Tesi trigenerazione ospedaliera

UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DI FIRENZE

FACOLTÀ DI INGEGNERIA

Corso di Laurea in Ingegneria dell’Ambiente e del Territorio

A. A. 2007/2008

“Analisi energetica ed economica

di sistemi di trigenerazione

per applicazioni ospedaliere”

Candidato:

Nicola Giulietti

Relatori: Prof. Ing. Ennio Antonio Carnevale

Ing. Andrea Chesi

Ing. Giovanni Ferrara

Università degli Studi di Firenze - Dipartimento di Energetica “S. Stecco”

Sommario

INTRODUZIONE..........................................................................................................1

CAPITOLO 1

Generalità sulla trigenerazione.....................................................................................5

1.1 La cogenerazione .............................................................................................5

1.1.1 Le tecnologie impiegate per la cogenerazione.........................................6

1.1.2 Le condizioni per la realizzazione di un impianto di cogenerazione.....15

1.1.3 Le modalità di gestione di un impianto di cogenerazione .....................19

1.2 Le macchine frigorifere .................................................................................22

1.2.1 Macchina frigorifera a compressione ....................................................22

1.2.2 Macchina frigorifera ad assorbimento ...................................................25

1.2.3 La dissipazione del calore al condensatore (e all’assorbitore)...............28

CAPITOLO 2

La normativa in materia di cogenerazione e i mercati dell’energia........................31

2.1 Il quadro legislativo in materia di cogenerazione anteriore al 2000..........31

2.2 Il quadro legislativo attuale in materia di cogenerazione ..........................37

2.3 Il risparmio energetico e i “Certificati Bianchi” ........................................41

2.4 Le dinamiche dei mercati del’energia........................................................46

2.5 La fornitura del gas naturale ......................................................................48

2.6 Il contratto di somministrazione di gas naturale dell’Ospedale della

Versilia...................................................................................................................50

2.7 Fiscalità del gas naturale............................................................................51

2.8 Vendita dell’energia elettrica prodotta da cogenerazione..........................55

2.9 Imposte sull’energie elettrica.....................................................................59

2.10 La fornitura dell’energia elettrica ..............................................................60


2.11 Il contratto di somministrazione dell’energia elettrica dell’Ospedale della

Versilia ...................................................................................................................65

CAPITOLO 3

Caratteristiche energetiche generali dell’utenza ospedaliera ..................................69

3.1 Il fabbisogno elettrico ospedaliero..................................................................70

3.2 Il fabbisogno frigorifero ospedaliero ..............................................................73

3.3 Il fabbisogno termico ospedaliero...................................................................78

CAPITOLO 4

Analisi energetica dell’utenza in esame .....................................................................85

4.1 Descrizione degli impianti ...................................................................................86

4.1.1 L’impianto di generazione del vapore .........................................................86

4.1.2 L’impianto di generazione dell’acqua calda ................................................89

4.1.3 L’impianto di generazione dell’acqua per il raffrescamento .......................91

4.1.4 L’impianto di cogenerazione .......................................................................92

4.2 Ricostruzione dei profili di assorbimento ...........................................................95

4.2.1 Profili di assorbimento per il vapore............................................................99

4.2.2 Profili di assorbimento per l'energia elettrica ............................................105

4.2.3 Profili di assorbimento per il raffrescamento.............................................112

4.2.4 Profili di assorbimento per il riscaldamento .............................................118

4.3 Criteri di utilizzo e di progettazione dell’impianto di trigenerazione ..............127

4.3.1 Osservazioni sul dimensionamento e l’impiego del cogeneratore.............127

4.3.1 Osservazioni sull’impiego del cogeneratore con dissipazione di calore....130

4.3.1 Criteri di utilizzo e di dimensionamento del gruppo frigo ad

assorbimento ........................................................................................................133

CAPITOLO 5

Analisi comparativa di soluzioni progettuali alternative allo stato attuale ..........141

5.1 La simulazione economica ed energetica degli impianti dell’Ospedale della

Versilia .....................................................................................................................141

5.1.1 Funzionamento del programma per la simulazione degli impianti

ospedalieri ............................................................................................................142


5.1.2 Confronto tra consumi effettivi degli ultimi anni e i risultati ottenuti

simulando l’impianto esistente. ...........................................................................153

5.2 Assenza o presenza di cogenerazione e trigenerazione...................................159

5.2.1 Ipotesi di assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento ........................160

5.2.2 Ipotesi di assenza del cogeneratore e del gruppo frigorifero ad

assorbimento ........................................................................................................164

5.2.3 Ridimensionamento del cogeneratore........................................................166

5.3 Analisi finanziaria delle soluzioni presentate...................................................171

5.3.1 Gli strumenti dell’analisi finanziaria .........................................................171

5.3.2 VAN e Pay Back Time delle varie soluzioni progettuali...........................175

5.3.3 Analisi di sensibilità...................................................................................177

CONCLUSIONI........................................................................................................183

Bibliografia ................................................... Errore. Il segnalibro non è definito.

Nomenclatura.......................................................................................................192

Chi desiderasse il programma per la simulazione degli impianti ospedalieri realizzato

nell’ambito di questa tesi, può richiederlo all’indirizzo di posta elettronica:

[email protected]

Introduzione

Università degli Studi di Firenze - Dipartimento di Energetica “S. Stecco” 1

INTRODUZIONE

La crescente domanda mondiale di energia, l’aggravarsi delle previsioni relative agli

effetti dell’immissione di gas serra in atmosfera, il forte incremento del prezzo delle

fonti energetiche tradizionali (ed in particolar modo del petrolio) registrata negli ultimi

anni, legata anche al progressivo esaurimento delle riserve più facilmente sfruttabili, le

preoccupazioni per la crescente dipendenza economica dei paesi industrializzati dalle

scelte di un gruppo ristretto di paesi esportatori di prodotti energetici1: questi sono i

fattori che stanno inevitabilmente portando il tema dell’approvvigionamento energetico

al vertice dell’agenda politica internazionale, nonché al centro dell’attenzione

dell’opinione pubblica.

In questo quadro, il Consiglio Europeo, nella riunione dell’8-9 marzo 2007, ha

concordato di raggiungere entro il 2020 una riduzione dei consumi energetici del 20%

rispetto a quelli previsti e di portare al 20% il contributo delle fonti rinnovabili al

soddisfacimento dei consumi complessivi2, al fine di raggiungere una riduzione sulle

emissioni di gas serra dell’UE pari al 20% rispetto a quelle del 19903, contribuendo a

contenere l’incremento di temperatura media della superficie della terra al di sotto dei

2°C rispetto ai livelli pre-industriali; secondo l’International Panel on Climate Change4,

infatti, le attività antropiche sono responsabili, con una probabilità compresa tra il 90 e

il 99%, dell’inequivocabile riscaldamento climatico verificatosi dal periodo

preindustriale ad oggi5, in particolare a causa dell’immissione in atmosfera di CO2

liberata dall’impiego di combustibili fossili, tramite i quali viene prodotta il 78%

dell’energia primaria utilizzata dall’umanità; se non saranno prese misure adeguate per

limitare le emissioni, nel 2100, la temperatura media globale potrebbe salire, secondo i

modelli climatici e gli scenari più probabili, da 1°C a 6°C rispetto ad oggi, con

inevitabili ricadute sui sistemi fisici e biologici terrestri, nonché sulle attività umane.

1 ad esempio la dipendenza dalle importazioni di energia dell'Unione Europea, se si manterranno le

tendenze attuali, passerebbe dal 50% del consumo energetico totale attuale al 65% nel 2030. 2 nonché un 10% di biocombustibili sul totale del combustibile impiegato nel settore dei trasporti

3 nell’ipotesi di un accordo internazionale per il periodo post-Kyoto, l’obbiettivo di riduzione delle

emissioni salirà al 30%. 4IPCC, IV rapporto sui cambiamenti climatici (www.ipcc.ch)

5 nell’ultimo secolo l’aumento della temperatura media globale è stato di circa 0,74°C

Introduzione


Fortunatamente sono numerose le tecnologie, alcune già sviluppate e sperimentate,

altre da sviluppare, che possono contribuire a risolvere i problemi legati

all’approvvigionamento energetico; tra le prime si può annoverare la produzione

combinata di energia elettrica e calore (cogenerazione), o di energia elettrica, termica e

frigorifera (trigenerazione) che permette di conseguire un risparmio energetico rispetto

alla produzione separata: secondo l’International Energy Agency, in uno scenario di

riduzione delle emissioni di gas serra, la cogenerazione potrà contribuire da qui al 2030

a realizzare fino al 10% di tale riduzione di emissioni6. Nel nostro paese l’impiego

della cogenerazione è già stato consistente, soprattutto nel settore industriale, tuttavia è

possibile un ulteriore ricorso a tale tecnologia: ad esempio nel Piano di Indirizzo

Energetico Regionale della Toscana si prevede da qui al 2020 l’installazione di ulteriori

200 MW elettrici di impianti cogenerativi a gas naturale, che permetterebbero di ridurre

dell’1,3% i consumi regionali di energia primaria stimati per il 2020 in assenza di

interventi connessi agli obiettivi di risparmio europei.

Gli impianti di cogenerazione e trigenerazione, sebbene necessitino in generale di

combustibili fossili (ma è anche possibile l’alimentazione tramite biomassa7), possono

quindi giocare un ruolo rilevante nella riduzione dei consumi energetici e delle

emissioni clima-alteranti; appare peraltro evidente che la riduzione dei consumi

energetici permette anche di accrescere più facilmente la quota di energia prodotta da

fonti energetiche rinnovabili.

In questa tesi sarà analizzata la possibilità di impiegare un sistema di trigenerazione per

soddisfare i fabbisogni energetici di un ospedale: il settore ospedaliero appare infatti,

nel comparto civile, uno dei più promettenti per l’impiego di tale tecnologia,

presentando contemporaneamente una richiesta consistente di energia elettrica e

termica (o frigorifera, in estate), con andamento peraltro abbastanza regolare8.

Si è scelto di concentrarsi in particolare sullo studio di un impianto trigenerativo

esistente, operativo dal 2002 presso l’Ospedale Unico della Versilia, nel Comune di

Camaiore (LU), a poche centinaia di metri dal mare; questo è un complesso ospedaliero

di moderna concezione9 che, con un volume di 230.000 mc e 500 posti letto, serve un

bacino di circa 165.000 abitanti (che diventano mezzo milione durante la stagione

estiva). Lo studio di tale impianto permetterà di valutarne a posteriori l’effettiva

6 IEA Information Paper: “Combined Heat & Power and Emissions Trading” - July 2008

7 una tecnologia in fase di studio è poi quella della cogenerazione da energia solare.

8 nel Capitolo 1 sarà spiegato perché queste caratteristiche siano necessarie per rendere conveniente

l’impiego della trigenerazione. 9 l’inaugurazione è avvenuta nel giugno 2002.

Introduzione


validità, sia in termini energetici che economici, giungendo a conclusioni utili anche

per la progettazione e la gestione di impianti similari.

In questo lavoro sarà percorsa una procedura che conduce al proficuo dimensionamento

(e alla corretta gestione) di un impianto di trigenerazione:

- sarà dapprima effettuata una ricognizione sulle tecnologie trigenerative, prestando

attenzione alle alternative in grado di realizzare un risparmio energetico equivalente o

superiore, e individuando le condizioni che di volta in volta possono far protendere o

meno verso la scelta della trigenerazione;

- sarà quindi analizzato il panorama normativo italiano che regolamenta ed incentiva la

trigenerazione, nonché le condizioni del mercato dell’energia, da cui ne dipende la

convenienza economica;

- saranno poi analizzate le caratteristiche generali del fabbisogno energetico di un

ospedale, fornendo un quadro propedeutico alla progettazione di un impianto capace di

soddisfarli;

- esaminato il layout concettuale degli impianti energetici dell’ospedale in studio, si

procederà a ricostruirne i profili di assorbimento di energia elettrica, termica e

frigorifera (a partire da dati di consumo registrati negli ultimi anni), e quindi a valutare

come il soddisfacimento di tali fabbisogni sia attualmente assicurato; tutto ciò non solo

permetterà di trarre interessanti considerazioni sulla gestione dell’impianto, ma anche

di fornire valori di riferimento nel caso si debba progettare un impianto di

trigenerazione ospedaliera e non si disponga di dati sui consumi medi.

- si procederà infine a sviluppare un modello che permetta di simulare il funzionamento

degli impianti energetici dell’ospedale e calcolare con buona approssimazione, a partire

dai dati ricavati nei precedenti capitoli, i risultati economici ed energetici di gestione

dell’impianto in presenza di soluzioni progettuali alternative all’attuale (che saranno

poi valutate anche dal punto di vista finanziario) e nel caso di differenti modalità di

regolazione del cogeneratore.

Si potrà così stimare l’effettiva convenienza della realizzazione dell’impianto di

trigenerazione dell’ospedale della Versilia, ma anche valutare se una diversa modalità

di gestione possa arrecare maggiori benefici in termini di risparmio economico ed

energetico e quali conseguenze avrebbe portato un diverso dimensionamento

dell’impianto.

Buona lettura.

Capitolo 1 Generalità sulla trigenerazione


CAPITOLO 1

Generalità sulla trigenerazione

La trigenerazione è il sistema di produzione congiunta di energia elettrica, termica e

frigorifera, e si realizza completando un sistema di cogenerazione con una macchina

frigorifera ad assorbimento. In questo capitolo sarà brevemente analizzato il

funzionamento di un sistema di cogenerazione e quello di una macchina frigorifera, in

modo da offrire al lettore una carrellata delle tecnologie esistenti e le conoscenze

indispensabili alla comprensione dei capitoli successivi di questa tesi. Per

l’approfondimento degli aspetti tecnici relativi alle varie tecnologie trigenerative si

invita alla consultazione della bibliografia.

1.1 La cogenerazione

La cogenerazione prevede la produzione combinata di energia elettrica e energia

termica utile (calore) e il recupero in forma utile di parte dell’energia termica che nella

produzione tradizionale di sola energia elettrica viene ceduta all’ambiente,

conseguendo un risparmio energetico e un vantaggio ambientale rispetto alla

produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore.

La cogenerazione è quindi una tecnologia che, unendo in un unico impianto la

produzione di energia elettrica e la produzione di calore, sfrutta in modo ottimale

l’energia primaria dei combustibili; questo concetto è schematizzato in Figura 1, che

mostra come a parità di energia prodotta il sistema cogenerativo richieda un minor

consumo di combustibile rispetto ai metodi di produzione tradizionale di energia e

calore; tuttavia non è vero che la cogenerazione sia in ogni situazione la tecnologia più

adatta per il risparmio energetico (oltre che non essere sempre fattibile dal punto di

vista economico). Analizzeremo di seguito le tipologie di impianti di cogenerazione e

le condizioni che ne rendono conveniente l’adozione.



Figura 1 – produzione separata e cogenerazione a confronto 1

1.1.1 Le tecnologie impiegate per la cogenerazione

La produzione combinata di energia elettrica e di calore può essere tecnicamente

realizzata con le modalità topping e bottoming:

- nella modalità “topping” viene prodotta energia elettrica attraverso un ciclo

termodinamico ad alta temperatura integrato ad un sistema di recupero in forma

utile del calore di scarico e di distribuzione del medesimo all’utenza termica. In

questo caso le tecnologie risultano sostanzialmente derivate da quelle utilizzate

per la produzione di sola energia elettrica attraverso l’installazione di

apparecchiature di recupero termico e di distribuzione del calore a valle dei

1immagina tratta da: Relazione tecnica dell’AEEG “Condizioni per il riconoscimento della produzione

combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del Decreto

Legislativo 16 Marzo 1999, 79” – Marzo 2002; il rendimento di una centrale a ciclo combinato per la

sola produzione di energia elettrica è attualmente maggiore di quello indicato in figura, e pari a circa il

57%.



motori primi (generalmente si recupera calore dai gas di scarico o dal sistema

di raffreddamento);

- nella modalità “bottoming” viene prima prodotto calore per utilizzazioni ad alta

temperatura, il cui cascame termico alimenta un ciclo termodinamico

sottostante che permette di ottenere anche una produzione di energia elettrica.

La maggior parte dei processi di produzione combinata di energia elettrica e di calore

sono di tipo “topping”.

Le principali tecnologie impiegate per la cogenerazione sono:

- Turbina a gas (ciclo Brayton);

- Turbina a vapore (ciclo Rankine a spillamento o in contropressione);

- Ciclo combinato gas-vapore;

- Motore alternativo a Combustione Interna (MCI) con Ciclo Diesel o Ciclo Otto;

- Motore Stirling;

- Celle a combustibile.

I paramenti fondamentali che individuano il campo di applicazione della tecnologia di

cogenerazione sono:

- la dimensione dell'impianto;

- il rapporto potenza elettrica/potenza termica;

- le modalità di regolazione richieste

- la temperatura alla quale deve essere fornito il calore;

- il combustibile utilizzabile e le emissioni prodotte;

- il rendimento;

- il costo dell’investimento.

Turbine a vapore e cicli combinati sono tipologie impiantistiche di potenza elevata (da

0,5 a più di 100 MW) utilizzate in genere per applicazioni industriali, mentre i motori a

combustione interna e turbine a gas consentono sviluppi su taglie inferiori quali quelle

richieste nel settore del terziario (il campo di applicazione và da pochi kW a 5 MW per

MCI e da pochi kW a qualche centinaio di MW per le turbine a gas). Motori Stirling e

celle a combustibile sono sistemi di cogenerazione ancora in fase sperimentale che

comunque si adattano soprattutto a piccole potenze. La Figura 2 illustra la taglia



mediamente raggiunta dalle principali tecnologie di cogenerazione ed il relativo

rendimento elettrico (che in genere aumenta con la taglia)

Figura 2 – Dimensioni degli impianti per alcune tecnologie cogenerative e relativo rendimento

elettrico (per l’interpretazione della simbologia utilizzata si veda la nota a piè di pagina).2

Ciascuna tecnologia presenta un rapporto tra le quantità di energia elettrica Ee e di

calore utile Et prodotte (o anche tra rendimento elettrico e termico), definito indice

elettrico o PHR:

tCOG

eCOG

cog

cog

cog

cog

Ec

EtEc

Ee

Et

EePHR

η

η=== [Equazione 1]

dove:

- Ec

Eecog

eCOG =η è il rendimento elettrico del cogeneratore;

- Ec

Etcog

tCOG =η è il rendimento termico del cogeneratore;

2 illustrazione tratta da “La micro generazione a gas naturale” Macchi E., Dipartimento di Energetica

Politecnico di Milano; la linea rossa verticale tracciata in corrispondenza dei 1000 kW sta ad indicare il

limite convenzionale della micro generazione; TG sta per “turbine a gas”, TV sta per “turbine a vapore”,

FC sta per “Fuel Cell” ossia “celle a combustibile”. Le sigle PEM, SOFC, PAFC, MCFC indicano

diversi tipi di celle a combustibile, mentre TPV sta ad indicare il Termo Fotovoltaico, una nuova

tecnologia che sfrutta celle fotovoltaiche che lavorano nel campo degli infrarossi e che permette

rendimenti termici superiori all’85%.



- Eecog è l’energia elettrica netta generata dall’impianto di cogenerazione;

- Etcog è l’energia termica netta utile (solo quella che può essere sfruttata per

soddisfare le esigenze dell’utenza) generata dall’impianto di cogenerazione;

- combcomb VHCIEc ⋅= è l’energia primaria dei combustibili consumata

dall’impianto di cogenerazione per la produzione combinata delle quantità di

energia elettrica Eecog e di energia termica utile Etcog (Vcomb è il volume di

combustibile impiegato durante la generazione combinata e HCIcomb è il potere

calorifico inferiore dei combustibili).

Il PHR assume generalmente valori compresi tra 0,5 e 2, ed è maggiore per i cicli

combinati (per effetto del rendimento elettrico elevato, attualmente pari a circa il 45%3)

e per le celle al combustibile, mentre è minore per i cicli a vapore (0,5-0,1), le

microturbine (0,65-0,35) e per i motori Stirling; per le turbine a gas e i motori a

combustione interna si raggiungono valori intermedi, che crescono all’aumentare della

potenza installata (0,5-0,8).

Talvolta si usa anche il reciproco del PHR che esprime quanti kWh termici sono

prodotti per ogni kWh elettrico:

PHREe

EtK

cog

cog

term

1== [Equazione 2]

Entrambi questi parametri possono esprimere anche il rapporto tra l’energia elettrica e

termica prodotta in un intervallo di tempo infinitesimale, ossia tra due potenze

istantanee; evidentemente il PHR del medesimo impianto di cogenerazione dipenderà

dalle condizioni di funzionamento, e varierà qualora questo sia impiegato in

regolazione (ossia non sia impiegato alla massima potenza).

Proprio in base alle modalità di regolazione dell’impianto è possibile un’ulteriore

classificazione in:

- tecnologie a un grado di libertà (motori, turbine a gas, turbine a vapore a

contropressione, cicli combinati con turbina a vapore a contropressione) per i

quali la definizione della potenza elettrica fissa necessariamente anche la

potenza termica (o viceversa);

3 I cicli combinati per la sola produzione di energia elettrica sono caratterizzati da rendimenti elettrici più

alti di almeno 10 punti percentuali.



- tecnologie a due gradi di libertà (turbine a vapore a condensazione e

spillamento, cicli combinati con turbina a vapore a spillamento, turbina a gas a

iniezione di vapore) per le quali potenza elettrica e termica generate possono

essere fissate, entro certi limiti, indipendentemente l'una dall'altra.

Il grafico di Figura 3 mostra come vari il rendimento elettrico in funzione del carico

per alcune tecnologie ad un grado di libertà: MCI a ciclo Disel e a ciclo Otto e

Microturbina a Gas. Il valore in ascissa riporta la percentuale fornita rispetto al

rendimento nominale di funzionamento a pieno carico.

Variazione del rendimento elettrico in funzione della

regolazione

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%% Potenza erogata

Diesel

Otto

TAG

Figura 3 - Variazione del rendimento elettrico in funzione del carico per alcuni tipi di cogeneratori

Il rendimento dei motori Diesel è poco sensibile al carico applicato; tuttavia questi non

possono essere utilizzati con carico inferiore al 50 % per periodi continuativi senza

incorrere in un rapido degrado del motore. I motori ad accensione comandata sono

invece più sensibili, ma in compenso possono lavorare anche fino al 30 % della

potenza massima. Il rendimento delle microturbine a gas, già basso in origine, decade

rapidamente al diminuire del carico. Le curve rappresentate nel grafico sono note

come “curve di regolazione”.

Un parametro che può permettere un primo confronto di massima tra produzione

combinata e separata di energia termica ed elettrica, nonché il confronto tra diversi

sistemi cogenerativi, è il rendimento di primo principio, equivalente alla somma del

rendimento elettrico e termico del cogeneratore:

tCOGeCOG

cogcog

Ec

EtEeηηη +=

+=Ι [Equazione 3]



Il rendimento di primo principio si mantiene intorno a valori del 70-85%

indipendentemente dalla tecnologia impiegata, e sale generalmente con la taglia

dell’impianto; fanno eccezione le celle a combustibile che anche per potenze ridotte

raggiungono rendimenti di primo principio che possono rasentare il 90%. Anche i

motori Stirling hanno ottimi rendimenti di primo principio (quasi 90%) poiché il basso

rendimento elettrico è controbilanciato da alti rendimenti di recupero termico.

Figura 4 – rendimento elettrico e termico di alcune tecnologie a confronto4

Valutare il rendimento di primo principio (denominato anche fattore di utilizzo del

combustibile) vuol dire rendersi conto di quanta energia primaria introdotta nel motore

(con il combustibile) è stata convertita nelle due fonti energetiche che costituiscono

l’effetto utile, cioè energia termica e energia elettrica. Questo parametro ha però uno

scarso significato termodinamico in quanto attribuisce lo stesso valore a due grandezze

omogenee, ma che hanno valore energetico ed economico differente. Si ricorre quindi a

valutare il rendimento di primo principio equivalente come definito dalla formula

seguente:

Ec

EtEetR

eR

cogcog

e

η

η

η

⋅+

=Ι [Equazione 4]

Nella quale:

4 illustrazione tratta da “La micro generazione a gas naturale” Macchi E., Dipartimento di Energetica

Politecnico di Milano; per la definizione dell’indice IRE si veda l’Equazione 2 del Capitolo 2.



- ηeR è il rendimento elettrico medio netto della modalità di sola generazione

energia elettrica di riferimento (che può essere preso pari a quello del parco

termoelettrico esistente);

- ηtR è il rendimento termico medio della modalità di sola generazione di energia

termica di riferimento (che può essere preso pari a quello di una caldaia

convenzionale, ossia 0,9)

Calcolando ηIe si “trasforma” l’energia termica prodotta dal cogeneratore in energia

elettrica, tramite il rapporto ηeR/ηtR, rendendo così la valutazione del rendimento

equivalente più significativa rispetto al calcolo del rendimento di primo principio come

definito in quanto eseguita valutando due potenze elettriche che hanno quindi lo stesso

pregio.

La formula dell’Indice Energetico Normalizzato (IEN) definito dal CIP6/92 (si veda

l’Equazione 1 del Capitolo 2) sfrutta proprio questo metodo per valutare se un impianto

di produzione combinata di energia e calore abbia diritto agli incentivi stabiliti per la

cogenerazione5.

Appare evidente che anche la formula rendimento di primo principio equivalente valuta

in maniera grossolana l’effettiva bontà di un sistema di cogenerazione; si dovrebbe

peraltro considerare che l’impianto di cogenerazione può produrre fluidi a diverse

temperature adatti per impieghi diversi e quindi di valore economico distinto. Per

valutare queste caratteristiche si può impiegare il calcolo dell’Exergia. Tuttavia non

necessariamente la macchina caratterizzata da un rendimento exergetico maggiore sarà

migliore di un’altra ai fini pratici, poiché nella progettazione di un impianto

cogenerativo è necessario valutare attentamente quali sono le esigenze dell’utenza (e

quindi i suoi consumi) in termini di calore ed energia elettrica e quindi individuare la

soluzione che meglio vi si adatta. Generalmente le turbine a gas permettono di

5 la formula dello IEN che si ottiene sviluppando il termine “a” è infatti:

51,051,0

51,019,0

≥−⋅

++−⋅

+=Ec

Ee

Ec

Ee

Ec

Et

Ec

EeIEN

e quindi:

151,09,0

≥⋅

+⋅

=Ec

Ee

Ec

EtIEN

che può essere scritto anche nella forma:

51,09,09,0

51,0

⋅≥+⋅

=Ec

EeEtIEN

dove 0,9 è il valore di ηtR e 0,51 è il valore scelto per ηeR pari al massimo rendimento elettrico ottenibile

da una centrale a ciclo combinato all’uscita del provvedimento.



recuperare calore ad alta temperatura, pari a quella dei gas di scarico (450-600°C, ma

anche poco superiore a 300°C per microturbine rigenerate6), mentre il recupero dai

cicli a vapore e dai cicli combinati avviene a temperature minori, comprese tra 120 e

450°C (a secondo della modalità di prelievo del calore, al condensatore o per

spillamento); i motori a combustione interna permettono invece il recupero di calore sia

dai gas di scarico (a temperature di circa 400-650°C), che dai fluidi di raffreddamento

del motore (con temperature generalmente inferiori a 100°C). Il grafico di Figura 5

mostra, oltre alle curve di regolazione relative a rendimento termico ed elettrico di un

motore a combustione interna a ciclo Otto7, come varia nello stesso la frazione fVAP

del calore ad alta temperatura (recuperabile ai fumi) sulla quantità totale del calore

recuperato (generalmente fVAP a pieno carico assume valori compresi tra 0,3 e 0,5).

Rendimenti in regolazione del cogeneratore

Guascor SFGLD 560/4/55 (Pe= 952 kWe)

0,3

0,32

0,34

0,36

0,38

0,4

0,420,44

0,46

0,48

0,5

0,52

0,54

0,56

0,58

0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1Regolazione

ηe

ηt

f VAP

Figura 5- curve di regolazione di un cogeneratore a combustione interna a Ciclo Otto

Per le celle a combustibile il range di temperatura del calore recuperato è abbastanza

ampia e dipende dalla particolare tecnologia impiegata, comunque è inferiore a quella

raggiungibile con le turbine a vapore o i MCI.

Per quanto riguarda combustibile impiegato ed emissioni, i due aspetti sono alquanto

legati: l’impiego di gas naturale riduce in generale le emissioni inquinanti, rispetto a

quelle che si avrebbero impiegando combustibili più pesanti. Le celle a combustibile

6 le turbine rigenerate hanno in compenso rendimenti elettrici maggiori di quelle non rigenerate.

7 tali curve evidenziano ancora una volta come tale tecnologia sia particolarmente adatta a lavorare in

presenza di carichi variabili: si osserva come la lieve riduzione di ηe sia bilanciata dall’aumento di ηt;

inoltre in regolazione aumenta.



sono la tecnologia più pulita da questo punto di vista, ma anche la più esigente, poiché

al loro interno avvengono processi termochimici che richiedono l’ingesso di metano o

idrogeno di purezza alquanto elevata (per prevenire la degradazione del sistema) e

producono quasi unicamente acqua e anidride carbonica come prodotti di scarto. Anche

le turbine a gas (e quindi i cicli combinati) richiedono combustibili pregiati per il loro

funzionamento, per via della combustione interna al ciclo termodinamico. Il ciclo a

vapore è invece la tecnologia più flessibile, grazie alla combustione esterna; al

contrario la combustione interna ed il funzionamento continuo vincolano la turbina a

gas all’uso di combustibili pregiati; le emissioni dipendono in questo caso dal tipo di

combustibile impiegato e dai sistemi di trattamento dei reflui gassosi. I motori a ciclo

Otto sono necessari combustibili gassosi o liquidi di qualità medio/alta (gas metano,

benzina, ma anche biogas). I motori Diesel sono molto più flessibili, poiché possono

utilizzare anche oli pesanti, ma al peggiorare della qualità del combustibile aumentano

sostanzialmente le spese di manutenzione. La formazione di ossidi di azoto (NOx)

interessa soprattutto i MCI, a causa delle elevate temperature che possono essere

raggiunte al loro interno (oltre i 2000°K); per essi si opera quindi un abbattimento

successivo mediante catalizzatori chimici, in modo da sottostare alle norme vigenti in

materia di emissioni. Le microturbine invece, per via delle ridotte dimensioni e delle

temperature non elevatissime raggiunte al loro interno, sembrano non aver bisogno di

trattamenti dei reflui gassosi; chiaramente all’aumentare delle dimensioni

dell’impianto, tali trattamenti possono diventar indispensabili per evitare che il

quantitativo complessivo di inquinanti immessi in atmosfera non raggiunga la soglia di

tollerabilità.

Altro elemento da considerare per l'impatto ambientale è il rumore derivante dal

funzionamento dell'impianto. Anche se le macchine, i bruciatori ed i sistemi di

ventilazione utilizzati negli impianti di cogenerazione possono raggiungere se non

contenuti anche livelli di rumore di circa 100 dBA ad 1 metro (i MCI sono la

tecnologia più rumorosa, le celle a combustibile la meno rumorosa, a metà strada si

pongono le turbine a gas), per le applicazioni in special modo di tipo civile è possibile

contenere con opportuni sistemi di cofanatura delle macchine e di trattamento del

rumore sui flussi di aria e o gas esausti tali emissioni entro livelli di circa 65 dBA ad un

metro tanto da renderli idonei ad applicazione anche in ospedali o zone residenziali8.

8 In particolare per impianti di taglia sino a 1,5 MW con singola macchina gli impianti di cogenerazione

con motore alternativo si prestano alla realizzazione di sistemi containerizzati in grado di contenere con

costi relativamente bassi e con ridotti ingombri le emissioni sonore derivanti dall'impianto.



Per quanto riguarda infine i costi d’investimento, questi variano notevolmente a

secondo della taglia dell’impianto e delle particolari caratteristiche tecniche delle

macchine impiegate; tuttavia la tecnologia più costosa è senz’altro, al momento attuale,

quella delle celle a combustibile, mentre le turbine a gas sono in genere gli impianti più

semplici e per questo più economici; anche i motori a combustione interna hanno costi

abbastanza competitivi per impianti di dimensioni medio – piccole. Si deve inoltre

tener presente la durata dell’impianto, che arriva fino a 30 anni per impianti a vapore, a

15-20 anni per turbine a gas e per MCI di dimensioni medio grandi (è invece di

qualche decina di miglia di ore per quelli di piccole dimensioni) e di pochi anni per le

celle a combustibile.

Nella scelta di una tecnologia cogenerativa è poi importante anche tener conto della

manutenzione e dei suoi costi, nonché della disponibilità effettiva dell’impianto: esso

dovrà infatti essere fermato di tanto in tanto per manutenzione o a causa di guasti, e ciò

comporterà un ritardo nel ritorno dell’investimento, nonché potenziali disagi

nell’approvvigionamento di calore ed energia elettrica. Per i motori alternativi si

prevedono genericamente operazioni di manutenzione ogni 1000 ore e revisioni

generali con frequenza tra 10.000 e 30.000 ore di funzionamento. Il fattore di utilizzo

annuo è relativamente basso e solo per alcuni modelli supera il 90%.

Nel caso delle turbine a gas, vista la relativa semplicità costruttiva, le poche parti in

movimento e la lubrificazione non critica, si presentano meno problemi rispetto ai

motori alternativi; le case con maggior esperienza propongono modelli che possono

essere utilizzati per alcune decine di migliaia di ore prima della revisione generale. La

prima verifica delle palettature viene eseguita di norma non prima delle 15.000 ore.

1.1.2 Le condizioni per la realizzazione di un impianto di cogenerazione

In generale, rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e

calore, la produzione combinata comporta:

a) un risparmio economico conseguente al minor consumo di energia primaria,

ottenuto grazie all’elevato rendimento complessivo dei sistemi di

cogenerazione;



b) una riduzione dell’impatto ambientale, conseguente sia alla riduzione delle

emissioni (risparmio energetico significa anche una riduzione dei gas serra) che

al minor rilascio di calore residuo nell’ambiente9;

c) minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico nazionale,

conseguenti alla localizzazione degli impianti in prossimità dei bacini di utenza

o all’autoconsumo dell’energia prodotta10

;

Affinché tali vantaggi siano conseguiti, è pero necessario che:

1) le utenze energetiche e soprattutto quelle termiche si trovino nelle vicinanze del

sistema di generazione energetica (le perdite di calore lungo le reti di

teleriscaldamento abbassano il rendimento complessivo del sistema, inoltre la

costruzione di tubature isolate termicamente comporta degli oneri economici

aggiuntivi);

2) l’utenza termica domandi calore a temperatura relativamente bassa, tale a poter

sfruttare quello refluo della generazione elettromeccanica (all’aumentare della

temperatura richiesta il rendimento elettromeccanico decade, fino ad annullare i

benefici energetici della cogenerazione);

3) l’impianto di cogenerazione sia sfruttato per un elevato numero di ore all’anno,

affinché il risparmio energetico possa compensare i costi d’investimento

(superiori a quelli di un impianto tradizionale) e l’incremento del costo per

manutenzione, personale di sorveglianza, amministrazione dell’impianto.

Affinché questa ultima condizione si verifichi, l’impianto deve risultare

opportunamente dimensionato, inoltre la richiesta di calore e di energia elettrica

devono essere contemporanee11

e il più possibile costanti in tutto l’arco dell’anno; tale

requisito è difficilmente verificato nel caso di utenze civili, che generalmente

presentano un limitato fabbisogno di calore durante la stagione estiva; proprio per

risolvere questo problema, in ambito civile ha trovato largo impiego la trigenerazione

che permette di sfruttare il calore anche in estate per alimentare gruppi frigoriferi ad

assorbimento, soddisfacendo il fabbisogno di climatizzazione delle utenze.

Per una valutazione di massima sulla fattibilità di un impianto può essere utile

calcolare il consumo specifico netto (Equazione 5), ossia il consumo di combustibile

9 la dissipazione del calore delle centrali termoelettriche tradizionali nei fiumi, ad esempio, può

comportare gravi alterazioni degli ecosistemi acquatici. 10

le perdite di rete nel 2007 sono state pari al 6,22% dell’energia elettrica prodotta in Italia o importata.

La produzione distribuita di energia elettrica comporta numerose difficoltà in un sistema di

distribuzione come quello italiano, progettato per la produzione centralizzata, ma i gestori delle reti

stanno già provvedendo da alcuni anni ad una loro ristrutturazione per ovviare a questi inconvenienti. 11

poiché la produzione è contemporanea.



necessario a produrre un kWhe sottratto del combustibile che sarebbe stato impiegato

in assenza del cogeneratore per ottenere l’energia termica utile prodotta nella

generazione di un kWhe (ConsSC).

⋅−

⋅=−=

tR

termCOGe

combCOGe

SCSESN

K

HCIConsConsCons

η

η

η1

3600 [Equazione 5]

dove:

- COGecombCOG

comb

SEHCIEe

VCons

η⋅==

3600 è il consumo specifico per produrre un

kWhe;

- HCIcomb è il potere calorifico inferiore del combustibile è espresso in kJ/mc;

Chiaramente minore risulta il consumo specifico netto e più l’impianto di

cogenerazione potrà risultare conveniente.

Per valutare la fattibilità economica della realizzazione di un impianto di cogenerazione

e per la scelta della tecnologia e della potenza più adatta, risulta pertanto opportuno

analizzare attentamente l’andamento della richiesta termica ed elettrica dell’utenza, e

simulare il funzionamento del sistema di cogenerazione che si vuol realizzare (questi

aspetti saranno più ampiamente trattati nei Capitoli 3 e 4), analizzando con attenzione

l’entità di tutte le entrate e le uscite economiche12

sia in presenza che in assenza del

cogeneratore. Inoltre si dovrà tener conto del costo dell’energia elettrica sul mercato e

di quello del combustibile: a parità di costo del combustibile, maggiore sarà il costo

dell’energia elettrica e più risulterà conveniente la cogenerazione dal punto di vista

economico (i mercati dell’energia elettrica e del gas saranno studiati nel Capitolo 2).

Si deve tra l’altro considerare che qualora la cogenerazione risulti economicamente

poco conveniente, potrebbe essere possibile l’adozione di altre tecnologie per ottenere

con lo stesso costo risparmi energetici maggiori.

In passato si è ritenuto che i sistemi di cogenerazione fossero sempre convenienti,

almeno da un punto di vista energetico, rispetto alla produzione separata. Oggi però la

produzione termoelettrica separata avviene con rendimenti notevolmente superiori a

quelli che venivano raggiunti alcuni anni fa, soprattutto grazie all’adozione di sempre

più evoluti sistemi a ciclo combinato, che raggiungono ormai rendimenti superiori al

12

chiaramente si dovranno considerare solo quelle voci di bilancio che possono essere influenzate dalla

presenza del cogeneratore.



55% (negli anni 90’ erano intorno al 50%, inoltre gran parte del parco termoelettrico

era costituito da impianti a vapore, dal rendimento modesto). D’altra parte vi sono stati

grandi sviluppi anche nell’aumento del rendimento per la produzione separata di

calore: grazie alle moderne caldaie a condensazione è possibile raggiungere rendimenti

teorici superiori al 100%13

e rendimenti stagionali effettivi di poco inferiori al 100%;

inoltre le moderne pompe di calore elettriche, dal principio di funzionamento analogo a

quello delle macchine frigorifere, raggiungono coefficienti di prestazioni stagionali

(setto anche SPF, pari al rapporto tra l’energia termica complessivamente fornita

all’impianto di climatizzazione e quella consumata dal sistema sotto forma di

elettricità) intorno a 314

. Se si confrontano i flussi energetici rappresentati in Figura 6

di un sistema di cogenerazione con quelli di un sistema di generazione separata con

produzione di calore mediante pompa di calore si può osservare che la seconda

soluzione può essere competitiva con la prima.

Figura 6 – confronto tra produzione combinata e produzione separata con pompa di calore

13

poiché il rendimento si calcola sul potere calorifico inferiore del combustibile, mentre tali caldaie

ricavano calore utile dalla condensazione del vapore acque dei fumi, sfruttando quindi anche il potere

calorifico superiore. 14

le prestazioni energetiche delle pompe di calore dipendono in realtà dalle particolari condizioni di

funzionamento: infatti la loro efficienza aumenta con la riduzione della differenza di temperatura tra il

fluido da scaldare (aria o acqua) e quello a cui viene sottratto il calore (che pure può essere aria o acqua).



La convenienza di un sistema di cogenerazione dipende quindi dal suo rendimento e

poiché la preferibilità di tale soluzione ad altre si gioca su scarti di risparmio energetico

abbastanza ridotti, risulta necessario tener conto di tutte le variabili che possono

ridurne l’efficienza.

Generalmente cogeneratori di maggiore potenza hanno rendimenti maggiori e minori

costi di gestione rispetto a piccoli impianti: per questo, in campo civile, soprattutto in

passato, si è preferito realizzare impianti di dimensioni medio grandi da abbinare al

teleriscaldamento; tuttavia si deve considerare che i sistemi di questo tipo necessitano

di caldaie integrative (spesso con rendimenti modesti15

) per coprire i picchi di richiesta

termica e che le perdite di energia termica dalla centrale di produzione all’utenza non

sono trascurabili, con il risultato che a conti fatti la produzione separata di energia

elettrica mediante impianti combinati e l’adozione di caldaie a condensazione potrebbe

risultare addirittura più vantaggiosa della cogenerazione dal punto di vista ambientale16

(dal punto di vista economico invece, a causa di distorsioni indesiderate provocate dai

meccanismi di incentivo e defiscalizzazione, il teleriscaldamento tradizionale17

può

invece essere comunque conveniente).

Si tenga comunque conto che sia le caldaie a condensazione che le pompe di calore

raggiungono ottime efficienze solo nel caso siano impiegate per produrre calore a bassa

temperatura, adatto soprattutto ad usi civili.

1.1.3 Le modalità di gestione di un impianto di cogenerazione

Le modalità di esercizio di una macchina per cogenerazione è variabile a seconda del

tipo di impianto al quale è destinata. La scelta di come farla funzionare è una questione

fondamentale nell’ottica del raggiungimento di un buon compromesso tra i vantaggi

derivanti dall’autoproduzione e gli svantaggi derivanti dalle possibili problematiche di

“comunicazione elettrica” con la rete e dello smaltimento di calore.

Ogni utenza ha un proprio profilo di carico elettrico e termico che, oltre distinguersi in

base alle potenze massime, presenta variabilità diversificate secondo il tipo di

15

poiché il loro impiego è saltuario, spesso non risulta economicamente conveniente l’installazione di

caldaie particolarmente efficienti. 16

si consideri tra l’altro che l’accentramento della produzione di energia sia elettrica che termica presso

le utenze civili, e quindi in zone urbane, può peggiorare la già critica situazione ambientale delle città (le

caldaie a condendensazione presentano tra l’altro emissioni di inquinanti assai limitate). 17

alimentato mediante MCI, turbine a vapore o a gas a combustibili fossili; un discorso a parte meritano

gli impianti di cogenerazione a fonti rinnovabili, che da un punto di vista energetico risultano assai più

convenienti.



applicazione svolta. Per questi motivi anche la decisione della potenza del cogeneratore

da installare, oltre a dipendere certamente dai picchi di fabbisogno dell’utenza, è legata

soprattutto al tipo di funzionamento giornaliero della macchina previsto in fase di

progettazione a partire dall’andamento dei carichi dell’impianto al quale è destinata.

I tipi di funzionamento possibili di una macchina cogenerativa principalmente sono tre:

- inseguimento elettrico;

- inseguimento termico;

- inseguimento termoelettrico.

La giusta scelta del tipo di “inseguimento”, è molto legata alla tipologia di

allacciamento alla rete; questo sostanzialmente si divide in collegamento in parallelo e

collegamento in isola. Il cogeneratore allacciato in parallelo, è collegato in modo tale

da erogare energia elettrica parallelamente alla rete e, con questa configurazione, è

possibile per l’utenza sia un’acquisizione sia una cessione di energia. Questo tipo di

collegamento presenta il vantaggio di garantire all’utente, in caso di malfunzionamento

del cogeneratore o nei periodi di manutenzione, l’assenza di interruzione di energia

elettrica, la quale, in questi casi, è prelevata interamente da rete. Nei momenti in cui la

produzione del cogeneratore è superiore al reale fabbisogno, con l’allaccio in parallelo

l’energia che avanza viene ceduta alla rete. In questo caso è possibile anche un ritorno

economico all’utente in quanto la potenza, che esso riversa alla rete, ha un certo valore

economico (nel Capitolo 2 saranno discusse le modalità con cui tale cessione può aver

luogo).

Il tipo di collegamento in isola, è caratterizzato dall’essere totalmente indipendente

dalla rete. In pratica il cogeneratore funziona da gruppo elettrogeno e spesso gli

impianti nei quali si adotta questo tipo di allaccio, vengono divisi in due tronconi: uno

alimentato esclusivamente dal cogeneratore, e l’altro dalla rete. In questo modo però, in

caso di interruzione della rete centrale, la parte non alimentata dal cogeneratore resta

senza corrente elettrica. D’altra parte, se la macchina che serve alla parte indipendente

dell’impianto si guasta, quest’ultima a rimanere senza corrente. L’attuale normativa

sulla cogenerazione facilita notevolmente la possibilità di immissione in rete, specie

per impianti di piccole e medie dimensioni, per cui il collegamento in isola è

attualmente praticato solo in casi particolari, come quelli in cui a causa della difficoltà

dell’allacciamento alla rete (clienti in condizioni ambientali impervie, quali baite,

piccole isole, ecc) è necessario sfruttare il cogeneratore come vero e proprio gruppo

elettrogeno.



Il principio di funzionamento secondo il quale la produzione di energia elettrica è volta

prevalentemente a soddisfare tutta la relativa domanda, prende il nome di

inseguimento elettrico; il cogeneratore si regola in base all’andamento del fabbisogno

elettrico dell’utenza, indipendentemente da quali sono le richieste termiche. In questo

modo non sarà necessario acquisire energia elettrica dalla rete, e quindi l’impianto

riceve corrente in modo totalmente autonomo. L’inconveniente principale di questo

sistema deriva dal lato termico. Se in alcune ore la domanda, infatti, di questa energia

arriva ad essere minore della quantità prodotta, sorge il problema dello smaltimento,

che può rendere la cogenerazione diseconomica e sconveniente dal punto di vista

energetico18

.

Questo tipo di regolazione si presenta adatto in caso di utenza con consumi di energia

prevalentemente indirizzati verso il termico. Sarebbe ideale che, in tutto il periodo di

funzionamento del cogeneratore, il fabbisogno di calore sia sempre superiore alla

produzione dello stesso. La restante parte che manca viene così apportata da altri

sistemi più versatili e facilmente regolabili come ad esempio le caldaie.

Una variante dell’inseguimento elettrico può essere considerata quella

dell’inseguimento elettrico con accumulo di energia termica, effettuato mediante

appositi serbatoi opportunamente isolati termicamente. I sistemi di accumulo

permettono, in situazioni di fabbisogno termico altalenante, di immagazzinare il calore

eccedente e di impiegarlo nei momenti di picco della richiesta; tale sistema però

implica costi aggiuntivi e inevitabili perdite di calore; in maniera analoga, per sistemi

di trigenerazione, sono disponibili serbatoi per l’accumulo dell’energia frigorifera,

anche chiamati Ice Bank.

L’inseguimento termico basa invece il principio di regolazione della macchina

sull’andamento della quantità richiesta di calore. Il lato elettrico non è considerato e

durante il funzionamento del cogeneratore è possibile trovarsi in condizione di acquisto

o di cessione di energia all’esterno.

La terza modalità di funzionamento è costituita dall’inseguimento termoelettrico; in

questo caso il cogeneratore è regolato secondo la richiesta minima di energia

indipendentemente dal fatto che essa sia elettrica o termica. Non viene effettua mai, in

questo modo, una produzione di surplus energetico e le quantità termiche ed elettriche

mancanti sono reperite dall’esterno. Apparentemente, percorrendo complessivamente

l’andamento dei carichi più fedelmente rispetto ai primi due tipi di inseguimento,

18

Il caso della cogenerazione con dissipazione termica sarà affrontato nel capitolo 3.



quello termoelettrico sembrerebbe il tipo di regolazione più conveniente; non sempre

però è così e come esposto in precedenza, per ogni utenza è necessario sempre studiare

il compromesso tra taglia, tipo di regolazione e allaccio, che si rivela essere caso per

caso quello più adeguato.

1.2 Le macchine frigorifere

La trasmissione di calore da un “serbatoio” freddo ad uno caldo, come è noto dalle

leggi fondamentali della termodinamica, è un processo che richiede lavoro.

A secondo della modalità con cui tale lavoro viene fornito, si distinguono due grandi

categorie di macchine frigorifere:

- Macchine frigorifere a compressione

- Macchine frigorifere ad assorbimento

Nelle seconde, il ciclo frigorifero è alimentato da energia termica, e per questo possono

essere impiegate in sistemi di trigenerazione. Si riporta di seguito il funzionamento e

le caratteristiche tecniche di entrambi i tipi di macchina, così da permetterne il

confronto.

1.2.1 Macchina frigorifera a compressione

Lo schema elementare di una macchina a compressione è costituito da un compressore,

un condensatore, una valvola di laminazione ed un evaporatore collegati nell’ordine in

un ciclo chiuso percorso da un fluido frigorigeno (solitamente operante nella zona del

vapor saturo e del vapor surriscaldato). Il lavoro (L) è fornito tramite l’energia

meccanica che mette in funzione un compressore o, come avviane più speso nella

realtà, sottoforma di energia elettrica che alimenta il motore del compressore.

Il fluido termovettore, assorbito il calore Q2 (con riferimento alla Figura 7) da un

serbatoio caldo (generalmente l’ambiente da raffreddare o un altro fluido vettore), si

trova all’inizio del ciclo in condizioni di vapor saturo secco; viene quindi compresso

tramite lavoro esterno ed aumenta la sua temperatura (vapore surriscaldato); a questo

punto, nel condensatore, cede una quantità di calore Q1, raffreddandosi e condensando

fino a raggiungere titolo 0. La funzione della valvola di laminazione è invece quella di



abbassare la temperatura del fluido in condizioni adiabatiche, così da riportare il fluido

in condizioni di poter assorbire calore all’evaporatore.

Evaporatore

Condensatore

Organo di

laminazioneCompressore

Q2

Q1

2

1

3

4

Evaporatore

Condensatore

Organo di

laminazioneCompressore

Q2

Q1

2

1

3

4

T

S

1

2

3

4

T

S

1

2

3

4

Figura 719 - ciclo frigorifero a compressione diagramma T-S del ciclo ideale20

L’ efficienza di un ciclo frigorifero è espressa dal parametro COP ("coefficiente di

effetto utile" o coefficient of performance) che si calcola secondo l’Equazione 5:

21

22

QQ

Q

L

QCOP

−== [Equazione 6]

La trasformazione che avviene nella valvola di laminazione è paraisoentalpica e

irreversibile, e contribuisce a ridurre il COP della macchina (essendo ad entropia

crescente riduce la quantità di calore che il fluido può assorbire all’evaporatore, nei

confronti di una trasformazione isoentropica). Per questo a volte si utilizza una turbina

al posto della valvola (soluzione costosa adatta a macchine di grandi dimensioni)

oppure si inserisce uno scambiatore prima della valvola, che permette di cedere calore

al fluido che entra nel compressore, come rappresentato in Figura 8.

19

Tratto da: Chesi, A.,2001, Sistemi innovativi per la microcogenerazione: analisi termodinamica e

prospettive industriali, Tesi di Laurea di Ingegneria Meccanica, Dipartimento di Energetica” S.

Stecco”, Università degli Studi di Firenze 20

Nella realtà le trasformazioni saranno leggermente diverse, ad esempio la compressione non avverrà

ad entropia costante.



2

1

3

4

Scambiatore Rigenerativo

65

T

S

1

2

3

4

5 6

2

1

3

4


65

2

1

3

4


65

T

S

1

2

3

4

5 6

T

S

1

2

3

4

5 6

Figura 8 - ciclo frigorifero a compressione rigenerato e diagramma T-S21

Il COP di un ciclo frigorifero è legato alla temperatura delle due sorgenti, infatti

facendo riferimento ad un ciclo reversibile di Carnot il C.O.P vale (facendo riferimento

alla nomenclatura di Figura 7):

21

2

TT

TCOPT

−= [Equazione 7]

Quello definito nell’Equazione 7 è il massimo effetto utile teorico raggiungibile;

asportare quindi calore da un corpo risulta tanto più difficile quanto più bassa è la sua

temperatura rispetto a quella a cui avviene cioè la dissipazione del calore al

condensatore.

A seconda degli accorgimenti tecnici e del fluido frigorigeno impiegati, nonché delle

condizioni di funzionamento, il COP delle macchine a compressione commerciali per il

condizionamento varia in un range compreso perlopiù tra 2 e 6. Generalmente

macchine di maggior potenza sono contraddistinte da valori superiori di COP; esso

viene solitamente indicato in etichetta come (EER - Energy Efficency Ratio) e si

riferisce al funzionamento alla potenza nominale. Per valutare l’efficienza dei gruppi

frigoriferi nelle condizioni reali di funzionamento sono nati negli ultimi anni numerosi

indici, quali ad esempio l’IPLV (Integrated Part Load Value), che vengono calcolati

tramite una media ponderata del COP a diversi valori del carico parziale22

.

21

stessa fonte indicata in nota 19. 22

L’IPLV ad esempio associa un peso pari a 0,42 per il COP relativo al carico del 75%, pari a 0,45 per il

COP relativo al carico del 50%, pari a 0,12 per il COP relativo al carico del 25%, e pari a 0,01 per il



L’efficienza energetica dei gruppi frigoriferi a compressione, specie ai carichi parziali,

sta rapidamente aumentando negli ultimi anni e macchine di ultima tecnologia

raggiungono valori dell’IPLV superiori a 923

.

Particolare attenzione deve essere dedicata ai fluidi frigorigeni impiegati nei cicli a

compressione: per molti anni sono stati utilizzati gli idrocarburi alogenati,

recentemente proibiti a causa dell'effetto sulla formazione dello strato di ozono

stratosferico, e sostituiti dagli HCFC (cloro-fluoro-carburi idrogenati) meno nocivi, ma

pure dotati di un forte potenziale di effetto serra; per questo nella valutazione delle

emissioni di gas serra di un gruppo frigorifero si dovrebbe fare attenzione non solo a

quelle legate alla produzione di energia per il funzionamento del gruppo frigorifero (e

quindi alla sua efficienza energetica) , ma anche a quelle dovute alle inevitabili perdite

in atmosfera del fluido frigorigeno (e quindi al tipo di fluido); è in corso la ricerca di

nuovi fluidi frigorigeni che presentino buone proprietà termodinamiche e ridotto

impatto ambientale.

1.2.2 Macchina frigorifera ad assorbimento

L’idea su cui si basa il funzionamento delle macchine frigorifere ad assorbimento è

quello di sostituire al lavoro fornito dal compressore quello compiuto da una macchina

termica che assorbe calore da una sorgente calda e lo cede ad una più fredda.

Nel suo disegno elementare (Figura 9) la macchina ad assorbimento consta, al posto del

compressore, di un assorbitore, una pompa, un generatore ed una valvola di

laminazione, percorsi in questo ordine da una soluzione liquida.

All’assorbitore convergono il fluido frigorigeno proveniente dell’evaporatore e una

soluzione concentrata (o soluzione assorbente) a bassa pressione; nell’assorbitore,

tramite la cessione di calore, si ha l’assorbimento del vapore da parte della soluzione

concentrata, che viene quindi diluita ed inviata ad una pompa che ne aumenta la

pressione; quindi viene inviata al generatore, dove avviene il processo di evaporazione,

grazie all'apporto di calore ad opera di una fonte esterna: il vapore, caldo e ad alta

pressione, viene inviato al condensatore, mentre la soluzione impoverita che non è

COP a potenza nominale. L’IPLV è calcolato facendo riferimento alle condizioni medie di esercizio di

un gruppo frigorifero negli USA, che differiscono da quelle medie europee, per cui l’indice tende a

sottostimare i consumi che si avrebbero in Europa. Per questo sono stati proposti altri indici analoghi

all’IPLV più adatti alle condizioni di funzionamento europee, quali l’ESSER. 23

RCI Riscaldamento Climatizzazione Idronica - Maggio 2008– “Gruppi Frigoriferi” di G.Chiesa



evaporata viene fatta laminare per ridurne la pressione ed inviata all’assorbitore dove

ricomincerà il ciclo.

Figura 9 - ciclo frigorifero ad assorbimento

Ovviamente la compressone di un liquido è un processo che richiede molta minor

energia della compressione di un gas, quindi in confronto al consumo elettrico di un

compressore , quello della pompa è praticamente trascurabile (può essere stimato

intorno al 5% dell’energia complessivamente fornita alla macchina frigorifera ad

assorbimento) . Nel calcolo del COP si dovrebbe considerare sia l’energia fornita

tramite calore sia quella elettrica necessaria alla pompa: spesso però questa viene

trascurata ed il COP viene espresso come rapporto tra l’energia frigorifera prodotta e

quella termica assorbita.

Le soluzioni per lo più utilizzate sono le coppie NH3 / H2O oppure H2O / LiBr. Nella

prima coppia l’ammoniaca svolge il ruolo di refrigerante e l’acqua di assorbente, nella

seconda al contrario l’acqua svolge il ruolo di refrigerante e il bromuro di litio, insieme

ad acqua, costituisce l’assorbente. La prima coppia lavora generalmente in pressione,

mentre la seconda, per permettere il passaggio di stato all’evaporatore (a T molto

inferiori ai 100° C) necessità di pressioni minori di quella atmosferica.

La coppia ammoniaca-acqua è maggiormente impiegata nelle applicazioni di

refrigerazione con basse temperature di evaporazione, sotto lo 0 ºC, mentre la coppia

acqua- bromuro di litio è ampiamente usata per applicazioni di condizionamento

dell’aria, dove non sono necessarie temperature sotto lo 0 ºC (sotto tale temperatura

l’acqua ovviamente passerebbe allo stato solido); per la prima coppia le temperature

minime del calore da fornire all’assorbitore si aggirano sui 100-110°C, mentre per le

Generatore Condensatore

Evaporatore

1

2

3

4

Condensatore

Evaporatore

Assorbitore

1

2

3

4

5

6 7

8 Pompa



seconde si scende a 60-70°C. Un gruppo frigorifero a compressione può infatti essere

schematizzato come una macchina termica (caratterizzata da un rendimento ηMT) il cui

lavoro è impiegato per il funzionamento di una macchina frigorifera caratterizzata da

un COPMF; il COPGFA del gruppo frigorifero ad assorbimento varrà dunque:

MFMTGFA COPCOP ⋅= η [Equazione 8]

Si può ipotizzare che la temperatura di assorbitore e condensatore sia circa pari a quella

ambiente; se diminuisce perciò la temperatura al condensatore il COPMF si ridurrà

(come visto con l’Equazione 7) e per mantenere il COPGFA a livelli accettabili sarà

necessario aumentare il rendimento della macchina termica: questo può essere fatto

aumentando la differenza di temperature tra la quale essa opera, ossia aumentando la

temperatura al generatore.

Il ciclo fondamentale potrebbe essere modificato in diversi modi, uno dei quali consiste

nell’utilizzare tutte le opportunità possibili per il recupero del calore nel ciclo. Ad

esempio, è consueto scambiare il calore della soluzione concentrata in uscita dal

generatore, per scaldare la soluzione arricchita che sta per entrarvi. Quando tutte le

opportunità di recupero del calore, ragionevolmente sfruttabile, sono state introdotte

nella progettazione di una macchina ad assorbimento monostadio, si ottiene un

coefficiente di prestazione (COP) di circa 0.7 per il sistema acqua-bromuro di litio ed

intorno a 0.6 per il sistema ammoniaca-acqua e si mantiene abbastanza costante anche

a carico parziale24

.

Oltre alle macchine frigorifere ad assorbimento mono-stadio, caratterizzate dal ciclo

termodinamico illustrato, esistono anche macchine bistadio (o a “doppio effetto”) che

incorporano due blocchi di generatore-assorbitore, uno ad alta temperatura, ed uno a

bassa temperatura che “ricicla” il calore ceduto dall’assorbitore del ciclo ad alta

temperatura per far funzionare il generatore. Tali macchine raggiungono valori di COP

più elevati (quasi doppi) di quelle monostadio, ma necessitano di temperature

all’assorbitore più elevate (almeno 140-150°C); il COP di una macchina ad

assorbimento a doppio stadio è generalmente compreso nell’intervallo tra 1 e 1,225

.

24

almeno per valori superiori al 20% della potenza frigorifera nominale. 25

il COP generalmente aumenta con la temperatura al generatore e con la taglia della macchina.



In base alla modalità con la quale viene fornito il calore necessario per il

funzionamento del ciclo frigorifero ad assorbimento, si individuano inoltre le seguenti

tipologie di macchine:

- ad acqua calda

- a vapore

- ad acqua surriscaldata

- fiamma diretta

La minor presenza di parti in movimento rispetto ai gruppi frigoriferi a compressione,

dovrebbe rendere, in teoria, la manutenzione dei gruppi ad assorbimento più

economica. In realtà non sempre è così: la scarsità di tecnici capaci di riparare queste

macchine (meno diffuse di quelle a compressione) rende infatti la manodopera più

costosa, inoltre è necessaria analizzare ed eventualmente sostituire periodicamente la

soluzione, per scongiurarne il deterioramento e non far scendere il già basso valore del

COP26

.

1.2.3 La dissipazione del calore al condensatore (e all’assorbitore)

Un aspetto che non può essere trascurato nel paragonare un gruppo frigo a

compressione con uno ad assorbimento è quello relativo al calore da dissipare: a parità

di potenza frigorifera, esso risulta maggiore nelle macchine ad assorbimento, poiché

sono generalmente caratterizzati da COP minori, e quindi necessitano di assorbire e poi

dissipare una maggiore quantità di energia per ogni unità di energia frigorifera

prodotta27

.

La dissipazione del calore è generalmente un processo che necessita di una certa

quantità di energia per aver luogo, variabile non solo in base alla quantità di calore da

dissipare, ma anche a seconda del procedimento adottato per conseguirla; può aver

luogo tramite elettroradiatori ad aria oppure tramite acqua, la quale può essere

26

secondo dati di letteratura la manutenzione di un gruppo ad assorbimento ha un costo minore, ma un

colloquio telefonico con un tecnico della Trane Italia ha fatto emergere che la realtà, almeno nel nostro

paese è diversa; per dati sul costo stimato per la manutenzione di un gruppo frigo ad assorbimento ed

uno a compressione della stessa potenza frigorifera si veda il Capitolo 5. 27

i gruppi frigoriferi ad assorbimento necessitano di dissipare non solo il calore assorbito

all’evaporatore, ma anche quello fornito al generatore; entrambi i tipi di macchina devono inoltre

smaltire sottoforma di calore l’energia elettrica consumata.



raffreddata con l’impiego di torri evaporative28

: con esse è teoricamente possibile

abbassare la temperatura dell’acqua fino alla temperatura di bulbo umido dell'aria29

, e

mantenere perciò la temperatura al condensatore più bassa rispetto a sistema del primo

tipo (che sfrutta la temperatura di bulbo asciutto); poiché la temperatura di dissipazione

influenza maggiormente il COP dei gruppi frigoriferi ad assorbimento30

rispetto a

quello dei gruppi a compressione, in misura maggiore quanto più il gradiente termico

tra calore assorbito e calore dissipato è esiguo31

, si preferisce spesso raffreddarli

mediante l’impiego di torri evaporative.

Il calore che deve essere dissipato può tuttavia anche essere sfruttato per il

riscaldamento: vi sono in commercio pompe di calore32

caratterizzate da una

temperatura al condensatore tra 40 e 60°C e da COP pari a circa 3 (un po’ più bassi

delle macchine frigorifere di potenza e costo analoghi) utilizzabili per la produzione di

acqua refrigerata e contemporaneamente di acqua calda sanitaria33

.

Al momento della valutazione economica ed energetica di un gruppo frigorifero è

quindi opportuno tener conto anche dei consumi dell’impianto per il raffreddamento

dei gruppo stesso e degli eventuali risparmi che si possono ricavare dall’impiego del

calore refluo.

28

Le torri evaporative sfruttando il semplice principio di raffreddamento secondo il quale l'evaporazione

di una minima quantità d'acqua provoca un abbassamento della temperatura della massa d'acqua

principale. 29

per effetto di fattori di rendimento legati alla saturazione dell'aria, una torre, adeguatamente

dimensionata, riesce in realtà a raffreddare l'acqua sino a temperature di appena 2/3° C sopra la

temperatura al bulbo umido. 30

come visto nel precedente paragrafo da essa dipende non solo il COP della macchina frigorifera ma

anche quello della macchina termica 31

come spesso avviene nel caso i gruppi ad assorbimento sfruttino cascami di calore 32

le pompe di calore hanno un funzionamento quasi identico alle macchine frigorifere a compressione,

ma sono realizzate nell’ottica dello sfruttamento del calore al condensatore. 33

ad esempio la pompa di calore AQUACIATpower LD da 493 kWf (a circa 6°C), assorbe a pieno

carico una potenza elettrica di 163 kWe e permette il recupero termico di 648 kWt a 40-45°C o di 126

kWt a 55-60°C.

Capitolo 2 La normativa in materia di cogenerazione e i mercati del’energia


CAPITOLO 2

La normativa in materia di cogenerazione e i mercati dell’energia

La valutazione tecnico-economica di un impianto di cogenerazione non può

prescindere dall’attenta valutazione della normativa che regolamenta:

- la produzione e l’immissione in rete dell’energia elettrica prodotta

- le condizioni per l’acquisto del carburante necessario al funzionamento

dell’impianto e per l’acquisto e la produzione dell’energia elettrica

- eventuali incentivi riconducibili all’incentivo del risparmio energetico

Nell’ultimo decennio la normativa relativa a settore energetico ha subito un’enorme

evoluzione, imputabile principalmente all’avvio del mercato libero del gas e

dell’energia elettrica, all’evoluzione tecnologica e all’entrata in vigore del protocollo di

Kyoto.

L’impianto di cogenerazione dell’ospedale della Versilia è entrato in funzione nel 2002

ed è stato dunque progettato tenendo conto di un quadro legislativo parzialmente

diverso dall’attuale: in questo capitolo sarà analizzata la normativa vigente al 2000 e

quella attualmente in vigore. Saranno inoltre brevemente analizzate le condizioni

economiche relative all’acquisto di gas naturale e ad acquisto e vendita di energia

elettrica, anche in relazione ai contratti stipulati dall’Azienda Sanitaria che gestisce

l’ospedale.

2.1 Il quadro legislativo in materia di cogenerazione anteriore al 2000

Con la legge n. 1643 del 6 Dicembre 1962 si ha in Italia la nazionalizzazione del

settore dell’energia elettrica: “le attività di produzione, importazione ed esportazione,

trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica da qualsiasi

fonte prodotta” (Art. 1) vengono riservate all’ENEL (Ente Nazionale per l’Energia



Elettrica) e alle municipalizzate; la legge ammette tuttavia alcune deroghe, tra le quali,

in particolari casi, l’autoproduzione e la cogenerazione1. La nazionalizzazione, unita

alla disponibilità di prodotti petroliferi a basso costo, scoraggia per tutti gli anni ‘60 la

diffusione della generazione combinata, ma il quadro muta col sopraggiungere della

crisi petrolifera del decennio successivo; nel 1977 il consiglio europeo invita i paesi

membri a rimuovere gli ostacoli non tecnici relativi alla cogenerazione e a

promuoverla; tuttavia il quadro normativo in Italia rimane ostile per i privati che

intendono investire in questa tecnologia e le prime aperture si hanno solo con la legge

n. 308 del 29 maggio 1982, la quale stabilisce2 che la produzione di energia elettrica a

mezzo di impianti che utilizzano le fonti di energia rinnovabili e la produzione di

energia elettrica a mezzo di impianti combinati di energia e calore non sono soggette

alla riserva disposta in favore dell’ENEL dall’articolo 1 della legge n. 1643/62, ed alle

autorizzazioni previste dalla normativa emanata in materia di nazionalizzazione

dell’energia elettrica, a condizione che la potenza degli impianti non sia superiore a 3

MWe (tale limite non si applica ai recuperi di energia effettuati, previa autorizzazione

del Ministro dell’industria, all’interno di stabilimenti industriali). La medesima legge

prevede inoltre contributi a fondo perduto per studi di fattibilità tecnico-economica o

per progetti esecutivi di impianti civili, industriali o misti di produzione, recupero,

trasporto e distribuzione del calore derivante dalla cogenerazione o dall’utilizzo di

energie rinnovabili e di contributi in conto capitale per la costruzione o lo sviluppo di

tali impianti, se questi rispondono a determinati requisiti minimi (Art. 10)3.

E’ però soprattutto con il Piano Energetico Nazionale del 1988 e le successive leggi

attuative del 9 gennaio 1991, n. 9 e 10 (che intendono offrire una soluzione alla carenza

di capacità di generazione manifestata dall’ENEL in un quadro di crescita dei consumi)

1 Art. 4 L.1643/1962; la legge parla “di centrali a recupero rispondenti ad esigenze tecniche e che siano state comprovate dal comitato di ministri”. 2 Art. 4, comma 1. 3 Gli impianti devono presentare, tra l’altro, le seguenti caratteristiche minime: - la potenza della rete di distribuzione del calore erogato all’utenza deve essere superiore a 20 MWt; - la potenza elettrica installata per la cogenerazione deve essere pari ad almeno il 10% della potenza termica erogata all’utenza. L’articolo 10 della legge n. 308/82 è stato successivamente abrogato dall’articolo 23 della legge n. 10/1991; tale legge (all’Art. 11) continua tuttavia a prevedere contributi in conto capitale “nel limite massimo del 50 per cento della spesa ammissibile prevista sino ad un massimo di lire cinquanta milioni per gli studi di fattibilità tecnico-economica e di lire trecento milioni per i progetti esecutivi purché lo studio sia effettuato secondo le prescrizioni del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato e l'impianto abbia le seguenti caratteristiche minime: a) potenza superiore a 10 MW termici o a 3 MW elettrici; b) potenza elettrica installata per la cogenerazione pari ad almeno il 10 per cento della potenza termica erogata all'utenza.” Per chi si avvale di tali contributi il provvedimento CIP 6/92 prevede una minor retribuzione dei KWh immessi in rete.



che è stato possibile dare un nuovo impulso allo sfruttamento delle fonti di energia

rinnovabile e alle fonti assimilate4 tra cui “in particolare la produzione di energia

elettrica a mezzo di impianti combinati di energia e calore” che “non è più soggetta

alla riserva disposta a favore dell’ENEL dall’articolo 1 della legge n. 1643/62”5. Le

due leggi prevedono inoltre contributi in conto capitale per interventi di risparmio

energetico nel settore civile ed industriale, tra cui l’installazione di apparecchiature per

la produzione combinata di energia elettrica e di calore.

Il prezzo di cessione dell’energia prodotta all’ENEL è individuato attraverso il

Provvedimento CIP6 6/1992, ed è costituito da una componente che retribuisce il

“costo evitato”7 e da una componente dipendente della tipologia di impianto fissata con

l’obiettivo di stimolare l’impiego delle fonti rinnovabili ed assimilate8; tali tariffe

incentivanti sono pagate da tutti gli utenti della rete elettrica con un’apposita

componente tariffaria della bolletta.

Il provvedimento CIP n. 6/92 stabilisce che un impianto è assimilato agli impianti che

utilizzano fonti di energia rinnovabili quando l’indice energetico IEN9 verifica la

condizione di Equazione 1:

51.09.0

≥−+= aEc

Et

Ec

EeIEN

[Equazione 1]

dove:

4 La legge 9/1991 rimanda per la definizione di fonti assimilate alla normativa vigente; tale definizione può essere rintracciata nell’Articolo 1, comma 3 della legge 10/1991 che recita: “Sono considerate altresì fonti di energia assimilate alle fonti rinnovabili di energia: - la cogenerazione, intesa come produzione combinata di energia elettrica o meccanica e di calore, il calore recuperabile nei fumi di scarico e da impianti termici, da impianti elettrici e da processi industriali, nonché le altre forme di energia recuperabile in processi, in impianti e in prodotti ivi compresi i risparmi di energia conseguibili nella climatizzazione e nell'illuminazione degli edifici con interventi sull'involucro edilizio e sugli impianti”. 5 Legge 9/1991, Art. 22, comma 1. 6 Si tratta del Comitato Interministeriale Prezzi, poi soppresso ad opera della legge 537/1993 e le cui competenze in materia di energia elettrica e gas sono state trasferite dapprima (con il DPR 373/1994) al Ministero dell’industria, e successivamente all’Autorità per ’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), istituita dalla legge n. 481/1995. 7 Il costo evitato è calcolato considerando le spese evitate dall’ENEL per la produzione dell’energia

ritirata, e comprende: Costi di impianto , Costi di esercizio, manutenzione e spese generali, Costi di combustibile. 8 Tale componente viene retribuita solo per un periodo di 8 anni d’esercizio dell’impianto. 9 L’AEEG, con deliberazione 25 febbraio 1999, n. 27, ha stabilito che i soggetti produttori di energia elettrica con impianti alimentati da fonti energetiche assimilate a quelle rinnovabili comunichino all’Autorità entro il 30 aprile di ogni anno, separatamente per ciascun impianto, il valore dell’indice energetico IEN, conseguito nell’anno solare precedente, affinché questa adotti i provvedimenti relativi ad una eventuale non sussistenza della condizione tecnica di assimilabilità



Ee è l’energia elettrica utile prodotta annualmente dall’impianto, al netto

dell’energia assorbita dai servizi ausiliari, sulla base del programma annuale di

utilizzo;

Et è l’energia termica utile prodotta annualmente dall’impianto;

Ec è l’energia immessa annualmente nell’impianto attraverso combustibili

fossili;

−×

−=

Ec

Eea 51.01

51.0

1

La grande offerta di energia generata dal suddetto provvedimento, in parte inattesa,

impose la parziale sospensione del programma di incentivi con la legge n. 481 del

novembre 1995: dalla data di entrata in vigore della legge i provvedimenti del CIP n.

6/92 si applicano solo alle iniziative per le quali è stata già stipulata una convenzione

(anche preliminare) e alle nuove proposte di cessione dell'energia elettrica prodotta da

fonti rinnovabili propriamente dette (o da gas d’altoforno o di cokeria) presentate entro

il 31/12/199410. La sospensione definitiva del provvedimento si avrà solo con la legge

finanziaria 2008, che decreta che gli incentivi siano destinati solo agli impianti

realizzati e operativi11.

A titolo di esempio per gli impianti che entrano in esercizio nel biennio 2001-2002, la

retribuzioni dell’energia immessa in rete ai sensi della delibera CIP 6/92, avviene come

disposto dalla delibera 81/1999 dell’AEEG e riportato in Tabella 112. I prezzi riportati,

espressi in Lire del 1999, vengono aggiornati annualmente dalla Cassa Conguaglio per

il Settore Elettrico tenendo conto dell’inflazione e dell’andamento del prezzo del

metano13;

risulta interessante notare come la componente di incentivo per gli impianti a

cogenerazione entrati in funzione precedentemente sia maggiore14 per tener conto

10

Comma 7 art 3 Legge 14 novembre 1995, n. 481. Tale legge è successivamente ribadita dal Decreto del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 24 gennaio 1997 che stabilisce: “Le disposizioni concernenti la nuova produzione di energia contenute nel provvedimento CIP 29 aprile 1992, n. 6 si applicano limitatamente agli impianti già realizzati, a quelli in corso di realizzazione alla data di entrata in vigore del presente decreto nonché alle iniziative e alle proposte di cessione previste dal comma 7, dell'art. 3 della legge 14 novembre 1995, n. 481, e cessano di avere effetto in tutti gli altri casi.” 11 e non a quelli già autorizzati ma in costruzione o non ancora costruiti, per i quali si prevede la possibilità di riconoscimento del diritto agli incentivi da parte del Ministro dello sviluppo economico (Art.2 comma 136 L.244/2007). 12 L'insieme delle ore di punta, di alto carico e di medio carico vengono denominate ore piene, ed ore vuote tutte le altre. 13 Secondo le modalità previste dal titolo II, comma 7, del provvedimento del CIP n. 6/92. 14 ad esempio per quelli entrati in esercizio nel biennio 1997-1998 si attesta a 26,8 £/kWh (per IEN compreso tra 0,51 e 0,6) e 40,3 £/kWh (per IEN maggiore di 0,6)



dell’evoluzione tecnica nel campo della generazione elettrica da fonti fossili15 che ha

reso il limite fissato con il provvedimento CIP n. 6/92 inadeguato a garantire che gli

impianti che lo verificano conseguano dei risparmi energetici tali da giustificare una

loro assimilabilità a quelli che utilizzano fonti di energia rinnovabili.

Tabella 1

Il settore elettrico viene rivoluzionato dal D.lgs n. 79/199916 che avvia la

liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, separando le attività di generazione,

importazione, acquisto e vendita (che vengono liberalizzate) da quelle di trasmissione e

di distribuzione (che rimangono riservate allo stato). Il decreto stabilisce17 “l’obbligo di

15 in particolare il rendimento elettrico degli impianti a ciclo combinato è passato dal 45% al 55% nel corso degli anni ‘90, rendendo tali impianti assimilabili secondo il criterio IEN>0,51. 16 Si tratta del “decreto Bersani” che recepisce la direttiva comunitaria 96/92/CE (norme comuni per mercato interno dell’energia elettrica). 17 Art. 3, comma 3



utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta a mezzo di fonti energetiche

rinnovabili e di quella prodotta mediante cogenerazione18”; le eccedenze di energia

prodotta con impianti di questo tipo che deve essere ritirata dalla società Gestore della

rete di trasmissione nazionale S.p.a. a prezzi determinati dall’Autorità per l’energia

elettrica e il gas in applicazione del criterio del costo evitato19.

I produttori possono comunque decidere di partecipare al meccanismo delle offerte (e

quindi vendere le eccedenze nella costituenda borsa dell’energia) o di cedere le

eccedenze di energia elettrica prodotta attraverso contratti bilaterali con clienti idonei20.

Con il decreto si introduce inoltre il meccanismo dei Certificati Verdi, imponendo per

produttori e gli importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili con produzioni

e importazioni annue eccedenti i 100 GWh (al netto della cogenerazione, degli

autoconsumi di centrale e delle esportazioni) l’obbligo di immettere nel sistema

elettrico nazionale, a partire dall’anno 2002, energia elettrica prodotta da impianti

alimentati da fonti rinnovabili21 in misura pari al 2% della suddetta energia eccedente i

100 GWh;22 quei produttori e importatori di energia elettrica che non abbiano venduto

la percentuale imposta di energia proveniente da fonti rinnovabili saranno obbligati a

soddisfare questo obbligo comprando i certificati verdi che vengono riconosciuti dal

GSE ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili23.

Al momento della prevista entrata in funzione dell’impianto cogenerativo dell’ospedale

della Versilia, poiché l’AEEG non aveva ancora deliberato nuovi criteri per definire la

cogenerazione, il Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.a.24, era quindi

obbligato a ritirare l’energia elettrica prodotta in eccesso dagli impianti con IEN ≥ 0,51,

al prezzo stabilito dall’AEEG, anche qualora non rientrassero nel piano di incentivi del

CIP 6; sulla base alla delibera 108/97 dell’AEEG il prezzo con cui veniva retribuita la

18 L’art. 2 stabilisce che “Cogenerazione e' la produzione combinata di energia elettrica e calore alle

condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate”. 19 Art 3, comma 12 20 L’Art. 2 definisce Cliente idoneo “la persona fisica o giuridica che ha la capacità, per effetto del presente decreto, di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero.” 21 Solo di impianti entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, dopo il 31 marzo 1999 22 Art. 11, comma 2 23 Il numero di certificati verdi che un produttore riceve dipende dalla quantità di energia elettrica prodotta nel corso di un anno di attività, infatti ogni certificato corrisponde ad un preciso numero di kWh di energia immessa in rete e dunque prodotta e consumata 24 in base all’articolo 3, comma 12 del Dlgs n° 79/99 e in base all’articolo 22, comma 3 della legge n° 9/91



“cessione” dell’elettricità variava a secondo delle fasce orarie: si distinguevano ore

piene, duranti le quali la retribuzione era pari al parametro Ct25, ed ore vuote, durante le

quali era pari al 92% di Ct. Orientativamente il valore di Ct al momento di entrata in

funzione dell’impianto era pari a 95 Lit/kWhe26.

In alternativa alla cessione al gestore della rete, era comunque possibile stipulare un

contratto di vendita con un “cliente idoneo”27 , pagando in tal caso un corrispettivo per

il vettoriamento, ossia per il servizio di trasporto dell'energia elettrica.

Tuttavia, sembra che la cessione di energia elettrica prodotta dal cogeneratore

dell’ospedale alla rete sia avviata solo a partire dal Gennaio 2006.

2.2 Il quadro legislativo attuale in materia di cogenerazione

Con la delibera n. 42/02 dell'AEEG vengono finalmente definite le condizioni per le

quali la produzione combinata di energia elettrica e calore può chiamarsi cogenerazione

e godere dei relativi benefici di legge; tali caratteristiche sono stabilite per mezzo di

due parametri (Indice di Risparmio di Energia e Limite Termico) successivamente

aggiornati dalle deliberazione n. 296/05, per tenere conto dell’evoluzione tecnologica

del settore e 307/2007 (che le lascia invariati quelli della delibera precedente fino al 31

dicembre 2009)28.

La prima condizione29 da verificare è quella di Equazione 2:

min1 IREEtEt

p

Ee

EcIRE

indts

ind

civts

civ

es

≥

++×

−=

ηηη

[Equazione 2]

dove:

- IRE è definito come Indice di Risparmio Energetico e quantifica il risparmio di

energia primaria conseguito da una sezione30 di cogenerazione rispetto alla

produzione separata delle medesime quantità di energia elettrica e termica;

25 definito al comma 6.5 della delibera 70/97 ed il cui valore era aggiornato ogni bimestre dall’AEEG 26 Attala,L., La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario.Sviluppo di uno strumento per l'analisi di fattibilità tecnico-economica, Tesi di dottorato di ricerca in energetica, 2001, Università degli studi di Firenze, Dipartimento di energetica” Sergio Stecco”. 27 è la persona fisica o giuridica che ha la capacità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero, anche al fine della rivendita ad altri clienti o acquirenti. 28 Per ciascuna sezione di nuova realizzazione e per i rifacimenti i valori di riferimento dei parametri in vigore alla data di entrata in esercizio rimangono fissi, ai fini del riconoscimento della condizione tecnica di cogenerazione, per un periodo di quindici anni, dopodiché si applicano i valori di riferimento dei parametri aggiornati dall’Autorità. 29 Il calcolo di entrambe le condizioni deve essere riferito all’anno solare.



- IREmin è il valore di riferimento dell’indice di risparmio di energia che è fissato

pari a 0,05 per le sezioni esistenti e a 0,10 per le sezioni di nuova

realizzazione31.

- Ec è l’energia primaria dei combustibili utilizzati da una sezione di produzione

combinata di energia elettrica e calore espressa in MWh;

- Ee la quantità di energia elettrica prodotta dalla sezione nell'anno solare, al

netto dell’energia elettrica destinata ai servizi ausiliari e delle perdite nei

trasformatori principali espressa in MWh;

- ηes è il rendimento di riferimento per la produzione di sola energia elettrica; il

suo valore è indicato dalla normativa secondo quanto riportato nella Tabella

232:

Tabella 2

- Etciv è la parte di produzione di energia termica utile di una sezione destinata

alle utilizzazioni di tipo civile a fini di climatizzazione e per uso igienico-

sanitario, con esclusione delle utilizzazioni in processi industriali, espressa in

MWh;

30 sezione di impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore è ogni modulo in cui può essere scomposto l’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore in grado di operare anche indipendentemente dalle altre sezioni e composto da un insieme di componenti principali interconnessi tra loro in grado di produrre in modo sostanzialmente autosufficiente energia elettrica e calore. 31 questo parametro è rimasto immutato dalla deliberazione n. 42/02. 32 La delibera 42/02 stabiliva, per sezioni alimentate a metano, ηes pari al 38% per taglia fino a 1 MWe e pari al 40% per una taglia compresa tra 1 e 10 MWe.



- ηts civ è il rendimento termico di riferimento per la produzione di sola energia

termica per usi civili fissato dalla normativa pari a 0,833;

- Etind è la parte di produzione di energia termica utile di una sezione di

produzione combinata di energia elettrica e calore destinata ad utilizzazioni

diverse da quelle previste per Etciv, espressa in MWh;

- ηts ind è il rendimento termico di riferimento per la produzione di sola energia

termica per usi industriali, fissato dalla normativa pari a 0,934.

- p è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di

trasformazione dell’energia elettrica che gli impianti cogenerativi comportano

quando autoconsumano l’energia elettrica autoprodotta Eeautocons (evitando le

perdite associate al trasporto di energia elettrica fino al livello di tensione cui gli

impianti stessi sono allacciati) o quando immettono energia elettrica Eeimmessa

nelle reti di bassa o media tensione (evitando le perdite sulle reti,

rispettivamente, di media e alta tensione); p è dato dalla seguente formula di

Equazione 3:

autoconselimmessael

autoconselautoconsimmessaelimmessa

EE

EpEpp

,,

,, ..

+

+= [Equazione 3]

I valori di pimmessa e pautocons dipendono dal livello di tensione cui è allacciata la

sezione e sono riportati nella Tabella 3:

Tabella 3

La seconda condizione che deve essere verificata è quella dell’Equazione 4:

minLTEtEe

EtLT ≥

+= [Equazione 4]

dove:

33 l’AEEG ha lasciato immutato il valore della deliberazione n. 42/02 spiegando che il rendimento per la produzione di calore ηts non è passibile di significativi miglioramenti. 34 come nota precedente.



- LT è il Limite Termico, che quantifica la quota di energia termica utile prodotta

annualmente rispetto alla totale produzione di energia elettrica e calore (Et =

Etciv + Etind)

- LTmin è il valore limite che attualmente, per le sezioni alimentate a gas

naturale, vale :

33,0% per le taglie di riferimento fino a 10 MWe;

22,0% per le taglie di riferimento superiori a 10 MWe fino a 25 MWe;

15,0% per le taglie di riferimento superiori a 25 MWe35.

In fase di progettazione è opportuno tener conto che la valutazione l’indice di risparmio

di energia IRE su prestazioni nominali differisce da quello misurato in condizioni reali

di esercizio, poiché gli impianti presentano numerose cause di decadimento delle

prestazioni, dovute a avviamenti e fermate, a funzionamento a carico parziale, a

variazioni della richiesta termica, a degrado dei componenti nel corso della vita media,

a gestioni non ottimizzate.

Fino al 31 dicembre 2010 i criteri per il riconoscimento della cogenerazione

corrispondono con quelli stabiliti per la “cogenerazione ad alto rendimento”36,

introdotta dal D.Lgs. 20/0737 e che è definita38 come:

- cogenerazione mediante unità che producono almeno il 10% di risparmio di

energia primaria rispetto ai valori di riferimento di produzione separata di

elettricità e calore39

- oppure cogenerazione mediante unità di taglia inferiore a 50 kWe (definita

microgenerazione) o 1 MWe (definita piccola cogenerazione).

Il D.Lgs. 20/07, nell’ottica di promuovere la cogenerazione, stabilisce inoltre che:

- le imprese distributrici hanno l’obbligo di connettere alle proprie reti i produttori di

energia cogenerata che ne facciano richiesta;

- la produzione di energia cogenerata è incentivata tramite l’adeguamento delle tariffe

per la distribuzione dell’energia;

- la costruzione e l’esercizio degli impianti di cogenerazione di potenza termica

superiore a 300 MW, sono considerate opere di pubblica utilità e sono soggette ad

autorizzazione unica;

35 fino al 31 dicembre 2005 era fissato pari a 0,150 in tutti i casi. 36 Come stabilito all’art. 3 del Dlgs 20/07 37 scritto in attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione 38 Allegato 3 del Dlgs 20/07 39 Per valutare tale risparmio è introdotto l’indice PES che può essere attualmente calcolato come l’IRE.



- per la costruzione di impianti di micro e piccola generazione certificati (ai sensi del

decreto stesso) sono richiesti gli stessi oneri tecnici e autorizzativi di un impianto di

generazione di calore con pari potenzialità termica.

2.3 Il risparmio energetico e i “Certificati Bianchi”

Oltre all’esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati verdi40, i produttori di energia

da cogenerazione41 possono oggi usufruire di un altro strumento di incentivo simile,

quello dei “Titoli di Efficienza Energetica” detti anche “Certificati Bianchi”, introdotti

dal Decreto del ministero delle attività produttive del 20/7/04: annualmente l’Autorità

per l’Energia Elettrica e il Gas stabilisce l’obiettivo di risparmio energetico che ogni

distributore di energia elettrica e di gas naturale deve conseguire42 attraverso la

realizzazione di interventi finalizzati alla riduzione dei consumi energetici nell’utenza

finale; questi possono essere di tre tipi:

I - interventi per il risparmio di energia elettrica

II - interventi per il risparmio di gas naturale

III - interventi per il risparmio di altri combustibili

In alternativa agli interventi di risparmio energetico da realizzare in proprio presso i

consumatori finali (anche con la collaborazione di soggetti terzi), i distributori possono

scegliere di soddisfare gli obblighi a loro carico acquistando, in tutto o in parte, da terzi

titoli di efficienza energetica attestanti il conseguimento di risparmi da parte di altri

soggetti (altri distributori o società operanti nel settore dei servizi energetici43

autorizzate dall’Autorità).

La compra-vendita di titoli avviene o attraverso contratti bilaterali o tramite il mercato

dei titoli di efficienza energetica, organizzato e gestito dal Gestore del Mercato

Elettrico sulla base di regole stabilite nel 2006 d’intesa con l’Autorità.

40 ribadito per la cogenerazione ad alto rendimento dall’art.6 comma 1, del Dlgs 20/07 insieme a tutti gli altri incentivi validi per la cogenerazione. 41 In accordo con quanto indicato nelle tabelle allegate ai decreti ministeriali 20 luglio 2004, che tra gli interventi ammissibili elencano “Cogenerazione e sistemi di micro-generazione come definiti dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas”. 42 sono tenute a produrre il risparmio tutte le imprese alle cui reti di distribuzione siano allacciati almeno 50.000 clienti finali al 31 dicembre di due anni precedenti quello dell’obbligo (decreto ministeriale 21 dicembre 2007) 43 si fa qui riferimento alle Energy Service COmpany; il D.M. 21 dicembre 2007 aggiunge ai soggetti che possono conseguire risparmio energetico quelli che operano in campo industriale con un consumo annuo di almeno 10000 tep o nel settore dei trasporti, terziario o civile con un consumo annuo di almeno 1000 tep e che hanno provveduto alla nomina del responsabile per la conservazione e l'uso razionale dell'energia (Energy Manager).



I metodi di valutazione per la certificazione dei risparmi si dividono in tre categorie di

interventi:

- Standard - l’intervento deve essere realizzato come riportato sulle schede

tecniche deliberate dall’AEEG ed i risparmi sono calcolati solo in base ad unità

fisiche di riferimento (ad esempio il conteggio delle lampade a basso consumo

installate).

- Analitici - l’intervento deve essere realizzato come riportato sulle schede

tecniche deliberate dall’AEEG ed i risparmi sono calcolati in base ad un

algoritmo e alla misura di pochi parametri.

- A consuntivo - l’intervento è approvato in base a proposta di progetto e di

programma di misura presentata dal titolare ed approvato dall’AEEG, ed i

risparmio è calcolato in base ad un completo piano di monitoraggio, tenendo

conto di tutti i fattori esterni che possono influenzarlo. Tale intervento deve

essere conforme alle Linee Guida dell’AEEG (delibera n.103/03) ed è possibile

presentare una richiesta di verifica preliminare all’Autorità per verificare che lo

sia44.

I certificati bianchi vengono rilasciati per un periodo di 8 anni per i progetti che

prevedono interventi sull’involucro edilizio o di architettura bioclimatica45 e di 5 anni

per tutti gli altri. I progetti presentati devono avere una dimensione minima di

risparmio annuale per essere certificati (come riportato in Tabella 4), ma possono

essere costituiti da uno o più interventi realizzati presso uno o più utenti.

Tabella 4 - La dimensione minima di un progetto presentato all’AEEG46

La dimensione commerciale dei titoli di efficienza energetica è pari ad 1 tep/anno47.

Inizialmente il valore di un titolo era fissato pari a 100 €/tep, ma il mercato dei

44 La verifica preliminare di conformità alle Linee guida non impegna l’Autorità né ad approvare il programma di progetto e di misura, né a certificare i risparmi di energia primaria conseguiti dal progetto, senza procedere alle necessarie verifiche e controlli della documentazione predisposta 45 Come specificato dai DM 20 luglio 2004. 46 Per i nuovi soggetti volontari introdotti dal D.M. 21 dicembre 2007, al 3/06/2008 l’AEEG sta ancora valutando quali debbano essere le dimensioni minime dei progetti presentati (ipotizzando tuttavia che saranno le stesse definite per le ESCO).



certificati bianchi ha registrato in breve un eccesso di offerta che ha fatto in breve

stabilire il prezzo intorno ai 60 €/tep come indicato dalla Tabella 5 che riporta i dati

relativi al periodo compreso il 7 marzo 2006 (prima sessione del mercato dei Titoli di

Efficienza Energetica) e il 04/06/200848:

TIPOLOGIA I II III

prezzo minimo (€/tep) 35 35 18

prezzo massimo (€/tep) 70 84 40

prezzo medio ponderato (€/tep) 59,54 68,82 21,98

Tabella 5 – prezzi medi dei certificati bianchi negli ultimi due anni

Proprio per evitare che il prezzo possa scendere ulteriormente il decreto ministeriale 21

dicembre 2007 ha incrementato gli obiettivi di risparmio da conseguire nell’anno in

corso e nei successivi fino al 201249, stabilendo inoltre che qualora la quantità di titoli

ecceda di almeno il 5% gli obiettivi quantitativi nazionali, questi ultimi siano

incrementati del 5% per gli anni successivi50.

Qualora si voglia calcolare il risparmio di energia imputabile ad un sistema

trigenerativo, ai fini del calcolo dei titoli di risparmio energetico conseguibili, è

possibile adottare la seguente procedura semplificata suggerita dall’AEEG51, che fa

riferimento al parametro IRE, opportunamente rivisitato per tener conto del risparmio

energetico conseguibile tramite l’impiego di macchine frigorifere ad assorbimento.

Date le energie primarie necessarie per la produzione separata dell’energia elettrica

(EPe), termica (EPt) e frigorifera (EPf) prodotta dall’impianto trigenerativo e l’energia

primaria del combustibile (EPc) impiegato per produrre la stessa quantità, è possibile

calcolare:

47 AEEG, Delibera 103/03, allegato A, art. 17. 48 da: www.mercatoelettrico.org; i prezzi dei titoli scambiati tramite contratti bilaterali è in genere leggermente superiore. 49 gli obiettivi di risparmio da conseguire per il 2008 saranno di 1,2 Mtep/a per i distributori di energia elettrica e di 1 Mtep/a per quelli di gas naturale; tali obbiettivi saliranno rispettivamente fino a 3,5 Mtep/a e 2,5 Mtep/a da conseguire nell'anno 2012. 50 Art.2 del D.M. 21 dicembre 2007 51 Con la delibera n. 177/05 l’AEEG ha approvato una scheda tecnica per la valutazione analitica dei risparmi energetici ottenuti con l’applicazione di piccoli sistemi di cogenerazione per la climatizzazione invernale ed estiva degli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria; la procedura della scheda 21 qui indicata è valida solo per il riconoscimento di certificati bianchi ad impianti: -di ambito civile -che soddisfino le condizioni della delibera 42/02 AEEG -che abbiano perdite di energia termica per trasporto trascurabili (no teleriscaldamento) Inoltre in condizioni normali di funzionamento, gli impianti di produzione termica e frigorifera ed i servizi ausiliari devono essere alimentati unicamente da energia elettrica prodotta dal cogeneratore



EPtEPfEPe

EPc

EPtEpfEPe

EPcEPtEPfEPeIRE

++−=

++

−++= 1mod [Equazione 5]

Eimmessaconsumata fEeEeEPe ⋅+= )( fR

EfEfEPf

ε

⋅=

tR

TfEtEPt

η

⋅=

[Equazione 6] [Equazione 7] [Equazione 8]

dove

- Eeconsumata è l’energia elettrica netta prodotta dall’impianto di cogenerazione

consumata dall’utenza a fini diversi da quelli per la climatizzazione (MWhe)

- Eeimmessa è l’energia elettrica prodotta in eccesso dall’impianto di cogenerazione

e ceduta alla rete di distribuzione (MWhe)

- fE è il fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria (in pratica

corrisponde al fattore di conversione da MWh a tep diviso per ηes) pari a 0,204

tep/MWhe per l’anno 200852

- fT è il fattore di conversione da MWht a tep, pari a 0,086 tep/MWht.

- εfR è l’indice di prestazione medio stagionale di riferimento del sistema

frigorifero convenzionale, assunto pari a 3,0;

- ηtR è il rendimento termico medio stagionale di riferimento di una caldaia

alternativa al cogeneratore, per il quale si può far riferimento all’Art.5 del DPR

412/93 che fornisce il valore minimo di rendimento medio stagionale da

richiedere nel caso di installazione di nuove caldaie, tramite la formula η = 77 +

3 · Log10 Pn dove Pn è la potenza nominale della caldaia espressa in kW.

- EPc = (0,086 tep/MWht)·Ec con Ec espresso in MWh termici.

Per il calcolo dei risparmi energetici riconosciuti al fine dell’ottenimento dei “certificati

bianchi”, il risparmio energetico deve essere suddiviso in risparmio netto associato

unicamente al riscaldamento (RNt), risparmio associato al raffrescamento (RNf) e

risparmio associato alla produzione elettrica (RNe), impiegando le seguenti formule:

EPtIRERNt ⋅= mod [Equazione 9]

EPfIRERNf ⋅= mod [Equazione 10]

( )[ ]immessaE EekfEPeIRERNe ⋅−−⋅= mod [Equazione 11]

52 fino all’entrata in vigore della delibera EEN 3/08.



dove k è il coefficiente di riduzione dei risparmi addizionali di energia elettrica e vale

0,14853; il suo prodotto per Eeimmessa viene sottratto a RNe per tener conto della

necessità di valorizzare diversamente il risparmio associato alla produzione di energia

elettrica immessa in rete rispetto a quanto fatto per valorizzare le riduzioni dei consumi

di energia elettrica.

I titoli di risparmio energetico di tipo I (relativi al risparmio di energia elettrica)

saranno pari a RNe+RNf. I titoli di risparmio energetico di tipo II (relativi al risparmio

di gas naturale) saranno pari a RNt nel caso l’impianto cogenerativo sostituisca un

sistema di riscaldamento a gas naturale; nel caso di impiego di combustibili diversi (ad

esempio caldaie a gasolio) la voce RNt sarà contabilizzata per i titoli di tipo III (relativi

appunto al risparmio di altri combustibili).

Vale la pena di soffermarsi sulle modalità di calcolo del fattore di conversione fe: il

valore 0,204 tep/MWhe deriva dal considerare il rendimento elettrico di riferimento per

la generazione separata di energia elettrica pari a 0,42%54: in realtà il rendimento del

parco termoelettrico italiano è notevolmente aumentato negli ultimi anni grazie

all’introduzione di nuovi e sempre più efficienti impianti a ciclo combinato,

raggiungendo attualmente un rendimento medio stimato intorno al 46%55; per questo

con la delibera EEN 3/08, il fattore di conversione dell’energia elettrica in energia

primaria è stato aggiornato adottando il 46% come rendimento di riferimento per la

generazione separata di energia elettrica: dal 31 Luglio 2008 il valore di fe è pertanto

aggiornato a 0,187 tep/MWhe.

Nel caso l’energia elettrica sia immessa in rete, il rendimento elettrico di riferimento da

adottare per la generazione separata di energia elettrica era fino al luglio 2008 pari al

0,58% e da ciò derivava il valore attribuito al coefficiente di riduzione di risparmi k; si

riteneva infatti che il rendimento di riferimento da adottare fosse in questo caso quello

relativo alle centrali termoelettriche utilizzate con funzione di modulazione (quelle cioè

la cui produzione viene ridotta in conseguenza di nuove immissioni in rete) e dunque

quello cicli combinati a gas di grossa taglia, le cui prestazioni ottimali per impianti di

potenza superiore a 300 MWe possono essere valutate con rendimenti caratteristici pari

al 58%.

53 fino all’entrata in vigore della delibera EEN 3/08. 54 ricavabile dal fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria, fissato dall’AEEG (si è impiegato il fattore di conversione valido prima dell’entrata in vigore della delibera EEN 3/08). 55 fonte: documento di consultazione 2/2008 dell’AEEG



Si è però osservato che nei fatti ciò non sempre corrisponde a realtà56 per cui l’AEEG

ha attualmente stabilito57 di adottare per la produzione di energia elettrica da immettere

nella rete lo stesso fattore di conversione impiegato per quella auto consumata (k viene

perciò considerato pari a zero).

Attualmente l’Ospedale della Versilia non gode di alcun meccanismo di incentivo

legato al risparmio energetico né alla cogenerazione; poiché l’impianto di

cogenerazione risulta preesistente non è possibile per i gestori accedere al meccanismo

dei certificati bianchi, a meno che non siano effettuate modifiche degli impianti tali da

poter ottenere un significativo risparmio energetico.

2.4 Le dinamiche dei mercati del’energia

Per comprendere le dinamiche dei mercati dell’energia è necessario innanzitutto fare

alcune premesse.

A livello mondiale la domanda di energia primaria è soddisfatta in gran parte dai

combustibili fossili: per il 36% dal petrolio e dai suoi derivati, per il 28% dal carbone e

per il 24% da gas naturale. Il restante 22% è soddisfatto mediante lo sfruttamento di

fonti rinnovabili (in particolare energia idraulica, seguita a distanza da quella eolica) e

di energia nucleare da fissione (6% del totale mondiale).

Negli ultimi anni si è assistito ad una forte aumento della domanda di prodotti

energetici, dovuti principalmente alla sostenuta crescita economica dei paesi emergenti

(ed in particolare della Cina58 e del’India).

Tale rapida crescita della domanda non è stata pienamente corrisposta da un adeguato

aumento della capacità produttiva, comportando l’aumento del prezzo dell’energia;

questo è vero in particolar modo per il petrolio, che ha trascinato al rialzo tutti i

prodotti energetici (si veda Figura 1). La cause dell’insufficienza della produzione

petrolifera sono in parte congiunturali (e quindi transitorie, quale la guerra in Iraq,

calamità naturali nelle zone estrattive o la carenza di capacità delle infrastrutture per

trasporto e lavorazione) ed in parte strutturali; per comprendere le cause strutturali si

deve considerare che l’estrazione delle materie prime energetiche è in larga parte

56 ad esempio spesso gli impianti di cogenerazione vanno a integrare il carico di base del sistema elettrico nazionale, sostituendosi pertanto al funzionamento di impianti con rendimenti minori. 57 con la delibera EEN 3/08 58 tra 2000 e 2007 la Cina ha quasi raddoppiato il suo consumo energetico superando quello dell’Unione Europea.



nazionalizzata (o comunque fortemente dipendente dalle scelte politiche dei paesi

produttori) per cui il loro prezzo non risponde tanto a logiche di mercato, quanto a

scelte strategiche di paesi esportatori59; inoltre il petrolio (ma discorso analogo è

possibile anche per gli altri combustibili fossili) è un bene difficilmente sostituibile, per

cui la sua domanda è almeno entro certi limiti indipendente dal prezzo; poiché la

domanda di alcune qualità di petrolio poco pregiate sono inferiori alla produzione e il

petrolio più facilmente raffinabile inizia a scarseggiare60, i paesi produttori non

avrebbero quindi vantaggi ad aumentarne la produzione e preferiscono giocare al rialzo

del prezzo.

Figura 1- Indici di prezzo dei principali combustibili fossili 1992-2008 (indice 100 = 2005)61

Per quanto riguarda il gas naturale, le riserve accertate sono sufficienti ai ritmi attuali

di consumo per circa 60 anni, ma anche in questo caso esse sono concentrate in pochi

paesi (Russia e Medio Oriente) che possono giocare al rialzo del prezzo. Discorso un

po’ diverso si ha per il carbone, i cui giacimento sono più cospicui e diffusi anche nei

paesi consumatori, ma scelte politiche legate alla riduzioni delle emissioni inquinanti

ne limitano l’impiego.

Per quanto riguarda l’energia elettrica, l’andamento del suo prezzo finale dipende in

parte da spese fisse (trasporto, costi d’impianto…) e in parte dal’eventuale

59 le principali riserve accertate di petrolio sono concentrate in un ristretto numero di paesi. 60 negli ultimi decenni le nuove scoperte di giacimenti sono state inferiori alle aspettative e il picco di produzione del petrolio potrebbe essere raggiunto nei prossimi decenni, se non addirittura nei prossimi anni. 61 (gli indici si rifriscono al prezzo medio registrato sulle principali borse mondiali delle materie prime) grafico tratto da: Rapporto ENEA Energia e Ambiente 2007



combustibile62 impiegato per la generazione elettrica. L’andamento dipende quindi da

paese a paese, in funzione della composizione del parco elettrico; nel caso di

produzione tramite combustibili fossili, il loro costo incede per circa la metà sul costo

finale dell’energia, nel caso di produzione termonucleare, il costo dell’uranio incide

invece per circa il 5% (tuttavia tra 2001 e 2008 le quotazioni dell’uranio sono passate

da 13 a 190 $/kg, per cui anche l’energia nucleare ha aumentato sensibilmente il suo

costo). Ovviamente la produzione di energia da fonti rinnovabili può svincolare il costo

dell’energia da quello delle materie prime energetiche.

In epilogo è probabile che il prezzo dei prodotti energetici continui ad aumentare, se

l’economia mondiale continuerà a crescere in maniera sostenuta mantenendo alta la

domanda.

2.5 La fornitura del gas naturale

Fino al 31 dicembre 2002 tutti i clienti finali del gas, esclusi quelli con elevati consumi

annui (come le industrie), erano obbligati a comprare il gas dal fornitore locale, senza

poterlo cambiare.

Il decreto legislativo n. 164/00, recependo una direttiva europea, ha separato le attività

di vendita da quelle di distribuzione63 e ha stabilito che dal 1° gennaio 2003 tutti i

clienti, anche i piccoli consumatori, sono liberi di acquistare il gas da fornitori scelti sul

libero mercato.

Spetta all’Autorità dell’Energia e del gas il compito di fissare degli standard minimi

per il servizio effettuato da distributori del gas e venditori, e vigilare che questi siano

rispettati.

Per la fornitura del gas naturale i clienti finali devono stipulare un contratto con il

venditore, che si occuperà di acquistare il gas all’ingrosso e di farlo arrivare al cliente

pagando ai gestori della rete di trasporto una tariffa per l’utilizzo delle infrastrutture

che è fissata dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

Le condizioni economiche per la fornitura di gas naturale, definite ai sensi delle

delibere n. 237/00 e 138/03 e successive modificazioni, sono date dalla somma delle

seguenti componenti64:

62 la produzione dei energia elettrica tramite molte tipologie di fonte rinnovabile non comporta costi di combustibile. 63 in modo analogo a quanto fatto dal Dlgs 79/1999 per la liberalizzazione del settore elettrico 64 calcolate ai sensi degli articoli 4,6,7 e 8 del suddetto provvedimento.



- componente tariffaria della distribuzione, che comprende l’attività di misura, con

esclusione dell’attività di lettura;

- componenti tariffarie del trasporto e dello stoccaggio;

- corrispettivo variabile relativo alla commercializzazione all’ingrosso;

- corrispettivo variabile relativo alla vendita al dettaglio, che comprende l’attività di

lettura;

Ad esclusione della componente tariffaria di distribuzione che è composta da una quota

fissa più una quota variabile, tutte le alte componenti dipendono dalla quantità di gas

naturale fornito65.

Si riporta in Figura 2 un grafico che illustra la composizione percentuale del prezzo

medio nazionale di riferimento66 del gas naturale e in

Figura 3 l’andamento del prezzo medio nazionale di riferimento negli ultimi 6 anni, che

evidenzia un l’aumento del costo del gas naturale verificatosi negli ultimi anni.

Si tenga conto che l’approvvigionamento di gas naturale dei paesi europei importatori è

effettuato in larga parte con contratti a lungo termine indicizzati sul prezzo dei prodotti

petroliferi e del carbone. In questo modo i prezzi del gas seguono, con un gap di

qualche mese, l’andamento del prezzo del petrolio.

Figura 2 - composizione del prezzo medio nazionale di riferimento del gas naturale67

65 sono espresse in €/GJ dove per la conversione da GJ a mc di combustibile si deve far riferimento al potere calorifico superiore del gas naturale immesso in rete durante l’anno precedente a quello di consumo secondo i criteri stabiliti dalla delibera 237/00 (art.16 e17). 66 Condizioni economiche di fornitura per chi utilizza meno di 200 mila metri cubi all'anno 67 tratto dal sito AEEG: www.autoritaenergia.it



Figura 368 – composizione della tariffa media nazionale di riferimento del gas naturale69

2.6 Il contratto di somministrazione di gas naturale dell’Ospedale della

Versilia

L’azienda USL n. 12 di Viareggio (che gestisce l’ospedale della Versilia) ha stipulato

nel 2005 un contratto di fornitura del gas naturale con la società Enel Gas S.p.a che

attualmente (Giugno 2008) non è ancora stato disdetto. L’accordo prevede che la

capacità giornaliera di prelievo da parte del cliente sia fissata pari a 14000 Nmc/giorno;

qualora tale limite sia superato il cliente dovrà pagare sul prelievo eccedente il

corrispettivo aggiuntivo riportato in

Tabella 6.

percentuale di supero sul punto di fornitura corrispettivo unitario (€/mc)

fino al 5% 0

tra 5% e 10% 0

Tra 10% e 15% 2,088666

oltre il 15% 2,315629

Tabella 6 – corrispettivo da pagare in caso di supero del prelievo massimo concordato

Inoltre il cliente dovrà pagare una quota fissa pari a 2.304 € al mese ed un corrispettivo

proporzionale al prelievo effettuato mensilmente, il cui valore, espresso in €/mc è

fornito dalla seguente formula:

68 Fonte: AEEG 69condizioni economiche di fornitura per chi utilizza meno di 200 mila metri cubi all'anno (dall'1 ottobre 2006 sono applicate solo ai clienti domestici); i costi fissi includono la commercializzazione all'ingrosso e al dettaglio e i costi delle infrastrutture. Indubbiamente nel contratto di fornitura dell’Ospedale, data la maggior quantità di gas naturale acquistato, i costi fissi incederanno in misura minore sul prezzo finale (come si vedrà nel paragrafo sulla fiscalità del gas naturale, anche le imposte incideranno in misura molto minore).



)315337,1(120053,02015,0 −⋅+= ItP

dove

)4792,18/(13,0)1070,14/(38,0)9137,21/(49,0 ttt GREGGIOBTZGASOLIOIt ⋅+⋅+⋅=

con GASOLIOt pari alla media della quotazione CIF Med Basis del gasolio 0.2

pubblicate da Platt’s Oilgram Price Report espresse in centesimi di euro al kg70, e con

BTZt e GREGGIOt calcolati in modo analogo a GASOLIOt facendo però riferimento

rispettivamente a quotazioni dell’olio combustibile a basso tenore di zolfo e a quelle di

alcuni particolari tipi di greggio (Arabian Light, Iranian Light…). Al momento

dell’entrata in vigore del contratto (Aprile 2005) il valore dell’indice It era pari a

1,315337, e quindi il P era pari a 0,2015 €/mc; Il prezzo del gas naturale al mc è stato

successivamente aggiornato mensilmente secondo la formula riportata, in dipendenza

delle quotazioni di alcuni prodotti energetici trai quali però non figura il metano.

La componente proporzionale è inoltre riferita ad un Nmc di gas con PCS pari a 38100

kJ, e viene aggiornata mensilmente anche per tener conto del PCS effettivo del gas

prelevato dalla rete, secondo le disposizioni dell’AEEG.

Per l’anno 2007 la quota variabile è stata mediamente di 0,2866 €/Nmc71; questo

significa che per l’azienda USL n. 12 di Viareggio, dall’aprile 2005 al 2007, la quota

variabile del prezzo del metano è aumentata di ben il 47%; l’aumento verificatosi è

comunque in linea con il prezzo di materia prima mostrato nel grafico di Figura 3 –

composizione della tariffa media nazionale di riferimento del gas naturale, che dall’I

trimestre 2005 al I trimestre 2007 è salito di circa il 50%.

2.7 Fiscalità del gas naturale

La tassazione influisce in modo non trascurabile sul prezzo finale dei combustibili; sul

gas naturale gravano tre diverse imposte :

i) un’accisa (o Imposta Erariale sui Consumi) i cui livelli e aliquote sono definiti a

livello nazionale dal Testo Unico delle Accise D.Lgs. 504 del 1995 (e successive

modificazioni) e risultano articolati per tipo di uso del gas (civile, industriale,

termoelettrico) e per area geografica;

70 sul contrattola è indicato che la conversione da dollari (valuta in cui sono espresse le quotazioni) ad euro deve essere fatta considerando la media mensile dei valori di cambio euro/dollaro calcolata dall’ufficio italiano cambi 71 valore medio calcolato a partire dalle fatturazioni del gas consumato mensilmente, detraendo gli oneri fiscali (calcolati a loro volta in base alla produzione di energia elettrica mensile) e le altre componenti tariffarie



ii)un’imposta regionale (ARISGAM) che si applica soltanto alle regioni a statuto

ordinario e per il gas metano uso combustibile (no autotrazione), tale imposta viene

determinata da ciascuna regione, con propria legge, entro i limiti stabiliti dalla

normativa nazionale;

iii) l’imposta sul Valore Aggiunto (IVA), anch’essa differenziata per tipo di uso del gas

ed espressa in percentuale da calcolare sul prezzo totale comprensivo delle altre due

imposte (pari al 20% fatta esclusione per alcune categorie di usi civili ed industriali e

per la produzione di energia elettrica, per i quali è fissata al 10%).

La legge 488/1998 (all’articolo 8) stabilisce che le accise sui combustibili fossili “sono

rideterminate72

al fine di perseguire l'obiettivo di riduzione delle emissioni di anidride

carbonica secondo le conclusioni della Conferenza di Kyoto” del 1997, fissando

un’imposta al consumo agevolata per il metano impiegato per la produzione di energia

elettrica, “ridotta al 30% sulla quota di autoconsumo” (attenzione: la riduzione non è

del 30% sul totale dell’accisa, bensì al 30% dell’accisa!). In caso di cogenerazione, per

il calcolo della quantità di metano che può che può beneficiare dell’imposta agevolata

si utilizza la relazione di Equazione 12 :

D = KE [Equazione 12]

dove:

D è la quantità di m3 sulla quale si effettua la detrazione totale del carico fiscale

E è il numero di kWh elettrici prodotti dal cogeneratore

K è il consumo specifico di riferimento fissato dall’Autorità per l’energia elettrica e il

gas (con la delibera 16/98) pari a 0,250 m3/KWh per il gas metano.

Appare evidente che qualora un cogeneratore abbia un rendimento elettrico basso

(minore di 0,37), solo una frazione del metano impiegato beneficerà dell’imposta

agevolata come illustrato dal grafico di Figura 4; al contrario qualora il rendimento

elettrico sia alto, anche una parte del metano impiegato da eventuali caldaie ausiliare

della centrale termica potrà godere dell’accisa ridotta.

72 Al momento della progettazione dell’impianto di cogenerazione l’allegato 1 della legge in questione stabiliva le seguenti accise sul gas metano: -produzione, diretta o indiretta, di energia elettrica: 8,7 £/m3 -per combustione per usi industriali: 40 £/m3 (tale aliquota fu ridotta in G.U. n. 11 del 15-1-1999 a 24,2 £/m3) - per altri usi civili: 349£/m3 (tale aliquota fu ridotta in G.U. n. 11 del 15-1-1999 a 335,57 £/m3)



50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,25 0,27 0,29 0,31 0,33 0,35 0,37 0,39

Rendimento elettrico

Perce

ntu

ale

me

tan

o d

efi

sc

ali

zza

bile

Figura 4 -Metano sottoposto ad accisa agevolata in funzione del rendimento elettrico73

Sulla quantità di gas naturale impiegato per la generazione elettrica non viene inoltre

applicata l’addizionale regionale e l’IVA è agevolata al 10% secondo quanto prescritto

dal DPR del 26/10/1972 n. 633 e successive modificazioni74.

Il metano impiegato dal cogeneratore che non rientra tra quello sottoposto ad accisa

agevolata e quello consumato dalle caldaie ausiliare sarà invece sottoposto ad accisa

per usi industriali o civili a secondo del tipo di utenza; per quanto riguarda le utenze

ospedaliere, si considerano compresi negli usi industriali “gli impieghi del gas metano,

anche quando non è previsto lo scopo di lucro, nelle attività ricettive alberghiere e

quelle svolte da istituzioni finalizzate all'assistenza dei disabili, degli orfani, degli

anziani e degli indigenti”75 ma non le case di cura e gli ospedali, a meno che questi non

siano “qualificabili come impresa industriale alla stregua dei criteri desumibili

dall’art. 2195 del codice civile”76 che rientrano altrimenti tra le utenze civili77 (essendo

privi di finalità lucrative gli ospedali pubblici sono quindi utenze civili).

E’ sottoposto inoltre ad accisa industriale il gas naturale impiegato dagli impianti di

teleriscaldamento (ai quali sono equiparati anche gli impianti asserviti ad una sola

73 Attala,L., La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario.Sviluppo di uno strumento per

l'analisi di fattibilità tecnico-economica, Tesi di dottorato di ricerca in energetica, 2001, Università degli studi di Firenze, Dipartimento di energetica” Sergio Stecco”. 74 La tabella A allegata al decreto, relativa ai beni e servizi con IVA al 10%, riporta al numero 104: “oli

minerali greggi, oli combustibili ed estratti aromatici impiegati per generare, direttamente o

indirettamente, energia elettrica, purché la potenza installata non sia inferiore ad 1 KW” 75 Nota [1] al comma 1, art. 26 D.Lgs. 504/1995 76secondo quanto stabilito dalla circolare N. 48 /D 26 luglio 2002 dell’ Agenzia delle Dogane 77 Sono inoltre considerate utenze industriali: le imprese industriale produttive di beni e servizi, quelle artigianale ed agricole, Esercizi di ristorazione (ristoranti, trattorie, pizzerie e similari ad esclusione delle attività di somministrazione di prodotti come bar, caffè e gelaterie), impianti sportivi adibiti esclusivamente ad attività dilettantistiche



utenza nell’ottica del servizio energia78) anche se asserviti ad utenze civili purché

presentino le caratteristiche tecniche definite dalla legge 10/91 art. 11, comma 2, lettera

b: in particolare l’energia elettrica prodotta deve corrispondere ad almeno il 10%

dell’energia totale prodotta (termica più elettrica)79.

Dal 1° gennaio 2008 sono operative importanti novità come previsto dal D.Lgs.

26/2007 sulla tassazione del gas naturale; in particolare vengono create due sole

tipologie di utilizzo del gas: uso civile ed uso industriale. L’uso civile raggruppa e

sostituisce le tipologie tariffarie T1, T2 e T3 in uso fino il 2007 e la sua tassazione

viene applicata in base a scaglioni di consumo annuo80. Per gli usi civili, sui primi 480

mc di consumo si applica l’IVA agevolata del 10%, mentre sulla parte eccedente si

paga l’IVA al 20%81. Nella tabella sottostante si riporta la situazione vigente nel 2008

relativamente alla tassazione del gas naturale; l’addizionale regionale riportata quella

vigente in Toscana per effetto dalla legge regionale 67/2007 (Finanziaria Toscana

2008).

IMPOSTE SUL GAS NATURALE (2008)

consumo all'anno82

IEC (€/mc) AR (€/mc) IVA

USI CIVILI fino a 120 mc 0,044 0,015 10

da 120 a 480 mc 0,175 0,026 10

da 480 a 1560 mc 0,17 0,03 20

oltre 1560 mc 0,186 0,03 20

USI INDUSTRIALI fino a 1200000 mc 0,12498 0,006 10 o 2083

oltre 1200000 mc 0,12498 0,0052 10 o 20

Tabella 7 – (IEC sta per “Imposta Erariale sui Consumi” ed AR sta per “Addizionale Regionale”)

L’imposta agevolata per la generazione elettrica può essere considerata pari a 0,04493

c€/m384.

78 lettera 21 Giugno 2002 dell’Agenzia delle Dogane 79 Le Circolari 145/D del 17/05/95 e189/D 17/07/1998 del Ministero delle Finanze stabiliscono che anche il metano che alimenta le caldaie di integrazione ai gruppi cogenerativi, gode, ai fini fiscali, dell’aliquota ridotta prevista per usi industriali, anche se l’impianto alimenta delle utenze civili, qualora siano verificate determinate purché almeno il 10% dell’energia complessivamente prodotta da caldaie e cogeneratore sia energia elettrica. 80 Calcolati nell’anno solare e non più nella “stagione di riscaldamento”. 81 Fonte: circolare n. 2/E del 17 Gennaio 2008 dell’Agenzia delle Entrate. 82 Orientativamente l’ospedale della Versilia ha un consumo di gas naturale di quasi 1.000.000 mc/anno. 83 IVA al 10 solo per alcune categorie di imprese, tra cui quelle estrattive, agricole e manifatturiere purché rispettino determinato requisiti. 84 tabella A allegata al testo unico sulle accise, come aggiornata al 2007



2.8 Vendita dell’energia elettrica prodotta da cogenerazione

Allo stato attuale, per la vendita dell’energia elettrica prodotta da un impianto di

cogenerazione si possono utilizzare le seguenti modalità:

- vendita “indiretta”, mediante la stipula di una convenzione di ritiro dedicato a i

sensi della delibera AEEG n.34/05;

- vendita in borsa

- vendita “diretta” ad un cliente finale idoneo85 o ad un grossista (contratto

bilaterale);

- vendita tramite contratti pluriennali in essere stipulati a condizioni particolari

non più ottenibili (ad esempio sulla base del CIP 6/92).

- per impianti con potenza non superiore a 200 kW sarà inoltre presto possibile

accedere al servizio di scambio sul posto;

Il ritiro dedicato è stato introdotto dalla delibera AEEG 34/0586 e stabilisce una

procedura semplificata per la vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili87, da

centrali alimentate a fonti non rinnovabili purché di potenza inferiore a 10 MVA e da

autoproduttori88 (vendita delle eccedenze). I produttori stipulano una convenzione col

GSE che acquistata l’energia immessa in rete a condizioni diverse a secondo del tipo e

della potenza dell’impianto e gestisce tutte le procedure necessarie ai fini

dell’immissione in rete dell’energia elettrica, fatti salvi la connessione alla rete locale e

la misura dell’energia immessa (che sono di competenza delle imprese distributrici).

Per le fonti rinnovabili con potenza fino a 1MVA è riconosciuto un prezzo garantito

all’elettricità acquistata, per il ritiro dell’energia elettrica da cogenerazione si applicano

invece i prezzi zonali orari, che coincidono con i prezzi che il produttore otterrebbe se

partecipasse direttamente al mercato: per la Toscana in particolare si applicano i prezzi

relativi alla zona Centro-Nord (Figura 5), che non si distinguono molto da quelli medi

nazionali89. Il prezzo di acquisto dell’energia è dipendente dall’andamento della

domanda e dell’offerta, ed è molto variabile secondo il periodo dell’anno, del giorno,

dell’ora e della zona, come evidenziato in Figura 6 e in Figura 7.

85 dall’1 luglio 2007 tutti i clienti hanno acquisito indistintamente la qualifica di cliente idoneo. 86 in attuazione del Dlgs 387/03 e della Legge 239/04 87 per le fonti rinnovabili programmabili, quali idroelettrico a bacino o biomasse, è prevista la possibilità di accedere al sistema solo se gli impianti hanno potenze inferiori a 10MVA. 88 Sulla base del Dlgs 79/99 (art.2 comma2), si definisce autoproduttore chi produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio. 89 nel 2007 il prezzo d’acquisto medio nazionale (PUN) è stato pari a 70,99 €/MWh



Figura 5 - Prezzo orario zonale mercoledì 16 Gennaio 2008 e per Mercoledì 4 Giugno 2008

Figura 6- Prezzi medi nazionali d’acquisto di 2007 e 2006 per giorni lavorativi 90

Figura 7- Prezzi medi nazionali d’acquisto di 2007 e 2006 per giorni festivi 91

90grafici tratti dalla relazione annuale del GSE , anno 2008



Tali prezzi sono maggiorati dal GSE del coefficiente di perdite di rete standard (pari al

5,1% per immissione in MT e 10,8% per BT) per tener conto delle minori perdite di

rete dovute alla produzione di energia distribuita vicino quindi al punto di consumo.

Sempre il GSE si occupa di addizionare il CTR (pari a 0,326 c€/kWh92) aumentato del

9,9% nel caso di connessone a reti di bassa tensione e del 4,2% per immissione in rete

di MT. I costi, anche questi pagati nell’ambito della convenzione con il GSE sono

invece i seguenti:

- costi amministrativi legati all’accesso al regime dedicato, pari a 120 più lo 0,5%

del controvalore dell’energia ritirata su base annua, fino ad un massimo di

3500 €;

- corrispettivo di trasmissione (0,256 c€/kWh)

- corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni (solo

per gli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 50kW) pari a 11 € al

mese.

Nel caso di impianti di potenza attiva nominale superiore a 1 MW alimentati da fonti

programmabili, oltre che nel caso di impianti di potenza apparente nominale maggiore

o uguale a 10 MVA, è inoltre obbligatorio trasmettere al GSE, tramite il portale

informatico da quest’ultimo predisposto, il programma di immissione riferito a

ciascuna ora dell’anno. I programmi vengono utilizzati dal GSE per formulare le

proprie offerte di vendita dell’energia elettrica sul mercato

Il medesimo produttore può modificare tale programma entro le ore 17 del secondo

giorno precedente a quello cui il programma medesimo è riferito; sulla base del

scostamento dalle immissioni programmate, il GSE applica inoltre un corrispettivo di

sbilanciamento. Tale corrispettivo (che può essere un costo o un ricavo) è minore di

quello che si avrebbe partecipando alla borsa dell’energia93.

Attualmente i gestori dell’impianto di cogenerazione dell’Ospedale della Versilia

vendono l’energia elettrica prodotta in eccesso tramite le modalità sopra descritte.

Addizionando tra loro maggiorazioni su prezzo orario zonale e costi necessari per

accedere al ritiro dedicato, si può notare che questi tendono a controbilanciarsi tra loro;

91grafici tratti dalla relazione annuale del GSE , anno 2008 92 Tutti i valori dei parametri qui riportati sono quelli validi per il 2008, ricavati dal sito internet dell’AEEG. 93 Poiché i programmi relativi ai singoli impianti vengono aggregati dal GSE per zona, proprio per effetto dell’aggregazione, lo sbilanciamento associato al programma cumulato presentato dal GSE, è generalmente inferiore alla somma degli sbilanciamenti dei singoli impianti



si può assumere che i guadagni della vendita dell’energia elettrica siano tra lo 0% e il

5% superiori a quelli relativi al prezzo orario zonale.

Vendere in borsa l’energia prodotta comporta maggiori rischi e il disbrigo di procedure

complesse: è innanzitutto necessario essere ammessi dal Gestore del Mercato Elettrico

al mercato stesso, impegnandosi tra l’altro a pagare un corrispettivo di accesso (7.500

€94), un corrispettivo fisso annuo (10.000 €) ed un corrispettivo per ogni MWh

scambiato95.

Praticamente la vendita diretta in borsa è fattibile solo per grandi impianti, tenendo

presente l’impegno richiesto per poter partecipare al mercato e cercare di anticiparne

l’andamento96.

Lo “scambio sul posto” consente di depositare virtualmente in rete l’energia elettrica

prodotta e non immediatamente autoconsumata, in modo che possa essere prelevata in

un tempo differito per la copertura dei propri consumi. Si tratta di un servizio

commerciale consentito per la produzione da impianti di cogenerazione fino a 200 kW

(ai sensi del D.Lgs. 20/2007) e da fonti rinnovabili fino a 20 kW. Attualmente l’AEEG

sta definendo un provvedimento che renda operativo lo scambio sul posto per la

cogenerazione97. L’adesione al meccanismo consente di pagare al GSE il solo prelievo

netto di energia. In altre parole, al termine di ogni anno, si paga esclusivamente la

differenza fra l’energia elettrica prelevata in più dalla rete, rispetto a quella immessa.

Nel caso opposto, in cui l’energia elettrica immessa annualmente superi quella

prelevata, gli utenti potranno beneficiare della differenza positiva. Infatti, per le fonti

rinnovabili, essa diventa un ‘credito’ di energia elettrica che può essere utilizzato nei

tre anni successivi; per la cogenerazione, essa sarà probabilmente remunerata alla pari

di un produttore.

94 Tra parentesi si riportano i corrispettivi validi dal 2007. 95 Attualmente le transazioni fino a 20.000 MWh sono gratuite,

- per quelle da 20.000 a 1.000.000 MWh si paga 0,004 €/Mwh - per quelle da 1.000.000 MWh a 10.000.000 MWh si paga 0,003 €/MWh - per quelle superiori a 10.000.000 MWh si paga 0,002 €/MWh

96 fonte: seminario “aspetti normativi della cogenerazone- vendita del surplus elettrico” - Dicembre 2007 – www.fire-italia.it 97 si veda a tale proposito il documento di consultazione allegato alla delibera 31/07 dell’AEEG.



2.9 Imposte sull’energie elettrica

Così come visto per il gas naturale, anche l’energia elettrica è sottoposta a tre ordini di

tassazione:

- un’imposta erariale di consumo definita a livello nazionale dal Testo Unico

delle Accise D.Lgs. 504 del 1995 (e successive modificazioni) 98 pari a 0,31

c€/kWh99 per le forniture a locali diversi dalle abitazioni e 0,47 c€/kWh per le

abitazioni;

- un’imposta addizionale afferente al gettito della fiscalità locale (l’addizionale è

comunale per consumi elettrici effettuati in primi e seconde case, è provinciale

se effettuato in locali e luoghi diversi dalle abitazioni) stabilita a livello

nazionale sempre dal Testo Unico delle Accise;

- l’Imposta sul Valore Aggiunto (IVA), espressa in percentuale da calcolare sul

prezzo totale comprensivo delle altre due imposte (pari al 20% fatta esclusione

per gli usi domestici100, per uso di imprese estrattive, manifatturiere comprese

le imprese poligrafiche, editoriali e simili101, per imprese agricole e per impianti

di sollevamento delle acque di consorzi di bonifica, per cui è fissata al 10%).

L’energia elettrica autoprodotta per il consumo proprio è soggetta ad imposta di

consumo (ed addizionale)102, ma non all’IVA. Non è invece sottoposta ad alcun tipo di

tassazione l’energia elettrica prodotta per uso proprio, finalizzata all’attività di

produzione e per mantenere la capacità di produrre elettricità: se la produzione di

energia elettrica è un'attività incidentale del soggetto, l'esenzione spetta “ per tutti i

consumi di centrale, ivi compresa la relativa illuminazione103”.

98 il TU precisa i casi di esenzione dal pagamento, tra cui ad esempio gli opifici industriali che abbiano un consumo mensile superiore a 1200000 per i mesi in cui tale consumo si verifica. 99 aliquote in vigore dal 1° Giugno 2007 100 nonché per gli edifici per i quali sia ravvisabile l'uso domestico circolare 82/E del 7 aprile 1999 del Ministero delle Finanze); gli ospedali, non presentando carattere residenziale, pagano l’iva al 20%. 101articolo 103, tabella A, parte III, allegata al DPR 633/72 102 non è però sottoposta ad accisa l’energia elettrica prodotta da impianti azionati da fonti rinnovabili con potenza nominale minore di 20 Kw o maggiore di 20 Kw qualora sia consumata dalle imprese di autoproduzione in locali e luoghi diversi dalle abitazioni, oppure prodotta da piccoli impianti generatori comunque azionati, purché la loro potenza disponibile non sia superiore ad 1 kW, nonché prodotta in officine elettriche costituite da gruppi elettrogeni di soccorso aventi potenza disponibile complessiva non superiore a 200 kW. 103 circolare 366/1991 dell’Agenzia delle Dogane; quando invece la produzione di elettricità si configura come attività istituzionale del soggetto produttore, sono esentati anche i consumi relativi a “ausiliari di

centrale, direttamente o indirettamente connessi alla produzione di energia elettrica, servizi di

illuminazione e di forza motrice di qualsiasi altro tipo, altri servizi ausiliari, impieghi in uffici di

amministrazione, consumi in locali per guardiania e custodia.”



Sull’energia prodotta e immessa in rete è necessario pagare l’accisa con diritto di

rivalsa sull’acquirente; l’IVA sarà invece pagata dall’acquirente.

L’addizionale provinciale si applica in locali diversi dalle abitazioni per tutte le utenze

su tutti i consumi per qualsiasi uso, fino ad un limite massimo di 200.000 kWh di

consumo al mese è fissata pari a 0,93 c€/kWh, tuttavia le province possono deliberarne

l’aumento fino a 1,14 c€/kWh104; la provincia di Lucca, nella quale ricade l’ospedale

della Versilia, ha fissato l’addizionale per il 2008 a 1,136 c€/kWh.

Per la produzione di elettricità è inoltre necessario eseguire la denuncia d’officina

presso l’Ufficio Tecnico di Finanza territorialmente competente e versare una quota

annuale di 23,24 € con la finalità di ottenere la licenza di esercizio prevista dall’art. 63

comma 3 lettera a del D.Lgs. 504/95.

2.10 La fornitura dell’energia elettrica

Come si è già visto, il mercato dell’energia elettrica è stato liberalizzato dal D.Lgs.

79/99; a partire dal 1° luglio 2007 per tutti i clienti finali è possibile scegliere un

venditore di energia elettrica con cui stabilire un contratto di fornitura sul mercato

libero, oppure avvalersi del “mercato di maggior tutela” (per le grandi imprese

“mercato di salvaguardia”) con prezzi disciplinati dall’Autorità per energia elettrica ed

il gas.

A seconda che si decida di servirsi del mercato vincolato o di quello libero, le

condizioni di acquisto dell’energia elettrica (e la composizione del prezzo) sono

leggermente diverse.

L’ospedale della Versilia ha stipulato un contratto di fornitura dell’energia elettrica in

media tensione nel mercato libero.

Le tariffe per i clienti del libero mercato sono in generale formate dalla somma delle

seguenti componenti:

1. il costo di acquisto dell'energia, parte fissa e parte variabile, come contrattato

con il fornitore (produttore o grossista) nel caso dei contratti bilaterali o come

risultato delle operazioni di borsa;

104 D.Lgs. 2-2-2007 n. 26 - Attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità.



2. un corrispettivo di trasmissione;

3. un corrispettivo di distribuzione;

4. un corrispettivo di misura;

5. un corrispettivo di dispacciamento;

6. gli oneri di sistema A, le componenti UC e MCT;

7. le imposte.

Al netto delle imposte, le componenti che più incidono sul costo dell'energia elettrica

sono il costo di acquisto dell’energia, gli oneri di sistema e le componenti UC (si veda

Figura 8Figura 8).

Figura 8 – Composizione della tariffa elettrica media nazionale (II trimestre 2007)

Il corrispettivo per il servizio di misura (MIS), è destinato a coprire i costi di

installazione e manutenzione del misuratore (contatore), nonché i costi di rilevazione e

registrazione delle misure; è determinato dall’AEEG ed è pagato da tutti i clienti finali

(sia liberi che vincolati). Per il 2008 il corrispettivo per utenti in media tensione (non di

illuminazione pubblica) è fissato pari 298,7832 €/anno per punto di prelievo.

Il corrispettivo per il servizio di trasporto TRAS copre i costi per il trasporto

dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale è determinato dall’AEEG ed è

pagato da tutti i clienti finali (sia liberi che vincolati). Per le utenze di media tensione



(non di illuminazione pubblica) per il primo trimestre del 2008 è stata fissata pari a

0,338 c€/kWhe105.

Il corrispettivo per il servizio di distribuzione fino alla fine del 2007 serviva a coprire i

costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione e le relative attività

commerciali (fatturazione, gestione contratti, etc.) pagato da tutti i clienti finali non

domestici fissato da ciascun distributore mediante la proposta all'Autorità di apposite

opzioni tariffarie base. Nell’ambito di tali opzioni tariffarie era possibile far rientrare

anche dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva.

Per la media tensione la massima tariffa consentita era pari a 433,4656 €/anno per

punto di prelievo, più 33,4081 €/kW di potenza impegnata all’anno, più 0,13 c€/kWh

prelevato, a cui poteva essere aggiunta una penale per i prelievi di energia reattiva

corrispondenti ad un cosφ inferiore a 0,9106

Il servizio di dispacciamento consiste nel bilanciamento istantaneo dei flussi di energia

sulla rete fra centrali di produzione e utilizzatori, e nello scambio, ossia nella

compensazione nell’ambito dei contratti di compravendita delle differenze di energia

cumulate fra immissioni in rete e prelievi.

Ogni utente che accede al mercato libero per l’acquisto di energia elettrica deve

stipulare un contratto di dispacciamento con il GRTN (Gestore della Rete Elettrica

Nazionale), tuttavia il cliente finale può anche conferire mandato di stipula a terzi: ad

esempio il contratto di fornitura dell’energia elettrica dell’Ospedale della Versilia

prevede che sia il venditore dell’energia elettrica (Dynameeting spa) a provvedere al

contratto e agli obblighi derivanti). I Clienti del mercato vincolato invece devono solo

pagare un corrispettivo per il servizio di dispacciamento a cui provvede l’Acquirente

Unico.

I corrispettivi relativi al dispacciamento per una unità di consumo (ossia per un utenza

che preleva energia elettrica) di media tensione sono riportati in Tabella 8: sono in

parte fissi107 ed in parte variabili in base perlopiù all’andamento del mercato

dell’energia elettrica e al quantitativo di energia prelevato dalla rete (sempre calcolato

105delibera AEEG n. 348/2007 106 pari a 1,51 centesimi di euro/kvarh per l’energia reattiva compresa tra il 50 e il 75% dell’energia attiva e pari a 1,89 centesimi di euro/kvarh per l’energia reattiva eccedente il 75% dell’energia attiva 107 riportati nelle tabelle allegate alla delibera n. 111 del 9 giugno 2006 dell’AEEG e successive modifiche e integrazioni



addizionando le perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e distribuzione,

stimate pari al 5,1% per le utenze di media tensione). In particolare i corrispettivi di

sbilanciamento possono assumere un valore positivo o negativo in quanto dipendono

da quanto il prelievo di energia elettrica si discosta da quello programmato e dal costo

sul mercato dell’energia elettrica negli orari di tale sbilanciamento. In generale,

specialmente nel caso in cui il dispacciamento sia gestito dal venditore dell’energia

elettrica, tale corrispettivo non è particolarmente rilevante (poiché il venditore aggrega

gli sbilanciamenti dei suoi numerosi clienti finali).

CORRISPETTIVI PROPORZIONALI ALL'ENERGIA ELETTRICA PRELEVATA c€/kWh

Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della capacità produttiva 0,037271

Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di ininterrompibilità del carico 0,15

Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna 0,013

Corrispettivo a reintegrazione dei costi di generazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammesse alla reintegrazione dei costi 0,009318

Corrispettivo a reintegrazione di ulteriori costi di remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico calcolati mensilmente ?

TOTALE (minimo) 0,209589

CORRISPETTIVI FISSI MENSILI €/mese 17,51

CORRISPETTIVI DI SBILANCIAMENTO (positivi o negativi) € ?

Tabella 8 – Corrispettivi per il servizio di dispacciamento (utenza in media tensione)

Le componenti A coprono gli oneri sostenuti nell'interesse generale del sistema

elettrico e sono individuati dal Governo con decreto o dal Parlamento tramite legge. Le

componenti UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico individuate

dall'AEEG.

La componente MCT è il corrispettivo a copertura del finanziamento delle misure di

compensazione territoriale per lo smantellamento delle centrali nucleari.

Le aliquote relative a tali componenti tariffarie sono fissate dall'Autorità, aggiornate

periodicamente sulla base delle esigenze di gettito. Le componenti tariffarie A, MCT,

UC3 e UC6 sono pagate da tutti i clienti finali, sia liberi che vincolati. Le componenti

tariffarie UC1 e UC4, sono pagate dai soli clienti del mercato vincolato.

Nella Tabella 9 sono elencate tutte le componenti A, UC e MCT con il corrispettivo

costo per clienti di media tensione del mercato libero.



Costi fissi (€/anno)

Costi proporzionali all’energia prelevata

(c€/kWh)

Costi proporzionali alla potenza

impegnata108

(€/kW anno)

COMPONENTE A2109 3,7185 0,15

COMPONENTE A3110 37,1879 0,998

COMPONENTE A4111 0,0022

COMPONENTE A5112 3,6668 0,01

COMPONENTE A6113 80,2272 2,6532

COMPONENTE UC1114

COMPONENTE UC3115 0,03

COMPONENTE UC4116 0,02

COMPONENTI UC6117 396,3828

COMPONENTE MCT 0,02

Tabella 9 – componenti A, UC e MCT per un’utenza di media tensione

Così come osservato per il gas naturale, anche il costo dell’energia elettrica è

aumentato negli ultimi anni, in maniera legata all’aumento del costo dei combustibili

fossili, da cui infatti si produce circa l’80% dell’energia elettrica consumata in Italia; in

particolare si stima che le centrali elettriche a gas naturale contribuiscano per più del

53% al fabbisogno elettrico italiano (con un trend di costante crescita118), per cui il

prezzo dell’energia elettrica rimarrà certamente a lungo connesso con quello del gas

naturale.

108 dal 2000 sono state abolite le penali, precedentemente presenti, per i superi di potenza rispetto al massimo definito nel contratto, in quanto al di sopra dei 37,5 kW disponibili, la potenza impegnata coincide con quella massima oraria prelevata nel corso dell’anno. 109 copre i costi per lo smantellamento delle centrali nucleari e la chiusura del ciclo del combustibile 110 copre i costi per il finanziamento degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate 111 copre i costi per il finanziamento dei regimi tariffari speciali 112 a copertura del Finanziamento dell'attività di ricerca e di sviluppo 113 a copertura dei costi già sostenuti dalle imprese e non recuperabili in seguito alla liberalizzazione del mercato 114 a copertura dei squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell' energia per il servizio di Maggior Tutela 115 a copertura dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell' energia elettrica nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi 116 a copertura delle integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori 117 a copertura delle remunerazioni dei miglioramenti della continuità del servizio elettrico 118 contribuivano per il 37% nel 2000 e per il 49% nel 2005. Fonte: “Relazione annuale 2007 del GSE”



Figura 9 – Andamento della tariffa elettrica media nazionale al netto delle imposte dal 2003 al 2007119

2.11 Il contratto di somministrazione dell’energia elettrica dell’Ospedale della Versilia

L’azienda USL n. 12 di Viareggio (che gestisce l’ospedale della Versilia) ha stipulato

nel Novembre 2007 un contratto di fornitura dell’energia elettrica in media tensione

con la società Dynameeting spa.

Il prezzo della somministrazione di energia elettrica, al netto delle imposte sarà

composto come segue:

- corrispettivo per il servizio di trasporto, pari a quanto pagato da Dynameeting al

distributore locale secondo le tariffe pubblicate sul sito dell’AEEG120 per il trasporto

sulle reti di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica prelevata dal cliente;

- corrispettivi per i servizi di dispacciamento, determinati in base a quanto previsto alla

delibera n. 111/06 del 9 giugno 2006 dell’AEEG e successive modifiche e integrazioni;

- maggiorazioni (A1-An), componenti UC (ad eccezione di UC1 che è dovuta dai

clienti del mercato vincolato), MCT pari all’importo determinato dall’AEEG per i

clienti del mercato libero;

- corrispettivo COV a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di

acquisto e vendita pubblicate sul sito dell’AEEG121;

119 Fonte: sito AEEG 120 http://www.autorita.energia.it/elettricita



-corrispettivo per la vendita di energia elettrica (P) proporzionale al prelievo effettuato

mensilmente applicabile, in ciascuna fascia oraria, secondo la formula :

[ ] )1()80,3(0 λα +⋅−+= ItPP i

dove:

- P0i è il prezzo base, per ciascuna fascia oraria e al netto delle perdite di rete,

valido per l’intero periodo contrattuale e definito dalla Tabella 10;

Tabella 10

- λ è il coefficiente relativo alle perdite di rete (pari a 5,1% in media tensione);

- α un coefficiente pari a 1,06 c€/kWhe ;

- It è l’indice energetico calcolato mensilmente con la seguente formula

)405,8/(205,0

)627,5/(262,0)523,6/(197,0)647,9/(336,0

t

ttt

GREGGIO

ATZBTZGASOLIOIt

⋅+

+⋅+⋅+⋅=

dove GASOLIOt, BTZt, ATZt, GREGGIOt sono indici dei prezzi di alcuni

prodotti energetici calcolati in modo analogo a quanto visto per il contratto del

gas naturale122.

Si può supporre a Novembre 2007 il valore di It coincidesse con 3,80 e che quindi il

valore di P fosse pari a 10,0 c€/kWhe nelle ore di fascia alta e pari a 4,63 c€/kWhe

nelle ore di fascia bassa. La Tabella 11 riassume l’entità prevista per i vari componenti

del costo dell’energia elettrica (escluse tasse e corrispettivo per la vendita).

121 la presenza nel contratto della componente COV è alquanto strana, poiché tale componente è stata soppressa a partire dal 1° Luglio 2007, ed inoltre era dovuta solo dai clienti del mercato vincolato; si può supporre che sia utilizzata da Dynameeting solo per giustificare la presenza di un canone fisso. Sarà quindi considerata la componente COV vigente fino al Giugno 2007, che per la media tensione era pari a 71,6925 €/anno per punto di prelievo 122 a titolo d’esempio: GASOLIOt, BTZt e ATZt sono le medie, riferite al periodo intercorrente tra il nono mese e il primo mese precedente il mese di prelievo, delle medie mensili delle quotazioni “Cif Med Basis Genoa/Lavera” rispettivamente del gasolio 0.2, dell’olio combustibile a basso tenore di zolfo e dell’olio combustibile ad alto tenore di zolfo, pubblicate dal “Platt’s Oilgram Price Report”, espresse in dollari per tonnellata metrica e trasformata in centesimi di euro/kg considerando il valore del cambio euro/dollaro ottenuto come media ponderata tra la media aritmetica dei valori giornalieri del cambio euro/dollaro rilevati dalla Banca centrale europea nel periodo intercorrente tra il nono mese e il primo mese precedente il mese di prelievo (con peso pari al 20%) e la media aritmetica dei valori giornalieri del cambio euro/dollaro rilevati dalla Banca centrale europea nel mese di prelievo (con peso pari all’80%)



Costi fissi (€/anno)

Costi proporzionali

all’energia prelevata (c€/kWh)

Costi proporzionali alla potenza impegnata

(€/kW anno)

Corrispettivi A, UC e MCT 521,1854 1,228 2,6532

Corrispettivo TRAS 0,338

Corrispettivo MIS 298,7832

Corrispettivo dispacciamento (stimato) 210,12 0,209589

Corrispettivo distribuzione (massimo)123

433,4656 0,13 33,4081

COV 71,6925

TOTALE 1535,2467 1,905589 36,0613

Tabella 11 – costo stimato dei vari corrispettivi per l’Ospedale della Versilia

La potenza disponibile indicata nel contrato è pari a 1875 kW, quindi il valore dei

costi proporzionali alla potenza impegnata risulterebbe pari a ben 67600 €/anno (forse

l’opzione tariffaria considerata risulta notevolmente sovrastimata). In ogni caso,

qualunque sia tale costo, si suppone che esso sia inevitabile sia in presenza del

cogeneratore che non, dato che tutte le apparecchiature elettriche dell’ospedale devono

funzionare anche nei momenti di fermo del cogeneratore (revisione, guasti, ecc).

I costi fissi risultano invece trascurabili.

I costi proporzionali all’energia prelevata, considerando anche i corrispettivi per la

vendita dell’energia elettrica P e le imposizioni fiscali, risultano pari a circa 16,14

c€/kWhe nelle ore di fascia alta e pari a 9,69 c€/kWhe nelle ore di fascia bassa.

123 Il corrispettivo non è indicato nel contratto di fornitura del’energia, perché è pattuito con il distributore locale; è stata qui considerata l’opzione tariffaria di media tensione più svantaggiosa permessa dall’AEEG.

Capitolo 3 Caratteristiche energetiche generali dell’utenza ospedaliera


CAPITOLO 3

Caratteristiche energetiche generali dell’utenza

ospedaliera

Ai fini della progettazione (o dello studio propedeutico all’ottimizzazione)

dell’impiantistica di una struttura, sia essa ospedaliera o non, è generalmente necessaria

un’analisi accurata dei fabbisogni energetici che hanno luogo nella struttura stessa, e

che possono essere divisi nelle seguenti tre categorie:

- Elettrici

- Termici

- Frigoriferi

La valutazione dei possibili usi finali di elettricità, freddo e calore, permette infatti di

individuare le particolari caratteristiche richieste alla fornitura energetica, ossia le sue

modalità temporali, l’eventuale temperatura, le conseguenze di un’interruzione della

fornitura,ecc

In questa fase sarebbe buona prassi anche individuare e prevedere gli accorgimenti atti

a ridurre i consumi energetici senza pregiudicare gli usi finali stessi.

La struttura ospedaliera presenta caratteristiche tipiche di un’utenza del terziario,

tuttavia la natura medica delle attività che hanno luogo al suo interno richiedono una

particolare attenzione, poiché malfunzionamenti impiantistici possono pregiudicare la

salute (ed anche la vita) dei fruitori del servizio.

In questo capitolo saranno analizzati i fabbisogni dell’utenza ospedaliera tipo, con

particolare riferimento a quella in questione, valutando anche quali possano essere i

vettori energetici più appropriati per i diversi impieghi in un’ottica di risparmio

energetico; si farà riferimento sia ad un’utenza ospedaliera generica che all’ospedale

della Versilia.



3.1 Il fabbisogno elettrico ospedaliero

Le attività che hanno luogo all’interno dell’ospedale possono essere suddivise in tre

categorie, in ordine di priorità di fornitura di energia:

- attività di pronto soccorso, operatorie e di terapia intensiva (non interrompibili)

- attività di ricovero dei malati e ambulatoriali

- attività collaterali (servizi ai visitatori e ai dipendenti dell’ospedale)

A cavallo tra la prima e la seconda categoria sono da evidenziare i consumi elettrici

relativi al funzionamento degli impianti per il riscaldamento e raffreddamento degli

ambienti (principalmente pompe, sistemi elettromeccanici ed elettronici di controllo) e

per la fornitura di acqua. Tale impiego di elettricità è strettamente connesso alle curve

di utilizzo dei sistemi di riscaldamento, raffrescamento e fornitura di acqua.

Gli usi finali della prima categoria che richiedono la fornitura di energia elettrica sono:

l’illuminazione degli ambienti, il funzionamento di apparecchiature elettromedicali e

delle attrezzature necessarie alla distribuzione di gas medicali, il funzionamento dei

motori elettrici degli ascensori per il trasporto dei pazienti gravi, gli impianti di

aerazione.

Inoltre per quanto riguarda la conservazione di medicinali, di materiali organici, o il

mantenimento a bassa temperatura di gas medicali, nonostante questi usi finali possano

essere fatti rientrare nella categoria di fabbisogno di raffreddamento, come si vedrà nel

paragrafo successivo è inevitabile il ricorso all’alimentazione elettrica di gruppi

frigoriferi dedicati.

I consumi relativi a queste attività sono abbastanza costanti nel tempo, fatta eccezione

per quelli connessi all’attività operatoria programmata (non di pronto soccorso) che

sottostà agli orari lavorativi del personale medico ospedaliero, e quindi ha curve di

consumo tipiche delle utenze industriali (picchi di consumo la mattina ed il

pomeriggio, bassi consumi notturni, nei giorni festivi e di vacanza); l’attività di pronto

soccorso è evidentemente caratterizzata da una natura aleatoria.

Gli usi elettrici finali della seconda categoria sono quelli tipici di un’utenza del

terziario, alberghiera per quanto concerne il ricovero dei malati e assimilabile ad ufficio

per quanto riguarda le attività degli ambulatori. Queste comprendono l’illuminazione

degli ambienti, il funzionamento dei motori elettrici di ascensori e scale mobili, delle



apparecchiature elettroniche degli uffici, degli elettrodomestici e delle macchine

elettriche necessarie alla cucina, alla lavanderia, alla pulizia degli ambienti,

all’intrattenimento dei pazienti (eventuali televisori, ecc), nonché alla ricarica delle

batterie elettriche dei robot che si occupano del trasporto di oggetti di varia natura da

una parte all’altra dell’ospedale.

Gli usi finali della terza categoria comprendono ancora l’illuminazione degli ambienti

(anche esterna) e i ridotti consumi riconducibili ad attività lavorative collaterali ospitate

dal plesso ospedaliero (edicole, bar, distributori automatici di bibite, ecc).

Come evidenziano i grafici dei carici elettrici invernali ed estivi di Figura 1 e 2 tratti da

letteratura1, complessivamente la potenza elettrica richiesta dall’utenza ospedaliera ha

un andamento qualitativamente simile tra estate ed inverno, con un picco nelle ore

diurne lavorative; la maggior potenza elettrica richiesta durante l’estate è riconducibile

al fatto che il grafico di Figura 2 non riporta solo il fabbisogno elettrico delle utenze

finali, ma anche quello relativo al condizionamento dell’aria (e quindi riconducibile al

fabbisogno frigorifero).

Figura 1 - Carichi giornalieri elettrici e termici invernali di un’utenza ospedaliera

1“Valutazioni tecnico-economiche sulla gestione del servizio energie e della cogenerazione in un

complesso ospedaliero” - Roberto Loschi - Azienda ospedaliera Bolognini Seriate (BG)



Figura 2 - Carichi giornalieri elettrici e termici estivi di un’utenza ospedaliera

Per soddisfare i consumi elettrici delle strutture ospedaliere, si fa affidamento in primis

alla connessone alla rete elettrica; per tutti gli usi finali appartenenti alla prima

categoria è inderogabile il ricorso a gruppi di continuità elettrica e a generatori di

emergenza, che vengono attivati in caso di mancata erogazione di energia elettrica dalla

rete (black out). E’ inoltre possibile l’autoproduzione di elettricità anche al di fuori

delle emergenze: a tal fine è sempre auspicabile l’analisi economica della realizzazione

di un impianto cogenerativo o trigenerativo; indubbiamente il possibile ricorso a più

metodi di approvvigionamento elettrico costituisce un fattore di sicurezza per le attività

che hanno luogo nell’ospedale.

Numerosi possono essere gli accorgimenti per ridurre i consumi elettrici:

- scelta / acquisto di apparecchi efficienti e a risparmio energetico, possibilmente

marcati con etichettatura energetica (tipo “Classe A” o migliore) per cucine,

lavanderie, gruppi/impianti frigoriferi, motori elettrici, illuminazione,ecc.

- ottimizzazione, attraverso l’installazione di inverter a frequenza variabile della

regolazione del numero giri di utenze motorizzate quali pompe, ventilatori, ecc.

- disattivazione, di apparecchiature e dispositivi elettrici durante periodi di non-

utilizzo o, meglio ancora, installazione automatismi per

l’attivazione/disattivazione e regolazione automatica di utenze e dispositivi

elettrici durante periodi di non-utilizzo (in particolare l’installazione di

rilevatori di presenza che modificano automaticamente lo stato di esercizio

delle unità di trattamento dell’aria e dell’impianto di illuminazione risultano

estremamente vantaggiosi);



- riduzione consumi di stand-by attraverso la completa disattivazione

(disalimentazione) di apparecchi dotati di modalità di stand-by (e relativi

alimentatori/trasformatori) durante periodi di non-utilizzo.

3.2 Il fabbisogno frigorifero ospedaliero

I fabbisogni frigoriferi possono essere raggruppati a secondo della temperatura

richiesta dagli usi finali in:

- raffreddamento criogenico ( temperature minori di - 20°C)

- refrigerazione (temperature comprese tra -20 e +10°C)

- raffrescamento ambienti (temperature comprese tra 10 e 20°C) e regolazione

igrometrica dell’aria dei locali (deumidificazione)

Il raffreddamento criogenico viene impiegato per il mantenimento a bassa temperatura

di gas medicali e per la conservazione di materiali organici. La ridotta quantità di

raffreddamento richiesto e la natura non interrompibile della fornitura fanno protendere

per l’adozione di piccoli gruppi a compressione elettrici, dislocati a secondo dei

bisogni.

Per quanto riguarda la conservazione di medicinali e di cibo connesso all’attività delle

cucine si impiegano invece temperature comprese tra -20 e 10°C; anche in questo caso

non è pensabile un sistema centralizzato per il raffreddamento.

Il fabbisogno frigorifero associato a queste due tipologie di usi finali è circa costante

per tutto l’arco dell’anno.

Il fabbisogno frigorifero per il raffrescamento degli ambienti deriva dalla necessità di

contenere la temperatura dei locali dell’ospedale entro un certo limite tale da non

incidere negativamente sulle attività che svolgono al suo interno. In Tabella 1 sono

riportate alcune delle temperature massime e consentite per i locali ospedalieri adibiti a

diverse attività:



condizioni termo-igrometriche di progetto per vari ambienti ospedalieri2

estive invernali

temperatura

(°C) umidità relativa

temperatura (°C)

umidità relativa

sale operatorie 24 50% 24 50%

sala parto 24 50% 22 50%

sala autopsia 24 50% 21 50%

camere di degenza, studi medici 26 50% 22 50%

servizi igienici 27 / 22 /

mensa 27 55% 20 50%

spogliatoi 27 / 22 50%

magazzini / / 18 /

Tabella 1

Il fabbisogno frigorifero per il raffrescamento degli ambienti dipende innanzitutto dal

volume dei locali raffrescati (che non necessariamente coincide con il volume

riscaldato3) e dalle condizioni climatiche, e più in generale dai carichi termici esterni ed

interni all’edificio; indubbiamente tale fabbisogno è concentrato nella stagione estiva.

L’energia Qf , espressa in kWhf, necessaria per mantenere costante la temperatura degli

ambienti può essere stimata con l’Equazione 1:

QdQcQvQtQiQ f −+++= [Equazione 1]

dove:

- Qi rappresenta il calore fornito agli ambienti per irraggiamento diretto,

attraverso le superfici vetrate (direttamente proporzionale a insolazione e

superfici vetrate) espresso in kWht;

- Qt rappresenta il calore fornito per trasmissione dalle superfici opache o vetrate

(direttamente proporzionale alla differenza di temperatura tra l’ambiente interno

e la parete esterna) espresso in kWht;

- Qv è il calore fornito tramite il ricambio dell’aria (costituito da una componente

di calore latente4 e di una di calore sensibile) espresso in kWht;

- Qc è il calore fornito dai carichi interni, ossia persone, illuminazione,

apparecchiature elettriche varie espresso in kWht;

- Qd è il calore ceduto dagli ambienti all’esterno (principalmente tramite

irraggiamento e ventilazione) espresso in kWht.

2 Tratto dalla monografia “USL N.12 - Nuovo presidio ospedaliero della Versilia - impianti meccanici e

norme di uso e manutenzione”; le tolleranze sono generalmente di 1-2°C per la temperatura e del 5% per

l’umidità relativa. 3 l’ospedale della Versilia, ad esempio, conta 189420 mc riscaldati e 135440 mc condizionati.

4 qualora l’umidità assoluta dell’aria esterna sia maggiore di quella interna, è necessario deumidificarla.



Mentre per il calcolo delle dispersioni invernali si fa riferimento a condizioni

stazionarie (si assume cioè che la temperatura dell’aria esterna rimanga costante nel

corso della giornata) nel caso delle rientrate estive tale discorso viene a mancare a

seguito dell’estrema variabilità dei flussi termici legati alla radiazione solare che

influenza direttamente i termini Qt, Qv e soprattutto Qi. Per questo i consumi relativi al

raffrescamento degli ambienti saranno concentrati generalmente nel pomeriggio (si

deve considerare che l’energia Qt è trasmessa con un certo ritardo o “sfasamento”

rispetto a quando la parete esterna subisce il riscaldamento, e che anche la temperatura

dell’aria esterna, e quindi Qv, raggiungerà il picco nelle ore pomeridiane, soprattutto

per località marittime come quella dove sorge l’ospedale della Versilia), mentre

durante la notte, la possibile preponderanza del termine Qd rispetto agli altri, può

annullare il fabbisogno frigorifero per il raffrescamento dei locali, e quando le

condiziono termo-igrometrie dell’aria esterne lo consentono, è possibile avvalersi del

così detto free-cooling (ossia si impiega l’aria esterna per il raffrescamento dei locali).

Una parte del fabbisogno per il raffrescamento è dovuta alla regolazione igrometrica

dell’aria degli ambienti: poiché in alcuni locali dell’ospedale non deve essere superata

un’umidità relativa pari al 50% (con una tolleranza del 5%), può essere necessario

condensare una frazione del vapore acqueo contenuto nell’aria. Questo viene

generalmente ottenuto riducendo la temperatura dell’aria da immettere nei locali in

modo da scendere sotto al punto di saturazione. Non sempre l’aria così trattata può

essere direttamente immessa nei locali perché la differenza di temperatura tra di essa e

quella dell’aria degli ambienti potrebbe essere elevata, provocando situazioni

confortevoli ed insalubri; può quindi essere necessario il così detto post-riscaldo

dell’aria trattata che comporta, in pratica, la dissipazione di una parte dell’energia

frigorifera antecedentemente fornita all’aria, e quindi un aumento complessivo del

fabbisogno di raffrescamento per mantenere gli ambienti alla medesima temperatura

(rispetto al caso in cui non venisse effettuato il post riscaldo).

Come evidenzia il grafico dei carici frigoriferi estivi di Figura 3 tratto da letteratura5,

si può ipotizzare che l’assorbimento frigorifero abbia un picco nelle ore centrali della

giornata e quasi un azzeramento in quelle notturne; come si vedrà nel Capitolo 4 ciò

5 tesi: “La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario. Sviluppo di uno strumento per

l'analisi di fattibilità tecnico-economica” - Attala,L., 2001, Università degli studi di Firenze,

Dipartimento di energetica” Sergio Stecco”.



non corrisponde a quanto osservato per l’Ospedale della Versilia ed anche in letteratura

si possono trovare dati contraddittori: anche confrontando i grafici di Figura 1 e 2

appare evidente che la differenza di assorbimento elettrico imputabile al

condizionamento è elevato anche nelle ore notturne.

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

h

pot.th.

Normaliz.

Figura 3 - Diagramma di carico normalizzato dell’assorbimento frigorifero estivo per un’utenza

ospedaliera

Esistono fondamentalmente tre modalità impiantistiche per ottenere il raffrescamento

degli ambienti:

- impianti ad acqua, in cui l’acqua raffrescata a temperature di circa 5-7 °C (tramite

gruppi ad assorbimento o a compressione) viene inviata a degli scambiatori posti negli

ambienti da raffrescare (generalmente ventilconvettori impiegati anche per il

riscaldamento invernale)6;

- impianti a tutt’aria, in cui il raffrescamento è ottenuto inviando nei diversi ambienti

aria alle condizioni di temperatura ed umidità tali da compensare il carico termico del

locale; in questo caso il raffrescamento dell’aria è ottenuto all’interno delle unità di

trattamento dell’aria, dove l’aria proveniente dall’esterno (talvolta mescolata ad aria di

ricircolo) viene raffrescata sfruttando un liquido termovettore proveniente dai gruppi

frigoriferi e modulandone l’umidità

- impianti ad aria primaria, che si differenziano da quelli a tutt’aria perché inviano ai

locali solo una quantità d’aria strettamente necessaria per il ricambio dell’aria, e

pertanto non sempre riescono a compensare l’intero carico termico; per questo possono

essere abbinati a impianti ad acqua, che compensano il carico termico eccedente.

6 Sia per il raffrescamento estivo che per quello invernale possono essere inoltre impiegati sistemi

radianti, realizzati ad esempio inserendo delle serpentine in cui scorre acqua fredda o calda all’interno

delle pareti. Tale sistema però è raramente impiegato nel caso del raffrescamento estivo per via delle

condense che si possono venir a creare sulle pareti dei locali così concepiti..



Poiché l’utenza ospedaliera è caratterizzata da particolari necessità igienicosanitarie ed

in particolar modo i reparti speciali (sale operatorie, reparto malattie infettive) per

questi la scelta del sistema di condizionamento, sia estivo che invernale ricadrà

necessariamente sul sistema a tutt’aria.

La riduzione dei consumi energetici relativi ai fabbisogni frigoriferi si realizza

innanzitutto attraverso un’adeguata progettazione degli edifici ospedalieri (riduzione

della trasmittanza termica delle superfici, ombreggiamento estivo delle superfici

esposte all’irraggiamento solare, sfruttamento dello sfasamento termico…) ma anche

attraverso alcuni accorgimenti di natura impiantistica, quali:

- razionalizzare il sistema di condizionamento, in particolare eliminando i piccoli

gruppi autonomi “da finestra” caratterizzati da COP inferiori rispetto a quelli dei gruppi

frigoriferi di impianti centralizzati7;

- installazione di gruppi frigoriferi ad “assorbimento” al posto dei normali gruppi

(elettrici) a compressore, che possono sfruttare cascami termici di altri impianti ed il

calore refluo di un impianto di cogenerazione;

- dimensionamento ottimale ed in base ai reali bisogni di freddo effettuato anche

considerando la percentuale di carico che corrisponde al massimo COP del gruppo

frigo;

- installazione di sistemi di regolazione automatica e manuale localizzata per il

raffrescamento degli ambienti, cercando di mantenere le temperature ambiente sul

valore della soglia massima di normativa8;

- valutazione dell’installazione di recuperatori di calore aria entrante- aria uscente

presso le U.T.A.

- sfruttare per il raffrescamento degli ambienti l’eventuale differenza termica tra giorno

e notte (effettuando durante le ore fresche notturne il ricambio d’aria);

- corretto funzionamento (secondo progetto) dei gruppi frigoriferi, ed ottimizzazione

del loro funzionamento facendoli operare in condizioni di massimo rendimento;

- isolamento termico adeguato delle tubazioni di distribuzione del freddo;

7 I climatizzatori commerciali di classe A hanno un COP minimo pari a 3,20 (generalmente il COP

relativo alla refrigerazione è indicato in etichetta come EER - Energy Efficency Ratio), contro COP

superiori a 6 che caratterizzano i moderni gruppi frigoriferi di medio-grande potenza. 8

l’installazione di rilevatori di presenza e di sistemi di controllo informatizzato che modificano

automaticamente lo stato di esercizio delle UTA e chiudono o regolano i circuiti aeraulici di certi

ambienti in orari festivi e notturni, porta ad una riduzione dei consumi energetici per la climatizzazione

nell’ordine del 20%-40% a secondo della natura dei locali (Fonte: sito internet dell’ospedale “Morgagni-

Pierantoni” di Forlì, in cui è stato effettuato un intervento di questo tipo)..



- valutazione della possibilità di installare piastre di accumulo freddo per soddisfare i

picchi di richiesta;

- applicazione di inverter a frequenza variabile per l’alimentazione e regolazione/

modulazione del numero giri dei gruppi frigoriferi a compressione;

- eventuale recupero di calore refluo generato dai gruppi frigoriferi, ed altri cascami di

calore;

- valutare il raffrescamento per mezzo di umidificatori.

3.3 Il fabbisogno termico ospedaliero

L’utenza ospedaliera ha bisogno di calore per:

- la produzione di vapore per la sterilizzazione ad una temperatura minima di

121°C

- la produzione di vapore saturo a 2 bar per il funzionamento di alcune macchine

della cucina

- il riscaldamento invernale degli ambienti ad una temperatura massima

compresa tra 22°C e i 18°C.;

- l’eventuale post riscaldamento estivo dell’aria immessa nei locali (intorno a

18°C);

- la produzione di acqua calda sanitaria a una temperatura di circa 40°C,

necessaria principalmente per i servizi igienici e le cucine;

- la cottura dei cibi, il funzionamento della lavanderia

La sterilizzazione è definita come processo di distruzione o eliminazione di tutte le

forme viventi, siano esse animali o vegetali, macroscopiche, microscopiche o

submicroscopiche, innocue o nocive, incluse le spore batteriche che sono le più difficili

da rendere innocue; è necessario sterilizzare ogni oggetto che deve entrare in contatto

con la cute o le mucose del paziente (in particolare si sterilizzano i lenzuoli dei letti, la

biancheria, i camici dei dottori), ogni presidio che deve essere introdotto

nell'organismo, sia durante attività chirurgiche che diagnostiche e terapeutiche. A

seconda del caso può essere realizzata mediante sostanze chimiche, impiego di

radiazioni, microfiltri, calore o tramite la combinazione di alcuni di questi metodi. Per

quando riguarda l’impiego di calore, sono possibili tre sistemi:

- l’incenerimento sulla fiamma o in appositi bruciatori con temperature maggiori

ai 500°C (sistema di ottima efficacia ma con impieghi molto limitati);



- l’immersione in vapore sotto pressione, dalla ottima efficacia, impiegato per la

sterilizzazione di oggetti in gomma, garze, terreni di coltura, ecc; la

sterilizzazione con vapore deve essere effettuata ad una temperatura di 121°C

(pressione di 1 bar) per una durata di 15 minuti o a 134°C (pressione di 2 bar)

per almeno 10 minuti. Aumentando ulteriormente pressione e temperatura è

possibile abbreviare ulteriormente il tempo di sterilizzazione;

- l’impiego di calore secco, ossia la permanenza dei materiali da sterilizzare in

aria calda; in questo caso è necessario raggiungere temperature maggiori che

nel caso di impiego di vapore e per tempi più lunghi (almeno 160° per due ore).

La richiesta di vapore per la sterilizzazione dipende dagli orari delle attività mediche

che hanno luogo all’interno dell’ospedale e da quello del ricambio della biancheria,

variando sicuramente durante l’arco della giornata e tra periodi dell’anno o della

settimana in cui tali attività variano di intensità (minore nel fine settimina, e nelle

vacanze).

Nell’utenza in esame il vapore viene impiegato per il funzionamento di alcune

apparecchiature della cucina e in quantità trascurabile per il lavaggio di alcuni carrelli

trasportatori.

Per quanto riguarda il fabbisogno termico per il riscaldamento degli ambienti, questo

dipende dalla differenza di temperatura tra quella prescelta per i locali interni e quella

esterna (ed è quindi evidentemente caratterizzato da una marcata stagionalità). Le

temperature richieste negli ambienti si aggirano sui 20° C e dipendono dall’attività che

si svolge al loro interno (così come la tolleranza su tale temperatura); per alcuni locali è

anche necessario mantenere un certo grado di umidità dell’aria fissato (si veda a tale

proposito la Tabella 1). Il fabbisogno termico per il riscaldamento è inoltre influenzato

dai carichi termici già visti per il fabbisogno di raffrescamento, che in questo caso però

riducono il fabbisogno energetico.

Il diagramma di Figura 4 riassume i flussi termici legati al fabbisogno di riscaldamento.



Figura 4- I flussi termici invernali di un edificio9

Il riscaldamento invernale degli ambienti può essere effettuato impiegando diverse

tipologie impiantistiche per la distribuzione del calore, in modo analogo a quanto già

descritto per il raffrescamento estivo dei locali. A secondo della modalità di

distribuzione varia notevolmente la temperatura a cui è richiesto il calore per il

riscaldamento; impianti ad acqua tradizionali che impiegano piccoli radiatori posti

negli ambienti che scambiano calore soprattutto per convenzione, sono poco efficienti e

richiedono l’ingresso di acqua calda a temperature di alcune decine di gradi centigrado

superori a quella ambiente. Nel caso di scambiatori acqua/aria in cui si fa impiego di

energia meccanica per ottenere una convenzione forzata le temperature da raggiungere

sono invece mediamente minori (benché dipendenti dalle dimensioni dello

scambiatore, dal flusso d’aria…). Se poi si impiegano sistemi radianti inseriti nelle

strutture murarie (pareti, pavimento, soffitti) è possibile impiegare fluidi termovettori

con temperature di poche gradi superiori a quella ambiente.

9 Tratto da “UNI EN ISO 13790 - Calcolo del fabbisogno di energia per il riscaldamento” marzo 2007



Le temperature richieste per il riscaldamento relativamente basse rendono quindi

sensato impiegare il calore refluo proveniente da altri processi. In alternativa si

possono impiegare caldaie a condensazione, pompe di calore o, più difficilmente

(poiché la richiesta di riscaldamento è concentrata nei mesi in cui la radiazione solare

scarseggia) sistemi di captazione solare.

La richiesta di calore per il post riscaldamento è legata ai motivi esposti in relazione al

fabbisogno di raffrescamento estivo per la regolazione igrometrica dell’aria da

immettere nei locali. La temperatura a cui è necessario scaldare l’aria in uscita dal post

riscaldo è in genere di 5-10°C inferiore a quella ambiente dei locali dove l’aria è

immessa10

, quindi tra 22 e 14°C; data la temperatura ridotta alla quale l’aria deve

essere portata, è facile l’impiego di calore refluo di altri processi, quale quello

dell’acqua di raffreddamento dei gruppi frigoriferi (caratterizzata da temperature di

circa 35°C) ottenendo l’effetto utile della dissipazione del calore che altrimenti

dovrebbe essere disperso tramite torri evaporative. Si può altrimenti ricorrere alla

miscelazione dell’aria fredda deumidificata con aria di ricircolo, in modo da innalzare

al temperatura a livelli accettabili per l’immissione in ambiente.

L’acqua calda sanitaria è richiesta a temperature di circa 40°- 45°C11

(benché spesso la

temperatura richiesta sia anche minore, per cui viene miscelata con acqua a temperatura

ambiente) ed è impiegata durante tutto l’arco dell’anno per i servizi igienici e per le

cucine, più in generale per il lavaggio di oggetti e persone. Può anche essere impiegata

in lavanderia, soprattutto nel caso in cui siano installate lavatrici che prelevano acqua

calda dalla rete ed eventualmente la riscaldano ulteriormente per raggiungere la

temperatura di lavaggio richiesta.

Particole attenzione deve essere dedicata alla prevenzione della Legionella, che può

proliferare nell’impianto dell’acqua calda: tale batterio prospera e si riproduce

soprattutto nell’acqua stagnate a temperature tra 35 e 40°C e può provocare l’insorgere

di una malattia polmonare anche mortale nel caso l’acqua calda nebulizzata (docce) che

lo contiene sia aspirata, in particolare da persone con sistema immunitario debole. Per

evitare il pericolo di infezioni, si utilizzano i seguenti accorgimenti:

10

la differenza di temperatura dipende dalla tecnica di immissione. 11

Secondo quanto disposto all’articolo 7 della legge 10/90 la temperatura di immissione dell’acqua nella

rete di distribuzione non deve superare i 48°C (con una tolleranza di 5°C)



- si progettano le tubature dell’acqua calda in modo che la velocità dell’acqua al

loro interno sia superiore a 1m/s permettendone l’auto pulitura e d evitando

l’accrescimento del biofilm superficiale nel quale può trovare nutrimento la

legionella;

- si impiegano tubature di rame, materiale dotato di potere battericida naturale;

- ci si tiene il più lontani possibile dall’intervallo di temperatura in cui il batterio

si riproduce e si raggiungono almeno periodicamente temperature dell’acqua

nell’impianto superiori a 50°C, alla quali i batteri della legionella iniziano a

morire.

Indubbiamente il consumo dell’acqua calda è legato agli orari delle attività che si

svolgono all’interno dell’edificio: è generalmente molto basso durante le ore notturne,

mentre durante la giornata si possono verificare elevati picchi di richiesta, che spesso

vengono fronteggiati creando delle apposite riserve da reintegrare nelle ore di bassa

richiesta. La produzione può avvenire con i metodi già descritti per l’acqua calda per il

riscaldamento; in questo caso l’adozione di sistemi che sfruttano l’energia solare è

molto più conveniente.

Per quanto riguarda la richiesta di calore della cucina, questa è molto varia per

temperatura: si và da temperature di diverse centinaia di gradi centigradi per il

funzionamento di forni (ad esempio per quello della pizzeria) e per la cottura dei cibi,

alle temperature relativamente base dell’acqua impiegata per il lavaggio dei cibi.

Nell’ospedale in questione le esigenze termiche della cucina vengono soddisfatte

tramite la fornitura di vapore, elettricità e gas naturale. Indubbiamente le attività della

cucina sono concentrate intorno agli orari dei pasti, e sarà probabilmente in questi orari

che si concentrerà l’impiego dei diversi vettori energetici.

I grafici di Figura 5 e 6 (tratti da letteratura12

) illustrano l’andamento del fabbisogno

termico (per riscaldamento e produzione di acqua calda sanitaria) relativo all’inverno e

alla mezza stagione; esso appare costituito da uno “zoccolo” costante per l’intera

giornata e da dei picchi di maggior assorbimento nella mattinata e nel pomeriggio;

anche il grafico di Figura 1 concorda in linea di massima nel riportare tale andamento.

12

tesi: “La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario. Sviluppo di uno strumento per

l'analisi di fattibilità tecnico-economica” - Attala,L., 2001, Università degli studi di Firenze,

Dipartimento di energetica” Sergio Stecco”.



0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23h

pot.th.

Normaliz.

Figura 5 - Diagramma di carico termico normalizzato invernale di un’utenza di tipo Ospedaliera

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23h

pot.th.

Normaliz.

Figura 6 - Diagramma di carico termico normalizzato relativo alla mezza stagione di un’utenza

ospedaliera.

Durante la stagione estiva il carico termico risulta invece ridotto, e riconducibile

secondo i profili di assorbimento presenti in letteratura, principalmente alla produzione

di acqua calda che secondo il grafico di Figura 2 presenta un picco tra le 9 e le 16; in

realtà non sempre il fabbisogno per il post riscaldo dell’aria è trascurabile durante la

stagione estiva.

Molti degli accorgimenti validi per la climatizzazione estiva sono validi anche per

quella invernale (riduzione delle dispersioni termiche dell’edificio, sistemi di controllo

localizzati della temperatura, isolamento del sistema di distribuzione e dell’eventuale

accumulo, corretto dimensionamento del sistema di produzione…); altri suggerimenti

da impiegare nella progettazione e nella riqualificazione degli impianti termici sono:

-evitare l’impiego di sistemi elettrotermici, quali scaldabagni elettrici,

termoventilatori… che possono essere facilmente e convenientemente sostituiti con

sistemi non elettrici che sfruttano altri vettori energetici;



-impiegare sistemi che permettono la riduzione della quantità di acqua calda utilizzata

(miscelatori e riduttori di flusso, eventuali sistemi di chiusura automatica dei rubinetti);

- recupero del calore residuo dei fumi di caldaie per la generazione di acqua calda e

vapore con scambiatori a condensazione (qualora le caldaie non siano a

condensazione) e post condensazione per riscaldare l’aria entrante in camera di

combustione;

- applicazione di inverter a frequenza variabile per l’alimentazione e

regolazione/modulazione del numero giri delle pompe di circolazione degli impianti

termici13

;

-mantenere la produzione di calore per tutte le utenze a temperature e pressioni di poco

superiori a quelle di effettivo utilizzo;

- valutare l’opzione di decentramento di una parte della produzione di vapore,

specialmente se la domanda è dispersa e di modesta entità (le perdite termiche lungo le

linee di distribuzione potrebbero infatti annullare i vantaggi della produzione

centralizzata).

La Tabella 2 riassume gli usi finali di energia dell’utenza ospedaliera e i vettori

energetici appropriati.

Vettore energetico appropriato USI FINALI UTENZA OSPEDALIERA

Elettricità Combustibile Calore refluo

illuminazione interna ed esterna

apparecchiature elettromedicali ed elettroniche

macchine impianti tecnologici, distribuzione gas medicali

Ele

ttric

ità

motori elettrici (ascensori, scale mobili...), elettrodomestici

Scelta obbligata

< -20°C gas medicali liquefatti, conservazione materiali organici Scelta obbligata

-20 / +10°C conservazione medicinali e cibo cucine Scelta obbligata Fre

ddo

10 / 20°C raffrescamento ambienti Da evitare Da evitare Ottimo

40° C acqua calda sanitaria per servizi igienici e cucine Da escludere Da evitare Ottimo

50 / 70° C riscaldamento ambienti Da escludere14* Accettabile Ottimo Cal

ore

> 100°C sterilizzazione, cucine Accettabile Ottimo

Tabella 2 - Usi finali di energia e vettori energetici appropriati15

13

spesso nei vecchi impianti le pompe potevano funzionare solo alla potenza nominale e qualora la

portata di acqua calda fosse eccessiva per il fabbisogno dell’utenza, si ricorreva al ricircolo di acqua più

fredda di ritorno alla caldaia con quella in uscita dall’accumulo o dalla caldaia, con inutile spreco di

elettricità. 14

salvo ricorso a pompe di calore (accettabile) 15

I vettori energetici appropriati sono tratti da “Linee guida per l’efficienza energetica nel sistema

ospedaliero Ligure”- Agenzia Regionale Ligure per l’Energia - 2007

Capitolo 4 Analisi energetica dell’utenza in esame


CAPITOLO 4

Analisi energetica dell’utenza in esame

Per la progettazione accurata di un impianto cogenerativo o trigenerativo è necessario

conoscere non solo quali sono i fabbisogni energetici dell’utenza, magari in termini di

potenza di picco (come generalmente si opera per il dimensionamento di un impianto

termico tradizionale), bensì anche quale sia in linea di massima l’andamento della

richiesta istantanea di calore, elettricità, raffreddamento per tutto il corso dell’anno (e

più in generale per tutta la durata della vita dell’impianto di cogenerazione): solo

conoscendo questi dati è infatti possibile valutare la convenienza economica di un

impianto di questo tipo rispetto ad un sistema tradizionale e individuare le dimensioni

dell’impianto economicamente ottimali.

La conoscenza accurata dell’utenza e di tutti i processi richiedenti energia che hanno

luogo al suo interno , anche in mancanza di dati direttamente misurati, può permettere

di tracciare “profili di assorbimento” che approssimano la richiesta istantanea relativa

ai vari fabbisogni energetici.

Su può inoltre ricorrere a programmi di modellistica per simulare i consumi relativi ai

fabbisogni relativi alla climatizzazione estiva ed invernale degli ambienti, a dati

provenienti da utenze simili a quella in analisi e certamente quando è possibile a dati

empirici, anche presi a spot, relativi al funzionamento degli impianti energetici

eventualmente già presenti e alle bollette delle forniture di combustibile, energia

elettrica, ed eventualmente di altri vettori energetici acquistati dall’utenza.

Una volta ricavati i profili di assorbimento è possibile creare un modello che simuli il

funzionamento di varie tipologie impiantistiche nelle condizioni di richiesta date, così

che sia possibile individuare quale meglio si adatta al caso in esame.

Nel caso particolare dell’Ospedale Della Versilia, l’impianto di cogenerazione è già

stato costruito, e per individuare la validità economica e progettuale di eventuali

varianti progettuali, anche operando alla luce dell’effettivo funzionamento



dell’impianto, è dapprima necessario capire come funziona l’impianto esistente e quali

sono i dati disponibili per la ricostruzione dei profili di assorbimento.

E’ necessario notare che l’impianto fu realizzato contemporaneamente alla costruzione

dell’ospedale, per cui fu dimensionato su curve di assorbimento teoriche, che in alcuni

casi si sono dimostrate non pienamente aderenti alla realtà, così da esigere successivi

interventi di ammodernamento degli impianti. L’esperienza dell’equipe che effettuò la

progettazione è evidenziata dalla predisposizione dell’impianto a modifiche e

potenziamenti, anche in vista di un graduale incremento dell’attività dell’ospedale che

solo da poco ha iniziato ad esprimere il massimo delle sue capacità operative.

4.1 Descrizione degli impianti

La centrale termica dell’ospedale della Versilia è costituita fondamentalmente da:

- un impianto di generazione di vapore saturo secco a 8 bar (temperatura di

saturazione 170,41°C)

- un impianto di generazione acqua calda a 60°C

- un impianto di generazione di acqua per il raffrescamento a 6°C

- un impianto di cogenerazione per la produzione di energia elettrica e di calore

di cui possono usufruire tutti e tre gli altri impianti

Lo scema semplificato degli impianti è riportato in

4.1.1 L’impianto di generazione del vapore

La produzione di vapore avviene tramite:

- 2 generatori di vapore a gas naturale da 3000 kg/h di vapore saturo secco a 8

bar cadauno, modello Carimati Multigir costruiti nel 1999, a tubi di fumo a tre

giri immersi in acqua (così come la camera di combustione), caratterizzati da un

rendimento termico nominale dell’87,6%1

- 1 generatore di vapore a recupero termico dai fumi del cogeneratore capace di

erogare 800 kg/h di vapore saturo a 8 bar (circa 500 kW di potenza), il cui

corpo caldaia è costituito da due piastre tubiere piane saldate a una virola

cilindrica.

1 A tali caldaie è stato aggiunto uno scambiatore a condensazione fumi/aria per il preriscaldamento dell’aria comburente, quindi il rendimento stagionale, generalmente inferiore a quello nominale, in questo caso potrebbe risultare al contrario superiore.



L’impianto di generazione di vapore può essere schematizzato come in Figura 1: le

condense provenienti dalle utenze vengono raccolte in un serbatoio e quindi inviate,

tramite due pompe meccaniche di rilancio condensa azionate a vapore2, ad un

degasatore a pressione atmosferica e con una temperatura di esercizio di 90-95°C

capace di trattare fino a 5 mc/h di acqua. Al suo interno la condensa, addizionata di una

quantità d’acqua osmotizzata di reintegro, viene nebulizzata tramite appositi ugelli e

investita in controcorrente da vapore; gli incondensabili liberati sfiatano in atmosfera

dal tronchetto di sfiato; l'acqua è quindi raccolta nel polmone dove viene immesso il

vapore da dei diffusori che entrandoci in contatto porta la massa liquida alla

temperatura richiesta. L’acqua, tramite pompe elettriche, viene inviata all’interno dei

generatori di vapore attivi (ovviamente a seconda della richiesta di vapore possono

essere disattivati o attivati) ad una pressione di circa 8 bar, dove viene riscaldata fino

all’evaporazione; per porre rimedio al fenomeno dell’adescamento che fa sì che

goccioline di acqua siano trasportate in sospensione dal flusso di vapore uscente dalla

caldaia, il vapore viene fatto passare attraverso un apposito “rimuovitore di acqua in

sospensione” e la condensa viene indirizzata verso il serbatoio di raccolta condensa. Il

vapore “pulito” così formato viene indirizzato verso le utenze ed in particolare verso:

- un gruppo frigorifero ad assorbimento dell’impianto di generazione di acqua

per il raffrescamento;

- il gruppo di riduzione di pressione per la sterilizzazione da cui il vapore con

pressione ridotta a 7 bar viene inviato agli usi finali;

- verso il gruppo di riduzione di pressione per la cucina, da cui il vapore a 6 bar

viene inviato alla cucina;

- il gruppo di riduzione di pressione per le pompe di rilancio condensa, che

riduce la pressione del vapore a 2,5 bar;

- l’impianto dell’acqua calda sanitaria per la disinfezione dei boiler;

- uno scambiatore di calore vapore/acqua della potenzialità di 511 kW che

permette di impiegare il vapore prodotto in eccesso rispetto alla richiesta

dell’utenza per fornire energia termica al circuito acqua calda

2 Tali pompe sono realizzate con un meccanismo semplicissimo che permette di minimizzare la manutenzione; in pratica la condensa viene spinta tramite la pressione del vapore.



Le condense del vapore proveniente dalle utenze, nonché la condensa eventualmente

originatasi nei gruppi di riduzione di pressione3, viene quindi indirizzata al serbatoio

della condensa.

Figura 1 – Schema semplificato dell’impianto di generazione del vapore

3 la laminazione del vapore a 8 bar è una trasformazione a entropia crescente che comporta l’allontanamento dalla curva limite superiore verso la zona del vapore surriscaldato; le eventuali condense non si formano quindi in fase di laminazione, bensì quando la richiesta di vapore alle utenze è nulla e il vapore presente nel circuito ristagna disperdendo calore verso l’ambiente esterno.



4.1.2 L’impianto di generazione dell’acqua calda

La produzione di acqua calda avviene tramite:

- 2 caldaie da 3500 kW a 3 giri di fumo con bruciatore alimentato a gas naturale,

marca Viessmann, modello Turbomat Duplex costruite nel 1999, integrate con

scambiatori a condensazione fumi/acqua da 276-333 kW cadauno, con

rendimento complessivo (caldaia più scambiatore) di circa il 98%

- 1 caldaia del tipo a condensazione, installata successivamente alle altre, con una

potenza di 992 kW

- 1 scambiatore acqua/acqua con il circuito di raffreddamento del cogeneratore,

capace di erogare fino a 470 kW

- 1 scambiatore vapore/acqua da 511 kW

L’impianto di generazione di vapore può essere schematizzato come in Figura 2:

l’acqua di ritorno dalle utenze, ad una temperatura di circa 40°C, viene inviata tramite

pompe elettriche ai generatori di acqua calda attivi (la priorità è quella di sfruttare il più

possibile il calore refluo del cogeneratore e della linea del vapore); l’acqua calda a

60°C così prodotta va a servire le seguenti utenze:

- circuito batterie di pre-riscaldo e post-riscaldo delle unità di trattamento aria

- circuito radiatori per il riscaldamento di alcuni ambienti del plesso ospedaliero

- 4 scambiatori acqua/acqua della potenza complessiva di 2200 kW che

forniscono calore ai due circuiti (piani alti e piani bassi) dell’acqua calda

sanitaria a 45°C.

È inoltre possibile l’accumulo dell’acqua calda in un serbatoio isolato termicamente

della capacità di circa 7500 litri.

Nei due circuiti dell’acqua calda sanitaria è invece presente un accumulo complessivo

di 12000 litri per sopperire ai picchi di richiesta.



Figura 2 - Schema semplificato dell’impianto di generazione dell’acqua calda



4.1.3 L’impianto di generazione dell’acqua per il raffrescamento

La produzione di acqua refrigerata avviene mediante:

- due gruppi frigoriferi a compressione centrifughi McQuay, modello PEH 079

del 1999 con potenza frigorifera pari a 1270 kWf e COP a pieno carico pari 5,64

(assorbimento compressore 228 kWhe) che impiegano come refrigerante l’HFC

134a (caratterizzato da un GWP pari a 1300) che opera a pressione circa

atmosferica5;

- un gruppo frigo ad assorbimento a doppio stadio alimentato a vapore marca

McQuey/Sanyo modello TSA NC 32 del 1999, con potenza frigorifera pari a

circa 1400 kWf e COP pari a circa 1,2 a pieno carico, in condizioni di esercizio6

e un assorbimento di energia elettrica a pieno carico pari a 13 kW.

- un ulteriore gruppo frigo a compressione rotativo elicoidale installato nel 2008

(la cui presenza sarà ignorata, disponendo di dati relativi al periodo precedente

all’installazione) marca Trane, modello RTHD D3 con potenza frigorifera pari

agli altri due (1270 kWf) e COP pari a 6,1 (assorbimento elettrico del

compressore 207,2 kW) che impiega come refrigerante R134a.

La potenza totale dei quattro gruppi è quindi pari a 5210 kWf.

L’impianto è schematizzabile come in Figura 3: il ritorno dell’acqua refrigerata dalle

UTA viene pompata verso l’evaporatore dei gruppi frigoriferi attivi; una volta

raffrescata viene inviata al locale pompe e da qui alle UTA per il raffrescamento e la

deumidificazione dell’aria da trattare. I gruppi frigo sono raffreddati tramite un circuito

ad acqua che disperde il calore trasmesso dal condensatore passando all’interno di una

torre evaporativa a tiraggio forzato (ve ne è una per ogni gruppo frigo); l’acqua del

4 il valore del COP è stato ricavato dai dati relativi al collaudo presenziato di uno dei due gruppi frigo, in presenza di condizioni circa uguali a quelle medie di esercizio: portata di acqua da refrigerare 50,7 kg/s, temperatura in ingresso nell’evaporatore 12°C, temperatura in uscita 6°C, temperatura dell’acqua di raffreddamento entrante al condensatore 30°C, temperatura dell’acqua uscente 35°C, portata 72 kg/s. Stando alle informazioni fornite dal costruttore i gruppi centrifughi McQuay raggiungono le massime prestazioni in condizioni di carico parziale al 60% con COP superiore a 7 (nell’impossibilità di provare la veridicità di questa informazione, il dato sarà ignorato e si considererà un COP costante indipendentemente dal carico; peraltro il costruttore attribuisce un valore pari a 6 al COP di pieno carico) 5 il produttore fa notare che questo permette di evitare infiltrazioni di incondensabili all’interno del fluido frigorigeno, che porterebbero ad una riduzione delle prestazioni del gruppo ed alla necessità di sostituire periodicamente il fluido stesso. 6 le condizioni di esercizio per le quali è stato calcolato il COP sono le seguenti: 201.000 l/h di acqua da refrigerare in ingresso a 12°C ed in uscita a 6°C e 440.00 litri/h di acqua di raffreddamento in ingresso a 30°C ed in uscita a 35°C; come fluido riscaldante sono necessari 1756 kg/h di vapore secco saturo a 8 bar, che esce sottoforma di condensa a pressione atmosferica ed a una temperatura di circa 90°C



circuito di raffreddamento viene reintegrata della perdite per evaporazione con acqua

addolcita proveniente dalla centrale idrica.

Figura 3 - Schema semplificato dell’impianto di generazione dell’acqua refrigerata

4.1.4 L’impianto di cogenerazione

Il cogeneratore installato presso l’ospedale della Versilia è un Jeambacher modello

JMS 320 GS-N.L.C. del 1999 con una potenza di 1003 kWe; è costituito da un motore

a combustione interna alimentato a gas naturale accoppiato ad un generatore sincrono

trifase7; il rendimento elettrico nominale è del 38,6%8, mentre quello termico si aggira

attorno al 46 %. Il rendimento di esercizio registrato si avvicina abbastanza a quello

nominale, come si può dedurre dalla

Tabella 1; difatti anche qualora il cogeneratore sia impiegato in regolazione, il

rendimento elettrico si mantiene alquanto costante, come visibile nel grafico di Figura

5, almeno per una potenza tra il 100% e il 70% di quella nominale; anche il rendimento

termico è alquanto costante per una regolazione compresa tra 70 e 100% (non si

dispone di dati per il funzionamento in regolazione minore del 70%).

7 essendo il generatore sincrono, è necessaria le presenza di un inverter per il funzionamento in modulazione; tale componente (con un rendimento ipotizzabile di circa il 95%) provocherà una riduzione del rendimento elettrico di circa 2 punti percentuali. 8 Interessante è notare che esemplari dello stesso modello e taglia del 1997 avevano rendimenti massimi del 36%, mentre gli ultimi esemplari prodotti nel 2005 raggiungevano già un rendimento del 40,9%. Il cogeneratore JMS 620 che ha attualmente sostituito il JMS 320 raggiunge rendimenti attorno al 43%, quindi nell’arco di circa un decennio il rendimento elettrico di questi cogeneratori è cresciuto di 7 punti percentuali (dati ricavati dal confronto tra brochure della Jeambacher)



Il coefficiente di riduzione di potenza del motore è stimato pari allo 0,7% per ogni 100

m sopra i 500 m sul livello del mare e dello 0,5% per ogni grado centigrado dell’aria di

aspirazione sopra i 25° C. Il rendimento è inoltre legato al potere calorifico del

combustibile, ed aumenta all’aumentare di esso.

Il consumo di olio è stimato intorno ai 0,2 g/kWh (media a pieno carico).

Figura 4 - Schema semplificato dell’impianto di cogenerazione

Curve di regolazione del cogeneratore (ipotizzate)

0,30,350,4

0,450,5

0,55

0,6

0,65

0,70,750,8

0,850,9

0,95

60 65 70 75 80 85 90 95 100

Regolazione percentuale

ren

dim

en

to

rendimento termico

rendimento elettrico

rendimento totale

Figura 5- curve di regolazione del cogeneratore (ipotizzate)9

9 le curve sono state tracciate a partire dai dati di un cogeneratore dello stesso modello di quello in analisi ma con una potenza leggermente maggiore e prodotto successivamente.



Produzione di energia elettrica del cogeneratore

anno rendimento elettrico medio PCScomb medio (MJ/Nm3) kWhe prodotti 2003 38,36 40672 2.609.400 2004 37,66 40560 5.026.600 2005 37,41 40615 6.419.200 2006 37,57 39306 7.240.400 2007 37,03 39632 6.244.400

Tabella 1- rendimento medio annuale del cogeneratore e produzione elettrica

Il raffreddamento del motore è effettuato tramite un circuito ad acqua con temperatura

di ingresso di 40°C e con temperatura di mandata di 80°C. L’acqua in ingresso viene

fatta passare dapprima in uno scambiatore miscela/acqua (per il raffreddamento della

miscela aria-gas in ingresso nel motore dopo che questa è stata compressa da un

turbocompressore) della potenza di 200 kW, quindi in uno scambiatore olio/acqua (per

il raffreddamento del circuito dell’olio del motore) della potenza di 115 kW ed infine in

uno scambiatore acqua/acqua (dove l’acqua del circuito raffreddamento teste cilindri e

turbocompressore cede calore all’acqua del circuito di raffreddamento esterno) da 354

kW. L’acqua a 80°C viene quindi inviata ad uno scambiatore con il circuito dell’acqua

dell’impianto di generazione acqua calda, capace di erogare fino a 470 kW (quindi di

cedere tutto il calore refluo del raffreddamento del motore); qualora ve ne sia la

necessità, l’acqua attraversa quindi un ulteriore scambiatore ad aria posto sul tetto della

centrale termica che dissipa le eccedenze di calore; l’acqua a 40°C viene quindi

reimmessa nel motore per il raffreddamento. I gas di scarico del motore sono invece

inviati ad una caldaia a recupero per la produzione di vapore saturo secco a 8 bar della

potenzialità di 504 kW10.

I dati relativi ai flussi di energia appena descritti sono illustrati in Figura 6.

Il calore refluo del cogeneratore che viene recuperato, va quindi ad alimentare la

produzione di vapore, per circa il 43% e per circa il 57% viene impiegato per la

produzione di acqua calda (Figura 7). Ovviamente quando il cogeneratore funziona in

regolazione, tali percentuali possono variare; nel Capitolo 2 si è visto come

generalmente la quantità di calore recuperabile ai fumi impiegabile per la produzione di

vapore aumenti di pochi punti percentuali riducendo la produzione di energia elettrica

fino a regolazioni intorno al 50%; nelle stime effettuate in questo capitolo si supporrà

che la frazione del calore recuperabile impiegabile per la produzione di vapore (fvap) sia

indipendente dalla regolazione.

10 Si noti come lo scambiatore vapore/acqua calda è stato dimensionato per scambiare una potenza termica appena inferiore (511 kW).



Flussi di energia

del cogeneratore

recupero fumi

19%

potenza elettrica

generata

38%

calore residuo fumi

14%

recupero intercooler

8% recupero olio

motore

4%

recupero acqua di

raffreddamento

14%

calore perso per

irragiamento

3%

Figura 6

Recuperi termici

del cogeneratore

all'impianto

dell'acqua calda

57%

all'impianto del

vapore

43%

Figura 7

4.2 Ricostruzione dei profili di assorbimento

Si intende costruire curve di assorbimento relative a mesi dell’anno, giorni della

settimana, ore del giorno, distinti da caratteristiche particolari. Ovviamente ogni ora

dell’anno ha caratteristiche sue proprie: si tratta di tracciare un numero limitato di

profili che si adattino al maggior numero possibile di situazioni riscontrate nel corso

dell’anno.

Per raggiungere questo obbiettivo si dovrà individuare quali sono i dati disponibili e

quali le relazioni che li legano ai fabbisogni energetici.

I flussi energetici relativi agli impianti dell’ospedale possono essere riassunti nello

schema di Figura 8.



Figura 8 – Flussi energetici degli impianti dell’ospedale

Le equazioni che descrivono i flussi energetici rappresentati nello schema sono le

seguenti:

ACR

ACRVAPACRcoggaccombGACcomb

ACRh

QQHCIVm

∆

++⋅⋅=

//η [Equazione 1]

condensecondenseegrorecondenseVAP

VAPcogACRVAPgfaVAPgvcombGVcomb

VAPhfhfh

QQQHCIVm

⋅−⋅−−

+−−⋅⋅=

int

///

)1(

η [Equazione 2]

COGtvapcombCOGcombACRcog fHCIVQ η⋅−⋅⋅= )1(/ [Equazione 3]

COGtvapcombCOGcombVAPcog fHCIVQ η⋅⋅⋅=/ [Equazione 4]

ARaff

gfcgfcgfaVAPgfa

ARaffh

EeCOPQCOPm

∆

⋅+⋅=

/ [Equazione 5]

vendutagfcacqustataCOGecombCOGcombcons EeEeEeHCIVEe −−+⋅⋅= η [Equazione 6]

La

Tabella 2 illustra, oltre al significato dei simboli impiegati nelle precedenti equazioni,

quali sono i dati disponibili per la ricostruzione dei profili di assorbimento. In realtà il

rendimento termico della centrale termica per la produzione di acqua calda varia in

funzione della quantità di acqua calda prodotta, e così quello dei generatori di vapore

Acqua refrigerata alle utenze finali

Vapore alle utenze finali

ACS alle utenze finali

Energia Elettrica

Q

CIRCUITO ACQUA CALDA

METANO

Q

CIRCUITO ACQUA CALDA

SANITARIA

CIRCUITO VAPORE

Q

Q

Q

MET

CIRCUITO REFRIGERAZIONE

RETE ELETTRICA

COGENERATORE

consumi elettrici finali

METANO

Acqua calda alle utenze finali



(queste problematiche saranno affrontate nel paragrafo 3.2.4); anche il rendimento

elettrico e termico del cogeneratore può variare in base anche alla funzione di

regolazione (data la presenza di curve di regolazione praticamente piatte per

regolazioni tra il 100% e il 70% si ipotizzerà che i rendimenti siano costanti

indipendentemente dalla regolazione ).

dati disponibili

orari giornalieri mensili stimato

N.D.

∆hACR variazione di entalpia specifica per l'acqua calda X

∆hARaff variazione di entalpia specifica acqua raffreddata X

ηeCOG rendimento elettrico cogeneratore X X X

ηgac rendimento generatori di acqua calda X

ηgv rendimento generatori di vapore X

ηtCOG rendimento termico cogeneratore X

COPgfa COP gruppo frigo ad assorbimento X

COPgfc COP gruppi frigo a compressione X

Eeacquistata energia elettrica acquistata (prelevata dalla rete) X X X

Eecons energia elettrica consumi finali ospedale X

Eegfc energia elettrica per i gruppi frigo a compressione X

Eevenduta energia elettrica venduta (ceduta alla rete) X X X

fcondense frazione di condense sul totale dell’acqua inviata ai generatori di vapore X

HCIcomb potere calorifico inferiore del combustibile X

hcondense entalpia specifica condense X

hreintegro entalpia specifica reintegri (circuito vapore) X

hVAP entalpia specifica vapore X

VcombGAC volume di combustibile consumato dai generatori di acqua calda X X

mACR massa d'acqua calda per il riscaldamento alle utenze X

mARaff massa d'acqua raffreddata X

mvap massa di vapore alle utenze finali X X X

Qcog/ACR calore scambiato cogeneratore/acqua calda X

Qcog/VAP calore scambiato cogeneratore/vapore X

QVAP/ACR calore scambiato vapore/acqua calda X

QVAP/gfa calore scambiato vapore/gruppo frigo ad assorbimento X

VcombCOG volume di combustibile consumato al cogeneratore X X

VcombGV volume di combustibile consumato dai generatori vapore X X X

T temperature esterne X X X

Tabella 2



La Tabella 2 evidenzia la presenza di almeno 8 incognite (a cui si aggiunge

l’incertezza dei dati relativi ad altre variabili, quali i rendimenti) in presenza di sole 6

equazioni.

Purtroppo però relativamente ad alcune variabili non si dispone di dati giornalieri ed

orari, ma solo mensili; volendo descrivere i profili di assorbimento giornaliero (ossia

relativamente a vari giorni della settimana) le incognite salgono a 9 (dell’energia

venduta si hanno solo valori spot orari) e per quanto riguarda i profili orari, le incognite

sono ben 10.

Accettando un certo margine di errore relativamente ai profili di assorbimento costruiti

si potrà eventualmente procedere ad effettuare del stime considerando le informazioni

sulle caratteristiche dei fabbisogni fornite nel precedente capitolo, e magari facendo

ricorso ad ulteriori dati disponibili, quali la temperatura dell’aria esterna che è correlata

al fabbisogno di acqua calda e raffrescata.

Ad esempio la massa di acqua raffreddata dipende dalle condizioni climatiche e salvo

rarissime eccezioni, non vi è necessità di produrla nei mesi invernali, almeno da

Novembre a Marzo, quindi sfruttando l’[Equazione 5 in tali mesi si avrà che Eegfc = 0 e

QVAP/gfa =0.

Per i mesi invernali si arriverà così ad avere 5 incognite in 5 equazioni.

Per i mesi estivi si potrà invece fare ricorso a dati relativi a periodi in cui il

cogeneratore non è attivo a causa di guasti o attività manutentive; in tali periodi si avrà

che l’[Equazione 6 si semplificherà in gfcacqustatacons EeEeEe −= , poiché non verrà

autoprodotta energia elettrica e non ha senso reimmettere in rete l’energia prelevata.

Ipotizzando che i consumi elettrici al netto del raffrescamento estivo siano mediamente

costanti per tutto l’anno, ed impiegando perciò Eecons ricavata per i mesi invernali, si

potrà calcolare il valore dell’incognita Eegfc . Rimarranno così 6 incognite e 5

equazioni, o se si preferisce, ricavando Qcog/ACR e Qcog/VAP , 4 incognite e 3 equazioni.

L’unica possibilità rimane quindi quella di stimare il valore di una di queste 4 incognite

e ricavare le altre. Poiché lo scambiatore di calore vapore/acqua calda è stato installato

per sfruttare il vapore prodotto dal cogeneratore in eccedenza rispetto alla produzione

di vapore stesso e poiché in linea di massima è più conveniente sfruttare le caldaie

piuttosto che i generatori di vapore per la produzione di acqua calda, si può supporre

che lo scambiatore di calore suddetto sia disattivato in caso di spegnimento del



cogeneratore e che sia QVAP/ACR =0 11. D’altra parte non ha senso neanche utilizzare i

generatori di vapore per alimentare il gruppo frigorifero ad assorbimento, dato che

anche questo è pensato per sfruttare il calore del cogeneratore; tuttavia fino all’anno

2007 nelle ore di picco di richiesta di refrigerazione per gli ambienti era necessario

tenere attivo il gruppo ad assorbimento per sopperire alla domanda, e solo a partire da

quest’anno, con l’installazione di un ulteriore gruppo frigo a compressione è possibile

un più largo margine di manovra nella gestione degli impianti.

Laddove non sarà possibile calcolare con precisione i profili di assorbimento a causa di

scarsità di dati, si tenterà di effettuare una stima e di valutarne l’incertezza.

4.2.1 Profili di assorbimento per il vapore

I consumi finali di vapore sono ripartiti tra reparto di sterilizzazione (75%) e cucina

(25%). Gli altri consumi di vapore (lavaggio carrelli, ecc…) sono trascurabili rispetto a

questi e non vengono neanche contabilizzati con dei contatori. Molto rilevante è invece

l’impiego di vapore per il gruppo assorbitore e per lo scambiatore con il circuito

dell’acqua calda, ma questi non rientrano tra gli usi finali.

Per quanto riguarda la richiesta di vapore per la sterilizzazione si dispone dei dati

relativi ad un contatore con sensibilità di 1 kg installato all’ingresso della linea di

distribuzione apposita, montato a Luglio 2006; i dati registrati sono:

- kg di vapore mensili da Agosto 2006 a Febbraio 2008

- kg di vapore orari per il mese di settembre 2007

La richiesta di vapore per la sterilizzazione, come previsto nel precedente capitolo, non

ha andamento marcatamente stagionale, anzi, come è possibile osservare nel grafico di

Figura 9, sembra che la richiesta di vapore sia equamente distribuita in tutto il corso

dell’anno, con leggere oscillazioni che non sembrano imputabili alla stagionalità.

11 ipotesi confermata dai gestori dell’impianto.



Andamento mensile richiesta di vapore per sterilizzazione

0,00

20.000,00

40.000,00

60.000,00

80.000,00

100.000,00

120.000,00

140.000,00

160.000,00

ago-

06

set-

06

ott-

06

nov-

06

dic-

06

gen-

07

feb-

07

mar-

07

apr-

07

mag-

07

giu-

07

lug-

07

ago-

07

set-

07

ott-

07

nov-

07

dic-

07

gen-

08

feb-

08

Mese

kg

Figura 9

Dai dati relativi all’andamento della richiesta giornaliera di Settembre è invece

possibile osservare che il consumo di vapore varia notevolmente all’interno della

settimana (e tale andamento è molto simile tra una settimana e l’altra) come si può

osservare nel grafico di Figura 10: la domenica il consumo è meno della metà rispetto a

lunedì, martedì, mercoledì, giovedì o venerdì (che presentano consumi circa uguali),

mentre il sabato si assiste ad un richiesta dal valore intermedio.

Consumo giornaliero vapore sterilizazione (Settembre 2007)

0

1.000.000.000

2.000.000.000

3.000.000.000

4.000.000.000

5.000.000.000

6.000.000.000

7.000.000.000

01/09/2

007

03/09/2

007

05/09/2

007

07/09/2

007

09/09/2

007

11/09/2

007

13/09/2

007

15/0

9/200

7

17/09/2

007

19/09/2

007

21/09/2

007

23/09/2

007

25/09/2

007

27/09/2

007

29/09/2

007

01/10/2

007

Giorno

kg

/h

Figura 10

Andando poi ad analizzare i consumi ora per ora (Figura 11), si evidenzia come

l’andamento sia ancora abbastanza uniforme durante le varie settimane del mese (i dati

tendono a sovrapporsi); si osserva che dal lunedì al venerdì il consumo di vapore per la

sterilizzazione è concentrato tra le ore 8 e le 21, con due picchi localizzati intorno alle

ore 11 ed intorno alle 17; il Sabato invece, il picco della mattina è leggermente



anticipato, mentre nel pomeriggio i consumi sono minori. La Domenica, infine,

l’andamento della richiesta del vapore durante le ore del giorno è molto simile a quello

notturno (con un diagramma quasi piatto).

Andamento settimanale richiesta vapore sterilizzazione

(settembre 2007)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 7

13

19 1 7

13

19 1 7

13

19 1 7

13

19 1 7

13

19 1 7

13

19 1 7

13

19

Ore

Kg

/h

I settimana

II settimana

III settimana

IV settimana

MEDIA

Figura 11

Si è quindi supposto di poter descrivere il profilo di assorbimento del vapore per la

sterilizzazione con tre curve, una relativa ai giorni lavorativi, una relativa a quelli

festivi, ed una relativa ai prefestivi. Si è infatti ipotizzato che la riduzione di lavoro del

personale medico nei giorni festivi sia pari a quella a cui si assiste la domenica, con

relativa riduzione della richiesta di vapore per la sterilizzazione.

Andamento giornaliero richiesta di vapore sterilizzazione

0

50

100

150

200

250

300

350

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ORE

Kg

/h

Lunedì

Martedì

Mercoledì

Giovedì

Venerdì

Prefestivo

Festivo

"Lavorativo tipo"

Figura 12



La bontà di tale ipotesi può essere valutata moltiplicando il consumo di vapore per

sterilizzazione di un giorno tipo lavorativo per il numero di giorni lavorativi all’anno,

ripetendo la stessa operazione per i giorni festivi e prefestivi e controllando se la

somma corrisponde al consumo registrato annualmente; come giorni festivi sono stati

considerati le domeniche più altre 13 festività del calendario (escluse quelle che nel

2007 cadevano di domenica), come giorni prefestivi si sono considerati i giorni

precedenti a questi; come mostra la

Tabella 3, il consumo stimato e quello misurato praticamente coincidono.

kg/gg di vapore gg/anno kg di vapore

Giorni Lavorativo 4504 241 1085384

Giorni Prefestivi 3286 60 197130

Giorni Festivi 2148 64 137456

CONSUMO TOTALE STIMATO 1419970

CONSUMO REGISTRATO NEL 2007 1396223

Tabella 3 - confronto tra consumo di vapore stimato ed effettivo per il 2007

Per quanto riguarda la richiesta di vapore per la cucina si dispone anche qui dei dati

relativi ad un contatore con sensibilità di 1 kg installato all’ingresso della linea di

distribuzione apposita, montato a Luglio 2006; i dati registrati sono:

- kg di vapore mensili da Agosto 2006 a Febbraio 2008

- kg di vapore orario (rilevati ogni due ore, e solo durante le ore diurne) di 4

giorni del mese di settembre 2007

Al contrario del vapore per la sterilizzazione, quello per la cucina presenta un

andamento stagionale evidente, con un consumo nei mesi invernali più elevato rispetto

all’estate (nel 2007 il dato di consumo relativo a Febbraio è più del doppio di quello di

Agosto).



Andamento mensile richiesta vapore per cucina

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dicmese

Kg

2006

2007

2008

media

Figura 13 - andamento mensile della richiesta di vapore per la cucina

La scarsità di dati sull’andamento giornaliero non permette di valutare con accuratezza

l’andamento orario giornaliero medio. I dati disponibili sono quelli relativi ad un

giovedì, al venerdì al sabato e alla domenica seguenti. Probabilmente anche in questo

caso si assisterà ad un consumo diverso tra giorni festivi e lavorativi; tuttavia al

contrario della sterilizzazione, l’attività delle cucine non dipende solo dalla presenza in

ospedale del personale medico (e da quella di degenti da operare), bensì è influenzata

anche dal numero di persone (personale dell’ospedale, ma anche visitatori) che

mangiano alla mensa dell’ospedale; forse è per questo che i consumi del sabato sono

superiori a quelli degli altri giorni.

Richiesta giornaliera vapore per cucina

0

20

40

60

80

100

120

6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00 22.00

Ore

Kg

/h

Giovedì

Venerdì

Sabato

Domenica

Figura 14



In ogni caso la mancanza di un campione adeguato e la differenza abbastanza contenuta

dell’andamento della richiesta oraria di vapore nei quattro giorni considerati, fa

protendere a tracciare un unico profilo di assorbimento valido sia per giorni festivi che

lavorativi12.

Tale profilo di assorbimento sarà moltiplicato per un coefficiente moltiplicativo

dipendente dal periodo dell’anno (invernale, estivo o mezza stagione)13, in modo da

seguire l’andamento annuale della richiesta di vapore della cucina, calcolato con una

media dei dati relativi a 2006, 2007 e 2008.

Profilo di assorbimento giornaliero vapore cucina (settembre)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.0

0

11.0

0

12.0

0

13.0

0

14.0

0

15.0

0

16.0

0

17.0

0

18.0

0

19.0

0

20.0

0

21.0

0

22.0

0

23.0

00.

00

ora

Kg

/h

Figura 15

Periodo Coefficiente moltiplicativo

Inverno 1,44

Mezza stagione 1,34

Estate 0,94

Tabella 4 – Coefficienti moltiplicativi per i profili di assorbimento del vapore per la cucina

In questo caso i coefficienti correttivi mensili sono stati calcolati in modo da far tornare

il consumo stimabile tramite i calcoli pari a quello misurato nel 2007, quindi non ha

senso effettuare una verifica di bontà del modello come nel caso precedente.

Per quanto riguarda il valore da attribuire alla variabile fcondense (frazione di condense

recuperate), si dispone di letture giornaliere di un contatore dell’acqua di reintegro

diretta all’impianto di produzione del vapore. Rapportando la produzione giornaliera e 12 effettuando una media oraria pesata tra la richiesta di vapore dei giorni festivi, lavorativi e festivi per tener conto della presenza di un maggior numero di giorni lavorativi nella settimana media rispetto al campione (il peso per il giorno lavorativo è stato posto pari a 5, pari a 1 per prefestivi e festivi). 13 Come periodo invernale si è considerato i 4 mesi da Dicembre a Marzo, come periodo Estivo i 4 mesi da Giugno a Settembre e come Mezza stagione quelli rimanenti.



mensile del vapore a quella dell’acqua di reintegro, è possibile valutare il

complementare di fcondense e quindi attribuire alla variabile il valore 0,77, che

corrisponde alla media registrata (non ci si è soffermati particolarmente sulla

determinazione di tale valore poiché influisce relativamente sull’energia complessiva

che deve essere fornita per la produzione di vapore, dipendente principalmente

dall’entalpia di vaporizzazione).

4.2.2 Profili di assorbimento per l’energia elettrica Per ricostruire l’andamento mensile dei consumi di energia elettrica (al lordo

dell’assorbimento per la refrigerazione estiva) si dispone dei seguenti dati:

- letture giornaliere del contatore del gas del cogeneratore dal gennaio 2005 in

poi;

- fatturazioni mensili dell’energia elettrica venduta (che viene misurata da un

contatore le cui letture sono effettuate mensilmente dal gestore della linea

elettrica14) per gli anni 2006 e 2007 (nel 2005 non veniva immessa energia

elettrica in rete);

- letture giornaliere dell’energia elettrica acquistata (solo energia attiva15) dal

gennaio 2005 in poi.

Si dispone inoltre di circa 200 registrazioni giornaliere (2006-2007) relative all’energia

elettrica prodotta dal cogeneratore: la quantità di energia elettrica prodotta dal

cogeneratore a partire dal gas consumato calcolata con la formula

COGecombCOGcombCOG HCIVEe η⋅⋅= , utilizzando come rendimento quello medio

registrato negli anni 2005, 2006 e 2007 (pari a 0,373) e come HCI del metano quello

convenzionale di 35,9 MJ/Nmc, risulta mediamente maggiore del 2,1% rispetto ai

valori noti, con una deviazione media standard pari al 2,24% (si è quindi ritenuto

accettabile calcolare l’energia prodotta dal cogeneratore nel modo descritto).

Sommando tra loro i dati giornalieri si possono ricavare facilmente i dati mensili.

Il consumo di energia elettrica al lordo dell’assorbimento per la refrigerazione estiva ha

l’andamento descritto dal grafico di Figura 16, con consumi abbastanza costanti nel

14 Il dato non è quindi estremamente affidabile poiché la lettura potrebbe essere effettuata con cadenza non perfettamente mensile; la fatturazione riporta quindi probabilmente una stima dell’energia immessa in rete mensilmente, comprendente eventuali conguagli. 15sul prelievo di energia reattiva si hanno dati orari relativi all’anno 2005: il fattore di potenza (rapporto tra energia attiva e reattiva) raramente si discosta dal valore medio annuale pari a 0,92 e solo per qualche decina di ore all’anno scende sotto la soglia di 0,8.



periodo compreso tra Novembre ed Aprile ed un picco estivo tra Maggio e Ottobre,

visibilmente correlato con l’aumento delle temperature medie dell’aria esterna quando

queste superano una soglia di circa 17 °C16, e quindi all’impiego dei gruppi frigoriferi

per il condizionamento dell’aria. Il consumo medio giornaliero per il periodo invernale

è pari a 26550 kWhe.

Andamento mensile consumi energia elettrica 2005-2007

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

gen-

05

feb-

05

mar

-05

apr-0

5

mag

-05

giu-

05

lug-

05

ago-

05

set-0

5

ott-0

5

nov-

05

dic-

05

gen-

06

feb-

06

mar

-06

apr-0

6

mag

-06

giu-

06

lug-

06

ago-

06

set-0

6

ott-0

6

nov-

06

dic-

06

gen-

07

feb-

07

mar

-07

apr-0

7

mag

-07

giu-

07

lug-

07

ago-

07

set-0

7

ott-0

7

nov-

07

dic-07

Kw

he

0

5

10

15

20

25

30

°C

consumi elettrici

Energia autoprodota

temperature medie

Figura 16

Per ricostruire l’andamento orario dei consumi di energia elettrica si dispone dei dati

orari di prelievo dalla rete per tutto l’anno 2005 (peraltro caratterizzato dalla

peculiarità, a differenza degli anni seguenti, di una vendita nulla di elettricità); non

disponendo di dati orari relativi alla produzione di energia elettrica tramite

cogenerazione, è stato necessario ricorrere ai dati relativi ai periodi di non

funzionamento del cogeneratore, fortunatamente distribuiti in vari periodi dell’anno e

quindi abbastanza rappresentativi.

Settimanalmente il consumo di energia elettrica varia in modo similare a quanto

osservato per il vapore per la sterilizzazione, con consumi maggiori nelle ore lavorative

e di conseguenza nei giorni lavorativi e consumi minori nelle ore notturne e nel fine

settimana, ed in particolare di domenica, come previsto nel precedente capitolo.

16 Le temperature indicate sono le medie mensili delle temperature di bulbo asciutto rilevate ogni dieci minuti da una sonda posta sul tetto dell’ospedale.



Andamento consumi di energia elettrica settimanali (2005)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

1.0

0

6.0

0

11.0

0

16.0

0

21.0

0

2.0

0

7.0

0

12.0

0

17.0

0

22.0

0

3.0

0

8.0

0

13.0

0

18.0

0

23.0

0

4.0

0

9.0

0

14.0

0

19.0

0

0.0

0

5.0

0

10.0

0

15.0

0

20.0

0

1.0

0

6.0

0

11.0

0

16.0

0

21.0

0

2.0

0

7.0

0

12.0

0

17.0

0

22.0

0

ora (per i sette giorni della settimana)

kW

he o

rari

26 -27 Gennaio

14-15 Febbraio

6 Marzo

7-13 Marzo

14-20 Marzo

21-27 Marzo

28Marzo-3Aprile

4-7 Aprile

28 Aprile

18-22 Agosto

23-26 Agosto

3-4 Settembre

5-6 Settembre

Figura 17 - andamento orario dei consumi elettrici in settimane con il cogeneratore spento

L’andamento dell’assorbimento di energia elettrica per le settimane invernali è

praticamente sovrapponibile, con l’eccezione di sabato 26 Marzo, che era il giorno

prima di Pasqua e per questo presenta un consumo più ridotto (intermedio tra un giorno

prefestivo e uno festivo) e lunedì 28 Marzo (Pasquetta). I consumi nei giorni estivi

sono invece più vari, poiché dipendono dal fabbisogno energetico per il raffrescamento

che non è legato tanto agli orari lavorativi quanto piuttosto alle condizioni termo-

igrometriche.

Calcolando la media dei dati orari invernali disponibili è stato possibile ricavare profili

di assorbimento orario riportati in Figura 21 differenziati tra giorno “lavorativo tipo” ,

giorno “prefestivo tipo” e giorno “festivo tipo” (nel calcolo della media sono stati

esclusi i dati che si riferivano alle festività pasquali); l’assorbimento medio giornaliero

calcolato facendo riferimento a tali profili17 praticamente coincide con il consumo

medio calcolato facendo riferimento ai dati di consumo elettrico mensile invernale di

2005, 2006 e 2007, per cui i profili possono essere considerati abbastanza affidabili.

Sottraendo i profili così ottenuti dai dati disponibili relativi al periodo estivo si ottiene

una differenza imputabile principalmente al condizionamento estivo; il grafico di

Figura 18 evidenzia che solo una parte di tale differenza è dovuta all’assorbimento del

compressore dei due gruppi frigoriferi, che insieme raggiungono una potenza di picco

di 460 kWe.

17 calcolato con una media pesata tra i consumi medi dei giorni “lavorativo tipo”, “prefestivo tipo”, “festivo tipo”, rispettivamente con pesi 4,8 , 1 e 1,2 per tener conto della presenza di festività infrasettimanali (altrimenti i pesi da adottare sarebbero stati rispettivamente di 5, 1 ed 1).



Andamento consumi di energia elettrica settimanali

(Agosto 2005)

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

1.00

7.00

13.0

0

19.0

01.

007.

00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.0

01.

007.

00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.0

01.

007.

00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00


kW

he

ora

ri

0

5

10

15

20

25

30

35

T (

°C)

differenza 18-21 Ago

differenza 22-26 Ago

potenza GF compressione

T 18-21 Agosto

T 22-26 Agosto

Figura 18- andamento dei consumi elettrici in alcune giornate estive e relative temperature 18

Il consumo elettrico relativo ai vari componenti dell’impianto di refrigerazione non è

infatti trascurabile rispetto al consumo dei compressori (seppure minore) come

evidenziato Tabella 5 questo principalmente a causa della necessità di movimentare e

trattare una grande massa d’acqua sia refrigerata sia soprattutto per il raffreddamento

dei gruppi frigo (indirizzata alle torri evaporative); si consideri per il confronto con i

consumi relativi al riscaldamento invernale, che le pompe che consentono la

circolazione dell’acqua calda (non sanitaria), peraltro non completamente ferme

neanche in estate, hanno una potenza complessiva di picco di circa 35 kWe. Dalla

Tabella 5 si può anche osservare che indipendentemente dalla modalità di produzione

dell’energia frigorifera (con gruppi a compressione o con gruppi ad assorbimento), i

consumi elettrici dei vari motori accessori sono dello stesso ordine di grandezza (il

gruppo ad assorbimento presenta consumi accessori quasi doppi soprattutto a causa

della maggior quantità di acqua per la dissipazione del calore).

18 per via della scarsità di dati relativi all’assorbimento di energia elettrica estiva, per via della non perfetta precisione dei consumi elettrici stimati per il raffrescamento (ottenuti per differenza con valori medi), e per la necessità di correlare i dati relativi ai consumi elettrici con quelli del consumo di vapore per il gruppo frigorifero ad assorbimento (stimato come differenza tra quello prodotto e i profili di assorbimento di vapore medio per il periodo estivo) si è preferito mediare tutti i valori relativi al fabbisogno per il raffrescamento su tre ore di tempo.



potenza assorbita a pieno carico (kW)

unità funzionanti a pieno carico

MOTORI ELETTRICI RELATIVI AI GRUPPI FRIGORIFERI A COMPRESSIONE

compressore centrifugo 230 2 pompa circuito acqua refrigerata 11 2

pompa acqua di raffreddamento 15 2

ventilatori torre evaporativa 8 2

TOTALE (parziale) kWe 528

MOTORI ELETTRICI RELATIVI AL GRUPPO FRIGORIFERO AD ASSORBIMENTO

gruppo ad assorbimento19

13 1

pompa circuito acqua refrigerata 15 1

pompa acqua di raffreddamento 45 1

ventilatori torre evaporativa20

14 1


CIRCOLAZIONE ACQUA REFRIGERATA UTA

pompe acqua refrigerata UTA 15 3


TOTALE A PIENO CARICO 660 kWe

Tabella 5 - potenze elettriche dei motori dell’impianto per la produzione di acqua refrigerata

potenza assorbita a pieno carico per il raffrescamento

tramite gruppi frigo a compressione (Kw)

83%

4%5% 3% 5%

compressore centrifugo

pompa circuito acqua refrigerata

pompa acqua di raffreddamento

ventilatori torre evaporativa

pompe acqua refrigerata UTA

Figura 19 –potenze elettriche dei motori associati al funzionamento di un GF a compressione

Si dovrebbe inoltre considerare che in estate aumenta il consumo dei ventilatori delle

caldaie e dei generatori di vapore, eventualmente di quelli per la dissipazione del calore

19 si tratta fondamentalmente della potenza dei motori delle pompe interne al gruppo frigorifero. 20 non disponendo di dati relativi a tali ventilatori, la potenza complessiva è stata ottenuta moltiplicando quella dei ventilatori della torre del gruppo a compressione per il rapporto tra la quantità d’acqua di progetto da trattare a pieno carico proveniente dal gruppo a compressione e quella dell’acqua proveniente dal gruppo centrifugo (la differenza di temperatura dell’acqua entrante ed uscente dalle diverse torri è il medesimo).



in eccesso del motore del cogeneratore, dei gruppi frigo per la conservazioni di cibi e

medicinali, ecc... Sono inoltre stati installati in alcuni locali dell’ospedale e in altri

edifici che fanno parte del plesso ospedaliero, dei piccoli gruppi frigoriferi autonomi

per la climatizzazione estiva, che saranno trascurati per l’impossibilità di stimarne la

produzione frigorifera e il consumo elettrico21. D’altra parte si dovrebbe considerare

che in inverno sono maggiori i consumi per l’illuminazione esterna a causa delle

giornate più corte (quelli per l’illuminazione interna sono invece più costanti poiché in

molti locali le luci stanno accese anche di giorno) e per le pompe dell’acqua calda. Per

semplicità si ipotizzerà che tutto l’aumento del fabbisogno di energia elettrica estiva sia

imputabile ai consumi delle macchine elencate in Tabella 5 e quindi che al netto dei

consumi elettrici per il funzionamento dei gruppi frigo e ausiliari i profili invernali ed

estivi di assorbimento elettrico coincidano.

Stando alla validità di questa ipotesi e ipotizzando una proporzionalità lineare diretta

tra produzione di freddo e consumi elettrici di gruppi frigo ed ausiliari, l’energia

elettrica impiegata per alimentare i gruppi frigoriferi a compressione e quella per gli

altri consumi di Tabella 5 (EeausiliariGF) possono essere ricavati dai dati dei prelievi

elettrici estivi riportati in Figura 18 con le seguenti formule:

[ ]gfaVAPgfaconsMEDIAacquistatagfc QCOPEeEeEe /1400

102)(83,0 ⋅−−⋅= [Equazione 7]

gfaVAPgfagfcFausiliariG QCOPEeEe /1400102

8317 ⋅+= [Equazione 8]

dove:

- EeconsMEDIA è l’energia elettrica consumata mediamente nel giorno della settimana

facendo riferimento ai profili di assorbimento disegnati grazie ai dati dei prelievi

elettrici invernali (Figura 21);

- 0,83 è la frazione di energia assorbita per la refrigerazione mediante gruppi ad

assorbimento effettivamente impiegata dai gruppi frigo a compressione come

evidenziato dal grafico di Figura 19;

- 17/83 è il rapporto tra l’energia elettrica impiegata per alimentare gli ausiliari dei

gruppi frigo a compressione e quella direttamente impiegata dai gruppi frigo stessi;

- 102/1400 è il rapporto trai kWe consumati per la produzione di ogni kWf per mezzo

del gruppo ad assorbimento.

21 la potenza elettrica complessiva installata probabilmente è nell’ordine della decina di kW



Ovviamente nell’Equazione 7 Eegfc non può superare la soglia limite di 460 kWhe22

(assorbimento di picco dei gruppi frigo a compressione).

Il grafico di Figura 20 evidenzia come la maggior parte dell’energia elettrica eccedente

i consumi invernali possa essere ricondotta, impiegando le Equazioni 7 ed 8, al

funzionamento dei motori elettrici riportati in tabella Tabella 5; i picchi di consumo

non risultano totalmente imputabili ai consumi dei motori elettrici considerati,

probabilmente perché si dovrebbe considerare anche la componente di consumo dei

motori dei ventilatori delle UTA (che però sono attive, magari in misura minore,

durante tutto l’arco dell’anno) o di altri componenti elettrici legati al condizionamento

estivo; per questo motivo le Equazioni 7 ed 8, che imputano tutti i consumi in eccesso

ai motori della Tabella 5, potrebbero leggermente sovrastimare l’energia elettrica

impiegata dai gruppi frigo a compressione e dagli ausiliari considerati nelle ore della

giornata in cui non si raggiungono i consumi di picco.

Energia elettrica eccedente i consumi medi invernali

(22-26 Agosto 2005)

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

1.0

0

5.0

0

9.0

0

13.0

0

17.0

0

21.0

0

1.0

0

5.0

0

9.0

0

13.0

0

17.0

0

21.0

0

1.0

0

5.0

0

9.0

0

13.0

0

17.0

0

21.0

0

1.0

0

5.0

0

9.0

0

13.0

0

17.0

0

21.0

0

1.0

0

5.0

0

9.0

0

13.0

0


kW

he

ora

ri

Ee eccedente i consumi medi invenali

Ee gruppi frigo a compressione

Ee totali raffrescamento

Figura 20

La differenza tra l’energia elettrica eccedente i consumi medi invernali e quella stimata

per il raffrescamento è comunque pari allo 0,9 % dell’energia elettrica globalmente

utilizzata nei giorni estivi in analisi (fatta eccezione per Sabato 4 Settembre 2005,

quando è pari al 13%23) e non supera il 7% di quella oraria consumata dall’ospedale

22 quando il valore di Eegfc ricavato all’espressione è risultato superiore a 460 kWhe medi orari, si è preso il valore limite di 460 kWhe. 23 questo elevato eccesso di consumo elettrico può forse essere spiegato ipotizzando che l’attività medica di quel sabato sia stata maggiore a quella di un sabato medio facendo aumentare i consumi elettrici non imputabili al condizionamento.



(fatta eccezione sempre per il 4/09/2005) per cui il modello impiegato appare

abbastanza buono e risulta possibile affermare che al netto dei consumi per il

raffrescamento estivo, i profili di assorbimento invernale (riportati in Figura 21)

possono essere considerati validi per tutto l’anno.

Profili di assorbimento giornaliero di energia elettrica

(al netto del raffrescamento estivo)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.0

0

11.0

0

12.00

13.00

14.00

15.00

16.00

17.0

0

18.0

0

19.0

0

20.0

0

21.0

0

22.0

0

23.0

00.

00

ora

kW

he

me

di o

rari

Giorno lavorativo

Giorno festivo

Giorno prefestivo

Figura 21- profili dell’energia elettrica indipendenti dalla stagione dell’anno

4.2.3 Profili di assorbimento per il raffrescamento

Per valutare i profili di assorbimento relativi alla refrigerazione estiva si è fatto

riferimento innanzitutto ai medesimi dati che hanno permesso di calcolare i profili orari

di assorbimento elettrico estivo, ossia la quantità di energia elettrica stimata per

l’alimentazione dei gruppi frigoriferi ad assorbimento, nonché della stima dell’energia

termica scambiata tra circuito del vapore e gruppo frigo ad assorbimento; l’energia

termica fornita al gruppo frigo ad assorbimento è stata calcolata con l’Equazione 9

mediaVAPgvcombGVcombgfaVAP EHCIVQ −⋅⋅= η/ [Equazione 9]

dove con EVAPmedia si intende l’energia mediamente impiegata nei giorni in analisi per

la produzione di vapore secondo i profili di assorbimento precedentemente calcolati

(vapore per sterilizzazione e cucine); il rendimento è stato preso pari a quello nominale

dei generatori di vapore e il volume di combustibile bruciato è quello registrato da un



contatore per il quale sono disponibili letture orarie relative ai giorni di Agosto e

Settembre del 2005 prese in analisi per i consumi elettrici24.

La stima dell’assorbimento frigorifero totale Ef è stata calcolata secondo

l’Equazione 10

gfcgfcgfaVAPgfa EeCOPQCOPEf ⋅+⋅= /25 [Equazione 10]

Si è così potuto disegnare i grafici di Figura 22 e di Figura 23, che evidenziano come il

fabbisogno frigorifero per il raffrescamento dei locali sia legato alla temperatura

dell’aria esterna, come previsto nel capitolo precedente; inoltre appare evidente che i

picchi di fabbisogno si verificano con un certo ritardo rispetto al picco delle

temperature: quest’ultimo ha luogo generalmente verso le ore 15, mentre il picco della

produzione frigorifera è quasi sempre ritardato al pomeriggio e talvolta alle ore

notturne; questo probabilmente a causa dello sfasamento della trasmissione del calore

da parte dei componenti opachi delle facciate ed in parte anche a causa di una gestione

che mira a minimizzare i costi elettrici per la climatizzazione estiva, cercando di

effettuare il ricambio d’aria dei locali soprattutto nelle ore notturne, quando l’energia

elettrica ha un costo minore. Inoltre, come si vedrà nel paragrafo 3.2.4 a proposito del

post riscaldo e come è evidenziato nel grafico di Figura 29, il fabbisogno di

raffrescamento per la deumidificazione dell’aria è maggiore (a parità di aria trattata)

nelle ore notturne, e questo compensa la minor temperatura dell’aria esterna.

Il momento di minor produzione di energia frigorifera è costantemente la mattina,

verso le ore 9-10.

Dai grafici di Figura 22 e di Figura 23 si può anche osservare che il gruppo frigorifero

ad assorbimento è sfruttato solo marginalmente nei giorni in analisi e soprattutto per la

copertura dei picchi di richiesta, situazione imputabile all’assenza del calore refluo del

cogeneratore (che è spento) e alla minor convenienza di alimentare l’assorbitore

mediante i generatori di vapore (non è quindi rappresentativo il rapporto tra utilizzo dei

gruppi frigo a compressione e di quello ad assorbimento deducibile dal campione).

24 mancano purtroppo i dati relativi al consumo di combustibile tra la mattina del 18 Agosto e la sera del 19 Agosto. 25 si ricorda che la stima dell’energia elettrica impiegata dal gruppo frigo a compressione ricavata nel precedente paragrafo potrebbe essere lievemente in eccesso.



Andamento settimanale energia impiegata per

la refrigerazione e temperature dell'aria esterna

(Agosto 2005)

0,00

250,00

500,00

750,00

1.000,00

1.250,00

1.500,00

1.750,00

2.000,00

2.250,00

2.500,00

2.750,00

3.000,00

3.250,00

3.500,00

3.750,00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

1.00

7.00

13.00

19.00

ora (dei sette giorni della settimana)

kW

hf

ora

ri

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

T (°C

)

Kwhf GFC 18-21 Ago

Kwhf GFC 22-26 Ago

Kwhf totali 18-21 Agosto

Kwhf totali 22-26 Agosto

T 18-21 Agosto

T 22-26 Agosto

Figura 22

Andamento settimanale energia impiegata per

la refrigerazione e temperature dell'aria esterna

(Settembre 2005)

0,00250,00500,00750,00

1.000,001.250,001.500,001.750,002.000,002.250,002.500,002.750,00

3.000,003.250,003.500,003.750,00

4.000,00

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

1.0

0

7.0

0

13.0

0

19.0

0

ora (dei sette giorni della setimana)

kW

hf

ora

ri

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

°C

Kwhf GFC 3-4 Settembre

Kwhf GFC 5-6 Settembre

Kwhf totali 3-4 Settembre

Kwhf totali 5-6 Settembre

T 3-4 Settembre

T 5-6 Settembre

Figura 23

Per indagare con maggiore precisione l’esistenza di correlazione tra temperatura media

giornaliera e fabbisogno di raffrescamento è stato tracciato il grafico di Figura 24; in

realtà il fabbisogno di raffrescamento dipende fortemente dall’umidità relativa dell’aria

esterna per via della necessità di immettere nei locali aria con umidità relativa fissata (e

quindi eventualmente di condensare una parte del vapore presente). La collocazione

geografica dell’ospedale, a poche centinaia di metri dal mare, rende tuttavia l’umidità

relativa alquanto costante (durante il periodo estivo l’umidità relativa minima è pari a



al 63% e quella massima al 73%26) rendendo più pura la correlazione tra temperatura e

fabbisogno frigorifero.

Correlazione Temperatura-Fabbisogno di raffrescamento

y = 6522,4x - 95469

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

18,00 19,00 20,00 21,00 22,00 23,00 24,00 25,00 26,00 27,00 28,00

°C medi giornalieri

kW

hf/

gg

Figura 24

Almeno limitatamente ai dati disponibili, e quindi all’intervallo di temperatura media

compresa tra 21°C e 26°C, la correlazione appare evidente; il punto verde è stato

disegnato in corrispondenza della temperatura media dei mesi di Giugno, Luglio,

Agosto e Settembre registrata sul tetto dell’ospedale tra il 2004 e il 2007: se la

relazione tra temperature e fabbisogni di raffrescamento fosse quella lineare raffigurata

dalla retta nera, il fabbisogno medio giornaliero per le giornate estive dovrebbe essere

di quasi 60000 kWhf.

Per valutare la bontà delle ipotesi fin’ora effettuate e la rappresentatività del campione

in analisi si è fatto riferimento ai dati mensili relativi alla differenza tra la quantità di

energia elettrica consumata nel mese medio invernale e quella consumata nei diversi

mesi estivi, alla differenza tra la quantità di vapore prodotto e quello richiesto dalle

utenze (sterilizzazione e cucina), e alla temperatura media mensile; si è proceduto

ipotizzando che l’intera quantità di vapore eccedente la richiesta fosse indirizzato

durante i mesi estivi al gruppo frigo ad assorbimento e che la quantità di energia

elettrica eccedente i consumi medi invernali fosse impiegata direttamente (GF a

compressione) o indirettamente (motori elettrici dell’impianto acqua refrigerata) per il

raffrescamento dei locali; si è quindi calcolato l’energia frigorifera stimata per il

raffrescamento utilizzando la correlazione appena trovata e rappresentata dalla retta nel

grafico di Figura 2427 . Si è quindi calcolata l’energia elettrica necessaria al gruppo

26 dati relativi alla località di Viareggio, tratti da “Profilo climatico dell’Italia”edito dall’ENEA. 27 Evidentemente la correlazione tra temperatura media giornaliera e fabbisogno di raffrescamento potrebbe anche non essere valida per valutare la correlazione tra temperatura media mensile e fabbisogno di raffrescamento.



frigo ad assorbimento per convertire l’energia termica fornita dal vapore in energia

frigorifera (considerando l’assorbimento elettrico dei motori accessori) e quella

necessaria per fornire l’energia frigorifera complementare a questa (rispetto al

fabbisogno stimato), tramite i GF a compressione (considerando anche i consumi dei

motori accessori). Come si può leggere in Tabella 6, la bontà del modello impiegato

per la stima del fabbisogno giornaliero per il raffrescamento è testimoniato dalla

differenza percentuale accettabile tra consumo di Ee per il raffrescamento stimato ed

effettivo, fatta eccezione per i dati relativi a Giugno 2006, per il quale il fabbisogno di

raffrescamento è stato notevolmente sovrastimato, forse a causa della maggior

variabilità di temperatura tra giorno e notte e tra un giorno l’altro28 che rende poco

rappresentativo il dato medio mensile e che permette di ricorrere al free-cooling.

MESE

Ee eccedente i consumi

medi invernali (kWhe)

Et VAP eccedente richiesta utenze (kWht)

T media (°C)

Fabbisogno raffrescamento

stimato (kWhf)

Ee stimata per funzionamento

GF a compressione

(kWhe)

Ee stimata per funzionamento

GF ad assorbimento

(kWhe)

Differenza percentuale tra Ee

stimata per raffrescamento ed

Ee eccedente i consumi medi

invernali

giu-05 293.487 n.d. 23,9 1.816.893,4

lug-05 445.013 454.324 25,4 2.172.172,7 352.429 39.721 +12%

ago-05 306.375 381.393 24,0 1.895.798,5 311.520 33.345 -13%

set-05 248.129 323.346 21,2 1.286.870,8 194.705 28.270 +10%

giu-06 138.096 339.982 22,9 1.623.665,9 263.336 29.724 -113%

lug-06 445.193 598.564 27,6 2.622.364,1 412.454 52.332 -5%

ago-06 321.309 492.667 24,2 1.932.487,9 290.543 43.073 -4%

set-06 237.270 381.602 21,7 1.379.764,4 199.685 33.363 1%

giu-07 208.575 381.137 23,2 1.684.779,7 265.877 33.322 -44%

lug-07 299.309 296.807 25,1 2.109.841,4 379.872 25.949 -36%

ago-07 278.855 332.527 24,0 1.883.743,1 321.610 29.072 -26%

set-07 176.439 410.059 21,0 1.240.135,4 162.042 35.851 -13% Tabella 6 – confronto tra energia elettrica per il raffrescamento estivo stimata ed effettiva

Considerando che una parte del vapore prodotto in eccesso rispetto ai fabbisogni per

sterilizzazione e per la cucina è in realtà impiegata per lo scambiatore con il circuito

dell’acqua calda, è possibile che il fabbisogno effettivo per il raffrescamento sia

inferiore a quello stimato; bisogna tuttavia anche evidenziare che i tecnici che

conducono gli impianti testimoniano di non essere riusciti, in molteplici occasioni, ad

assicurare durante l’estate un sufficiente raffrescamento dei locali a causa della carenza

di potenza frigorifera e che questo problema è stato risolto solo nel 2008 con

l’installazione di un nuovo gruppo frigorifero a compressione.

28 Alcune temperature medie giornaliere del mese di Giugno rimangano peraltro fuori dall’intervallo di temperature per le quali è stato osservata una correlazione lineare.



Si è così proceduto al calcolo dei profili di assorbimento frigorifero mediando i dati

orari disponibili e moltiplicando i valori così ottenuti per un coefficiente correttivo

(calcolato per tener conto della differenza tra temperature medie relative al campione e

temperatura media estiva degli ultimi 4 anni29).

Profilo di assorbimento giornaliero estivo raffrescamento

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Ora del giorno

kW

hf

Figura 25

Il profilo così ottenuto potrà essere considerato valido per il periodo compreso tra

Giugno e Settembre; l’incertezza sulla stima del fabbisogno per il raffrescamento,

secondo quanto deducibile dalla Tabella 6, è nell’ordine del 20%-30% ed il profilo

orario calcolato può variare in base alle particolari condizioni termo-igrometriche

dell’aria esterna che si presentano nell’arco della giornata e alle strategie di gestione

dell’impianto per il condizionamento; per i mesi di Ottobre e Maggio, durante i quali il

consumo di energia elettrica eccedente la media invernale è pari a 0,2430 volte il

consumo eccedente dei 4 mesi estivi, si potrà valutare un profilo di assorbimento con

andamento analogo a quello estivo ma con valori pari ad un quarto. Il fabbisogno di

raffrescamento, anche solo per la deumidificazione, cessa completamente da Novembre

ad Aprile: per temperature dell’aria esterna inferiori a 15 °C e umidità relative inferiori

al 70% (condizioni che normalmente si riscontrano in questo periodo31) il solo

riscaldamento dell’aria esterna è sufficiente per portare l’umidità relativa sotto la soglia

del 50% e non è quindi necessaria neanche la deumidificazione32.

29 il coefficiente è pari al rapporto tra il fabbisogno di raffrescamento stimato secondo la relazione riportata in Figura 24 per la temperatura media estiva di 23,6°C e quello stimato (secondo la medesima relazione) per la temperatura media del campione di 23,36°C. 30 valore calcolato sui consumi di energia elettrica mensili di 2005, 2006, 2007 31 l’umidità relativa massima riscontrata nei mesi invernali a Viareggio è pari al 72% mentre le temperature medie mensili sono di 13,4°C ad Aprile e di 12,4°C a Novembre (dati tratti da “Profilo climatico dell’Italia”edito dall’ENEA) 32 valutazione effettuata mediante diagramma Carrier.



4.2.4 Profili di assorbimento per il riscaldamento

Per ricostruire l’andamento mensile del fabbisogno di energia termica (impiegato per

riscaldamento dei locali e per la produzione di acqua calda sanitaria) si dispone dei

seguenti dati:

- letture giornaliere del contatore del gas del cogeneratore dal gennaio 2005 in

poi (effettuate intorno alle ore 12);

- registrazioni orarie del consumo di gas dei generatori di vapore dal Luglio 2005

in poi;

- letture giornaliere del contatore del gas della centrale termica (generatori di

vapore più generatori di acqua calda).

Non si dispone di dati relativi alla quantità di energia termica dissipata dal circuito di

raffreddamento ad acqua del cogeneratore mediante i dissipatori ad aria, né di dati

relativi alla quantità di calore scambiato tra circuito del vapore e circuito dell’acqua

calda. Inoltre non c’è la possibilità di verificare quanto il rendimento termico nominale

del cogeneratore, dei generatori di vapore e delle caldaie per l’acqua calda differisca da

quello medio stagionale33. I profili che saranno impiegati per descrivere il fabbisogno

di energia termica per il riscaldamento saranno quindi certamente affetti da errore, che

si tenterà di quantificare.

Si tenterà innanzitutto di tracciare l’andamento annuale del fabbisogno termico per

riscaldamento, fissando in fase preliminare le seguenti ipotesi:

- nel periodo compreso tra Giugno e Settembre si ipotizza che lo scambiatore

vapore/acqua sia disattivato (e che quindi il vapore prodotto in eccesso rispetto

al fabbisogno per sterilizzazione e cucine sia impiegato per il gruppo frigo ad

assorbimento);

- che nei restanti mesi tutto il vapore prodotto in eccesso rispetto al fabbisogno

per sterilizzazione e cucine sia utilizzato per alimentare lo scambiatore

33 il rendimento stagionale di una caldaia è quello effettivamente registrato durante la stagione di produzione di acqua calda: mentre il rendimento nominale tiene conto delle sole perdite termiche che si verificano durante il funzionamento in continuo alla potenza nominale, quello medio stagionale tiene conto anche delle perdite al mantello (costanti sia a bruciatore acceso che a bruciatore spento) e delle perdite al camino a bruciatore spento. Nelle moderne caldaie a condensazione specie se di tipo industriale (come quelle in analisi) le perdite al mantello sono nell’ordine dell’1% e per le perdite al camino a bruciatore spento si può arrivare a valori nell’ordine dello 0,1% (norma UNI 10348); per il calcolo del rendimento medio stagionale sarebbe però necessario almeno conoscere il fattore di intermittenza (quanto tempo viene impiegata la caldaia a bruciatore spento e quanto a bruciatore acceso) di cui non si dispone. A grandi linee l’adozione del rendimento nominale al posto di quello stagionale porterà a sovrastimare la produzione di energia termica e quindi i profili di assorbimento tra l’1 e il 10%.



vapore/acqua (ipotesi effettivamente valida, per quanto detto relativamente al

fabbisogno frigorifero, tra Novembre e Aprile);

- che le perdite di calore dovute all’impiego dei dissipatori ad aria siano

trascurabili;

- che i rendimenti siano quelli nominali34;

Nel tracciare il diagramma di Figura 26 si è inoltre ipotizzato che il consumo di gas

naturale dei generatori di vapore antecedente il Luglio 2005 possa essere stimato come

media dei valori misurati nei medesimi mesi dei due anni successivi.

Energia termica mensile per il riscaldamento

(al lordo di quella dissipata)

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

gen-

05

feb-

05

mar

-05

apr-0

5

mag

-05

giu-

05

lug-

05

ago-

05

set-0

5

ott-0

5

nov-

05

dic-

05

gen-

06

feb-

06

mar

-06

apr-0

6

mag

-06

giu-

06

lug-

06

ago-

06

set-0

6

ott-0

6

nov-

06

dic-

06

gen-

07

feb-

07

mar

-07

apr-0

7

mag

-07

giu-

07

lug-

07

ago-

07

set-0

7

ott-0

7

nov-07

dic-

07

kW

ht

me

ns

ili

0

5

10

15

20

25

30

T (

°C)

Et recupero AC cog

Et GAC

Et scambiatore vapore

Et totaleT medie mensili

Figura 26 – Andamento approssimato dell’energia termica mensile per il riscaldamento

Il grafico di Figura 26 evidenzia innanzitutto una proporzionalità inversa tra

temperature medie mensili e fabbisogno energetico complessivo per il riscaldamento.

Si può inoltre osservare che il cogeneratore è impiegato per coprire lo zoccolo del

fabbisogno termico, mentre i generatori di acqua calda a metano sono utilizzati

principalmente per coprire i picchi di richiesta termica. I due picchi negativi relativi

alla produzione di energia termica tramite cogenerazione verificatisi a Novembre 2007,

Gennaio 2007 e Marzo 2005 sono imputabili a lunghi periodi di inattività del

cogeneratore per motivi tecnici.

Si può individuare una stagione invernale in cui si raggiunge il picco del fabbisogno,

compresa tra Dicembre e Marzo, una stagione estiva (da Giugno a Settembre) in cui i

generatori di acqua calda sono praticamente disattivati (la cogenerazione copre quasi

34 98% per i generatori di acqua calda a gas naturale, 87,6% per i generatori di vapore, 46% per il cogeneratore (l’energia termica recuperata si considererà impiegata per il 43% nella produzione di vapore e per il restante 57% per la produzione di acqua calda al lordo delle dissipazioni)



interamente il fabbisogno) ed un periodo intermedio (Aprile, Maggio, Ottobre e

Novembre) caratterizzato dall’incertezza dei dati relativi al fabbisogno termico, poiché

in tale periodo una parte del vapore prodotto dal cogeneratore sarà impiegato per

alimentare il gruppo frigo ad assorbimento.

Probabilmente la dissipazione del calore prodotto dal cogeneratore è effettivamente

trascurabile nel periodo invernale (e probabilmente anche nella mezza stagione) dato il

largo impiego delle caldaie a gas naturale, mentre andrà sondata l’ipotesi che lo sia

durante il periodo estivo.

Fortunatamente si dispone dei dati relativi ad alcune giornate estive durante le quali il

cogeneratore era disattivato che permettono di effettuare una stima dell’energie

effettivamente impiegata, nella giornata media estiva, per il riscaldamento (senza

rischiare di considerare di conteggiare anche le dissipazioni); inoltre quando il

cogeneratore è spento, come spiegato precedentemente, anche l’ipotesi che lo

scambiatore vapore/acqua sia disattivato diviene più plausibile.

L’andamento medio dell’assorbimento termico riportato nel grafico di Figura 27 è stato

calcolato mediando i dati relativi a giorni di Martedì, Mercoledì, Giovedì e Venerdì,

mentre per il Sabato la Domenica e il Lunedì si sono mediati solo i dati relativi ad ogni

singolo giorno settimanale35 in modo da individuare un eventuale riduzione dei

consumi nel fine settimana analoga a quella osservata per l’energia elettrica o il vapore:

in effetti si assiste ad una lieve riduzione della richiesta di calore, ma il campione di

dati è troppo esiguo per arrivare a conclusioni certe. Si osserva tra l’altro una grande

variabilità dei dati campione, correlati probabilmente, più che al giorno della settimana,

alle condizioni termo-igrometriche e quindi alla quantità di energia termica richiesta

per il post-riscaldo.

35 l’energia termica prodotta in ogni giornata è stata calcolata a partire dai dati relativi al consumo di metano dalle ore 12 del giorno precedente alle 12 del giorno stesso, per cui i dati che si riferiscono al Lunedì tengono conto dei consumi della Domenica pomeriggio.



Energia termica richiesta in alcuni periodi estivi

(cogeneratore spento)

0

5000

10000

15000

20000

25000

Mar

tedì

Mer

cole

dì

Gio

vedì

Ven

erdì

Sab

ato

Dom

enica

Lune

dì

kW

ht

17-22 Ago '05

23-26 Ago '05

3-5 Sett '05

21-23 Luglio '07

27-30 Luglio '07

5-6 Giu '06

media estiva

Figura 27

Se si osserva il grafico di Figura 28 ottenuto grazie ai dati relativi ad un altro periodo in

cui il cogeneratore era disattivato, si può osservare come il fabbisogno di calore non

sembri in alcun modo correlato al giorno della settimana, mentre è vistosa la relazione

con la temperatura media giornaliera.

Energia giornaliera per produzione di acqua calda

(Novembre 2007- cogeneratore spento)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

kW

ht/

gg

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

T (

°C)

E termica totale

Et scambiatore VAP/acqua

T media giornaliera

Figura 28

Poiché durante l’estate il fabbisogno di calore è legato alla produzione di acqua calda

sanitaria e all’alimento delle batterie per il post-riscaldo delle UTA mentre durante

l’inverno serve anche e soprattutto per il riscaldamento degli ambienti, si può

ipotizzare che la riduzione del fabbisogno del fine settimana estivo sia legata alla

riduzione della richiesta di acqua calda sanitaria.



Purtroppo non vi è modo di arrivare ad un calcolo preciso della quantità di acqua calda

sanitaria richiesta dall’utenza; facendo affidamento ai dati riportati in letteratura si può

ipotizzare che i consumi giornalieri di acqua calda siano quelli riportati in Tabella 7.

STIMA DEI CONSUMI DI ACQUA CALDA SANTARIA36

degenti personale

consumo giornaliero medio a persona (l) 60 20

consumo giornaliero massimo a persona (l) 100 40

persone mediamente presenti 600 1000

consumo totale medio 56000

consumo totale massimo 100000

Tabella 7

Per una verifica dell’ordine di grandezza della stima effettuata si dispone di letture

giornaliere relative al contatore dell’acqua potabile: durante il periodo invernale il

consumo giornaliero dell’ospedale si aggira sui 190.000 l/gg mentre in estate raggiunge

i 290.000 l/gg37 (il maggior consumo di acqua è imputabile al funzionamento delle

torri evaporative che richiedono da 80.000 a 120.000 litri al giorno a seconda che si

impieghino i gruppi frigo a compressione o anche quello ad assorbimento38): i valori

stimati per il consumo di acqua calda sanitaria possono quindi essere ritenuti

abbastanza attendibili.

Per riscaldare da 15°C39 a 45°C 100.000 l d’acqua occorrono circa 3500 kWh per cui la

produzione di acqua calda sanitaria influenzerà in misura minima il fabbisogno di

energia termica per il riscaldamento40, specialmente in inverno (il minor fabbisogno

termico del fine settimana estivo può essere parzialmente imputato alla minor richiesta

di acqua calda, ma difficilmente solo a questo, essendo la differenza con i giorni

lavorativi pari a 4000 kWh).

Sempre secondo dati da letteratura41, il periodo di punta in strutture ospedaliere è pari a

circa 4 ore ed in esse si concentra quasi l’intero fabbisogno giornaliero (generalmente

si assiste ad un picco tra le 9 e le 12 ed ad uno meno prolungato verso le ore 15).

36 dati sui consumi ripresi dal “manuale dell’ingegnere civile ed ambientale” Zanichelli; per la stima del consumo medio del personale che lavora nella struttura si è adottato il dato relativo ai consumi degli impiegati in uffici. 37 L’acqua proveniente dall’acquedotto è impiegata principalmente per i bagni dell’ospedale (ad esclusione degli sciacquoni dei WC che impiegano acqua pluviale, di pozzo o di rifiuto della centrale termica), per le cucine e le lavanderie, per la produzione di acqua addolcita (per il reintegro degli impianti della centrale termica, per le torri evaporative e per la produzione di acqua osmotizzata). 38 valori calcolati impiegando i profili di assorbimento per il fabbisogno di refrigerazione con le modalità descritte più avanti 39 in realtà la temperatura dell’acqua sarà maggiore in estate e minore in inverno. 40 al massimo la produzione di ACS inciderà per circa un quinto nel fabbisogno termico giornaliero. 41“Manuale dell’ingegnere civile ed ambientale” Zanichelli



L’andamento orario della richiesta di calore per il post-riscaldo è invece correlato alla

quantità di aria trattata dalle UTA ed è quindi connesso all’andamento orario del

fabbisogno di refrigerazione; tuttavia il fabbisogno termico legato al post-riscaldo

rimane costante all’interno di un certo intervallo di temperatura ed umidità dell’aria da

trattare, come evidenziato in Figura 29, che riporta in un diagramma psicometrico le

trasformazioni (ipotizzate) subite dall’aria durante il condizionamento notturno ed

giornaliero estivo il grafico è stato tracciato considerando i dati medi rilevati per la

temperatura e l’umidità dell’aria dalla stazione meteorologica di Viareggio42 tra il

31/07/2008 e il 5/08/200843 ed ipotizzando che le UTA trattino una miscela di aria

prelevata in parte dall’ambiente esterno ed in parte da quello interno e la immettano ad

una temperatura di circa 5°C inferiore a quella interna.

Figura 29 – Diagramma psicometrico con trasformazioni relative al condizionamento estivo

effettuato nelle ore notturne e diurne.

42 Latitudine 43° 50'N Longitudine 10°14'E Altezza s.l.m 2 m; le rilevazioni sono effettuate estremamente vicino al mare, e questo influenza senza dubbio le condizioni idrometriche dell’aria, che non saranno perfettamente uguali a quelle riscontrate presso l’ospedale della Versilia (distante diverse centinaia di metri dal mare). 43 si è ipotizzato che i dati fossero abbastanza rappresentativi di quanto normalmente avviene in estate poiché l’andamento di umidità e temperatura era analogo in tutti i giorni del campione: durante la notte si registra un massimo dell’umidità ed un minimo della temperatura, poi la temperatura sale fino a raggiungere un picco verso le 13 e le 15 e l’umidità scende fino a raggiungere un minimo nelle medesime ore. Tale andamento dell’umidità, inversamente proporzionale alla temperatura, appare alquanto insolito ed è probabilmente legato a particolari caratteristiche del microclima locale.



Dal diagramma non è possibile trarre valutazioni quantitative (data l’incertezza sui dati

rappresentati) ma appare evidente che molto probabilmente vi sarà bisogno del

postriscaldo nell’arco dell’intera giornata e che sicuramente esso sarà direttamente

proporzionale solo alla quantità di aria trattata. Il diagramma mostra inoltre che

l’energia frigorifera richiesta per trattare la medesima quantità d’aria varia poco tra

giorno e notte, per cui si può ipotizzare che l’andamento orario del fabbisogno termico

per il post riscaldo sia simile a quello individuato per il fabbisogno di raffrescamento.

Per valutare la quantità di calore dissipato dal circuito di raffreddamento del

cogeneratore si può ipotizzare che l’energia termica richiesta giornalmente in estate sia

pari alla media calcolata sui dati riportati nel grafico di Figura 27, ossia 13360

kWht/gg; si può quindi calcolare la differenza tra l’energia termica prodotta (stimata

secondo le ipotesi che hanno permesso la costruzione del grafico di Figura 26) e quella

ottenuta moltiplicando il fabbisogno giornaliero per i giorni del mese (

Tabella 8): dai calcoli risulta che il 30% del calore del circuito di raffreddamento del

cogeneratore viene dissipato in estate (tale stima è realistica secondo le testimonianze

dei tecnici che conducono l’impianto), mentre nelle altre stagioni le dissipazioni

dovrebbero essere effettivamente trascurabili; è tuttavia possibile soltanto affermare

con certezza che durante i mesi estivi il fabbisogno di energia termica è compreso tra

4.090 kWht/gg (caso in cui l’intera energia termica del circuito di raffreddamento sia

dissipata e o scambiatore acqua/vapore sia sempre spento) e 30.960 kWht/gg (caso in

cui le dissipazioni siano nulle e il gruppo frigorifero ad assorbimento sia sempre

spento); il valore 13.360 kWht/gg rappresenta comunque una stima di massima

abbastanza attendibile.

MESE Et dissipata in percentuale su Qcog/ACR lug-05 130.184 27,4%

ago-05 290.677 77,4%

set-05 187.393 51,0%

giu-06 67.650 18,3%

lug-06 159.671 35,1%

ago-06 267.381 50,7%

set-06 125.984 25,2%

giu-07 114.598 25,1%

lug-07 280 0,1%

ago-07 -5.362 -1,7%

set-07 186.501 36,6%

MEDIA 31,4%

Tabella 8 – stima dell’energia termica dissipata dal circuito di raffreddamento del cogeneratore

durante i mesi estivi



Per il periodo invernale, il fabbisogno giornaliero può invece essere stimato pari a

quello ottenibile dalla media dei valori medi dei mesi invernali tra 2005 e 2007, ossia

56.912 kWht/gg44.

Per la mezza stagione si può calcolare la media sui dati riportati nel grafico di Figura

26, pari a 48.552 kWht/gg tenendo conto però che essa può essere sovrastimata di

circa il 15% poiché per il calcolo si è ipotizzato che tutto il vapore prodotto in eccesso

rispetto al fabbisogno per sterilizzazione e cucine sia utilizzato anche nei mesi di

Maggio ed Ottobre per alimentare lo scambiatore vapore/acqua (mentre in tali mesi

sussiste ancora del fabbisogno frigorifero).

Non disponendo di dati orari per ricavare i profili orari di assorbimento per il

fabbisogno termico, si è deciso di impiegare profili di assorbimento da letteratura

(riportati nel precedente capitolo) e le costatazioni fin qui effettuate per disegnarli.

Per quanto riguarda l’assorbimento estivo, i profili da letteratura sembrano poco adatti

a descrivere l’utenza dell’ospedale in analisi, poiché trascurano (o sottovalutano) il

calore necessario per il post-riscaldo dell’aria.

Si è perciò deciso di tracciare un diagramma ipotetico per il post riscaldo (riportato in

Figura 30) basato sulle considerazioni fatte a proposito del diagramma psicometrico di

Figura 29, e quindi caratterizzato da un andamento analogo a quello del profilo di

assorbimento frigorifero; al post-riscaldo saranno imputati quattro quinti del

fabbisogno termico estivo. Il restante quinto sarà invece dovuto al riscaldamento

dell’acqua calda sanitaria, per cui si è adottato un profilo ripreso da letteratura45 che

rispettava le osservazioni precedentemente effettuate.

44 le temperature dei mesi campione sono peraltro in linea con le medie storiche registrate a Viareggio (inferiori di pochi decimi di grado Centigrado) per cui la stima risulta abbastanza attendibile (dati storici da: “Profilo climatico dell’Italia”edito dall’ENEA). 45 “Valutazioni tecnico-economiche sulla gestione del servizio energie e della cogenerazione in un complesso ospedaliero” - Roberto Loschi - Azienda ospedaliera Bolognini Seriate (BG)



Profilo di assorbimento termico estivo

(ipotizzato)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ora del giorno

kW

ht

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

kW

hf

assorbimento post riscaldo (kWth)assorbimento ACS (kWht)fabb. termico estivo tot (kWht)assorbimento frigorifero (kWhf)

Figura 30

Il profilo risultante dalla somma dei due (Figura 30) mostra un fabbisogno termico

estivo concentrato maggiormente nelle ore diurne, che si riduce di circa un terzo

durante quelle notturne; si considererà valido tale profilo per i mesi compresi tra

Giugno e Settembre (inclusi).

Per l’assorbimento termico invernale (Dicembre-Marzo), si può invece adottare un

profilo da letteratura46 ponendo il consumo complessivo pari a 56.912 kWht/gg (come

precedentemente ipotizzato); per i mesi di Ottobre, Novembre, Aprile e Maggio si

adotterà pure un profilo tratto da letteratura47 ponendo il consumo complessivo pari a

48.552 kWht/gg; i profili così ottenuti sono riportati in Figura 31.

46 si utilizzerà il profilo per utenza ospedaliera tratto dalla tesi “La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario. Sviluppo di uno strumento per l'analisi di fattibilità tecnico-economica” - Attala,L., 2001, Università degli studi di Firenze, Dipartimento di energetica” Sergio Stecco”; i profili invernali presenti in letteratura per le utenze ospedaliere sono abbastanza piatti per cui l’adozione di uno e di un altro non incide sul funzionamento del cogeneratore nel caso in cui questo sia dimensionato per coprire lo zoccolo dei consumi termici (come nel caso in questione) dato che durante l’inverno può essere tenuto costantemente acceso e che i picchi del fabbisogno termico sono coperti dai generatori di acqua calda. 47 stessa fonte indicata nella nota precedente.



Profili di assorbimento giornaliero di energia termica

(ipotizzati)

0 kW

250 kW

500 kW

750 kW

1.000 kW

1.250 kW

1.500 kW

1.750 kW

2.000 kW

2.250 kW

2.500 kW

2.750 kW

3.000 kW

3.250 kW

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ora

kW

he

me

di o

rari

invernale

estivo

mezza stagione

Figura 31

4.3 Criteri di utilizzo e di progettazione dell’impianto di

trigenerazione

4.3.1 Osservazioni sul dimensionamento e l’impiego del cogeneratore

Da quanto emerso fin’ora e dai grafici di Figura 32, Figura 33 e Figura 34 è possibile

dedurre che il cogeneratore è stato dimensionato per coprire lo zoccolo del fabbisogno

di energia elettrica; contemporaneamente i progettisti hanno fatto in modo che la

maggior quantità possibile del calore prodotto dal cogeneratore potesse essere

impiegata per sopperire agli altri fabbisogni dell’ospedale, lasciando peraltro ampia

libertà di scelta sui criteri gestionali dell’impianto.

Andamento mensile consumi energia elettrica 2005-2007

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

gen-

05

feb-

05

mar

-05

apr-0

5

mag

-05

giu-

05

lug-

05

ago-

05

set-0

5

ott-0

5

nov-

05

dic-

05

gen-

06

feb-

06

mar

-06

apr-0

6

mag

-06

giu-

06

lug-

06

ago-

06

set-0

6

ott-0

6

nov-

06

dic-

06

gen-

07

feb-

07

mar

-07

apr-0

7

mag

-07

giu-

07

lug-

07

ago-

07

set-0

7

ott-0

7

nov-

07

dic-

07

Kw

he

consumi elettricienergia autoprodottaEnergia producibile

Figura 32



Produzione di energia elettrica da cogenerazione 2005

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

22/06/2005 07/07/2005 22/07/2005 06/08/2005 21/08/2005 05/09/2005 20/09/2005 05/10/2005 20/10/2005 04/11/2005 19/11/2005 04/12/2005 19/12/2005

Kw

he

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Nm

c g

as n

atu

rale

energia autoprodotta stimata

Energia producibile

consumo combustibile cogeneratore

massimo consumo combustibile

Figura 33 – produzione di energia elettrica da cogenerazione tra Giugno e Dicembre 2005

Produzione di energia elettrica da cogenerazione 2006

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

01/0

1/200

6

16/0

1/200

6

31/0

1/200

6

15/0

2/200

6

02/0

3/200

6

17/0

3/200

6

01/0

4/200

6

16/0

4/200

6

01/0

5/200

6

16/0

5/200

6

31/0

5/200

6

15/0

6/200

6

30/0

6/200

6

15/0

7/200

6

30/0

7/200

6

14/0

8/200

6

29/0

8/200

6

13/0

9/200

6

28/0

9/200

6

13/1

0/200

6

28/1

0/200

6

12/1

1/200

6

27/1

1/200

6

12/1

2/200

6

27/1

2/200

6

Kw

he

energia autoprodotta

Energia producibile

Figura 34

Fino alla fine del 2005 la strategia di gestione si avvicinava probabilmente a quella

dell’inseguimento elettrico, dato che non risulta che dell’energia elettrica sia stata

ceduta alla rete e che una quantità rilevante di energia termica, secondo le stime

effettuate, veniva dissipata in estate.

Durante le ore notturne invernali la potenza elettrica richiesta dall’ospedale è inferiore

a quella prodotta con il cogeneratore per cui probabilmente questo veniva impiegato in

regolazione (è ipotizzabile per 6 ore notturne una regolazione pari a circa 80% nei

giorni lavorativi): il grafico di Figura 33 evidenzia invece come la quantità di energia

autoprodotta, stimata nel 2005 unicamente a partire dai consumi di metano del

cogeneratore, coincida anche in numerose giornate di Dicembre e Novembre con quella

massima producibile tenendo il cogeneratore acceso tutto il giorno; d’altra parte i

consumi di gas naturale del cogeneratore sono in alcuni giorni superiori a quelli

massimi stimabili facendolo funzionare a pieno carico per 24 ore. Probabilmente

questo è spiegabile supponendo che le letture del contatore del gas naturale non siano

effettuate tutti i giorni alla stessa ora precisa (per cui in alcuni giorni vengono



contabilizzati anche i Nmc consumati nel giorno precedente e viceversa). Inoltre il

rendimento elettrico in regolazione potrebbe essere un po’ più basso di quello stimato.

Negli anni 2006 e 2007, con l’entrata in vigore del ritiro dedicato (introdotto dalla

delibera AEEG 34/05), è stato possibile per i gestori dell’impianto vendere senza

difficoltà le eccedenze della produzione elettrica, ed è quindi cambiata anche la

strategia di gestione dell’impianto di cogenerazione, che è libero di funzionare

ininterrottamente a pieno carico (nei limiti della convenienza economica). Bisogna

d’altra parte notare che durante l’estate 2007 la strategia utilizzata sembrerebbe

avvicinarsi di più a quella dell’inseguimento termico considerando la riduzione delle

dissipazioni stimate (come evidenziato in Tabella 8).

Per quanto riguarda la disponibilità del cogeneratore, secondo i dati riportati in Tabella

9 questa risulta inferiore a quanto ci si aspetterebbe secondo la letteratura in materia,

che per la taglia in questione riportano valori compresi tra poco meno del 90% e poco

più del 95%48; è possibile che il cogeneratore dell’ospedale sia stato negli ultimi anni

fermo più che nei precedenti; in particolare nel 2007 è stato sottoposto a revisione

generale49 (poiché erano state superate le 3000 ore di funzionamento) costringendo ad

un fermo di circa 40 giorni consecutivi (difatti il 2007 alza la media delle ore di fermo).

Inoltre la letteratura probabilmente ignora la poca prontezza con cui i tecnici

intervengono nelle riparazioni e il fermo causato da guasti a macchine o

apparecchiature accessorie al cogeneratore.

2005 2006 2007 MEDIA

Giorni di fermo del cogeneratore 49 30 64 48

Giorni di fermo parziale 36 32 51 40

Ore di fermo sul totale annuale50 18,4% 12,6% 24,5% 18,5%

Ore di funzionamento sul totale annuale 81,6% 87,4% 75,5% 81,5%

Energie elettrica prodotta sul totale producibile51 73,3% 82,7% 71,3% 75,7%

Tabella 9 – disponibilità del cogeneratore

48 Tesi “Soluzioni impiantistiche avanzate applicate ad impianti di cogenerazione” di F. Vanni, 2005, Facoltà di Ingegneria dell’Università degli Studi di Firenze; relazione AEEG: “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita per l’anno 2005”, 18/12/2007. 49 in generale si effettua, a secondo del della velocità del motore:

- una manutenzione di routine ogni 500-2.000 ore di funzionamento, con ispezioni, regolazioni, sostituzioni periodiche olio, filtri, refrigerante, candele;

- una revisione maggiore ogni 8.000 -30.000 ore di funzionamento, con ripristino testata e turbocompressore;

- una revisione generale oltre le 30.000 ore di funzionamento, con sostituzione pistoni e ispezione (ed eventuale sostituzione) di albero a gomiti, cuscinetti, guarnizioni di tenuta dell’olio.

50 per effettuare il calcolo è stato ipotizzato per i giorni di fermo parziale il funzionamento per metà giornata. 51 l’energia elettrica producibile facendo funzionare il cogeneratore a pieno regime per tutte le ore dell’anno sarebbe pari a 8.760.000 kWh/anno.



4.3.1 Osservazioni sull’impiego del cogeneratore con dissipazione di calore

Al contrario di quello che si potrebbe pensare, dissipare il calore prodotto in eccesso

dal cogeneratore può essere una scelta conveniente sia dal punto di vista economico

che da quello del risparmio energetico: per provarlo è possibile calcolare l’indice IRE

(si adotterà in questo caso l’indice IREmod presentato nel Capitolo 2 paragrafo 3 in

modo da poter calcolare anche la quantità di certificati bianchi ottenibili) e il costo

specifico netto dell’energia cogenerata in funzione della percentuale di dissipazione

termica. Trascurando per semplicità l’impiego di una parte del calore prodotto per la

produzione di raffrescamento e ipotizzando che l’energia elettrica prodotta sia

interamente auto-consumata, si è tracciato il grafico di Figura 35, che mostra la

presenza di risparmio energetico fino a livelli di dissipazione superiori al 70% del

calore prodotto52; supponendo un maggior rendimento delle caldaie sostitutive al

cogeneratore evidentemente il risparmio energetico si riduce (ma in maniera

leggermente meno evidente per alti livelli di dissipazione); nello stesso modo, se il

calore refluo del cogeneratore sarà impiegato per la produzione di vapore anziché di

acqua calda, il risparmio energetico si avvicinerà a quello evidenziato dalla retta bordò

e sarà perciò maggiore (il rendimento dei generatori di vapore è pari al circa l’87%

mentre le caldaie per la produzione di acqua calda possono raggiungere rendimenti più

elevati).

Risparmio energetico in funzione

della dissipazione termica

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80

dissipazione termica

Ris

pa

rmio

su

Ep

c

rendimento caldaiesostitutive 0,98

rendimento caldaiesostitutive 0,87

Figura 35

52 Per il calcolo del risparmio energetico si sono impiegati i fattori di conversione di energia elettrica in energia primaria validi prima della delibera EEN 3/08, dato che l’analisi energetica effettuata in questo capitolo si riferisce ai dati degli ultimi anni.



La presenza di risparmio energetico secondo la formula dell’IREmod anche per così

bassi livelli di recupero termico è spiegabile considerando che il rendimento elettrico

del cogeneratore si avvicina al valore del rendimento elettrico di riferimento per la

generazione separata di energia elettrica (0,42%53).

Nel caso l’energia elettrica sia immessa in rete, il rendimento elettrico di riferimento da

adottare per la generazione separata di energia elettrica era fino al luglio 2008 pari al

0,58% comportando la necessità di recuperare una quantità di calore maggiore per

ottenere lo stesso risparmio energetico: come visto nel Capitolo 2 l’AEEG ha

attualmente stabilito54 di adottare per la produzione di energia elettrica da immettere

nella rete lo stesso fattore di conversione impiegato per quella auto consumata, pari al

46%.

Il costo specifico netto dell’energia elettrica cogenerata permette di evidenziare se è

economicamente conveniente sfruttare il cogeneratore: rappresenta il costo sostenuto

per produrre un kWhe con il cogeneratore sottratto del valore dei kWht prodotti

contemporaneamente (e utilizzati). Se il prezzo del kWhe prelevato dalla rete (o

immesso) sarà maggiore del costo di quello prodotto allora converrà far funzionare il

cogeneratore, altrimenti no. Per calcolare il costo specifico (si è considerato il costo

del’energia elettrica al netto delle imposte sul consumo) si è impiegata l’Equazione 11:

olionemanutenziocombSNSN CCCConsC ++⋅= [Equazione 11]

dove:

- ConsSN è il consumo specifico netto di combustibile (si veda Equazione 5 del

Capitolo 1) espresso in Nmc/kWhe

- Ccomb è il costo del combustibile comprensivo delle imposte55 impiegato dal

cogeneratore in €/Nmc

- Cmanutenzione è il costo della manutenzione del cogeneratore pari a circa 0,011 €/

kWhe56

- Colio è il costo dell’olio per il cogeneratore pari a circa 0,001 €/ kWhe57

53 ricavabile dal fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria, fissato dall’AEEG (si è impiegato il fattore di conversione valido prima dell’entrata in vigore della delibera EEN 3/08). 54 con la delibera EEN 3/08 55 si è considerato il costo del metano e il valore delle imposte ad inizio 2008. 56il costo di un contratto di manutenzione full service fino a 60000 ore di esercizio relativo al solo motore endotermico per un cogeneratore JMS 320 GS è pari a 0,92 c€/kWhe; fonte: atti del seminario “cogenerazione e trigenerazione con motori endotermici in applicazioni industriali” tenuto a Vicenza il 12 Magio 2005 da G. Gavioli. 57 il costo dell’olio è stato stimato intorno a 3 €/Kg (stessa fonte indicata nella nota precedente).



Il grafico di Figura 36 illustra i risultati della formula per vari livelli di dissipazione

termica; le linee tratteggiate rappresentano il costo dell’energia elettrica autoprodotta

detratto del ricavo della vendita di eventuali certificati bianchi58.

Costo specifico netto

dell'energia elettrica cogenerata

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80dissipazione termica

€/M

Wh

e rendimento caldaie

sostitutive 0,98

con vendita certificati

bianchi (rend 0,98)

rendimento caldaie

sostitutive 0,87

con vendita certificati

bianchi (rend 0,87)

Figura 36

Il grafico di Figura 37 riporta il prezzo medio registrato nell’anno 2007 nella borsa

dell’energia elettrica: confrontando tali prezzi con i costi del grafico precedente, si può

affermare che la vendita dell’energia elettrica prodotta in eccesso è quasi sempre

conveniente, anche a costo di dissipare una parte del calore prodotto. L’eccedenza di

energia elettrica si verificherà tuttavia solo quando i consumi dell’ospedale sono

minori, in particolare nelle ore notturne e nel fine settimana del periodo invernale,

quando il prezzo dell’energia elettrica è minore, ma tuttavia sufficiente a ripagare i

costi di produzione.

58 il valore dei certificati bianchi è stato considerato pari a quello medio riportato in Tabella 5 del Capitolo 2.



Prezzo medio di vendita dell'energia elettrica

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora del giorno

€/M

W

giorno lavorativo

inverno

lavorativo estate

lavorativo mezza

stagione

festivo mezza

stagione

festivo invernale

festivo estivo

Figura 3759

Risulterà assai conveniente anche la produzione per soddisfare i propri consumi, dato

che il costo del MWh prodotto può essere confrontato con quello del MWh acquistato

nell’ambito del contratto di fornitura dell’energia elettrica all’ospedale della Versilia

(al lordo dell’IVA calcolata sul prezzo comprensivo di accisa, ma al netto dell’accisa60)

pari a circa 82,5 € nelle ore in fascia bassa e 146,9 € in quelle di fascia alta, in cui si

hanno anche i maggiori consumi elettrici dell’utenza.

Il massimo risparmio economico possibile non dipende semplicemente dal costo

specifico netto dell’energia elettrica cogenerata, bensì anche dalla quantità di energia

prodotta, da cui dipende pure il livello di dissipazione termica; la relazione che lega

energia prodotta e dissipazione dipende dai valori orari delle curve di assorbimento

termico e del vapore (ipotizzando l’assenza del gruppo frigo ad assorbimento); a titolo

d’esempio si riporta la funzione relativa ad alcune ore della giornata lavorativa estiva

(più le ore 7 di una giornata estiva festiva, caratterizzate dal massimo valore della

dissipazione) nel grafico di Figura 38. Si noterà che, superata una certa soglia, l’energia

dissipata cresce con la regolazione.

59 I valori rappresentati nel grafico di Figura 37 sono stati estrapolati dai grafici di Figura 6 e 7 del Capitolo 2 60 il costo specifico netto dell’energia elettrica cogenerata è infatti al netto del’accisa (che è dovuta) e non comprensivo dell’IVA, che non è dovuta.



Dissipazione termica in funzione

della regolazione del cogeneratore

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0% 20% 40% 60% 80% 100%Regolazione

Dis

sip

azio

ne

Ore 5 Lavorativo

Ore 12 Lavorativo

Ore 18 Lavorativo

Ore 7 Festivo

Figura 38

Il grafico di Figura 39 riporta, per le medesime ore di una giornata estiva, il risparmio

economico in funzione della regolazione del cogeneratore: è stato ottenuto supponendo

che tutta l’energia elettrica prodotta sia auto-consumata, tramite l’Equazione 12:

)(max SNEe CCREeRisparmio −⋅⋅= [Equazione 12]

dove:

- CEe è il costo dell’energia elettrica della rete all’ora in questione espressa in

€/kWhe

- CSN è il costo specifico netto dell’energia elettrica cogenerata (si è presa come

riferimento la funzione relativa a caldaie con rendimento 0,9861), che è in

funzione della dissipazione termica e quindi della regolazione

- R è la regolazione del cogeneratore

- Eemax è l’energia elettrica fornita dal cogeneratore in assenza di regolazione (si è

assunto per semplicità che il rendimento elettrico rimanga costate

indipendentemente dal grado di regolazione)

61 per precisione si dovrebbe prendere il costo specifico netto dell’energia elettrica calcolato come media pesata tra il rendimento stagionale medio dei generatori di vapore (inferiore a 0,87) e quello delle caldaie per la produzione di acqua calda (inferiore a 0,98) tenendo conto della percentuale di energia termica utile del cogeneratore che va ad alimentare il circuito per la produzione di vapore e di quella che viene invece impiegata per la produzione di acqua calda (le percentuali dovrebbero essere impiegate come peso).



Il risparmio economico raggiunge un massimo per poi declinare: quello è il punto

di ottimo a cui conviene far funzionare il cogeneratore; nelle ore in cui il costo

dell’energia elettrica più elevato (ore 12, e 18 del giorno lavorativo), il risparmio

continua però ad aumentare fino ad una regolazione pari al 100%.

Risparmio economico in funzione

della regolazione del cogeneratore

0

20

40

60

80

100

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Regolazione cogeneratore

€ d

i ri

sp

arm

io

Ore 5 Lav

Ore 12 Lav

Ore 18 Lav

Ore 9 Fest

Figura 39

La dissipazione avrà luogo, come già evidenziato, in estate; durante la mezza stagione e

ancor più nella stagione invernale la massima potenza termica del cogeneratore (pari a

1230 kWt) è inferiore a quella minima richiesta secondo i profili di assorbimento, per

cui le curve relative al risparmio economico assumeranno un aspetto lineare in quanto

il costo specifico netto dell’energia cogenerata sarà costante indipendentemente dalla

regolazione del cogeneratore; si avrà perciò che ogni qualvolta CSN<CEe, risulterà

conveniente produrre la massima quantità possibile di energia elettrica (regolazione del

cogeneratore al 100%). Se invece si intende vendere una frazione x dell’energia

elettrica prodotta (posto CEeV il prezzo per l’energia elettrica venduta e CEeA quello

dell’energia acquistata) l’Equazione 12 diventa la seguente:

[ ]))(1()(max SNAEeSNVEe CCxCCxREeRisparmio −−+−⋅⋅⋅= [Equazione 13].

Per quanto riguarda il risparmio energetico, anche in questo caso durante la stagione

estiva (con dissipazioni) si otterranno delle curve simili a quelle per il risparmio

economico caratterizzate da un punto di massimo62 (che in generale non coinciderà con

62 questo perché il risparmio energetico complessivo orario può essere calcolato moltiplicando l’energia primaria consumata dal cogeneratore, per la regolazione percentuale del cogeneratore, per il risparmio energetico sull’energia primaria del combustibile (che è funzione della dissipazione come visibile nel grafico di Figura 35)



quello del massimo risparmio economico), mentre in assenza di dissipazioni

l’andamento sarà crescente con la quantità di energia cogenerata.

4.3.1 Criteri di utilizzo e di dimensionamento del gruppo frigo ad

assorbimento

Il funzionamento del gruppo frigorifero ad assorbimento (GFA) non è di per sé

conveniente: si può facilmente stimare il prezzo dell’energia elettrica per cui il gruppo

ad assorbimento alimentato tramite i generatori di vapore (con rendimento termico pari

a 0,87) diventa competitivo con i gruppi a compressione (GFC), tramite la seguente

espressione:

GFAGV

GFCcomb

GFA

GFCEt

EeCOPHCI

COPC

COP

COPCC

⋅⋅

⋅⋅=

⋅>

η

360063 [Equazione 14]

dove CEt è pari a al costo dell’energia termica posta pari al costo del combustibile

(comprensivo delle imposte) necessario per produrre un kWht.

Se il COP del gruppo frigo a compressione è posto pari a 5,7 e il COP del gruppi frigo

ad assorbimento è posto pari a 1,2, l’impiego del secondo diviene conveniente solo per

un costo dell’elettricità superiore a 0,32 €/kWhe, ossia mai nelle attuali condizioni di

mercato. Questo calcolo peraltro non tiene conto dei costi per la dissipazione del calore

tramite le torri evaporative: il GFA deve dissipare tramite la torre evaporativa 1,2 kWht

in più rispetto a un GFC per ogni kWhf prodotto; riferendosi ai dati riportati in

Tabella 5, questo significa che il GFA necessita di ulteriori 0,022 kWhe per ogni kWhf

prodotto, a cui va aggiunto l’assorbimento elettrico dei motori interni al GFA (0,009

Kwhe per ogni Kwhf). In tal modo si ottiene che l’impiego del gruppo frigo ad

assorbimento diviene conveniente solo se il costo dell’elettricità, comprensivo delle

imposte, supera gli 0,393 €/kWhe.

Si dovrebbe in realtà tener conto anche dei costi di manutenzione e del costo dell’acqua

che evapora in più: per dissipare 1,2 kWht sono necessari circa 1,73 litri di acqua64, e

63 l’espressione deriva dal confronto tra il costo del kWhf prodotto tramite GFC il costo del kWhf prodotto dal GFA secondo la seguente espressione :

GFA

Et

GFC

Ee

COP

C

COP

C>

64 per il calcolo è sufficiente trasformare l’energia termica espressa in kWht in kJ moltiplicando per 3600 e quindi dividere il risultato ottenuto per 2500 kJ/litro che è circa l’energia necessaria per l’evaporazione dell’acqua a pressione atmosferica e alla temperatura di esercizio. Si dovrebbe poi considerare un ulteriore 2% di consumo su quello calcolato dovuto al trascinamento delle gocce d’acqua e allo spurgo periodico delle torre evaporative.



quindi considerando un costo per l’acqua addolcita pari a 0,0005 €/litro, si ottiene un

ulteriore costo di 0,00086 €/ kWhf, trascurabile però rispetto alle altre spese.

Neanche dal punto di vista del risparmio energetico il gruppo frigo ad assorbimento

alimentato tramite generatore di vapore è conveniente: ciò può essere dimostrato

impiegando la formula dell’IREmod (Equazione 5 del Capitolo 2) opportunamente

corretta per tener conto dell’assenza di produzione di calore ed energia elettrica

(Equazione 15):

fR

E

GV

GFA

f

COP

EPf

EPcIRE

ε

η−=−= 11mod [Equazione 15]

dove εfR è assunta pari al COP del gruppo frigo a compressione (5,7) da utilizzare in

alternativa al GFA; il valore di IREmod risulta negativo (più precisamente pari a -1,3) e

quindi l’impiego di un gruppo frigo a compressione al posto di quello ad assorbimento

permetterebbe un certo risparmio di energia primaria (ancor più vero se si considera

che il nuovo GFC acquistato dall’ospedale della Versilia ha un COP pari a 6,165).

Quando è allora che il gruppo frigorifero ad assorbimento può essere utilizzato?

Attribuendo all’energia frigorifera un costo pari a quello dell’energia elettrica

consumata per la sua produzione con un GFC si può calcolare quando conviene

utilizzare il GFA; la Tabella 10 mostra che il costo di un kWhf prodotto con GFC si

mantiene, indipendentemente dalla fascia oraria, inferiore al costo del kWht prodotto

sia con i generatori di vapore che con le caldaie a condensazione per la produzione di

acqua calda: da ciò deriva che conviene sempre impiegare il calore prodotto dal

cogeneratore dando la precedenza alla produzione di vapore e quindi a quella di acqua

calda. Converrà quindi utilizzare il gruppo frigo ad assorbimento solo quando sarà

possibile alimentarlo mediante calore refluo del cogeneratore che altrimenti sarebbe

dissipato.

Il costo del kWhf “prodotto con GFC detratto delle spese ulteriori dovute al GFA”

tiene conto dei costi dovuti agli ulteriori consumi elettrici di un GF ad assorbimento

rispetto a quello a compressione (rappresenta quindi il valore reale di un kWhf prodotto

con il GFA).

65 se εfR è assunta pari a 6,1 IREmod risulta pari a -1,46.



costo di un kWhf (€/kWhf)

fascia alta fascia bassa

prodotto con GFC (COP 5,6)66

0,029 0,017 prodotto con GFC (COP 5,6) detratto spese ulteriori GFA 0,024 0,014

costo di un kWht (€/kWht)

prodotto con η=0,98 0,062

prodotto con η=0,87 0,070 Tabella 10

Per quantificare il risparmio generato dall’impiego del GFA si può modificare

l’Equazione 12 ottenendo la formula seguente (Equazione 16):

EfGFADissDissVAPSNEe CCOPppREtCCREeRisparmio ⋅⋅⋅⋅⋅+−⋅⋅= /maxmax )(

[Equazione 16]

dove:

- Etmax è l’energia termica fornita dal cogeneratore in assenza di regolazione (si è

assunto per semplicità che il rendimento termico rimanga costate

indipendentemente dal grado di regolazione)

- CEf è il costo dell’energia frigorifera all’ora in questione espressa in €/kWhf

- pVAP/Diss è la percentuale di energia termica dissipata che potrebbe essere

impiegata per la produzione di vapore67 (e quindi per alimentare il GFA)

- pDiss è la percentuale di energia termica dissipata sul totale di quella prodotta.

Sfruttando l’Equazione 16 è possibile modificare il grafico di Figura 39 come mostrato

in Figura 40; il grafico evidenzia che il risparmio economico aumenta rispetto al caso

di assenza del gruppo frigo ad assorbimento per quei valori della regolazione per cui si

avrebbe avuto altrimenti dissipazione di calore; il punto di massimo delle curve del

risparmio si sposta inoltre in avanti cosicché conviene far funzionare il cogeneratore a

valori della regolazione più prossimi ad 1. Nelle ore di fascia alta il risparmio medio

ulteriore dovuto al GFA è di poco inferiore a 10 €/h, mentre vale poco meno della metà

in quelle di fascia bassa.

66 ottenuto dividendo il costo del kWhe prelevato dalla rete al lordo delle imposte per il COP 67 tale percentuale può essere calcolato sottraendo a Qcog/VAP la quantità di calore impiegato secondo i profili di assorbimento per la produzione di vapore; tale termine sarà quindi diviso per l’energia termica dissipata; se il valore di tale rapporto è maggiore di 1 si pone pVAP/Diss =100%, altrimenti uguale al vale del rapporto in termini percentuali.



Risparmio economico conseguibile in presenza

e in assenza di gruppo frigo ad assorbimento

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Regolazione cogeneratore

€ d

i ri

sp

arm

io

senza GFA Ore 5 Lav

senza GFA ore 12 Lav

senza GFA Ore 18 Lav

senza GFA Ore 7 Fest

con GFA Ore 5 Lav

con GFA ore 12 Lav

con GFA Ore 18 Lav

con GFA Ore 7 Fest

Figura 40

Si deve inoltre osservare che almeno per le ore in analisi la potenza termica assorbita

dal GFA al picco del risparmio è compresa tra il 20% e il 35%68 di quella

complessivamente prodotta al cogeneratore, ossia intorno a 250 - 430 kWt, circa un

terzo di quella necessaria per far funzionare il GFA a pieno carico (1166 kWt)!

D’altra parte, anche sfruttando tutto il calore fornito tramite il cogeneratore per la

produzione di vapore (circa 500 kWt) il GFA non potrebbe comunque funzionare a

pieno carico.

Il gruppo frigorifero ad assorbimento risulta quindi visibilmente sovradimensionato;

bisogna però ricordare che il mantenimento delle giuste condizioni termo-igrometriche,

specie all’interno di alcuni locali speciali dell’ospedale (sale operatorie…) risulta

indispensabile e deve essere assicurato anche nel caso di blackout della rete elettrica o

di guasti ai gruppi frigo a compressione; da qui probabilmente la necessità di

sovradimensionare il GFA in modo da utilizzarlo in caso di necessità per coprire il

fabbisogno di refrigerazione impiegando vapore appositamente prodotto(con i

generatori di vapore che hanno una potenza complessiva di 4150 kWt e che a loro volta

risultano fortemente sovradimensionati rispetto al massimo fabbisogno di vapore

riportato nelle curve di assorbimento, equivalente a 286 kWt)69.

68 tali valori sono stati ottenuti tramite il prodotto di pVAP/Diss e di pDiss. 69 si può notare come un solo generatore di vapore funzionante possa assicurare sia il vapore direttamente impiegato dalle utenze finali che quello necessario per far funzionare il gruppo frigo ad assorbimento a pieno carico.

Capitolo 5 Analisi comparativa di soluzioni progettuali alternative allo stato attuale


CAPITOLO 5

Analisi comparativa di soluzioni progettuali

alternative allo stato attuale

In questo capitolo saranno formulate alcune soluzioni progettuali diverse da quella

attualmente presente per il soddisfacimento dei fabbisogno termico, elettrico, di vapore

e di raffrescamento dell’Ospedale della Versilia, analizzati nel precedente capitolo, e ne

sarà valutata la bontà economica, oltreché il risparmio energetico.

Le soluzioni alternative più immediate sono quelle relative all’assenza del gruppo

frigorifero ad assorbimento (solo cogenerazione) e quella dell’assenza dell’impianto di

cogenerazione (impianto tradizionale); tali soluzioni permetteranno tra l’altro di

verificare quanto la presenza di un impianto di trigenerazione sia effettivamente

conveniente. Sarà poi analizzata la possibilità di dimensionare diversamente l’impianto

di cogenerazione.

Sarà peraltro valutata l’ipotesi di gestire diversamente l’impianto esistente.

Sarà infine effettuato un confronto finanziario tra le varie soluzioni.

5.1 La simulazione economica ed energetica degli impianti

dell’Ospedale della Versilia Per confrontare le varie soluzioni progettuali è stato realizzato un programma in

piattaforma Microsoft Excel che simula in maniera semplificata il funzionamento degli

impianti dell’ospedale, permettendo la valutazione sia di aspetti energetici che

economici; tale programma è stato pensato per l’Ospedale della Versilia, ma potrebbe

essere impiegato, con qualche piccola modifica, per un impianto generico. La

valutazione energetica può essere effettuata con il calcolo dell’energia primaria,

oltreché con le formule relative al calcolo dei certificati bianchi viste nel Capitolo 2.

La valutazione economica di un impianto si effettua invece calcolando il valore di tutte



le entrate ed uscite previste annualmente e che possono variare in funzione

dell’impianto installato, ma senza tener conto dei costi d’investimento per il suo

acquisto e installazione, che vengono invece considerati nell’analisi finanziaria.

5.1.1 Funzionamento del programma per la simulazione degli impianti

ospedalieri

In questo paragrafo sarà brevemente descritto il funzionamento del programma

realizzato per la simulazione del funzionamento degli impianti ospedalieri e quindi per

valutare la bontà delle varie soluzioni progettuali.

Il programma si costituisce di alcuni fogli di calcolo realizzati in piattaforma Microsoft

Excel che permettono di analizzare il funzionamento degli impianti in tre diversi

periodi dell’anno (estate, inverno e mezza stagione) e per ciascuno di questi periodi in

tre giorni della settimana (giorno lavorativo, festivo e prefestivo), poiché i fabbisogni

dell’utenza ospedaliera hanno caratteristiche variabili con la stagione ed il giorno

settimanale (come si è visto nel Capitolo 4).

Il programma prevede quindi l’inserimento di 9 profili orari di assorbimento per

l’energia elettrica, di 9 per il vapore, di 9 per il raffrescamento, e di 9 per la produzione

di acqua calda; evidentemente alcuni di questi profili coincideranno tra loro (ad

esempio il fabbisogno di raffrescamento varia significativamente con la stagione, ma

non con il giorno della settimana). Sarà inoltre possibile inserire 9 profili orari relativi

al costo dell’energia elettrica comprata e venduta.

Il programma è stato realizzato prendendo in analisi la soluzioni progettuale più

complessa (ossia quella attuale di trigenerazione) e dando la possibilità di disattivare

agevolmente i vari componenti dell’impianto (o di modificarne le caratteristiche) in

maniera da analizzare le soluzioni progettuali alternative.

Il foglio di calcolo principale effettua per ognuno dei 9 giorni tipo, ora per ora, una

serie di operazioni in modo da coprire nel modo più conveniente dal punto di vista

energetico (o dal punto di vista economico) i fabbisogni specifici di tale giornata nei

limiti delle caratteristiche degli impianti.

A causa della difficoltà di ricavare il valore della regolazione del cogeneratore (R)

corrispondente al minimo costo di gestione (o al minimo consumo di energia primaria),

si è preferito ripetere l‘algoritmo che sarà di seguito illustrato per 11 volte assegnando



ogni volta ad R un valore diverso compreso tra 0 e 1; sarà infine attribuito ad R il

valore corrispondente al minimo dei costi1 (o al minimo consumo di energia primaria).

Il calore prodotto dal cogeneratore viene impiegato dapprima per la produzione di

vapore per le utenze finali (nei limiti della frazione del calore utilizzabile a tal fine),

quindi per la produzione di acqua calda, ed infine, nella parte residua, per alimentare

l’eventuale gruppo frigorifero ad assorbimento (si è quindi adottato per la gestione del

calore il grado di priorità individuato nel capitolo precedente2); il calore prodotto in

eccesso viene dissipato. Qualora i gruppi frigoriferi a compressione non siano

sufficienti a coprire il fabbisogno frigorifero, il programma provvederà a coprire il

fabbisogno residuo con il gruppo frigorifero ad assorbimento, a costo di azionare i

generatori di vapore per farlo funzionare.

Non è invece prevista la possibilità di azionare i generatori di vapore per alimentare

l’impianto per la produzione di acqua calda.

L’algoritmo è stato scritto formulando le seguenti ipotesi semplificative, alcune delle

quali sono state già vagliate nel Capitolo 4:

- il rendimento dei generatori di vapore e dei generatori di acqua calda è costante e

pari al loro rendimento nominale;

- il COP dei gruppi frigoriferi è pure costante e indipendente dalla regolazione e pari

a quello a pieno carico;

- il valore della regolazione del cogeneratore è discretizzato per 11 valori compresi

tra 0% e 100% della potenza complessiva (es. 0%, 10%, 20%, ecc); in funzione

della regolazione è possibile attribuire al cogeneratore un rendimento elettrico e

termico variabile, nonché far variare anche la frazione di calore impiegato per la

produzione di vapore e acqua calda;

- il consumo di olio del cogeneratore è supposto dipendente solo dalla sua

produzione di elettricità e così per i costi di manutenzione;

- i consumi elettrici relativi al gruppo frigorifero ad assorbimento, alle torri

evaporative e alle pompe necessarie per movimentare l’acqua nei circuiti di

raffreddamento, alle pompe per la movimentazione dell’acqua raffrescata e agli

1 vi sono 11 fogli di calcolo che effettuano l’algoritmo ora per ora della giornata, per i diversi giorni della settimana e per le diverse stagioni; vi è poi un ulteriore foglio di calcolo che individua per ogni ora il valore di R che minimizza i costi gestionali complessivi (confrontando tra loro i dati contenuti negli 11 fogli precedenti) e ripete i calcoli per quel valore; un ulteriore foglio di calcolo effettua un’operazione analoga individuando però il valore di R che minimizza il consumo di energia primaria. 2 paragrafo 4.3.1



altri ausiliari per il raffrescamento estivo, sono considerati direttamente

proporzionali alla produzione di energia frigorifera da parte dei gruppi frigoriferi;

- il cogeneratore può non funzionare a causa di guasti o manutenzione (per questo il

programma richiede l’inserimento della sua disponibilità percentuale media), ma

non viene considerata l’ipotesi che gli altri componenti degli impianti siano

soggetti a periodi di fermo.

Un’altra ipotesi implicita nell’assegnazione delle priorità suddette per l’impiego

dell’energia termica del cogeneratore è che i generatori di vapore siano caratterizzate

da un rendimento inferiore a quello dei generatori di acqua calda3 (cosicché convenga

utilizzare il calore prodotto dal cogeneratore preferibilmente per la generazione di

vapore rispetto che per quella di acqua calda) e che il rapporto tra costo di energia

elettrica e costo del gas naturale non vari in maniera tanto rilevante da rendere assai

più conveniente di adesso l’impiego dei gruppi frigoriferi ad assorbimento al posto di

quelli a compressione, e renda pertanto prioritaria la fruizione del calore cogenerato al

gruppo frigorifero rispetto che alla produzione di acqua calda4.

L’algoritmo di calcolo necessita la definizioni delle seguenti variabili:

PER I GENERATORI DI VAPORE

PtGV , potenza termica dei generatori di vapore in kW;

ηgv , rendimento dei generatori di vapore (ipotizzato costante);

PER I GENERATORI DI ACQUA CALDA

PtGAC , potenza termica dei generatori di acqua calda in kW;

ηgac , rendimento dei generatori di acqua calda (ipotizzato costante);

PER I GRUPPI FRIGORIFERI A COMPRESSIONE (GFC)

Pfgfc , potenza frigorifera dei GFC in kW;

COPgfc , COP dei GFC (ipotizzato indipendente dal carico);

PeAgfc, , potenza assorbita dai motori elettrici accessori per la climatizzazione estiva

(pompe circuito di raffreddamento, ventilatori torri evaporative, ecc) durante il

3 tale ipotesi dovrebbe risultare verificata nella realtà, se si trascura la possibilità di impiegare caldaie antiquate per la produzione di acqua calda (non a condensazione) e generatori di vapore di ottima qualità. 4 che ciò possa avvenire appare almeno per i prossimi anni alquanto improbabile dato il solido legame tra il costo del gas naturale (da cui si produce una quota maggioritaria dell’energia elettrica italiana) e quello dell’energia elettrica (si veda Capitolo 2).



funzionamento pieno carico dei GFC (in kW); tale valore è impiegato per il calcolo del

COPgfcA del GFC corretto in modo da tener conto non solo dell’energia elettrica

direttamente assorbita dai motori dei compressori, ma anche di quella assorbita dai

motori elettrici ausiliari (Equazione 1):

( )Agfcgfcgfc

gfc

AgfcPeCOPPf

PfCOP

+= [Equazione 1]

PER I GRUPPI FRIGORIFERI AD ASSORBIMENTO (GFA)

Pfgfa , potenza frigorifera del GFA in kW;

COPgfa , COP del GFA (ipotizzato indipendente dal carico);

Pegfa , potenza elettrica del GFA e dei motori elettrici accessori in Kw;

PER IL COGENERATORE

Pe , potenza elettrica nominale del cogeneratore in kW;

Pdiss, massima potenza termica prodotta dal cogeneratore dissipabile in caso di

mancanza di richiesta di calore dall’utenza (in kWt);

ηeCOG , rendimento elettrico del cogeneratore per la potenza nominale (si possono

inserire 10 valori corrispondenti ai 10 gradi considerati per la regolazione del

cogeneratore5);

Kterm , rapporto tra potenza termica ed elettrica del cogeneratore (si possono inserire 10

valori corrispondenti ai 10 gradi considerati per la regolazione del cogeneratore);

fVAP , frazione del calore prodotto dal cogeneratore impiegato per la produzione di

vapore (si possono inserire 10 valori corrispondenti ai 10 gradi considerati per la

regolazione del cogeneratore);

Colio , costo dell’olio per il cogeneratore in €/ kWhe;

Cmanutenzione , costo della manutenzione del cogeneratore in €/ kWhe;

PER LA FORNITURA DI GAS NATURALE

HCIcom , potere calorifico inferiore del combustibile, in kJ/Nmc;

Ccomb costo del combustibile, al netto delle imposte, in €/Nmc;

ADEF , accisa agevolata dovuta sul combustibile defiscalizzato (impiegato per la

produzione di energia elettrica), in €/Nmc;

5 in realtà i valori di regolazione considerato per il cogeneratore sono 11, ma per R=0, ossia a cogeneratore disattivato non ha senso indicare il valore del rendimento, così come quello del Kterm.



ANONDEF , somma di accisa e di addizionale dovute sul combustibile non defiscalizzato,

in €/Nmc;

IVADEF , IVA sul combustibile defiscalizzato;

IVANONDEF , IVA sul combustibile non defiscalizzato;

PER IL CALCOLO DELL’ENERGIA PRIMARIA

ηeRIF ,rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata di energia elettrica

(si può impiegare il valore stabilito dall’AEEG e calcolato in base al rendimento medio

del parco termoelettrico italiano)

fT , fattore di conversione dell’energia termica sprigionata dal combustibile in energia

primaria (tep/MWht)

PER L’ENERGIA ELETTRICA

AEe , somma di accisa e addizionale sul consumo dell’energia elettrica in €/kWh;

IVAEe , IVA sull’energia elettrica acquistata;

inoltre devono essere inseriti i seguenti dati orari, per i diversi giorni della settimana e

per le varie stagioni dell’anno:

CEe acquistata costo in €/kWh dell’energia elettrica acquistata al netto delle imposte

CEe venduta costo in €/kWh dell’energia elettrica venduta

Efuf , energia frigorifera richiesta per la climatizzazione secondo i profili di

assorbimento, in kWh

Eecons , energia elettrica richiesta per i consumi finali dell’ospedale secondo i profili di

assorbimento, in kWh

QACRuf , calore richiesto secondo i profili di assorbimento relativi al riscaldamento in

kWh

QVAPuf calore richiesto per la produzione di vapore per le utenze finali (non per il GFA)

nell’ora in questione (in kWh); il programma può calcolare tale valore a partire dalla

massa oraria di vapore richiesto (mvap) e dall’entalpia del vapore, dell’acqua di

reintegro e delle condense, nonché dalla frazione delle condense (fcondense) e di sul totale

dell’acqua inviata ai generatori di vapore, secondo l’Equazione 2:

[ ]condensecondenseegrorecondenseVAPVAPVAPuf hfhfhmQ ⋅−⋅−−⋅= int)1( [Equazione 2].



L’algoritmo di calcolo impiegato per ogni ora della giornata è riportato qui di seguito.

a) ASSEGNAZIONE DI UN VALORE ALLA REGOLAZIONE (R):

si assegna ad R uno degli undici valori prescelti compresi tra 0 ed 1

b) CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA DAL COGENERATORE: 6Eecog = R·Pe·1h

c) CALCOLO DELL’ENERGIA TERMICA CEDUTA DAL COGENERATORE AL CIRCUITO DEL

VAPORE:

Qcog/VAP = Eecog ·Kterm·fVAP

d) CALCOLO DELL’ENERGIA TERMICA CEDUTA DAL COGENERATORE AL CIRCUITO

DELL’ACQUA CALDA:

Qcog/ACR = Eecog ·Kterm·(1−fVAP)

e) CALCOLO DEL CALORE IMPIEGATO PER LA PRODUZIONE DI VAPORE DESTINATO ALLE

UTENZE FINALI DERIVANTE DA COGENERAZIONE:

se QVAPuf <Qcog/VAP , allora 7QVAP da cog =QVAPuf ,

altrimenti QVAP da cog = Qcog/VAP

f) CALCOLO DEL CALORE CHE SAREBBE SCAMBIATO TRA CIRCUITO DEL VAPORE E

CIRCUITO DELL’ACQUA CALDA IN ASENZA DI GFA: 8QVAP/ACR’ = Qcog/VAP - QVAP da cog

g) CALCOLO DEL CALORE IMPIEGATO PER LA PRODUZIONE DI ACQUA CALDA DESTINATO

ALLE UTENZE FINALI, DERIVANTE DA COGENERAZIONE:

se QACRuf <(QVAP/ACR + Qcog/ACR) allora 9QACR da cog = QACRuf

altrimenti QACR da cog = QVAP/ACR + Qcog/ACR

h) CALCOLO DEL CALORE IN ECCESSO NEL CIRCUITO DELL’ACQUA CALDA CHE SAREBBE

DISSIPATO IN ASSENZA DI GFA: 10QDISS’ = QVAP/ACR

’ + Qcog/ACR - QACR da cog

i) CALCOLO DELL’ENERGIA FRIGORIFERA PRODUCIBILE DAL GFA TRAMITE IL CALORE

REFLUO DEL COGENERATORE (NON TENENDO CONTO DELL’EFFETTIVO FABBISOGNO DI

RAFFRESCAMENTO DELL’UTENZA NÉ DELLA POTENZA DEL GFA):

6 Eecog è l’energia elettrica prodotta dal cogeneratore (espresso in kWh). 7 QVAP da cogenerazione è la quota del calore per la produzione di vapore per le utenze finali derivante da cogenerazione; è espresso in kWh. 8 QVAP/ACR’ è il calore che sarebbe scambiato tra impianto del vapore e impianto dell’acqua calda in assenza di GFA; è espresso in kWh. 9 QACR da cogenerazione è la quota del calore per la produzione di vapore per le utenze finali derivante da cogenerazione; è espresso in kWh. 10 QDISS’ è il calore che sarebbe dissipato in assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento; è espresso in kWh.



se QDISS’>QVAP/ACR’ , allora 11Efgfa’ = QVAP/ACR

’ ·COPgfa,

altrimenti Efgfa’ = QDISS’·COPgfa

j) CALCOLO DELL’ENERGIA FRIGORIFERA PRODOTTA DAL GFA IMPIEGANDO IL CALORE

REFLUO DEL COGENERATORE (SENZA TENER CONTO DELLA POTENZA DEL GFA):

se Efuf < Efgfa’ , allora 12Efgfa cog = Efuf

altrimenti Efgfa cog = Efgfa’ ;

k) CONTROLLO ED (EVENTUALE CORREZIONE) DELL’ENERGIA FRIGORIFERA CALCOLATA

AL PUNTO j) IN MODO CHE ESSA SIA COERENTE CON LA POTENZA MASSIMA DEL GFA:

se Efgfa cog>Pfgfa·1h , allora Efgfa cog = Pfgfa·1h

l) CALCOLO DELL’ENERGIA FRIGORIFERA PRODOTTA DAL GFA TRAMITE VAPORE

PROVENIENTE DAI GENERATORI (SENZA TENER CONTO DELLA POTENZA DEL GFA):

se (Efuf − Efgfa cog)> Pfgfc·1h , allora 13Efgfa GV = Efuf − Efgfa cog −Pfgfc

altrimenti Efgfa GV = 0

m) CONTROLLO ED (EVENTUALE CORREZIONE) DELL’ENERGIA FRIGORIFERA CALCOLATA

AL PUNTO l) IN MODO CHE ESSA SIA COERENTE CON LA POTENZA MASSIMA DEL GFA:

se (Efgfa cog+ Efgfa GV)>Pfgfa·1h , allora Efgfa GV = Pfgfa·1h − Efgfa cog

n) CALCOLO DEL CALORE PRODOTO DAL COGENERATORE, IN ECCESSO RISPETTO AL

FABBISOGNO DELL’UTENZA, CHE VIENE DISSIPATO:

se Qcog/VAP + Qcog/ACR −QVAP da cog −QACR da cog−Efgfa cog/COPgfa<Pdiss·1h

allora 14QDISS = Qcog/VAP + Qcog/ACR −QVAP da cog −QACR da cog− Efgfa cog /COPgfa

altrimenti la potenza dissipabile risulta inferiore a quella da dissipare e l’algoritmo

viene interrotto

o) CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA CONSUMATA DAL GFA E DAI SUOI MOTORI

ACCESSORI:

EeGFA= Pegfa·(Efgfa GV+Efgfa cog)/ Pfgfa

p) CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA CONSUMATA DAL GFC E DAI SUOI MOTORI

ACCESSORI:

se (Efuf −Efgfa GV −Efgfa cog)< Pfgfc·1h

11 Efgfa’ è l’energia frigorifera (in kWh) producibile secondo i calcoli preliminari del gruppo frigo ad assorbimento i piegando il calore refluo del cogeneratore; tale valore sarà controllato nei passaggi successivi per tener conto dell’energia frigorifera effettivamente richiesta dai profili di assorbimento e della potenza massima del gruppo frigorifero ad assorbimento. 12 Efgfa cog è l’energia frigorifera (in kWh) effettivamente prodotta dal gruppo frigorifero ad assorbimento impiegando il calore refluo del cogeneratore. 13 Efgfa GV è l’energia frigorifera (in kWh) prodotta dal gruppo frigorifero ad assorbimento impiegando il vapore appositamente prodotto dai generatori di vapore. 14 QDISS è il calore prodotto dal cogeneratore ed effettivamente dissipato (in kWh).



allora 15EeGFC= [(Efuf −Efgfa) /COPAgfc]

altrimenti la potenza dei gruppi frigoriferi a compressione risulta insufficiente a

coprire il fabbisogno frigorifero ed l’algoritmo viene interrotto

q) CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA ACQUISTATA:

se Eecons+EeGFA+EeGFC−Eecog >0 , allora Eeacquistata =Eecons+EeGFA+EeGFC−Eecog

altrimenti Eeacquistata = 0

r) CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA VENDUTA:

se Eecons+EeGFA+EeGFC −Eecog <0 , allora Eevenduta = Eecog−Eecons−EeGFA−EeGFC

altrimenti Eevenduta = 0

s) CALCOLO DEL VOLUME DI COMBUSTIBILE RICHIESTO DAL COGENERATORE:

VcombCOG = Eecog·3600 /(ηeCOG ·HCIcomb)

t) CALCOLO DEL VOLUME DI COMBUSTIBILE RICHIESTO DAI GENERATORI DI VAPORE:

se QVAPuf −QVAP da cog+ Efgfa GV/ COPgfa <PtGV·1h

allora VcombGV = (QVAPuf −QVAP da cog+ Efgfa GV/ COPgfa)·3600 /(ηgv ·HCIcomb)

altrimenti la potenza dei generatori di vapore risulta insufficiente a coprire il

fabbisogno e l’algoritmo viene interrotto

u) CALCOLO DEL VOLUME DI COMBUSTIBILE RICHIESTO DAI GENERATORI DI ACQUA

CALDA:

se QACRuf −QACR da cog <PtGAC·1h

allora VcombGAC = (QACRuf −QACR da cog)·3600 /(ηgac ·HCIcomb) altrimenti la potenza

dei generatori di acqua calda risulta insufficiente a coprire il fabbisogno e

l’algoritmo viene interrotto.

v) CALCOLO DEL VOLUME DI COMBUSTIBILE CON TASSAZIONE AGEVOLATA: 16VcombDEF = Eecog ·0,25

w) CALCOLO DEL VOLUME DI COMBUSTIBILE CON TASSAZIONE NON AGEVOLATA: 17VcombNONDEF =(VcombCOG +VcombGAC +VcombGV −VcombDEF )

x) CALCOLO DELLA SPESA PER IL COMBUSTIBILE COMPLESSIVAMENTE CONSUMATO: 18Scomb =VcombNONDEF ·(100%+IVANONDEF)·(Ccomb+ANONDEF)+

+VcombDEF ·(100%+IVADEF)·(Ccomb+ADEF)

y) CALCOLO DELLA SPESA PER L’ACQUISTO DI ENEGIA ELETTRICA: 19SEe =Eeacquistata·(100%+IVAEe)(CEe acquistata+AEe)

15 EeGF è l’energia elettrica complessivamente assorbita per il funzionamento dei gruppi frigoriferi e dei motori accessori (in kWh). 16 VcombDEF è il volume di combustibile defiscalizzato (in Nmc). 17 VcombNONDEF è il volume di combustibile non defiscalizzato (in Nmc). 18 Scomb è la spesa sostenuta per l’acquisto del combustibile, comprensiva di accise ed IVA, espressa in €.



z) CALCOLO DELLA SPESA PER L’ACCISA ED ADDIZIONALE SULL’ENERGIA ELETTRICA

PRODOTTA E AUTOCONSUMATA: 20SAEe autoprodotta = (Eecog − Eevenduta)·AEe

aa) CALCOLO DEL RICAVO DELLA VENDITA DI ENEGIA ELETTRICA: 21REe = Eevenduta ·CEe venduta

bb) CALCOLO DELLA SPESA PER OLIO E MANUTENZIONE DEL COGENERATORE: 22SO&Mcog = Eecog ·(Cmanutenzione +Colio)

cc) CALCOLO DELLA SPESA TOTALE ORARIA (DETRATTA DEI RICAVI):

Stot = Scomb+SEe+ SAEe autoprodotta −GEe+SO&Mcog

dd) CALCOLO DELL’ENERGIA PRIMARIA COMPLESIVAMENTE CONSUMATA : 23Eptot=[(VcombCOG +VcombGAC +VcombGV)·HCIcomb/3600+ (Eeacquistata −

−Eevenduta)/ηeRIF]·fT·1000

Una volta individuato per ogni ora il valore di R ottimale24, i risultati dei calcoli relativi

alle varie ore del giorno vengono sommati tra loro in modo da ottenere le spese

giornaliere di gestione ottimizzata per il giorno estivo lavorativo, estivo prefestivo,

estivo festivo, invernale lavorativo, ecc. Per quanto riguarda i giorni tipo della mezza

stagione, il programma effettua il calcolo prima considerando la presenza di fabbisogno

frigorifero, poi ripetendolo in sua assenza ed infine mediando i risultati ottenuti (questo

perché il fabbisogno frigorifero si verifica solo in due mese dei quattro della mezza

stagione).

Il programma effettua quindi una media pesata tra i dati relativi ai giorni tipo di ogni

stagione25 e moltiplica il risultato ottenuto per 365, ottenendo una stima dei consumi e

delle spese annuali nell’ipotesi di disponibilità del cogeneratore pari al 100%. Poiché in

alcuni periodi dell’anno il cogeneratore non potrà funzionare, a causa di manutenzione

o guasti, il programma calcolerà poi le spese annuali nell’ipotesi di disponibilità del

19 SEe è la spesa sostenuta per l’acquisto dell’energia elettrica, comprensiva di accise ed IVA (in €). 20 SAEe autoprodotta è la spesa dovuta al pagamento dell’accisa sull’energia elettrica autoprodotta (ed autoconsumata) espressa in €. 21 REe è il ricavo ottenuto con la vendita dell’energia elettrica, espresso in €. 22 SO&Mcog è la spesa sostenuta per l’acquisto dell’olio e per la manutenzione relativi al cogeneratore 23 Eptot è l’energia primaria complessivamente consumata dall’impianto (è espressa in tep) 24 tale procedimento, come già spiegato, sarà ripetuto due volte, una per il valore di R ottimale dal punto di vista energetico ed uno per quello ottimale dal punto di vista economico. 25 il peso assegnato ai giorni lavorativi è 4,2 , quello assegnato ai prefestivi 1 e quello assegnato ai festivi 1,2 (come fatto nel precedente capitolo durante la stima dei profili di assorbimento, per tener conto della presenza di giorni festivi); la somma di tutti i dati moltiplicata per il rispettivo peso viene poi divisa per 21 (21 è il risultato della somma dei 7 giorni della settimana media estiva con i 7 della settimana media invernale, con i 7 di quella di mezza stagione).



cogeneratore pari allo 0% (ossia si ripeteranno i calcoli con regolazione pari a 0 per

ciascuna ora dell’anno26) ed effettuerà infine una media pesata, secondo la reale

disponibilità del cogeneratore, trai risultati così ottenuti e quelli calcolati per

disponibilità pari al 100%.

In caso di assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento il programma attribuirà alla

variabili Efgfa’ e Efgfa GV il valore 0, rispettivamente ai punti j) ed l) dell’algoritmo; in

caso di assenza del cogeneratore, il programma assegnerà invece alla variabile R

sempre il valore 0 al punto a) dell’algoritmo.

Il programma di simulazione è stato inoltre dotato di un foglio di calcolo per la stima

del risparmio energetico ottenibile con le varie soluzioni progettuali e dell’eventuale

ricavo della vendita di certificati bianchi. Ovviamente per quantificare un risparmio

energetico è sempre necessario operare un confronto trai consumi che si

verificherebbero in assenza di un determinato intervento e quelli che si

verificherebbero in seguito ad esso.

Se l’ospedale della Versilia non fosse dotato di impianto di trigenerazione, risulterebbe

possibile presentare un progetto a consuntivo27 all’AEEG per realizzarlo ottenendo il

riconoscimento del risparmio energetico conseguito; è possibile dunque effettuare una

stima di quello che potrebbe essere il risparmio energetico annuale in tale circostanze

(rispetto ciò al caso di assenza di cogenerazione) facendo riferimento al metodo visto

nel Capitolo 2 (indice IREmod).

Per il calcolo dell’IREmod il programma effettuerà quindi il confronto dell’impianto in

studio con uno identico ad esso ma che presenti assenza di cogeneratore e gruppi

frigoriferi ad assorbimento, e potenze dei generatori di vapore, generatori di acqua

calda e gruppi frigoriferi a compressione eventualmente superiori a quelle

dell’impianto in studio, così da poter coprire anche i picchi del fabbisogno dell’utenza.

Si deve tuttavia tener presente che le formule viste nel Capitolo 2 sono quelle che

l’AEEG ha fissato per la valutare il risparmio energetico di un impianto centralizzato di

produzione di energia elettrica termica (per il riscaldamento) e frigorifera al posto di

impianti civili di piccola taglia per la produzione di calore e raffrescamento posti in

corrispondenza delle utenze (nonché di un sistema di produzione elettrica separata); le

formula delle Equazioni 5, 7 e 8 del Capitolo 2 sono state quindi modificate in quelle

26 impiegando le stesse modalità descritte per l’ipotesi di disponibilità del cogeneratore pari al 100%. 27 si vedrà in seguito che il limite minimo di 100 tep/anno per poter presentare tale progetto viene superato.



dell’Equazione 3, 4, 5 e 6 per tener conto dell’impiego differenziato dell’energia

termica cogenerata per la produzione di vapore e acqua calda, nonché delle

caratteristiche di gestione del gruppo frigorifero ad assorbimento (che in caso di

necessità può essere alimentato anche dai generatori di vapore28):

ACRVAP EPtEPtEPfEPe

EPcIRE

+++−=

'

'1'mod [Equazione 3]

con :

fR

EfEfEPf

ε

⋅=

'' [Equazione 4]

gv

TVAP

VAP

fEtEPt

η

⋅= [Equazione 5]

gac

TACRACR

fEtEPt

η

⋅= [Equazione 6]

dove:

- EPc’ è l’energia primaria (in tep) del combustibile bruciato dal cogeneratore

addizionata di quella del combustibile bruciato dai generatori di vapore per

alimentare il gruppo frigorifero ad assorbimento;

- Ef’ è l’energia frigorifera complessivamente prodotta dai gruppi frigoriferi ad

assorbimento (sia alimentati tramite il calore del cogeneratore, sia tramite i

generatori di vapore).

- εfR , che è l’indice di prestazione medio stagionale di riferimento del sistema

frigorifero convenzionale, è stato posto pari al COP dei gruppi frigoriferi a

compressione presenti nell’impianto

Inoltre, secondo le indicazioni dell’AEEG, nel caso di produzione centralizzata che

sostituisce la produzione in prossimità dell’utenza, è necessario considerare l’energia

elettrica utilizzata dai sistemi di distribuzione di calore ed acqua refrigerata,

sottraendola all’energia elettrica prodotta; nel caso in analisi, invece l’energia elettrica

per i sistemi di distribuzione sarà la stessa sia in presenza che in assenza di

trigenerazione, ma si dovrà considerare il diverso consumo di energia elettrica relativo

agli ausiliari dei gruppi frigoriferi29. L’Equazione 6 del Capitolo 2 potrà perciò essere

riscritta come di seguito (Equazone 7):

28 come osservato nel capitolo precedente ciò comporta una riduzione del risparmio energetico che deve essere necessariamente considerata. 29 in pratica, poiché il gruppo frigorifero ad assorbimento necessita (direttamente e per i motori accessori) di circa 0,73 kWhe per ogni kWhf prodotto, mentre i gruppi frigoriferi a compressione ne



Eimmessaconsumata fEeEeEPe ⋅+= )'( [Equazione 7]

dove Eeconsumata’ è l’energia elettrica prodotta dal cogeneratore e consumata, detratta di

quella impiegata, per il funzionamento del gruppo frigorifero ad assorbimento (nonché

la parte supplementare rispetto agli altri gruppi frigo per i motori del sistema di

raffreddamento tramite le torri evaporative).

Sarà quindi calcolato il risparmio energetico connesso alla produzione di

raffrescamento, di riscaldamento e alla produzione di energia elettrica secondo le

Equazioni 9, 10 ed 11 del Capitolo 2; per una valutazione economica della vendita

degli eventuali certificati bianchi sarà impiegato il prezzo medio degli ultimi due anni

indicato in Tabella 5 del Capitolo 2.

Il programma calcola infine, a partire dai risultati annuali (sia relativi alla gestione con

massimo risparmio energetico che per quella relativa al massimo risparmio

economico), i parametri che secondo la normativa vigente permettono il

riconoscimento di un impianto di cogenerazione, ossia l’IRE e il LT (si veda il

Paragrafo 2 del Capitolo 2).

5.1.2 Confronto tra consumi effettivi degli ultimi anni e i risultati ottenuti

simulando l’impianto esistente.

Sia per verificare il corretto funzionamento del programma e la bontà del metodo fin

qui impiegato, sia per trarre alcune considerazioni sulla gestione dell’impianto di

trigenerazione, è stata dapprima effettuata una simulazione dell’impianto attualmente

presente nell’ospedale30. Sono stati perciò inseriti nel programma tutti i parametri

richiesti, discussi nel Capitolo 4, relativi all’impianto; per quel che riguarda la

disponibilità del cogeneratore si è adottato il valore medio registrato negli ultimi tre

anni (si veda Tabella 9 del Capitolo 4), influenzato dal prolungato fermo del 2007, che

probabilmente porterà ad una leggera sottostima dell’effettivo impiego della macchina

consumano per i motori accessori 0,33 kWhe per ogni kWhf prodotto, si sono detratti dal valore del’energia elettrica prodotta e consumata 0,40 kWhe per ogni kWhf prodotto con il gruppo frigorifero ad assorbimento. 30 è stata ignorata soltanto la presenza del nuovo gruppo frigorifero a compressione, che non era presente negli anni per i quali si dispone di dati sui consumi; in ogni caso il gruppo frigorifero ha un COP leggermente superiore agli altri ma non così diverso da modificare in modo sostanziale i risultati del’analisi.



durante la sua vita operativa e di conseguenza del risparmio energetico ed economico

connessi. Per il calcolo del’energia primaria si sono impiegati i fattori di conversione

attualmente in vigore secondo delibera AEEG.

A causa della mancanza di dati certi, rendimenti del cogeneratore (nonché fvap) sono

stati considerati costanti per R compresa nell’intervallo tra 50% e 100%, mentre non è

stata considerata la possibilità di impiegare il cogeneratore in regolazione per valori

inferiori al 50%; come si vedrà successivamente, l’incertezza di questi dati non inciderà

in maniera rilevante sui risultati della simulazione poiché il la regolazione ottimale non

sarebbe praticamente mai inferiore al 50% (anche qualora la si permettesse), e per la

stragrande maggioranza delle ore dell’anno il cogeneratore funziona a pieno carico

(come si vedrà più avanti).

I costi di manutenzione per il cogeneratore e per l’olio considerati sono rispettivamente

pari a 0,011 €/kWhe e 0,001 €/kWhe31.

I costi considerati per l’energia elettrica ed il gas naturale (e relative imposte) sono

invece quelli calcolati nel Capitolo 2.

La simulazione calcola i costi di gestione annuali al netto dei costi fissi di gestione,

ossia:

- costi per la manutenzione di caldaie, gruppi frigoriferi ed altre parti degli impianti

sottoposte a contratti annuali di manutenzione;

- costi fissi dei contratti dell’energia elettrica e del gas;

- costi per il personale che gestisce l’impianto;

tali costi non andranno quindi inseriti nella simulazione, e si provvederà, qualora vi sia

la necessità, a calcolarli in seguito.

Alcuni dei risultati della simulazione (ottenuti sia nell’ipotesi di ottimizzazione dei

risparmi economici, sia di quelli energetici) sono riportati in Tabella 1 e confrontati con

i consumi registrati negli ultimi anni; appare evidente che i dati ottenuti tramite il

programma si avvicinano molto a quelli medi reali (in particolar modo i dati relativi ai

consumi complessivi di gas naturale e di energia elettrica); si può dedurre che la

gestione dell’impianto, nella realtà, viene effettuata cercando di massimizzare il

risparmio economico, come dimostra la maggior differenza tra dati reali e dati simulati

ottimizzando il risparmio energetico.

31 Tali costi sono ripresi da letteratura (si vedano in proposito le nota 56 e 57 del Capitolo 4) e confermati dai ricercatori del dipartimento di energetica “S. Stecco”dell’Università degli studi di Firenze .



2005 2006 2007 MEDIA Simulazione

Ott. Risp. Economico

Simulazione Ott. Risp.

Energetico

Combustibile per il cogeneratore

(Nmc) 1.690.064 1.961.639 1.701.869 1.784.524

1.766.743 (-1,0%)

1.682.276 (-5,7%)

Combustibile per i generatori di vapore

(Nmc) 125.448 80.361 78.082 94.630

29.208 (-69,1%)

29.231 (-69,1%)

Combustibile per i generatori di acqua

calda (Nmc) 909.833 595.736 575.313 693.627

818.417 (+18,0%)

818.417 (+18,0%)

Combustibile complessivamente consumato (Nmc)

2.725.345 2.637.736 2.355.264 2.572.782 2.614.369 (+1,6%)

2.529.924 (-1,7%)

Energia elettrica prodotta

(kWh) 6.419.200 7.240.400 6.244.400 6.634.667

6.571.648 (-0,9%)

6.257.457 (-5,7%)

Energia elettrica venduta (kWh)

0 270.314 335.051 201.788 384.342 (+90,5%)

384.342 (+90,5%)

Energia elettrica acquistata

(kWh) 4.746.649 3.959.069 4.805.399 4.503.706

5.038.647 (+11,9%)

5.394.549 (+19,8%)

Energia elettrica complessivamente consumata (kWh)

11.165.849 10.929.155 10.714.748 10.936.585 11.225.953

(+2,6%) 11.267.664

(+3,0%)

Tabella 1 - consumi registrati e simulati annuali (le percentuali tra parentesi si riferiscono alla

differenza dalla media triennale)

Si può osservare come i generatori di vapore siano impiegati nella realtà in maniera

maggiore di quanto avviene nella simulazione, che infatti aziona i generatori di vapore

praticamente solo quando il cogeneratore non è disponibile. Al contrario i generatori di

acqua calda hanno un consumo di combustibile più consistente nella simulazione, in

modo da compensare il mancato consumo di combustibile dei generatori di vapore:

nella simulazione si preferisce infatti utilizzare il calore prodotto dal cogeneratore

preferibilmente per generare vapore, anziché acqua calda, poiché i generatori di vapore

hanno un rendimento più basso; nella realtà è tuttavia possibile che si verifichino dei

picchi subitanei di richiesta di vapore (non considerati dalla simulazione che prende

come riferimento valori medi orari) che possono rendere necessario l’azionamento dei

generatori di vapore; inoltre il programma trascura che sia i generatori di acqua calda

che quelli di vapore potrebbero non funzionare bene a carichi troppo parzializzati

rendendo necessaria una gestione un po’ diversa da quella ottimale simulata. Si

potrebbe pensare che una piccola parte dell’eccesso di consumo simulato per la

produzione di acqua calda con le caldaie sia inoltre dovuto al minor impiego del

cogeneratore; tale ipotesi è però smentita da una più attenta analisi dei risultati della

simulazione: il cogeneratore viene infatti usato sempre in assenza di regolazione nella

simulazione, tranne che in estate, quando tuttavia si registra un consumo dei generatori



di acqua calda pari a zero (a parte nei momenti in cui il cogeneratore non è

disponibile).

Il combustibile impiegato per il cogeneratore è leggermente minore, rispetto al dato

della media triennale, nella simulazione che ottimizza il risparmio economico, ed

ancora minore in quella che ottimizza il risparmio energetico; come già detto la

simulazione fa funzionare il cogeneratore in regolazione solo in estate, quindi il minor

consumo deve per forza verificarsi in tale stagione. Il grafico di Figura 1 evidenzia la

differente regolazione del cogeneratore nei giorni lavorativi estivi per ottimizzare i

consumi economici o quelli energetici; la Figura 2 permette di spiegare il motivo di tale

differenza: nel caso di gestione ottimizzata secondo il risparmio energetico, si

preferisce evitare la dissipazione di una parte del calore32 (quello destinato al circuito

dell’acqua calda) e contemporaneamente si rinuncia a produrre energia frigorifera con

il gruppo ad assorbimento (Figura 3), il cui funzionamento, come già osservato, non è

particolarmente vantaggioso dal punto di vista energetico. Nei giorni festivi invece la

regolazione economica ottimale coincide con quella energetica ottimale.

Regolazione ottimale estiva del cogeneratore

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Ora

Re

go

lazio

ne

Lavorativo Estivo Risp.Energetico Ottimizzato

Lavorativo Estivo Risp.Economico Ottimizzato

Festivo Estivo Risp.Energetico Ottimizzato

Festivo Estivo Risp.Economico Ottimizzato

Figura 1

32 si ricordi che le valutazioni fatte nel capitolo precedente relativamente alla dissipazione si riferiscono alla gestione pregressa dell’impianto e fanno riferimento ad un valore del rendimento del parco termoelettrico italiano minore di quello attuale; attualmente la dissipazione risulta quindi meno conveniente dal punto di vista energetico di quanto visto nel capitolo precedente.



Energia termica dissipata in estate

(gestione ottimizzata)

-100

0

100

200

300

400

500

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

kW

ht





Figura 2

Energia frigorifera prodotta in estate con il GFA

(gestione ottimizzata)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Ora

kW

hf





Figura 3

Il consumo di energia elettrica risulta pure maggiore nella simulazione, probabilmente

a causa delle considerazioni fate nel Capitolo 4 a proposito del fabbisogno per il

raffrescamento (per cui non si è preso il valore medio degli ultimi tre anni, bensì un

valore ipotetico calcolato tenendo conto della temperatura media estiva degli ultimi 4

anni e si è inoltre valutato in maniera forfettaria il fabbisogno per la mezza stagione);

tale fabbisogno, probabilmente un po’ sovrastimato, viene soddisfatto nella

simulazione prelevando energia elettrica dalla rete, in particolare nel caso di gestione

ottimizzata secondo il risparmio energetico. La forte differenza tra energia elettrica

venduta simulata e media nei tre anni è spiegabile considerando che nel 2005 non

veniva ceduta energia elettrica alla rete; i risultati della simulazione sembrano



confermare la bontà della scelta della vendita e incoraggiano i gestori dell’impianto a

aumentare ancora le cessioni.

I dati riportati in Tabella 2 aiutano ad effettuare un confronto trai due sistemi di

gestione del’impianto (ottimizzazione del risparmio economico o energetico); appare

evidente che la differenza di risparmi energetico è esigua, e la vendita di eventuali

certificati bianchi non può giustificare dal punto di vista economico l’adozione della

soluzione che ottimizza il risparmio energetico, poiché l’eventuale ricavo connesso

differisce di appena 300 € da un tipo di regolazione all’altro (contro una differenza di

ben 20.000 € di risparmio economico trai due casi). Modificando il programma di

simulazione in modo che nel costo orario Stot comprendesse anche il valore dei

certificati bianchi connessi al risparmio energetico conseguito, si è avuta un’ulteriore

conferma che gli incentivi connessi al meccanismo dei certificati bianchi sono troppo

deboli per incidere sulla scelta della regolazione ottimale del cogeneratore (almeno nel

caso in questione).

RISPARMIO ECONOMICO OTTIMIZZATO

RISPARMIO ENERGETICO OTTIMIZZATO

Uscite – Entrate (al netto dei costi fissi33

) € 1.957.216 1.977.232

Risparmio energetico associato al raffrescamento (tep) 4,44 2,02

Risparmio energetico associato al riscaldamento (tep) 140,98 147,64

Risparmio energetico associato alla produzione di energia elettrica (tep) 256,62 256,37

Ricavi della vendita di eventuali certificati bianchi € 25.391 25.691

Uscite – Entrate (con vendita certificati bianchi) € 1.931.825 1.951.542

Tabella 2 – alcuni dati a confronto per i due tipi di gestione ottimizzata

La Tabella 3 riporta il costo sostenuto negli anni 2005-2007 per l’acquisto di energia

elettrica e gas naturale, a confronto con quello calcolato impiegando i risultati della

simulazione: per il costo del combustibile è stato considerato, in aggiunta a valore

ottenuto con la simulazione, il costo fisso del contratto per la fornitura del gas naturale

analizzato nel Capitolo 2 e pari a 2304 €/mese (i valori annuali relativi ai tre anni sono

infatti relativi alle bollette del gas metano e sono comprensive del costo fisso); analoga

operazione è stata effettuata anche per il costo simulato dell’acquisto di energia

33 per costi fissi si intende: canoni fissi dei contratti dell’energia elettrica e del gas, contratti di manutenzione per tutte le macchine dell’impianto fatta esclusione del cogeneratore.



elettrica, a cui sono state addizionati i costi fissi e quelli relativi alla potenza

impegnata34, pari rispettivamente a 1535 €/anno e 78302 €/anno.

2005 2006 2007 simulazione

Risp. Econom. simulazione Risp Energ.

Spesa combustibile € 973.628 1.104.156 968.095 1.132.309 1.103.951

Acquisto energia elettrica € 576.833 549.666 704.471 768.487 825.804

Tabella 3 – spese annuali registrate e simulate

Nel confrontare i valori riportati in Tabella 3 bisogna considerare l’aumento del costo

di energia elettrica e gas naturale verificato negli ultimi anni e tener conto che i dati

simulati sono stati calcolati tenendo conto dei costi ad inizio 2008; per cui il confronto

più significativo può essere effettuato con i dati del 2007.

La spesa per il combustibile simulata nel caso di risparmio economico ottimizzato (che

come si è visto si avvicina più alle modalità reali di gestione del cogeneratore) è stata

di circa il 17% superiore a quella registrata nel 2007; tuttavia andando a vedere la

Tabella 1 ci si può rendere conto che nel 2007 i consumi di combustibile sono stati

dell’11% inferiori a quelli simulati, per cui, considerando anche l’aumento del costo

che si è verificato ad inizio 2008, si può ritenere attendibile il risultato della

simulazione.

Il consumo di energia elettrica nel 2007 è stato invece di circa il 4,8% inferiore a quello

simulato ottimizzando il risparmio economico: la spesa per l’energia elettrica

acquistata è stata invece abbastanza inferiore, pari a – 9,1%. Nel Capitolo 2 si era visto

che il costo per kW impegnato stimato (in mancanza di dati certi) pari a 36,06 €/kW

poteva essere eccessivo, e questo confronto sembrerebbe confermarlo. Si ritiene

pertanto che nei conti economici relativi alle varie soluzioni progettuali si possa

considerare un costo per la potenza impegnata pari a 30 €/kW (iva inclusa)35.

5.2 Assenza o presenza di cogenerazione e trigenerazione

Per valutare la convenienza dell’installazione di un impianto di trigenerazione o di sola

cogenerazione nell’ospedale della Versilia, si è simulato il funzionamento degli

impianti in assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento e del complesso

34 pari alla massima assorbita nel corso dell’anno, ossia a 2171 kW secondo i risultati della simulazione. 35 considerando tale valore la spesa per l’energia elettrica simulata nel caso di ottimizzazione economica risulta del 7,3% maggiore rispetto a quella registrata nel 2007.



cogeneratore - gruppo frigorifero ad assorbimento e si sono confrontati i risultati con

quelli ottenuti nella simulazione dello stato attuale.

5.2.1 Ipotesi di assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento

In caso di assenza del gruppo frigorifero ad assorbimento l’installazione di un gruppo

frigorifero a compressione supplementare sarebbe stata indispensabile per la copertura

dei picchi del fabbisogno frigorifero: secondo i profili di assorbimento questo viene

raggiunto alle ore 14 e 15 della giornata tipo estiva ed è pari a 2682 kWhf (contro i

2540 kWf di potenza complessiva a pieno carico dei due gruppi presenti fino al 2008)

ma è facile capire che per via della variabilità dei carichi termici tale picco possa

presentarsi anche in maniera assai più accentuata. Si è ipotizzata perciò, per tale

ipotesi, la presenza di un terzo gruppo frigorifero di potenza frigorifera pari a quella del

gruppo ad assorbimento (1400 Kwf) caratterizzato dalla stesso COP degli altri due;

attualmente sono presenti sul mercato tecnologie migliori, ma per valutare meglio il

risparmio ottenibile col gruppo frigorifero ad assorbimento rispetto all’ipotesi di sua

assenza si è preferito ripiegare su una tecnologia disponibile anche al momento di

costruzione dell’impianto (difatti anche gli altri due gruppi frigoriferi sarebbero potuti

altrimenti essere più efficienti, e nello stesso modo il gruppo ad assorbimento).

In mancanza del gruppo frigorifero ad assorbimento si potrebbe fare a meno anche

degli attuali generatori di vapore, che risulterebbero sovradimensionati; ad essi si

sarebbero potuti sostituire due generatori più piccoli; tale aspetto non verrà però

considerato nei calcoli. L’impianto dell’acqua di raffreddamento del terzo gruppo a

compressione risulterebbero inoltre anch’esso più piccolo rispetto all’analogo per il

gruppo ad assorbimento e i consumi elettrici dei motori accessori sarebbero

paragonabili a quelli degli altri due gruppi frigoriferi.

Aumentando la potenza elettrica installata potrebbe di conseguenza aumentare la

potenza di picco assorbita dalla rete elettrica, e quindi i costi proporzionali alla potenza

impegnata. Tenendo conto anche della potenza assorbita dai motori accessori del GFC

supplementare (e di quella non assorbita dai motori accessori del GFA) si può stimare

la potenza supplementare impegnata pari a 190 kW36, corrispondente ad una spesa

aggiuntiva di 5700 €/anno.

36 l’operazione effettuata è la seguente: 1400 kWf / 5,7 kWf/kWe - 0,040 kWe/kWf ·1400 kWf , dove “5,7 kWf/kWe” è il COP del gruppo frigo e “0,040 kWe/kWf” è la differenza di assorbimento (per kWf prodotto) tra i motori accessori un GFA e quelli di un GFC.



Cambiando tipo di macchina possono inoltre variare i costi per la manutenzione37;

Tabella 4 riporta il costo di un contratto di manutenzione per le due tipologie di gruppi

frigoriferi in considerazione.

Costo del contrato di manutenzione "media" per un di gruppo frigorifero con potenza di circa 1000 kWf

38

GFA bistadio alimentato a vapore raffreddato ad acqua 2,5 - 4 €/kW all'anno

GFC a vite con COP circa 6 raffreddato ad acqua 2,5 - 3 €/kW all'anno

Tabella 4

Benché vi sia una più forte variabilità di prezzo (in particolare per i gruppi ad

assorbimento), la manutenzione per il GFA ha un costo mediamente più elevato, per

cui la sua sostituzione con un gruppo a compressione (per una potenza di 1400 kWf)

potrebbe comportare un risparmio stimabile in circa 700 €/anno.

Di seguito (Tabella 5, Tabella 6 e Tabella 7) sono riportati i risultati della simulazione

nel caso appena discusso di assenza del GFA, a confronto con quelli ottenuti con la

simulazione dell’impianto esistente.

a) TRIGENERAZIONE b) SOLA

COGENERAZIONE





Analisi economica (spese annuali medie di gestione al netto dei costi fissi39

)

Spesa per l'acquisto di gas naturale €

1.104.661 1.076.303 1.102.068 (-0,2%)

40

1.069.692 (-0,6%)

Spesa per olio e manutenzione cogeneratore €

92.003 87.604 91.682 (-0,3%)

86.597 (-1,1%)

Acquisto energia elettrica € 688.952 746.269 702.132 (+1,9%)

760.553 (+1,9%)

Accisa energia autoprodotta (ed autoconsumata) €

89.468 84.925 89.137 (-0,4%)

83.885 (-1,2%)

Ricavo vendita energia elettrica €

17.869 17.869 17.868 (+0,0%)

17.868 (-0,0%)

Costi fissi supplementari € 5.000 5.000

Uscite – Entrate € 1.957.216 1.977.232 1.972.151 (+0,8%)

1.987.859 (+0,5%)

Stima ricavi della vendita di eventuali certificati bianchi €

25.391 25.691 24.446 (-3,7%)

25.456 (-0,9%)

Uscite – Entrate (con vendita certificati bianchi) €

1.931.825 1.951.542 1.947.704 (+0,8%)

1.962.403 (+0,6%)

Tabella 5

37 si ipotizzerà che il costo differenziale di manutenzione per le torri evaporative sia trascurabile. 38 dati forniti da Trane Italia. Per contrato di manutenzione media, si intende un contratto che prevede tre visite di manutenzione all’anno. 39 sono però considerati i costi fissi differenziali. 40 il confronto è effettuato con il dato relativo all’ipotesi di trigenerazione con la stesso tipo di regolazione.




COGENERAZIONE





Altri dati (i valori si riferiscono ad un anno solare medio)

Combustibile per il cogeneratore (Nmc)

1.766.743 1.682.276 1.760.574 (-0,3%)

1.662.929 (-1,1%)

Combustibile per i generatori di vapore (Nmc)

29.208 29.231 28.034 (-4,0%)

28.034 (-4,1%)

Combustibile per i generatori di acqua calda (Nmc)

818.417 818.417 818.727 (+0,0%)

819.428 (+0,1%)


2.614.369 2.529.924 2.607.335 (-0,3%)

2.510.392 (-0,8%)

Combustibile defiscalizato e con IVA agevolata (Nmc)

1.642.912 1.564.364 1.637.175 (-0,3%)

1.546.374 (-1,1%)

Combustibile non defiscalizzato (Nmc)

971.457 965.559 970.160 (-0,1%)

964.017 (-0,2%)

Energia elettrica prodotta da cogenerazione (kWhe)

6.571.648 6.257.457 6.548.700 (-0,3%)

6.185.497 (-1,1%)

Energia elettrica acquistata (kWhe)

5.038.647 5.394.549 5.135.782 (+1,9%)

5.498.985 (+1,9%)

Energia elettrica venduta (kWhe)

384.342 384.342 384.324 (-0,0%)

384.324 (-0,0%)

Energia elettrica complessivamente consumata (kWhe)

11.225.952 11.267.664 11.300.157 (+0,7%)

11.300.157 (+0,3%)

Energia termica prodotta tramite cogenerazione (kWht)

8.104.445 7.716.972 7.823.483 (-3,5%)

7.628.227 (-1,1%)

di cui:

impiegata per la produzione di vapore per le utenze finali (kWht)

1.071.467 1.071.467 1.071.467 (+0,0%)

1.071.467 (+0,0%)

impiegata per la produzione di vapore per i gruppi frigo ad assorbimento (kWht)

443.973 186.785 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

impiegata per la produzione di acqua calda (kWht)

6.458.720 6.458.720 6.455.685 (-0,0%)

6.448.833 (-0,2%)

dissipata (kWht) 130.285 0 296.331 (+127,4%)

107.927

Energia frigorifera prodotta dai gruppi frigoriferi ad assorbimento (kWhf)

544.995 236.610 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

di cui:

prodotta tramite calore ceduto dal cogeneratore (kWhf)

532.767 224.142 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

prodotta grazie al funzionamento dei generatori di vapore (kWhf)

12.228 12.469 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Energia primaria consumata (tep)

2.462 2.456 2.475 (+0,5%)

2.460 (+0,1%)

Tabella 6




COGENERAZIONE





Risparmio energetico rispetto al caso di assenza di trigenerazione (i valori si riferiscono ad un anno solare medio)

Risparmio energetico associato al raffrescamento (tep)

4,44 2,02 0,00 (-100,0%)

0,00 (-100,0%)

Risparmio energetico associato al riscaldamento (tep)

140,98 147,64 137,15 (-2,7%)

147,76 (+0,1%)

Risparmio energetico associato alla produzione di energia elettrica (tep)

256,62 256,37 249,72 (-2,7%)

254,34 (-0,8%)

Indici per il riconoscimento della cogenerazione a fini normativi

IRE 0,345 0,350 0,334 (-3,3%)

0,347 (-0,8%)

LT 0,548 0,552 0,535 (-2,5%)

0,549 (-0,6%)

Tabella 7

Il confronto della soluzione “a” (trigenerazione) con la soluzione “b” (sola

cogenerazione) permette di evidenziare come la differenza tra le due soluzioni sia

minima sia in termini di risparmio energetico che di risparmio economico (addirittura

minore di quella che si ha paragonando i due tipi di gestione ottimizzata relativi alla

medesima soluzione progettuale!). Per quanto riguarda l’aspetto economico, la

soluzione “b” risulta più onerosa; a determinare l’aggravio delle spese è soprattutto la

crescita di richiesta di energia elettrica, seguita dalle maggiori spese legati all’aumento

della potenza elettrica di picco assorbita dall’ospedale (tale aumento è stato stimato per

eccesso41, tuttavia anche fosse circa la metà di quello considerato, come emergerebbe

dalla simulazione, non vi sarebbero modifiche sostanziali dei risultati). Nella soluzione

“b” le spese per il combustibile sono invece di poco inferiori , poiché come si è visto

nel Capitolo 4, in estate, in assenza di GFA, conviene impiegare il cogeneratore a

livelli di regolazione più bassi. Il minor funzionamento del cogeneratore, unito ad un

evidente aumento della dissipazione, conduce anche ad un minor risparmio energetico.

Appare interessante notare come nella soluzione “a”, l’energia termica prodotta dal

cogeneratore per alimentare il GFA sia pari al massimo a 545 kWht annuali, contro i

41 deriva dall’ipotesi implicita che almeno una volta all’anno capiti di impiegare tutti e tre i gruppi frigoriferi in contemporanea alla massima potenza e nelle ore di massimo fabbisogno di energia elettrica per usi finali (è possibile che nei pomeriggi più caldi dell’estate questo possa effettivamente avvenire).



ben 975 kWht42 necessari durante la stagione estiva per il post riscaldo: il post riscaldo

estivo non costituisce quindi un fabbisogno di calore trascurabile (come si afferma

talvolta in letteratura), almeno nel caso in esame, ed appare fondamentale per garantire

un funzionamento estivo conveniente del cogeneratore anche in assenza del GFA.

Per quel che riguarda il valore degli indici IRE e LT, questi risultano simili in entrambi

i casi (e con entrambi i tipi di regolazione) ed ampiamente superiori alla soglia per il

riconoscimento della cogenerazione a fini normativi.

5.2.2 Ipotesi di assenza del cogeneratore e del gruppo frigorifero ad

assorbimento

Nel caso di assenza del cogeneratore e del gruppo frigorifero ad assorbimento, la

rimanente parte dell’impianto potrà essere lasciata inalterata rispetto a quanto visto

nell’ipotesi precedente. Si dovrà cioè provvedere all’acquisto di un gruppo frigorifero a

compressone in sostituzione del GFA, ma non vi dovrebbe essere necessità di

acquistare caldaie in compensazione del cogeneratore; infatti le caldaie attualmente

presenti sono già in grado di soddisfare egregiamente il fabbisogno termico

dell’ospedale in assenza del cogeneratore, come avviene anche attualmente quando

questo non è disponibile. Per motivi di sicurezza potrebbe tuttavia esserci la necessità

di ampliare la potenzialità dei gruppi elettrogeni dell’ospedale.

Si potrebbe inoltre verificare una riduzione delle spese per il personale che gestisce

l’impianto, difficilmente quantificabile e che verrà perciò trascurata.

Si ipotizzerà che in tale ipotesi i costi fisse dell’impianto rimangano invariati rispetto

all’ipotesi progettuale precedente.

La Tabella 7 riporta i risultati della simulazione nel caso appena discusso di assenza

del GFA e del cogeneratore (ipotesi “c”), a confronto con quelli ottenuti con la

simulazione dell’impianto esistente (ipotesi “a”). Appare evidente che nell’ipotesi “c”

si ha un sostanzioso aumento della spesa di gestione (ancora maggiore qualora si

ipotizzi la partecipazione al meccanismo dei certificati bianchi); in assenza del

cogeneratore diminuisce solo del 10% circa la spesa per l’acquisto di gas naturale

(infatti il gas defiscalizzato bruciato dal cogeneratore ha un costo molto inferiore a

quello su cui viene pagata l’accisa piena), mentre raddoppia la spesa per l’acquisto di

energia elettrica; la differenza delle spese di gestione tra le ipotesi “c” e “a” varia tra

567.000 e 521.000 €/anno a seconda del tipo di regolazione dell’impianto di

42 dato calcolato i base alle considerazioni fatte sul fabbisogno termico estivo giornaliero del Capitolo 4.



cogenerazione (quando presente) e che vengano o no venduti gli eventuali certificati

bianchi.

Dal punto di vista energetico, in assenza del cogeneratore, l’energia primaria

complessivamente consumata dall’impianto aumenta di circa il 16%.

a) TRIGENERAZIONE C) ASSENZA DI

COGENERAZIONE





Analisi economica (spese annuali medie di gestione al netto dei costi fissi43

)

Spesa per l'acquisto di gas naturale €

1.104.661 1.076.303 983.592 (-11,0%)

983.592 (-8,6%)

Spesa per olio e manutenzione cogeneratore €

92.003 87.604 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Acquisto energia elettrica € 688.952 746.269 1.509.848 (+119,2%)

1.509.848 (+102,3%)

Accisa energia autoprodotta (ed autoconsumata) €

89.468 84.925 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Ricavo vendita energia elettrica €

17.869 17.869 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Costi fissi supplementari € 5.000 5.000

Uscite – Entrate € 1.957.216 1.977.232 2.498.440 (+27,7%)

2.498.440 (+26,4%)

Stima ricavi della vendita di eventuali certificati bianchi €

25.391 25.691 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Uscite – Entrate (con vendita certificati bianchi) €

1.931.825 1.951.542 2.498.440 (+29,3%)

2.498.440 (+28,0%)

Altri dati (i valori si riferiscono ad un anno solare medio)

Combustibile per il cogeneratore (Nmc)

1.766.743 1.682.276 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Combustibile per i generatori di vapore (Nmc)

29.208 29.231 151.534 (+418,8%)

151.534 (+418,4%)

Combustibile per i generatori di acqua calda (Nmc)

818.417 818.417 1.479.306 (+80,8%)

1.479.306 (+80,8%)


2.614.369 2.529.924 1.630.840 (-37,6%)

1.630.840 (-37,6%)

Combustibile defiscalizato e con IVA agevolata (Nmc)

1.642.912 1.564.364 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Combustibile non defiscalizzato (Nmc)

971.457 965.559 1.630.840 (+67,9%)

1.630.840 (+68,9%)

Energia elettrica prodotta da cogenerazione (kWhe)

6.571.648 6.257.457 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Energia elettrica acquistata (kWhe)

5.038.647 5.394.549 11.300.157 (+124,3%)

11.300.157 (+109,5%)

Energia elettrica venduta (kWhe)

384.342 384.342 0 (-100,0%)

0 (-100,0%)

Energia elettrica complessivamente consumata (kWhe)

11.225.952 11.267.664 11.300.157 (+0,7%)

11.300.157 (+0,3%)

Energia primaria consumata (tep)

2.462 2.456 2.862 (+16,2%)

2.862 (+16,5%)

Tabella 8

43 sono però considerati i costi fissi differenziali.



5.2.3 Ridimensionamento del cogeneratore

Si è ipotizzato di ridimensionare l’impianto di trigenerazione: sarà di seguito valutata,

dal punto di vista economico ed energetico, la possibilità di variare la taglia del

cogeneratore, mentre non si valuterà l’ipotesi di variare la taglia del GFA rispetto a

quella attuale (sia per semplicità, sia perché il suo dimensionamento è stato effettuato

principalmente in base a criteri di sicurezza, come si è visto nel Capitolo 4).

L’analisi che sarà effettuata prenderà come riferimento i parametri nominali di un

cogeneratore Guascor SFGLD 560/4/5544 (si tratta di un motore a combustione interna

alimentato a gas naturale) con una potenza elettrica a pieno carico di 952 kWe e i

rendimenti di regolazione rappresentati nel grafico di Figura 5 del Capitolo 1; si

ipotizzerà cioè, ai fini di questa analisi, che esistano cogeneratori di potenza elettrica

nominale diversa da quella di tale macchina, ma caratterizzati dagli stessi rendimenti (e

dalle stesse curve di regolazione). In realtà tale ipotesi non sarà quasi certamente

verificata, tuttavia si andrà ad analizzare soprattutto la possibilità di adottare un

cogeneratore di taglia maggiore di quello attuale e come si è visto macchine di

dimensioni maggiori sono generalmente caratterizzate da migliori rendimenti, per cui

l’ipotesi fatta risulta cautelativa.

Tale ipotesi ha permesso di tracciare il grafico di Figura 4, che riporta le spese annuali

di gestione (al netto dei costi fissi) in funzione della taglia del cogeneratore, calcolate

attraverso il programma di simulazione45, supponendo l’assenza del GFA e la

possibilità di far funzionare il cogeneratore Guascor con una regolazione massima del

50%, così come si era fatto per l’attuale cogeneratore Jembacher.

Appare subito evidente che il massimo risparmio economico, indipendentemente dal

tipo di gestione e dall’eventuale vendita dei certificati bianchi si ha per una taglia del

cogeneratore circa doppia di quella attualmente installata.

Il maggior risparmio relativo alla taglia da 1000 kW rispetto a quello conseguito con il

cogeneratore attuale si spiega con il maggior rendimento di primo principio

(quantomeno nominale) della macchina Guascor, un modello più recente e quindi

dotato di tecnologie più avanzate.

44 la scelta di tale modello è stata effettuata solo per motivi di praticità, in quanto il Dipartimento di Energetica “S.Stecco” disponeva di tutti i dati relativi alla macchina. Si tratta comunque di una macchina di buona qualità, e sebbene non sia capace di raggiungere i rendimenti elettrici di una cogeneratore Jembacher. 45 anche in questo caso si è considerata una disponibilità del cogeneratore pari all’81,5% e gli stessi costi di manutenzione del cogeneratore Jembacher.



Spese annuali di gestione* in funzione

della dimensione del cogeneratore

1.550.000

1.600.000

1.650.000

1.700.000

1.750.000

1.800.000

1.850.000

1.900.000

1.950.000

2.000.000

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000

Potenza elettrica nominale (kWe)

€

cogeneratore Guascor (gestione 1)

cogeneratore Guascor con venditaCertificati Bianchi (gestione 1)Cogeneratore guascor (gestione 2)

cogeneratore Guascor con venditaCertificati Bianchi (gestione 2)cogeneratore attuale (gestione 1)

cogeneratore attuale (gestione 2)

Figura 4 – (* le spese annuali di gestione rappresentate non tengono conto dei costi fissi;

“gestione 1” è la gestione che ottimizza il risparmio economico,

“gestione 2” quella che ottimizza il risparmio energetico)

Poiché l’ipotesi di impiegare il cogeneratore in regolazione fino al massimo al 50%

risulta restrittiva rispetto a quanto riportato in letteratura (secondo la quale i motori a

combustione interna possono essere impiegati anche a regolazioni minori) si è

disegnato il grafico di Figura 5, che riporta le spese annuali di gestione dell’impianto al

netto delle spese fisse (e senza considerare la vendita dei certificati bianchi)

ipotizzando di poter impiegare il cogeneratore fino ad una regolazione del 20%: i

rendimenti in regolazione sono stati ricavati interpolando i dati disponibili per una

regolazione fino al 60%46.

In tal modo è possibile ottenere sia un maggior risparmio economico che energetico (si

veda Figura 6) specialmente per taglie maggiori del cogeneratore, poiché qualora la

regolazione sia possibile solo fino al 50%, ciò renderà necessaria per cogeneratori di

maggior potenza, lo spegnimento della macchina o la dissipazione del calore per

potersi adattare ai fabbisogni termici delle ore di minor richiesta.

Il grafico di Figura 6 mostra come anche l’andamento del consumo di energia primaria

in funzione della taglia del cogeneratore sia caratterizzato da un minimo, registrato per

una potenza leggermente inferiore a quella vista per il minimo delle spese di gestione,

pari a circa 1800 kWe.

46 l’interpolazione è stata effettuata secondo funzioni logaritmiche per i rendimenti elettrici e termici, mentre invece è stata ipotizzato un andamento polinomiale di secondo grado per il valore in regolazione di fvap.



Spese annuali di gestione* in funzione

della dimensione del cogeneratore

1.550.000

1.600.000

1.650.000

1.700.000

1.750.000

1.800.000

1.850.000

1.900.000

1.950.000

2.000.000

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000


€

spese annuali (gestione 1)con regolazione < 50%

spese annuali (gestione 2)con regolazione < 50%

spese annuali (gestione 1)con regolazione fino a 50%

spese annuali (gestione 2)

con regolazione fino a 50%

Figura 5 – spese annuali di gestione senza vendita di certificati bianchi (* le spese annuali di

gestione rappresentate non tengono conto dei costi fissi; “gestione 1” è la gestione che ottimizza il

risparmio economico, “gestione 2” quella che ottimizza il risparmio energetico)

Energia primaria consumata annualmente

in funzione della taglia del cogeneratore

2.150

2.200

2.250

2.300

2.350

2.400

2.450

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000

potenza elettrica nominale (kWe)

en

erg

ia p

rim

ari

a (

tep

)

Gestione 2 con

regolazione < 50%

Gestione 1 con

regolazione < 50%

Gestione 2 con

regolazione fino a 50%

Gestione 1 con

regolazione fino a 50%

Figura 6 – (“gestione 1” è la gestione che ottimizza il risparmio economico, “gestione 2” quella che

ottimizza il risparmio energetico)

Si sono infine confrontati, al variare della taglia del cogeneratore, i risultati economici

ed energetici della gestione annuale dell’impianto47 sia in presenza che in assenza del

gruppo frigorifero ad assorbimento48 (si vedano Figura 7, 8 e 9), evidenziando come

47 sempre nell’ipotesi di poter regolare il cogeneratore fino al 20%. 48 si considera il GFA attualmente presente nel’impianto.



l’adozione di tale macchina comporti un aumento del risparmio sia energetico che

economico che cresce notevolmente all’aumentare della taglia della macchina; si

ricordi che il gruppo frigorifero da 1400 kWf attualmente presente risulta

sovradimensionato rispetto alla capacita di produzione di vapore dell’attuale

cogeneratore, e che solo aumentando la taglia del cogeneratore diviene possibile

sfruttarlo alla massima potenza.

Spese annuali in funzione della

dimensione del cogeneratore

in assenza o presenza di GFA

1.550.000

1.600.000

1.650.000

1.700.000

1.750.000

1.800.000

1.850.000

1.900.000

1.950.000

2.000.000

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000


€

gestione 1 con GFA

gestione 2 con GFA

gestione 1 senza GFA


Figura 7

Spese annuali in funzione della

dimensione del cogeneratore

con vendita Certificati Bianchi

1.550.000

1.600.000

1.650.000

1.700.000

1.750.000

1.800.000

1.850.000

1.900.000

1.950.000

2.000.000

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000


€

gestione 1 con GFA

gestione 2 con GFA



Figura 8



Energia primaria consumata annualmente

in funzione della taglia del cogeneratore

in assenza o presenza di GFA

2.150

2.200

2.250

2.300

2.350

2.400

2.450

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000


en

erg

ia p

rim

ari

a (

tep

)

Gestione 2 con GFA

Gestione 1 con GFA

Gestione 2 senza GFA

Gestione 1 senza GFA

Figura 9

L’impiego del GFA tende ad aumentare lievemente la potenza del cogeneratore per cui

si hanno i picchi di risparmio energetico ed economico, che rimangono comunque

intorno al doppio della potenza attualmente installata.

Qualora si volesse modificare l’impianto esistente, sarebbe dunque da tenere in

considerazione l’ipotesi di aumentare a taglia del cogeneratore ed eventualmente di

studiare la combinazione di taglia di cogeneratore e gruppo frigorifero (oltre che le

altre caratteristiche tecniche di entrambe le macchine) tali da massimizzare il risparmio

economico ed energetico annuali. Ci si può chiedere perché l’impianto sia stato

dimensionato in maniera non ottimizzata. Una prima risposta può essere che l’impianto

era stato progettato senza considerare la vendita di energia elettrica, ritenuta poco

conveniente (ai prezzi di allora) e che in mancanza del meccanismo del “ritiro

dedicato” risultava assai complessa.

Si noti (Tabella 9) che il risparmio energetico ottenibile passando dall’impianto attuale

ad uno dotato di un cogeneratore di potenza doppia, sarebbe poco più della metà di

quello ottenuto mediante l’installazione del cogeneratore attuale e che il risparmio

economico rispetto all’assenza di cogenerazione passerebbe dal 21,7% al 35,5%,

ottenibile anche grazie alla vendita dei certificati bianchi che potrebbero essere

riconosciuti per il maggior risparmio energetico conseguito.

Potrebbe addirittura risultare vantaggiosa l’installazione di un secondo cogeneratore

affiancato a quello attualmente presente: ciò permetterebbe anche di garantire, nei

periodi di indisponibilità di una delle due macchine, il funzionamento dell’altra,



aumentando ulteriormente l’entità dei risparmi, nonché la sicurezza di

approvvigionamento elettrico, termico e frigorifero dell’ospedale.

Assenza di

cogeneratore Stato

attuale Cogeneratore con potenza

nominale 2000 kWe Energia primaria consumata (tep)

2.862

2.462 (-14%)

2.230 (-22,1%)

Spese di gestione (€) 2.498.440 1.957.216 1.626.961

Vendita certificati bianchi49

(€) 14.560

Spese di gestione detraendo vendita certificati bianchi (€)

2.498.440

1.957.216 (-21,7%)

1.612.402 (-35,5%)

Tabella 9 – energia primaria consumata annualmente e spese di gestione (al netto dei costi fissi) di varie ipotesi progettuali con gestione ottimizzata economicamente e GFA.

Risulta comunque necessario effettuare un’analisi finanziaria delle varie ipotesi di

ridimensionamento per capire se un cogeneratore di dimensioni maggiori (o un

secondo cogeneratore) possa essere davvero un buon investimento.

5.3 Analisi finanziaria delle soluzioni presentate

L’analisi economica da sola non è ancora in grado di dare l'indicazione definitiva sulla

fattibilità ed effettiva convenienza di un investimento in quanto non tiene conto

dell’esborso iniziale e della dimensione temporale durante la quale avvengono i flussi

di denaro (siano essi spese o guadagni): il valore del denaro non rimane infatti stabile

nel tempo; l’analisi finanziaria mette a disposizione gli strumenti per valutare un

investimento considerando anche tali aspetti. Di seguito saranno analizzati tali

strumenti ed effettuata un’analisi finanziaria delle ipotesi progettuali fin qui

considerate.

5.3.1 Gli strumenti dell’analisi finanziaria

I metodi usualmente adottati per l’analisi finanziaria sono:

- il calcolo del Valore Attuale Netto (somma algebrica delle entrate ed uscite

attualizzate secondo un tasso di riferimento)

- il calcolo del Pay Back Time (calcolo del numero di anni necessario per

compensare l'investimento attraverso flussi positivi attualizzati)

49 relativi al risparmio energetico ulteriore relativo all’aumento della taglia del cogeneratore



- calcolo del Tasso Interno di Rendimento (individuazione del tasso di

attualizzazione che azzera algebricamente le entrate ed uscite associate al

progetto e confronto del tasso individuato con un tasso di confronto)

Se attentamente calcolato e valutato, il metodo del Valore Attuale Netto (VAN) è forse

il miglior criterio di analisi degli investimenti. Il VAN risulta dato dall'espressione

seguente:

( ) ( )0

1 1 1

ni

i ni

FC EVAN I

r r=

= − + ++ +

∑ [Equazione 8]

dove:

- I0 è il costo iniziale dell’investimento ;

- FCi è il flusso di cassa realizzato nell’anno i-esimo, che nel caso di un

investimento che produce un risparmio sulle spese di gestione, è pari a tale

risparmio;

- E è il valore residuo dell’investimento al temine del periodo di riferimento, che

può essere positivo qualora l’investimento conservi del valore residuo o

negativo qualora sia invece necessaria la dismissione e questo comporti dei

costi (nelle successive analisi si considererà che costi di dismissione e valore

residuo si controbilancino, rendendo possibile trascurare questo termine);

- i è un indice che va da 1 a n e che permette di discretizzare il tempo durante il

quale l’investimento produce un flusso di cassa (ad esempio il tempo di

funzionamento previsto per l’impianto di trigenerazione); generalmente la

discretizzazione viene effettuata in n anni.

- r è il tasso di attualizzazione di riferimento; questa variabile coincide col

rendimento medio del capitale all’interno dell’azienda, qualora l’investimento

sia effettuato da un privato. Nel caso un investimento comporti rischi (ossia

maggiori probabilità che i flussi di cassa siano diversi di quelli previsti) è

necessario considerare un tasso di attualizzazione più elevato per tener conto

della naturale avversione al rischio dell’investitore.

Quando, come nel caso in questione, si deve valutare un investimento di

un’amministrazione pubblica, in genere si usa un tasso che rifletta quello che si sarebbe

potuto ottenere se i fondi non fossero stati sottratti al settore privato; come individuare

tale tasso nella pratica è però oggetto di discussioni.



Una possibilità è quella di impiegare il tasso di interesse che lo Stato concede agli

investitori che gli prestano dei soldi investendo in Titoli Pubblici; tale tasso varia a

secondo della durata del prestito e del particolare quadro macroeconomico. La Banca

d’Italia ad esempio pubblica ogni mese il valore dell’Indice Rendistato, calcolato come

media ponderata di un paniere di titoli pubblici50 e che viene impiegato anche come

parametro di riferimento per il massimo interesse da applicare ad operazioni di mutuo

effettuato da enti locali, nonché nelle operazioni di credito agevolato.

Un altro indice di riferimento è l’Euribor, calcolato come tasso di interesse medio delle

transazioni finanziarie in Euro tra le principali banche europee; generalmente le banche

concedono prestiti ai privati impiegando un tasso Euribor addizionato di uno “spread”

che varia a secondo della durata e delle garanzie fornite dal richiedente del prestito

(generalmente è compreso tra lo 0,7% ed il 3%). Il grafico di Figura 10 mostra

l’andamento dell’indice Rendistato e dell’Euribor a 6 mesi51 negli ultimi 8 anni:

l’andamento dei due indici è abbastanza simile sebbene il Rendistato raggiunga valori

un po’ più elevati ed abbia un andamento più costante; entrambi gli indici attualmente

hanno un valore pari a circa il 5%.

Andamento indici Euribor e Rendistato

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

gennaio

2000

giu

gno 2

000

novem

bre

2000

aprile

2001

settem

bre

2001

febbra

io 2

002

luglio

2002

dic

em

bre

2002

maggio

2003

ottobre

2003

marz

o 2

004

agosto

2004

gennaio

2005

giu

gno 2

005

novem

bre

2005

aprile

2006

settem

bre

2006

febbra

io 2

007

luglio

2007

dic

em

bre

2007

maggio

2008

EURIBOR a 6 Mesi

RENDISTATO

Figura 10

50 Buoni del Tesoro Poliennali a 5, 10, 15 e 20 anni che costituiscono il 64% dei titoli do Stato in circolazione 51 vi sono numerosi indici di riferimento Euribor a secondo della durata del prestito interbancario, che può ad esempio essere di 3 mesi, di 6 mesi, di 12 mesi, ecc. Generalmente i mutui concessi dalle banche a strutture pubbliche o private si basano indipendentemente dalla durata del mutuo stesso, su uno di questi indici (hanno tutti andamenti tra loro simili) a cui viene sommato uno spread dipendente dalle condizioni del mutuo stesso.



Il Pay Back Period (DPBT) o periodo di recupero scontato si calcola cercando il valore

DPBT da attribuire all’indice i del VAN in modo che questo risulti pari a zero

(Equazione 9); rappresenta quindi il numero di anni necessari affinché i flussi di cassa

cumulati previsti uguaglino l’investimento iniziale.

( ) ( )0

1

01 1

DPBTi

i DPBTi

FC EI

r r=

− + + =+ +

∑ [Equazione 9]

Il DPBT, da un punto di vista operativo, può essere utilizzato come indicatore di

esposizione al rischio (in generale più tempo è necessario per recuperare l’investimento

e più questo è rischioso), o come generale accettazione (fissato un tempo massimo di

ritorno il valore di DPBT deve risultare uguale o inferiore ad esso). Tra due

investimenti caratterizzati da valori analoghi del VAN, generalmente è preferibile

quello con DPBT minore.

Infine il tasso interno di rendimento (TIR) determina il costo del capitale oltre il quale

l’investimento non è più conveniente (è il valore di r che annulla il VAN, come

espresso in termini matematici dall’Equazione 10):

( ) ( )0

1

01 1

ni

i ni

FC EI

TIR TIR=

− + + =+ +

∑ [Equazione 10]

Il TIR risulta particolarmente utile qualora sia fissato il tempo di ritorno entro il quale

si vuole recuperare l’investimento, oppure si disponga del tasso d’interesse relativo ad

un investimento alternativo e si voglia effettuare un confronto con esso.

Un’analisi finanziaria effettuata con tali strumenti non risulta tuttavia esaustiva: è

infatti impossibile stabilire con certezza se un investimento riuscirà effettivamente ad a

avere la rendita prevista, poiché essa dipende da una moltitudine di fattori; ad esempio

nel caso in esame appare evidente che una variazione del costo dell’energia elettrica,

del gas naturale, o della manutenzione può influire sui flussi di cassa degli anni durante

i quali l’impianto dell’ospedale sarà in funzione. Inoltre il costo del denaro potrebbe

modificarsi a causa di fattori macroeconomici, rendendo l’analisi a tasso di riferimento

fisso poco adatta ad attualizzare il valore dei flussi di cassa. Ovviamente più è lunga la

vita operativa di un investimento e più in generale sarà difficile prevedere quali saranno

le condizioni che si verificheranno durante tale lasso di tempo (ad esempio durante la



vita di un impianto di trigenerazione, stimabile in 15-20 anni, è praticamente

impossibile che non si verifichino cambiamenti di prezzo dell’energia). Per questo

motivo è possibile considerare vari scenari facendo variare i fattori che influenzano i

flussi di cassa attualizzati e analizzare come questi ultimi variano in funzione dei primi;

tale procedimento è definito “analisi di sensibilità”.

Alcuni investimenti possono in tal modo rivelarsi più sensibili di altri alla variazione

delle condizioni ipotizzate per l’analisi economica, e l’imprenditore o l’amministratore

pubblico potrà così valutare se preferire un investimento più sensibile (e dunque meno

sicuro), ma potenzialmente capace di assicurare una maggiore rendita, ad uno meno

sensibile, ma caratterizzato da margini di guadagno inferiori.

5.3.2 VAN e Pay Back Time delle varie soluzioni progettuali

L’analisi finanziaria richiede innanzitutto di conoscere l’entità dell’investimento, ossia

il costo delle macchine (e della loro installazione) necessarie per realizzare le soluzioni

progettuali analizzate, che è stato fin qui tralasciato. A tale proposito si può far

riferimento ai dati riportati in Tabella 10.

costo componenti impiantistici52

potenza di riferimento

costo al kW

compresi nel prezzo

gruppo frigoriferi a R134a 1000-2000 kWf 180 €/kWf -

gruppo frigorifero ad assorbimento bistadio LiBr Shuangliang

53 circa 1200 kWf 147 €/kWf -

torri evaporative 500-8000 kWt 16 €/kWt -

cogeneratore Guascor SFGLD

circa 1000 kWe

750 €/kWe

installazione e scambiatori di calore

caldaia a metano standard 3000-4000 kWt 13 €/kWt -

caldaia a metano a condensazione 1000 kWt 115 €/kWt -

Tabella 10

Come già discusso, si dovrà valutare l’entità dell’investimento differenziale; nel caso di

sostituzione del gruppo frigorifero ad assorbimento con uno a compressione della

stessa potenza, l’investimento differenziale sarà pari al costo differenziale al kW delle

52 i dati della tabella (a parte quelli relativi al GFA) sono stati forniti dal Dipartimento di Energetica “S.Stecco”. 53 si tratta del modello HSB 331, con una capacità Frigorifera di 1160 kW alimentato ad acqua calda a 130-70°C, capace di produrre acqua refrigerata a 12-7°C, con temperatura dell’acqua di raffreddamento di 32-38°C (i dati relativi a tale macchina sono stati forniti da Tecneuropa s.r.l.).



due macchine, moltiplicato per la potenza (33 €/kWf54 ·1400 kWf = 46.200€) ; a questo

andranno sottratti i costi differenziali relativi al diverso dimensionamento della torre

evaporativa (16 €/kWt·921 kWt55 =14.736€); l’investimento differenziale, al netto dei

costi di installazione56 ed IVA sarà dunque pari a circa 31.500 €; i costi di manodopera

per l’installazione non differiranno molto nei due casi; i costi per tubature e pompe57

saranno superiori nel caso del GFA a causa della maggior quantità di acqua da

movimentare; si dovrà inoltre tener conto dell’IVA al 20%. Si può dunque considerare,

nel caso di sostituzione del GFA con il GFC, un costo differenziale d’investimento che

può essere stimato tra 0 e 36.000 €. Appare quindi evidente che tale ipotesi progettuale

è da scartare (almeno per un dimensionamento del cogeneratore superiore a 800 kWe),

dato che il costo d’investimento risulta pari o maggiore e i costi di gestione, maggiori.

Nell’ipotesi di variare le dimensioni del cogeneratore si potrà invece considerare come

costo d’investimento differenziale il costo per kWe riportato in Tabella 10 moltiplicato

per la potenza che si suppone di installare; a questo andrà aggiunta l’IVA del 20%.

Il grafico di Figura 11 riporta l’andamento di VAN e DPBT al variare della taglia del

cogeneratore installato58, con:

- I0 pari al costo differenziale tra l’ipotesi di assenza di cogenerazione e le

ipotesi relative alla presenza del cogeneratore e GFA59;

- FCi è pari al risparmio calcolato annualmente per una gestione

economicamente ottimizzata dell’impianto rispetto all’ipotesi di assenza di

cogenerazione (sarà considerato fisso);

- i è un indice che va da 1 a 18, poiché si è considerato che l’impianto permetterà

un risparmio economico per 17 anni (il primo anno si sono considerati solo

esborsi relativi all’investimento).

- r è il tasso di attualizzazione di riferimento, posto pari al 6%.

Così come si era visto nell’analisi economica, anche in questo caso la taglia su cui

sembra più conveniente investire è quella di 1800-2000 kWe, che garantirebbe anche

un tempo di ritorno accettabile, pari a circa 2,5 anni. La vendita degli eventuali

certificati bianchi appare abbastanza ininfluente nella valutazione finanziaria della

54 si prendono come riferimento i costi di tabella 10, sebbene le caratteristiche tecniche dei gruppi frigo di cui ivi sono riportati i prezzi non corrispondono completamente a quelli impiegati nell’impianto. 55 il calore da dissipare per GFC con COP 5,7 è pari a 1,175 kWht per ogni kWhf prodotto, mentre per la macchina ad assorbimento con COP 1,2 è pari a 1,833 kWht per ogni kWhf. 56 questi possono essere stimati pari al 20% del costo della macchina. 57 tali costi vengono generalmente stimati pari al 15% del costo d’acquisto del gruppo frigorifero. 58 si considerano i costi di gestione precedentemente calcolati per il cogeneratore Guascor regolabile fino al 20% della potenza nominale. 59 cautelativamente si è considerato nullo l’esborso differenziale per la sostituzione del GFC con GFA.



taglia da scegliere (si ricordi peraltro che in realtà i TEE vengono riconosciuti solo per

i primi 5 anni successivi all’intervento di risparmio), anzi sembra favorire la scelta di

una taglia leggermente superiore a quella che massimizza il risparmio energetico.

VAN dopo 17 anni e DPBT in funzione

della dimensione del cogeneratore (r=6%)

€ 0

€ 1.000.000

€ 2.000.000

€ 3.000.000

€ 4.000.000

€ 5.000.000

€ 6.000.000

€ 7.000.000

€ 8.000.000

€ 9.000.000

600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800 3000


VA

N

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

DP

TB

(a

nn

i)

VAN senza vendita TEE

VAN con vendita TEE

DPBT senza vendita TEE

DPBT con vendita TEE

Figura 11 – (“TEE” sta per “Titoli di Efficienza Energetica”)

5.3.3 Analisi di sensibilità

L’analisi fin qui effettuata non tiene conto dell’incertezza che si riscontra sui seguenti

dati, alcuni dei quali possono peraltro variare durante l’arco di vita dell’impianto:

1. costo dell’energia elettrica e relativa tassazione;

2. costo del gas naturale e relativa tassazione;

3. precisione dei profili di assorbimento e del modello impiegato;

4. costo della manutenzione;

5. effettivo rendimento e disponibilità delle varie apparecchiature

dell’impianto;

6. prezzo dei certificati bianchi;

7. tasso d’interesse;

8. investimento iniziale;

sarà perciò effettuata una breve analisi di sensibilità per capire quanto tale incertezza

possa influire sulla determinazione della taglia più conveniente (dal punto di vista

puramente economico) dell’impianto.



L’effetto dei prime sei fattori dell’elenco è quello di creare incertezza sul cash flown

annuale; conviene quindi dapprima discutere la loro influenza sul cash flown e quindi

studiare il variare del VAN e del pay back time in dipendenza dei flussi di cassa, del

tasso d’interesse e dell’investimento iniziale. Per non appesantire troppo questa analisi

si eviterà di considerare l’eventuale provento della vendita dei certificati bianchi e

dunque, anche di valutare come possa evolversi il loro prezzo nel futuro.

Per quanto riguarda il costo dell’energia elettrica, al suo aumentare, aumenta anche il

cash flown60; si può supporre che i costi fissi relativi alla tariffa dell’energia elettrica e

le tasse rimangano più o meno invariati anche nei prossimi anni; i costi di generazione

invece hanno una maggiore volatilità, come si è visto nel Capitolo 2, e tendono ad

aumentare: secondo dati del GME il Prezzo Unico Nazionale (PUN) dell’energia

elettrica (che può essere considerato un ottimo indice del suo costo di generazione) è

aumentato tra 2004 e 2007 dell’11% all’anno, con un massimo del 27% all’anno e

minimo del -1% all’anno. Si può ipotizzare che anche nei prossimi anni continui il

trend attuale, tuttavia è bene valutare anche uno scenario più sfavorevole, in cui si

suppone che il costo rimanga costante, ed uno più favorevole, con un aumento pari al

15% all’anno61.

Per quanto riguarda il costo del gas naturale, il suo l’aumento provoca in questo caso

una riduzione del cash flown; il costo del combustibile, al netto delle imposte, è

cresciuto negli ultimi ad un ritmo praticamente identico a quello visto per il PUN,

come evidenziano anche le bollette del gas naturale degli ultimi tre anni dell’Ospedale

della Versilia. Si potrà quindi ipotizzare che nel caso più sfavorevole l’aumento sia del

15%, nel caso medio dell’11% e nel caso più favorevole che il prezzo rimanga

costante.

Per quanto riguarda i profili di assorbimento, la maggiore incertezza riguarda il profilo

di assorbimento del riscaldamento e soprattutto del fabbisogno estivo per il post

riscaldo; alla luce di quanto discusso nel Capitolo 4 e di quanto evidenziato in questo

capitolo a proposito della precisione del modello utilizzato, si può ipotizzare, che nel

caso più sfavorevole, le spese di gestione dell’impianto (al netto delle spese fisse)

risultino tutti gli anni inferiori del 10% rispetto a quelle calcolate con il modello e che

nel caso più favorevole risultino invece sempre superiori del 10%.

60 come già spiegato nel Capitolo 1. 61 il costo dell’energia elettrica acquistata potrà essere calcolato addizionando il costo fisso dei vari corrispettivi al “corrispettivo per la vendita dell’energia elettrica proporzionale al prelievo” (si vedano le condizioni di somministrazione dell’energia elettrica all’Ospedale della Versilia nel Capitolo 2) che si suppone segua l’andamento del PUN, e che sarà quindi incrementato ogni anno delle percentuali fissate.



Per quanto riguarda la disponibilità delle apparecchiature, la stima del’81,5% che è

stata utilizzata per calcolare il cash flown risulta cautelativa: se, come abbastanza

probabile, la disponibilità risultasse maggiore, i risparmi potrebbero aumentare. D’altra

parte il rendimento del cogeneratore sarà probabilmente di qualche punto percentuale

inferiore a quello nominale, e questo provocherà una riduzione dei flussi di cassa.

Per una taglia di 2 MWe, un aumento della disponibilità all’85,5 e una riduzione del

rendimento elettrico del 2%62 provocano rispettivamente un aumento del cash flown

del 4% e una riduzione del cash flown del 4%: gli effetti tendono dunque a

compensarsi e l’incertezza su questi dati potrà essere ricondotta alla categoria

“precisione dei profili di assorbimento e del modello impiegato”.

Il costo della manutenzione e dell’olio per il cogeneratore potrebbe essere leggermente

diverso a quello stimato, inoltre tende ad aumentare con l’inflazione (che secondo

l’ISTAT è stata pari, negli ultimi 5 anni a circa il 2% all’anno63), producendo una

riduzione del cash flown. Nel migliore dei casi si può ipotizzare che rimanga costante,

in uno scenario intermedio che aumenti del 2% all’anno e in uno scenario pessimista

che aumenti del 4% all’anno64.

Appare evidente (si veda tabella 11) che le combinazioni possibili che si ottengono

considerando le 3 circostanze considerate (sfavorevole alla cogenerazione, favorevole o

intermedio) per ciascuno dei 4 fattori analizzati (costo dell’energia elettrica, del gas

naturale, della manutenzione e variazione delle spese annuali di gestione per incertezza

sui risultati del modello) sono 81; tuttavia non vi sarà la necessità di considerarli tutti:

infatti è estremamente improbabile che alcuni possano verificarsi contemporaneamente,

quali l’aumento dei costi dell’energia elettrica del 20% all’anno non accompagnato da

alcun aumento del costo del gas naturale65.

scenario più sfavorevole

scenario intermedio

scenario più favorevole

costo energia elettrica (al netto di imposte e costi fissi) +0% all'anno +11% all'anno +15% all'anno

costo gas naturale (al netto delle imposte) +15% all'anno +11% all'anno +0% all'anno

costo manutenzione cogeneratore +4% all'anno +2% all'anno +0% all'anno

variazione delle spese di gestione per incertezza modello -10% +0% +10%

Tabella 11 – possibili variazione dei fattori che influenzano il cash flown

62 si suppone che questo non sia compensato da un incremento del rendimento termico. 63 si fa qui riferimento all’indice nazionale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati. 64 un tale tasso d’inflazione non si registra dal 1996, quando in Italia la moneta utilizzata era ancora la Lira. 65 si vedano a tale proposito i Paragrafi 4 e 5 del Capitolo 2.



Si procederà perciò a calcolare l’entità dei flussi di casa valuteranno solo per gli scenari

riportati in Tabella 12, che si ipotizzano particolarmente significativi. In tutti gli scenari

si supporrà che a partire dal dodicesimo anno il cash flow rimanga stabile.

scenario

A1 scenario

A2 scenario

B scenario

C scenario

D1 scenario

D2

costo energia elettrica (al netto di imposte e costi fissi)

+0% all'anno

+0% all'anno

+6% all'anno

+11% all'anno

+15% all'anno

+15% all'anno

costo gas naturale (al netto delle imposte)

+0% all'anno

+0% all'anno

+9% all'anno

+11% all'anno

+15% all'anno

+15% all'anno

costo manutenzione cogeneratore

+2% all'anno

+2% all'anno

+3% all'anno

+2% all'anno

+4% all'anno

+4% all'anno

variazione costi annuali di gestione impianto per incertezza modello +10% +0% +0% +0% +0% -10%

Tabella 12 – scenari considerati nell’analisi di sensibilità

Lasciando invariato il tasso di interesse e l’investimento iniziale rispetto a quelli

considerati nel paragrafo precedente, si sono tracciati i diagrammi di Figura 12 e 13,

che riportano rispettivamente VAN (a 17 anni) e DPBT per i vari scenari di Tabella 12

(ovviamente il cash flown è calcolato come differenziale tra le spese di gestione

dell’impianto66 senza cogenerazione e quelle sostenute con la trigenerazione67)

VAN (dopo 17 anni) in funzione


€ 0

€ 2.000.000

€ 4.000.000

€ 6.000.000

€ 8.000.000

€ 10.000.000

€ 12.000.000

€ 14.000.000

€ 16.000.000

€ 18.000.000

€ 20.000.000

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600


VA

N

Scenario A1

Scenario A2

Scenario B

Scenario C

Scenario D1

scenario D2

Figura 12 – VAN a 17 anni senza considerare le entrate relative ai TEE in vari scenari.

66 calcolate simulando la modalità di regolazione del generatore che massimizza i risparmi economici. 67 entrambe calcolate anno per anno nei diversi scenari.



DPBT in funzione


1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600


DP

BT

Scenario A1

Scenario A2

Scenario B

Scenario C

Scenario D1

scenario D2

Figura 13 –DPBT in vari scenari68, senza considerare le entrate relative ai TEE

A secondo dello scenario, il VAN viene massimizzato per taglie dell’impianto

comprese tra 2200 (scenari più favorevoli) e 1800 (scenari più sfavorevoli). Il tempo di

ritorno dell’investimento appare sempre abbastanza contenuto (soprattutto

considerando l’ipotesi che nel primo anno vi siano solo uscite e nessuna entrata).

Generalmente nelle valutazioni finanziarie si considerano tassi d’attualizzazione

superiori al 6%, per cui si è valutata l’ipotesi di raddoppiare il tasso al 12%, e

contemporaneamente di aumentare il costo dell’investimento del 20%: ovviamente tali

circostanze tendono a rendere meno conveniente l’investimento rispetto a quelle

considerate prima.

Dai grafici di Figura 14 e di Figura15 emerge che anche nelle ipotesi più pessimiste

converrebbe adottare un impianto di taglia assai superiore a quella attualmente

installata; il tasso d’interesse più alto unito al maggior costo del’investimento fa

protendere verso un impianto da 1800 kW che come si è visto è quello che consente

anche il maggior risparmio energetico, tuttavia anche la possibilità di raddoppiare la

potenza attualmente installata continua ad essere appetibile.

68 i valori del DPBT sono stati ricavati graficamente, e sono affetti da incertezza valutabile pari a ±0,1 anni.



VAN (dopo 17 anni) in funzione


€ 0

€ 2.000.000

€ 4.000.000

€ 6.000.000

€ 8.000.000

€ 10.000.000

€ 12.000.000

€ 14.000.000

€ 16.000.000

€ 18.000.000

€ 20.000.00060

0

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600


VA

N

Scenario A1

Scenario A2

Scenario B

Scenario C

Scenario D1

scenario D2

Figura 14 – VAN a 17 anni (ipotizzando costi d’investimento maggiorati del 20%) in vari scenari,

senza considerare le entrate relative ai TEE

DPBT in funzione della dimensione

del cogeneratore (r=12%)

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600


DP

BT

Scenario A1

Scenario A2

Scenario B

Scenario C

Scenario D1

scenario D2

Figura 15 –DPBT69 in vari scenari (ipotizzando costi d’investimento maggiorati del 20%), senza

considerare le entrate relative ai TEE

69 i valori del DPBT sono stati ricavati graficamente, e sono affetti da incertezza valutabile pari a ±0,1 anni.

Conclusioni


CONCLUSIONI

Questo lavoro ha evidenziato che un impianto di trigenerazione, se opportunamente

progettato e gestito, permette elevati risparmi energetici ed economici; alla luce

dell’evoluzione tecnologica nel campo dell’efficienza energetica appare comunque

opportuno considerare con attenzione se la trigenerazione sia davvero la tecnologia più

adatta per ottenere il risparmio energetico in una determinata utenza.

L’utenza ospedaliera in analisi (ma probabilmente tale affermazione è estendibile a

gran parte delle utenze ospedaliere) si è rivelata particolarmente adatta all’impiego

della cogenerazione, infatti:

- i fabbisogni di calore (per riscaldamento, produzione di vapore o di energia

frigorifera) presentano una marcata contemporaneità a quelli di energia

elettrica;

- i fabbisogni energetici appaiono molto regolari e prevedibili, e sono

caratterizzati dalla presenza un carico di base che viene assorbito con continuità

durante tutto l’arco dell’anno, permettendo di far funzionare quasi

ininterrottamente il cogeneratore;

- nella stagione estiva, in mancanza di richiesta di calore per il riscaldamento,

sussiste comunque un non trascurabile fabbisogno di energia termica per la

produzione di acqua calda sanitaria, di vapore, e soprattutto per il post riscaldo

legato alla deumidificazione dell’aria per la climatizzazione estiva (che talvolta

non viene neanche citato in letteratura, ma a cui è imputabile ben il 62% del

fabbisogno termico estivo1 dell’Ospedale della Versilia).

Appare inoltre conveniente, seppur con margini di risparmio economico ed energetico

non elevatissimi, l’affiancamento del cogeneratore con un gruppo frigorifero ad

assorbimento bistadio ad acqua-bromuro di litio, specialmente considerando che questo

presenta costi d’investimento leggermente inferiori ad un gruppo frigorifero a

1 calcolato sulla somma di calore per produzione di vapore, acqua calda sanitaria e post riscaldo (al netto

quindi dell’eventuale energia termica per l’alimentazione del gruppo frigo ad assorbimento)

Conclusioni


compressione e comporta oneri contrattuali minori (impegno di minor potenza

elettrica) che compensano i maggiori costi di manutenzione2, comunque trascurabili;

la convenienza dell’impiego di tale macchina risulta tuttavia conveniente solo nel caso

sia fatta funzionare impiegando calore refluo, altrimenti risulta preferibile (sia dal

punto di vista economico che energetico) l’utilizzo di gruppi a compressione, dotati di

elevati COP3.

La trigenerazione assicura peraltro una maggior sicurezza di fornitura energetica

all’utenza ospedaliera, poiché permette di garantire energia elettrica e frigorifera anche

in caso di problemi di fornitura da parte della rete elettrica.

La realizzazione di un modello per la simulazione dei consumi ospedalieri ha permesso

di individuare un coretto sistema di gestione dell’impianto, rendendo possibile

massimizzare i risparmi economici o energetici; si è osservato che l’attuale gestione si

avvicina moltissimo a quella economica ottimizzata simulata. La gestione che permette

i massimi risparmi economici non sempre corrisponde infatti a quella che garantisce

risparmi energetici più elevati, principalmente perché il valore economico dei prodotti

energetici (elettricità, gas naturale) non rispecchia in toto il loro valore in energia

primaria e le differenti modalità di gestione dell’impianto comportano anche diversi

costi di manutenzione.

Il modello ha inoltre permesso di stimare i risparmi annualmente conseguiti rispetto al

caso di assenza di gruppo frigorifero ad assorbimento e cogeneratore, dimostrando che

la trigenerazione permette un risparmio economico di circa 540.000 €/anno4 (pari a

circa il 27% delle spese di gestione dell’impianto5) ed un risparmio di energia primaria

di circa il 16%; tuttavia il risparmio energetico che si potrebbe ottenere dimensionando

e gestendo diversamente l’impianto potrebbe arrivare a ben il 25%. L’analisi

finanziaria effettuata su un’ampia scala di ipotesi di ridimensionamento mostra che

l’ipotesi di raddoppiare la potenza elettrica installata del cogeneratore, non solo

massimizza il risparmio energetico, ma appare anche la migliore dal punto di vista

economico-finanziario, per cui andrebbe valutata sia nel caso di sostituzione del

2 lo studio ha fatto emergere che alcuni dei dati riportati in letteratura riguardo ai costi di manutenzione

dei gruppi ad assorbimento non sono confermati dalla realtà dei fatti. 3 si è visto come il COP dei gruppi frigoriferi a compressione di ultima generazione si aggiri intorno a 6

per la potenza nominale e raggiunga valori anche superiori per l’impiego a carico parziale. 4 si ricordi, nel caso di debba rapportare il dato, che l’Ospedale della Versilia ha 500 posti letto ed ha un

volume di 230.000 mc. 5 al netto dei costi fissi per i contrati di energia elettrica, gas metano, personale tecnico che gestisce

l’impianto e spese di manutenzione di caldaie e gruppi frigo.

Conclusioni


cogeneratore attuale, sia nell’ipotesi (da studiare più attentamente) di installare un

secondo cogeneratore.

Il cogeneratore attualmente presente è stato infatti installato prima che l’ospedale

entrasse in funzione, per cui i progettisti non potevano prevedere con precisione quali

fossero i consumi e probabilmente hanno preferito effettuare un dimensionamento

cautelativo anche considerando che l’ospedale sarebbe entrato in regime solo

gradualmente; inoltre la progettazione è stata effettuata in un periodo in cui il costo

dell’energia era minore e quindi la cogenerazione meno conveniente.

Non si deve poi dimenticare che in passato i progettisti cercavano di dimensionare il

cogeneratore in modo da consentire una regolazione ad inseguimento termico6,

evitando le dissipazioni di calore che invece si è visto possono risultare

economicamente convenienti (la convenienza energetica di tale pratica è invece più

discutibile, e si è ridotta molto negli ultimi anni per via dell’incremento del rendimento

medio del parco termoelettrico italiano7).

Infine, l’entrata in vigore di leggi e meccanismi che facilitano la cessione di energia

elettrica alla rete svincola il cogeneratore dalla necessità di una regolazione ad

inseguimento elettrico, permettendo di aumentarne le dimensioni dell’impianto e

vendere l’energia prodotta in eccesso8.

Le semplificazioni introdotte negli ultimi anni per chi vuole vendere energia elettrica,

appaiono alla luce di questo studio, uno dei più forti incentivi che lo Stato poteva dare

alla cogenerazione, ed anzi, sarebbe bene proseguire su tale strada.

Il meccanismo dei certificati bianchi, al contrario, sembra poco efficiente nell’incentivo

della cogenerazione, poiché appare difficilmente decisivo nella scelta di impiegare o

meno tale tecnologia, soprattutto con gli attuali prezzi dei titoli di efficienza energetica

(TEE)9; inoltre non permette di orientare né le scelte del gestore dell’impianto verso

una gestione ottimizzata dal punto di vista energetico, né il progettista verso la scelta

della taglia del cogeneratore che massimizzi tale risparmio. Diverso può essere il

discorso nel caso il ricavato dei certificati bianchi sia destinato ad un operatore terzo

6 ma per l’impianto dell’Ospedale della Versilia il dimensionamento appare addirittura effettuato in vista

di una regolazione termoelettrica. 7 ovviamente maggiore sarà il valore dell’indice IRE dell’impianto e maggiore sarà la quota di

dissipazione che potrà essere effettuata senza incorrere in un annullamento del risparmio energetico (si

veda a tale proposito il Capitolo 4, paragrafo 3.1. 8 passando da un dimensionamento di circa 1000 kWe ad uno di 2000 kWe, la quantità di energia

elettrica che secondo il modello (con le attuali condizioni di mercato) risulta conveniente vendere

aumenta di 7 volte raggiungendo circa i 3.000.000 kWh all’anno su 11.160.000 kWh prodotti. 9 si consideri, ad esempio, che il massimo risparmio energetico conseguibile l’attuale dimensionamento

darebbe diritto per cinque anni ad un incentivo pari a 25.700 €/anno (a prezzi costanti dei TEE),

abbastanza trascurabile di fronte ai 540.000 € risparmiati annualmente grazie alla cogenerazione.

Conclusioni


che in cambio progetta e conduce l’impianto (permettendo al soggetto titolare di

avvalersi del risparmio economico per ripagare l’investimento), che avrebbe interesse a

massimizzare il ricavato della vendita dei TEE e quindi i risparmi energetici.

Le maggiori difficoltà incontrate nella realizzazione di questo studio (e che dunque può

incontrare chi voglia progettare un impianto di cogenerazione) sono connesse al

complesso lavoro di ricostruzione delle curve di assorbimento dell’utenza: nonostante

l’impianto di cogenerazione fosse monitorato da anni, alcuni dati fondamentali per

stimare i fabbisogni energetici orari non erano registrati o comunque non risultavano

direttamente disponibili, per cui è risultato necessario calcolarli ricorrendo ad alcuni

espedienti, quali confrontare certi consumi energetici tra momenti in cui il cogeneratore

era in funzione ed altri in cui risultava spento, o studiare la potenza elettrica degli

ausiliari dei gruppi frigoriferi, per poter stimare quanta energia elettrica fosse

effettivamente impiegata dai gruppi a compressione per produrre energia frigorifera.

Nonostante gli sforzi effettuati, è risultato tuttavia necessario affidarsi a profili da

letteratura stimare l’andamento orario del fabbisogno termico per il riscaldamento.

Si è inoltre fornito un quadro sintetico (ma supportato da una notevole quantità di note)

e aggiornato della normativa che regola soprattutto dal punto di vista economico la

trigenerazione (e più in generale la cogenerazione); anche questa parte del lavoro può

risultare utile, soprattutto considerando ci si è imbattuti, consultando la letteratura in

materia, in numerose contraddizioni che sono state risolte andando a cercare i testi

originali della normativa, nonché eventuali circolari e direttive attuative.

Bibliografia


Bibliografia

Tesi:

- Nizzi Grifi, P., A., 2005, Installazione di impianti di microcogenerazione

nell’ambito del libero mercato dell’energia elettrica e del gas, Tesi di Laurea in

Ingegneria Meccanica, Dipartimento di Energetica ”S. Stecco”, Università degli

Studi di Firenze.

- Vanni, F., 2005, Soluzioni impiantistiche avanzate applicate agli impianti di

cogenerazione, Tesi di Laurea in Ingegneria Meccanica, Università degli Studi

di Firenze.

- Tavella, A.I.,2006, La cogenerazione con microturbine a gas, Tesi di Laurea in

Ingegneria dell’Ambiente e del Territorio, Dipartimento di Energetica” S.

Stecco”, Università degli Studi di Firenze.

- Chesi, A.,2001, Sistemi innovativi per la microcogenerazione: analisi

termodinamica e prospettive industriali, Tesi di Laurea in Ingegneria

Meccanica, Dipartimento di Energetica” S. Stecco”, Università degli Studi di

Firenze.

- Attala,L., La cogenerazione negli impianti medio-piccoli del terziario. Sviluppo

di uno strumento per l'analisi di fattibilità tecnico-economica, Tesi di dottorato

di ricerca in energetica, 2001, Università degli studi di Firenze, Dipartimento di

energetica” Sergio Stecco”.

Testi e Manuali:

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- Manuale della climatizzazione Vol. 2 – Ed. Tecniche Nuove

- “USL N.12 - Nuovo presidio ospedaliero della Versilia - impianti meccanici e

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dell’ospedale della Versilia)

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- “Fare energia: fiscalità e agevolazioni” G. Bonardi, C. Patrignani – ed.

Indicitalia, soluzioni in tempo reale

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Prentice Hall International

Bibliografia


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- Libro Verde “Una strategia europea per un energia sostenibile, competitiva e

sicura” [COM(2006)105]

- Libro Verde sull’Efficienza Energetica “Fare di più con meno energia” [COM

(2005)265]

- Profilo Climatico d’Italia Vol.4 - ENEA

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Caruso, L. De Santoli, F. Mancini, M. Caricchia, F. Giamminuti, P. Sodani -

Università di Roma "La Sapienza" – atti del XXIV Congresso Nazionale UIT

sulla Trasmissione del Calore (Napoli, 21-23 Giugno 2006)

- “Gruppi Frigoriferi” monografia di G.Chiesa, pubblicata su RCI Riscaldamento

Climatizzazione Idronica Maggio 2008

- RCI Riscaldamento Climatizzazione Idronica Marzo 2008

- “Condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia

elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell'art. 2, comma 8, del decreto

legislativo 16 marzo 1999, n. 79” - relazione tecnica allegata alla Deliberazione

n. 42/02, Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas

- “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita e di

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relazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, 20 Luglio 2006

- “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita per

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dicembre 2007

- “Applicazione nel settore civile di piccoli sistemi di cogenerazione per la

climatizzazione invernale ed estiva degli ambienti e la produzione di acqua

calda sanitaria” - Scheda tecnica n. 21 e procedura di calcolo allegata, Autorità

per l’energia elettrica e il gas,

- UNI EN ISO 13790 – “Calcolo del fabbisogno di energia per il riscaldamento”

marzo 2007

- “La norma UNI 10348 per il calcolo dei rendimenti dell’impianto” –Appendice

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Bibliografia


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- “Linee guida per l’efficienza energetica nel sistema ospedaliero Ligure”-

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Dicembre 2007- D. Forni, FIRE

- “La microcogenerazione a gas naturale: aspetti tecnico/economici e valenza

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- “Riscaldamento locale o teleriscaldamento”, di Renato Lazzarin e Marco Noro

- Dipartimento di Tecnica e Gestione dei Sistemi Industriali, Università di

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- “Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica di cui al

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della deliberazione 23 febbraio 2005, n. 34/05 - Milano, 14 marzo 2005 -

Autorità per l’energia elettrica e il gas

- “Il “ritiro dedicato”dell’energia elettrica prodotta da impianti fino a 10 MVA

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280/07” - Direzione Mercati Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e

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Bibliografia


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- Legge n. 481 del novembre 1995 (parziale sospensione incentivi CIP 6)

- D.Lgs. n. 504 del 1995 (Testo Unico sulle Accise) e successive modificazioni

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- D.lgs n. 79/1999 - “Decreto Bersani” (recepimento direttive europee in materia

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- D.Lgs. n. 164/00 (recepimento direttive europee in materia di liberalizzazione

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- D.Lgs. n. 20/07 (recepimento direttive europee in materia di cogenerazione ad

alto rendimento) e allegati

- D.Lgs. n. 26 del 2 Febbraio 2007 (attuazione direttive europee sulla tassazione

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del meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica)

- Decreto Ministeriale 21 dicembre 2007 (modifiche al meccanismo dei Titoli di

Efficienza Energetica)

- Legge 296/2006 (Finanziaria 2007)

- Legge 244/2007 (Finanziaria 2008)

- Legge regionale Toscana 67/2007 (Finanziaria Toscana 2008)

- Delibera n. 42/02 dell'AEEG (condizioni per il riconoscimento della

cogenerazione) e successive modificazioni (delibere n. 296/05, 307/2007)

- delibera n.103/03 dell’AEEG (Linee Guida per il riconoscimento dei titoli di

efficienza energetica) e allegati

- delibera 16/98 dell’AEEG (consumo specifico di riferimento per la produzione

di energia elettrica)

- Delibera EEN 3/08 dell’AEGG (aggiornamento del fattore di conversione

dell’energia elettrica in energia primaria)

- Delibera n.34/05 dell’AEEG (istituzione del “Ritiro dedicato”) e successive

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- Delibera n. 111 del 9 giugno 2006 dell’AEEG (regolamentazione del servizio di

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Bibliografia


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- Circolari 145/D del 17/05/95 e189/D 17/07/1998 del Ministero delle Finanze

- Circolare 82/E del 7 aprile 1999 del Ministero delle Finanze

- Lettera 21 Giugno 2002 dell’Agenzia delle Dogane

- Circolare N. 48 /D 26 luglio 2002 dell’ Agenzia delle Dogane

- Circolare n. 2/E del 17 Gennaio 2008 dell’Agenzia delle Entrate

Sitografia:

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- www.bancaditalia.it

- www.baxterenergy.com (trigenerazione)

- www.cogen.org (Associazione Europea per la promozione della cogenerazione)

- www.daikin.it (macchine frigorifere)

- www.edilio.it (portale di edilizia)

- www.edilportale.com (portale di edilizia)

- www.enea.it (Ente per le Nuove tecnologie, l’Energia e l’Ambiente)

- www.enel.it

- www.fire-italia.it (Federazione Italiana per l’uso Razionale del’Energia)

- www.IEA.org (International Energy Agency)

- www.ipcc.ch (International Panel on Climate Change)

- www.ispesl.it (sicurezza e igiene sul lavoro)

- www.istat.it

- www.jenbacher.com (MCI per cogenerazione)

- www.mercatoelettrico.org (GSE)

- www.robur.it (sistemi di riscaldamento)

- www.steam-one.it (pompe, valvole, accessori per impianti tecnici)

- www.tecneuropa.com (gruppi frigoriferi)

- www.terna.it

- www.trigemed.com (programma Mediterraneo di promozione della

trigenerazione)

- www.unapace.it (ASSOELETTRICA)

- www.viessmann.it (generatori di calore)

- www.wikipedia.org (“enciclopedia libera”)

Nomenclatura


Nomenclatura

Qui di seguito è indicata la simbologia utilizzata nelle formule della tesi, corredata di

significato ed unità di misura (quando presente); per le formule della parte normativa si

è utilizzata la nomenclatura ufficiale ed il significato dei simboli è indicato di seguito

alla formula (pertanto non viene qui riportato).

ADEF accisa agevolata dovuta sul combustibile defiscalizzato (in €/Nmc);

ANONDEF somma di accisa e di addizionale dovute sul combustibile non defiscalizzato,

(in €/Nmc);

Ccomb costo del combustibile, al netto delle imposte (in €/Nmc);

CEf è il costo dell’energia frigorifera all’ora in questione espressa in €/kWhf;

Cmanutenzione costo della manutenzione del cogeneratore (in €/ kWh);

Colio costo dell’olio per il cogeneratore (in €/ kWh);

COPgfa COP gruppo frigo ad assorbimento

COPgfc COP gruppi frigo a compressione

COPMF COP della macchina frigorifera;

DPBT periodo di recupero scontato (in anni)

Eeacquistata energia elettrica acquistata (in kWh);

EeausiliariGF energia elettrica complessivamente assorbita dai motori ausiliari di tutti i

gruppi frigoriferi (in kWh)

Eecog energia elettrica prodotta dal cogeneratore (in kWh);

Eecons energia elettrica consumi finali ospedale (in kWh);

EeGF energia elettrica complessivamente assorbita per il funzionamento dei gruppi

frigoriferi e dei motori accessori (in kWh);

Eegfc energia elettrica per i gruppi frigo a compressione (in kWh);

Eevenduta energia elettrica venduta (in kWh);

Efgfa cog energia frigorifera effettivamente prodotta dal gruppo frigorifero ad

assorbimento impiegando il calore refluo del cogeneratore (in kWh);

Efgfa GV energia frigorifera prodotta dal gruppo frigorifero ad assorbimento

impiegando il vapore appositamente prodotto dai generatori di vapore (in kWh);

EPc energia primaria del combustibile (in tep).

Epe energia primaria elettrica (in tep);

Epf energia primaria frigorifera (in tep);

Ept energia primaria termica (in tep);

Nomenclatura


Eptot energia primaria complessivamente consumata dall’impianto (in tep)

Etcog energia termica prodotta dal cogeneratore (in kWh);

Etmax energia termica fornita dal cogeneratore in assenza di regolazione (in kWh)

FCi flusso di cassa realizzato nell’anno i-esimo (in €)

fcondense frazione di condense sul totale dell’acqua inviata ai generatori di vapore

fE fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria

fT fattore di conversione dell’energia termica sprigionata dal combustibile in energia

primaria (in tep/MWht)

fVAP frazione del calore prodotto dal cogeneratore impiegabile per la produzione di

vapore

HCIcomb potere calorifico inferiore del combustibile (in kJ/Nmc);

hcondense entalpia specifica condense per il circuito del vapore (in J);

hreintegro entalpia specifica reintegri per il circuito del vapore (in J);

hVAP entalpia specifica vapore (in J);

I0 costo iniziale di un investimento (in €)

IVADEF IVA sul combustibile defiscalizzato;

IVANONDEF IVA sul combustibile non defiscalizzato;

Kterm rapporto tra potenza termica ed elettrica del cogeneratore

L lavoro (in J);

mACR massa d'acqua calda per il riscaldamento alle utenze (in Kg);

mARaff massa d'acqua raffreddata per il condizionamento estivo (in Kg);

mvap massa di vapore alle utenze finali (in Kg);

Pdiss massima potenza termica prodotta dal cogeneratore dissipabile in caso di

mancanza di richiesta di calore dall’utenza (in kW);

pDiss è la percentuale di energia termica dissipata sul totale di quella prodotta;

Pe potenza elettrica nominale del cogeneratore (in kW);

Pegfa potenza elettrica del GFA e dei motori elettrici accessori (in kW);

Pfgfa potenza frigorifera del GFA (in kW);

QACR da cogenerazione quota del calore per la produzione di vapore per le utenze finali

derivante da cogenerazione (in kWh);

Qcog/ACR calore scambiato cogeneratore/acqua calda (in kWh);

Qcog/VAP calore scambiato cogeneratore/vapore (in kWh);

QDISS calore prodotto dal cogeneratore ed effettivamente dissipato (in kWh);

QVAP da cogenerazione quota del calore per la produzione di vapore per le utenze finali

derivante da cogenerazione(in kWh);

QVAP/ACR calore scambiato vapore/acqua calda (in kWh);

QVAP/gfa calore scambiato vapore/gruppo frigo ad assorbimento (in kWh);

Nomenclatura


r tasso di attualizzazione di riferimento;

REe ricavo ottenuto con la vendita dell’energia elettrica (in €);

SAEe autoprodotta spesa dovuta al pagamento dell’accisa sull’energia elettrica

autoprodotta (ed autoconsumata) espressa (in €);

Scomb spesa sostenuta per l’acquisto del combustibile, comprensiva di accise ed IVA

(in €);

SEe spesa sostenuta per l’acquisto dell’energia elettrica, comprensiva di accise ed IVA

(in €);

SO&Mcog spesa sostenuta per l’acquisto dell’olio e per la manutenzione relativi al

cogeneratore (in €);

T temperature esterne (in °C)

TIR tasso interno di rendimento

VAN valore attuale netto di un investimento (in €)

VcombCOG volume di combustibile consumato al cogeneratore (in Nmc);

VcombDEF volume di combustibile defiscalizzato (in Nmc);

VcombGAC volume di combustibile consumato dai generatori di acqua calda (in Nmc);

VcombGV volume di combustibile consumato dai generatori vapore (in Nmc);

VcombNONDEF volume di combustibile non defiscalizzato (in Nmc);

∆hACR variazione di entalpia specifica per l'acqua calda (in J);

∆hARaff variazione di entalpia specifica acqua raffreddata (in J);

εfR è l’indice di prestazione medio stagionale di riferimento del sistema frigorifero

convenzionale;

ηeCOG rendimento elettrico cogeneratore;

ηeRIF rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata di energia elettrica

ηgac rendimento generatori di acqua calda;

ηgv rendimento generatori di vapore

ηI rendimento di primo principio;

ηIe rendimento di primo principio equivalente;

ηMT rendimento della macchina termica;

ηtCOG rendimento termico cogeneratore;

ηtR rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata di energia termica;

ηtR rendimento termico medio stagionale di riferimento di una caldaia alternativa al

cogeneratore.

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