizione dei risultati ottenibili, in termini energetici ed
economici degli impianti di microcogenerazione. Si affronteranno due tipi di impianti quelli
utilizzati per utenze monofamigliari ( < 5kW), in un mercato attualmente inesistente, per cui i
motori cogenerativi non sono commercialmente maturi e mancano dei reali incentivi legislativi.
Nella seconda parte si affronterà il tema degli utilizzi su scala più elevata (qualche decina di
kWe), anche questo un mercato non ancora sostanzialmente sviluppato, per il quale tuttavia le
soluzioni tecniche sono già commercializzate e il mercato appare particolarmente promettente
per le applicazioni trigenerative (ovvero produzione di freddo attraverso sistemi correlati alla
cogenerazione).
Utenze monofamigliari
Si assume per l’analisi l’appartamento “tipo” definito nel capitolo precedente, con le relative
curve di richiesta elettrica e termica. Per quanto riguarda le modalità operative del
microcogeneratore, si ipotizza una gestione di questo tipo:
• Il motore viene utilizzato unicamente quando è possibile recuperare integralmente il
calore generato;
• Il motore opera sempre a carico nominale, o comunque in condizioni per cui sia lecito
ritenere i suoi rendimenti elettrici e termici costanti e prossimi ai rispettivi valori
nominali, con cicli di accensione e spegnimento sufficientemente lunghi da poter
trascurare il decadimento di prestazioni legato ai transitori (e conseguentemente una vita
utile del motore soddisfacente);
• Si ipotizza che l’utenza termica abbia un serbatoio di accumulo dimensionato in funzione
delle esigenze e delle ore di accensione del motore, considerando una temperatura di
mandata dell’acqua di 85°C e di ritorno di 40°C;
• Il ciclo giornaliero del motore è tale da generare complessivamente nell’arco della
giornata il calore richiesto dall’utenza. Esso privilegia, ove possibile, un funzionamento
88
continuo, grazie al serbatoio di accumulo adeguatamente dimensionato, e di concentrarne
il periodo di accensione nelle ore piene, in cui l’energia elettrica generata è più pregiata;
• L’impianto è allacciato alla rete elettrica, da cui preleva energia quando la domanda è
superiore alla produzione e a cui cede energia nel caso opposto;
• L’impianto è dotato di una caldaia a gas naturale ausiliaria, con funzione di integrazione
nelle ore di punta, che viene accesa unicamente nelle giornate in cui il cogeneratore non
genera abbastanza calore per soddisfare la domanda giornaliera;
• Per calcolare il costo dell’energia elettrica si è utilizzata la tariffa semplice per le
forniture di energia elettrica in bassa tensione per usi domestici nelle abitazioni di
residenza con potenza impegnata fino a 3 kW(D2), oppure la tariffa bioraria serale
dell’Enel valide per il 2006;
• Per calcolare il costo del gas si sono utilizzate le tariffe della META (azienda servizi
energetici del comune di Modena) riportate dal sito internet del FIRE.
89
Stirling da 0,5 kW
Si è utilizzato un motore Stirling della Bosh, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora 24 in inverno e 2 ore (dalle 9:00 alle 11:00) in estate per soddisfare,
almeno in parte, la richiesta di acqua calda sanitaria.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Pe (kW) 0,50 Ηe 0,15 Ηt 0,87 Ie (indice elettrico termico) 0,17
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 2,90 kWh necessari 69,60 MJ necessari 250,56 Litri di acqua 1.329 Costo serbatoio € 1.300
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 4.382
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 14
90
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 56€/anno con la tariffa a fasce orarie e 41€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 210€/anno con la tariffa semplice oppure
227€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 12.708 kWht integrazione 5.717
m3 per cogenerazione 1.525 m3 per integrazione 663 m3 totali 2.188
kWhe prodotti 2.191
kWhe cessione 631 kWhe per autoconsumo 1.560
m3 cessione 439 m3 per autoconsumo 1.086 m3 totali 1.525
kWhe integrazione 1.575
91
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati soddisfacenti:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 515€/anno
un Pay Back Period pari a 6, il tasso di interesse utilizzato è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) di 12% in dieci anni, e di 16% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 1.250 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 35 Costo combustibile € 1.105 Costo combustibile € 1.225 Costo energia elettrica acquistata € 210
Costo energia elettrica acquistata € 583
Totale costi variabili (a) 1.350 Totale costi variabili (b) 1.808 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 57
92
-12.000,00-11.000,00-10.000,00
-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -2.350,00 1 -1.861,02 2 -1.395,33 3 -951,81 4 -529,41 5 -127,12 6 256,00 7 620,89 8 968,40 9 1.299,36
10 1.614,56 11 1.914,75 12 2.200,64 13 2.472,93 14 2.732,24 15 2.979,21 16 3.214,42 17 3.438,43 18 3.651,77 19 3.854,95 20 4.048,45
93
Stirling da 1 kW
Si è utilizzato un motore Stirling della Enatec, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora 13 in inverno (dalle 5:00 alle 18:00) e 4 ore (dalle 8:00 alle 12:00) in
estate per soddisfare, almeno in parte, la richiesta di acqua calda sanitaria.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Enatec
Pe (kW) 1
ηe 0,12 ηt 0,8
Ie (indice elettrico termico) 0,15
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 7 kWh necessari 87 Mj necessari 312 Litri di acqua 1.655 Costo serbatoio € 1700
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 2.954
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 20
94
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 200€/anno con la tariffa a fasce orarie e 119€/anno con la tariffa unica di cessione.
A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 285€/anno con la tariffa semplice oppure
307€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 19.693 kWht integrazione 0
m3 per cogenerazione 2.570 m3 per integrazione 0 m3 totali 2.570
kWhe prodotti 2.954
kWhe cessione 1.892 kWhe per autoconsumo 1.062
m3 cessione 1.646 m3 per autoconsumo 924 m3 totali 2.570
kWhe integrazione 2.074
95
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 332€/anno
un Pay Back Period pari a 12, il tasso di interesse utilizzato è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 0 % in dieci anni e di 2% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 47 Costo combustibile € 1.352 Costo combustibile € 1.225 Costo energia elettrica acquistata € 285 Costo energia elettrica acquistata € 583 Totale costi variabili (a) 1.684 Totale costi variabili (b) 1.808 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 208
96
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -4.000,00 1 -3.567,48 2 -3.155,55 3 -2.763,24 4 -2.389,61 5 -2.033,78 6 -1.694,89 7 -1.372,13 8 -1.064,75 9 -772,00
10 -493,19 11 -227,66 12 25,23 13 266,07 14 495,45 15 713,90 16 921,95 17 1.120,09 18 1.308,80 19 1.488,52 20 1.659,68
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
97
Motore a Combustione Interna da 1 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna della Ecowill, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora in inverno per 24 ore e d’estate 5 ore (dalle 9:00 alle 14:00), per
soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Ecowill Pe (kW) 1 ηe 0,2 ηt 0,65 Ie (indice elettrico termico) 0,31
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 3,25 kWh necessari 78 Mj necessari 280,8 Litri di acqua 1489,26 Costo serbatoio € 1500
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 4.979
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 12
98
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogenerator
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 274€/anno con la tariffa a fasce orarie 295€/anno con la tariffa unica di cessione.
A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 195 €/anno con la tariffa semplice oppure
210€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 16.182 kWht integrazione 2.243
m3 per cogenerazione 2.599 m3 per integrazione 260 m3 totali 2.859
kWhe prodotti 4.979
kWhe cessione 3.179 kWhe per autoconsumo 1.800
m3 cessione 1.659 m3 per autoconsumo 940 m3 totali 2.599
kWhe integrazione 1.335
99
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 319€/anno
un Pay Back Period pari a 19, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 0 % sia in dieci anni e dell’8% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 80 Costo combustibile € 1.418 Costo combustibile € 1.225 Costo energia elettrica acquistata € 210 Costo energia elettrica acquistata € 495 Totale costi variabili (a) 1.708 Totale costi variabili (b) 1.720 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 306
100
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -3.800,00 1 -3.496,61 2 -3.207,67 3 -2.932,48 4 -2.670,40 5 -2.420,80 6 -2.183,09 7 -1.956,69 8 -1.741,08 9 -1.535,73
10 -1.340,17 11 -1.153,91 12 -976,52 13 -807,59 14 -646,69 15 -493,46 16 -347,52 17 -208,54 18 -76,17 19 49,90 20 169,96
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
101
Rankine da 2,5 kW
Si è utilizzato un ciclo Ranking della Sener Tec, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora solo in inverno per 10 ore (dalle 6:00 alle 16:00).
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Sener Tec Pe (kW) 2,5 ηe 0,19 ηt 0,8 Ie (indice elettrico termico) 0,24
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 11 kWh necessari 105 Mj necessari 379 Litri di acqua 2.010 Costo serbatoio € 2.000
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 1.660
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 36
102
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 388€/anno con la tariffa a fasce orarie 231€/anno con la tariffa unica di cessione.
A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 478€/anno con la tariffa semplice oppure
389€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 17.474 kWht integrazione 951
m3 per cogenerazione 2.280 m3 per integrazione 110 m3 totali 2.391
kWhe prodotti 4.150
kWhe cessione 3.546 kWhe per autoconsumo 604
m3 cessione 1.948 m3 per autoconsumo 332 m3 totali 2.280
kWhe integrazione 2.531
103
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 451€/anno
un Pay Back Period pari a 53, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) dello 0 % in dieci anni e dello 0 % in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 66 Costo combustibile € 1.305 Costo combustibile € 1.225
Costo energia elettrica acquistata € 389 Costo energia elettrica acquistata € 583
Totale costi variabili (a) 1.760 Totale costi variabili (b) 1.808 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 403
104
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -8.050 1 -7.635 2 -7.239
3 -6.863 4 -6.504 5 -6.162 6 -5.837 7 -5.527 8 -5.232 9 -4.951
10 -4.683 11 -4.428 12 -4.185 13 -3.954 14 -3.734 15 -3.524 16 -3.324 17 -3.134 18 -2.953 19 -2.780 20 -2.616
-12.000-11.000-10.000
-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
105
Utenze condominiali
Da questi primi quattro casi studiati appare evidente come, aumentando il fattore di carico
aumenti la convenienza dell’investimento. Nel prossimi casi, per porre in modo maggiore
l’accento su questo aspetto, si applicheranno successivamente MCI da 4,7kW, un MCI da 20kW
ed un Turbina a gas da 30kW ad un condominio, evidenziando come con l’aumentare della taglia
del cogeneratore diminuisca la convenienza dell’investimento.
Si assume per l’analisi dell’utenza condominiale, costituita da venti appartamenti in cinque
piani, aventi caratteristiche medie pari a quelle dell’appartamento singolo di cui si è trattano
precedentemente. In generale si considera la curva di carico, come la curva dei carichi risultante
dalla somma delle singole utenze. Per quanto riguarda i consumi comuni, in particolare quelli
elettrici, si sono fatte le seguenti ipotesi: considerando la presenza di un ascensore e l’utilizzo di
questo da parte degli inquilini dal secondo piano in poi, con una media di quattro persone ad
appartamento, 6 corse al giorno a persona, un minuto a corsa per un consumo di 10kWh a corsa,
si ottiene un consumo di circa 60kWh al giorno da suddividere nelle ore tra le 8:00 e le 21:00.
Per ogni scala si è ipotizzato un consumo da parte egli impianti fissi di 100W all’ora per
ventiquattro ore, quindi un consumo complessivo di 2,4kWh al giorno da suddividere nell’arco
dell’intera giornata. Per l’illuminazione delle scale si considerano due lampade a basso consumo
all’ingresso da 20W l’una, una lampada a medio consumo in soffitta da 20W con una media di
accensione di 10h al giorno, una lampada basso consumo per ogni piano da 50W con una media
di accensione di 2 ore al giorno, per un totale di 0,7kW al giorno da dividere tra le 18:00 e le
22:00.
E’ importante sottolineare che si è ipotizzato di poter utilizzare l’energia elettrica prodotta dal
cogeneratore sia per i consumi comuni sia per i consumi degli appartamenti, questo secondo la
normativa attuale non è possibile, infatti l’utilizzo dell’energia prodotta è limitata solo ai
consumi comuni condominiali.
106
Complessivamente il fabbisogno giornaliero di un condominio con queste caratteristiche risulta
essere pari ad:
Fabbisogno giornaliero Wh
1 5.600 2 4.600 3 4.000 4 4.000 5 4.000 6 4.000 7 4.600 8 7.205 9 7.405
10 7.605 11 7.405 12 7.405 13 7.605 14 7.605 15 8.005 16 8.005 17 7.605 18 7.805 19 8.400 20 10.406 21 10.606 22 10.806 23 9.606 24 7.606
kWh/giorno 172
107
Motore a Combustione Interna da 4,7 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna della Ecopower, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora in inverno per 24 ore e d’estate 9 ore (dalle 6:00 alle 15:00), per
soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Ecopower
Pe (kW) 4,7
ηe 0,248
ηt 0,66
Ie (indice elettrico termico) 0,38
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 13 kWh necessari 300 Mj necessari 1.081 Litri di acqua 5.732 Costo serbatoio € 6.000
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 5.775
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 10
108
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 36€/anno con la tariffa a fasce orarie 34€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 7401€/anno con la tariffa semplice oppure
5288€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 72.234 kWht integrazione 296.266
m3 per cogenerazione 11.425 m3 per integrazione 34.365 m3 totali 45.790
kWhe prodotti 27.143
kWhe cessione 518 kWhe per autoconsumo 26.625
m3 cessione 218 m3 per autoconsumo 11.207 m3 totali 11.425
kWhe integrazione 36.113
109
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati soddisfacenti:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 4691€/anno
un Pay Back Period pari a 4, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 21% in dieci anni, ed 23% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 20.000 Costo installazione totale € 11.750 Costo caldaia integrazione € 18.000 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 434 Costo combustibile € 26.125 Costo combustibile € 23.737 Costo energia elettrica acquistata € 5.288 Costo energia elettrica acquistata € 12.765 Totale costi variabili (a) 31.847 Totale costi variabili (b) 36.502 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 36
110
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e ne sottolinea l’andamento negli anni.
VAN € 0 -15.750 1 -11.283 2 -7.028 3 -2.976 4 883 5 4.558 6 8.059 7 11.392 8 14.567 9 17.591
10 20.470 11 23.213 12 25.825 13 28.313 14 30.682 15 32.938 16 35.087 17 37.133 18 39.083 19 40.939 20 42.707
-12.000-11.000-10.000
-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
111
Motore a Combustione Interna da 20 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna “Tandem”, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora in inverno per 11 ore (dalle 6:00 alle 17:00) e d’estate 3 ore (dalle 9:00
alle 12:00), per soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 2.423
Ore vita da catalogo (h) 50.000
Vita componente (anni) 21
Macchina Tandem Pe (kW) 20,3 ηe 0,2903 ηt 0,6798 Ie (indice elettrico termico) 0,43
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 47,54 kWh necessari 522,91 MJ necessari 1.882,46 Litri di acqua 9.984 Costo serbatoio € 10.000
112
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 3372 €/anno con la tariffa a fasce orarie 2088 €/anno con la tariffa unica di
cessione. A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla
componete CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la
trasmissione di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 9305 €/anno con la tariffa semplice oppure
6670 €/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 115.182 kWht integrazione 253.318
m3 per cogenerazione 17.688 m3 per integrazione 29.383 m3 totali 47.071
kWhe prodotti 49.187
kWhe cessione 31.372 kWhe per autoconsumo 17.815
m3 cessione 11.282 m3 per autoconsumo 6.406 m3 totali 17.688
kWhe integrazione 42.357
113
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 6255€/anno
un Pay Back Period pari a 6, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 10% in dieci anni, ed 14% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 1.300 Caldaia alto rendimento € 20.000 Costo installazione totale € 26.390 Costo caldaia integrazione € 15.000 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 787 Costo combustibile € 26.807 Costo combustibile € 23.737
Costo energia elettrica acquistata € 6.196 Costo energia elettrica acquistata € 12.765
Totale costi variabili (a) 33.790 Totale costi variabili (b) 36.502 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 3.544
114
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -31.390,00 1 -25.432,46 2 -19.758,62 3 -14.354,96 4 -9.208,61 5 -4.307,33 6 360,55 7 4.806,16 8 9.040,07 9 13.072,37
10 16.912,65 11 20.570,06 12 24.053,31 13 27.370,69 14 30.530,10 15 33.539,06 16 36.404,73 17 39.133,95 18 41.733,20 19 44.208,68 20 46.566,28
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
115
Microturbina a gas da 30 kW
Si è utilizzato una Microturbina a gas “Capstone C30”, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora solo in inverno per 6 ore (dalle 6:00 alle 12:00).
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Capstone C30 Pe (kW) 30 ηe 0,25 ηt 0,66 Ie (indice elettrico termico) 0,38
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 79,20 kWh necessari 475,20 MJ necessari 1.710,72 Litri di acqua 9.073 Costo serbatoio € 9.000
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 996
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 60
116
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 2504 €/anno con la tariffa a fasce orarie 1497 €/anno con la tariffa unica di
cessione. A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla
componete CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la
trasmissione di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 8028 €/anno con la tariffa semplice oppure
8325 €/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 78.883 kWht integrazione 289.617
m3 per cogenerazione 12.477 m3 per integrazione 33.593 m3 totali 46.070
kWhe prodotti 29.880
kWhe cessione 22.970 kWhe per autoconsumo 6.910
m3 cessione 9.592 m3 per autoconsumo 2.885 m3 totali 12.477
kWhe integrazione 55.828
117
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati molto positivi:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 22511€/anno
un Pay Back Period pari a 2, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 58 % sia in dieci anni che in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 1.100 Caldaia alto rendimento € 20.000 Costo installazione totale € 33.000 Costo caldaia integrazione € 12.000 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 478 Costo combustibile € 13.909 Costo combustibile € 23.267
Costo energia elettrica acquistata € 8.028 Costo energia elettrica acquistata € 19.102
Totale costi variabili (a) 22.414 Totale costi variabili (b) 42.369 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 2.556
118
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -34.000,00 1 -12.560,63 2 7.857,81 3 27.303,95 4 45.824,08 5 63.462,30 6 80.260,61 7 96.258,99 8 111.495,55 9 126.006,56
10 139.826,56 11 152.988,48 12 165.523,63 13 177.461,87 14 188.831,62 15 199.659,96 16 209.972,66 17 219.794,28 18 229.148,21 19 238.056,71 20 246.540,99
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
119
A questi casi economici se ne aggiungono altri tre che variano alcuni dati che venivano presi
come “standard” per quanto riguarda i casi precedenti. Nel primo si modificherà il costo unitario
di manutenzione (€/kWh), in quanto i piccoli impianti hanno verosimilmente un costo di
manutenzione più alto di quello supposto in precedenza; nel secondo si cambieranno i profili di
carico elettrico, ipotizzando che l’utente concentri i suoi consumi di sera nella fascia oraria alle
19:00 alle 1:00, ma che comunque il fabbisogno giornaliero rimanga costante. Mentre
nell’ultimo caso, utenza condominiale, si presumerà di vendere tutta l’energia elettrica prodotta
alla rete e conseguentemente di acquistare tutta quella necessaria al fabbisogno dell’insieme
degli utenti.
Striling 1kW con cambio di costo unitario di manutenzione
Si è utilizzato un motore Stirling della Enatec, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora 13 in inverno (dalle 5:00 alle 18:00) e 4 ore (dalle 8:00 alle 12:00) in
estate per soddisfare, almeno in parte, la richiesta di acqua calda sanitaria.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
Macchina Enatec
Pe (kW) 1
ηe 0,12
ηt 0,8
Ie (indice elettrico termico) 0,15
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 7 kWh necessari 87 Mj necessari 312 Litri di acqua 1.655 Costo serbatoio € 1700
Funzionamento
Ore annue (h/anno) 2.954
Ore vita da catalogo (h) 60.000
Vita componente (anni) 20
120
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica prodotta e quella necessaria come
integrazione, inoltre evidenzia le quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 200€/anno con la tariffa a fasce orarie e 119€/anno con la tariffa unica di cessione.
A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 285€/anno con la tariffa semplice oppure
307€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti 19.693 kWht integrazione 0
m3 per cogenerazione 2.570 m3 per integrazione 0 m3 totali 2.570
kWhe prodotti 2.954
kWhe cessione 1.892 kWhe per autoconsumo 1.062
m3 cessione 1.646 m3 per autoconsumo 924 m3 totali 2.570
kWhe integrazione 2.074
121
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici si discostano molto da quelli ottenuti nel caso dello Striling in condizioni
standard:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 354€/anno
un Pay Back Period pari a 18, ovvero 6 in più rispetto al caso semplice, utilizzando sempre un
tasso di interesse del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) dello 0 % in dieci anni e del 1% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,050 Costo manutenzione totale € 148 Costo combustibile € 1.352 Costo combustibile € 1.225 Costo energia elettrica acquistata € 285 Costo energia elettrica acquistata € 583 Totale costi variabili (a) 1.785 Totale costi variabili (b) 1.808 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 208
122
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -4.000,00 1 -3.663,13 2 -3.342,30 3 -3.036,76 4 -2.745,76 5 -2.468,61 6 -2.204,67 7 -1.953,29 8 -1.713,89 9 -1.485,88
10 -1.268,73 11 -1.061,92 12 -864,96 13 -677,38 14 -498,73 15 -328,59 16 -166,55 17 -12,23 18 134,74 19 274,72 20 408,03
-12.000,00-11.000,00-10.000,00
-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
123
Striling 1kW con cambio del carico elettrico
Si è ipotizzato un carico elettrico così distribuito durante le ore del giorno:
Per quanto riguarda le specifiche tecniche della macchina e del serbatoio di accumulo sono le
stesse già utilizzate per i casi con Stirling da 1 kW, in quanto il cogeneratore è accesso nei
medesimi orari e per lo stesso tempo del caso precedente. Conseguentemente anche l’energia
termica prodotta sarà uguale, ma ci sarà un cambio nella quantità di energia elettrica
autoconsumata e in quella venduta.
Fabbisogno giornaliero 1 480 2 130 3 100 4 100 5 100 6 100 7 230 8 360 9 170
10 180 11 170 12 170 13 380 14 380 15 200 16 200 17 180 18 190 19 620 20 820 21 830 22 840 23 880 24 780
kWh/giorno 8,59
kWhe prodotti 2.954
kWhe cessione 2.334 kWhe per autoconsumo 620 m3 cessione 2.030 m3 per autoconsumo 540 m3 totali 2.570 kWhe integrazione 2.515
124
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 250€/anno con la tariffa a fasce orarie e 146€/anno con la tariffa unica di cessione.
A questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 348€/anno con la tariffa semplice oppure
362€/anno con la tariffa bioraria serale.
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici sono molto più favorevoli di quelli ottenuti nel caso dello Striling nelle
condizioni standard:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 815€/anno
un Pay Back Period pari a 6, ovvero 6 in meno rispetto al caso standard, utilizzando sempre un
tasso di interesse del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 10% in dieci anni e del 14% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 47 Costo combustibile € 1.446 Costo combustibile € 1.225 Costo energia elettrica acquistata € 348 Costo energia elettrica acquistata € 583 Totale costi variabili (a) 1.841 Totale costi variabili (b) 1.808 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 259
125
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
Turbina a Gas 30 kW con cessione totale di energia elettrica
Le specifiche tecniche della macchina e del serbatoio di accumulo sono le stesse già utilizzate per
i casi con Turbina a Gas da 30 kW, in quanto il cogeneratore è accesso nei medesimi orari e per
lo stesso tempo del caso precedente. Conseguentemente anche l’energia termica prodotta sarà
uguale, ma ci sarà, ovviamente, un cambio nella quantità di energia elettrica autoconsumata e in
quella venduta.
VAN € 0 -4.000,00 1 -3.224,04 2 -2.485,02 3 -1.781,20 4 -1.110,89 5 -472,50 6 135,49 7 714,52 8 1.265,99 9 1.791,19
10 2.291,38 11 2.767,76 12 3.221,45 13 3.653,54 14 4.065,05 15 4.456,96 16 4.830,21 17 5.185,69 18 5.524,24 19 5.846,67 20 6.153,75
kWhe prodotti 29.880
kWhe cessione 29.880 kWhe per autoconsumo 0
m3 cessione 12.477 m3 per autoconsumo 0
kWhe integrazione 62.738 m3 totali 12.477
-12.000,00-11.000,00-10.000,00
-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
€
126
L’energia elettrica prodotta viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure secondo la
tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla cessione
circa 3284€/anno con la tariffa a fasce orarie e 1948€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 12765€/anno con la tariffa semplice oppure
9442€/anno con la tariffa bioraria serale.
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I
risultati economici sono leggermente sfavorevoli di spetto alla Turbina a gas nelle condizioni
standard:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 14852€/anno
un Pay Back Period pari a 3, ovvero 1 in più rispetto al caso standard, utilizzando sempre un
tasso di interesse del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 36% in dieci anni e del 37% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 1.100 Caldaia alto rendimento € 20.000 Costo installazione totale € 33.000 Costo caldaia integrazione € 12.000 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 478 Costo combustibile € 14.612 Costo combustibile € 23.267 Costo energia elettrica acquistata € 9.442 Costo energia elettrica acquistata € 12.765 Totale costi variabili (a) 24.533 Totale costi variabili (b) 36.032 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 3.353
127
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -34.000,00 1 -19.855,45 2 -6.384,45 3 6.445,07 4 18.663,66 5 30.300,42 6 41.383,04 7 51.937,92 8 61.990,19 9 71.563,77
10 80.681,47 11 89.365,00 12 97.635,02 13 105.511,24 14 113.012,39 15 120.156,35 16 126.960,12 17 133.439,90 18 139.611,12 19 145.488,47 20 151.085,95
Dall’analisi di questi tre casi, non in condizioni standard, si evince che l’unico miglioramento si
ottiene nel momento in cui si cambiano i profili di carico dell’utente monofamigliare con
impianto di microcogenerazione Stirling da 1kW.
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
128
6. Benefici derivanti dall’accoppiare la cogenerazione ad altre tecnologie
In questo capitolo si considera anche l’eventuale presenza di una richiesta frigorifera per il
condizionamento degli ambienti, da coprire mediante pompe di calore, che per le taglie richieste
dalle applicazioni, risultano oggi disponibili a costi relativamente contenuti.
La pompa di calore è un sistema più flessibile rispetto all’utilizzo di due differenti apparecchi per
riscaldare e per raffreddare, inoltre, riferendosi limitatamente alla pompa di calore, si può dire
che non inquina l’ambiente per l’assenza di emissioni a livello locale.
Si è preferito utilizzare le pompe di calore rispetto agli assorbitori, per le seguenti motivazioni,
prima di tutto le pompe di calore hanno una doppia funzionalità, possono generare sia caldo sia
freddo. Nelle pompe di calore il ciclo frigorifero che si sviluppa tramite un fluido che cambia di
stato, riesce a trasferire il calore da un corpo durante la produzione di freddo, oppure invertendo
il ciclo riesce a dare calore a un corpo durante la produzione di caldo. C’è inoltre un importante
considerazione da fare sull’efficienza degli assorbitori, i quali hanno un COP (Coefficiente di
Prestazione) pari circa ad 1, mentre per le pompe di calore si può supporre pari a 3. Un’ulteriore
vantaggio nell’utilizzo delle pompe di calore è dato dall’elevato costo di istallazione
dell’assorbitore, che quindi risulta avere un rapporto costi/benefici decisamente più basso rispetto
alla pompa di calore.
Per quanto riguarda la modalità operativa del microcogeneratore, si suppone anche in questo caso
una gestione intelligente, con le stesse ipotesi del adottate nel capitolo precedente, considerando
le seguenti assunzioni valide nel caso del condizionamento:
• In inverno il carico elettrico viene convertito in carico termico attraverso la pompe di
calore. Il COP medio è ipotizzato pari a 3.
• In estate il carico elettrico viene convertito in carico frigorifero attraverso la pompa di
calore. Il COP medio è ipotizzato pari a 2,6.
• Qualora non si riesca a coprire la richiesta frigorifera con l’energia elettrica prodotta dal
microcogeneratore, la parte restante del carico viene soddisfatta con l’energia elettrica
assorbita dalla rete.
129
• Si ipotizza di potersi avvalere anche per l’utenza frigorifera di un serbatoio di accumulo
atto a soddisfare le esigenze combinate dell’utenza e del cogeneratore.
• Si cercherà di tenere accesa la pompa di calore nelle ore in cui l’energia elettrica è meno
pregiata, ossia di valorizzare al meglio l’energia elettrica prodotta in eccesso rispetto alla
domanda della pompa di calore.
130
Stirling da 0,5 kW
Si è utilizzato un motore Stirling della Bosh, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora 24 in inverno e 5 ore (dalle 9:00 alle 14:00) in estate per soddisfare,
almeno in parte, la richiesta di acqua calda sanitaria.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora in inverno, dalle 17:00 alle 9:00, per coprire la richiesta di energia
termica che solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate dalle
15:00 alle 19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
1kW.
Macchina Enatech Pe (kW) 0,5 ηe 0,15 ηt 0,87 Ie (indice elettrico termico) 0,17
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 2,90 kWh necessari 69,60 MJ necessari 250,56 Litri di acqua 1.329 Costo serbatoio € 1.300
Funzionamento Ore annue (h/anno) 4.382 Vita componente (anni) 14 Ore vita da catalogo (h) 60.000
131
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 18€/anno con la tariffa a fasce orarie e 10€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
kWht prodotti da cogenerazione 12.708
kWht prodotti da pompa di calore 3.984
kWht integrazione 1.733
m3 per cogenerazione 1.525
m3 per integrazione 201
m3 totali 1.726
kWht prodotti totali 16.692
kWht prodotti con pompa di calore 972 kWhe per pompa di calore 374
kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore 421 kWhe da cogeneratore 162 kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica 551 kWhe dalla rete elettrica 212
kWhe prodotti 2.191
kWhe cessione 156 kWhe per autoconsumo 2.035
m3 cessione 109 m3 per autoconsumo 1.416 m3 totali 1.525
kWhe integrazione 2.627
132
Si compra energia elettrica per un totale di 506€/anno con la tariffa semplice oppure 410€/anno
con la tariffa bioraria serale.
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati molto positivi:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 530 €/anno
un Pay Back Period pari a 5, il tasso di interesse utilizzato è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) di 17% in dieci anni, e di 20% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 1.250 Costo caldaia integrazione € 1.000 Costo pompa di calore € 500 Costo pompa di calore € 500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 35 Costo combustibile € 1.225 Costo combustibile € 775 Costo energia elettrica acquistata € 506 Costo energia elettrica acquistata € 409 Totale costi variabili (b) 1.731 Totale costi variabili (a) 1.220 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 19
133
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -2.050 1 -1.545 2 -1.065 3 -607 4 -171 5 244 6 639 7 1.015 8 1.374 9 1.715
10 2.041 11 2.350 12 2.645 13 2.926 14 3.194 15 3.449 16 3.691 17 3.923 18 4.143 19 4.352 20 4.552
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Anno
134
Stirling da 1 kW
Si è utilizzato un motore Stirling della Enatec, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora 12 in inverno (dalle 7:00 alle 19:00) ed un’ora d’estate dalle 18:00 alle
19:00.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora solo in inverno, dalle 13:00 alle 19:00, per coprire la richiesta di
energia termica che solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate
dalle 15:00 alle 19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
2kW, con un costo totale di 1000€.
Macchina Enatech Pe (kW) 1 ηe 0,12 ηt 0,8 Ie (indice elettrico termico) 0,15
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 6,67 kWh necessari 80,00 MJ necessari 288,00 Litri di acqua 1.527 Costo serbatoio € 1.500
Funzionamento Ore annue (h/anno) 2.191 Ore vita da catalogo (h) 60.000 Vita componente (anni) 27
135
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
kWht prodotti per cogenerazione 14.607
kWht prodotti da pompa di calore 2.988
kWht integrazione 830
m3 per cogenerazione 1.906
m3 per integrazione 96
m3 totali 2.002
kWht prodotti totali 17.595
kWht prodotti con pompa di calore 1.197 kWhe per pompa di calore 460 kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore 211 kWhe da cogeneratore 81 kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica 986 kWhe dalla rete elettrica 379
kWhe prodotti 2.191
kWhe cessione 626 kWhe per autoconsumo 1.565
m3 cessione 544 m3 per autoconsumo 1.362 m3 totali 1.906
kWhe integrazione 2.765
136
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 73€/anno con la tariffa a fasce orarie e 41€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Si compra energia elettrica per un totale di 573€/anno con la tariffa semplice oppure 433€/anno
con la tariffa bioraria serale.
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) =653 €/anno
un Pay Back Period pari a 5 , il tasso di interesse utilizzato è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 14% in dieci anni e 17 % in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costo pompa di calore € 1.000 Costo pompa di calore € 500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 35 Costo combustibile € 1.225 Costo combustibile € 892 Costo energia elettrica acquistata € 712 Costo energia elettrica acquistata € 433 Totale costi variabili (b) 1.937 Totale costi variabili (a) 1.360 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 75
137
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -2.800 1 -2.179 2 -1.587 3 -1.024 4 -487 5 24 6 511 7 975 8 1.416 9 1.837
10 2.237 11 2.618 12 2.982 13 3.328 14 3.657 15 3.971 16 4.270 17 4.554 18 4.825 19 5.083 20 5.329
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A n no
138
Motore a Combustione Interna da 1 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna della Ecowill, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora in inverno per 15 ore (dalle 6:00 alle 21:00) e d’estate 5 ore (dalle 14:00
alle 19:00), per soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente e per
alimentare la pompa di calore.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora in inverno per 10 ore (dalle 11:00- 21:00), per coprire la richiesta di
energia termica che solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate
dalle 15:00 alle 19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
2kW, con un costo totale di 1000€.
Macchina Ecowill Pe (kW) 1 ηe 0,2 ηt 0,65 Ie (indice elettrico termico) 0,31
Serbatoio di accumulo termico Potenza del cogeneratore kW 3,25 kWh necessari 48,75 Mj necessari 175,50 Litri di acqua 931 Costo serbatoio € 1.100
Funzionamento Ore annue (h/anno) 3.485 Ore vita da catalogo (h) 60.000 Vita componente (anni) 17
139
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 71€/anno con la tariffa a fasce orarie e 42€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
kWht prodotti per cogenerazione 11.326
kWht prodotti da pompa di calore 7.368
kWht integrazione 0
m3 per cogenerazione 1.819 m3 per integrazione 0
m3 totali 1.819
kWht prodotti totali 18.694
kWht prodotti con pompa di calore 972 kWhe per pompa di calore
0
kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore
957 kWhe da cogeneratore 368
kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica
15 kWhe dalla rete elettrica 6
kWhe prodotti 3.485
kWhe cessione 666 kWhe per autoconsumo 2.819
m3 cessione 347 m3 per autoconsumo 1.472 m3 totali 1.819
kWhe integrazione 2.406
140
Si compra energia elettrica per un totale di 384€/anno con la tariffa semplice oppure 376€/anno
con la tariffa bioraria serale.
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) =678 €/anno
un Pay Back Period pari a 5 , il tasso di interesse utilizzato è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 14% in dieci anni e 17 % in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costo pompa di calore € 500 Costo pompa di calore € 500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 56 Costo combustibile € 1.225 Costo combustibile € 687 Costo energia elettrica acquistata € 506 Costo energia elettrica acquistata € 384 Totale costi variabili (b) 1.731 Totale costi variabili (a) 1.126 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 73
141
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -2.900,00 1 -2.254,58 2 -1.639,89 3 -1.054,48 4 -496,94 5 34,05 6 539,75 7 1.021,38 8 1.480,07 9 1.916,91
10 2.332,96 11 2.729,19 12 3.106,55 13 3.465,95 14 3.808,23 15 4.134,21 16 4.444,67 17 4.740,34 18 5.021,94 19 5.290,12 20 5.545,54
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nn o
142
Motore a Combustione Interna da 4,7 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna della Ecopower, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora in inverno per 24 ore e d’estate 4 ore (dalle 15:00 alle 19:00), per
soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente e per alimentare la pompa di
calore.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora in inverno per 24 ore, per coprire la richiesta di energia termica che
solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate dalle 15:00 alle
19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
25kW, con un costo totale di 12500€.
Macchina Ecopower Pe (kW) 4,7 ηe 0,248 ηt 0,66 Ie (indice elettrico termico) 0,38
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 12,51 kWh necessari 300,19 MJ necessari 1.080,70 Litri di acqua 5.732 Costo serbatoio € 6.000
Funzionamento Ore annue (h/anno) 5.974 Ore vita da catalogo (h) 60.000 Vita componente (anni) 10
143
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
Si compra energia elettrica per un totale di 12.844€/anno con la tariffa semplice oppure
8.815€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWht prodotti per cogenerazione 74.723
kWht prodotti da pompa di calore 56.174
kWht integrazione 237.602
m3 per cogenerazione 11.819
m3 per integrazione 27.560
m3 totali 39.379
kWht prodotti totali 130.898
kWht prodotti con pompa di calore 22.080 kWhe per pompa di calore
8.492
kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore
3.959 kWhe da cogeneratore 1.523
kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica
18.121 kWhe dalla rete elettrica 6.970
kWhe prodotti 28.078
kWhe cessione 0 kWhe per autoconsumo 28.078
m3 cessione 0 m3 per autoconsumo 11.819 m3 totali 11.819
kWhe integrazione 57.126
144
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati molto positivi:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) =2261€/anno
un Pay Back Period pari a 6, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 2% in dieci anni, ed 8 % in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 20.000 Costo installazione totale € 11.750 Costo caldaia integrazione € 18.000 Costo pompa di calore € 12.500 Costo pompa di calore € 12.500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 449 Costo combustibile € 23.737 Costo combustibile € 21.654 Costo energia elettrica acquistata € 9.442 Costo energia elettrica acquistata € 8.815 Totale costi variabili (b) 33.179 Totale costi variabili (a) 30.918 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 0
145
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -15.750,00 1 -13.596,65 2 -11.545,85 3 -9.592,70 4 -7.732,56 5 -5.961,00 6 -4.273,80 7 -2.666,94 8 -1.136,59 9 320,87
10 1.708,94 11 3.030,91 12 4.289,92 13 5.488,99 14 6.630,95 15 7.718,54 16 8.754,33 17 9.740,81 18 10.680,30 19 11.575,06 20 12.427,22
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
146
Motore a Combustione Interna da 20 kW
Si è utilizzato un Motore a Combustione Interna “Tandem”, le specifiche tecniche sono.
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 47,54 kWh necessari 522,91 MJ necessari 1.882,46 Litri di acqua 9.984 Costo serbatoio € 9.000
Il cogeneratore lavora in inverno per 11 ore (dalle 6:00 alle 17:00) e d’estate 2 ore (dalle15:00
alle 17:00), per soddisfare la domanda di acqua calda sanitaria da parte dell’utente.
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora in inverno per 11 ore, per coprire la richiesta di energia termica che
solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate dalle 15:00 alle
19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
25kW, con un costo totale di 12.500€.
Macchina Enatech Pe (kW) 20,3 ηe 0,2903 ηt 0,6798 Ie (indice elettrico termico) 0,43
Funzionamento Ore annue (h/anno) 2.224 Ore vita da catalogo (h) 60.000 Vita componente (anni) 27
147
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
kWht prodotti per cogenerazione 105.722
kWht prodotti da pompa di calore 111.203
kWht integrazione 151.575
m3 per cogenerazione 16.235
m3 per integrazione 17.582
m3 totali 33.817
kWht prodotti totali 216.925
kWht prodotti con pompa di calore 22.080 kWhe per pompa di calore
8.492
kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore
17.101 kWhe da cogeneratore
6.577
kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica
4.979 kWhe dalla rete elettrica
1.915
kWhe prodotti 45.147
kWhe cessione 0 kWhe per autoconsumo 45.147
m3 cessione 0 m3 per autoconsumo 16.235 m3 totali 16.235
kWhe integrazione 75.061
148
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici ottenuti sono stati molto positivi:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 8903€/anno
un Pay Back Period pari a 3, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 42% in dieci anni, ed 43% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 1.300 Caldaia alto rednimento € 20.000 Costo installazione totale € 26.390 Costo caldaia integrazione € 15.000 Costo pompa di calore € 12.500 Costo pompa di calore € 12.500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 722 Costo combustibile € 23.737 Costo combustibile € 12.096 Costo energia elettrica acquistata € 9.811 Costo energia elettrica acquistata € 11.826 Totale costi variabili (b) 33.548 Totale costi variabili (a) 24.645 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 0
149
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
A nno
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -17.890,00 1 -9.410,82 2 -1.335,42 3 6.355,45 4 13.680,08 5 20.655,92 6 27.299,58 7 33.626,87 8 39.652,87 9 45.391,91
10 50.857,66 11 56.063,14 12 61.020,74 13 65.742,26 14 70.238,95 15 74.521,51 16 78.600,14 17 82.484,55 18 86.183,99 19 89.707,26 20 93.062,76
150
Microturbina a gas da 30 kW
Si è utilizzato una Microturbina a gas “Capstone C30”, le specifiche tecniche sono:
Si è dimensionato un serbatoio di accumulo:
Il cogeneratore lavora solo in inverno per 6 ore (dalle 6:00 alle 12:00).
Nella tabella seguente si illustra le ore anno della macchina, le ore vita da catalogo e di
conseguenza gli anni di funzionamento.
La pompa di calore lavora in inverno per 6 ore, per coprire la richiesta di energia termica che
solamente con il cogeneratore non si sarebbe potuto soddisfare, ed in estate dalle 15:00 alle
19:00.
La pompa di calore costa circa 500€/kW, in questo caso si installerà una pompa di calore da
25kW, con un costo totale di 12500€.
Macchina Ecopower Pe (kW) 30 ηe 0,25 ηt 0,66 Ie (indice elettrico termico) 0,38
Serbatoio di accumulo termico Pt (kW) 79,20 kWh necessari 475,20 MJ necessari 1.710,72 Litri di acqua 9.073 Costo serbatoio € 9.000
Funzionamento Ore annue (h/anno) 1.394 Ore vita da catalogo (h) 60.000 Vita componente (anni) 43
151
La tabella seguente sintetizza la quantità di energia termica (sotto forma di calore) prodotta dal
cogeneratore e dalla pompa di calore, e quella necessaria come integrazione; inoltre evidenzia le
quantità di gas naturale necessarie al cogeneratore:
Mentre la tabella seguente indica la quantità di energia per la refrigerazione messa a disposizione
dalla pompa di calore e l’integrazione elettrica necessaria, nei mesi estivi, per il funzionamento
della macchina:
La tabella seguente sintetizza l’energia elettrica prodotta, quella autoconsumata, quella ceduta
alla rete e quella d’integrazione, inoltre si evidenzia la quantità di gas utilizzata per
l’autoproduzione, quindi soggetta a defiscalizzazione:
kWht prodotti per cogenerazione 110.405
kWht prodotti da pompa di calore 89.640
kWht integrazione 168.455
m3 per cogenerazione 17.463
m3 per integrazione 19.540
m3 totali 37.002
kWht prodotti totali 200.045
kWht prodotti con pompa di calore 22.080 kWhe per pompa di calore
8.492
kWht prodotti con pompa di calore abbinata al cogeneratore
6.318 kWhe da cogeneratore 2.430
kWht prodotti con pompa di calore alimentata dalla rete elettrica
15.762 kWhe dalla rete elettrica 6.062
kWhe prodotti 41.820
kWhe cessione 0 kWhe per autoconsumo 41.820
m3 cessione 0 m3 per autoconsumo 17.463 m3 totali 17.463
kWhe integrazione 71.160
152
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I
I risultati economici ottenuti sono stati molto positivi:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 3469 €/anno
un Pay Back Period pari a 7, il tasso di interesse è del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 7 % sia in dieci anni, e 11 % in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 1.100 Caldaia alto rednimento € 20.000 Costo installazione totale € 33.000 Costo caldaia integrazione € 10.000 Costo pompa di calore € 12.500 Costo pompa di calore € 12.500 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 669 Costo combustibile € 23.737
Costo combustibile € 17.860 Costo energia elettrica acquistata € 9.693
Costo energia elettrica acquistata € 11.397 Totale costi variabili (b) 33.429 Totale costi variabili (a) 29.926 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 0
153
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -19.500,00 1 -16.196,38 2 -13.050,07 3 -10.053,59 4 -7.199,80 5 -4.481,91 6 -1.893,43 7 571,78 8 2.919,60 9 5.155,62
10 7.285,16 11 9.313,30 12 11.244,86 13 13.084,44 14 14.836,42 15 16.504,97 16 18.094,07 17 19.607,50 18 21.048,85 19 22.421,58 20 23.728,93
-12000-11000-10000-9000-8000-7000-6000-5000-4000-3000-2000-1000
0100020003000400050006000700080009000
100001100012000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
154
Nel capitolo precedente si erano analizzati casi di mocrocogeneratori modificando alcune
condizioni degli esempi standard, di questi solo uno era risultato favorevole, ovvero quello dello
Stirling da 1kW al quale vengono modificati i profili di carico elettrico, ipotizzando un consumo
più intenso nelle ore serali dalle 19:00 all’1:00. Questo stesso caso verrà riesaminato con
l’abbinamento di una pompa di calore per integrare il fabbisogno di calore d’inverno e per il
condizionamento estivo.
Stirling 1kW con cambio del carico elettrico
Per quanto riguarda le specifiche tecniche della macchina, del serbatoio di accumulo e della
pompa di calore sono le stesse già utilizzate per il caso standard con Stirling da 1 kW con
abbinamento, in quanto entrambe le macchine sono accese nei medesimi orari e per lo stesso
tempo del caso standard. Conseguentemente anche l’energia termica prodotta sarà uguale, ma ci
sarà un cambio nella quantità di energia elettrica autoconsumata e in quella venduta.
L’energia elettrica prodotta in eccedenza viene venduta alla rete secondo le fasce orarie oppure
secondo la tariffa unica di cessione, entrambe stabilite dall’AEEG. Si riesce a guadagnare dalla
cessione circa 71€/anno con la tariffa a fasce orarie e 42€/anno con la tariffa unica di cessione. A
questo va aggiunto un corrispettivo per il produttore di energia elettrica pari alla componete
CTR, calcolato in base alla fasce di produzione, e va sottratto un corrispettivo per la trasmissione
di energia elettrica per i produttori.
Mentre si compra energia elettrica per un totale di 431€/anno con la tariffa semplice oppure
355€/anno con la tariffa bioraria serale.
kWhe prodotti 2.490
kWhe cessione 656 kWhe per autoconsumo 1.834
m3 cessione 570 m3 per autoconsumo 1.596 m3 totali 2.166
kWhe integrazione 2.297
155
Comparando l’impianto con cogenerazione con quello tradizionale si ottiene:
I risultati economici sono leggermente più sfavorevoli di quelli ottenuti nel caso dello Striling
nelle condizioni standard:
Flusso di cassa = Ricavi(c) + Costi variabili(b)-Costi variabili(a) = 655€/anno
un Pay Back Period pari a 6, ovvero 1 in più rispetto al caso standard, utilizzando sempre un
tasso di interesse del 5%.
Un tasso di ritorno dell’investimento (TIR) del 9% in dieci anni e del 14% in vent’anni.
Impianto con cogenerazione Impianto tradizionale Costi fissi Installazione (€/kW) 2.500 Caldaia alto rendimento € 1.000 Costo installazione totale € 2.500 Costo caldaia integrazione € 800 Costo pompa di calore € 1.000 Costo pompa di calore € 1.000 Costi variabili Manutenzione (€/kWh) 0,016 Costo manutenzione totale € 40 Costo combustibile € 1.225
Costo combustibile € 961 Costo energia elettrica acquistata € 712
Costo energia elettrica acquistata € 355 Totale costi variabili (b) 1.937 Totale costi variabili (a) 1.356 Ricavi (c) Energia elettrica venduta € 74
156
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 -3.300 1 -2.676 2 -2.082 3 -1.516 4 -977 5 -464 6 25 7 490 8 933 9 1.356
10 1.758 11 2.141 12 2.505 13 2.853 14 3.184 15 3.499 16 3.799 17 4.084 18 4.357 19 4.616 20 4.863
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
157
Per completare la casistica si è formulata un’ultima ipotesi, quella del finanziamento
dell’investimento iniziale, si è sviluppata sia per lo Stirling da 1kW sia per la Microturbina a gas
da 30kW.
Stirling da 1kW con finanziamento
Tecnicamente niente è stato modificato rispetto al caso standard, quindi si illustra solamente il
cambiamento economico dell’investimento.
Attraverso questa formula si è calcolata la rata annuale de finanziamento:
( )( )
−++⋅=
111
n
n
iiiPA
dove:
- A è la rata annuale;
- P è l’importo dell’investimento iniziale;
- N è il numero di anni del finanziamento;
- I è il tasso di interesse.
Per un finanziamento in due anni con tasso di interesse del 6% si è ottenuto:
� per il caso con impianto di microcogenerazione una rata annuale di 2.628,10 €
� per il caso con impianto tradizionale una rata annuale di 1.090,87 €
La rata non va ad influire sul flusso di cassa, ma direttamente sul VAN dei primi due anni e
indirettamente sugli anni successivi, infatti prima che l’investimento abbia un TIR positivo
bisogna aspettare il terzo anno.
Il Pay Back Period è di 6 anni, un anno in più rispetto al caso standard.
158
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 0 1 -906 2 -1.842 3 -1.278 4 -741 5 -230 6 257 7 720 8 1.162 9 1.582
10 1.983 11 2.364 12 2.727 13 3.073 14 3.403 15 3.716 16 4.015 17 4.300 18 4.571 19 4.829 20 5.075
-12.000-11.000-10.000-9.000-8.000-7.000-6.000-5.000-4.000-3.000-2.000-1.000
01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
Anno
159
Microturbina a gas da 30kW
Tecnicamente niente è stato modificato rispetto al caso standard, quindi si illustra solamente il
cambiamento economico dell’investimento.
Per calcolare la rata annuale si è utilizzata la stessa formula del caso dello Stirling da 1kW.
Per un finanziamento in sette anni con tasso di interesse del 5 % si è ottenuto:
� per il caso con impianto di microcogenerazione una rata annuale di 8.986,63 €
� per il caso con impianto tradizionale una rata annuale di 5.616,64 €
La rata non va ad influire sul flusso di cassa, ma direttamente sul VAN dei primi sette anni e
indirettamente sugli anni successivi, infatti prima che l’investimento abbia un TIR positivo
bisogna aspettare il decimo anno.
Il Pay Back Period è di 14 anni, sette in più rispetto al caso standard.
La tabella seguente mostra il valore atteso netto (VAN) e il grafico ne sottolinea l’andamento
negli anni:
VAN € 0 0,00 1 -66,37 2 -290,05 3 -663,55 4 -1.179,75 5 -1.831,84 6 -2.613,35 7 -3.518,13 8 -4.540,29 9 -5.674,26
10 -6.914,70 11 -4.886,56 12 -2.955,01 13 -1.115,43 14 636,55 15 2.305,11 16 3.894,20 17 5.407,63 18 6.848,99 19 8.221,71 20 9.529,07
-12.000,00-11.000,00-10.000,00-9.000,00-8.000,00-7.000,00-6.000,00-5.000,00-4.000,00-3.000,00-2.000,00-1.000,00
0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,009.000,00
10.000,0011.000,0012.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21
A nno
160
7. Considerazioni finali
Da un recente studio commissionato dalla Carbon Trust si sono evidenziati alcuni dei punti per
cui la microcogenerazione ha prospettive molto promettenti per il futuro:
• Può realisticamente sostituire il 30% delle caldaie domestiche entro il 2015;
• Si prevede che entro il 2020 saranno istallati 5,6 milioni di microcogeneratori domestici:
- equivalente alla capacità elettrica di otto centrali a ciclo combinato;
- si risparmierà ogni anno 1,1 MtC dal 2020.
Queste affermazioni appaiono molto incoraggianti. Nonostante ciò ci sono alcune tematiche alle
quali si dovrà far fronte nel momento in cui la quantità di energia generata tramite
microcogenerazione divenisse una parte consistente della produzione energetica del nostro Paese:
- Una forte interazione con le reti di distribuzione in quanto si viene a determinare un
flusso di energia bidirezionale tra la rete e l’utente. Dal momento che le reti di
distribuzione non sono state progettate per far fronte a esigenze di questo tipo, una
penetrazione della microcogenerazione richiede investimenti sulle reti stesse. Ciò
comporta delle trasformazioni che richiedono una precisa volontà politica nell’aiutare
questo tipo di evoluzione del sistema elettrico nel suo complesso;
- La liberalizzazione del mercato elettrico (legge Marzano) prevede che dal 1° luglio
2007 ogni cliente finale possa scegliere il fornitore elettrico. Questo comporterà che
nelle utenze condominiali l’energia elettrica generata dal microcogeneratore, che ora
poteva solo essere consumata dalle utenze comuni condominiali, potrà essere
utilizzata nelle abitazioni private dei condomini. Ciò avrà sicuramente delle
ripercussioni sul mercato elettrico, però ancora non se ne riescono a stimare le
conseguenze dirette sui consumatori;
- Il complesso quadro normativo-autorizzativo, a cui bisogna fare riferimento nel caso
di installazione di un impianto microcogenerativo, dovrebbe essere snellito e reso più
efficiente per rendere più veloci le pratiche;
- Le emissioni in genere minori rispetto alla generazione separata, ma concentrate a
livello urbano (solitamente la generazione elettrica è localizzata al di fuori delle città)
161
sono più difficili da controllare perchè localizzate nelle aree di consumo, perciò si
avrebbe bisogno di sistemi di monitoraggio più precisi.
La stessa Carbon Trust ha condotto uno studio su alcuni impianti di piccola (sotto 25kW) e micro
(sotto 1kW) cogenerazione. Lo
studio sarebbe dovuto essere
effettuato su un campione di cento
impianti, però ci sono stati lunghi
ritardi nei tempi di installazione,
tanto che alla fine di Agosto del
2004 ne erano stati installati 7,
rispetto ai 74 previsti. Il numero
totale di impianti definitivamente
monitorati è stato di 40.
Figura 7.1
Il tipo di tecnologia che ha interessato questo studio è stata:
- Motori Stirling;
- Cicli Rankine;
- Celle a combustibile;
- Motori a combustione interna.
Questo studio ha dimostrato che l’ipotesi della performance prevista degli impianti non ha
coinciso con quella reale, ciò fondamentalmente per tre ragioni:
- Il rendimento equivalente totale reale è più basso di quello fornito dalle case
produttrici;
- La quantità di energia elettrica generata è più bassa del previsto;
- La quantità di energia elettrica venduta alla rete è molto più alta delle aspettative.
La diminuzione di alcuni punti percentuali sul rendimento equivalente totale reale, rispetto a
quello fornito, ha come causa le frequenti accensioni e spegnimenti a cui è soggetto l’impianto,
infatti la macchina accendendosi ha bisogno di un periodo di warm-up, per arrivare ad una
temperatura prestabilita ed iniziare a produrre energia. Durante questo periodo la macchina
162
assorbe solamente energia, senza produrne; quindi dato che la domanda di calore dell’utenza è
discontinua e limitata nel
tempo, si è costretti ad avere
molti cicli giornalieri, i quali
non fanno altro che diminuire
il reale rendimento del
microcogeneratore.
Come mostrato in Figura 7.2 il
rendimento totale della
macchina è causa delle minori
o maggiori emissioni generate
dal cogeneratore.
Inoltre c’è una minore generazione di energia elettrica semplicemente perché nella realtà il
cogeneratore è stato acceso per meno ore rispetto alla previsioni, in più durante i periodi di warm-
up l’impianto non produce energia elettrica.
Il cogeneratore, una volta a regime, genera energia elettrica in maniera constante ed uniforme nel
tempo, viceversa la domanda dell’utenza è discontinua e soggetta a forti e repentini picchi. Si è
stimato che la media di energia elettrica richiesta è più bassa rispetto all’andamento puntuale
della domanda, questo comporta che generalmente il cogeneratore produce energia in più rispetto
alla richiesta, che quindi si è costretti a vendere; mentre nei momenti di picchi non è in grado di
soddisfare la domanda e si è costretti a
prendere energia elettrica dalla rete.
Questo è il motivo per cui la quantità di
energia elettrica venduta supera le
aspettative.
Per tutte queste motivazioni la
diminuzione di emissioni varia in un
range tra il -18% e 18%, contrariamente
alle aspettative che vedevano una
riduzione del 40%, Figura 7.3.
163
Nonostante le problematiche appena enumerate, nei casi pratici elaborati si individua la reale
possibilità della sostituzione delle caldaie domestiche, anche ad uso monofamigliare, con degli
impianti di microcogenerazione.
Nella definizione stessa di cogenerazione si trova il primo importante vantaggio dell’utilizzo di
questo tipo di impianto, la produzione, anche se con rendimenti più bassi di quelli degli impianti
tradizionali, di energia elettrica e termica congiunte riduce di molto le spese per il combustibile,
inoltre nel nostro Paese si defiscalizza il gas utilizzato per la produzione di energia elettrica e si
ha un’ulteriore riduzione delle imposte sul gas utilizzato per l’autoconsumo dell’elettricità
prodotta. A ciò bisogna aggiungere la possibilità di vendere l’energia elettrica prodotta in
eccesso e che questo, benché non assicuri grandi introiti, anche a causa del fatto che l’energia
elettrica non viene ceduta allo stesso prezzo al quale l’utente la compra, è sicuramente un fattore
importante per diminuire il Pay Back Period.
Nei casi esemplificativi standard si è ottimizzato l’andamento dell’impianto secondo il
fabbisogno termico dell’utenza, quindi si accende l’impianto per un determinato numero di ore
nel giorno tipo invernale o estivo, concentrandolo nelle fasce orarie in cui la cessione dell’energia
è maggiormente retribuita. Si produce l’energia termica necessaria a tutto il giorno, in parte viene
accumulata e in parte viene consumata immediatamente, mentre l’energia elettrica generata che
non viene autoconsumata, viene ceduta alla rete.
Per rendere significativa l’analisi degli impianti di microcogenerazione la si è comparata con un
utenza tradizionale, ovvero con produzione di energia termica da caldaia ad alto rendimento e con
acquisto di energia elettrica dalla rete.
Dai casi studiati, per le utenze monofamigliari, è emerso che se c’è la possibilità di far funzionare
il cogeneratore per un elevato numero di ore/anno (dalle 3.000 alle 5.000) il Pay Back Period
(VAN=0) si riduce nell’arco di una decina di anni. Se altrimenti il cogeneratore lavora poche
ore/anno (meno di 2.000) non si riesce a sfruttare adeguatamente l’impianto, si utilizza di più la
caldaia d’integrazione e si compra l’energia elettrica dalla rete, questo fa sì che il Pay Back
Period si allunghi a più di vent’anni, un periodo troppo lungo perché una famiglia decida di
intraprendere un investimento del genere. Chiaramente, nei casi in cui il Pay Back Period risulti
inferiore ai cinque anni, l’investimento potrebbe anche essere considerato molto interessante per
una ESCO, nell’ottica di offrire servizi energetici nel settore residenziale attraverso
l’installazione di impianti di cogenerazione, anche in una prospettiva di finanziamento tramite
terzi.
164
Il numero di ore all’anno in cui si decide di tenere acceso il cogeneratore non dipende solamente
dal fabbisogno dell’utente, è condizionato anche dalla potenza del cogeneratore e dal serbatoio di
accumulo, infatti in un’utenza monofamigliare non è pensabile installare un serbatoio di
accumulo più grande di 2.000 litri, per ragioni di spazio disponibile; quindi se si utilizza un
microcogeneratore troppo grande, non si potrà tenerlo acceso per molto tempo, dato che il calore
generato andrebbe sprecato, non avendo la possibilità di essere accumulato. Da questo si deduce
che i cogeneratori più piccoli dai 0,5kW al 1kW, sono quelli che meglio si adattano a questo tipo
di utenze. In ogni modo è da considerare che queste taglie di microcogeneratore non sono ancora
commercializzate, a causa del fatto che manca un mercato di utenti a cui rivolgersi e che quindi le
stime devono considerasi assolutamente di carattere accademico, dato che ci si è basati su costi di
istallazione da listino, costi di manutenzione ipotizzati sull’esempio delle macchine più grandi e
rendimenti di macchine forniti dalle aziende produttrici.
Quest’ultimo concetto è stato ribadito effettuando un cambio nel costo di manutenzione, in un
caso già precedentemente studiato; aumentando solamente di pochi centesimi di euro il costo di
manutenzione ne è derivato un aumento del Pay Back Period di sei anni e un abbassamento de
TIR di 5punti percentuali. A riprova che queste analisi devono esser ben valutate prima di essere
prese come reali analisi di fattibilità dell’investimento.
In un altro caso monofamigliare non “standard” si è pensato di concentrare i consumi dell’utenza
nella fascia oraria che va dalle 19:00 all’1:00, tenendo costante il fabbisogno giornaliero e la
fascia oraria di accensione del microcogeneratore, si sono ottenuti dei risultati migliori sia in
termini di Pay Back Period, che è diminuito di sei anni, che in termini di TIR che è aumentato di
circa diecipunti percentuali. Questo miglioramento è dovuto al fatto che si è comprata l’energia
elettrica con l’opzione sera, una delle nuove tariffe di consumo dell’ENEL.
Per quello che riguarda l’analisi fatta su un’utenza condominiale, si è utilizzato lo stesso
approccio dei casi monofamigliari, solamente che questa volta il microcogeneratore aveva una
potenza maggiore e conseguentemente si doveva utilizzare anche un serbatoio d’accumulo più
grande, in un condominio è realistico mettere un serbatoio con una capacità massima di 9.000
litri.
In questo caso le ore/anno in cui funziona il cogeneratore per un investimento con buoni tempi di
ritorno non devono essere necessariamente molte, infatti se si utilizza una macchina con una
taglia grande (30kW) e la si fa lavorare per un totale di quasi 1.000 ore/anno, si può
verosimilmente rientrare dell’investimento in due anni con un TIR del 23% in dieci anni, questo è
165
possibile dato che i costi di istallazione delle macchine di queste taglie dimezzano rispetto alle
macchine utilizzate nel monofamigliare
Se al contrario si preferisce un cogeneratore più piccolo si dovrà utilizzarlo molte più ore/anno (si
arriva circa a 6.000) e si può comunque ottenere un risultato soddisfacente con un tempo di
ritorno di circa quattro anni.
Nel caso in cui si pensasse di vendere interamente l’energia elettrica prodotta e di comprare dalla
rete tutta quella di cui si ha bisogno, caso della microturbina di 30kW, si aumenterebbe il Pay
Back Period di solo un anno però il TIR subirebbe un pesante abbassamento di più di 35punti
percentuali, quindi questa ipotesi non risulta vantaggiosa in termini economici.
Negli altri casi di studio che si sono affrontati, si è voluto comprovare la tesi per cui è molto più
conveniente convertire l’energia elettrica prodotta in energia termica piuttosto che vendere
l’energia elettrica del cogeneratore e comprare energia termica.
Si è pensato di abbinare al cogeneratore una pompa di calore per la produzione di calore in
inverno e di freddo d’estate, in modo da aumentare la quantità di energia termica generata senza
dover aumentare il numero di ore di funzionamento della macchina e con un minor consumo di
combustibile. Conseguentemente si ha un utilizzo inferiore della caldaia d’integrazione in
inverno e di elettricità in estate, a causa del mancato assorbimento di elettricità dalla rete per
l’utilizzo della pompa di calore per il condizionamento estivo. Per alimentare la pompa di calore
si utilizza infatti l’energia elettrica prodotta dal cogeneratore, nei momenti in cui l’impianto è
acceso dal momento che è ragionevole utilizzare la propria energia elettrica piuttosto che
venderla e acquistarne altra della rete.
I primi casi studiati sono quelli per le utenze monofamigliari, dove si installa una pompa di calore
da 1kW, in questi casi il miglioramento è sostanzioso, in un caso il Pay Back Period si riduce
perfino di dodici anni ed i TIR aumenta di 13 punti percentuali.
Si è esaminata l’eventualità in cui, come per il caso senza abbinamento con pompa di calore, si
sposti il consumo dell’utenza soprattutto nelle ore dalle 19:00 all’1:00. Questo espediente è
risultano leggermente meno conveniente di quello standard, il Pay Back Period aumenta di un
anno e il TIR diminuisce di circa tre punti percentuali.
Si è poi fatta l’ipotesi di prendere un finanziamento per affrontare l’investimento iniziale,
scegliendo di finanziare l’impianto con microcogenerazione (Stirling da 1kW) o l’ impianto
tradizionale con un prestito da restituire in due anni, con rate annuali calcolate con un interesse
166
costante del 6%. Anche in questo caso l’investimento subisce un ritardo nel Pay Back Period di
un anno.
Nello studio delle utenze condominiali, i casi risultano più dissimili tra loro, infatti se in uno i
tempi di ritorno si dimezzano con un TIR che quadruplica, in un altro Il Pay Back Period risulta
essere quasi quattro volte quello dello stesso caso senza abbinamento della pompa di calore, con
un TIR che perde più di quaranta punti percentuali.
Anche per un utenza condominale si è esaminata l‘eventualità di prendere un prestito per
l’investimento iniziale di microcogenerazione (Microturbina a gas da 30kW) o impianto
tradizionale, da restituire in sette anni con rate annuali calcolate con un interesse del 5%. Il Pay
Back Period si allunga di sette anni, evidentemente il prestito diminuisce molto il vantaggio
dell’investimento in microcogenerazione.
Il confronto tra il monofamigliare e condominiale mostra come sulle piccole utenze ci sia un
limite nelle possibilità di generare l’energia termica necessaria e che con l’installazione della
pompa di calore questo limite viene superato, ottenendo dei risultati molto più soddisfacenti che
nei casi precedenti. Questo limite termico non è fortemente vincolante nelle utenze condominiali
con un impianto di grandi dimensioni, ciò spiega il fatto che non sempre la soluzione con pompa
di calore venga preferita a quella senza.
Nel confrontare questi casi con quelli senza abbinamento della pompa di calore c’è da
evidenziare un altro fattore molto importante, ovvero che solo adesso si è preso in considerazione
il fabbisogno di refrigerazione estivo, precedentemente questo tipo di consumi non venivano
conteggiati, in quanto si assumeva che la casa fosse sprovvista di impianto di condizionamento o
che venissero utilizzati apparecchi di refrigerazione, quali ventilatori, che per il loro consumo
potevano essere assimilati ad elettrodomestici di uso comune.
167
Scelta dell’alternativa migliore Per confrontare i diversi impianti di microcogenerazione con l’obiettivo di trovare l’alternativa
che massimizzasse i benefici tra le alternative possibili si è ricorsi all’Analytic Hierarchy Process,
una metodologia che aiuta nella scelta di un progetto o alternativa tra un insieme di alternative
ammissibili effettuata sulla base di più criteri. Questa metodologia è stata ideata da T.L.Saaty
della Wharton School of Business, risolve problemi non strutturati, include nella scelta fattori
tangibili e intangibili, scompone il problema secondo una struttura gerarchica e definisce il
contributo di ogni componente alla decisione finale.
Si è applicata l’AHP ad ogni classe di casistica esaminata:
1. Impianti di microcogenerazione per utenze monofamigliari;
2. Impianti di microcogenerazione per utenze condominali;
3. Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze monofamigliari;
4. Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze condominiali.
Si tratta di definire dei criteri secondo i quali si vogliono valutare le alternative, dare ad ogni
criterio un certo peso locale a seconda di quanto questo criterio venga valutato rispetto ad ogni
altro criterio, ovvero effettuare dei confronti a coppia tra criteri. Successivamente bisognerà dare
un peso locale ad ogni alternativa a seconda del criterio, confrontando le alternative a coppie; il
peso globale di ogni alternativa sarà così dato dalla somma dei pesi locali dei criteri moltiplicata
per il peso locale di quella alternativa per quel criterio.
Si sono definiti quattro criteri:
A. Pay Back Period;
B. TIR in dieci anni;
C. TIR in venti anni;
D. Investimento iniziale.
168
Si sono effettuati i confronti a coppie tra i vari criteri:
Il criterio A è:
- ugualmente preferito al criterio A;
- più importante del criterio B;
- molto più importante del criterio C;
- più importante del criterio D.
Il criterio B è:
- ugualmente importante del criterio B;
- leggermente più importante del criterio C;
- leggermente più importante del criterio D.
Il criterio C è:
- ugualmente importane del criterio C;
- leggermente più importante del criterio D.
Il criterio D è:
- ugualmente importante del criterio D.
Questi giudizi qualitativi, espressi dagli esperti intervistati (Energy Manager, imprenditori che
avevano installato la microcogenerazione e ricercatori in materia di energia), sono stati tradotti
con punteggi numerici attraverso la scala di Saaty, la matrice dei confronti a coppie risulta essere:
A B C D A 1,00 3,00 5,00 1,00 B 0,33 1,00 2,00 1,00 C 0,20 0,50 1,00 0,50 D 1,00 1,00 2,00 1,00
La matrice risulta consistente, dato che ha un Indice di Consistenza (CR) pari a circa 0,05, minore
del valore soglia stabilito pari a 0,1.
Tramite questa matrice, dopo diverse iterazioni, si giunge ai seguenti pesi locali dei criteri:
A 0,44 B 0,19 C 0,10 D 0,27
169
1.Impianti di microcogenerazione per utenze monofamigliari
Si sono individuati per questo tipo di casistica tre alternative possibili:
I. Stirling da 0,5kW (ST0,5kW);
II. Stirling da 1kW (ST 1kW);
III. Motore a combustione Interna da 1kW (MCI).
Si valutano le alternativa rispetto ai criteri:
Alternativa Criterio A Peso ST 0,5kW 0,17 0,55 ST 1kW 0,08 0,28 MCI 0,05 0,17 Somma 0,30 1
Alternativa Criterio C Peso ST0,5kW 0,16 0,62 ST1kW 0,02 0,08 MCI 0,08 0,31 Somma 0,26 1
Si determinano ora i pesi globali per ogni alternativa, ovvero si moltiplicano i pesi locali di ogni
alternativa per i pesi locali dei criteri.
I criteri A e D non sono concordi con l’obiettivo quindi per calcolare il peso di ogni alternativa si
è considerato l’inverso del valore reale, ad esempio se il Pay Back Period (criterio A) per
l’alternativa ST0,5kW è di 6 nella tabella il suo valore è 1/6.
I pesi globali sono:
=+++==+++==+++=
0,18 0,27*0,28 0,10*0,31 0,19*0 0,44*0,17 P
0,20 0,27*0,28 0,10*0,08 0,19*0 0,44*0,28 P
0,62 0,27*0,45 0,10*0,62 0,19*1 0,44*0,55 P
MCI
ST1kW
ST0,5kW
Quindi, in accordo con l’obiettivo, l’alternativa migliore è quella con il peso globale più alto, in
questo caso l’alternativa dello Striling da 0,5kW.
Alternativa Criterio B Peso ST 0,5kW 0,12 1 ST 1kW 0 0 MCI 0 0 Somma 0,12 1
Alternativa Criterio D Peso ST0,5kW 0,00049 0,45 ST1kW 0,00030 0,28 MCI 0,00030 0,28 Somma 0,00109 1
170
2.Impianti di microcogenerazione per utenze condominali
Si sono individuati per questo tipo di casistica tre alternative possibili:
I. Motore a Combustione Interna da 4,7kW (MCI4,7kW);
II. Motore a Combustione interna da 20kW (MCI20kW);
III. Turbina a Gas da 30kW (TG).
Si valutano le alternativa rispetto ai criteri:
Alternativa Criterio A Peso MCI4,7kW 0,25 0,27 MCI20kW 0,17 0,18 TG 0,50 0,55 Somma 0,92 1
Alternativa Criterio C Peso MCI4,7kW 0,23 0,24 MCI20kW 0,14 0,15 TG 0,58 0,61 Somma 0,95 1
Si determinano ora i pesi globali per ogni alternativa, ovvero si moltiplicano i pesi locali di ogni
alternativa per i pesi locali dei criteri.
I criteri A e D non sono concordi con l’obiettivo quindi per calcolare il peso di ogni alternativa si
è considerato l’inverso del valore reale, ad esempio se il Pay Back Period (criterio A) per
l’alternativa MCI4,7kW è di 4 nella tabella il suo valore è 1/4.
I pesi globali sono:
=+++==+++==+++=
0,52 0,27*0,280,10*0,61 0,19*0,65 0,44*0,55 P
0,19 0,27*0,300,10*0,15 0,19*0,11 0,44*0,18 P
0,30 0,27*0,42 0,10*0,24 0,19*0,24 0,44*0,27 P
TG
MCI20kW
MCI4,7kW
Quindi, in accordo con l’obiettivo, l’alternativa migliore è quella con il peso globale più alto, in
questo caso l’alternativa della Turbina a Gas 30kW.
Alternativa Criterio B Peso MCI4,7kW 0,21 0,24 MCI20kW 0,1 0,11 TG 0,58 0,65 Somma 0,89 1
Alternativa Criterio D Peso MCI4,7kW 0,00003 0,42 MCI20kW 0,00002 0,30 TG 0,00002 0,28 Somma 0,00008 1
171
3.Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze monofamigliari
Si sono individuati per questo tipo di casistica tre alternative possibili:
I. Stirling da 0,5kW (ST0,5kW);
II. Stirling da 1kW (ST 1kW);
III. Motore a combustione Interna da 1kW (MCI).
Si valutano le alternativa rispetto ai criteri:
Alternativa Criterio A Peso ST0,5kW 0,20 0,33 ST1kW 0,20 0,33 MCI 0,20 0,33 Somma 0,60 1
Alternativa Criterio C Peso ST0,5kW 0,2 0,37 ST1kW 0,17 0,31 MCI 0,17 0,31 Somma 0,54 1
Si determinano ora i pesi globali per ogni alternativa, ovvero si moltiplicano i pesi locali di ogni
alternativa per i pesi locali dei criteri.
I criteri A e D non sono concordi con l’obiettivo quindi per calcolare il peso di ogni alternativa si
è considerato l’inverso del valore reale, ad esempio se il Pay Back Period (criterio A) per
l’alternativa ST0,5kW è di 5 nella tabella il suo valore è 1/5.
I pesi globali sono:
=+++==+++=
=+++=
0,36 0,27*0,32 0,10*0,31 0,19*0,31 0,44*0,33 P
0,28 0,27*0,28 0,10*0,31 0,19*0,31 0,44*0,33 P
0,36 0,27*0,40 0,10*0,37 0,19*0,38 0,44*0,33 P
MCI
ST1kW
ST0,5kW
Quindi, in accordo con l’obiettivo, le alternative migliori in questo caso sono due: l’alternativa
dello Striling da 0,5kW e quella del Motore a Combustione Interna da 4,7kW.
Alternativa Criterio B Peso ST0,5kW 0,17 0,38 ST1kW 0,14 0,31 MCI 0,14 0,31 Somma 0,45 1
Alternativa Criterio D Peso ST0,5kW 0,00036 0,41 ST1kW 0,00025 0,29 MCI 0,00026 0,30 Somma 0,00088 1
172
4.Impianti di microcogenerazione abbinanti a pompe di calore per utenze condominiali
Si sono individuati per questo tipo di casistica tre alternative possibili:
I. Motore a Combustione Interna da 4,7kW (MCI4,7kW);
II. Motore a Combustione interna da 20kW (MCI20kW);
III. Turbina a Gas da 30kW (TG).
Si valutano le alternativa rispetto ai criteri:
Alternativa Criterio A Peso MCI4,7kW 0,17 0,26 MCI20kW 0,33 0,52 TG 0,14 0,22 Somma 0,64 1
Alternativa Criterio C Peso MCI4,7kW 0,08 0,13 MCI20kW 0,43 0,69 TG 0,11 0,18 Somma 0,62 1
Si determinano ora i pesi globali per ogni alternativa, ovvero si moltiplicano i pesi locali di ogni
alternativa per i pesi locali dei criteri.
I criteri A e D non sono concordi con l’obiettivo quindi per calcolare il peso di ogni alternativa si
è considerato l’inverso del valore reale, ad esempio se il Pay Back Period (criterio A) per
l’alternativa MCI4,7kW è di 6 nella tabella il suo valore è 1/6.
I pesi globali sono:
=+++==+++==+++=
0,25 0,27*0,29 0,10*0,18 0,19*0,14 0,44*0,22 P
0,49 0,27*0,310,10*0,69 0,19*0,82 0,44*0,52 P
0,26 0,27*0,40 0,10*0,13 0,19*0,04 0,44*0,26 P
TG
MCI20kW
MCI4,7kW
Quindi, in accordo con l’obiettivo, l’alternativa migliore è quella con il peso globale più alto, in
questo caso l’alternativa del Motore a Combustione Interna da 20kW.
Alternativa Criterio B Peso MCI4,7kW 0,02 0,04 MCI20kW 0,42 0,82 TG 0,07 0,14 Somma 0,51 1
Alternativa Criterio D Peso MCI4,7kW 0,00002 0,40 MCI20kW 0,00002 0,31 TG 0,00002 0,29 Somma 0,00006 1
173
174
![[eBook - Ingegneria - ITA] - Motori a Combustione Interna - OTTIMO](https://img.dokumen.tips/doc/110x75/577cda491a28ab9e78a54518/ebook-ingegneria-ita-motori-a-combustione-interna-ottimo.jpg)
