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Energy Manager

RELAZIONE SULLE ENERGIE ALTERNATIVE

DA FONTI RINNOVABILI

Sistemi incentivanti per la produzione d’Energia

(Possibili applicazioni in ATAF S.p.A.)

- Pannello Solare -

Firenze, 3 aprile 2007

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INDICE

GENERALITA’

• Fonti rinnovabili 3 APPLICAZIONI ENERGIA TERMICA - Solare termico 3 ENERGIA ELETTRICA

• Premessa 6

• Attività svolte dal Gestore dei Servizi Elettrici – GSE 8 • Certificati Recs 8 Incentivazione per la produzione di corrente elettrica

• Energia CIP 6 8

• Incentivazione energia Cip 6 9 • Assegnazione dell'energia Cip 6 al mercato 9

• Qualifica Impianti a Fonti rinnovabili (Iafr) 10 • Rilascio della Garanzia d'Origine 10

Solare Fotovoltaico 11

• Tariffe incentivanti spettanti agli impianti fotovoltaici ammessi ai sensi dei decreti ministeriali 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006 11

• Servizio di scambio sul posto 12

• Cessione dell’energia elettrica in rete 12 • Certificati Verdi 12

ENERGIA TERMICA ED ELETTRICA

• Generalità sulla cogenerazione 14

• Cosa sono gli impianti di cogenerazione 14 • Tipologie degli impianti di cogenerazione 16

Applicazioni nella realtà aziendale.

• Nuovo impianto di riscaldamento dei locali e servizi al Deposito di Peretola 17

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GENERALITA’ Fonti rinnovabili Ai sensi dell’articolo 2, comma 1 del Decreto legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003, per fonti rinnovabili s’intendono le “fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas). In particolare, per biomasse s’intende la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”. Per la realtà di ATAF S.p.A. tratteremo solo quanto riguarda la produzione di energie termiche ed elettriche l di provenienza solare o da co-trigenerazione, non avendo la possibilità di spaziare negli altri campi. Saranno quindi di seguito analizzata la fattibilità di ottenere energia termica ed elettrica attraverso le uniche strade attualmente percorribili realisticamente.

1. Solare termico 2. Solare fotovoltaico 3. Co-trigenerazione

APPLICAZIONI

ENERGIA TERMICA - Solare termico

Il solare termico è una tecnologia usata ormai da decenni per la produzione dell'acqua calda sanitaria e per uso riscaldamento, per essiccazione, sterilizzazione, dissalazione e cottura cibi. Applicazioni di questo tipo sono testimoniate fin dal 1700. Inizialmente trovarono ampio spazio le tecnologie ad alta temperatura per la produzione di vapore (concentratori parabolici), che non si affermarono, nonostante continue riduzioni dei costi, a causa delle espansioni successive dei combustibili fossili (carbone prima, petrolio poi).

Nei paesi industrializzati l'energia solare termica viene sfruttata in tre campi principali:

• collettori piani e sottovuoto per la produzione di acqua calda per usi sanitari, riscaldamento e

preriscaldamento acqua di processo;

• collettori piani ad aria;

• concentratori per la generazione elettrica e calore di processo.

I concentratori per la fornitura o il preriscaldamento di calore di processo sono in commercio ma attualmente poco diffusi. Così pure per i collettori piani ad aria. Mentre sono normalmente in uso e commercializzati i collettori piani sottovuoto. Questi (a bassa temperatura) constano di tre tecnologie di base:

• pannelli in materiale plastico,

• collettori piani vetrati,

• collettori sottovuoto.

La prima soluzione è caratterizzata dai costi più bassi ed è adatta all'impiego estivo, in quanto l'assenza di copertura vetrata comporta perdite per convezione troppo elevate per un uso con basse temperature esterne. L'acqua da riscaldare attraversa direttamente il pannello, evitando i costi e le complicazioni impiantistiche dello scambiatore. Essa rappresenta pertanto la soluzione ideale per gli stabilimenti balneari, i campeggi, le piscine scoperte e le residenze di villeggiatura estiva.

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fig.1-pannelli in materiale plastico

I collettori piani vetrati sono la tecnologia più diffusa e più adattabile. Rispetto a quelli in plastica offrono una resa buona tutto l'anno. Da un punto di vista costruttivo sono disponibili varie soluzioni che si distinguono per la selettività della piastra assorbente, per i materiali (rame, acciaio inox e alluminio anodizzato) e per l'essere idonee all'uso in impianti a circolazione forzata o naturale (meno costose, più affidabili, ma meno integrabili con le strutture architettoniche da un punto di vista estetico, perché il serbatoio di accumulo dev'essere posizionato più in alto del pannello e nelle immediate vicinanze). Le dimensioni, pur essendo presenti sul mercato soluzioni particolari, prevedono di solito un ingombro vicino al classico 100x200 cm.

fig. 2 - collettori piani vetrati

I collettori sottovuoto presentano il rendimento migliore in tutte le stagioni (circa un 15-20% di aumento di produzione energetica), grazie al sostanziale annullamento delle perdite per convezione. Il costo maggiore rispetto alla soluzione piana, comunque, ne consiglia l'adozione solo in casi particolari (temperature dell'acqua più elevate e/o clima rigido). Sono nella maggior parte dei casi di forma tubolare, permettendo l'inclinazione ottimale della piastra captante, anche se disposti secondo superfici orizzontali o verticali.

fig. 3 -collettori sottovuoto.

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Dal punto di vista dell'integrazione architettonica esistono vari esempi di buone realizzazioni anche nel caso di tetti a falda. Ciò usualmente comporta il ricorso alla circolazione forzata e quindi ad una maggiore complessità di impianto. Va comunque detto che ormai la tecnologia è provata e affidabile, purché sia eseguita la manutenzione periodica prescritta dal costruttore.

fig. 4 -pannelli integrati nell’edificio

Per impianti di dimensione medio-grande può essere interessante la possibilità di stipulare contratti a prestazioni garantite. Essi, offerti usualmente da una ESCO, prevedono il monitoraggio delle prestazioni energetiche dell'impianto, che vengono confrontate con la situazione preesistente, in modo che la ESCO venga remunerata per l'installazione e gestione del sistema solo se la sua efficienza raggiunge una soglia minima prestabilita.

Per valutare la produzione di energia termica si deve partire dalle caratteristiche di insolazione del sito, eventualmente corrette per tener conto di ombreggiamenti nel corso della giornata dovuti a palazzi, alberi o rilievi nelle vicinanze. Indicativamente si possono considerare i valori riportati in tabella, tratti dall'Atlante europeo della radiazione solare e riferiti ad un m

2 di superficie esposta a sud con un'inclinazione pari alla

latitudine.

Irraggiamento Nord Centro Sud

kWh/m2/giorno 3,8 4,6 5,0

Con un rendimento di impianto compreso fra il 60% ed il 65%, valori mediamente accettabili, si ottiene una produzione complessiva annua compresa fra i 900 ed i 1460 kWh/m

2.

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ENERGIA ELETTRICA

Premessa Cenni storici Gli impianti di produzione di energia elettrica da cogenerazione, relativamente alla produzione 2003, hanno una potenza installata complessiva di 6.400 MW, che rappresenta circa l'8% del parco totale di generazione italiano e l'11% del solo parco termoelettrico.

La figura precedente riporta la potenza installata negli impianti di cogenerazione suddivisa in funzione dei motori primi: turbine a gas ed a vapore (in ciclo semplice o in ciclo combinato); motori a combustione interna. Gli impianti di cogenerazione italiani hanno prodotto nel corso del 2003 circa 35 TWh elettrici e 38 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 108 TWh. L'energia elettrica prodotta in cogenerazione è stata pari, sempre nel 2003, al 12% dell'intera produzione elettrica nazionale, ed al 15% della produzione di origine termoelettrica. Il combustibile di più comune impiego è il gas naturale, seguito dal gas di processo e dall'olio combustibile. La figura seguente illustra il peso relativo dei principali combustibili impiegati.

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Nel 2004 vi è stato un sensibile aumento di richiesta di autorizzazioni di apertura di nuovi impianti rispetto all’anno precedente (2003). L'incremento nel numero delle domande si spiega facilmente considerando la maggior convenienza della produzione in cogenerazione, dovuta: - all'entrata in vigore della Legge 23 agosto 2004, n. 239, che riconosce il diritto alla emissione di Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione associati a reti di teleriscaldamento; - alla nuova disciplina introdotta dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas con la Delibera n. 34/05 che, sotto opportune condizioni, remunera in modo particolarmente conveniente l'energia elettrica prodotta in regime di cogenerazione (prodotta, cioè, conformemente a quanto stabilito dalla Delibera n. 42/02) da impianti di potenza inferiore a 10 MVA. Tali due provvedimenti completano, estendendolo agli impianti medio-piccoli, il quadro legislativo di incentivazione alla cogenerazione, che finora era di fatto orientato soprattutto agli impianti di grande taglia (esonero dall'obbligo di acquisto di Certificati Verdi; diritto alla priorità di dispacciamento). Nel 2004 sono stati prodotti in cogenerazione circa 36 TWh elettrici e 39 TWh termici, consumando combustibile per complessivi 110 TWh. Si sono quindi risparmiati, grazie alla cogenerazione, circa 35 TWh. Si osserva quindi una sostanziale coerenza con le corrispondenti grandezze riferite al 2003. Il gas naturale si conferma il combustibile più diffuso, seguito dal gas di processo e dall’olio combustibile (v. figura seguente).

La potenza installata totale ammonta a circa 6.900 MW; la figura riportata di seguito ne illustra la suddivisione secondo il tipo di motore primo. Rispetto al 2003, si può notare un certo incremento nella potenza delle turbine a gas in ciclo semplice, tipiche degli impianti di taglia media e piccola, a conferma di quanto già osservato riguardo alle più recenti forme di incentivazione alla cogenerazione.

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Attività svolte dal Gestore dei Servizi Elettrici – GSE

In Italia, il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) è l’Ente Statale che gestisce il sistema di promozione dell'energia rinnovabile che è basato sul meccanismo di mercato dei Certificati Verdi. Per ottenere i certificati verdi gli impianti di produzione devono essere preventivamente certificati come

impianti alimentati da Fonti Rinnovabili (Qualifica IAFR). Il GSE rilascia inoltre altre forme di certificazione dell’energia da fonti rinnovabili come la Garanzia di Origine (GO) ed i certificati RECS. Certificati Recs I certificati RECS (Renewable Energy Certificate System) sono titoli che attestano la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile per una taglia minima pari a 1 MWh, e favoriscono la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile dagli impianti che altrimenti non avrebbero le condizioni economiche per continuare a produrre energia "verde". I certificati RECS sono distinti dall'erogazione fisica dell’elettricità e la loro emissione consente la commercializzazione dei certificati stessi anche separatamente dall’energia elettrica cui fanno riferimento. Mediante il loro consumo, l’acquirente finanzia l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili testimoniando, pertanto, il suo impegno a favore dell’ambiente. Il progetto RECS è nato in ambito europeo per favorire lo sviluppo, sulla base di una certificazione standard, di un mercato volontario e internazionale di Green Certificate. Attualmente il sistema RECS coinvolge più di 150 membri tra produttori, traders e società di certificazione del settore elettrico distribuiti in 17 paesi. .

Incentivazione per la produzione di corrente elettrica Energia CIP 6 E' l'energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e assimilate che gode del sistema di remunerazione incentivata stabilito dal provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992, che fissava incentivi economici per la cessione di elettricità ottenuta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate. Sono considerati impianti alimentati da fonti assimilate: quelli in cogenerazione; quelli che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico e altre forme di energia recuperabile in processi e impianti; quelli che usano gli scarti di lavorazione e/o di processi e quelli che utilizzano fonti fossili prodotte

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solo da giacimenti minori isolati. A partire dal 2001, con il decreto del Ministero dell'Industria del commercio e dell'artigianato del 21 novembre 2000 , l'energia prodotta dagli impianti che beneficiano dell'incentivo CIP6 viene ritirata dal GSE. Nel 2004 il GSE ha ritirato una quantità di energia elettrica prodotta da impianti incentivanti pari a 56,7 TWh, di cui: 43,3 TWh da impianti alimentati da fonti assimilate e 13,4 TWh da impianti alimentati da fonti rinnovabili. L'energia ritirata dal GSE è stata rivenduta in parte al mercato libero (32,7 TWh) e in parte al mercato vincolato (24TWh). Nel 2005 il Ministero delle Attività Produttive ha adottato un nuovo schema per l'assegnazione dell'energia Cip6: il GSE offre l'energia Cip6 direttamente sul mercato dell'energia, mentre i soggetti assegnatari della capacità Cip6 per il 2005 (5.800 MW) stipulano con il GSE un contratto per differenza in base al quale ricevono o versano, per le rispettive quote di capacità assegnata, la differenza tra il prezzo medio di mercato (PUN) e il prezzo di assegnazione fissato a 50 €/MWh. Incentivazione energia Cip 6 Il provvedimento Cip 6/92 rientra tra i meccanismi "tradizionali" di incentivazione dell'energia, ovvero quei meccanismi che promuovono la realizzazione di impianti alimentati a fonti rinnovabili e assimilate attraverso la remunerazione dell'energia a un prezzo garantito. Il GSE è il soggetto che, ai sensi dell'art. 3, comma 12 del D.Lgs. 79/99, ritira e remunera l'energia prodotta da impianti di generazione a fonti rinnovabili e assimilate che gode di forme di remunerazione incentivata, e in particolare: - energia ceduta al GSE da impianti titolari di convenzione di cessione destinata che percepiscono le tariffe Cip6 o quelle previste dalla deliberazione AEEG n. 81/99; - energia ceduta al GSE da impianti titolari di convenzione per la cessione delle eccedenze di energia elettrica remunerati ai sensi della deliberazione AEEG n. 108/97. La tariffa Cip 6 è strutturata in quattro componenti di costo: - costo evitato di impianto; - costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse; - costo evitato di combustibile; - ulteriore componente (per i primi otto anni di esercizio dell'impianto). Le componenti della tariffa vengono aggiornate annualmente dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (entro il mese di aprile di ciascun anno vengono pubblicati i prezzi definitivi per l’anno passato e quelli provvisori per l’anno corrente). Assegnazione dell'energia Cip 6 al mercato L'energia ritirata dai produttori incentivati viene destinata dal GSE agli operatori del mercato libero e del mercato vincolato secondo modalità, definite di anno in anno, con decreto del Ministero delle attività produttive. Dal 2001 al 2004 le modalità di assegnazione dell'energia Cip6 è avvenuta per bande di potenza di durata annuale (o trimestrale o mensile) agli operatori di mercato, libero e vincolato, in funzione della capacità produttiva garantita in tutte le ore dell'anno. La "capacità residuale", intesa come differenza tra l'energia complessivamente ritirata dal GSE e l'energia assegnata, è stata destinata sempre a copertura del fabbisogno del mercato vincolato. In concomitanza dell'avvio del mercato dell'energia con domanda attiva (formulazione attiva di offerte di acquisto da parte degli operatori della domanda ammessi alle contrattazioni), il Ministero delle attività produttive con DM del 24.12.2004 ha adottato un nuovo schema per l'assegnazione dell'energia Cip6 relativa al 2005: il GSE offre l'energia Cip6 direttamente sul mercato dell'energia, mentre i soggetti

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assegnatari della capacità Cip6 per il 2005 (5.800 MW) stipulano con il GSE un contratto per differenza in base al quale ricevono o versano, per le rispettive quote di capacità assegnata, la differenza tra il prezzo medio di mercato (PUN) e il prezzo di assegnazione fissato a 50 €/MWh. Qualifica Impianti a Fonti rinnovabili (Iafr)

Con la riforma del sistema elettrico anche il meccanismo della promozione dell'utilizzo delle fonti rinnovabili è stato profondamente modificato, con l'introduzione dell'obbligo per i produttori e gli importatori di energia elettrica di immettere nella rete di trasmissione energia "verde", cioè prodotta da Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili(IAFR). La normativa attuale ha assegnato al GSE il compito di qualificare gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili IAFR, una volta accertato il possesso dei requisiti previsti in base al decreto legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 che fornisce precisazioni per la regolamentazione della produzione da fonti rinnovabili e del relativo sistema di promozione ed incentivazione con Certificati Verdi, e al decreto MAP 24/10/2005 recante "Aggiornamento delle direttive per l'incentivazione dell'energia prodotta da fonti rinnovabili ai sensi dell'articolo 11, comma 5 del Decreto Legislativo 16 Marzo 1999, n. 79", che ha sostituito i precedenti decreti MICA. 11/11/1999.e.MAP.18/03/2002. In particolare, possono ottenere la qualificazione IAFR gli impianti entrati in esercizio successivamente al 1°aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, riattivazione e gli impianti che operano in co-combustione entrati in esercizio prima del 1° aprile 1999 che rispettino le condizioni specifiche previste per la qualificazione degli impianti nel suddetto decreto MAP (Ministero delle attività Produttive) 24/10/2005 . Sulla base dei requisiti previsti dalla normativa, il Gestore dei Servizi Elettrici ha sviluppato e sottoposto a MSE (Ministero dello Sviluppo Economico) e MATT (Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio) per approvazione una nuova Procedura tecnica per la qualificazione IAFR, nella quale sono previste le modalità di presentazione delle domande e dei principali allegati tecnici La legge finanziaria 2007 ha escluso la possibilità di qualificare e rilasciare Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, agli impianti alimentati a idrogeno ed a celle a combustibile ( cfr. legge del 27/12/06 n. 296 comma 1120 let. g) ). A seguito della ricezione delle suddette richieste un’apposita Commissione di Qualificazione provvede all'esame della domanda e quindi al riconoscimento della qualifica. L'elenco degli impianti qualificati, sia in esercizio che in costruzione, è pubblicato annualmente dal GSE, ed è disponibile nel Bollettino Impianti Qualificati. La qualificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili è necessaria per poter riconoscere successivamente al produttore, a determinate condizioni, una quota di Certificati Verdi proporzionale all'energia prodotta.

Rilascio della Garanzia d'Origine Il Decreto legislativo 387 del 29/12/2003 "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità" ha assegnato al Gestore della rete (ora GSE) il compito di rilasciare la Garanzia di Origine (GO) dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili ed ha fissato anche la normativa che regola il rilascio della GO. Successivamente il decreto MAP 24/10/2005 recante “Aggiornamento delle direttive per l’incentivazione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili ai sensi dell’articolo 11, comma 5 del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n.79”, ha ribadito quanto esposto nel Dlgs 387 di cui sopra ed ha specificato che la GO è rilasciata “previa identificazione tecnica dei medesimi impianti.” Sulla base dei requisiti previsti dalla normativa, il Gestore dei Servizi Elettrici ha sviluppato e sottoposto a MSE e MATT per approvazione una nuova Procedura tecnica per l’identificazione degli impianti a fonte rinnovabile e per il rilascio della Garanzia d’Origine, nella quale sono previste le modalità di presentazione delle domande e dei principali allegati tecnici. Per la richiesta di identificazione degli impianti ed il rilascio della GO, in attesa dell’approvazione della suddetta nuova procedura, l’Operatore potrà utilizzare la procedura esistente.

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La procedura ha l'obiettivo di fornire agli Operatori una guida tecnica ed operativa per poter richiedere volontariamente al GSE il rilascio della GO di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Per richiedere la GO gli Operatori devono necessariamente prima chiedere al GSE l’identificazione tecnica dell’impianto. Una volta ottenuta l’identificazione tecnica dell’impianto gli Operatori potranno chiedere annualmente al GSE il rilascio della GO dell’energia prodotta da fonti rinnovabili.

Solare Fotovoltaico Il Ministro delle Attività Produttive di concerto col Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio ha emanato il 28/07/2005 il Decreto Ministeriale previsto all'art. 7 comma 1 del D.Lgs 29/12/2003 n° 387, che definisce i criteri per l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici. Successivamente l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas (AEEG) ha adottato il 14/09/2005 la Delibera n° 188/05 nella quale è stato individuato il GRTN (ora GSE) quale "soggetto attuatore" che eroga le tariffe incentivanti. Il 6 febbraio 2006 è stato firmato il secondo decreto fotovoltaico che amplia e integra il DM 28/07/2005. L'incentivazione interessa gli impianti fotovoltaici della potenza da 1 kW sino a 1000 kW entrati in esercizio dopo il 30/09/2005 a seguito di nuova costruzione o rifacimento totale o potenziamento di un impianto preesistente. Gli impianti fotovoltaici che potranno essere realizzati sono stati suddivisi in tre differenti classi di potenza alle quali verranno riconosciute, per venti anni, le tariffe incentivanti riportate nella seguente tabella:

Impianto FV Potenza in kW Tariffe incentivanti € / kWh

Classe 1 1 ≤≤≤≤ P ≤≤≤≤ 20

0,445 (servizio di scambio sul posto)

0,460

Classe 2 20 < P ≤≤≤≤ 50 0,460

Classe 3 50 < P ≤≤≤≤ 1.000 0,490 (valore massimo soggetto a gara)

Le tariffe incentivanti riconosciute sono incrementate del 10% qualora i moduli fotovoltaici siano integrati in edifici di nuova costruzione od in edifici esistenti oggetto di ristrutturazione. L'energia elettrica a cui verrà riconosciuto l'incentivo è quella prodotta, misurata ai morsetti di uscita del gruppo di conversione corrente continua - corrente alternata. Per gli impianti di potenza non superiore a 20 kW che abbiano optato per il servizio di scambio sul posto, l’incentivazione è riconosciuta solo all’energia prodotta e consumata in loco. Il GSE valuterà le richieste pervenute ai sensi dei DM 28/07/2005 e 06/02/2006 e della Delibera n° 188/05 della AEEG e, entro 90 giorni dalla scadenza di ciascun trimestre, informerà i richiedenti sull'esito della domanda inoltrata. L'erogazione delle tariffe incentivanti da parte del GSE avverrà a seguito dell'entrata in servizio degli impianti nei tempi previsti dal DM 28/07/2005, previa verifica del rispetto di quanto previsto dalle suddette normative.

Tariffe incentivanti spettanti agli impianti fotovoltaici ammessi ai sensi dei decreti ministeriali 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006

In base a quanto previsto dall’art. 2, comma 2.3, della Delibera AEEG n. 188/05 come integrata e modificata dalla Delibera n. 40/06, il GSE pubblica nel proprio sito internet le “tariffe incentivanti” riconosciute agli impianti fotovoltaici. Nel seguito sono riportate le tariffe incentivanti riconosciute per venti anni, a partire dall’entrata in esercizio dell’impianto, all’energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici per i quali sia stata inoltrata al GSE - negli anni 2005 o 2006 - domanda di ammissione all’incentivazione di cui ai DM 28.6.2005 e 6.2.2006. Per gli impianti per i quali la domanda sarà inoltrata negli anni successivi al 2006, la tariffa incentivante (costante nei venti anni) sarà determinata applicando ai valori previsti dai decreti ministeriali, per ciascuno degli anni successivi al 2006, una riduzione del 5% ed un aumento pari al tasso di variazione annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati rilevati dall’Istat.

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Rimarranno invece costanti fino all’anno 2012 incluso le tariffe incentivanti relative agli impianti fotovoltaici integrati architettonicamente in edifici di nuova costruzione o in edifici esistenti oggetto di ristrutturazione, qualora i moduli fotovoltaici siano impiegati come componenti costruttivi in sostituzione di componenti edilizi tradizionali altrimenti necessari. Le tariffe incentivanti si aggiungono ai ricavi derivanti dalla vendita dell’energia elettrica prodotta o ai risparmi sulla bolletta elettrica nel caso l’energia elettrica prodotta sia utilizzata per alimentare le utenze del soggetto responsabile collegate all’impianto. Servizio di scambio sul posto La disciplina del servizio di scambio sul posto, di cui alla delibera AEEG 28/06, si applica agli impianti di potenza compresa fra 1 e 20 kW per i quali il soggetto responsabile dell’impianto abbia operato tale scelta. In questo caso la tariffa incentivante, pari a 0,445 euro/kWh, si applica all’energia elettrica prodotta e consumata dalle utenze del soggetto responsabile, direttamente o in applicazione della disciplina del servizio di scambio sul posto. In caso di integrazione architettonica la tariffa incentivante viene incrementata del 10% e diventa pari a 0,489 euro/kWh . Cessione dell’energia elettrica in rete Tale disciplina riguarda:

- gli impianti di potenza compresa fra 1 e 20 kW per i quali il soggetto responsabile non si avvalga del servizio di scambio sul posto

- gli impianti di potenza superiore a 20 kW e non superiore a 1.000 kW.

In questo caso la produzione incentivata è l’energia elettrica prodotta, misurata all’uscita del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata, che può anche essere in tutto o in parte consumata dalle utenze del soggetto responsabile dell’impianto. Per gli impianti di potenza non superiore a 50 kW la tariffa incentivante è pari a 0,46 euro/kWh. In caso di integrazione architettonica la tariffa incentivante viene incrementata del 10% e diventa pari a 0,506 euro/kWh. Per gli impianti di potenza superiore a 50 kW e non superiore a 1.000 kW il valore della tariffa incentivante è pari a quello richiesto dal soggetto responsabile dell’impianto nella domanda di ammissione alle tariffe incentivanti (al massimo pari a 0,49 euro/kWh). In caso di integrazione architettonica la tariffa offerta viene incrementata del 10%.

Certificati Verdi

Il sistema di incentivazione della produzione di energia rinnovabile, introdotto dall'art.11 del decreto 79/99, prevede il superamento del vecchio criterio di incentivazione tariffaria noto come Cip6, per passare ad un meccanismo di mercato basato sui Certificati Verdi, titoli emessi dal GSE che attestano la produzione di energia da fonti rinnovabili. La Legge n. 239 del 23/08/2004 (Legge Marzano) ha ridotto a 50 MWh la taglia del "certificato verde", che in precedenza era pari a 100 MWh. Nel mercato dei Certificati Verdi, la domanda è costituita dall'obbligo per produttori e importatori di immettere annualmente una "quota" di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 2% di quanto prodotto e/o importato da fonti convenzionali nell'anno precedente. A partire dall'anno 2004 e fino al 2006, la quota d'obbligo è incrementata annualmente di 0,35 punti percentuali (art.4 comma 1 del D.Lgs. 387/2003). Gli incrementi della quota minima d'obbligo per il triennio 2007-2009 e 2010-2012 verranno stabiliti con decreti emanati dal Ministero dello Sviluppo Economico. L'offerta, invece, è rappresentata dai Certificati Verdi emessi a favore degli Operatori con impianti che hanno ottenuto la qualificazione IAFR dal Gestore dei Servizi Elettrici, così come dai Certificati Verdi che il GSE stesso emette a proprio favore a fronte dell'energia prodotta dagli impianti Cip 6.

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Per l'anno 2002 il valore della domanda è stato pari a 3,23 TWh, mentre l'offerta è stata di 0,89 TWh. La restante quota della domanda di 2,34 TWh è stata coperta dai Certificati verdi a disposizione del GSE. Per l'anno 2003 il valore della domanda è stato pari a 3,47 TWh, mentre l'offerta è stata di 1,49 TWh. La restante quota della domanda di 1,98 TWh è stata coperta dai Certificati verdi a disposizione del GSE. Per l'anno 2004 il valore della domanda è stato pari a 3,89 TWh, mentre l'offerta è stata di 2,89 TWh. La restante quota della domanda di 1,00 TWh, corrispondente a 20.000 Certificati Verdi della taglia di 50 MWh, è stata coperta dai Certificati verdi a disposizione del GSE. Per l'anno 2005, il valore della domanda, pari a 4,3 TWh, è stato quasi interamente soddisfatto dall'offerta dei privati. Il prezzo di riferimento individuato dal GSE per i certificati verdi per l'anno 2005 è pari a 108,92 €/MWh ( al netto dell'IVA del 20 %)

Moduli Fotovoltaici Policristallini da 185 Wp ( 1 Kwp) Modulo fotovoltaico

Schema di applicazione domestica

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ENERGIA TERMICA ED ELETTRICA Generalità sulla cogenerazione Il Decreto Legislativo n° 79/99 ha dato mandato all'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) di definire a quali condizioni la produzione combinata di energia elettrica e calore può chiamarsi cogenerazione e godere dei relativi benefici di legge. L'AEEG ha pertanto emanato, il 19 marzo 2002, la Delibera n. 42/02, la quale stabilisce che un impianto produce con caratteristiche di cogenerazione quando alcune grandezze caratteristiche del proprio funzionamento, quali il suo Indice di Risparmio di Energia (IRE) ed il suo Limite Termico (LT), sono rispettivamente maggiori di due valori limite fissati nella delibera stessa. I principali benefici che la legislazione attuale riconosce alla cogenerazione sono:

1. esenzione dall'obbligo di acquisto di certificati verdi; 2. diritto all'utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta in cogenerazione, dopo quella prodotta

da fonti rinnovabili; 3. prezzi incentivanti per l'energia elettrica prodotta in cogenerazione da impianti di potenza inferiore a

10 MVA; 4. diritto al rilascio di certificati verdi (per i soli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento); 5. qualifica di Cliente Idoneo sul mercato del gas naturale (per la sola quota di gas utilizzata in

cogenerazione); 6. possibile ottenimento di "titoli di efficienza energetica" commerciabili.

Cosa sono gli impianti di cogenerazione Le centrali termiche per la produzione di energia elettrica hanno, in generale, una bassa efficienza energetica: soltanto il 40-50% (55% negli impianti più moderni) dell'energia termica contenuta nei combustibili fossili viene trasformata in energia elettrica, mentre la rimanente quantità è scaricata nell'ambiente senza alcun utilizzo. In alcuni casi, tuttavia, tale calore residuo può trovare impiego nell'industria, ad esempio sotto forma di vapore, oppure può essere destinato ad usi civili, come il riscaldamento degli edifici. In tal caso, si parla di produzione combinata di energia elettrica e calore (o, semplicemente, produzione combinata): gli impianti di produzione combinata, dunque, convertono energia primaria, di una qualsiasi fonte, in energia elettrica ed in energia termica (calore), prodotte congiuntamente ed entrambe considerate effetti utili. La produzione combinata di energia elettrica e calore in uno stesso impianto prende solitamente il nome di cogenerazione. E' bene tuttavia sottolineare che, in termini rigorosi, le due dizioni "produzione combinata" e "cogenerazione" non sono equivalenti. Infatti, la normativa vigente in Italia stabilisce che un impianto di produzione combinata può essere considerato impianto di cogenerazione soltanto se soddisfa determinati requisiti qualitativi. La produzione combinata può incrementare l'efficienza di utilizzo del combustibile fossile fino ad oltre l'80%; a ciò corrispondono minori costi e minori emissioni di inquinanti e di gas ad effetto serra, rispetto alla produzione separata di elettricità e di calore. La seguente figura illustra schematicamente il confronto tra la citata produzione convenzionale e quella combinata; nel caso della produzione combinata il rendimento totale risulta più elevato, anche assumendo, cautelativamente, che il rendimento elettrico sia più basso:

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Micro-cogeneratore con motore Stirling da 9 kWel e 24 kWterm Il Parlamento Europeo ha riconosciuto la produzione combinata come un provvedimento importante tra quelli necessari per soddisfare il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo di Kyoto e ha incluso tra le proprie priorità la diffusione progressiva di una corretta produzione combinata di energia elettrica e calore.

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La produzione combinata presuppone la possibilità di utilizzare il calore in prossimità del luogo stesso di produzione. In generale, infatti, trasmettere il calore a grande distanza non è tecnicamente realizzabile, a causa soprattutto dell' elevata dissipazione che si avrebbe durante la trasmissione. Per questo motivo, gli impianti di cogenerazione sorgono di solito in prossimità di utilizzatori termici. Se il calore viene prodotto a temperatura relativamente bassa, si tratterà di impieghi di tipo civile, come il riscaldamento di ambienti o il teleriscaldamento urbano; il fluido vettore è quasi sempre acqua. Se il calore prodotto è più “pregiato” (temperatura e pressione elevate), sarà utilizzato, sotto forma di vapore, in lavorazioni industriali. Non mancano situazioni miste, in cui si ha produzione contemporanea di calore a vari livelli di temperatura, anche molto diversi. In tali casi, di solito, vi è un unico luogo di utilizzo (ad esempio, uno stabilimento industriale), dove il vapore pregiato viene destinato alle lavorazioni, e quello a bassa temperatura al riscaldamento degli ambienti produttivi. In alcuni casi, l'utilizzatore termico produce, a sua volta, gas con un contenuto energetico significativo, i quali sono ceduti all'impianto di cogenerazione, per essere utilizzati come combustibili. Ciò accade, ad esempio, negli impianti petrolchimici o siderurgici e nelle raffinerie. Tipologie degli impianti di cogenerazione Nella sua forma più semplice un impianto di produzione combinata comprende almeno un motore primo (turbina a vapore, turbina a gas, oppure motore a combustione interna), ed un generatore elettrico. Nel caso, ad esempio, di una turbina a vapore, un combustibile primario, bruciando in una caldaia, cede energia termica all’acqua, trasformandola in vapore. Una parte di tale energia è trasferita dal vapore al motore primo che, trascinando l’alternatore, la trasforma in energia elettrica. Un’altra parte è invece utilizzata direttamente come energia termica, e può essere destinata, come già visto, a vari impieghi civili o industriali. Infine, la parte rimanente, nella forma di un calore residuo non più utilizzabile, è dispersa nell’ambiente. Il prelievo di energia termica utile dal fluido di processo può avvenire in vari modi. Nel caso di impianti con turbine: - a gas o con motori a combustione interna, si impiega solitamente uno scambiatore che recupera il calore dai fumi esausti prima di scaricarli nell’atmosfera; - a vapore, le soluzioni più diffuse per il prelievo di calore sono le seguenti: a) turbine a contropressione: subito dopo l’espansione in turbina, il vapore è inviato all’utilizzatore termico, al quale cede parte dell’energia (entalpia) che ancora possiede. Il funzionamento può essere in ciclo chiuso, con ritorno alla caldaia del vapore condensato dall’utilizzatore, o in ciclo aperto. b) turbine a condensazione con spillamento: il calore è prelevato estraendo una certa portata di vapore (spillamento) in un punto opportuno del ciclo termodinamico, per inviarla all’utenza termica. La portata rimanente, dopo l’espansione in turbina, è condensata e il calore di condensazione è di norma dissipato. Sono diffuse anche soluzioni miste, in cui si ha prelievo di calore sia durante il ciclo (mediante uno spilla- mento di vapore), sia a valle dell’espansione in turbina. A titolo di esempio, la figura sottostante mostra, in forma semplificata, un ciclo cogenerativo a vapore del tipo a condensazione con spillamento. La turbina a vapore (TV) è composta di tre stadi, che eseguono l’espansione del vapore ad alta, media e bassa pressione (AP, MP, BP). Il corpo AP sfrutta l’intera portata di vapore per produrre energia elettrica. Subito a valle, una parte della portata è prelevata (spillata) ed inviata ad un’utenza termica. Il vapore rimanente, dopo aver attraversato nella caldaia il ri-surriscaldatore RH, si espande nei corpi MP e BP producendo ulteriore energia elettrica e, infine, è condensato.

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Applicazioni nella realtà aziendale.

Possiamo ora vedere come alcune di queste tecnologie sopra esposte, possono essere applicate anche nella realtà di ATAF:

Nuovo impianto di riscaldamento dei locali e servizi al Deposito di Peretola L’attuale impianto è costituito da due caldaie di grossa potenza che riscaldano l’acqua per due principali scopi. Uno per poter circolare all’interno di tre scambiatori di calore (4.5 mc) per l’acqua calda dei servizi, l’altro per il riscaldamento dei vari locali del Deposito. Il riscaldamento ambientale del deposito avviene tramite un unico anello di tubo che porta il calore verso scambiatori nei singoli settori in modo veramente variegato. Infatti vi sono fan-coil negli uffici, termosifoni in alcuni locali comuni ed aerotermi negli ambienti destinati ad officina e magazzino. Ovviamente, dato il diverso tipo di apporto di calorie negli ambienti, è oltremodo difficile poter regolare le giuste quantità di calore per tipo di attività. Inoltre essendoci un unico anello di adduzione è maggiormente complicata la giusta regolazione e obbliga che in particolari momenti del giorno, particolarmente nelle ore notturne, che per avere il riscaldamento solo in pochissimi ambienti, occorre tenere acceso l’impianto nella sua completezza. Tutto questo comporta spreco di energia e di costi. Nel rifacimento dell’intero impianto, si dovrà tenere conto della destinazione dell’energia spesa quindi, sarà necessario ricorrere, fin quanto possibile, alla più spinta tecnologia “affidabile” esistente ad oggi, con particolare attenzione all’utilizzo di energia “rinnovabile”. I principali impianti da dover considerare ed integrare tra loro per l’ottenimento della massima efficienza energetica, possono essere i seguenti:

• pannelli solari

• strisce radianti

• caldaie a condensazione

• impianto di co-trigenerazione

• gruppi frigo ad acqua calda Riscaldamento ambienti e servizi Il cuore dell’impianto potrebbe essere costituito dall’integrazione di un gruppo di trigenerazione, pannelli solari e caldaie a condensazione. Deve essere inoltre costruita una rete di circolazione dell’energia che tenga conto della destinazione dei locali mediante una serie di collettori comandati da elettrovalvole che permettano, tramite apposita elettronica, la singola regolazione dell’impianto di riferimento.

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Nel dettaglio: Il gruppo di trigenerazione, alimentato a metano, avrebbe lo scopo di produrre una quantità costante di energia elettrica di base (zoccolo di base), che a Peretola è abbastanza alto per tutte le 24 ore del giorno, dovuto alle operazioni di deposito nel giorno e di rifornimento di metano (compressori) durante la notte, più una notevole quantità di acqua calda da utilizzare nelle stagioni fredde come integrazione delle caldaie a condensazione (in tal caso di potenze fortemente ridotte rispetto alle attuali, ed alti rendimenti) per il riscaldamento dei locali e integrazione dei pannelli solari per la produzione di acqua sanitaria. Mentre nelle stagioni estive deve servire di integrazione ai pannelli solari per la produzione di acqua sanitaria solo in alcune ore del giorno, ma principalmente per i gruppi frigo (ad acqua calda) per la climatizzazione dei locali uso uffici. Il riscaldamento dei locali adibiti ad officine od attività collaterali sarebbe garantito in forma totalmente autonoma dalle “strisce radianti”, che funzionando sul principio dell’irraggiamento, cioè riscaldano istantaneamente i volumi ambientali, a loro destinati, facendoli funzionare solo il tempo in cui si ha presenza umana, risparmiando energia per tutto il resto del tempo. Quindi tutto il sistema funzionerebbe utilizzando come energie primarie il metano e l’energia solare per ottenere acqua sanitaria, la climatizzazione di tutti i locali aziendali ed energia elettrica per i vari usi di deposito. Concludendo, un sistema integrato che funzioni su queste logiche, comporterebbe un forte risparmio di energie primarie, con conseguenti abbattimenti di emissioni in atmosfera, come richiesto dalle necessità ambientali moderne. (protocollo di Kyoto). Si fa presente, che solo con la semplice sostituzione delle attuali caldaie con altre a condensazione, i risparmi ottenibili sul consumo di metano sarebbero dell’ordine del 15-20%. Con un impianto completo come sopra descritto, i margini di guadagno, sia economico che ambientale sarebbero oltremodo superiori.

Energia elettrica

Pannelli solari

Sanitario

legenda

acqua calda

metano

fluido refrigerante

Coduttura metano

Strisce radianti

Gruppo frigo

per

climatizzazion

e ambienti

Fan coil termosifoni

Trigeneratore

Caldaia a

condensazione

scambiatore

per acqua

sanitaria

- Schema sintetico dell’impianto -

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Ad oggi si stima che un impianto completo adatto al deposito abbia un costo valutabile in 6-700 mila euro con una riduzione dei consumi intorno al 30%. (circa 80 mila €/anno) In questo momento aziendale è improponibile dover affrontare una spesa del genere, anche a fronte dei risparmi energetici ottenibili. Al momento, però, è sfruttabile una nuova iniziativa che fanno i più grossi distributori di energia che si chiama “Servizio di Gestione Energia” .Esso consiste nel fatto che il Gestore si accolla tutti i costi di progettazione (tenendo conto delle necessità del Cliente) e quindi dei lavori successivi per l’esecuzione dei lavori. Il totale dei costi investiti vengono inseriti nelle bollette con una rateizzazione distribuita in otto anni a partire dal momento di attivazione del nuovo impianto, che avrà sicuramente dei costi di esercizio molto più contenuti. Però la bolletta futura mensile, che sarà la somma del costo dell’energia, più la rata del costo d’impianto, sarà comunque inferiore all’attuale bolletta unicamente energetica. Inoltre nel nuovo impianto è previsto un sofisticato controllo di telegestione e l’assunzione di incarico di Terzo Responsabile. Va tenuto ora in evidenza che la Finanziaria 2007 consente, anche a tutti i titolari di reddito di impresa, di usufruire di agevolazioni fiscali (detrazione dall'imposta lorda) per adeguamenti degli edifici volti a garantire risparmio energetico (riduzione delle perdite di energia attraverso pareti, pavimenti, solai e finestre, promozione del solare termico e di nuovi edifici con alti standard energetici). Le imprese possono sostenere spese su edifici esistenti, su parti di edifici esistenti o su unità immobiliari esistenti di qualsiasi categoria catastale, anche rurali, posseduti o detenuti anche mediante contratti di locazione finanziaria; l'agevolazione, in quest'ultimo caso, compete all'utilizzatore ed e' determinata in base al costo sostenuto dalla società concedente. La detrazione dall'imposta lorda sul reddito e' riconosciuta per una quota pari al 55 per cento delle spese, effettivamente rimaste a carico del contribuente, sostenute entro il 31 dicembre 2007 per gli interventi previsti, fino ad un valore massimo della detrazione pari a 100.000 euro da ripartire in tre quote annuali di pari importo (il valore massimo della detrazione varia secondo la tipologia di intervento).

Fotovoltaico Le superfici piane esposte alla luce solare del deposito, data la loro notevole estensione, consentirebbero anche l’istallazione di pannelli fotovoltaici per la produzione di corrente elettrica. Sarebbe fattibile un impianto da 20 Kwp/h che potrebbe produrre circa 25.000 Kwh in base annua. Questo tipo d’impianto avrebbe un’estensione di pannelli solari dedicati di 160 mq, avrebbe un costo iniziale di circa € 130.000 e si ammorterebbe in 9-10 anni attingendo agli incentivi prima descritti Nel restante tempo di vita utile dell’impianto, circa altri 20 anni (di cui solo 10 sotto incentivo, alla luce di oggi) renderebbe circa € 400.000 Anche gli interventi relativi alla installazione di impianti fotovoltaici possono essere finanziati, mediante la corresponsione di contributi in conto capitale, nella misura massima del 50% dei costi ammissibili per piccole e medie imprese, effettivamente rimaste a carico del contribuente, sostenute entro il 31 dicembre 2007 per gli interventi previsti, Tutto quanto sopra descritto è applicabile anche al deposito di viale dei Mille, presentando anche questo analoghe caratteristiche strutturali ed impiantistiche. L’Energy Manager ing. Giampaolo Marri