I recenti sviluppi della normativa con l introduzione della C.A.R.

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1 13 Workshop Programma T.A.C.E.C. Efficienza Energetica e Cogenerazione: dalle norme europee opportunità nella filiera chimica in Italia I recenti sviluppi della normativa con l introduzione della C.A.R. Danilo SCHIAVINA ROQUETTE Italia S.p.A. Coordinatore GdL Cogenerazione, FEDERCHIMICA Treviso, 25 Settembre 2012 c/o Basf Construction Chemicals Italia S.p.A.

2 Sommario 1. Cogenerazione, alcune definizioni. 2. Vantaggi Cogenerazione. 3. Ostacoli sviluppo Cogenerazione. 4. Delibera AEEG n. 42/ Legge 23/07/2009 n D.Lgs. 3/03/2011 n D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 integrato dal D.M. del MiSE del 4/08/ D.M. 5/09/11 MiSE Nuovo regime di sostegno della cogenerazione ad alto rendimento. 9. Aspetti operativi. 10. Sintesi principali benefici per la CAR. 11. Normativa.

3 1 Cogenerazione, alcune definizioni Generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica o di energia termica e meccanica o di energia termica, elettrica e meccanica art. 2, comma 1 lettera a), D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 e art.3 comma a) Direttiva 2004/8/CE. Produzione combinata di energia elettrica e calore che garantisce un risparmio di energia rispetto alle produzioni separate art. 2, comma 8, D.Lgs. 16/03/99 n. 79. Produzione combinata di energia elettrica e calore, che.garantisce un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate, secondo i criteri e le modalità stabiliti dalla Delibera dell AEEG n. 42 del 19/03/2002 art. 1 comma 1.1, lettera f), Delibera n. 42/02.

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5 2 - Vantaggi Cogenerazione Risparmio economico dovuto al minor consumo di combustibili. Riduzione impatto ambientale dovuto alla riduzione delle emissioni in atmosfera ed al minor rilascio di calore nell ambiente. Minori perdite di trasmissione e distribuzione dovute alla possibilità di localizzare gli impianti in prossimità dell utilizzo del calore e dell elettricità (autoproduzione). Possibilità di sostituire modalità di fornitura del calore meno efficienti e più inquinanti.

6 3 - Ostacoli sviluppo Cogenerazione Applicazione conveniente prevalentemente per siti ove sono presenti consumi termici unitamente a consumi elettrici, per lunghi periodi dell anno. Incertezza del mercato dell energia elettrica in termini di volatilità prezzi/variabilità costi combustibile. Alti costi d investimento, particolarmente per applicazioni di teleriscaldamento. Problemi autorizzativi (generali, non solo per le cogenerazioni). Contesto normativo in continua evoluzione.

7 4 - Delibera AEEG n. 42/02 Fino al 31/12/2012 la cogenerazione era definita dalla Delibera AEEG 42/02. Un impianto doveva produrre in modo combinato,energia elettrica o meccanica e termica, in un anno solare, soddisfacendo ambedue le condizioni seguenti, sull Indice di Risparmio Energetico (IRE) e sul Limite Termico (LT). La prima condizione è relativa all efficienza dell impianto rispetto alla produzione separata, mentre la seconda considera la quota parte di energia termica rispetto alla totale produzione di energia. IRE IRE min LT LT min Ec = energia primaria dei combustibili utilizzati Ee = energia elettrica netta prodotta η es = rendimento elettrico netto medio annuo della produzione separata (vedere tabella seguente) Et = produzione di energia termica utile per usi civili o industriali η ts = rendimento termico netto medio annuo della produzione separata; 0,8 per usi civili e 0,9 per usi industriali

8 dove per IRE min si utilizzano i valori seguenti, validi fino al 31/12/05: 0.05 per sezioni esistenti, 0.08 per i rifacimenti di sezioni e 0.10 per nuove sezioni. Per le sezioni esistenti i parametri IRE min, LT min ed i rendimenti di riferimento rimangono fissi per un periodo di 10 (15 *) anni, mentre per le nuove sezioni o rifacimenti rimangono fissi per un periodo di 15 (20*) anni, sempre a partire dalla data di entrata in vigore della 42/02. * Per sezioni dotate di reti distribuzione calore Per i nuovi impianti, se alimentati a gas naturale, GPL e gasolio, LT min è: 0.33 fino a 10MWe, 0.22 oltre 10MWe e fino a 25MWe, 0.15 oltre 25MWe. Per i vecchi impianti e per gli impianti alimentati da combustibili diversi LT min ha valore 0.15

9 η es viene definito nella tabella seguente per impianti esistenti (valori validi fino al 31/12/05 - per i nuovi impianti fare riferimento ai valori tra parentesi Delibera AEEG 296/05) Potenza [MWe] Gasnaturale, Gpl, Gnl, gasolio Olio combustibile, nafta Combustibili solidi fossili, coke di petrolio, orimulsion Rifiuti solidi organici, inorganici e biomasse TAR di Raffineria P 1 0,38 (0,40) 0,35 0,33 0,23 (0,35) 1< P 10 0,40 (0,41) 0,36 0,34 0,25 (0,35) 10< P 25 0,43 (0,44) 0,38 0,36 0,27 (0,35) 25< P 50 0,46 (0,48) 0,39 0,37 0,27 (0,28) (0,35) 50< P 100 0,49 (0,50) 0,39 0,37 0,27 (0,28) (0,35) 100< P 200 0,51 0,39 0,37 0,27 (0,28) (0,35) 200< P 300 0,53 0,39 0,37 0,27 (0,28) (0,40) 300< P 500 0,55 0,41 0,39 0,27 (0,28) (0,40) > 500 0,55 0,43 0,41 (0,43) 0,27 (0,28) (0,40)

10 Il parametro p tiene conto delle perdite elettriche evitate lungo le linee di trasmissione e distribuzione. Si calcola dai valori di p autocons e p immessa della seguente tabella, in funzione della tensione di connessione alla rete, pesandoli con le quantità di elettricità autoconsumata ed immessa in rete. Tensionedi allaccio p immessa p autocons bassa tensione 1-4,3/ ,5/100 media tensione 1-2,8/ ,3/100 Alta/altissima tensione 1 1-2,8/100 p = pimm Eeimm + pautoc Eeautoc Eeimm + Eeautoc In sintesi, la 42/02 ha rendimenti elettrici di riferimento dipendenti sia dalla taglia della sezione dell impianto che dalla tipologia di combustibile; inoltre i parametri IRE min ed LT min rimangono fissi per un determinato periodo.

11 Nel caso di utilizzo di combustibili di processo e residui, biogas, gas naturale da giacimenti minori isolati il parametro η es è pari a 0,35 per tutte le taglie di riferimento. La Delibera AEEG ARG/elt 174/09 aggiorna, a decorrere dall 1 gennaio 2010, i parametri di riferimento per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione, ai sensi dell art. 3, comma 3.1, della Delibera AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02. Per i parametri IRE min, LT min, durante i periodi di avviamento degli impianti (max 6 mesi), sono previsti valori meno restrittivi, pari rispettivamente a 0.05 e 0.1. L AEEG ha previsto delle verifiche presso gli impianti per controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento della produzione cogenerativa.

12 5 - Legge 23/07/2009 n. 99 All art. 30 comma 11, sono previsti dei benefici economici per un periodo non inferiore ai 10 anni, per gli impianti che sono stati riconosciuti CAR. I regimi di sostegno previsti dal comma 1 dell art. 6 del D.Lgs. 20/07 sono riconosciuti per un periodo non inferiore ai 10 anni, limitatamente alla nuova potenza entrata in esercizio dopo l entrata in vigore del D.Lgs. 20/07, a seguito di nuova costruzione o rifacimento dell impianto. 6 D.Lgs. 3/03/2011 n. 28 Attua la direttiva 2009/28/CE, definendo gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi ed il quadro istituzionale, finanziario e giuridico necessari per raggiungere gli obiettivi fissati al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia totale. Al comma 4 dell art. 29, viene previsto un regime di sostegno per gli impianti cogenerativi entrati in servizio dopo il 1 aprile 1999 e prima dell entrata in vigore del D.Lgs. N. 20/07, qualora non accedano ai Certificati Verdi ed agli incentivi previsti dall art. 30, comma 11 della Legge 23/07/1999, n. 99. Tali impianti se riconosciuti cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla data di entrata in esercizio, hanno diritto ad un incentivo pari al 30% di quello definito dalla medesima legge per un periodo di cinque anni a decorrere dall entrata in vigore del D.M. 5 settembre 2011 purché, in ciascuno degli anni del predetto periodo, continuino ad essere cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla data di entrata in esercizio.

13 7 - D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 integrato dal D.M. del MiSE del 4/08/2011 Il D.Lgs. 20/07 in attuazione della Direttiva 2004/8/CE definisce la cogenerazione ad alto rendimento (CAR): Fino al 31/12/2010 quella che soddisfa la delibera 42/02 della AEEG, attraverso i valori dei parametri IRE e LT. Dal 1/01/2011 quella che rispetta le condizioni fissate dal D.M. del MiSE del 4/08/2011, dove è richiesto il calcolo del PES (Primary Energy Saving), cioè del risparmio di energia primaria. Gli impianti di cogenerazione sono definiti ad alto rendimento se hanno un PES : > 0 per gli impianti di potenza elettrica < 1MW (microcogenerazione < 50 kw e piccola cogenerazione) 10% per gli impianti di taglia superiore. Il PES è un indice equivalente all indice IRE, che calcola, su base annuale, il risparmio in fonti primarie di un impianto di cogenerazione rispetto alla produzione separata di energia elettrica e calore.

14 La Direttiva 2004/8/CE pone l attenzione sul concetto di calore utile, cioè il calore prodotto in un processo di cogenerazione per soddisfare una domanda economicamente giustificabile (non superiore al fabbisogno), che sarebbe altrimenti soddisfatta con altri processi di generazione di energia termica. CHP Hη Ref H η CHP E η Ref E η rendimento termico annuo cogenerazione rendimento riferimento per produzione separata di calore rendimento elettrico annuo cogenerazione, calcolato con la sola quantità di elettricità da cogenerazione (E CHP ) rendimento riferimento produzione separata di elettricità

15 E CHP rappresenta l energia elettrica prodotta in modalità cogenerativa, a partire dalla domanda di calore utile (misurata ai morsetti dei generatori e quindi lorda). I valori di riferimento del rendimento elettrico e termico, valgono per 10 anni dall'inizio della produzione di energia elettrica. (I valori di riferimento sono più severi dall'undicesimo anno in poi). Tali rendimenti sono riportati nella tabella seguente e sono riferiti al PCI in condizioni ISO standard (15 C, 1,013 bar, 60% umidità relativa). Si noti come i rendimenti di riferimento dipendano solamente dal tipo di combustibile e dall anno di realizzazione dell impianto di cogenerazione, senza tenere in conto la taglia degli impianti, come invece avveniva con la 42/02. Il D.M. del MiSE del 4/09/2011, sostanzialmente modifica gli Allegati I, II e III del D.Lgs. n. 20/07. Il D.Lgs. N. 20/07 introduce inoltre il concetto di Garanzia di Origine per l energia elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in CAR.

16 COMBUSTIBILI ANNO COSTRUZIONE / RENDIMENTO ELETTRICO RIFERIMENTO RENDIMENTO TERMICO RIFERIMENTO Tipodi combustibile Utilizzo diretto dei Vapore/ acqua gas di scarico 2011 calda (se T 250 C) Carbone fossile/coke 39,7 40,5 41,2 41,8 42,3 42,7 43,1 43,5 43,8 44,0 44, Lignite/mattonelle di 37,3 38,1 38,8 39,4 39,9 40,3 40,7 41,1 41,4 41,6 41,8 lignite solido Torba/mattonelle di torba Combustibili a base di legno Biomasse di origine agricola Rifiuti (urbani) biodegradabili Rifiuti (urbani e industriali) non rinnovabili 36,5 36,9 37,2 37,5 37,8 38,1 38,4 38,6 38,8 38,9 39, ,0 26,3 27,5 28,5 29,6 30,4 31,1 31,7 32,2 32,6 33, ,0 21,0 21,6 22,1 22,6 23,1 23, ,4 24,7 25, ,0 21,0 21,6 22,1 22,6 23,1 23, ,4 24,7 25, ,0 21,0 21,6 22,1 22,6 23,1 23, ,4 24,7 25, Scisti bituminosi 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 38,9 39, Petrolio (gasolio + olio combustibile residuo), GPL 39,7 40,5 41,2 41,8 42,3 42,7 43,1 43,5 43,8 44,0 44, liquido Biocarburanti 39,7 40,5 41,2 41,8 42,3 42,7 43,1 43,5 43,8 44,0 44, Rifiuti biodegradabili 20,0 21,0 21,6 22,1 22,6 23,1 23,5 24,0 24,4 24,7 25, Rifiuti non rinnovabili 20,0 21,0 21,6 22,1 22,6 23,1 23,5 24,0 24,4 24,7 25, Gas naturale 50,0 50,4 50,8 51,1 51,4 51,7 51,9 52,1 52,3 52,4 52, gas Gas di raffineria/idrogeno 39,7 40,5 41,2 41,8 42,3 42,7 43,1 43,5 43,8 44,0 44, Biogas 36,7 37,5 38,3 39,0 39,6 40,1 40,6 41,0 41,4 41,7 42, Gas di cokeria, gas di altoforno, altri rifiuti 35 gassosi, calore residuo recuperato

17 Al solo rendimento di riferimento per la produzione elettrica separata devono essere applicate due correzioni, la prima in base alla zona climatica in cui è istallato l'impianto, la seconda per le perdite di rete. Prima correzione - Zona climatica Zona Climatica Zona A: Valle d Aosta; Trentino Alto-Adige; Piemonte; Friuli Venezia Giulia; Lombardia; Veneto; Abruzzo; Emilia Romagna; Liguria; Umbria; Marche; Molise; Toscana Zona B: Lazio; Campania; Basilicata; Puglia; Calabria; Sardegna; Sicilia Fattori di correzione in punti Temperatura media ( C) percentuali 11,315 +0,369 16,043 0,104 Es.: Ref E η = 52.5 % - zona Veneto, allora Ref E η = = % Seconda correzione Perdite di rete Tensione Elettricità immessa in rete Elettricità consumata in loco > 200kV 1 0, kV 0,985 0, kV 0,965 0,945 0,4-50kV 0,945 0,925 < 0,4kV 0,925 0,860 Es.: cogenerazione connessa a rete 380 V, 80% dell energia prodotta è autoconsumata mentre il 20% è immesso in rete. Ref E η = Ref E η * (0.80 * * 0.925) = % * = %

18 Calcolo del PES Bisogna definire i confini dell impianto di cogenerazione in modo tale da identificare i vettori energetici consumati o prodotti in modalità cogenerativa, separandoli da quelli non cogenerativi.

19 Bisogna definire e calcolare il calore utile prodotto dall impianto di cogenerazione. Il calore disperso in ambiente, non è calore utile. L energia termica associata all acqua calda di ritorno all impianto di cogenerazione nel quale é stata prodotta non è calore utile e va detratta dal calore utile prodotto dall impianto. L energia termica associata alle condense di ritorno del vapore tecnologico fornito ad un utenza, é da considerarsi calore utile e non va detratta dal calore utile prodotto dall impianto (bisogna solamente detrarre il calore associato ad una portata d acqua pari a quella del vapore, calcolato a 15 C e pressione atmosferica).

20 Bisogna definire e calcolare l energia in alimentazione all impianto di cogenerazione. Bisogna calcolare l energia elettrica da cogenerazione, valutando la quota parte di energia elettrica non prodotta in modalità combinata, insieme al calore utile, per poi calcolare il rendimento di primo principio globale dell unità di cogenerazione:

21 Il calcolo del rendimento globale deve basarsi sui valori di esercizio dell unità di cogenerazione, misurati nel periodo di riferimento (anno esercizio). In casi particolari, per le unità di micro-cogenerazione si possono fornire valori certificati (deve essere presente almeno una grandezza misurata, non vi devono essere dissipazioni termiche, variazioni di carico, altre situazioni di funzionamento modulabile, etc.) Affinché tutta l energia elettrica prodotta venga riconosciuta come proveniente da cogenerazione, il rendimento annuale globale dell unità deve essere:

22 80% turbina a gas in ciclo combinato con recupero di calore (con turbina a vapore a contropressione o con turbina a vapore a condensazione -> calcolo β) turbina a condensazione con estrazione di vapore -> calcolo β 75% turbina a vapore a contropressione turbina a gas con recupero di calore motore a combustione interna micro-turbine motori Stirling pile a combustibile motori a vapore ciclo Rankine a fluido organico altre tecnologie o combinazioni d tecnologie cogenerative (art. 2 comma a) D.Lgs. 20/07) Nel caso in cui il rendimento globale di primo principio sia superiore ai limiti di soglia specificati (75 % o 80 %), si pone: E CHP =E UNITA F CHP =F UNITA

23 In caso contrario E CHP =H CHP *C L indice C indica il rapporto energia/calore. Il gestore può calcolare il valore effettivo Ceff del proprio impianto, a partire dai valori di calore utile ed energia elettrica misurati. Il valore di C indicato nel decreto é riportato nella tabella seguente e può essere utilizzato per calcolare il PES su impianti non ancora in esercizio, dove il calcolo del PES è di tipo previsionale. Tipo di unità Rapporto di base energia/calore (C) Ciclo combinato gas-vapore 0,95 Turbina a vapore a contropressione o a condensazione 0,45 Turbina a gas con recupero di calore 0,55 Motore a combustione interna 0,75 In pratica se il rendimento globale non supera i valori «soglia» precedentemente indicati (75% o 80%), è necessario separare l unità reale di cogenerazione in due unità virtuali, assumendo che la parte cogenerativa sia quella che, fissato il calore utile utilizzato H CHP, produce una quantità di energia elettrica ECHP tale da soddisfare il rendimento di soglia prima evidenziato, pari al 75% o all 80% a seconda delle tecnologie cogenerative utilizzate.

24 Nel caso in cui il rendimento di primo principio non soddisfi i vincoli precedenti, solo una parte dell'elettricità sarà riconosciuta come prodotta da cogenerazione CHP (E CHP ) per distinguerla dalla parte non cogenerativa NON CHP (E NON CHP ); analogamente il combustibile sarà suddiviso in una parte CHP (F CHP ) ed in una NON CHP (F NON CHP ). Le seguenti formule consentono di calcolare il coefficiente Ceff necessario per determinare tutti i parametri di calcolo per il dimensionamento delle due macchine virtuali. (la tabella seguente riporta il caso più semplice, valido per ηglobale < 75 %, rimandando alle linee guida per il caso più complesso con turbina a vapore a condensazione con estrazione di vapore, dove è necessario calcolare il coefficiente β per determinare il rendimento della macchina virtuale gestita in assetto non cogenerativo, dove tutto il vapore viene fatto espandere in turbina, con una maggior produzione di energia elettrica rispetto al caso reale dove parte del vapore è estratto dalla turbina a vapore. Una volta determinate tutte le grandezze CHP e NON CHP, si passa al calcolo diretto dei seguenti rendimenti e del PES:

25 I dettagli con cui effettuare tale separazione sono riportati nei documenti di riferimento emanati dal GSE e dal MiSE: Guida alla cogenerazione ad Alto Rendimento CAR, Edizione n.1 Marzo 2012-GSE Linee guida per l applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)- Marzo 2012-MiSE

26 8 - D.M. 5/09/11 MiSE Nuovo regime di sostegno della CAR In applicazione dell art. 6 del D.Lgs. 20/07 il MiSE ha emanato il D.M. 5/9/12 che definisce il regime di sostegno alla CAR, secondo quanto previsto dall art. 30 comma 11, della Legge 99/09, definendo inoltre le procedure di accesso al regime di sostegno alla CAR e la quantificazione dell incentivo. L incentivazione prevede il rilascio di Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi (CB) calcolati in funzione dei risparmi di energia primaria. L energia risparmiata, definita RISP, viene calcolata con la seguente formula: Le varie grandezze sono definite nella pagine seguente. Le grandezze ECHP, HCHP, FCHP, sono calcolate secondo le modalità del D.M. 4 agosto 2011.

27 RISP è il risparmio di energia primaria, espresso in MWh, realizzato dall unità di cogenerazione nell anno solare considerato E CHP H CHP η E RIF η T RIF FCHP è l energia elettrica, espressa in MWh, prodotta in cogenerazione dalla unità di cogenerazione durante l anno considerato è l energia termica utile, espressa in MWh, prodotta in cogenerazione dalla unità di cogenerazione durante l anno considerato è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione elettrica italiano, assunto pari a 0.46, corretto in funzione della tensione di allacciamento, della quantità di energia autoconsumata e della quantità di energia immessa in rete secondo le modalità di calcolo riportate nell allegato 7 del decreto 4 agosto 2011 (non si deve effettuare la correzione per zona climatica). La percentuale di energia elettrica autoconsumata da tenere in conto è quella riferita alla produzione totale in regime di CAR (Eautocons/E CHP ) è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione termico italiano, assunto pari a 0.82, nel caso di utilizzo diretto dei gas di scarico e pari a 0.90 nel caso di produzione di vapore/acqua calda è l energia espressa in MWh, del combustibile che l unità di cogenerazione ha consumato durante l anno considerato per produrre in cogenerazione

28 L operatore la cui unità di cogenerazione viene riconosciuta CAR in un dato anno solare, ha diritto per quell anno ad un numero di certificati bianchi CB, pari a : CB = (RISP * 0,086) * K (RISP * 0,086) è il risparmio, se positivo, espresso in TEP; K è un coefficiente di armonizzazione, posto pari a: 1,4 per quote di potenza 1 Mwe ( = 1) 1,3 per quote potenza > 1 MWe e 10 MWe ( = 9) 1,2 per quote potenza > 10 MWe e 80 MWe ( = 70) 1,1 per quote potenza > 80 MWe e 100 Mwe ( = 20) 1,0 per quote potenza > 100 MWe e per i rifacimenti indipendentemente dalla potenza installata ( = MWe - 70) Il metodo di calcolo del coefficiente K, prevede il calcolo della potenza media, determinata dal rapporto dell energia E CHP diviso per le ore di funzionamento effettive o equivalenti dell unità di cogenerazione.

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30 Gli impianti che possono richiedere l incentivo sono: Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dal 1/1/11 per i quali sarà necessaria la qualifica di CAR secondo il D.M. 4/8/11 (PES). La durata dell incentivo è di 10 anni per gli impianti cogenerativi e di 15 anni per quelli abbinati a reti di teleriscaldamento. Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dal 7/3/07 fino al 31/12/10 che qualora non rientrino nella definizione di CAR secondo il D.M. 4/8/11 rispondano comunque ai criteri definiti dalla delibera 42/02 (IRE). La durata dell incentivo è di 10 anni per gli impianti cogenerativi e di 15 anni per quelli abbinati a reti di teleriscaldamento. Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dopo il 1/4/99 e prima del 7/3/07 riconosciuti come cogenerativi secondo le norme applicabili al momento della loro entrata in funzione. L incentivo corrisposto è pari al 30% di quello che viene corrisposto agli altri impianti prima elencati, per la durata di 5 anni (art.29, comma 4 del D.Lgs. 28/2011). La tabella seguente, riporta un quadro di sintesi relativo alla normativa di riferimento, al periodo d incentivazione ed all entità dell incentivo, in funzione della data di entrata in esercizio della nuova unità di cogenerazione o di rifacimenti di unità esistenti; la data da considerare è quella riportata sulla denuncia di officina elettrica rilasciata dall UTF.

31 In generale si intende per rifacimento un intervento tecnologico realizzato dopo l entrata in vigore del D.Lgs. 20/07 su di una unità cogenerativa o non cogenerativa in esercizio da almeno 12 anni, che comporti la sostituzione con componenti nuovi dei principali componenti costituenti l impianto, quali ad esempio, la turbina a gas, al turbina a vapore, la caldaia, gli scambiatori di calore, gli alternatori, etc. Il D.M. 8 agosto 2012 emanato dal MiSE, ha ampliato la definizione di «rifacimento» dell art. 2 lettera b) del D.M. MiSE del 5/9/2011, specificando meglio alcuni aspetti tecnici specifici.

32 La richiesta di accesso al regime di sostegno, da inoltrare al GSE, può essere presentata, in base alla data di entrata in esercizio delle unità di cogenerazione: entrate in esercizio a partire dal 1 gennaio 2010 se N è l anno di entrata in esercizio, è possibile inoltrare la prima richiesta di accesso al regime di sostegno dal 1 gennaio dell anno N+2 al 31 marzo dell anno N+2, relativamente alla produzione dell anno solare N+1; Es.: entrata in esercizio 2011, richiesta accesso da 1/1/13 a 31/03/31 per l anno esercizio 2012 entrate in esercizio tra il 7 marzo 2007 e il 31 dicembre 2009 la prima richiesta di incentivazione può essere inoltrata entro il 31 marzo 2012, relativamente alle produzioni registrate in uno o più dei seguenti periodi di rendicontazione, in base alla data di entrata in esercizio: 2008, 2009, 2010, Es.: unità di cogenerazione entrata in esercizio nel 2008 potrà inoltrare la prima richiesta entro il 31 marzo 2012, relativamente alle produzioni degli anni solari 2009, 2010 e 2011; entrate in esercizio tra il 1 aprile 1999 e il 6 marzo 2007 possibilità di inoltro della prima richiesta, relativa alla produzione dell anno 2012, dal 1 gennaio 2013 al 31 marzo 2013.

33 9 - Aspetti operativi MA IN PRATICA, COSA BISOGNA FARE PER OTTENERE IL RICONOSCIMENTO CAR e L INCENTIVO ASSOCIATO? Gli operatori devono fare richiesta al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) per il riconoscimento del funzionamento in CAR. Il GSE determina il numero di Certificati Bianchi (CB)cui hanno diritto le unità riconosciute CAR. Qualora il produttore ne faccia richiesta, il GSE procede al ritiro dei Certificati Bianchi a un prezzo pari a quello vigente alla data di entrata in esercizio dell unità (o alla data di entrata in vigore del DM 5 settembre 2011 nel caso di unità già in esercizio); tale prezzo è fissato a 93,68 /tep per le unità di cogenerazione entrate in esercizio nell anno 2011 (o in anni precedenti) e 86,98 /tep per le unità di cogenerazione entrate in esercizio nell anno Ai sensi dell art. 6, comma 1 del DM 5 settembre 2011 gli incentivi non sono cumulabili con altri incentivi pubblici o regimi di sostegno comunque denominati, anche eventualmente già erogati alla stessa unità, salvo quanto disposto dal comma 2 del medesimo articolo.

34 Non è possibile ad esempio: richiedere Certificati Bianchi relativamente a impianti qualificati IAFR che percepiscano Certificati Verdi (CV) oppure Tariffa Onnicomprensiva (TO); richiedere Certificati Bianchi per impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, realizzati in attuazione dell art.1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n.239, che hanno avuto accesso ai CV ai sensi dell art.14 del D.Lgs. 8 febbraio 2007, n.20. All articolo 6, comma 3, sono inoltre definite le modalità di accesso ai benefici del DM 5 settembre 2011 per gli operatori che hanno avuto accesso ai Certificati Bianchi ai sensi del DM 20 luglio 2004 e s.m.i. (schede 21 e 22 AEEG). L operatore che intende ottenere il riconoscimento del funzionamento dell unità in CAR e/o l accesso al regime di sostegno, deve trasmettere le richieste per il periodo di rendicontazione, esclusivamente per via telematica attraverso il portale informatico RICOGE predisposto dal GSE. In particolare, attraverso il portale, l operatore può presentare le seguenti tipologie di richieste correlate alla CAR e al nuovo regime di sostegno:

35 riconoscimento funzionamento in regime di CAR ( Richiesta CAR ): accesso ai Certificati Bianchi per la produzione relativa all anno precedente alla data di inoltro della richiesta ( Richiesta CB ): accesso ai Certificati Bianchi per le produzioni relative agli anni solari 2008, 2009 e 2010 ( Richiesta CB ). Per poter presentare la domanda di riconoscimento CAR o di accesso al regime di sostegno è necessario allegare tutti i documenti richiesti dal portale RICOGE, che possono essere suddivisi sinteticamente in due categorie: documenti previsti dagli art. 7 e 8 del DM 5 settembre 2011; richiesta e Allegati generati da RICOGE. Si rimanda alla Linea guida del GSE per il dettaglio della documentazione necessaria. Sul portale del GSE è disponibile l applicativo RICOGE, tramite il quale, previa registrazione, gli operatori devono effettuare il riconoscimento CAR e richiedere gli incentivi per la CAR.

36 Esempio videata applicativo GSE RICOGE

37 10-Sintesi principali benefici per la CAR Esonero obbligo acquisto certificati verdi per i produttori e gli importatori di EE con produzioni e importazioni annue da fonti non rinnovabili eccedenti i 100 GWh (art. 11, commi 1, 2 e 3 del D.Lgs. 16 marzo 1999, n.79); Precedenza, nel dispacciamento dell EE prodotta da cogenerazione rispetto a quella prodotta da fonti convenzionali (art. 11, comma 4 del D.Lgs. 16 marzo 1999, n.79); Ai sensi dell art. 6 del D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20, le unità CAR accedono anche al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE o CB) secondo le modalità indicate dal D.M. 5 settembre Agevolazioni fiscali sull accisa del gas metano utilizzato per la cogenerazione (D.Lgs. 26 ottobre 1995, n. 504 aggiornato dalla nota del 31/05/2012 dell Agenzia delle Dogane, che ad esempio, per il metano, porta da 0.25 a 0.22 i m3/kwhe da defiscalizzare); Possibilità di applicare condizioni tecnico-economiche semplificate per la connessione alla rete elettrica - Delibera AEEG n. ARG/elt 99/08.

38 Possibilità per gli impianti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento di accedere, solo transitoriamente e a determinate condizioni, ai certificati verdi (art. 14 del D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20); Possibilità di ottenere, nel caso in cui l impianto sia realizzato da società di servizi energetici (ESCO) o da distributori di energia elettrica e gas, i Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi) istituiti dai Decreti 20 luglio 2004 del Ministero delle Attività Produttive, di concerto con il Ministro dell Ambiente e della Tutela del Territorio; Possibilità di accedere al servizio di scambio sul posto dell energia elettrica prodotta da impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento con potenza nominale fino a 200 kw (deliberazione AEEG del 3 giugno 2008 ARG/elt 74/08 e s.m.i.); Il D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20 ha peraltro posto le condizioni per il rilascio della garanzia d origine all energia elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR). Semplificazione pratiche autorizzative per impianti < 1 Mwe è sufficiente la DIA

39 11 - Normativa 1/3 Linee guida CAR - DM 05 settembre 2011 Decreto del MiSE del 25 novembre 2011 (proroga) DM del MiSE del 5 settembre 2011: "Definizione del nuovo regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento DM del MiSE di concerto col MATTM del 4 agosto 2011: "Integrazioni al decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile sul mercato interno dell energia, e modificativa della direttiva 92/42/CE«DM del MiSE di concerto col MATTM del 21/12/2007: Approvazione delle procedure per la qualificazione di impianti a fonti rinnovabili e di impianti a idrogeno, celle a combustibile e di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento ai fini del rilascio dei certificati verdi Decreto del 6 novembre 2007: "Approvazione delle procedure tecniche per il rilascio della garanzia d origine dell elettricità prodotta da cogenerazione ad alto rendimento D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20: "Attuazione della direttiva 2004/8/CE/ sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE«DM del MATT del 24/10/2005: "Direttive per la regolamentazione della emissione dei certificati verdi alle produzioni di energia di cui all articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239«Legge 23 agosto 2004, n. 239: "Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni in materia di energia«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/CEE

40 11 - Normativa 2/3 Delibera 187/11: Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell AEEG ARG/elt 99/08, in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA). Delibera n. 181/11: Aggiornamento dei provvedimenti dell AEEG, correlati alla deliberazione n. 42/02 in materia di cogenerazione, a seguito dell emanazione dei decreti ministeriali 4 agosto 2011 e 5 settembre 2011 Delibera ARG/elt 145/08: "Modifica della deliberazione dell AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02, in materia di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in cogenerazione«delibera ARG/elt 99/08: "Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive TICA)«Delibera ARG/elt 74/08: "Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnicoeconomiche per lo scambio sul posto (TISP).«Delibera n. 307/07: "Aggiornamento, a decorrere dal 1 gennaio 2008, 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 AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02«Delibera n. 280/07: "Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell energia elettrica ai sensi dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387/03, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239/04«Delibera AEEG n. 2/06: "Proroga dell incarico ai componenti del Comitato di esperti costituito ai sensi dell articolo 2, comma 2.4, della deliberazione dell AEEG 22 aprile 2004, n. 60/04. Definizione di energia assorbita dai servizi ausiliari di centrale ai fini delle verifiche di cui alla medesima deliberazione n. 60/04"

41 11 - Normativa 3/3 Delibera 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 AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02«Delibera n. 215/04: "Approvazione del Regolamento per l'effettuazione di verifiche e sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, da fonti assimilate alle rinnovabili e sugli impianti di cogenerazione«delibera n. 201/04: "Modifica ed integrazione delle deliberazioni dell AEEG 19 marzo 2002, n. 42, e 30 dicembre 2003, n. 168, in materia di riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione e di dispacciamento delle unità di cogenerazione«delibera n. 60/04: "Avvalimento della Cassa conguaglio per il settore elettrico per intensificare ed estendere le verifiche e i sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, fonti assimilate a quelle rinnovabili e sugli impianti di cogenerazione" Delibera n. 42/02: "Condizioni per ilriconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell articolo 2, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79" Riferimenti MiSE - GSE - AEEG - FIRE -

42 GRAZIE PER L ATTENZIONE Ing. Danilo SCHIAVINA Responsabile Servizio Sostenibilità Ambientale ed Energetica Energy Manager - Direzione Industriale ROQUETTE ITALIA S.p.A. Via Serravalle Cassano Spinola (AL) : : : danilo.schiavina@roquette.com