L`integrazione di cogenerazione e produzione di idrogeno on

L'integrazione di cogenerazione e produzione di
idrogeno on-site per la realizzazione di un distretto
energetico
S. Bruno, M. La Scala, S. Lamonaca, G. Rotondo e U. Stecchi
Politecnico di Bari, AEIT Sezione Pugliese
[email protected]
Riassunto -
Questo articolo descrive l’applicazione di un modello di
Power Park in un quartiere periferico di Bari da
riqualificare. Tramite la cogenerazione si intende
produrre on-site energia a basso costo a beneficio della
collettività e dell’imprenditoria locale, favorendo il
processo di riqualificazione urbana. Inoltre, il gruppo
cogenerativo è stato integrato con uno steam reforming
per produrre idrogeno a servizio di una flotta di bus a
fuel cell per il trasporto pubblico urbano.
Parole chiave – Power Park, Cogenerazione, Steam
Reforming,
Urbana.
Efficienza
Energetica,
Riqualificazione
I. INTRODUZIONE
Il termine “Power Park” identifica un insieme di tecnologie
atte alla fornitura di calore, raffrescamento, elettricità e/o
altre forme di energia, da un impianto centralizzato verso un
insieme di utenze. Il Power Park integra anche al suo
interno fonti energetiche convenzionali ad alta efficienza,
rinnovabili, edilizia eco-sostenibile, reti di distribuzione
automatizzate e ICT [1].
Sotto queste premesse il Power Park è in grado di portare
sensibili vantaggi nella misura in cui un grande impianto
centralizzato risulta essere più efficiente di una serie di
piccoli impianti autonomi. La produzione centralizzata di
energia termica ed elettrica permette di migliorare
l'efficienza energetica e di ridurne i consumi, soprattutto se
consideriamo le piccole utenze domestiche (servite da
caldaie murali, condizionatori e/o pompe di calore) dove la
sostituzione dei generatori apporterebbe un sicuro ed
immediato beneficio in termini di qualità delle emissioni in
atmosfera, energia primaria impiegata ed estetica dei
prospetti dei fabbricati civili.
Nell’ipotesi progettuale qui proposta, il Power Park sorge a
Bari in quartiere degradato e adibito ad edilizia popolare
conosciuto come quartiere San Paolo. In una prima fase del
progetto il Power Park avrebbe dovuto fornire soltanto
energia elettrica e termica a quattro grandi utenze.
Successivi sviluppi, in seguito al confronto con le autorità
locali, hanno portato ad un progetto più ambizioso con lo
scopo di erogare servizi energetici a basso costo alla
maggior parte delle utenze ubicate nell'area del San Paolo.
Le caratteristiche principali del progetto Power Park qui
proposto sono:
1. un impianto di co/trigenerazione;
2. una rete di distribuzione per il teleriscaldamento;
3. servizi per la produzione e distribuzione di
idrogeno per l'autotrazione.
La novità è rappresentata dal recupero dei gas di scarico
dell'impianto di trigenerazione, a supporto dei bruciatori di
uno steam reforming per produrre idrogeno. Attualmente
non si prevede una sua significativa diffusione nel mercato
dei trasporti nel breve periodo, ma si attendono i recenti e
rapidi sviluppi legati alle fuel cells affinché questa
tecnologia possa imporsi su quelle oggi disponibili [2].
La Regione Puglia sta attualmente perseguendo questa
strada; nell'aprile 2008 il governo regionale ha promosso la
creazione della prima rete nazionale di stazioni di
distribuzione di idrometano (70% CH4, 30% H2).
Questa scelta tende ad incoraggiare ed accelerare una nuova
tendenza sociale, politica ed ambientale mediante le fonti
rinnovabili, l'efficienza energetica ed il contenimento dei
gas serra ed altre emissioni.
Anche le normative si stanno di conseguenza adeguando.
Nel febbraio 2009, è stato emanato un Regolamento UE
relativo all’omologazione di veicoli a motore alimentati a
idrogeno [3]. Tale Regolamento oltre a fissare i criteri per
l’omologazione dei veicoli a motore la cui propulsione si
fondi sull’idrogeno, contiene anche le regole per
l’omologazione e l’installazione dei relativi componenti. Il
[3] si applica a tutti i veicoli anche per ciò che riguarda la
protezione contro gli urti e la sicurezza degli impianti
elettrici di bordo, nonché per le forme di deposito e di
utilizzo
dell’idrogeno.
L’emanazione
di
questo
Regolamento rappresenta il primo passo per il superamento
di una delle maggiori problematiche in questione, ovvero
l’omologazione dei serbatoi degli autoveicoli.
Per quanto riguarda la scelta dell'ubicazione del Power
Park, è stata dettata dalla ricerca di applicazione di criteri
energetici innovativi. Infatti i progetti sperimentali per
l'integrazione dell'efficienza energetica ed ambientale e
mobilità urbana sostenibile risultano di più facile
promozione in aree in cui l’ urbanizzazione risulta ancora
incompletata.
I dati di letteratura evidenziano come le aree depresse
possano industrializzarsi rapidamente grazie alla riduzione
delle tariffe energetiche [4-6]. Una tra le esperienze più
importanti è il progetto “Appleseed”, che alla metà degli
anni ottanta, contribuì alla riqualificazione di un'area urbana
depressa di New York. Infatti mediante una riduzione del
25% delle tariffe di energia elettrica si ottennero
cinquantamila nuovi posti di lavoro [6].
La riqualificazione dei distretti urbani ed il miglioramento
della qualità della vita sono i principali obiettivi del
programma “Concerto”. Questa iniziativa finanziata dal
Sesto Programma Quadro, è un insieme di progetti miranti a
sviluppare ed applicare strategie concrete e durature [7].
Ulteriori esempi di integrazione di sistemi di cogenerazione
in contesti urbani sono riportate in [8-9].
II. SCELTA DEL SITO
Si è scelto di ubicare il Power Park nella città di Bari, in
un'area (Quartiere San Paolo), caratterizzata dalla presenza
diffusa di case popolari. Il quartiere sorge nel febbraio 1956
quando la mancanza di alloggi e le costante crescita
demografica ne contribuirono al suo ampliamento.
Il “San Paolo” dista circa 8 km dal centro cittadino e nel
2007 contava poco più di 100.000 abitanti. Un'altra
principale caratteristica è la presenza di importanti
infrastrutture quali: un ospedale, il distretto della Polizia di
Stato, la Cittadella della Guardia di Finanza e l'aeroporto.
Queste rappresentano delle possibili grandi utenze per la
fornitura di servizi energetici.
Il primo step nell'elaborazione del Power Park è la scelta del
sito. Questo è un passo molto importante in quanto vanno
rispettati un insieme di vincoli: urbanistici, paesaggistici
ambientali, nonché prevedere l’accesso alle infrastrutture di
rete idrica, gas ed elettrica.
L’area scelta è indicata nella figura 1. Tale luogo è stato
individuato insieme al Comune di Bari che ne detiene la
proprietà. L’inquadramento urbanistico del sito è di
notevole importanza poiché l’area è prossima a zone
caratterizzate da vincoli paesaggistici ed ambientali di
rilievo nazionale.
E’ stata valutata anche l’applicazione delle norme in materia
di sicurezza ed antincendio: ATEX (ATmosphere ed
EXplosion) [10], PED (Pressure Equipment Directive) [11].
Le direttive ATEX definiscono in modo inequivocabile le
aree (zone) a rischio esplosione. Il San Paolo Power Park
rientra nella zona definita come sito in cui durante le
normali attività non è probabile la formazione di
un’atmosfera esplosiva e qualora si verifichi, sia unicamente
di breve durata.
Fondamentale è anche l’applicazione delle normative
relative all’antincendio: Decreto Ministeriale del 31 agosto
2006 [12]. Come richiede il DM il competente ufficio
comunale dovrà rilasciare l'attestazione che l'area prescelta
per l'installazione dell'impianto non ricada in alcuna delle
zone o aree indicate di seguito:
•
nella zona territoriale omogenea totalmente edificata,
individuata come zona A nel PRG;
•
nelle zone di completamento e di espansione
dell'aggregato urbano indicato nel PRG o nel
programma di fabbricazione, nelle quali sia previsto
un indice di edificabilità superiore a 3 m3 per m2;
•
nelle aree destinate a verde pubblico;
Nel DM si chiarisce che la condotta di alimentazione degli
impianti può essere direttamente collegata all'impianto di
produzione in sito.
In seguito si stabilisce che agli elementi costituenti
l'impianto possono essere conferite caratteristiche di
sicurezza di due diversi gradi:
1. sicurezza di 1° grado: le caratteristiche costruttive dei
manufatti garantiscono, in caso di scoppio, il
contenimento dei materiali sia lateralmente che verso
l'alto;
2. sicurezza di 2° grado: le caratteristiche costruttive dei
manufatti garantiscono in caso di scoppio, solo il
contenimento laterale dei materiali.
I gradi di sicurezza sopra menzionati si conseguono
realizzando le protezioni secondo le indicazioni contenute
nel Titolo II del DM ovvero “Modalità costruttive”. Poiché
nel nostro caso si vuole ottenere la sicurezza di 1° grado è
necessario che la cabina di riduzione e di misura del gas
idrocarburo debba essere costruita con muri in calcestruzzo
armato dello spessore minimo di 15 cm o in altro materiale
non combustibile di equivalente resistenza meccanica.
Analogo è il discorso sul locale recipienti di accumulo.
L’impianto a gas idrogeno ha le stesse caratteristiche di un
impianto a gas metano tuttavia le pressioni di progetto
dell'impianto devono essere almeno del 10% in più rispetto
alle massime pressioni nominali di esercizio.
III. DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
Figura 1: Area oggetto dell’intervento (coord.41”08’00” N 16”46’44” E)
L'impianto è costituito da un sistema di cogenerazione, un
gruppo ad assorbimento, un impianto per la produzione e la
distribuzione dell'idrogeno ed un edificio adibito ad uffici
con un impianto fotovoltaico da 60 kw ubicato sulla
copertura. L'impianto di cogenerazione è costituito da una
turbina, alimentata a gas naturale (3967 m3/h) accoppiata
meccanicamente ad un alternatore di potenza nominale pari
ad 11 MW. Questa taglia è stata scelta strategicamente per
due motivi: consentire l'allaccio alla rete di media tensione a
20 kV ed usufruire degli incentivi per la cogenerazione ad
alta efficienza. Le opere di inteconnecting prevedono un
cavidotto MT interrato che collegherà la suddetta turbina
con la Cabina Primaria del Distributore (20/150 kV)
distante circa 10 km.
In uscita dalla turbina abbiamo un flusso di gas esausti con
una portata di 48 kg/s ad una temperatura di 480°C che
viene convogliato all’interno di una caldaia recupero per la
produzione di acqua surriscaldata. La caldaia recupero è un
elemento strategico dell’impianto grazie alla sua elevata
efficienza di scambio ed emissioni termiche ridotte, che
contribuiscono significativamente alla fattibilità economica
del progetto. Viene scelta una caldaia recupero a tubi
d’acqua e a circolazione naturale. Questo garantisce una
maggiore flessibilità in fase di dimensionamento grazie ad
una tecnologia modulare, una maggiore efficienza
energetica a differenti livelli di pressione ed una
manutenzione meno onerosa. A valle della caldaia parte la
rete di teleriscaldamento diretta alle quattro grandi utenze.
Durante il periodo estivo prima di immettere l’acqua in rete,
viene inviata ad un chiller ad assorbimento centralizzato,
per distribuire e vendere energia per il raffrescamento.
La rete di teleriscaldamento è composta da tubazioni in
acciaio, preisolate con schiuma rigida di poliuretano.
Alcune opzioni progettuali sostenute da previsioni
economiche hanno successivamente condotto ad ipotizzare
un ulteriore ampliamento dell’impianto che potesse
condurre ad un più elevato grado di efficienza dell’intero
sistema. La scelta è pertanto ricaduta su di un impianto
steam reforming alimentato a metano. Questa integrazione
permetterebbe di sfruttare una quota parte del calore in
uscita dalla turbina e convogliarla in ingresso allo steam
reforming per il preriscaldamento dei prodotti di reazione.
In questa maniera si ottiene una produzione on-site di
idrogeno per autotrazione economicamente più vantaggiosa.
A tal fine è stato calcolato che la produzione giornaliera di
idrogeno deve ammontare a circa 1 tonnellata al giorno.
L’intera reazione chimica all’interno del reformer avviene
in due fasi distinte. In un primo momento abbiamo un prereforming ad alta temperatura (850 °C), in cui grazie ad un
catalizzatore metallico al nichel, il vapore reagisce con il
metano per produrre idrogeno e monossido di carbonio:
CH 4 + H 2O 
→ CO + 3H 2
(1)
Successivamente nella fase di gas-shift reaction, viene
ulteriormente recuperato altro idrogeno ad un temperatura
inferiore dal monossido di carbonio della reazione
precedente:
CO + H 2O 
→ CO2 + H 2
(2)
La reazione completa può essere così riassunta:
CH 4 + 2 H 2O 
→ CO2 + 4 H 2
∆H = 166.5 kJ
mol
(3)
IV. BILANCIO ENERGETICO DEL SISTEMA
In seguito al dimensionamento dei principali elementi
dell’impianto è stato stimato un bilancio energetico
dell’intero sistema. Questo dipende fortemente dalle scelte
progettuali e dalle configurazioni impiantistiche adottate. In
Fig. 2 viene riproposto uno schema di principio
dell’impianto con le potenze dei singoli componenti.
La turbina produce una potenza elettrica di 11,25 MW ed
una potenza termica di 18,76 MW. I gas di scarico della
turbina, entrano poi nella caldaia recupero (efficienza pari al
90%) che produce acqua surriscaldata a 120 °C che viene
pompata a 10 bar nella rete di teleriscaldamento. Nei periodi
estivi con il circuito idraulico bypassato sul chiller, la
produzione di energia termica per il raffrescamento scende
ad una efficienza complessiva di circa il 70%.
AUXILIARY 1 MW
SERVICE
SYSTEM
11 MW
TRANSMISSION
GRID
10 MW
35 MW
CH4
3967 Nm3/h
18,76 MW
16,9 MW
ABSORPTION
CHILLER
DISTRIBUTION
PIPELINES
15,7 MW
11 MW
CUSTOMERS' THERMAL
AND COOLING POWER
SUPPLING
Figura 2: Schema di principio dell’impianto
Tenendo infine conto della lunghezza delle tubazioni, del
loro diametro, del tipo di posa e della loro coibentazione, è
verosimilmente possibile stimare le perdite per distribuzione
pari al 5%. Pertanto l’impianto è complessivamente capace
di fornire alle utenze finali un potenza termica di 15,7 MW
per il riscaldamento e di 11 MW per il raffrescamento.
Il gruppo di cogenerazione risulta idoneo a beneficiare degli
incentivi dei Titoli di Efficienza Energetica. La Delibera
42/02 dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas [13]
stabilisce infatti i requisiti minimi che tali impianti devono
possedere per poter accedere a queste forme di
incentivazione.
Queste specifiche sono definite dall’ IRE o Indice di
Risparmio Energetico, che è il rapporto tra il risparmio di
energia primaria conseguito dalla sezione di cogenerazione
rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di
energia elettrica e termica prodotte separatamente. Esso è
definito dalla seguente formula:
IRE = 1 −
Ee
η es ⋅ p
+
Ec
Etciv
ηts ,civ
+
Etind
(4)
ηts,ind
dove:
− Ec è l’energia primaria in ingresso all’impianto
espressa in MWh;
− Ee è l’energia elettrica prodotta dall’impianto espressa
in MWh;
− Etciv e Etind rappresentano l’energia termica prodotta
dall’impianto espressa in MWh come definite in [12];
− ηes è il rendimento elettrico medio netto;
− ηts,civ è il rendimento termico netto medio annuo per la
produzione di sola energia termica per usi civili Etciv;
− ηts,ind è il rendimento termico netto medio annuo, per la
produzione di sola energia termica per usi industriali
Etind;
− 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
Un altro fattore di estrema importanza è rappresentato
dall’indice del limite termico LT. Esso è il rapporto tra
l’energia termica utile annualmente prodotta Et e l’effetto
utile complessivamente generato su base annua dalla
sezione di produzione combinata di energia elettrica e
calore, pari alla somma dell’energia elettrica netta e
dell’energia termica utile prodotte (Ee + Et), riferiti all’anno
solare, secondo la seguente formula:
Et
(5)
LT =
Ee + Et
Nel caso in questione entrambe gli indici risultano più che
soddisfacenti per poter accedere agli incentivi di cui sopra
(IRE = 17,54% > 10%; LT = 50,43% > 15%).
In Figura 3 viene invece rappresentato il ciclo completo di
trigenerazione con l’inserimento della sezione dello steam
reforming. Viene spillata una minima parte dell’energia
termica in ingresso alla caldaia, al fine di preriscaldare il
vapore necessario alla reazione. In base alla produzione
giornaliera precedentemente stimata ed ai dati di targa di un
reformer scelto all’uopo, si impone che questo “ramo”
d’impianto lavori per un arco di tempo non superiore alle 6
ore giornaliere.
Vengono drenati 450 kW termici dal primario della caldaia
per essere convogliati in una seconda caldaia recupero
(efficienza pari all’80%) destinata esclusivamente alle
attività di reforming. Questo passaggio consentirà di
riscaldare 400 kg/h di vapore ad una temperatura di 400 °C,
al posto di avere in ingresso acqua alla temperatura
ambiente. In base alla (3) sono richiesti circa 40 Nm3/h di
metano per processo di reforming ad 850 °C.
Sfruttando il preriscaldamento dell’acqua è possibile
risparmiare fino al 30% di gas metano a servizio dei
bruciatori del reformer. In uscita la portata di idrogeno è
pari a 150 kg/h, pertanto il reformer dovrà lavorare per circa
6 ore al giorno per produrre i 900 kg richiesti.
Tornando invece al gruppo di cogenerazione, in questa
nuova ipotesi troviamo in ingresso alla caldaia una potenza
termica leggermente inferiore pari a 16,2 MW.
Figura 3: Schema di principio dell’impianto con steam reforming
Considerando sempre le stesse perdite di rete, otteniamo
una potenza disponibile alle utenze di 15 MW per il
riscaldamento e di 10 MW per il raffrescamento. Entrambe
le ipotesi assicurano elevati standard di efficienza
energetica, ma quest’ultimo in particolare, grazie
all’integrazione con lo steam reformer, sembra fornire
risultati più interessanti anche dal punto di vista della
fattibilità finanziaria.
IV. ANALISI FINANZIARIA
L’analisi finanziaria è stata condotta sulla base delle linee
guida contenute in [14]
Sono stati analizzati tre differenti scenari:
1. trigenerazione;
2. steam reforming on-site;
3. integrazione tra sistema di trigenerazione e impianto di
steam reforming
Al fine di ottenere una comparazione omogenea e risultati
affidabili, tutti gli scenari sono stati analizzati adottando
l’approccio del flusso di cassa attualizzato [14]. In questo
criterio, i due principali indici sono il Financial Net Present
Value (FNPV) e il Financial internal Rate of Return (FRR).
Il Financial Net Present Value è una metodologia tramite
cui si definisce il valore attuale di una serie attesa di flussi
di cassa non solo sommandoli contabilmente ma
attualizzandoli sulla base del costo medio del capitale
(WACC). Il FNPV è così definito:
n
FNPV(i ) =∑
j =0
rj − c j
(6)
(1 + i ) j
Dove:
− n: orizzonte temporale dell’investimento;
− cj: ricavi attesi al tempo j;
− i: Costo medio del capitale (WACC) indice di
rendimento alternativo per rischio simile;
− rj: è la somma dell’investimento iniziale e dei costi
operativi.
Un altro indice è dato dal Discounted Pay-Back Period
(DPBP). Esso dipende dal tasso di attualizzazione scelto e
indica il numero di periodi necessari affinché i flussi di
cassa cumulati eguaglino l’investimento iniziale.
Matematicamente può essere formulato come:
m
min m ∈ [0, n] ∋' ∑
j =0
rj − c j
(1 + i )
j
≥0
TABELLA 1
INVESTIMENTO INIZIALE [k€]
Unità di cogenerazione
4000
Caldaia a recupero
940
Sistema di pompaggio
350
Rete di distribuzione del calore
4000
Linea elettrica
600
Cabina di insonorizzazione
360
Chiller
1668
Opere accessorie e allacci
646
Allacci utenze termiche
1000
Totale
13564
Le perdite per dispersione termica della rete
teleriscaldamento sono state ipotizzate pari al 0,7%.
di
I costi di produzione sono stati assunti come segue:
(7)
La scelta del WACC non è univoca e dipende da molti
fattori. Per lo più, esso è influenzato dal costo del capitale
nazionale e regionale, dalla natura dell’investimento,
dall’attitudine al rischio degli investitori e altri numerosi
fattori.
Al fine di rendere omogenea l’analisi è stato scelto un
orizzonte pari a 20 anni per tutti gli scenari analizzati. Tale
orizzonte è un buon compromesso tra la vita utile della
turbina (che richiede manutenzioni straordinarie ogni
100000 h di funzionamento), la rete di teleriscaldamento
(che ha una vita utile media di 30 anni) e la vita tecnologica
dell’impianto di steam reforming. Inoltre è stato ipotizzato
un funzionamento di 4400 h/anno suddivise in 2890 h nei
mesi invernali (172 giorni, da novembre a marzo) e 1510 h
nei mesi estivi (90 giorni, da giugno ad agosto).
L’impianto di steam reforming è stato dimensionato per
alimentare e soddisfare il fabbisogno giornaliero di una
flotta di bus composta da circa 30 unità. Si è considerata
una produzione di circa 900 kg/giorno ed una capacità di 20
kg per bus e si è previsto che esso funzioni nell’arco di un
orizzonte temporale compatibile con l’impianto di
trigenerazione. Analizziamo ora i tre scenari.
A. SCANARIO A
Il primo scenario è relativo al solo impianto di
trigenerazione con rete di teleriscaldamento. I costi totali di
tale configurazione sono descritti in tabella 1. I costi relativi
all’area dove ubicare l’impianto non sono stati considerati
in quanto il sito è di proprietà del Comune di Bari.
In questo scenario si è optato per la cessione in rete di tutta
l’energia elettrica prodotta dalla centrale tranne per una
percentuale del 3%, pari alla quota di energia stimata per
autoconsumo. L’energia termica prodotta (al netto delle
perdite dovute alle dispersioni della rete di
teleriscaldamento, stimata pari a 10 km.) è tutta al servizio
delle utenze del distretto energetico.
− Costo gas metano: 0,32 €/m³;
− Costo annuo O&M turbina: 4 % (investimento);
− Costo annuo O&M teleriscaldamento: 2
(investimento);
ed i seguenti ricavi:
− Prezzo di vendita energia termica: 0,065 €/kWht;
− Prezzo di vendita energia elettrica: 90 €/MWhe;
− Prezzo di vendita energia frigo: 0,056 €/kWhf.
%
Il prezzo dell’energia termica e dell’energia frigo sono stati
definiti tenendo conto dei principi del
progetto
“Appleseed”, ovvero è stato praticato uno sconto del 25%
sulle tariffe attuali dell’energia termica e frigo.
L’applicazione di tali principi sottolinea l’obiettivo
fondamentale del Power Park San Paolo, ovvero la
riqualificazione urbana mediante l’energia.
A tali ricavi vanno aggiunti gli incentivi derivanti dai Titoli
di Efficienza Energetica che hanno una durata di 5 anni e
consentono di ottenere una entrata di circa 135.000 €/anno.
L’analisi di tale scenario ha portato i seguenti risultati:
TABELLA 2
FNPV [€]
DPBP
FRR
9.440.000
8 anni
16,5 %
B. SCANARIO B
In tale scenario è stato analizzato il ritorno
dell’investimento relativo all’impianto di steam reforming
on-site per la produzione di idrogeno per la mobilità urbana
da e per il distretto energetico.
Si è fissato un valore della produzione di idrogeno pari a
900 kg/giorno, sufficienti ad alimentare una flotta di
autobus pari a 30 mezzi. I costi dell’investimento sono:
A cui vanno aggiunti i costi annui di manutenzione, pari a
10.000€ ed (0,32€/m3) e l’acquisto di 723.000 m3 all’anno
di metano pari a 232.000 € (0,32€/m3).
TABELLA 3
anche in termini di emissioni in atmosfera è un altro punto
di forza del progetto descritto.
Reformer
Compressore, sistema di accumulo e rifornimento
Organi accessori ed allacci
Totale
1.560
810
50
2.420
Si è fissato un prezzo finale di vendita dell’idrogeno pari a
3,1 €/kg, valore sufficiente ad avere un periodo di ritorno
dell’investimento minore dell’orizzonte temporale scelto
(20 anni). L’analisi dell’investimento effettuata ha portato ai
seguenti risultati:
12000
9000
6000
Net Present Value [k€]
INVESTIMENTO INIZIALE [k€]
3000
0
-3000
-6000
Scenario A
-9000
Scenario B
-12000
Scenario C
-15000
TABELLA 4
FNPV [€]
DPBP
FRR
725.000
13 anni
11,8 %
-18000
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
time [years]
Figura 4: Andamento del NPV rispetto al tempo nei 3 scenari
TABELLA 6
C. SCENARIO C.
In questo caso è stata analizzata la configurazione
impiantistica che prevede una integrazione tra la centrale di
trigenerazione e lo steam reforming. Nello specifico, parte
dell’energia termica sprigionata dai gas esausti della
turbina, alimenta una quota parte del processo di
combustione dello steam reforming. Questa integrazione
consente di ottenere un risparmio pari al 30% di gas metano
richiesto dai bruciatori del reformer. I costi, sia di
investimento che annui, sono i medesimi dei due scenari
precedenti a differenza del costo del gas relativo
all’impianto di steam reforming. Infatti i consumi annui di
gas metano dello steam reforming si riducono da 724.000
m3 a 700.000 m3 circa. Anche i prezzi unitari per la vendita
dell’energia termica, dell’energia frigorifera e dell’idrogeno
sono i medesimi degli scenari precedenti. I risultati di
questo scenario sono riportati nella seguente tabella:
TABELLA 5
FNPV [€]
DPBP
FRR
11.100.000
8 anni
16,6 %
Emissioni (t/anno)
CO2
NOX
SOX
Produzione convenzionale di
48,4 kt 125,2 kt 191,7 kt
energia elettrica e termica
Power Park
23,4 kt 48,3 kt
0t
Bilancio Emissioni
- 51%
-61,4%
-100%
La Tabella 6 opera un confronta tra le emissioni del Power
Park nei confronti di una potenza uguale prodotta
convenzionalmente. Ne consegue che centralizzare la
produzione energetica, attribuendole un elevato contenuto
tecnologico, consente di raggiungere elevati standard
ambientali. Non inferiori sono i benefici attribuibili alla
conversione della flotta bus da diesel ad idrogeno. Anche in
questo caso la produzione centralizzata di H2, con il
processo di steam reforming, consente di andare a
correggere un settore come quello della mobilità urbana, da
sempre piaga dolente della qualità dell’aria nelle città
italiane. La Tabella 7 riporta le emissioni di CO2 nei due
differenti scenari di mobilità pubblica urbana, confrontando
le emissioni dello steam reformer, con quelle della flotta bus
a gasolio (le emissioni dei bus ad idrogeno sono nulle).
TABELLA 7
Quindi, l’integrazione tra le due tecnologie ha apportato
benefici anche economici, soprattutto per l’investimento
relativo allo steam reforming il cui DPBP si è ridotto ad 8
anni. Chiaramente, le tariffe adottate per la vendita di
energia termica e di energia frigo sono poco redditizie per
gli scenari 1 e 3, infatti fissando percentuali di sconto
minori rispetto alle tariffe attuali si ottengono tempi di
ritorno dell’investimento di circa 5-6 anni in entrambi i casi.
Ma in realtà , l’applicazione dello sconto del 25% permette
di soddisfare l’obiettivo di riqualificazione urbana del
Power Park San Paolo, apportando dei benefici anche da un
punto di vista sociale.
Coerentemente con gli obiettivi sopra descritti, vengono
valutati non solo i benefici economici, ma anche quelli
ambientali di questo scenario. L’efficacia del Power Park
Emissioni (t/anno)
CO2
Emissioni Flotta Bus diesel
Emissioni Flotta Bus H2
2147,5
1431
Bilancio Emissioni
- 716,5
VI. CONCLUSIONI
Il presente lavoro affronta la possibilità di far evolvere un
distretto urbano, in un distretto energetico e di sfruttare
l’energia prodotta a basso costo per riqualificarlo
socialmente. Tale ipotesi è basata sull’utilizzo di una
turbina ad alta efficienza per produrre energia elettrica e
termica. Parte dell’energia termica viene anche sfruttata per
rendere più efficiente il processo di produzione
dell’idrogeno per autotrazione tramite uno steam reformer. I
punti di forza del progetto possono essere così elencati:
1. l’analisi finanziaria dimostra la fattibilità dell’opera;
2. l’integrazione tra cogenerazione e reforming consente
un risparmio fino al 30% del metano necessario a
quest’ultimo;
3. il
teleriscaldamento/teleraffrescamento
ha
un
immediato impatto sulla riduzione delle emissioni
inquinanti all’interno del quartiere.
Ciò che risulta verosimile, ma non garantito è l’incentivo
che la vendita di energia a basso costo può dare allo
sviluppo imprenditoriale della area. Quest’ultima
considerazione sarà oggetto di monitoraggi ed interessanti
studi futuri.
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