Teleriscaldamento Rinnovabile Smart e Flessibile per Mirandola

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1 Teleriscaldamento Rinnovabile Smart e Flessibile per Mirandola C è un piano urbano organico per Mirandola in cui il teleriscaldamento è a servizio della ricostruzione Ing. Castorri AIMAG Caso studio prefattibilità Valutazione integrazione di solare e biomassa per l estensione della rete di Mirandola Febbraio 2017 Autori: AIRU Politecnico di Milano rif: alice.denarie@polimi.it SRF Project coordinator Riccardo Battisti Phone: +39 (0) (0) E mail: riccaro.battisti@ambienteitalia.it

2 Contenuto 1 Introduzione Caratteristiche principali Simulazione: dati di input Simulazione dell impianto attuale Simulazione dell estensione: alternative possibili Risultati Risultati energetici Risultati economici Risultati ambientali Conclusioni Riferimenti

3 1 Introduzione Mirandola è un comune di abitanti in provincia di Modena che dopo il terremoto che l ha duramente colpita nel 2012, sta vivendo la ristrutturazione e ricostruzione delle aree danneggiate soprattutto del suo centro storico. In questa fase è stata prevista l estensione in questa zona del paese della già esistente rete di teleriscaldamento di AIMAG spa, in un progetto urbano organico che non si occupa solo dell edilizia e dell urbanistica, ma anche dell approvvigionamento energetico. Il TR a servizio della ricostruzione e per la riqualificazione del centro storico. Una conseguenza benefica di questo progetto di integrazione di nuovi clienti, non solo estendendo, ma anche densificando la rete, dovrebbe essere una diminuzione delle perdite di calore. La densità termica lineare dovrebbe infatti aumentare infatti da 0,9 MWh / m a 1,4 MWh / m, avvicinandosi di più al valore di vantaggio certo del progetto definito tra 2 2,5 MWh / m (UP RESProject, Commissione Europea) Questa fase di espansione che al suo completamento prevede di raddoppiare la domanda di calore della rete attuale, la utility insieme al comune ipotizza di utilizzare la biomassa locale come risorsa energetica prima che diventi un rifiuto. Lo studio di questo caso prevede quindi, a valle dell analisi dell impianto esistente, la valutazione della sostenibilità economico ambientale dell estensione e dell utilizzo di biomassa e solare termico per soddisfare una quota rilevante della nuova domanda. Il recupero della biomassa legnosa da filiera corta, con l utilizzo delle migliori tecnologie disponibili, e l utilizzo di calore solare danno un valore aggiunto al progetto permettendo lo sfruttamento delle risorse offerte dal territorio. In particolare, l abbinamento del solare termico alla biomassa è stato promosso in quanto l energia solare è l unica emissioni free. L uso della biomassa è spesso controverso. Se da un lato la biomassa è una risorsa rinnovabile, potenzialmente locale e CO 2 neutrale, motivo per cui è stata promossa fortemente anche in Italia per la produzione di energia elettrica, dall altro la combustione della biomassa può avere effetti negativi sulla qualità dell aria in particolare con l utilizzo di vecchi bruciatori inefficienti o camini tradizionali. La biomassa come risorsa energetica nelle reti di teleriscaldamento può essere una buona soluzione poiché la fonte emissiva viene centralizzata e allontanata dal centro abitato, essendo di maggiore taglia e gestita da personale tecnico dedicato, permette l installazione di camini più alti, sistemi di filtro di maggiore qualità e una gestione e manutenzione ottimizzata. Inoltre, essendo il teleriscaldamento una infrastruttura energetica capace di raccogliere una grande pluralità di fonti, permette la riduzione dell utilizzo della biomassa attraverso l integrazione combinata della fonte solare termica, 100% pulita e rinnovabile. Ed è questo il mix energetico che si è valutato per l estensione della rete di Mirandola. 2 Caratteristiche principali La rete di teleriscaldamento di Mirandola è attiva dal 2010, si estende per 4,4 km e serve circa 20 utenze con una domanda termica totale di 4010 MWh e 1656 MWh di perdite (dati riferiti al 2014) con 3

4 una temperatura di rete di C.Una piccola rete di teleraffrescamento di 0,15 km alimentata dalla stessa centrale serve il complesso degli uffici della utility stessa attigui alla centrale di produzione. Il sistema di generazione è composto da un cogeneratore a gas e due caldaie di integrazione e riserva sempre a gas naturale e dal recupero di calore da un cogeneratore a biogas di terzi. Nel 2013 infatti, tramite la sinergia con una azienda agricola del territorio, sulla linea di ritorno della rete di teleriscaldamento è stato integrato il recupero termico del calore di scarto del motore a biogas dell azienda agricola, andando a ridurre la quota di calore disperso in ambiente e avviando un processo virtuoso secondo un modello win win che garantisce la convenienza a entrambe le aziende. Il sistema di teleraffrescamento invece è alimentato da una chiller ad assorbimento con potenza di raffrescamento di 0,43 MW. Scopo dell analisi svolta nel contesto di SmartReFlex è la simulazione del progetto di estensione e la valutazione di diverse configurazioni alternative di integrazione di rinnovabili, nello specifico biomassa e solare termico. Contestualmente all integrazione di queste fonti, si prevede anche l inserimento di un accumulo che permetta di sfruttare al massimo l energia rinnovabile prodotta, dall altro di limare i picchi di richiesta dell utenza, tipicamente mattutini. Per valutare correttamente le diverse alternative, si è resa necessaria la simulazione di queste ultime tramite un approccio globale e integrato capace di valutare non solo la resa energetica, ma anche l impatto ambientale e la sostenibilità economica di questo intervento. Si è dunque optato per il software di simulazione energypro della danese EMD: si tratta di un software di simulazione tecnico economico che permette di inserire numerosi dati di input orari (fabbisogno energetico, dati meteorologici e prezzi del mercato elettrico) grazie ai quali è possibile simulare diverse strategie operative e tra queste, quello di ottimizzare i costi di produzione netti. (figura) 4

5 Le fasi principali in cui è stato articolato il lavoro sono: 1. Costruzione di un modello della rete esistente 2. Validazione di tale modello con dati forniti dall utility 3. Utilizzo del modello validato per simulare l estensione 4. Valutazione delle varie configurazioni impiantistiche Costruire un modello affidabile in grado di simulare l attuale funzionamento della rete di teleriscaldamento è fondamentale per poter avere uno strumento affidabile per fare valutazioni critiche sulle modifiche che si vogliono introdurre. Per costruire il modello della rete di simulazione ci si è riferiti ai dati forniti dall Ufficio Tecnico della utility stessa AIMAG proprietaria e gestore della rete e della centrale di generazione, andando ad integrare i dati già forniti ad AIRU per l annuario Simulazione: dati di input Domanda di caldo e freddo Il gestore e l amministrazione comunale, in base alla tipologia dei clienti attuali della rete, hanno stimato la domanda termica dell estensione addizionale. Domanda attuale Domanda dell estensione Domanda future totale [MWh/y] [MWh] [MWh]. Heat Cold Da tali importi annuali di riscaldamento, raffrescamento e acqua calda sanitaria è stato ricavato un profilo orario sommando le tre componenti e aggiungendo una quantità costante durante tutto l'anno equivalente alle perdite di calore lungo la rete. Fabbisogno di caldo/freddo: dalla domanda di calore totale E H, la quantità attribuibile al solo riscaldamento E SH, (~85% E H, ) è stata distribuita lungo la stagione termica Q SH,i, dal 15 di ottobre al 15 di aprile, con una distribuzione temporale che dipende dalla temperatura esterna tramite il metodo dei gradi giorno. Il profilo orario dei carichi di raffrescamento segue lo stesso metodo applicato al carico di riscaldamento, con un periodo d funzionamento da giugno ad agosto, dalle 8 alle 20 essendo il freddo distribuito a una serie di edifici destinati a uffici. 5

6 Domanda di ACS: la domanda di calore dovuta all uso di acqua calda sanitaria non dipende dalla temperatura esterna (o almeno si può considerare tale). La distribuzione temporale, per quanto costante durante l anno, è applicata giornalmente tramite profilo di consumo tipico di edifici plurifamiliari reperito in letteratura (EST 2008). La domanda di calore risultante considerando anche i consumi del chiller ad assorbimento è: Mercato elettrico Sistemi di generazione Al fine di simulare in maniera corretta e ottimizzare il funzionamento del cogeneratore, è importante considerare il profilo orario del prezzo del mercato dell'energia elettrica, definito dal mercato del giorno prima (GME 2014): questo input è essenziale per calcolare i ricavi di energia elettrica e i consumi di energia elettrica soprattutto per il pompaggio. Il sistema di generazione attuale è costituito da un cogeneratore a gas naturale di potenza nominale di 500 kwel e 750 kwth. Il sistema di generazione che verrà integrato è costituito da una caldaia a biomassa da 930 kwth Dai dati di scheda tecnica è stata stimata una curva di performance a carichi parziali per entrambi i sistemi che è stata inserita nel modello. 6

7 Figura 1 curva di performance del cogeneratore e della caldaia a biomassa Costi operativi e guadagni Le seguenti tabelle mostrano i costi operativi considerati nel caso di studio. Costi operativi e ricavi Gas 36 c /Sm 3 Costo del gas Accisa per produzione di calore 1.8 c /Sm 3 Accisa per produzione elettrica c /Sm 3 Recupero di calore dal cogeneratore a biogas Minore del prezzo del gas (riservato) Biomassa Filiera corta 25 /t Mercato 50 /t Cogeneratore 4 /MWh (prod.) Gestione e Caldaia a gas 0.8 /MWh (prod.) manutenzione Caldaia biomassa 2.0 /MWh (prod.) Tariffa media all utente 105 /MWh (heat) Dati forniti da AIMAG (Data la riservatezza degli stessi e comunque preso atto della naturale e fisiologica variabilità temporale gli stessi non sono da considerarsi ufficiali ed impegnativi per l'azienda rispetto a terzi. Sono comunque congrui e medio rappresentativi per il lavoro sviluppato in ambito accademico.) Costi per estensione In tabella, sono presentati i diversi costi utilizzati per la valutazione finanziaria dell ampliamento del teleriscaldamento Elementi Costi Tubazioni 200 /m lineare Altri costi rete (valvole, ) 30% % tubazioni Sottostazioni 6.60 /MWh Caldaia a biomassa 120 /kw Installazione caldaia 40% % boiler costs Campo solare m /m 2 Storage m /m 3 N.B. per i costi delle tubazioni, il gestore pagherà solo i componenti, non la posa essendo la estensione parte di un processo di ricostruzione dopo il terremoto che ha colpito la città nel I costi di scavo 7

8 e di posa saranno sostenuti dall amministrazione ceh coprirà le altre opere infrastrutturali di rete contemporanee. Emissioni Come precedentemente detto, le emissioni provenienti da impianti di generazione dovrebbero essere quanto più basso possibile, non solo per quanto riguarda i gas serra, ma anche per le emissioni inquinanti, come il particolato, che influiscono sulla qualità dell'aria. Per valutare l impatto di un nuovo impianto a biomassa, non avendo misure, si è fatto riferimento alla letteratura esistente ovvero il database di INEMAR, che riporta valori di range ottenuti dalle misurazioni di ARPA su impianti esistenti. La variabilità di questi dati è elevatissima in quanto la bontà o meno delle emissioni non dipende solo dalla tecnologia di abbattimento e dal combustibile, ma anche e soprattutto dalla gestione: umidità del combustibile, percentuale di carico della caldaia, cicli di accensione ecc. I valori presi dal database sono quindi medi e semplicemente indicativi di un possibile scenario. CO 2 SO 2 NO x PM 10 BaP Sistema di generazione kg/gj g/gj g/gj g/gj mg/gj Cogenerazione e 04 Gas Caldaia teleriscaldamento e 04 naturale Caldaia individuale e 04 Caldaia teleriscaldamento Biomassa Caldaia individuale Simulazione dell impianto attuale Prima di valutare l ampliamento, l impianto ad oggi esistente viene modellizzato e simulato con la configurazione attuale. Una volta validato il modello in energypro tramite i dati di monitoraggio reali, si è sicuri di avere un modello verosimile dell impianto tale da valutare possibili cambiamenti, strategie di controllo estensioni e integrazioni. La validazione è stata effettuata confrontando i dati di produzione energetica risultanti della simulazione con quelli monitorati dal gestore e il bilancio economico (entrate e uscite): il modello è 8

9 validato in quanto tutti gli scostamenti sono inferiori al 5%. Di seguito i dati relativi alla produzione energetica. Energia prodotta Simulazioni in energypro Dati di monitoraggio 2014 Delta % [MWh] [MWh] Cogeneratore a gas ,3% Caldaie a gas ,8% Chiller as assorbimento ,2% Recupero biogas da terzi ,7% Produzione di calore totale ,01% Produzione energia elettrica ,1% Elettricità/Calore 41% 42% Strategia di gestione per ottimizzazione dell impianto esistente La logica di gestione e controllo attuale dell impianto dà priorità di funzionamento al sistema cogenerativo, non solo perché incentivato (accisa agevolata e IVA ridotta in caso di produzione di energia elettrica superiore al 10%), ma anche per poter produrre energia elettrica per vendita e autoconsumo. Visto il calo del costo dell energia elettrica e i costi di funzionamento dell impianto cogenerativo, il gestore ha previsto di acquistare un sistema di controllo automatizzato basato su logiche di ottimizzazione di ricerca operativa che permetta di attivare i diversi sistemi di generazione a seconda della loro convenienza ora per ora. Il modello di simulazione in energy pro è stato dunque utilizzato per simulare una nuova logica di controllo che attiva i diversi sitemi di generazione per minimizzare i costi netti (costi ricavi) tenendo conto di: prezzo orario dell energia elettrica costi di combustibili costi di gestione e manutenzione. I risultati energetici sono i seguenti. Energia prodotta Simulazioni in energypro Dati di monitoraggio 2014 [MWh] Delta % [MWh] Cogeneratore a gas ,0% Caldaie a gas ,5% Recupero biogas da terzi ,2% Produzione energia elettrica ,3% Elettricità/Calore 40% 41% La simulazione della gestione ottimizzata sfrutta molto di più il calore di recupero, con un netto +24,2% a discapito del calore prodotto dal cogeneratore a gas ( 5, %) e caldaie ( 41,5%). A causa dello sviluppo delle rinnovabili elettriche e della riduzione della domanda, il prezzo dell energia elettrica ha subito una riduzione da cui risulta meno remunerativo l esercizio del cogeneratore, nonostante l incentivazione dei certificati bianchi. Le simulazioni poi tengono in considerazione anche le modalità 9

10 di gestione del cogeneratore, i tempi di accensione la parzialità possibile e i costi di gestione e manutenzione di tutti i sistemi, costi solitamente considerati a consuntivo. Ricavi Totali Elettricità venduta 3% TEE 6% 1% Combustibili 3% Costi Totali Accise 21% 3% O&M 2% Ricavi Costi 3% Emissioni CO2, PM10, NOx, SO2 6% Questi risultati che simulano l applicazione della gestione ottimizzata che il gestote ha intenzione di applicare nel prossimo futuro mostrano come, una sostanziale parità dei ricavi, ma una riduzione dei costi dovuti al minor utilizzo del cogeneratore (5%) e delle caldaie a gas ( 40%) a favore di un maggior recupero di calore dall impianto a biogas (24%). Da notare come questo, trattandosi di una minimizzazione del costo netto, dipenda fortemente da: prezzo energia elettrica prezzo del gas prezzo di cessione calore biogas di terzi Se i primi due dipendono da logiche di mercato e politiche indipendenti dal gestore, il terzo dipende evidentemente dal modello di business, dal contratto che il gestore ha stipulato con il proprietario dell impianto a biogas. La logica è di tipo win win, in cui il gestore ha sempre dell interesse ad acquistare il calore perché il prezzo è inferiore a quello del gas: in questo modo anche il proprietario del biogas sa che avrà sempre un acquisto dal gestore della rete. Dal punto di vista ambientale invece, il risultato è più significatvo: infatti la gestione che favorisce il recupero del calore di scarto dell impianto a biogas, riducendo l utilizzo delle caldaie a gas, permette una generale riduzione dell impatto emissivo del 6%. Un maggiore sfruttamento del calore di scarto infatti non aumenta le emissioni del cogeneratore a biogas, che non cambia di fatto il suo funzionamento, dettato dal mercato elettrico: la quota di calore di scarto rimane inalterata, ma aumentandone lo sfruttamento, diminuisce la quota di calore dissipata in ambiente e non sfruttata. Qualora il funzionamento del biogas non fosse più remunerativo dal punto di vista della produzione elettrica le logiche cambierebbero e forse la vendita del calore assumerebbe un importanza diversa. 4 Simulazione dell estensione: alternative possibili L intenzione dell utility, frutto di uno studio di fattibilità, è quella di raddoppiare la domanda termica annua servita dalla rete di teleriscaldamento, passando dagli attuali 4010 MWh a 7800 MWh con un estensione massima di circa 1,2 km raggiungendo quasi 6 km totali di estensione. Nelle vicinanze della rete di teleriscaldamento ci sono infatti aree ad alta intensità termica raggiungibili: in figura vi è un estratto dal lavoro di mappatura eseguito da ARPAE Emilia Romagna nell ambito del progetto europeo RES HC SPREAD, in cui sono rappresentate con vari colori le aree a densità termica differente, passando dal verde al rosso con un crescendo nella densità. Le aree più interessanti dal punto di vista della densità termica sono quelle in rosso, delimitano infatti una domanda termica superiore ai 3000 MWh annui. Considerando l attuale estensione della rete di teleriscaldamento di Mirandola sono 10

11 raggiungibili delle aree tra cui un supermercato, due condomini e un asilo che permetterebbero di raggiungere la domanda desiderata. Nonchè il già detto centro storico. Figure 2 Case 1 Extension of DH network Si veda in figura, in arancione la rete di teleriscaldamento esistente e in verde una ipotesi di estensione in linea con i carichi richiesti e l aumento dell estensione della dorsale. In rosso sono rappresentate le zone maggiormente energivore. Un parametro cruciale per fare una valutazione di massima sulla sostenibilità economica di una rete di teleriscaldamento è la densità termica lineare, driver fondamentale dei costi di distribuzione definita come la quantità di calore domandata per metro lineare di rete e misurata in MWht/m/anno. Dalla densità termica della rete dipende sia la tipologia di utenza connessa sia la configurazione della rete. La Commissione Europea in un documento riguardante le modalità per effettuare la valutazione del potenziale delle nuove iniziative di cogenerazione e teleriscaldamento efficienti, in applicazione dell art. 14 della Direttiva sull Efficienza Energetica fa riferimento a questo parametro: affinché una rete di TLR sia considerate certamente fattibile, ovvero senza il sostegno di uno programma di incentivi e apriori rispetto a uno studio di fattibilità, dovrebbe avere una densità lineare non inferiore a 2,5 MWh/m basata su una domanda di calore di 130 kwh/m 2. Mirandola, valutando l estensione, fornirebbe circa 7800 MWh l anno su un estensione di 5,66 km, registrando una densità termica lineare di 1,38 MWh/m, valore che rientra nella casistica che necessita un approfondimento ulteriore. È anche vero che parte della rete è già esistente e scopo di questo lavoro è valutarne l estensione che fornirebbe 3800 MWh/anno aggiuntivi a fronte di un estensione della rete di 1,16 km, con una densità termica, valutata solo per l estensione, di 3,28 MWh/m, che invece si colloca nel campo in cui conviene sicuramente una rete di TLR. Per quanto riguarda la nuova fonte energetica da inserire, la volontà del gestore è di sondare la possibilità di utilizzare le risorse boschive del territorio principalmente la biomassa proveniente dalla manutenzione forestale di zona. Il rpimo sistema di generazione da valutare è dunque una caldaia a biomassa (cippato) per permettere di soddisfare il carico di base e si prevede in aggiunta un campo 11

12 solare in modo da soddisfare una quota significativa della domanda termica estiva e ridurre l impatto emissivo ambientale Sono state dunque valutate diverse alterative di impianto in base alle configurazioni riassunte in tabella, prevedendo una caldaia a biomassa, un accumulo e un campo solare. 1. Caldaia a biomassa con accumulo 2. Caldaia a biomassa, campo solare da 1600m 2 con accumulo 3. Caldaia a biomassa, campo solare da 2500m 2 con accumulo 4. Campo solare da da 1600m 2 con accumulo Le due superficie di solare termico contemplate sono la massima possibile in base al terreno circostante la utility (1600m2) e la massima incentivata dal conto termico (2500m2) che richiederebbe l occupazione di maggiore spazio. La quarta alternative invece prevede la sola aggiunta del solare senza utilizzo della biomassa, soluzione analizzata perché meno impattante dal punto di vista della qualità dell aria delle altre due. Alternative Caldaia a Biomassa Solare termico Accumulo 1 1 MW 200 m MW 1600 m m MW 2500 m m m m 3 12

13 5 Risultati 5.1 Risultati energetici Recupero Biomassa Energia Frazione Frazione Produzione Gas Alternative Biogas solare solare rinnovabile elettricità [MWh] [MWh] [MWh] [MWh] [%] [%] [MWh] % % 67% % 74% % 38% 2669 La soluzione con la frazione solare maggiore, la numero 3, è anche quella con uso minore del cogeneratore, quindi con costi operative minori, ma anche minor produzione di energia elettrica. La quota prodotta dal campo solare dipende ovviamente dalla superficie installata e permette di raggiungere una frazione solare del 15% e del 23% a seconda della taglia. Questo dato è estremamente significativo rappresentando non solo una produzione energetica rinnovabile, ma completamente esente dalle emissioni e con un prezzo totale stabile. La caldaia a cippato, ove presente nelle alternative 1,2,3, copre ben oltre il 40% del fabbisogno totale di calore andando a soddisfare, insieme al cogeneratore, la domanda di base. Il consumo di combustibile nelle configurazioni considerate è intorno alle 1500 t di cippato all anno, ben all interno della stima effettuata dall utility sulla disponibilità di biomassa locale di t/anno. Ciò permette di poter usufruire di una fornitura a filiera corta, coinvolgimento del territorio e al risparmio degli oneri ambientali e di congestione introdotti dal trasporto pesante di grandi quantità di biomassa. La presenza di un accumulo termico permette alla caldaia a biomassa di operare alla potenza di targa, quindi con il rendimento massimo, senza dover modulare seguendo le variazioni del carico termico. Il calore di recupero dal cogeneratore a biogas rappresenta una quota significativa soprattutto quando non è prevista la caldaia a biomassa; la quota recuperata dal teleriscaldamento, non va comunque mai a sfruttare la totalità del calore scartato dall impianto di terzi, stimato intorno a 6000 MWh, lasciando quindi un potenziale non sfruttato. L energia termica prodotta dal cogeneratore, nella configurazione 4 risulta il contributo maggiore intorno al 45%. Nelle altre configurazioni si riduce al 30% nella configurazione 2 e al 25% nella configurazione 3 il crescere della quota solare erode la produzione del cogeneratore. Pertanto nelle configurazioni con un contributo di solare termico maggiore, 2 e 3, tale valore non raggiunge il 40. L andamento dell energia elettrica prodotta dal cogeneratore ricalca quello dell energia termica fornita. Le caldaie a gas svolgono in ogni configurazione, eccezione fatta per la 7 e 8 ruolo di generatore di riserva e vanno a coprire una quota molto bassa di domanda termica, limitata alla domanda di picco, quando i generatori alternativi non riescono a sopperire all approntamento di energia termica. Discorso diverso, come detto, è fatto per le configurazioni 7 e 8, nelle quali è assente la caldaia alimentata a biomassa, e pertanto venendo a mancare l apporto di un generatore termico le caldaie a gas non hanno più solo il ruolo di soddisfare la domanda di picco ma coprono circa il 25% della produzione di calore totale. La caldaia a cippato, ove presente, copre ben oltre il 40% del fabbisogno totale di calore andando a soddisfare, insieme al cogeneratore, la domanda di base, nonostante il 13

14 sistema sia attivo solo nel periodo in cui è necessaria la climatizzazione estiva. Il consumo di combustibile nelle configurazioni considerate va da un minimo di 1367 t a 1525 t di cippato all anno, ben all interno della stima effettuata dall utility sulla disponibilità di biomassa locale di t/anno. Energy results of case 1 extension Electricity production for case 1 extension 5.2 Risultati economici Considerando i costi di investimento precedentemente definiti, i costi operativi, i ricavi dalla vendita dell energia elettrica e l incentivo per il solare termico dato dal conto termico (per questa superficie pari a circa 35 /m 2 per 5 anni) vengono calcolati i gli indicatori economici per valutare la sostenibilità economica dell intervento. Per verificare che gli investimenti relativi all estensione della rete siano giustificati dal punto di vista economico si è reso necessario valutare il beneficio economico introdotto dalla rete estesa. Per valutare la sola estensione, si è adottata una logica differenziale: ai ricavi e costi della rete estesa sono sottratti gli attuali. Questi vengono utilizzati per il calcolo degli indicatori: Valore Attualizzato Netto (VAN), Pay Back Time (PBT) e Tasso Interno di Rendimento (TIR). Per il progetto in esame si è considerato un tasso di interesse del 7% e un tasso di inflazione del 2% Alternative Investimento VAN (20 anni) PBT IRR (30 anni) M M anni %

15 Tutti le alternative hanno tempi di ritorno dell investimento molto interessanti, collocandosi tra i 5 e gli 8 anni per l alternativa con investimento maggiore. La configurazione 1 è quella che con costo di investimento relativamente basso, ha i flussi di cassa maggiori, utilizzando maggiormente il cogeneratore e beneficiando di maggior numero di certificati bianchi. La soluzione che ha flussi di casa maggiori è quella con maggiore superficie di solare termico, ma avendo anche investimento maggiore, non è fra le più remunerative. Le due alternative senza biomassa, con sola integrazione di solare termico, sono quelle meno remunerative. 5.3 Risultati ambientali La CO 2 emessa dalla combustione di biomassa viene considerata nulla in quanto bilanciata con quella assorbita dal vegetale nel suo ciclo di vita. Pertanto dal punto di vista delle emissioni di CO2 l introduzione di una caldaia a biomassa è vantaggiosa nell ottica di riduzione dell emissione dei gas serra. Un discorso diverso invece va affrontato per le altre emissioni, primo fra tutti il particolato PM10. La combustione di gas naturale comporta una quota molto bassa di emissioni di particolato, nel nostro impianto dell ordine di qualche chilo annuo, che risulta praticamente trascurabile confrontato con la quota prodotta dalla caldaia a biomassa che produce PM10 in quantità di almeno un ordine di grandezza superiore. La produzione di energia da parte della caldaia a cippato decresce con la crescita della frazione solare mentre cresce al crescere dell accumulo. La maggior o minor produzione di calore da parte della caldaia a cippato si riverbera in modo diretto nella produzione totale di particolato PM10 essendo la quota di emissioni prodotta dalla caldaia a cippato nettamente predominante rispetto alle emissioni prodotte dalle altre fonti. La biomassa è infatti una fonte rinnovabile, locale, e CO2 neutrale, motivi per cui il suo uso è stato particolarmente promosso in Italia, in particolare per la produzione di energia elettrica. Ma nonostante questi vantaggi, la combustione della biomassa può avere un impatto negativo sulla qualità dell'aria, in particolare, nel caso di vecchie tecnologie inefficienti. È stato riconosciuto come fonti primarie di inquinamento atmosferico, come il PM10 e BaP, e quelle secondarie, come SOx e NOx, siano prodotte da bruciatori a biomassa, prevalentemente da vecchie caldaie a legna e camini aperti. Sistemi di teleriscaldamento di piccola taglia possono portare alcuni benefici in questi casi, centralizzando e spostando la fonte inquinante lontano da zone residenziali. I sistemi di generazione centralizzati per teleriscaldamento, rispetto a quelli individuali, non sono necessariamente meno inquinanti a priori, ma consentono l'uso di camini più alti, filtri di alta qualità e personale qualificato per gestire in modo ottimale gli impianti. Anche se sostituendo la stessa fonte di energia, con un corretto abbattimento e una corretta gestione, il teleriscaldamento ha dimostrato di ridurre l'inquinamento dell'aria dovuto alla combustione di biomassa. In aggiunta a ciò, la flessibilità dei sistemi di teleriscaldamento permette di ridurre l'uso della biomassa mediante l'integrazione di sistemi a emissioni zero, come solare termico. L'uso "improprio" di terreni agricoli per la coltivazione dedicata per biomassa a destinazione energetica e le difficoltà nel raggiungere il saldo netto pari a zero emissioni stanno spingendo per trovare altre fonti di energia rinnovabili per il teleriscaldamento. Il solare 15

16 termico, una "tecnologia a emissioni zero", ha dimostrato di essere un candidato perfetto per integrarsi alla biomassa sui sistemi di teleriscaldamento flessibili, in particolare nel periodo estivo. Alternativa CO 2 NO x SO 2 PM10 t kg kg kg Risulta evidente dai risultati che all aumentare della produzione energetica della caldaia a biomassa si riduca la produzione di CO2 climalterante, ma aumentino le emissioni primarie e secondarie di particolato, in primis il PM10 di cui la biomassa è principale responsabile in queste configurazioni. Dal punto di vista della qualità dell aria e delle emissioni di particolato, la soluzione 4 con uso maggiore di metano risulta dunque meno impattante. 6 Conclusioni L analisi svolta ha permesso di valutare in maniera completa l estensione della rete di teleriscaldamento di Mirandola valutandone tutti gli aspetti: ambientale, economico, tecnico e di impatto sul territorio. Tale valutazione è di supporto alla utility così come all amministrazione, che possono scegliere la configurazione impiantistica da implementare con maggiore consapevolezza. I tempi di rientro e in generale i risultati economici sono molto positivi: questo è principalmente dovuto alla particolare condizione legata ai fondi di ricostruzione post sisma. Con un costo di investimento maggiore, la soluzione con una frazione solare ha comunque risultati di VAN e TIR molto interessanti. Una soluzione di buon compromesso fra tutte le alternative è la n. 3 che introduce la caldaia a biomassa da 1 MW, il campo solare con superficie intermedia da 1600m 2 e 160m 3 di accumulo termico. Tale configurazione presenta ottime prestazioni dal punto di vista del progetto SmartReFlex in cui si colloca, infatti presenta una frazione solare che sfiora il 15% e l energia prodotta da fonti rinnovabili sul totale di energia prodotta (frazione rinnovabile) risulta quasi il 70%. Tale impianto inoltre risulta essere particolarmente flessibile contando su un mix di fonti variegato e costituito da biomassa legnosa, biogas, solare termico, calore cogenerativo oltre che caldaie di backup. Uno degli obiettivi del progetto SmartReFlex infatti è la promozione di reti flessibili, cioè in grado di essere alimentate da un mix di fonti di energia variegato che permettano di adattarsi alle variazioni delle condizioni operative nel modo migliore sotto i vari aspetti considerati anche in questo lavoro. I risultati generali e soprattutto la metodologia che hanno guidato questo lavoro sono replicabili per valutazioni su casi di studio simili, oltre che utilizzabili per siti in cui non è ancora presente una rete di teleriscaldamento. 16

17 7 Riferimenti AEEGSI, Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull attività svolta, marzo 2015, Vol. I GME Autorità garante della concorrenza, Indagine conoscitiva sul settore del teleriscaldamento (IC 46) Italian Biomass Association, Report Caldaie biomassa Solar District Heating guidelines, SDH EU project INEMAR Ministero dell ambiente 17