COGENERAZIONE E TRIGENERAZIONE A GAS

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1 COGENERAZIONE E TRIGENERAZIONE A GAS Risparmio energetico attraverso la realizzazione di impianti per la produzione di energia termica/frigorifera ed elettrica 1

2 Cogenerazione e Trigenerazione La cogenerazione (CHP Combined Heat and Power) è una delle tecnologie più promettenti tra gli interventi di risparmio energetico e di uso razionale dell energia: mediante un'unica fonte di energia primaria è possibile la produzione combinata e contemporanea di energia elettrica e termica (calore). In questo modo è possibile sfruttare al massimo l energia contenuta dalla fonte primaria fino al raggiungimento di efficienze anche superiori all 80%. Il calore residuo del processo cogenerativo può ulteriormente essere utilizzato per la produzione del freddo in un impianto di trigenerazione (CHCP - Combined Heat, Cooling and Power). Schema concettuale di impianti di cogenerazione e trigenerazione 2

3 Cogenerazione e Trigenerazione Bilancio energetico di un impianto di cogenerazione e confronto con il caso di produzione separata 3

4 Vantaggi I vantaggi che è possibile ottenere sono molteplici: dal punto di vista economico si ha un risparmio nelle bollette termiche ed elettriche, dal punto di vista energetico e ambientale si hanno minori emissioni, limitato rilascio in atmosfera di calore residuo, eliminazione dell inefficienza dovuto a sistemi di fornitura del calore meno efficienti, minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico per la localizzazione degli impianti nel punto di utilizzo. La cogenerazione, consentendo una riduzione delle emissioni nocive in atmosfera, è assimilabile a una fonte rinnovabile e dunque gode di alcuni incentivi e agevolazioni come il diritto all'utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta. Benefici Il regime di scambio sul posto consente di riversare in rete l eccedenza elettrica erogata, ovvero non utilizzabile in loco,risolvendo il problema della contemporaneità dell utilizzo. La produzione combinata è considerabile cogenerazione unicamente quando alcune grandezze caratteristiche del proprio funzionamento,quali l Indice di Risparmio di Energia (IRE) ed il Limite Termico (LT), sono rispettivamente maggiori di due valori limite fissati nella delibera AEEG n.42/02: IRE > IREmin pari al 10% LT > LTmin pari al 33% 4

5 Composizione Un impianto di cogenerazione è composto dai seguenti elementi: 1. Un impianto di generazione elettrica alimentato da un combustibile: un motore alternativo a combustione interna, una turbina a gas, o un gruppo ORC (una fuel cell nei casi più futuristici); 2. Un sistema di recupero termico dai gas di scarico e dal circuito di raffreddamento del motore primo, con produzione di calore utile. Un impianto di trigenerazione si realizza integrando tale sistema con una macchina frigorifera ad assorbimento 5

6 Classificazioni In base alla tipologia di motore primo è possibile scegliere il combustibile che può essere utilizzato per l alimentazione del sistema. Tecnologia Combustibile Potenza Motori alternativi a combustione interna Gas naturale, gasolio Biogas e biocarburanti kw Turbine a gas Oli vegetali Gas naturale Biogas kw Il tipo di combustibile può essere definito sulla base della sua disponibilità sul territorio e del suo costo. 6

7 Applicazioni La produzione combinata di energia elettrica e calore trova applicazione sia in ambito industriale sia in ambito civile. Il calore che, per evitare costi e perdite eccessive, non può essere trasportato per lunghe distanze, può essere utilizzato: Sotto forma di vapore o di acqua calda/surriscaldata, per usi di processo industriali o civili : riscaldamento urbano tramite reti di teleriscaldamento o raffrescamento Sotto forma di aria calda, per processi industriali (ad esempio essiccamento). L energia elettrica, che può contare su un estesa rete di distribuzione, può essere autoconsumata oppure immessa in rete. Le utenze privilegiate per la cogenerazione sono quelle caratterizzate da una domanda piuttosto costante nel tempo di energia termica e di energia elettrica, come ospedali e case di cura, piscine e centri sportivi, centri commerciali oltre che industrie alimentari, cartiere, industrie legate alla raffinazione del petrolio ed industrie chimiche. Si può ovviare ad una richiesta di calore costante attraverso soluzioni di trigenerazione. In questo caso il calore prodotto nei mesi caldi può alimentare sistemi frigoriferi ad assorbimento i quali alimentati con acqua calda (70-90 C) producono acqua refrigerata ( 5 C) da utilizzare per il condizionamento estivo. 7

8 Step operativi 1) Analisi dell utenza: tipologia, stima del fabbisogno/consumo elettrico e termico, andamento del carico; 2) Scelta del sistema di cogenerazione, definizione dell alimentazione e della taglia; 3) Progettazione preliminare: ipotesi di posizionamento, ore di funzionamento del sistema, producibilità, collegamento alla rete termoidarulica esistente; 4) Verifica dei possibili incentivi; 5) Calcolo dei costi previsti per la realizzazione dell impianto di generazione previsti nel progetto (investimento). 6) Calcolo dei ricavi generati dalla realizzazione degli impianti di generazione distribuita proposti dal progetto. 7) Calcolo dei costi di esercizio; 8) Capital budgeting dell investimento; 9) Verifica dei limiti IRE ed LT per il riconoscimento della cogenerazione 8

9 Funzionamento e componenti dell impianto Un motore endotermico a gas aziona un generatore per la produzione di energia elettrica. Il calore che viene prodotto, sotto forma di acqua calda a 90 C, viene sottratto all acqua di raffreddamento e al gas di scarico tramite uno scambiatore di calore per poter essere così utilizzato per usi di riscaldamento e acqua calda sanitari. L energia termica, nel periodo estivo,può essere utilizzata per alimentare una macchina frigorifera ad assorbimento per la produzione di acqua refrigerata. Componenti principali del sistema: Unità di potenza; Accumuli termici; Sistemi di regolazione e controllo; Opere di interfaccia termica ed elettrica. 9

10 Scheda tecnica del cogeneratore 10

11 Incentivi e valorizzazione dell energia Possibilità di accedere allo scambio sul posto, immettendo in rete la parte di energia elettrica non autoconsumata direttamente; Possibilità di acquistare parte del gas metano utilizzato per l alimentazione a tariffa defiscalizzata: è esente da imposta di consumo il gas metano utilizzato per la produzione di energia elettrica, nella quota di 0,25 mc/kwh elettrico, ovvero ogni 4 kwhe prodotti un mc di metano non viene sottoposto a tassazione. 11

12 Caratteristiche generali Generale note Anno inizio STUDIO DI FATTIBILITA' 2010 Anno inizio PRODUZIONE 2011 Tipologia di Impianto Cogeneratore a gas Valore dell'investimento IVA esclusa Costo Specifico 1.857,00 /kwelettrico IVA esclusa Potenza Elettrica Netta di Impianto 140 kwel Potenza Termica Netta di Impianto 207 kwth Potenza alimentazione carburante 384 kw Consumo interno cogeneratore 1 4,20 kwel [1] consumo interno supposto pari al 3% della Potenza Elettrica di Impianto Ore di funzionamento Ore di funzionamento teoriche h/anno Ore di Funzionamento reali h/anno % annua di utilizzo del Cogeneratore 63% Producibilità Energia Elettrica prodotta 1 anno kwh el /anno Energia Termica prodotta 1 anno kwh th /anno 12

13 Riepilogo costi-benefici Prezzi unitari Prezzo del Combustibile tariffa piena 0,70 /mc Prezzo del combustibile tariffa defiscalizzata 0,514 /mc Prezzo Acquisto dell'energia Elettrica 0,18 /kwh el Prezzo di Acquisto dell Energia Termica 0,070 /kwh th Prezzo della Manutenzione 0,012 /kwh el Prezzo della Assicurazione 20 /kw el anno Valore della produzione al 1 anno Mancato acquisto energia elettrica ,00 Mancato acquisto energia termica ,00 Totale ,00 Costi di produzione al1 anno Combustibile ,00 Manutenzione 4.620,00 Assicurazione 1.400,00 Totale ,00 13

14 Riepilogo costi-benefici Valore della Produzione Mancato acquisto di energia termica Mancato acquisto di energia elettrica Il valore della produzione è calcolato ipotizzando: Un consumo del 100% della producibilità elettrica del cogeneratore Un consumo del 50% della producibilità termica del cogeneratore Costi di produzione Assicurazione Manutenzione Ordinaria Costo del Combustibile Le componenti passive del Conto Economico sono imputabili solo a Costi Diretti, i quali concorrono direttamente alla creazione di valore, ovvero alla produzione di energia elettrica e termica. 14

15 Flusso di cassa FLUSSI DI CASSA Totale VALORE della produzione Ricavi/risparmio per non produzione di energia termica Risparmio per non acquisto di energia elettrica COSTO della produzione Costo della Manutenzione Costo della Assicurazione Costo del Combustibile Margine Industriale Margine Operativo Lordo Ammortamenti Reddito Operativo Utile Capitale proprio anticipato Flusso di Cassa Flusso di Cassa Attualizzato Flusso di Cassa Integrale Flusso di Cassa Integrale Attualizzato

16 Flusso di cassa Gli aspetti principali che sintetizzano la redditività dell investimento: Il Margine Operativo Lordo (MOL), che si mantiene positivo per tutta la vita produttiva dell impianto. Il Pay Back Period (PBP), è pari a 5 anni, tempo previsto di rientro dell investimento Flusso di Cassa Integrale Attualizzato

17 Benefici ambientali: emissioni di CO2 evitate Per la produzione separata delle stesse quantità il fabbisogno di energia primaria sarebbe stato: Per Energia Elettrica ,00/0,37 = ,081 kwh Per Energia Termica ,00/0,85 = ,00 kwh Totale fabbisogno di EP nel caso di produzione separata: ,081 kwh Nel caso di produzione combinata il fabbisogno di EP è pari a: ,00 kwh Generando un risparmio di EP pari a , corrispondente a circa il 35%. Il risparmio in termini di mancate emissioni di CO2 risulta pari a: 0,531 t CO2/MWhel x 662,658 MWh = 588 t CO2 Riconoscimento della cogenerazione Per il caso descritto, con i valori di consumo di energia primaria del combustibile,di energia elettrica e termica si ottengono i seguenti valori degli indici IRE e LT: IRE = 23% LT = 42% che risultano maggiori dei valori limite imposti dalla delibera 42/02 e s.m.i (Pagina 4) 17

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