COGENERAZIONE E TRIGENERAZIONE A GAS Risparmio energetico attraverso la realizzazione di impianti per la produzione di energia termica/frigorifera ed elettrica 1
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
Cogenerazione e Trigenerazione Bilancio energetico di un impianto di cogenerazione e confronto con il caso di produzione separata 3
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
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
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 5 10.000 kw Turbine a gas Oli vegetali Gas naturale Biogas 30 200.000 kw Il tipo di combustibile può essere definito sulla base della sua disponibilità sul territorio e del suo costo. 6
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
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
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
Scheda tecnica del cogeneratore 10
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
Caratteristiche generali Generale note Anno inizio STUDIO DI FATTIBILITA' 2010 Anno inizio PRODUZIONE 2011 Tipologia di Impianto Cogeneratore a gas Valore dell'investimento 260.000 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 8.760 h/anno Ore di Funzionamento reali 5.500 h/anno % annua di utilizzo del Cogeneratore 63% Producibilità Energia Elettrica prodotta 1 anno 770.000 kwh el /anno Energia Termica prodotta 1 anno 1.138.500 kwh th /anno 12
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 134.442,00 Mancato acquisto energia termica 40.445,00 Totale 174.887,00 Costi di produzione al1 anno Combustibile 50.866,00 Manutenzione 4.620,00 Assicurazione 1.400,00 Totale 56.866,00 13
Riepilogo costi-benefici Valore della Produzione 180.000 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 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 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0 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
Flusso di cassa FLUSSI DI CASSA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Totale VALORE della produzione 0 174.887 177.511 180.173 182.876 185.619 188.403 191.229 194.098 197.009 199.964 202.964 206.008 209.098 212.235 215.418 2.917.493 Ricavi/risparmio per non produzione di energia termica 0 40.445 41.052 41.668 42.293 42.927 43.571 44.225 44.888 45.561 46.245 46.938 47.642 48.357 49.082 49.819 674.713 Risparmio per non acquisto di energia elettrica 0 134.442 136.459 138.506 140.583 142.692 144.832 147.005 149.210 151.448 153.720 156.025 158.366 160.741 163.152 165.600 2.242.780 COSTO della produzione 0 124.161 124.423 126.671 128.964 131.302 133.872 136.494 139.167 141.895 144.677 147.514 150.408 153.361 156.372 159.443 2.098.724 Costo della Manutenzione 0 9.240 9.240 9.240 9.240 9.240 9.425 9.613 9.806 10.002 10.202 10.406 10.614 10.826 11.043 11.264 149.399 Costo della Assicurazione 0 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 42.000 Costo del Combustibile 0 112.121 112.383 114.631 116.924 119.262 121.647 124.080 126.562 129.093 131.675 134.308 136.995 139.734 142.529 145.380 1.907.325 Margine Industriale 0 50.726 53.087 53.502 53.912 54.317 54.531 54.736 54.930 55.114 55.288 55.450 55.600 55.738 55.863 55.975 818.768 Margine Operativo Lordo 0 50.726 53.087 53.502 53.912 54.317 54.531 54.736 54.930 55.114 55.288 55.450 55.600 55.738 55.863 55.975 818.768 Ammortamenti 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 26.000 0 0 0 0 0 260.000 Reddito Operativo 0 55.975 558.768 Utile 0 50.726 53.087 53.502 53.912 54.317 54.531 54.736 54.930 55.114 55.288 55.450 55.600 55.738 55.863 55.975 383.315 Capitale proprio anticipato 260.000 Flusso di Cassa - 260.000 50.726 53.087 53.502 53.912 54.317 54.531 54.736 54.930 55.114 55.288 55.450 55.600 55.738 55.863 55.975 558.768 Flusso di Cassa Attualizzato - 260.000 48.081 47.696 45.563 43.519 41.560 39.548 37.627 35.793 34.040 32.367 30.770 29.244 27.789 26.399 25.073 285.070 Flusso di Cassa Integrale - 260.000-209.274-156.187-102.685-48.773 5.544 60.075 114.811 169.741 224.856 280.143 335.593 391.193 446.930 502.793 558.768 Flusso di Cassa Integrale Attualizzato - 260.000-211.919-164.222-118.659-75.140-33.581 5.968 43.595 79.388 113.428 145.795 176.565 205.809 233.598 259.997 285.070 15
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. 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 Flusso di Cassa Integrale Attualizzato 0-100.000-200.000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15-300.000 16
Benefici ambientali: emissioni di CO2 evitate Per la produzione separata delle stesse quantità il fabbisogno di energia primaria sarebbe stato: Per Energia Elettrica 770.000,00/0,37 = 2.081.081,081 kwh Per Energia Termica 632.500,00/0,85 = 1.138.500,00 kwh Totale fabbisogno di EP nel caso di produzione separata: 3.219.581,081 kwh Nel caso di produzione combinata il fabbisogno di EP è pari a: 2.112.000,00 kwh Generando un risparmio di EP pari a 1.107.581, 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