Certificati bianchi e cogenerazione industriale

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1 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 31 di P. Iora, P. Chiesa Certificati bianchi e industriale Due casi concreti Nomenclatura E EL energia elettrica prodotta annualmente dal cogeneratore F COG energia del combustibile bruciato annualmente nel cogeneratore EL, rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica TH, rendimento di riferimento per la produzione separata di energia termica IRE indice di risparmio energetico IRR tasso interno di ritorno LT limite termico MOL margine operativo lordo NPV valore netto attualizzato p coefficiente per calcolo IRE PB pay-back PCI potere calorifico inferiore Q TH energia termica prodotta annualmente dal cogeneratore TEE titoli di efficienza energetica La promozione di politiche di risparmio ed efficienza energetica è stata oggetto negli ultimi anni di diversi interventi da parte del legislatore. Dapprima i DLGS n. 79/99 e n. 164/00 sancivano, in forma generica, l obbligo di perseguire obiettivi di contenimento dei consumi di energia connessi al servizio di distribuzione di elettricità e gas. Successivamente tali obiettivi sono stati quantificati per il quinquennio dai Decreti Ministeriali del 24 aprile 2001 che, introducendo per la prima volta in Italia ed in Europa il meccanismo dei titoli commercializzabili di efficienza energetica (TEE) o certificati bianchi, definivano le modalità con cui i distributori erano tenuti ad adempiere agli obblighi imposti. Tuttavia la complessità e il carattere fortemente innovativo del meccanismo proposto e alcune novità nel quadro di riferimento normativo nazionale nel frattempo intervenute hanno indotto i Ministeri competenti a rivedere il contenuto dei decreti ministeriali 24 aprile 2001 [1]. I Decreti Ministeriali 20 Luglio 2004, che abrogano e sostituiscono i precedenti, hanno perciò ridefinito gli obiettivi di risparmio energetico per il quinquennio e riformato la disciplina dei TEE, posticipandone la data di avvio e gli obblighi al 1 Gennaio Tali obblighi sono ripartiti tra i distributori di energia elettrica e gas 1 che servivano almeno clienti finali al 31 Dicembre 2001, in modo proporzionale alle dimensioni del soggetto distributore. Le tipologie di interventi di risparmio energetico previste sono molteplici (sistemi per l illuminazione, elettrodomestici a basso consumo, rifasamenti elettrici, isolamento termico degli edifici, ecc.) e vengono elencati in modo esemplificativo nell allegato I dei Decreti Ministeriali. Ciascun intervento viene convenzionalmente riconosciuto, ai fini dell adempimento degli obblighi di risparmio energetico, per un periodo di cinque anni ad eccezione di interventi per isolamento termico di edifici, di architettura bio-climatica e raffrescamento passivo per i quali sono previsti otto anni. I TEE - ciascuno dei quali è equivalente ad 1 Tep (tonnellata equivalente di petrolio) di energia primaria risparmiata - vengono distinti a seconda della modalità con cui viene conseguito il risparmio energetico: Tipo I se il risparmio è realizzato riducendo i consumi di energia, Tipo II per il risparmio di gas, Tipo III per altri combustibili fossili. La valutazione dei risparmi conseguiti è affidata all Autorità per l energia elettrica e il gas (AEEG) che a questo scopo ha emanato le Linee Guida (deliberazioni n. 103/03 del 18 settembre 2003 e n. 200/04 dell 11 novembre 2004) per la preparazione, l esecuzione e la valutazione dei progetti e i criteri e le modalità di rilascio dei TEE. AEEG ha definito all interno delle Linee guida tre metodi di valutazione dei risparmi energetici: - Standardizzati: consentono di definire a priori il risparmio energetico ottenibile per ogni unità installata. Questo criterio si applica a tipologie di intervento standardizzabili e ripetibili su larga scala (es.: lampada, frigorifero, caldaia ecc.). Le procedure di calcolo del risparmio energetico conseguibile con interventi di questo tipo sono definite in apposite Schede Tecniche emanate da AEEG; - Analitici: quantificano il risparmio energetico in base ad un algoritmo predefinito e dalla misurazione diretta di alcuni parametri, definiti in apposite Schede tecniche emanate da AEEG; - A consuntivo: quantificano il risparmio energetico attraverso il confronto dei consumi misurati prima e dopo l intervento in base ad un programma di misura proposto dal soggetto titolare del progetto e preliminarmente approvato da AEEG. Si applicano esclusivamente agli interventi per i quali non sono disponibili metodi di valutazione standardizzata o analitica. A valle della valutazione AEEG autorizza il Gestore del Mercato Elettrico (GME) ad emettere i TEE corrispondenti ai risparmi certificati. Entro il 31 Maggio di ogni anno, a partire dal 2006, i distributori obbligati devono dimostrare di aver conseguito il loro obiettivo specifico annuale riferito all energia erogata durante l anno precedente, consegnando a AEEG un numero di TEE equivalente a tale obiettivo. A fronte della consegna all Autorità dei TEE, i distributori obbligati ricevono un contributo tariffario pari a 100 /Tep stabilito con deliberazione 16 dicembre 2004, n. 219/04. Gli oneri connessi all erogazione del contributo tariffario sono posti a carico del Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell efficienza energetica e del Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale, entrambi gestiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico. I distributori possono realizzare direttamente i progetti di risparmio energetico oppure possono soddisfare gli obblighi a loro carico acquistando da terzi i TEE attestanti risparmi energetici conseguiti da altri soggetti. Per la compravendita dei TEE oltre a contratti bilaterali è stato istituito un mercato gestito da GME. Ogni soggetto interessato alla commercializzazione dei TEE deve presentare al GME do- 1 Gli obiettivi di risparmio energetico ammontavano per il 2005 a 0,1 Mtep per i distributori di energia elettrica e di 0,1 Mtep per i distributori di gas. Prof. ing. Paolo Iora, Dipartimento di Ingegneria Meccanica e Industriale, Università degli Studi di Brescia; prof. ing. Paolo Chiesa, Dipartimento di Energetica, Politecnico di Milano. 31

2 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 32 manda di apertura di un conto proprietà nel Registro dei titoli di efficienza energetica (gestito da GME) e domanda di ammissione al mercato. La quota di iscrizione al conto proprietà è pari a 300 +IVA a cui si aggiungono 0,2 +IVA per ogni TEE scambiato (deliberazione 14 aprile 2005, n. 67/05 AEEG). Al mercato dei TEE possono partecipare oltre ai soggetti obbligati anche società terze operanti nel settore dei servizi energetici (ESCO) non soggette ad alcuna imposizione, ma che possono individuare possibilità di profitto nella commercializzazione dei certificati bianchi. In considerazione di ciò, risulta evidente che la, garantendo potenzialmente un risparmio di energia primaria si colloca in modo naturale nel contesto del mercato dei certificati bianchi ed in particolare può rappresentare un opportunità di investimento per una società che opera nell ambito dei servizi energetici. Una soluzione molto diffusa nella pratica prevede che una ESCO si faccia carico del progetto, dell installazione e della gestione di un impianto di realizzato presso un specifica utenza a cui cede i servizi di energia elettrica e calore. I profitti derivanti dall intervento (quelli intrinseci della a cui si aggiungono quelli scaturiti dalla vendita dei certificati bianchi) vengono ripartiti tra la ESCO e l utente finale secondo diverse possibili modalità contrattualistiche e consentono alla ESCO di rientrare dall investimento e all utente finale di usufruire dei servizi di energia elettrica e calore ad un costo inferiore rispetto alla situazione precedente l intervento. L utenza inoltre non deve affrontare le difficoltà tecniche della realizzazione dell impianto (a carico della ESCO) e non si impegna finanziariamente potendo così disporre delle proprie risorse per altri scopi. Sebbene la sia una pratica ormai consolidata la cui convenienza economica è dimostrata dalla numerose installazioni presenti sul territorio, il meccanismo innovativo dei TEE potrebbe ulteriormente favorire interventi in questo settore come auspicato dal decreto legislativo approvato in via preliminare in data dal Consiglio dei ministri in attuazione della direttiva europea 2004/8/CE. Lo scopo di questo lavoro è quello di valutare, a partire da due casi concreti, l effetto del contributo dei certificati bianchi sulla convenienza economica di un investimento nella. Casi di studio: interventi cogenerativi applicati ad un salumificio e ad un industria meccanica In Figura 1 e Figura 2 sono riportati i carichi orari relativi a due diverse utenze: uno stabilimento per la stagionatura di salumi ed un industria meccanica [2]. Nel primo caso i carichi elettrici, termici e frigoriferi sono distinti tra feriali e festivi, per tre giornate rappresentative dal punto di vista climatico: invernale, estiva e primaverileautunnale. Nell analisi proposta in seguito si considera che il carico frigorifero venga soddisfatto da gruppi a compressione e viene pertanto convertito in carico elettrico a mezzo di un COP (Coefficient of Performance) variabile in funzione della stagione (pari a 3 per le giornate estive, 3,5 per quelle intermedie e 4 per le invernali [3]). A valle di questa conversione l energia elettrica equivalente (rappresentata dalla linea tratteggiata in Figura 1) e l energia termica richieste, ammontano rispettivamente a 8271 e 7152 MWh/anno. I carichi dell industria meccanica sono di tipo termico (5.903 MWh/anno) ed elettrico (8920 MWh/anno) mentre non sono presenti carichi frigoriferi. Tali carichi (Figura 2), distinti climaticamente Costo specifico ( /kw) 1.050x (P NOM /200) 0.07 Costo O&M 1,2 c /kwh Rendimento elettrico medio 37% Rendimento termico medio 53% Minimo tecnico 30% TABELLA 1 - Dati caratteristici del motore primo utilizzati per le simulazioni. PNOM è la potenza nominale del motore espressa in kw in giornate tipo come nel caso precedente, sono rappresentativi di due turni lavorativi al giorno e vengono richiesti senza distinzione tra giorni feriali e festivi. Si può notare preliminarmente che i carichi del salumificio risultano particolarmente adatti ad un intervento cogenerativo, essendo sia quelli elettrici sia quelli termici presenti in modo relativamente uniforme durante l anno e nell arco della singola giornata. Questa circostanza non si verifica nel caso dell industria meccanica dove il carico termico è praticamente assente nella stagione estiva e quello elettrico risulta significativamente ridotto durante le ore notturne. In entrambi i casi viene impiegato come cogeneratore un motore a combustione interna alimentato a metano (PCI = 34,5 MJ/Sm 3 ) le cui caratteristiche sono riassunte in Tabella 1. In particolare il costo specifico del motore è calcolato in accordo con [3] tramite una funzione decrescente con la taglia (seconda riga di Tabella 1) e varia da a 940 /kw EL nel range di potenze nominali kw. Il costo specifico risultante si intende comprensivo degli oneri accessori relativi agli apparati ausiliari e alle attività collaterali (progettazione, autorizzazioni, collaudo ecc.). Nella simulazione il funzionamento del motore viene poi determinato ora per ora in modo da minimizzare i costi variabili di gestione (combustibile, O&M, energia elettrica scambiata con la rete) al netto dei ricavi ottenuti dalla vendita dei certificati bianchi, per tutti i giorni dell anno secondo il calendario riportato in Tabella 2. Si noti che vengono considerati 15 giorni di fermata per manutenzione, programmati per la prima metà di agosto (cui corrisponde una disponibilità complessiva dell impianto pari al 96%). Se si introduce l ipotesi semplificativa di mantenere costanti i rendimenti elettrico e termico al variare del carico del motore, allora il problema risulta lineare e quindi il punto di funzionamento ottimizzato si situa in una delle seguenti cinque modalità operative. Motore al carico nominale Il motore produce la massima potenza e il calore cogenerato è utilizzato per soddisfare il carico termico. In corrispondenza dell entità della domanda elettrica e termica, possono verificarsi le seguenti situazioni: - necessità di integrare energia termica con caldaie ausiliarie qualora il carico termico richiesto sia superiore a quello erogabile dal motore o, al contrario, di dissipare parte del calore reso disponibile; - necessità di scambiare (acquistare o vendere) energia elettrica con la rete nel caso in cui la potenza elettrica prodotta dal cogeneratore sia diversa dal carico elettrico richiesto. Questa modalità operativa si verifica in particolare nelle ore di massima richiesta termica, quando anche funzionando a pieno carico il motore è in grado di realizzare elevati rendimenti complessivi, oppure nelle ore di punta della rete elettrica, quando il prezzo dell elettricità è più elevato del costo marginale del kwh generato dal motore. Inseguimento dei carichi termici (termico segue) In questo caso il motore viene regolato per generare l esatta potenza termica richiesta dall utenza. Conseguendo un recupero termico completo, il cogeneratore funziona al massimo rendimento possibile. Questa condizione operativa si realizza quando il prezzo di vendita dell energia alla rete è basso (ad esempio nelle ore notturne) e l elettricità risulta competitiva solo se viene cogenerata con il massimo rendimento. 32

3 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 33 FIGURA 1 - Carichi relativi al salumificio industriale. La linea tratteggiata (elettricità equivalente) rappresenta il carico elettrico comprensivo del contributo dei frigoriferi a compressione Inseguimento dei carichi elettrici (elettrico segue) Il motore viene regolato per generare l esatta potenza elettrica richiesta dall utenza, circostanza che si riscontra quando il costo marginale del kwh è compreso fra il prezzo di acquisto e di vendita dell elettricità alla rete. Con le tariffe utilizzate nella nostra simulazione (vedi Tab.3), caratterizzate da un elevato coefficiente di reverse metering factor, questa situazione non si determina in nessun periodo dell anno. Minimo tecnico Rappresenta il caso limite dei due precedenti e si verifica solamente in corrispondenza di carichi termici e/o elettrici molto limitati. Motore fermo Tipologie di giorni n. giorni Feriale primavera autunno 127 Sabato primavera autunno 26 Festivo primavera autunno 30 Feriale invernale 62 Sabato invernale 11 Festivo invernale 18 Feriale estivo 54 Sabato estivo 10 Festivo estivo 12 Fermata per manutenzione 15 Totale 365 TABELLA 2 - Suddivisione dell anno di riferimento in giornate tipo FIGURA 2 - Carichi relativi all industria meccanica. Si noti che il carico frigorifero è assente e non vi è distinzione tra giorni feriali e festivi In questa circostanza le richieste elettrica e termica dell utenza vengono soddisfatte rispettivamente acquistando energia dalla rete e ricorrendo alla caldaia ausiliaria. È una situazione che può avere luogo quando la domanda di calore è limitata e/o il prezzo dell energia acquisita dalla rete è basso. Analisi economica Come già anticipato l analisi economica viene effettuata dal punto di vista di una ESCO, che realizza l impianto presso l utente finale, lo gestisce per la sua intera vita utile e vende il servizio energia elettrica e calore apportando uno sconto sulla tariffe versate dall utenza precedentemente all intervento. Altre forme contrattualistiche possono prevedere in alternativa che la ESCO ceda all utenza l impianto una volta recuperato l investimento, applicando necessariamente uno sconto su elettricità e calore inferiore al caso precedente. 33

4 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 34 Tasso di inflazione 2 % Tasso di remunerazione atteso sul capitale proprio (rendita) 15 % Tasso di interesse sul prestito 7 % Frazione del capitale a prestito sul costo dell impianto 50 % Vita utile, anni 15 Periodo di restituzione del prestito, anni 10 Quota annua di ammortamento fiscale 8 % Aliquota fiscale 40 % Costo del gas naturale al cogeneratore 30 c /Sm 3-8,70 /GJ Costo del gas naturale per produz. termica 33 c /Sm 3-9,56 /GJ Accisa sul gas naturale 0,7499 c /Sm 3 Quota di gas naturale incentivata 0,25 m 3 /kwh el Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F1 16 c /kwh Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F2 9,5 c /kwh Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F3 6,1 c /kwh Tariffa di vendita energia elettrica fascia F1 10,5 c /kwh Tariffa di vendita energia elettrica fascia F2 7,5 c /kwh Tariffa di vendita energia elettrica fascia F3 4,7 c /kwh Sconto sul costo dell energia elettrica all utenza 5 % Sconto sul costo dell energia termica all utenza 5 % Valore TEE tipo I 77 Valore TEE tipo II 94 Durata erogazione TEE 5 anni TABELLA 3 - Ipotesi utilizzate nell analisi economica L analisi economica viene dunque eseguita sulla vita utile dell impianto considerata pari a 15 anni, effettuando una simulazione completa del funzionamento basata su un anno tipo ed estendendo poi i risultati agli altri anni, considerati identici dal punto di vista energetico (carichi richiesti dall utenza e condizioni ambientali) ed economico (tariffe elettriche e del metano, costi di manutenzione, normativa vigente). Il costo totale dell investimento è considerato pari a quello del motore che, come già sottolineato, include tutti gli oneri complementari. Non si considerano eventuali esborsi per gruppi frigoriferi e per caldaie ausiliarie dal momento che la loro presenza è comunque prevista nello scenario di produzione separata. Considerata l entità dei carichi e la taglia dell impianto risultante, è presumibile che la fase di costruzione dell impianto non duri più di qualche mese per cui appare lecito trascurare gli oneri finanziari relativi a tale periodo. Si ipotizza perciò che il pagamento dell impianto venga effettuato in un unica rata versata al termine dell installazione dell impianto, convenzionalmente fissata nel dicembre dell anno preso a riferimento (anno 0), immediatamente antecedente alla messa in servizio dell impianto (gennaio dell anno 1). L esborso iniziale è ripartito in parti uguali fra capitale proprio e capitale a prestito, a fronte di un debito contratto con un generico istituto di credito. La restituzione del capitale a prestito viene effettuata attraverso rate costanti, calcolate con un tasso di interesse del 7% e versate a scadenza annuale per una durata complessiva di dieci anni; al termine della vita utile il valore residuo dell impianto viene considerato nullo. È previsto che la quota di interesse sul debito versata annualmente venga dedotta dal reddito imponibile, tassato con aliquota del 40%; ai fini fiscali è inoltre consentito programmare un piano di ammortamento che prevede una quota annua pari all 8%. Il tasso di remunerazione interna del capitale proprio viene assunto pari al 15%, coerentemente con la comune pratica di valorizzazione degli investimenti nel settore dell energia. Per l energia elettrica acquistata dalla rete è stata utilizzata una tariffa di un tipico contratto di fornitura di energia elettrica in media tensione nel mercato vincolato. Per la cessione di elettricità alla rete, a cui si applicano le condizioni stabilite nella delibera 34/05, è stato utilizzato un coefficiente di reverse metering factor pari a 0,9 2. Riguardo la tariffa del gas naturale si è considerato un prezzo di 30 c /Sm 3 (8,7 /GJ) per il combustibile nello scenario cogenerativo, inferiore di 3 c /Sm 3 rispetto a quello versato dall utenza prima dell intervento: il motore cogenerativo infatti comporta consumi di gas naturale molto più elevati rispetto alle caldaie, per cui la tariffa del gas (organizzata a scaglioni di consumo annuale) beneficia delle riduzioni del costo unitario. Nel calcolo economico si è inoltre tenuto conto dello sconto sull accisa (0,7499 c /Sm 3 ) relativo a 0,25 m 3 /kwh EL, applicato ad impianti cogenerativi che rispettino i vincoli stabiliti dalla delibera 42/02 di AEEG 3. I valori delle tariffe di energia elettrica e gas sono riportati in Tab.3 insieme alle restanti ipotesi utilizzate per l analisi economica. Calcolo dei titoli di efficienza energetica Il risparmio energetico derivante dall intervento cogenerativo consente di usufruire di un numero di certificati bianchi proporzionale ai risparmi energetici conseguiti. Per il caso di industriale al momento non è disponibile alcuna scheda tecnica che identifichi in modo univoco la quantità e la tipologia di TEE ottenibili dall intervento. In tali condizioni la normativa prevede che la tipologia di TEE venga definita dal titolare del progetto nella proposta indirizzata a AEEG, in accordo con la modalità di valutazione a consuntivo. Nel caso in esame viene adottato un criterio basato sull indice di risparmio energetico IRE definito dalla delibera 42/02 di AEEG che, come noto, fornisce un indicazione dell energia primaria risparmiata nello scenario cogenerativo rispetto a quello di produzione separata di energia elettrica e termica e risulta così definito: FCOG IRE = EEL Q TH + EL p, TH, dove: E EL e Q TH sono l energia elettrica e termica prodotta annualmente dal cogeneratore; F COG è l energia del combustibile bruciato annualmente nel cogeneratore per produrre E EL e Q TH ; EL, ed TH, sono i rendimenti di produzione separata per l energia termica ed elettrica; p è un coefficiente che considera le minori perdite di trasporto e di trasformazione dell energia elettrica rese possibile dagli impianti di generazione distribuita 4. 2 La delibera 34/05 di AEEG riconosce, nel caso di impianti di di potenza inferiore a 10 MVA che soddisfano la definizione di ai sensi della delibera n. 42/02, il ritiro dell energia elettrica al prezzo di cessione dall Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall articolo 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato. In prima approssimazione, in accordo con [2] si può ipotizzare di applicare un reverse metering factor pari a 0,9. 3 Nel caso in esame la normativa richiede un indice di risparmio energetico IRE>10% e un limite termico LT>15% 4 I valori dei rendimenti di riferimento sono stabiliti dalla delibera 42/02 di AEEG a cui si rimanda per ulteriori approfondimenti. Per le taglie tipiche dei casi in esame i valori previsti per EL, e TH, sono rispettivamente 0,38 e 0,90. Supponendo un allacciamento in media tensione, il coefficiente p è fissato al valore di 0,972 per l energia elettrica immessa in rete e 0,957 per quella autoconsumata (e una media pesata dei due valori per i casi intermedi). 34

5 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 35 Si considera poi di ottenere un numero di TEE pari all energia risparmiata espressa in Tep che in accordo con la definizione di IRE risulta: E numero TEE = Q TH + F p EL EL, TH, Il numero totale di TEE è stato quindi suddiviso fra tipo I (risparmio di energia elettrica) e tipo II (risparmio di gas) in base alla frazione di energia primaria utilizzata per la produzione di elettricità e calore nello scenario di generazione separata. La percentuale di certificati di ciascun tipo risulta quindi: EEL EL, p percentuale TEE( tipo I) = EEL Q + p percentuale TEE( tipo II) = E COG TH EL, TH, Q TH TH, Q + p EL TH EL, TH, Il valore economico dei TEE è stato individuato sulla base dei prezzi medi del mercato organizzato al 31 maggio 2006 e risulta pari 77 per i certificati di tipo I e 94 per quelli di tipo II [1]. Tale contributo, in accordo con la normativa vigente, viene erogato per cinque anni. (%) (%) (8,3 anni per lo scenario non incentivato). Gli indici della (IRE e LT) sono ampiamente soddisfatti rispetto a quanto richiesto dalla normativa. In particolare il valore dell IRE (37,7% per entrambi gli scenari) risulta decisamente elevato grazie anche alla configurazione dei carichi che si prestano ottimamente ad un intervento cogenerativo. In entrambi gli scenari il motore presenta un funzionamento prevalentemente a carico nominale (6021 ore/anno) e più limitatamente in modalità termico-segue (2.379 ore/anno), mentre non risultano convenienti in nessuna ora dell anno il funzionamento elettrico-segue e lo spegnimento del motore. Per quanto riguarda l industria meccanica (ultime due colonne di Tabella 4), solo il contributo dei TEE rende economicamente sostenibile l intervento cogenerativo (PB di 9,0 anni rispetto a 14,4 anni per lo scenario senza incentivi) grazie alla significativa frazione del contributo dei TEE sul MOL (30%). Si noti che l ottimizzazione economica del funzionamento del motore porta ad un suo spegnimento per 800 ore l anno. Tali ore sono collocate nelle fasce notturne delle giornate estive (ore vuote), caratterizzate da ridottissimi carichi termici (Figura 2) e con basse tariffe di acquisto e vendita di energia elettrica (Tabella 3). È importante sottolineare infine che nei due casi analizzati l incentivo dei TEE non modifica sostanzialmente né la scelta della taglia del motore né la sua modalità di funzionamento (ciò è evidente ad esempio dai risultati riportati in Tabella 3 relativi al salumificio dove in corrispondenza dello stesso motore da 500 kw la suddivisone tra le diverse modalità di funzionamento risulta la medesima). Le Figure 3a e 3b riportano per i due casi analizzati l andamento dell IRR in funzione della taglia del motore, in un range di potenza compreso tra 200 e kw 5. Analisi dei risultati La Tabella 4 riporta i risultati delle simulazioni confrontando gli scenari con e senza incentivi ed individuando per entrambe le applicazioni cogenerative analizzate la taglia del motore che minimizza il tempo di ritorno (Pay Back, PB) dell investimento. Per quanto riguarda il caso del salumificio risulta evidente che la possibilità di usufruire del contributo dei certificati bianchi influenza in modo apprezzabile la convenienza dell investimento dal punto di vista del PB, (4,2 anni rispetto ai 5,6 del caso senza TEE), del tasso interno di ritorno, IRR (44,9% contro 35,0%) e del valore netto attualizzato, NPV (396,3 k contro 295,9 k ). Nel caso in esame la remunerazione della vendita dei TEE infatti costituisce il 23% del margine operativo lordo (MOL) annuo. È utile osservare che il valore particolarmente elevato di IRR (44,9%) suggerisce la possibilità di introdurre sconti più consistenti al cliente della ESCO rendendo per quest ultimo l intervento ancora più attraente. Ad esempio applicando uno sconto sull energia elettrica e il calore ceduti all utenza pari al 10% (anziché 5% come nel caso considerato in Tabella 3) si ottiene un PB di 5,6 anni 5 Nel range kw vengono considerati in prima approssimazione i redimenti medi per il motore riportati in Tabella 1. Tuttavia si tenga presente che il rendimento elettrico del motore potrebbe risultare di pochi punti percentuali più elevato nei motori di maggiore taglia. Questa semplificazione non modifica nella sostanza i risultati dell analisi qui riportata. Salumificio Ind. meccanica Taglia motore, kw Con Senza Con Senza TEE TEE TEE TEE Bilancio energetico Energia elettrica richiesta, MWh/anno Energia elettrica prodotta, MWh/anno Energia termica richiesta, MWh/anno Energia termica prodotta, MWh/anno Funzionamento carico nominale, ore/anno Funzionamento termico-segue, ore/anno Funzionamento elettrico-segue, ore/anno Cogeneratore fermo*, ore/anno Rendimento elettrico cogeneratore, % 37,0 37,0 37,0 37,0 Rendimento termico cogeneratore, % 53,0 53,0 48,2 46,4 Rendimento totale cogeneratore, % 90,0 90,0 85,2 83,4 Indice Risparmio Energetico,% 37,7 37,7 35,5 34,6 Limite Termico,% 58,9 58,9 56,6 55,6 Risparmio di energia primaria MWh/anno 6.738, , N. TEE tipo I N. TEE tipo II Bilancio economico Costo impianto, k 492,4 492,4 306,2 353,4 Margine operativo lordo del primo anno, k 205,7 157,5 72,7 58,8 Ricavo annuo TEE, k 48,2-21,8 - Ricavo TEE/MOL 0,23-0,30 - Pay-back (PB), anni 4,2 5,6 9,0 14,4 Valore Attuale Netto (NPV), k 396,3 295,9 48,1 3,3 Tasso interno di ritorno (IRR), % 44,9 35,0 21,3 15,3 Escluse le ore di spegnimento programmato per manutenzione TABELLA 4 - Risultati della simulazione: confronto tra gli scenari con e senza il contributo dei TEE 35

6 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 36 FIGURA 3A - Andamento dell IRR in funzione della taglia del motore nel caso del salumificio FIGURA 3B - Andamento dell IRR in funzione della taglia del motore nel caso dell industria meccanica FIGURA 4 - Andamento dell'irr in funzione del numero di anni in cui vengono riconosciuti i contributi dei TEE È interessante notare che per il salumificio, nell intervallo considerato, la massima differenza di IRR tra i due scenari è pari a circa il 10%, mentre risulta più contenuta (<6%) nel caso dell industria meccanica. Inoltre in quest ultimo caso l IRR nello scenario senza TEE risulta di poco superiore al tasso di remunerazione atteso (15%) e solo per un intorno limitato della taglia ottimizzata. È evidente quindi che per l industria meccanica qui considerata, solo il ricavo ottenibile dalla commercializzazione dei TEE può rendere favorevole l investimento cogenerativo. Si può dunque concludere che il meccanismo dei TEE rende interessante un investimento che sarebbe altrimenti ai limiti della convenienza economica; dal momento che un tale intervento comporta degli apprezzabili benefici energetici (quantificabili in un risparmio annuo di Sm 3 di gas naturale, equivalenti a 263 Tep), l incentivazione dei TEE ha l importante effetto di promuovere iniziative che portano a risparmi di energia che in assenza di contributi potrebbero non essere prese in esame. Come ulteriore approfondimento si è voluto considerare la variazione del valore dell IRR in funzione del periodo nel quale sono riconosciuti i contributi dei certificati bianchi. Uno dei sistemi allo studio del governo per incentivare la produzione combinata di elettricità e calore è infatti proprio l estensione della durata dei TEE emessi a favore dei sistemi cogenerativi. Da questa analisi si evidenzia che, estendendo ad 8 anni il periodo di incentivazione (che come già sottolineato, vengono riconosciuti per alcuni interventi nell edilizia), 6 Decisione della Commissione C(2006) 6817 del 21 dicembre 2006, pubblicata su Gazzetta Ufficiale dell'unione Europea il 6 febbraio il valore dell IRR raggiunge il 46,8% per il salumificio e 23,2% per l industria meccanica, superiore di 1,4 e di 1,9 punti percentuali ai rispettivi casi valutati in precedenza con una durata dei TEE di 5 anni (Figura 4); estendendo ulteriormente l erogazione degli incentivi per l intera vita utile dell impianto si raggiungerebbe un valore di IRR di 46,9% per il salumificio e 24,7% per l industria meccanica con un limitato incremento rispetto al caso di 8 anni (rispettivamente di 0,6 e 1,5 punti percentuali). Questo ultimo risultato è una naturale conseguenza del minore valore attualizzato ( present value ) che assumono somme di denaro collocate in avanti nel tempo. Come ultimo aspetto è stato valutato l effetto di una variazione del valore del rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata, nell ipotesi in cui sia valido il criterio per il calcolo del numero di TEE definito nel paragrafo precedente. La direttiva europea 2004/8/CE sulla promozione della stabilisce infatti quali criteri per la determinazione di tali rendimenti, il tipo di combustibile, le condizioni climatiche, l uso operativo degli impianti in condizioni reali, e sancisce che ogni unità di è confrontata con la migliore tecnologia per la produzione separata di calore ed elettricità disponibile sul mercato ed economicamente giustificabile nell anno di costruzione dell unità di. Per impianti cogenerativi di nuova costruzione alimentati a gas naturale, il rendimento di produzione elettrica di riferimento è stato fissato pari al 52,5% 6. È evidente che una condizione più restrittiva in termini di rendimento elettrico di riferimento comporta una riduzione del contributo ottenibile con il sistema incentivante, derivante da una diminuzione del numero di certificati bianchi riconosciuti. Rispetto ai risultati riportati in Tabella 4 - ricavati adottando un rendimento elettrico di riferimento pari al 38% - si ottengono infatti complessivamente 311 certificati bianchi (invece che 579) per il salumificio e 136 (invece che 263) per l industria meccanica. Dal punto di vista della convenienza economica dell investimento, questo comporta un incremento del tempo di ritorno da 4,2 a 4,7 anni per il salumificio e da 9,0 a 11,0 anni per l industria meccanica; analogamente, il valore di IRR si riduce rispettivamente da 44,9% a 40,2% e da 21,3% a 18,3%. Conclusioni In questo lavoro è stata valutata la convenienza di un investimento nel caso di due impianti cogenerativi alla luce del contributo incentivante determinato dal meccanismo dei titoli commerciabili di efficienza energetica (TEE), il cui ammontare è stato quantificato adot- 36

7 31_TER_giu_iora-chiesa :50 Pagina 37 tando un criterio basato sull indice di risparmio energetico IRE definito dalla delibera 42/02 di AEEG. A questo scopo è stata svolta un analisi economica dal punto di vista di una ESCO, che realizza l impianto presso l utente finale, lo gestisce per la sua intera vita utile e vende i servizi di energia elettrica e calore apportando uno sconto sulle tariffe versate dall utenza precedentemente all intervento. Sebbene i risultati siano riferiti a due casi specifici (l installazione di un motore a combustione interna in grado di soddisfare i carichi di un salumificio e di una industria meccanica) e quindi non direttamente estendibili in modo quantitativo ad una generica applicazione cogenerativa, si evidenzia come il contributo dei TEE vada valutato accuratamente in fase di progetto in quanto il ricavo derivante dalla vendita dei TEE può rappresentare una importante frazione (il 23% ed 30% rispettivamente nei due casi considerati) del margine operativo lordo. Questo si traduce in una sensibile diminuzione del tempo di ritorno rispetto allo scenario in cui non sia previsto il contributo dei TEE. In particolare per il caso dell industria meccanica l investimento cogenerativo - che in assenza di contributi risulta ai limiti della convenienza economica (Pay Back = 14,4 anni) - diviene economicamente sostenibile nello scenario incentivato (Pay Back = 9 anni). A seguito di questa analisi è inoltre possibile individuare una serie di risvolti positivi non unicamente a vantaggio dei soggetti direttamente interessati alla commercializzazione dei certificati bianchi (le ESCO e i soggetti obbligati). Infatti: - le ESCO vengono ulteriormente incentivate a promuovere interventi nella in situazioni altrimenti caratterizzate da elevato rischio di capitale. Questo garantisce dei benefici al Paese in virtù della diminuzione dei consumi di energia primaria che la comporta rispetto alla produzione separata di energia elettrica e termica; - la diffusione della generazione distribuita associata alla (che può beneficiare del meccanismo dei TEE) comporta una diminuzione della quota di energia elettrica trasportata dalle linee limitando quindi le possibilità di una loro saturazione; - infine il cliente della ESCO oltre ad ottenere un risparmio sulle bollette di energia elettrica e gas non si impegna finanziariamente nell intervento potendo così disporre delle risorse risparmiate per altri scopi; risulta inoltre sgravato da tutte le difficoltà tecniche relative all installazione dell impianto che risultano a carico esclusivo della ESCO. Bibliografia [1] Primo Rapporto annuale sul meccanismo dei titoli di efficienza energetica. Situazione al 31 maggio Autorità per l energia elettrica e il gas [2] Campanari S., Chiesa P., Silva P., Performance assessment of cogeneration systems for industrial district applications, accettato per la presentazione al congresso Asme Turbo Expo 2007, maggio 2007, Montreal, Canada. [3] Macchi E., Campanari S., Silva. P., La micro a gas naturale, ISBN , Polipress, Milano, settembre