Studi di fattibilità nella cogenerazione - bologna.enea.it · • Che cosa è la cogenerazione?...

Studi di fattibilità nella cogenerazione

Corso di formazione e aggiornamentoper Energy Manager

Pordenone – 9 aprile 2013

[email protected]

Cos’è la FIRELa Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia èun’associazione tecnico-scientifica che dal 1987 promuove perstatuto efficienza energetica e rinnovabili, supportando chi operanel settore.

Oltre alle attività rivolte ai circa 500 soci, la FIRE opera suincarico del Ministero dello Sviluppo Economico per gestire lenomine e promuovere il ruolo degli energy manager nominati ai sensidella Legge 10/91.

La Federazione collabora con le Istituzioni, la PubblicaAmministrazione e varie Associazioni per diffondere l’usoefficiente dell’energia ed opera a rete con gli operatori di settore egli utenti finali per individuare e rimuovere le barriere di mercato eper promuovere buone pratiche.

Cos’è la FIRELa Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia èun’associazione tecnico-scientifica che dal 1987 promuove perstatuto efficienza energetica e rinnovabili, supportando chi operanel settore.

Oltre alle attività rivolte ai circa 500 soci, la FIRE opera suincarico del Ministero dello Sviluppo Economico per gestire lenomine e promuovere il ruolo degli energy manager nominati ai sensidella Legge 10/91.

La Federazione collabora con le Istituzioni, la PubblicaAmministrazione e varie Associazioni per diffondere l’usoefficiente dell’energia ed opera a rete con gli operatori di settore egli utenti finali per individuare e rimuovere le barriere di mercato eper promuovere buone pratiche.

www.fire-italia.org

pressroom.fire-italia.org

www.secem.eu

Rivista Gestione Energia

www.hreii.eu

www.enforce-een.eu

Oltre a partecipare a progetti europei, la FIRE realizza studi e analisi di mercato e disettore su temi di interesse energetico, campagne di sensibilizzazione einformazione, attività formative a richiesta.Fra i soggetti con cui sono state svolte delle collaborazioni si segnalano l’ENEA, ilGSE, l’RSE, grandi aziende, università, associazioni, agenzie e enti fieristici.

Oltre a partecipare a progetti europei, la FIRE realizza studi e analisi di mercato e disettore su temi di interesse energetico, campagne di sensibilizzazione einformazione, attività formative a richiesta.Fra i soggetti con cui sono state svolte delle collaborazioni si segnalano l’ENEA, ilGSE, l’RSE, grandi aziende, università, associazioni, agenzie e enti fieristici.

Fra i progetti conclusi:- www.ener-supply.eu- www.soltec-project.eu- www.e-quem.enea.itwww.eu-greenlight.org- www.enerbuilding.eu- Eurocontract- ST-Esco

Fra i progetti conclusi:- www.ener-supply.eu- www.soltec-project.eu- www.e-quem.enea.itwww.eu-greenlight.org- www.enerbuilding.eu- Eurocontract- ST-Esco

Progetti e collaborazioni FIRE

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www.hreii.eu/demo

www.esd-ca.eu

H-REII demoIl progetto H-REII demo, prosegue a livello europeo le azioni del progetto HREII per contribuire allo sviluppo di politiche di supporto alla realizzazione di innovativi interventi di recupero calore per la generazione elettrica da processi industriali altamente energivori (siderurgie, cementifici, fonderie di alluminio e non ferrosi, trattamenti termici, industrie del vetro, industrie chimiche, etc.). Così da permettere un drastico abbattimento delle emissioni globali di CO2.Partendo da uno studio di settore sul potenziale di risparmio. E’ inoltre in fase di realizzazione la prima applicazione su Electric Arc Furnace.

Il progetto H-REII demo, prosegue a livello europeo le azioni del progetto HREII per contribuire allo sviluppo di politiche di supporto alla realizzazione di innovativi interventi di recupero calore per la generazione elettrica da processi industriali altamente energivori (siderurgie, cementifici, fonderie di alluminio e non ferrosi, trattamenti termici, industrie del vetro, industrie chimiche, etc.). Così da permettere un drastico abbattimento delle emissioni globali di CO2.Partendo da uno studio di settore sul potenziale di risparmio. E’ inoltre in fase di realizzazione la prima applicazione su Electric Arc Furnace.

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Simbologia

Simboli utilizzati nel corso della presentazione:• Ec: energia primaria combustibile;• Ee: energia elettrica;• Et: energia termica;• Eu: energia utile;• Ep: perdite di energia;• C: Indice elettrico-termico (Ee/ Et);• CHP:Combined Heat and Power;• IRE:Indice di Risparmio Energetico;• PES:Primary Energy Saving;• η: rendimento;• AEEG: Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas;• GSE: Gestore Servizi Energetici;• GME: Gestore del Mercato Elettrico;• MSE:Ministero Sviluppo Economico;• UTF:Ufficio Tecnico di Finanze;• EE.LL.:Enti Locali.

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Sommario

Sezioni della presentazione:• Premessa• Che cosa è la cogenerazione?• Mercato e criticità• Scelta del cogeneratore• Aspetti normativi• Agevolazioni riconosciute alla cogenerazione• Studi di fattibilità• Appendice 1, teleriscaldamento e trigenerazione• Appendice 2, autorizzazioni

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Premessa

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Le inefficienze oggi sono tante...

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Fonte: Newsweek

…inefficienze che influiscono sui costi.

Fonte:AEEG9

Elettricità

GasComposizione

percentuale del prezzo del gas

naturale

Consumatore tipo domesticoPrezzi aggiornati al 1°Aprile 2013

Condizioni economiche di

maggiore tutela

… il domani va costruito con saggezza

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Fonte: Newsweek

Leaf Community - Gruppo Loccioni

- Unione di tre POD- Produzione di energia elettrica da FER- Accumulo elettrico con batterie al litio- Rete di teleriscaldamento a Biomassa

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Che cosa è la cogenerazione?

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Cogenerazione

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Produzione separata

impianto medio

ηe =40%

36

54

Energia elettrica

Perdite

caldaiaηt 90%

42

5

Energia termica

Perdite

Situazione attuale

Cogenerazione

La cogenerazione viene definitacome la produzione congiunta dienergia elettrica (e/o meccanica)e calore utile a partire dallastessa fonte primaria.

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Produzione separata

impianto medio

ηe =40%

36

54

Energia elettrica

Perdite

caldaiaηt 90%

42

5

Energia termica

Perdite

CHP

36

42

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Energia termica

Energia elettrica

Perdite

Cogenerazione

La cogenerazione viene definitacome la produzione congiunta dienergia elettrica (e/o meccanica)e calore utile a partire dallastessa fonte primaria.

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Produzione separata

impianto medio

ηe =40%

36

54

Energia elettrica

Perdite

caldaiaηt 90%

42

5

Energia termica

Perdite

CHP

36

42

22

Energia termica

Energia elettrica

Perdite

Chiller ad assorbimento

η=70%

30 Energia frigorifera

12 Perdite

Si parlerà di trigenerazione quando si ha anche la produzione di energia termica frigorifera.

Criticità e vantaggi

- Uno dei principali fattori che rendono un impianto dicogenerazione vantaggioso è la valorizzazione del caloreprodotto;

- Calore che può essere fornito come fluido (aria o acqua) adalta/bassa temperatura o vapore;

I principali vantaggi di un impianto CHP sono:- Risparmio di energia visto come diminuzione del consumo di

combustibile (fonte primaria) a parità di usi finali econseguente risparmio economico;

- Minori perdite di trasmissione dell’energia elettrica prodotta;- Ridotto impatto ambientale, minori emissioni date dal minore

uso di combustibile;- Continuità della fornitura energetica. 16

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Prestazioni di un cogeneratore

Rendimento di primo principio sistema cogenerativo

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cEtEeE

η

PCIcmtE

tη

PCIcmeE

eη

PCImE

CHP

cc

kJ 3600kWh 1]m o [kJ/kgInferioreCalorificoPot.PCI

]m o [kglecombustibimassam

[kWh]En.TermicaE

[kWh]caEn.ElettriE

[kWh]lecombustibi aEn.PrimariE

3

3c

t

e

c

CHP

Ec

Et- processi industriali- climatizzazione edifici- teleriscaldamento

Ee- immessa in rete- autoconsumata

energia meccanica

26%

energia termica utilizzabile 44%

da gas di scarico 44%

250°Cenergia elettrica

24%

autoconsumi e

perdite 2% perdite 30%

Energia del gas naturale 100%

energia meccanica

38%energia termica utilizzabile 42%

da olio motore 5%

90°C

da acqua 13%

90°C

da gas di scarico 24%

120°C

energia elettrica

36%

autoconsumi e

perdite 2%perdite 20%

Energia del gas naturale 100%

Motore a combustione interna Turbina a gas

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La cogenerazione: informazioni generali

Centrale di cogenerazione composta da 3 cicli

combinati da 390 MW (Enipower – Brindisi)

Centrale di cogenerazione ROSEN -Rosignano Energia (350 MW)

Impianti di cogenerazione di grande tagliaImpianti di cogenerazione di grande taglia

Fonte: GSE

Impianti di piccola cogenerazione (Pn<1MWe)Impianti di piccola cogenerazione (Pn<1MWe)

Motore a combustione interna per uso cogenerativo

Esempio di impianto compatto di piccola

cogenerazione

Impianti di micro-cogenerazione (Pn<50 kWe)Impianti di micro-cogenerazione (Pn<50 kWe)

Microturbina di potenza inferiore a 1 kW (prototipo)

Sistema compatto di cogenerazione con turbina a gas (potenze da 30 a

100 kWe)

Soluzioni disponibili

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Fonte: Spina UNIFE – Cogenerazione: inquadramento e stato dell’arte

Definizioni D.Lgs. 20/07:

- Piccola CHP < 1 MWe

- Micro CHP < 50 kWe

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Soluzioni disponibili per microcogenerazione

I dati sono tratti da varie fonti (listini produttori, Politecnico di Milano, Platts, ENEA) e i costi sono da ritenersi indicativi. Sopra i 20 kWe questi ultimi tendono a ridursi per le tecnologie più consolidate (motori a combustione interna e microturbine), risultando nell’ordine degli 800-1.200 €/kWe per taglie inferiori ai 1.000 kWe. Sotto i 20 kWe si sale rapidamente, ma un confronto è prematuro, sia per il diverso stato delle soluzioni considerate (che va dal commerciale al prototipo avanzato), sia per le differenze più marcate nei parametri prestazionali.

I dati sono tratti da varie fonti (listini produttori, Politecnico di Milano, Platts, ENEA) e i costi sono da ritenersi indicativi. Sopra i 20 kWe questi ultimi tendono a ridursi per le tecnologie più consolidate (motori a combustione interna e microturbine), risultando nell’ordine degli 800-1.200 €/kWe per taglie inferiori ai 1.000 kWe. Sotto i 20 kWe si sale rapidamente, ma un confronto è prematuro, sia per il diverso stato delle soluzioni considerate (che va dal commerciale al prototipo avanzato), sia per le differenze più marcate nei parametri prestazionali.

Mercato e criticità

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Il mercato potenziale

In Italia esistono tre mercati interessanti per lacogenerazione:

• quello delle industrie tradizionali, che secondo ilGSE si troveranno nei prossimi anni con i vecchiimpianti a fine vita;

• quello degli edifici (13 milioni per 27 milioni diappartamenti), in buona parte rivolto adapplicazioni di microgenerazione (P<50 kWe);

• quello del terziario, che presenta situazionimolto differenti, ma è anche il settore amaggior crescita della domanda energetica negliultimi anni.

Molto dipenderà dall ’ evoluzione legislativa e dimercato.

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Caratteristiche delle utenze: settore terziario

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Centro commerciale superficie coperta: 20.000 m2

area di vendita: 13.000 m2

volumetria: 100.000 m3

carico termico: 2.171 MWh/anno carico elettrico: 7.920 MWh/anno carico frigorifero: 1.915 MWh/anno potenza elettrica impegnata: 1.400 kW Et/Ee: 0,27

Centro commerciale superficie coperta: 20.000 m2

area di vendita: 13.000 m2

volumetria: 100.000 m3

carico termico: 2.171 MWh/anno carico elettrico: 7.920 MWh/anno carico frigorifero: 1.915 MWh/anno potenza elettrica impegnata: 1.400 kW Et/Ee: 0,27

Ospedale posti letto: 140 volumetria: 42.000 m3

carico termico: 2.192 MWh/anno carico elettrico: 800 MWh/anno carico frigorifero: 605 MWh/anno potenza elettrica impegnata: 190 kW Et/Ee: 2,75

Ospedale posti letto: 140 volumetria: 42.000 m3


Albergo posti letto: 350 volumetria: 43.000 m3


Albergo posti letto: 350 volumetria: 43.000 m3


Centro sportivo impianti: 2 palestre, 3 piscine (20x10; 25x12,5; 12x3 m2) volumetria: 9.000 m3


Centro sportivo impianti: 2 palestre, 3 piscine (20x10; 25x12,5; 12x3 m2) volumetria: 9.000 m3


Palazzo uffici volumetria: 15.000 m3

carico termico: 563 MWh/anno carico elettrico: 371 MWh/anno carico frigorifero: 209 MWh/anno potenza elettrica di picco: 97 kW potenza termica di picco: 222 kW potenza frigorifera di picco: 302 kW Et/Ee: 1,51

Palazzo uffici volumetria: 15.000 m3

carico termico: 563 MWh/anno carico elettrico: 371 MWh/anno carico frigorifero: 209 MWh/anno potenza elettrica di picco: 97 kW potenza termica di picco: 222 kW potenza frigorifera di picco: 302 kW Et/Ee: 1,51

Font

e: M

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gas

natu

rale”, P

olip

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Dati Cogenerazione Italia – Anno 2009

Fonte:Rapporto statistico cogenerazione GSE 24

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Scelta del cogeneratore

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Uso dell’energia: lo schema cogenerativo

ManutenzioneElettricitàCombustibile

Legenda flussi cassaSistema

tradizionale

(b) elettricità

(a) combustibile

(c) manutenzione

Cogeneratore

(d) gas

(g) manutenzione

(e) elettricità (f) elettricità (autoconsumo

e cessione in rete)

Investimento I0FC=(a+b+c)-(d+e+g)+f

VAN=FA(FC)-I0

Investimento I0FC=(a+b+c)-(d+e+g)+f

VAN=FA(FC)-I0

Profili orari dei carichi

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Fonte ECD - AusTex.

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Car

ico

Term

ico

Car

ico

Elet

tric

oCurve di durata del carico

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno

Carico termico - Diagramma di durata

-

100

200

300

400

500

600

700

800

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno

Carico elettrico - Diagramma di durata

-

100

200

300

400

500

600

700

800

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno


-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno


-

100

200

300

400

500

600

700

800

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno


-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno


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4.500 ore

8.300 ore

200 kWt

potenziale generazione semplice

Soluzione A: Impianto da 200 kWt Soluzione B: Impianto da 1.000 kWt

2.800 ore

surplus

1.000 kWt

Curve di durata del carico

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Meglio autoconsumare Prezzo di acquistoCondizioni al 1/04/2013Consumatore tipodomestico0,18936 [€/kWh]189,37 [€/MWh]

Prezzo di acquistoCondizioni al 1/04/2013Consumatore tipodomestico0,18936 [€/kWh]189,37 [€/MWh]

Prezzo di cessione alla retePrezzi medi mensili per fascia oraria e zona di mercato in Ritiro dedicato [€/MWh]

Prezzo di cessione alla retePrezzi medi mensili per fascia oraria e zona di mercato in Ritiro dedicato [€/MWh]

Fonte: AEEG e GSE

Il rapporto fra il prezzo di cessione alla rete e quello di acquisto èsempre sfavorevole, specie in fasce a basso carico. Da qui l’importanza di autoconsumare l’ energia elettrica e di valorizzareal meglio il calore recuperato.

Il rapporto fra il prezzo di cessione alla rete e quello di acquisto èsempre sfavorevole, specie in fasce a basso carico. Da qui l’importanza di autoconsumare l’ energia elettrica e di valorizzareal meglio il calore recuperato.

-

500

1.000

1.500

2.000

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3.000

3.500

4.000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

kW

Ore/anno


Diagrammi di durata VS andamento orario

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Andamento prelieviAndamento prelievi

Andamento produzioneAndamento produzione

SurplusSurplus

ModulazioneModulazione

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Aspetti legati alle emissioni: il rapporto del Carbon Trust

Fonte: www.thecarbontrust.co.uk.

Sperimentazione in di 87 motori di cui 72 sotto il kWe in edifici residenziali e 15 sotto i 25 kWe nel settore terziario.

L’importanza della gestione

Alcune considerazioni emerse dal rapporto, che èbasato su dati raccolti da 87 motori (72 sotto il kWe,15 sotto i 25 kWe nel terziario):

• l’efficienza complessiva dei cogeneratori risultainferiore a quella teorica;

• l’energia elettrica richiesta dal carico è minoredi quella prevista, e le esportazioni verso la retesono maggiori delle attese;

• le prestazioni risultano scadenti laddove i motoririchiedano accensioni/spegnimenti frequenti;

• le macchine di taglia più grande fornisconoprestazioni migliori, per le quali il rendimentoelettrico è un parametro fondamentale.

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Aspetti normativi

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Aspetti normativi

D.Lgs. 79/99 - Indica l’AEEG come struttura che definisca le condizioni per il

riconoscimento della CAR.

Delibera AEEG 42/02 - Definisce le condizioni per il riconoscimento della

cogenerazione introducendo gli indici IRE e LT. Tale riconoscimento definiva gli

impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) fino al 31/12/2010.

Direttiva Europea 2004/08/CE - Promozione della cogenerazione basata su una

domanda di calore utile nel mercato interno - Fornisce le principali indicazioni per la

promozione e l’uso della cogenerazione. Introduce l’indice Primary Energy Saving

(PES) come indice per definire la CAR dal 01/01/2011.

D.Lgs. 20/2007 - Recepisce la direttiva 2004/08/CE.

D.M. 4/8/2011 – definisce il riconoscimento della CAR secondo i parametri indicati

dalla direttiva.

D.M. 5/9/2011 – introduce il meccanismo di incentivazione della cogenerazione.

Linee guida per l’applicazione del Decreto del MSE 5/9/2011 – Cogenerazione ad alto

rendimento (CAR)35

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Aspetti normativi: dellibera 42/02 AEEG

Indice di Risparmio Energetico (IRE) valuta ilrisparmio di fonti di energia dato dalla cogenerazionerispetto alla generazione separata. I rendimentielettrici e termici di riferimento sono indicatiall’interno della delibera.

Le due condizioni per il riconoscimento sono: IRE > 0,10 condizione risparmio energia LT > 0,15 condizione calore utile

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Aspetti normativi: delibera 42/02 AEEG

Rendimenti di riferimento

Rendimentoelettrico

Rendimento termicoηts,civ= 80% settore civileηts.,ind= 90% settore industriale

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38

Aspetti normativi: D.M. 4/8/11 - direttiva 2004/8/CE

La direttiva introduce l’indice Primary Enery Saving(PES) che è analogo all’IRE per la definizione di CAR.Per essere definita CAR si devono rispettare i limiti del PES.

Pe < 1 MW PES > 0Pe ≥ 1 MW PES > 0,1

Anche se il PES è formalmente analogo all’IRE, i due criteri differiscono nel computo dell’elettricità.

minPESEtEe

EcPES

ts

CHP

es

CHP

CHP

1min11 PESPES

ts

tCHP

es

eCHP

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Nel D.M. 4/8/11 si riprende quanto indicato nella decisione CE19/11/2008 che ha definito i criteri per il calcolo dell’elettricità dacogenerazione da usare nella formula del PES.La prima condizione da verificare è quella del rendimento globaled’impianto o rendimento di primo principio, da calcolare come il rapportotra l’energia totale prodotta (elettrica, meccanica e termica) e quella dialimentazione.

40

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1. si calcola il rendimento di primo principio dell’impianto considerando l’energiaelettrica lorda;2. se il rendimento è maggiore delle soglie si considera Ee=Ee’, altrimenti Ee’=EtxCeff(Ceff= rapporto energia elettrica /calore);3. si valuta l’energia di alimentazione non CHP sulla base di Ee-Ee’, ossiadell’elettricità non CHP;4. si calcola il PES con i valori così individuati di Ee’ e del combustibile CHP. I valoridei rendimenti di riferimento sono riportati negli allegati IV e V del D.M.


Calcolo dell’indice CL’indice C indica il rapporto energia elettrica/calore. Il gestore calcola ilvalore effettivo di Ceff, pari al rapporto tra l’energia elettrica prodottain cogenerazione e l’energia termica utile (effettivamente utilizzata avalle del cogeneratore).Nel caso il C effettivo non è noto, è possibile utilizzare il valore didefault (Cdefault) riportato nella tabella seguente motivandone le ragionie indicando come si pensa di porvi rimedio.

Per gli impianti in funzione da meno di un anno per i quali non sonodisponibili valori misurati è possibile utilizzare anche il valore C diprogetto (Cprog).

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Il rendimento termico di riferimento della produzione separata ηts sonoseparati sia per combustibile utilizzato che per utilizzo del calorerecuperato (utilizzo dei gas di scarico o produzione di acqua calda e/ovapore).

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Tipo di combustibile Vapore (*) /acqua calda (T

Utilizzo diretto dei gas di scarico (1)

solido

Carbone fossile/coke 88 80

Lignite/mattonelle di lignite 86 78

Torba/mattonelle di torba 86 78

Combustibili a base di legno 86 78

Biomasse di origine agricola 80 72

Rifiuti (urbani) biodegradabili 80 72

Rifiuti (urbani e industriali) non rinnovabili 80 72

Scisti bituminosi 86 78

liquido

Petrolio (gasolio + olio combustibile residuo), GPL 89 81

Biocarburanti 89 81

Rifiuti biodegradabili 80 72

Rifiuti non rinnovabili 80 72

gas

Gas naturale 90 82

Gas di raffineria/idrogeno 89 81

Biogas 70 62

Gas di cokeria, gas di altoforno, altri rifiuti gassosi, calore residuo recuperato 80 72

Aspetti normativi D.M. 4/8/11 - direttiva 2004/8/CE

Il rendimento elettrico di riferimento della produzione separata ηesviene dato in funzione della tipologia di combustibile utilizzato ed ivalori sono riferiti ad una temperatura media ambiente in cui avvienel’installazione pari a 15°C. Tali valori vanno corretti in base allatemperatura media del luogo in cui è situato l’impianto (-0,104% perBasilicata, Campania, Calabria, Lazio, Sardegna e Sicilia, + 0,369% per lealtre regioni). Una seconda correzione viene poi fatta in base all’energiaelettrica autoconsumata o immessa rete e a seconda della tensione diconnessione.

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Anno di costruzione:Tipo di combustibile: 2006-2011

solido

Carbone fossile/coke 44,2Lignite/mattonelle di lignite 41,8Torba/mattonelle di torba 39Combustibili a base di legno 33Biomasse di origine agricola 25Rifiuti (urbani) biodegradabili 25Rifiuti (urbani e industriali) non rinnovabili 25Scisti bituminosi 39

liquido

Petrolio (gasolio + olio combustibile residuo), GPL 44,2Biocarburanti 44,2Rifiuti biodegradabili 25Rifiuti non rinnovabili 25

gas

Gas naturale 52,5Gas di raffineria/idrogeno 44,2Biogas 42

Gas di cokeria, gas di altoforno, altri rifiuti gassosi, calore residuo recuperato 35

Aspetti normativi: direttiva 2004/8/CE

La direttiva comunitaria emanata ad inizio 2004, perla promozione dell’uso della cogenerzione, recepita dalD.Lgs. 20/2007, richiede ai paesi membri:

• rilascio della garanzia d’origine per l’elettricitàprodotta da CAR;

• la valutazione del potenziale nazionale;• tariffe di acquisto dell’energia elettrica di

riserva e complemento possibilmente regolate;• un accesso alla rete particolarmente agevole

sotto il MWe;• la razionalizzazione e semplificazione della

normativa e dei processi autorizzativi;• la presentazione di statistiche dal dicembre

2004.44

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Aspetti normativi: il nuovo regime di sostegno per la CHP

Il decreto 20/2007 prevede:• è cogenerazione ad alto rendimento quella che

risponde alla delibera 42/02, fino al 31 dicembre2010 , mentre dal 1 gennaio 2011 valgono le regoleindicate nel decreto (D.M. 4/8/2011);

• la riorganizzazione del sistema dei titoli diefficienza (TEE) per favorire la cogenerazione(Schede 21 e 22 bis e D.M. 5/9/2011);

• lo scambio sul posto per impianti fino a 200 kWe;• la semplificazione delle procedure amministrative;• la garanzia di origine rilasciata su richiesta dei

produttori;• il monitoraggio quadriennale dal 2007;• precisazioni e prescrizioni per gli impianti che

beneficiano di certificati verdi (CV) da CHP inteleriscaldamento.

45

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Aspetti normativi: il ruolo del GSE

Il decreto 20/2007 assegna un ruolo importante alGSE nell’ambito della cogenerazione. Il Gestore deiServizi Energetici:

• rilascia la garanzia di origine per gli impianti dicogenerazione ad alto rendimento;

• raccoglie e i dati relativi a tutti gli impiantiproduttori di en. elettrica;

• raccoglie i dati sugli incentivi messi adisposizione dalle amministrazioni pubbliche;

• redige una stima del potenziale nazionale;• pubblica un rapporto annuale sull’attuazione del

decreto.

46

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Aspetti normativi: il ruolo dell’AEEG

L’AEEG ha il compito di regolare alcuni aspettiimportanti che riguardano la cogenerazione:

• i criteri per l’allacciamento alle reti;• le modalità di riconoscimento dello scambio sul

posto;• le modalità di remunerazione del servizio di

parallelo e dell’accesso alla rete;• le modalità di remunerazione dell’energia

ritirata dai gestori di rete;• le modalità per la misura dell’energia elettrica e

le fasce orarie.

Riferimenti utili AEEG: Testo unico produzioneelettrica (connessioni, misura en. Elettrica,dispacciamento, etc.) 47

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Connessione alla rete

Le condizioni connessione tecniche (procedure e tempi) ed economiche(corrispettivi e indennizzi) per la connessione alle reti sono definiti dalladelibera ARG/elt 99/08 e il suo allegato A, Testo Integrato delleConnessioni Attive (TICA).La versione iniziale è stata integrata e modificata dalle deliberazioniARG/elt 179/08, 205/08, 130/09, 125/10, 51/11, 148/11, 187/11,226/2012/R/EEL e 328/2012/R/EEL .

Alcune regole previste dal TICA:Richiesta di nuove connessioni alla rete – Articolo 6:

–TERNA Pe>10 MW;

–Distributore gestore di rete sul territorio Pe< 10 MW.

Condizioni economiche- Articolo 12:

-Corrispettivo per la connessione di impianti alimentati da fonti

rinnovabili ovvero cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti per la

CAR e relative verifiche.48

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Aspetti normativi:quadro riassuntivo

Fonte:AEEG 49

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Agevolazioni riconosciute alla cogenerazione

50

Agevolazioni riconosciute a CHP

Agli impianti di cogenerazione, riconosciuti tali in base alla definizionedell’Autorità, sono garantiti i seguenti vantaggi:

• priorità di dispacciamento dell’energia elettrica prodotta;

• esenzione dall’obbligo dei CV (Produttori En. El. > 100 GWh/anno);

• incentivi previsti dal DM 20/7/2004 e dal DM 5/9/2011 (TEE) o sefa FER certificati verdi (CV) o D.M. 6/7/2012;

• agevolazione fiscale sul combustibile;

• condizioni sul ritiro di energia elettrica dedicate e scambio sulposto (delibera 280/07 e 74/08);

• fondo di rotazione Finanziaria 2007 (Fondo di Kyoto) attivato nelmarzo 2012 sul sito della Cassa depositi e prestiti;

• eventuali contributi regionali;

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Incentivazione D.M. 20/7/04 (TEE)

Schede analitiche settore civile (residenziale, commerciale e terziario):Delibera AEEG EEN 9/10:• Scheda tecnica n. 21-bis – Applicazione nel settore civile di piccoli

sistemi di cogenerazione per la climatizzazione invernale ed estivadegli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria;

• Scheda tecnica n. 22-bis – Applicazione nel settore civile di sistemi diteleriscaldamento per la climatizzazione ambienti e la produzione diacqua calda sanitaria (calore proveniente da cogenerazione).

N.B.: sono ammessi gli impianti che rispettano i requisiti CAR (deliberaAEEG 42/02 fino al 31/12/2010 e D.Lgs. 20/2007 per quelli entrati inesercizio dal 1/01/2011).

Progetti a consuntivo settore industriale

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Condizioni necessarie per accedere al meccanismo gestito dall’AEEG: limitatamente ai sistemi dicogenerazione che risultino strettamente integrati con altre misure di efficienza energetica icui effetti non siano scorporabili e che dunque non usufruiscono degli incentivi previsti daldecreto ministeriale 5 settembre 2011, nelle more della pubblicazione dei provvedimentiattuativi del decreto ministeriale 4 agosto 2011 e del decreto ministeriale 5 settembre 2011 inmateria di cogenerazione ad alto rendimento e relativo regime di sostegno.

Incentivazione D.M. 5/9/2011

Impianti che possono richiedere l’incentivo:• tutti gli impianti di cogenerazione entrati in funzione dal 1/01/2011

per i quali sarà necessaria la qualifica di CAR secondo il D.M.4/08/2011 (PES); i TEE sono riconosciuti per 10 anni (15 se TLR).

• tutti gli impianti di cogenerazione entrati in funzione dal 7/03/2007fino al 31/12/2010 che qualora non rientrino nella definizione di CARsecondo il D.M. del 4 agosto 2011 rispondano comunque ai criteridefiniti dalla delibera 42/02 s.m.i.; i TEE sono riconosciuti per 10anni (15 se TLR).

• impianti di cogenerazione entrate in esercizio (nuovi o rifacimenti)tra 1/4/1999 e 7/3/2007 (art. 29.4 D.Lgs. 28/11) cogenerativisecondo le norme applicabili al momento della loro entrata infunzione. L’incentivo corrisposto è pari al 30% di quello che vienecorrisposto agli altri impianti sopra e per 5 anni (art.29, comma 4 delD.Lgs. 28/2011).

53


Tempistiche per la richiesta dell’incentivo• tutti gli impianti di cogenerazione entrati in funzione dal 1/01/2011

devono richiedere l’incentivo entro il 31 marzo dell’anno successivo alprimo anno solare di produzione.

• le unità entrate in esercizio tra il 7 marzo 2007 e il 31 dicembre 2009, elimitatamente agli esercizi relativi alle produzioni del 2008, 2009 e2010, la richiesta deve essere presentata entro il 31 marzo 2012.

• Per le unità di cogenerazione entrate in esercizio tra il 1° aprile 1999 e il6 marzo 2007 il primo periodo di rendicontazione, ai fini dell’accesso aicertificati bianchi, risulta essere l’anno solare 2012 e la prima richiestadi rilascio dell’incentivo deve essere presentata entro il 31 marzo 2013.

Entrata in esercizio: primo parallelo con il sistema elettrico nazionaledell’unità, come da denuncia UTF di attivazione dell’officina elettrica.

La rendicontazione è sull’anno solare. Per impianti che sono cogenerativi soloin alcuni periodi per specifiche esigenze del processo a valle, si devemontare idonea strumentazione che consenta di registrate periodo difunzionamento in cogenerazione.

54


Viene prima calcolato il risparmio annuo di energia primaria, espressa inMWh:

ECHP = en. elettrica prodotta in cogenerazione [MWh]

HCHP = en. termica utile prodotta in cogenerazione [MWh]

ηerif = rendimento elettrico di riferimento scelto pari a 0,46, deve essere

corretto in funzione della tensione di allaccio secondo l’allegato VII del D.M. che

definisce la CAR.

ηtrif = rendimento termico calcolato come il rendimento medio convenzionale del

parco italiano e preso pari a 0,82 nel caso di utilizzo diretto dei gas di scarico e

0,9 nel caso di produzione acqua calda/vapore.

FCHP = en. del combustibile utilizzato per la produzione in cogenerazione [MWh]55

CHP

T

CHP

E

CHP FRIF

H

RIF

ERISP


Il numero di Titoli di Efficienza Energetica vengono riconosciuti, innumero pari a:

RISP = risparmi in MWh0,086 = fattore di conversione tep/MWhCon K che varia in funzione della potenza elettrica in CAR:•1,4 fino a 1 MWe•1,3 - 1 MWe< Pe ≤10MWe•1,2 - 10 MWe < Pe ≤ 80MWe•1,1 - 80 MWe < Pe ≤ 100MWe•1,0 oltre 100MWe

56

K*0,086)*(RISPCB


Il fattore k viene calcolato come media ponderata avente come pesi letaglie di potenza.

Esempio impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale cheproduce 100.000 MWhe di cui 80.000 MWhe come CAR e che halavorato per 5.000 ore/anno.

La potenza dell’impianto CAR è data da 80.000/5.000 = 16 MW

Il valore di K è uguale a:

57

K*0,086)*(RISPCB

269,116

6*1,29*1,3 1*1,4 K

Incentivazione Linee Guida D.M. 5/9/2011

Il Ministero dello Sviluppo Economico ha pubblicato delle “Linee guidaper l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento(CAR)” nelle qualisono riportate le modalità di calcolo delle principali grandezze per ilriconoscimento delle CAR e conseguente incentivo.

Nelle Linee guida sono riportati anche degli esempi di calcolo per lesingole tecnologie delle turbine a gas, motori a combustione interna, ciclicombinati, etc.

58

Incentivazione Linee Guida D.M. 5/9/2011

Norme tecniche di riferimentoCEI EN 60751 (2009) per le misure ditemperatura mediante termoresistenzeCEI EN 60584-2 (1998), CEI EN 60584-3(2009) per le misure di temperatura mediantetermocoppie e per i relativi cavi dicompensazione, rispettivamente.UNI EN ISO 5167-1, 5167-2, 5167-3, 5167-4(2004) per le misure di portataUNI EN 1434-1 (2007) per i contatori dicaloreCEI EN 50470-1, 50470-2, 50470-3 (2007)per le misure di energia elettrica

59


La richiesta dell’incentivo e la qualificazione degli impianti ad altorendimento (CAR) deve avvenire attraverso il portarle RICOGE messo adisposizione sul sito del GSE.L’applicativo informatico consente di inviare rapidamente la richiesta alGSE e di visualizzare in qualunque momento i dati inseriti nel sistema,guidando l’operatore in tutte le fasi della compilazione.

60Fonte: Manuele Utente RICOGE - GSE


I TEE possono essere utilizzati direttamente, venduti ai soggettiobbligati o ritirati dal GSE, su richiesta dell’operatore, a un prezzocostante per il periodo di incentivazione e pari al recupero in tariffa peri distributori obbligati, valido al momento dell’entrata in eserciziodell’unità (o di pubblicazione del D.M. per impianti entrati in funzioneantecedentemente). Nel 2011 il valore era pari a 93,68 €/tep mentre nel2012 è pari a 86,98 €/tep.

Non sono recuperabili gli anni in cui l’unità non è CAR (o cogenerativasecondo norme precedentemente applicabili), ma il produttore può farerichiesta, motivandola, di postporre la decorrenza fino al terzo annosolare dall’entrata in esercizio.

La rendicontazione è sull’anno solare. Per impianti che sono cogenerativisolo in alcuni periodi per specifiche esigenze del processo a valle, sideve montare idonea strumentazione che consenta di registrate periododi funzionamento in cogenerazione.

61


All’interno del D.M. 5/9/2011 si danno anche le definizioni diTeleriscaldamento, Rifacimento e viene specificata la cumulabilitàdell’incentivo.

Rete teleriscaldamento: rete per la distribuzione a una pluralità diedifici o siti di energia termica (vapore, acqua calda o liquidirefrigeranti) nella proprietà o disponibilità dell’operatore o di societàcontrollata.Inoltre si devono soddisfare le seguenti condizioni:

• La rete si deve sviluppare su terreni pubblici ovvero più terreniprivati non esclusivamente riconducibili all’operatore;

• Devono essere presenti strumenti di misura per lacontabilizzazione e la fatturazione periodica;

• La cessione di energia termica deve riguardare soggetti opertinenze non riconducibili all’operatore e deve essere regolata dacontratti di somministrazione che disciplinino le condizioni tecnicheed economiche.

62


Definizione riportata nel D.M. di Rifacimento:• su unità di produzione cogenerativa o non, in esercizio da

almeno 12 anni con la totale sostituzione di almeno 2componenti principali (alternatore, motore/turbina, etc. aseconda degli impianti);

• in caso di TLR anche un aumento della capacità di trasportodella rete (in tep/anno) ≥30%;

• se l’impianto non era cogenerativo, l’installazione di una nuovaturbina a vapore e nuovo alternatore deve essere finalizzatoalla produzione in CAR di tutto l’impianto, non di solo unasezione.

63


Cumulabilità esclusivamente con:• Fondi di garanzia e rotazione;• Altri incentivi pubblici in conto capitale fino al 40%, 30% e

20% dell’investimento rispettivamente per potenze fino a200 kWe, 1MWe e superiori;

• Detassazione reddito d’impresa degli investimenti inmacchinari e apparecchiature;

• Regimi per SEU e RIU, SSP ed esenzione CV.

Gli operatori che hanno già ottenuto Certificati Bianchi per CHPpossono rinunciavi e accedere ai benefici del presente D.M., conconguaglio.

Gli impianti che hanno ottenuto CV per CHP asservita a TLR(legge 239/04) non possono accedere al meccanismo.

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CHP alimentata da fonti rinnovabili

L ’ alimentazione del cogeneratore può avvenire con Biomassesolide (cicli a combustione esterna, cicli ORC o gassificazione),Bioliquidi (MCI ciclo diesel), Biogas (MCI ciclo otto e Turbine agas). Tali impianti possono richiedere inoltre i TEE sul calore.

Certificati Verdi (CV)Un impianto da 500 kWe e funzionante 5.000 ore/anno avrebbeottenuto 2.500MWh*1,3÷1,8 =3.250÷4.500 CV/anno . Oltre alvalore del CV andrà sommato l’autoconsumo o vendita dell’energiaprodotta.Tariffa fissa Omnicomprensiva (TO) Pe fino a 1 MWUn impianto da 500 kWe e funzionante 5.000 ore/annoalimentato da biogas TO=28c€/kWhe potrebbe ricavare fino a700.000 €/anno per quindici anni.

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CHP alimentata da fonti rinnovabili

D.M. 6/7/12 incentivazione alla generazione elettrica da fonterinnovabile, non FV.impianti nuovi, totalmente ricostruiti, riattivati, potenziati orifatti, entrati in esercizio dal 2013.

Gli impianti con titolo autorizzativo precedente l’11/07/2012 che entrano in esercizio entro il 30/04/2013

(e i soli impianti alimentati da rifiuti di cui all’art. 8.4.c) che entrano in esercizio entro il 30/06/2013),

possono richiedere l’accesso agli incentivi con le modalità e le condizioni stabilite dal precedente D.M.

18/12/2008.66

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Fonte Accesso diretto Registro AstaBiomasse: prodotti e sottoprodotti (tab 1-A) di origine biologica 1 - ≤200kW*

>200kW-≤5MW >5MW

Biomasse (art.8, c. 4, c) e d) di depurazione, gas di discarica e bioliquidi sostenibili

1kW-≤5MW >5MW

Biogas 1-≤100kW*>100kW-≤5MW >5MW

Riconversione bioetilico-saccarifero**** Da 1kW(****) Impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero approvati dal Comitato interministeriale di cui all'art. 2 del D.L. 10/1/2006, n.2 convertito dalla L. 11/3/2006, n. 81.

CHP e agevolazione fiscale sul combustibile

Il gas è gravato da tre imposte sul consumo, distinte in baseall’utilizzo: l’imposta sul consumo (accisa), l’addizionale regionalee l’IVA.

Attualmente le prime due voci si aggirano sugli 1,8 c€/m3 per gliusi industriali ed assimilati (teleriscaldamento, alberghi, esercizidella ristorazione, impianti sportivi, etc), e sui 20,0 c€/m3 per gliusi civili diversi dalla cottura cibi e dal riscaldamento individuale.Nel caso di utilizzo del gas per la generazione di energiaelettrica l’accisa è pari a 0,04493 c€/m3

L’aliquota IVA è al 21%, salvo l’uso domestico e alcuni usiparticolari (imprese estrattive, agricole, manifatturiere,grossisti, produzione energia).

68

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Aspetti normativi: CHP e defiscalizzazione

69

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0% 10% 20% 30% 40% 50%

accisa con iva sull'accisa [€/m

3]

rendimento elettrico cogeneratore

civile "piena"

civile CHP

industriale "piena"

industriale CHP


Sul gas naturale (tale procedura vale anche per olio combustibile e carbone) e

consumato per la cogenerazione si segue una procedura particolare (Legge

448/98 e delibera 16/98 dell'Autorità).

• Per 0,250 m3/kWh elettrico prodotto è dovuta l ’ imposta per la

generazione elettrica (attualmente di 0,04493 c€/m3), ridotta al 30%

sulla quota di autoconsumo (questo vale per tutte le tipologie di

combustibile).

• Per i restanti metri cubi necessari alla produzione di 1 kWh elettrico è

dovuta l'imposta base dell'utenza considerata (usi industriali e

assimilati* o civili).

Con lo stesso criterio si usufruisce dell’IVA al 10% sul gas naturale usato per la

produzione di energia elettrica (DPR 633/72, parte III, tabella A, comma 103,

come modificato da Legge 250/03, articolo2, comma 40).* vedere al proposito la lettera 21 giugno 2002 dell’Agenzia delle Dogane, che considera teleriscaldamentoanche impianti che alimentano una sola utenza, purché gestiti in un’ottica di servizio energia. 70

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Facciamo un esempio valido, ad esempio, per un ’ industriamanifatturiera (l’IVA è in entrambi i casi al 10%).

Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe,produzione annua di 5.000.000 kWhe, consumo gas percogeneratore 1.300.000 m3 e per caldaie 500.000 m3.

(a 0,250 m3/kWhe corrispondono 1.250.000 m3)1.250.000 x 0,0004493 = 561,6 €(1.300.000 – 1.250.000 + 500.000) x 0,018 = 9.900,0 €Totale imposte 10.461,6 €Risparmio (~1.250.000 x 0,018)= -22.500,0 €

71

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Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe,produzione annua di 5.000.000 kWhe, di cui 3.500.000 kWheautoconsumati, consumo gas per cogeneratore 1.300.000 m3

(910.000 m3 per autoconsumo) e per caldaie 500.000 m3.

Si ha (a 0,250 m3/kWhe corrispondono 1.250.000 m3):(1.250.000 – 910.000) x 0,0004493 = 152,76 €910.000 x 0,0001348 = 122,67 €(1.300.000 – 1.250.000 + 500.000) x 0,018 = 9.900,00 €

Totale imposte = 10.175,43 €

Risparmio (1.250.000 x 0,018) = -22.500,00 €

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Facciamo un esempio valido, ad esempio, per un ospedale.

Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe,produzione annua di 5.000.000 kWhe, di cui 3.500.000 kWheautoconsumati, consumo gas per cogeneratore 1.300.000 m3

(910.000 m3 per autoconsumo) e per caldaie 500.000 m3.

Si ha (a 0,250 m3/kWhe corrispondono 1.250.000 m3):(1.250.000 – 910.000) x 0,0004493 = 152,76 €910.000 x 0,0001348 = 122,67 €(1.300.000 – 1.250.000 + 500.000) x 0,20 = 110.000,00 €Totale imposte = 110.275,43 €

Risparmio (1.250.000 x 0,20) = -250.000,00 €

Risparmio IVA (1.250.000 x 0,10 x 0,55) = -68.750,00 €73

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CHP e agevolazione fiscale sul combustibile – NOVITA’

Agenzia delle Dogane, nota n. 75649 del 6/9/2011

Già con le linee guida per l’attività di verifica per l’anno 2010, prot.50081 del 19 aprile 2010 era stato indicato la possibilità dirichiedere l’installazione di misuratori di calore o relazioniasseverate da tecnico abilitato ed iscritto ad Ordine professionale.

Nelle nota si richiede la misurazione del calore prodotto dall’impiantocon un contatore di calore che risponda alle caratteristiche delladirettiva MID 2004/22/CE (allegato MI-004).

Solo la parte di combustibile adibito a generazione elettrica vienericonosciuta la fiscalità elettrica; per la restante parte dicombustibile utilizzato si ha l’accisa in base all’uso (civile oindustriale).

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Calcolo della percentuale di prodotto energetico soggetto ad accisaelettrica:

Ee= energia elettrica misurata dal contatore fiscaleEt= energia termica misurata dal misuratore di calore istallato che risponda alla direttiva MID

Nel caso non sia possibile istallare il sistema di misurazione del calore ilcalcolo può essere fatto anche utilizzando il rapporto tra le potenze:

Sarà necessaria però una relazione asseverata da un tecnico abilitatoche illustri il calcolo delle percentuali di ripartizione e i motiviche impediscono la misura diretta del calore disponibile.

te EEeE

elettrica fiscalità gas %


75

te PPeP

elettrica fiscalità gas %


“A consuntivo annuo, l’esercente l’officina di cogenerazione ètenuto a fornire all’Ufficio, oltre alla dichiarazione diimmissione in consumo dell’energia elettrica (dalla quale sievince l’energia elettrica prodotta), la comunicazionedell’energia termica utile prodotta nell’esercizio finanziario,quale risulta dalle letture del relativo contatore.

L’Ufficio, sulla base di tali dati, procede alla determinazionedegli eventuali conguagli di imposta sul prodotto energeticoimpiegato nella cogenerazione.”

76


Esempio di calcolo fiscalità CHPEn. elet.prod. dal cogeneratore = 4.000.000 kWheEn ter. prod. dal cogeneratore = 4.102.500 kWhtGas consumato dal cogeneratore = 1.000 / 0,39 /9,6 x4000= 1.068.376 m3

Situazione ante nota DoganeImposte gas accisa elettrica = 4.000.000 x 0,25 x 0,0004493 = 449 EuroImposte gas usi civili = (1.068.376 – (4.000.000x0,25))x 0,2 = 13.675 EuroImposte gas usi industriali = (1.068.376 – (4.000.000x0,25))x 0,018 = 1.230 Euro

Totale imposte usi civili = 449+13675= 14124 EuroTotale imposte usi industriali = 449+1.230= 1679 Euro

Situazione attuale% gas accisa generazione elettrica = (4.000.000/(4.000.000+4.102.500)) = 0,49Imposte gas accisa elettrica = 0,49 x 1.068.376 x 0.0004493 = 236 EuroImposta gas usi civili = (1-0,49)x1.068.376 x 0,2 = 108.974 EuroImposta gas usi industriali = (1-0,49)x1.068.376 x 0,018 = 9807 Euro

Totale imposte usi civili= 236+108.974 = 109.210 EuroTotale imposte usi industriali =236+9807 = 10.043 Euro 77

CHP e agevolazione fiscale sul combustibile – inizio 2012

art. 3. bis del testo coordinato D.L. 2/3/12 n. 16 conla legge di conversione 26/4/12 n. 44

2) Dal 1° gennaio al 31 dicembre 2012, alla produzionecombinata di energia elettrica e calore, perl'individuazione dei quantitativi di combustibilesoggetti alle aliquote sulla produzione di energiaelettrica continuano ad applicarsi i coefficientiindividuati dall'Autorità per l'energia elettrica e ilgas con deliberazione n. 16/98 dell'11 marzo 1998,pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 82 dell'8 aprile1998, ridotti nella misura del 12 per cento.

Ovvero per il gas naturale 0,25*(1-0,12)=0,22 m3/kWh

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CHP e agevolazione fiscale sul combustibile – inizio 2012

1) Al punto 11 della tabella A allegata al testo unico dicui al decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, e'aggiunto, in fine, il seguente capoverso: « In caso diproduzione combinata di energia elettrica e calore, aicombustibili impiegati si applicano le aliquote previsteper la produzione di energia elettrica rideterminate inrelazione ai coefficienti individuati con appositodecreto del MISE, adottato di concerto con il MEF,con riferimento all'efficienza media del parcocogenerativo nazionale, alle diverse tipologie diimpianto e anche alla normativa europea in materia dialto rendimento. I coefficienti sono rideterminati subase quinquennale entro il 30 novembre dell'annoprecedente al quinquennio di riferimento ».

79

Nota 62488 del 31/5/12 dell'Agenzia delle Dogane

... si riepilogano di seguito … i consumi specifici deglialtri combustibili determinati per equivalenza(gasolio, GPL) che, alla luce della intervenutadisposizione legislativa, si applicano fino al 31dicembre del 2012:

80

Riassumendo

Gas naturale utilizzato per la cogenerazionePer ogni kWh elettrico prodotto 0,220 m3 sonosottoposti ad accisa per la generazione elettrica(attualmente di 0,04493 c€/m3), ridotta al 30% sullaquota di autoconsumo.Per i restanti metri cubi utilizzati dal cogeneratore èdovuta l'imposta base dell'utenza considerata (usiindustriali e assimilati* o civili).Con lo stesso criterio si usufruisce dell’IVA al 10%sul gas naturale usato per la produzione di energiaelettrica (DPR 633/72, parte III, tabella A, comma103, come modificato da Legge 250/03, articolo2,comma 40).* Tra gli usi assimilati c’è anche il teleriscaldamento in cogenerazione, compresi i consumi delle caldaie di

integrazione, se l’energia e la potenza elettrica sono almeno il 10% della termica totale. Vedere alproposito la lettera 21 giugno 2002 dell’Agenzia delle Dogane, che considera teleriscaldamento ancheimpianti che alimentano una sola utenza, purché gestiti in un’ottica di servizio energia.

81

Aliquote dei prodotti energetici destinati alla generazione elettrica

82

gas naturale0,0004493 €/m3

DPCM 15/1/1999

gas di petrolio liquefatti0,6817 €/1.000kgDPCM 15/1/1999

gasolio12,72601 €/1.000lDPCM 15/1/1999

olio combustibile e oli minerali greggi naturali

15,33154 €/1.000kgDPCM 15/1/1999

oli vegetali non modificati chimicamente

esenzione

D.Lgs. 26/2007, Art. 1.1.cc.5

carbone, lignite e coke2,60 €/1.000 kg

D.Lgs. 26/2007, Art. 1.1.cc.5.b

Legge di Stabilità 2013

Legge 24 dicembre 2012, n. 228Comma 388. E' fissato al 30 giugno 2013 il termine

di scadenza dei termini e dei regimi giuridiciindicati nella tabella 2 allegata alla presente legge.

Tabella 2Riga: 26,Termine: 31 dicembre 2012,fonte normativa: Articolo 3-bis, comma 2, del

decreto-legge 2 marzo 2012, n. 16, convertito, conmodificazioni, dalla legge 26 aprile 2012, n. 44

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Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe, produzioneannua di 5.000.000 kWhe, consumo gas per cogeneratore1.300.000 m3 e per caldaie 500.000 m3.

(a 0,22 m3/kWhe corrispondono 1.100.000 m3)1.100.000 x 0,0004493 = 494,2 €(1.300.000 – 1.110.000 + 500.000) x 0,018 = 12.600,0 €Totale imposte 13.094,2 €Risparmio (~1.110.000 x 0,018)= -19.980,0 €

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Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe, produzioneannua di 5.000.000 kWhe, di cui 3.500.000 kWhe autoconsumati,consumo gas per cogeneratore 1.300.000 m3 (910.000 m3 perautoconsumo) e per caldaie 500.000 m3.

Si ha (a 0,22 m3/kWhe corrispondono 1.110.000 m3):(1.110.000 – 910.000) x 0,0004493 = 85,4 €910.000 x 0,0001348 = 122,7 €(1.300.000 – 1.110.000 + 500.000) x 0,018 = 12.600,0 €

Totale imposte = 12.808,0 €

Risparmio (1.110.000 x 0,018) = -19.980,0 €

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Facciamo un esempio valido, ad esempio, per un ospedale.

Impianto con η=40%, corrispondente a 0,26 m3/kWhe, produzioneannua di 5.000.000 kWhe, di cui 3.500.000 kWhe autoconsumati,consumo gas per cogeneratore 1.300.000 m3 (910.000 m3 perautoconsumo) e per caldaie 500.000 m3.

Si ha (a 0,22 m3/kWhe corrispondono 1.110.000 m3):(1.110.000 – 910.000) x 0,0004493 = 85,4 €910.000 x 0,0001348 = 122,7 €(1.300.000 – 1.110.000 + 500.000) x 0,20 = 140.000,0 €Totale imposte = 140.208,0 €

Risparmio (1.110.000 x 0,20) = -220.000,0 €

Risparmio IVA (1.110.000 x 0,11 x 0,55) = -66.650,0 €86

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Vendita del surplus elettrico

Il quadro normativo riguardante la vendita del surplus elettrico dipendeda ogni singola applicazione e non è possibile fare previsioni attendibilisui ricavi da essa derivanti.

Le metodologie di vendita dell’energia elettrica prodotta in surplus sono:- Libero mercato: vendita diretta in borsa o tramite accordi bilaterali;- Ritiro dedicato: modalità e condizioni economiche definite dall’AEEG

(P<10 MVA);- Scambio sul posto: C.A.R potenza elettrica inferiore a 200 kW.

(D. M. 6 luglio 2012 solo se alimentati da fonti rinnovabili con potenzaelettrica fino a 1 Mwe fino ).

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Aspetti normativi: libero mercato

Il libero mercato con la vendita diretta in borsa è praticamentefattibile solo per i grandi impianti, tenendo presente l’impegno richiestoin termini di risorse per partecipare al mercato elettrico (GME –www.mercatoelettrico.org ) e cercare di anticiparne l’andamento.

Le condizioni di ritiro dell’energia elettrica sono state fissate dalladelibera 280/07, che modifica la precedente delibera 34/05.

Le nuove regole investono sia la cogenerazione ad alto rendimento, sia lefonti rinnovabili, e si applicano a tutta l’energia prodotta ed immessa inrete.

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Aspetti normativi: ritiro dedicato

Il ritiro dedicato è l’immissione diretta di energia elettrica nella rete inalternativa al libero mercato per impianti con potenza elettrica minore10 MVA (o qualsiasi potenza se da FER non programmabili).

Questo sistema è più semplice della vendita diretta sulla borsa elettricae le condizioni economiche sono quelle del mercato elettrico. Il prezzodi cessione è quello che si forma sul mercato elettrico nazionale in basea fasce orarie (F1, F2, F3) e la zona di produzione.

L’ente che fa da intermediario tra il produttore ed il mercato è il GSEche si occupa del dispacciamento e trasporto dell’energia elettricaprodotta.Le condizioni di vendita sono quelle definite dalla delibera 280/07 ed ilsuo Allegato A.

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Aspetti normativi: scambio sul posto

Lo scambio sul posto: è un servizio erogato dal GSE atto a consentire lacompensazione tra il valore economico associabile all’energia elettrica prodotta eimmessa in rete e il valore economico associabile all’energia elettrica prelevata econsumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione.Lo SsP viene riconosciuto per:- impianti di produzione da CAR con potenza elettrica fino a 200 kWe;

- impianti di produzione da FER di potenza elettrica fino a 20 kW, se entrati inesercizio entro il 31 dicembre 2007, e di potenza fino a 200 kW, se entrati inesercizio in data successiva.

Il meccanismo si basa sulla remunerazione economica della quota di energiaelettrica immessa in rete e perciò non autoconsumata e quella prelevata in unmomento diverso. Deve essere previsto un unico punto di collegamento alla retein cui avverrà la misura dell’energia elettrica prelevata ed immessa.

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Fonte AEEG.

RETE

M1u

e

M2

u

Riassunto dei valori delle agevolazioni CHP

Valutazioni economiche sul valore delle agevolazioni riconosciute alla

cogenerazione ad alto rendimento:

i certificati bianchi D.M. 20/7/04 (scheda 21 bis) valgono circa 8-10 €/MWhe

riconosciuti per 10 anni nel settore civile, mentre nel settore industriale

(progetti a consuntivo) il contributo può essere inferiore (baseline di

riferimento);

i certificati bianchi D.M. 5/9/2011 (nuovo regime di incentivazione) valgono

12-15 €/MWhe per 10 anni (15 TLR);

D.M. 6/7/2012 FER elettriche: 99-297€/MWh per 20 anni

l’agevolazione fiscale sul gas vale fino a 45 €/MWh per gli usi civili e fino a 4

€/MWh per gli usi industriali e assimilati;

lo scambio sul posto, disponibile fino a 200 kW, vale da 10 a 30 €/MWh, a

seconda che sia a fonti fossili o a fonti rinnovabili;

gli altri incentivi sono di difficile valutazione. 91

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Impianti di cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili

Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili possonoaccedere, alternativamente ai benefici del D.M.6/7/2012* per 20 anni o ai TEE.

*vi sono alcune deroghe temporali per impianti già autorizzati cui si può applicareil precedente meccanismo di incentivazione.

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Fonte Accesso diretto Registro AstaBiogas 1≤ ≤100kW* 100kW< ≤5MW >5MW

Biomasse (art.8.4, a) e b) 1≤ ≤200kW* 200kW< ≤5MW >5MW

Biomasse (art.8.4, c) e d) e bioliquidi sostenibili

1kW≤ ≤5MW >5MW

Riconversione bioetilico-saccarifero**

≥1kW

(*) Per impianti realizzati con procedure ad evidenza pubblica da Amministrazioni pubbliche le potenze massime per l'accesso diretto sono raddoppiate(**) Impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero approvati dal Comitato interministeriale di cui all'art. 2 del D.L. 2/06, convertito dalla L. 81/06

Impianti alimentati da fonti rinnovabili, tariffe incentivanti

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Premio CAR, aggiuntivo rispetto alla tariffa di rifermento

40€/MWhe

per impianti alimentati dalle tipologie di cui al comma 4, lettera a), e da bioliquidi sostenibiliper impianti a biomasse di cui al comma 4, lettera b), qualora il calore cogenerato sia utilizzato per teleriscaldamento

10€/MWheper gli altri impianti

Tipologia Potenza [kW]

tariffa incentivante

base [€/MWhe]

Biogas

a)

1<P≤300 180300<P≤600 160600<P≤1.000 140

1.000<P≤5.000 104P>5.000 91

b)

1<P≤300 236300<P≤600 206600<P≤1.000 178

1.000<P≤5.000 125P>5.000 101

c)1<P≤1.000 216

1.000<P≤5.000 109P>5.000 85

Biomasse

a)

1<P≤300 229300<P≤1.000 180

1.000<P≤5.000 133P>5.000 122

b)

1<P≤300 257300<P≤1.000 209

1.000<P≤5.000 161P>5.000 145

c) 1<P≤5.000 174P>5.000 125

Bioliquidi sostenibili 1<P≤5.000 121P>5.000 110

a) prodotti di origine biologicab) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1 –A; d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi da quelli di cui alla lettera c)c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente con le modalità di cui all’Allegato 2

Studi di fattibilità

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Procedura

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Diagnosi Energetica•Analisi dei consumi Elettrici e Termici•Diagrammi di carico (giorno, mese, anno)•Curva di durata

Scelta potenza termica ed elettrica

•Indice Elettrico/Termico (C)

Scelta del cogeneratore•MCI•TG•TV o ORC

Calcolo Indici Energetici •IRE e LT (validi fino al 31/12/2010)•PES (dal 1/01/2011)

Analisi economica •VAN (, defiscalizzazione combustibile, CV o TO se FER, SsP e TEE, O&M)

Autorizzazioni

Realizzazione Impianto

•EELL o MSE, UTF, GSE, AEEG etc.

Barriere/Problematiche/Considerazioni

- Elevata burocrazia nella fase autorizzativa

- Bassi fattori di carico in molte zone italiane nel caso di singole

abitazioni

- Rumore e vibrazioni

- Impossibilità di vendita dei dell’energia elettrica ad utenti diversi in

un unico punto di connessione. In un condominio l’energia elettrica

prodotta può essere utilizzata solo per le utenze comuni

- Nei piccoli impianti ci sono elevati costi fissi; protezione interfaccia,

contatori energia elettrica e termica, costi di gestione delle pratiche

burocratiche

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Appendice 1Teleriscaldamento e trigenerazione

9

Teleriscaldamento

Definizione - D.Lgs. 3 Marzo 2011 (rec. direttiva 2009/28/CE)Teleriscaldamento o teleraffrescamento la distribuzione di energiatermica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigeranti, da una opiù fonti di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite unarete, per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi dilavorazione e per la fornitura di acqua calda sanitaria.

Il teleriscaldamento può essere o meno cogenerativo. I migliori risultatisi ottengono dal giusto dimensionamento e utilizzo del calore.

Le reti sono l’elemento caratteristico del teleriscaldamento. Il lorocosto impatta notevolmente sull’investimento complessivo (100-500 €/mdi tubazione).

Il teleraffrescamento si può fare sia con produzione centralizzata, siacon assorbitori installati presso le utenze. 98

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Teleriscaldamento

Fonte della figura: www.airu.it

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Trigenerazione

La Trigenerazione viene definita come la produzione simultanea dienergia elettrica, calore e freddo.Il calore cogenerato può essere impiegato per la produzione di acquafredda, per usi di climatizzazione e di processo.

A tale scopo si usano gruppi ad assorbimento ad acqua - bromuro di litioo acqua - ammoniaca. L’efficienza si aggira intorno a 0,6-0,9, a secondadella macchina, e la convenienza effettiva dipende in larga misura dallecaratteristiche del sito, considerati i benefici derivanti dall’aumento delfattore di carico ed i prezzi ancora alti degli assorbitori.

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Fonte: CPL Concordia

Assorbitori

Riqualificazione di energia termica altrimenti inutilizzata (T da 80° a110°C per monostadio);- Bassa manutenzione;- Grande Ingombro;- Basso COP;- Elevato costo.

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Fonte: CPL Concordia – capacità espressa in kW.

Costo gruppi LiBr monostadio.

Fonti: progetto Trigemed, FIRE

Appendice 2Autorizzazioni

1

Autorizzazione alla costruzione ed esercizio

Novità – Semplificazioni per gli impianti di microcogenerazione (Pe<50kWe) - D.M. del 27/10/2011 pubblicato in G.U. il 18/01/2012 e in vigoredal 01/02/2012.Contenuti principali:-Elenco dei documenti e degli adempimenti necessari per l’aperturadell’officina elettrica;

-Sono previste tre soluzioni per l’accertamento e liquidazione dell’accisasull’energia elettrica prodotta delle officine di microgenerazione:

- Senza contatori elettrici:convenzione con pagamento annualedell’accisa elettrica in un’unica soluzione, senza dover tenere ilregistro di officina;

- con contatori elettrici fiscali: per cui è ridotta a due volte l’annol’annotazione sul registro di officina che può essere in formatoelettronico;

- Contatore MID del combustibile utilizzato: l’impianto però dovràessere alimentato da una linea di adduzione priva di derivazioni.


Impianti da fonti rinnovabili e termoelettrici con potenza termicaminore di 300 MW:

• competenza EELL (D.Lgs. 112/98 e DPR 447/98),• VIA necessaria con potenza elettrica superiore ai 50 MW (DPR

348/99 e DPR 53/98),• procedura alternativa tramite sportello unico (DPR 447/98 -

www.formez.it) con autocertificazione o processo semplificato.Impianti termoelettrici con potenza termica superiore a 300 MW:

• competenza statale (D.Lgs. 79/99 e Legge 55/02),• VIA acquisita dal MAP (DPR 53/98 e Legge 55/02) in corso di

ridefinizione.Legge 99/2009:

• sotto un MWe e 3 MWt è sufficiente la DIA, mentre gli impiantifino 50 kWe sono assoggettati alla sola comunicazione (attivitàdi edilizia libera) ai sensi del D.P.R. 380/2001 da presentareall’autorità competente.

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Autorizzazioni sulle emissioni

La normativa di riferimento è la seguente:• D.Lgs. 152/06 e s.m.i. (Testo Unico Ambientale);• provvedimenti regionali e provinciali.

L ’ultima voce è ormai la più importante. Nell ’areaurbana di Milano, ad esempio, sono in vigore i seguentilimiti per impianti sotto i 3 MW alimentati a gasnaturale (DGR 19 ottobre 2001 n. 7/6501):

• NOx: 100 mg/m3

• CO: 200 mg/m3

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Materiale consultabile on line

Focus Cogenerazione Gestione Energia FIREhttp://www.fire-italia.it/gestione_energia/Gestionenergia-02-2011.pdf

Studio FIRE sulla microcogenerazione in Italiahttp://www.fire-italia.it/forum/cogenerazione/rapportomchp.pdf

Ricerca di sistema elettrico ENEA- Le tecnologie innovative ed efficienti nei sistemi di generazione in

assetto co-trigenerativo e nei sistemi integrati con unità a pompa dicalore nelle applicazioni industriali e del terziario;

http://www.enea.it/attivita_ricerca/energia/sistema_elettrico/Tecnologie_elettriche/RSE18.pdf

- Complesso residenziale popolare ATC Biella - Intervento diriqualificazione energetica (Studio di fattibilità ENEA)

http://www.enea.it/attivita_ricerca/energia/sistema_elettrico/Tecnologie_elettriche/RSE30.pdf

Sito internet GSE – Riconoscimento CAR e incentivi.

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Riferimenti

Per approfondimenti:• FIRE: www.fire-italia.it

• www.fire-italia.it/forum/cogenerazione.asp• www.fire-italia.it/gruppi.asp

• AEEG: www.autorita.energia.it• GME: www.mercatoelettrico.org• GSE: www.gse.it• Aster: www.aster.it• Cogena: www.ascomac.it• DOE: www.energy.gov• Carbon Trust: www.carbontrust.com

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Studi di fattibilità nella cogenerazione - bologna.enea.it · • Che cosa è la cogenerazione?...

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