Certificati bianchi e cogenerazione industriale

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cogenerazione
di P. Iora, P. Chiesa
Certificati bianchi e
cogenerazione industriale
Due casi concreti
L
a promozione di politiche di risparmio ed efficienza energetica è
stata oggetto negli ultimi anni di diversi interventi da parte del legislatore. Dapprima i DLGS n. 79/99 e n. 164/00 sancivano, in
forma generica, l’obbligo di perseguire obiettivi di contenimento dei
consumi di energia connessi al servizio di distribuzione di elettricità
e gas. Successivamente tali obiettivi sono stati quantificati per il
quinquennio 2002-2006 dai Decreti Ministeriali del 24 aprile 2001
che, introducendo per la prima volta in Italia ed in Europa il meccanismo dei “titoli commercializzabili di efficienza energetica” (TEE) o
“certificati bianchi”, definivano le modalità con cui i distributori erano tenuti ad adempiere agli obblighi imposti. Tuttavia “la complessità e il carattere fortemente innovativo del meccanismo proposto e
alcune novità nel quadro di riferimento normativo nazionale nel frattempo intervenute hanno indotto i Ministeri competenti a rivedere il
contenuto dei decreti ministeriali 24 aprile 2001” [1]. I Decreti Ministeriali 20 Luglio 2004, che abrogano e sostituiscono i precedenti,
hanno perciò ridefinito gli obiettivi di risparmio energetico per il
quinquennio 2005-2009 e riformato la disciplina dei TEE, posticipandone la data di avvio e gli obblighi al 1 Gennaio 2005.
Tali obblighi sono ripartiti tra i distributori di energia elettrica e gas1
che servivano almeno 100.000 clienti finali al 31 Dicembre 2001, in
modo proporzionale alle dimensioni del soggetto distributore. Le tipologie di interventi di risparmio energetico previste sono molteplici (sistemi per l’illuminazione, elettrodomestici a basso consumo, rifasamenti elettrici, isolamento termico degli edifici,
Nomenclatura
cogenerazione ecc.) e
EEL
energia elettrica prodotta
vengono elencati in moannualmente dal cogeneratore
do esemplificativo nell’allegato I dei Decreti MiniFCOG energia del combustibile bruciato
steriali. Ciascun intervenannualmente nel cogeneratore
to viene convenzionaldEL,RIF rendimento di riferimento
mente riconosciuto, ai fiper la produzione separata
ni dell’adempimento dedi energia elettrica
gli obblighi di risparmio
dTH,RIF rendimento di riferimento
energetico, per un perioper la produzione separata
do di cinque anni ad ecdi energia termica
cezione di interventi per
IRE
indice di risparmio energetico
isolamento termico di
IRR
tasso interno di ritorno
edifici, di architettura
LT
limite termico
bio-climatica e raffrescamento passivo per i quali
MOL margine operativo lordo
sono previsti otto anni.
NPV valore netto attualizzato
I TEE - ciascuno dei quali
p
coefficiente per calcolo IRE
è equivalente ad 1 Tep
PB
pay-back
(tonnellata equivalente di
PCI
potere calorifico inferiore
petrolio) di energia priQTH energia termica prodotta
maria risparmiata - venannualmente dal cogeneratore
gono distinti a seconda
della modalità con cui
TEE titoli di efficienza energetica
viene conseguito il ri-
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sparmio energetico: Tipo I se il risparmio è realizzato riducendo i
consumi di energia, Tipo II per il risparmio di gas, Tipo III per altri
combustibili fossili. La valutazione dei risparmi conseguiti è affidata
all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) che a questo scopo
ha emanato le “Linee Guida” (deliberazioni n. 103/03 del 18 settembre 2003 e n. 200/04 dell’11 novembre 2004) per la preparazione, l’esecuzione e la valutazione dei progetti e i criteri e le modalità di rilascio dei TEE. AEEG ha definito all’interno delle Linee guida
tre metodi di valutazione dei risparmi energetici:
- Standardizzati: consentono di definire a priori il risparmio energetico ottenibile per ogni unità installata. Questo criterio si applica
a tipologie di intervento standardizzabili e ripetibili su larga scala
(es.: lampada, frigorifero, caldaia ecc.). Le procedure di calcolo
del risparmio energetico conseguibile con interventi di questo tipo
sono definite in apposite Schede Tecniche emanate da AEEG;
- Analitici: quantificano il risparmio energetico in base ad un algoritmo predefinito e dalla misurazione diretta di alcuni parametri,
definiti in apposite Schede tecniche emanate da AEEG;
- A consuntivo: quantificano il risparmio energetico attraverso il
confronto dei consumi misurati prima e dopo l’intervento in base
ad un programma di misura proposto dal soggetto titolare del
progetto e preliminarmente approvato da AEEG. Si applicano
esclusivamente agli interventi per i quali non sono disponibili metodi di valutazione standardizzata o analitica.
A valle della valutazione AEEG autorizza il Gestore del Mercato
Elettrico (GME) ad emettere i TEE corrispondenti ai risparmi certificati. Entro il 31 Maggio di ogni anno, a partire dal 2006, i distributori
obbligati devono dimostrare di aver conseguito il loro obiettivo specifico annuale riferito all’energia erogata durante l’anno precedente,
consegnando a AEEG un numero di TEE equivalente a tale obiettivo.
A fronte della consegna all’Autorità dei TEE, i distributori obbligati
ricevono un contributo tariffario pari a 100 €/Tep stabilito con deliberazione 16 dicembre 2004, n. 219/04. Gli oneri connessi all’erogazione del contributo tariffario sono posti a carico del Conto oneri
derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza
energetica e del Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale, entrambi gestiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico.
I distributori possono realizzare direttamente i progetti di risparmio
energetico oppure possono soddisfare gli obblighi a loro carico acquistando da terzi i TEE attestanti risparmi energetici conseguiti da
altri soggetti. Per la compravendita dei TEE oltre a contratti bilaterali
è stato istituito un mercato gestito da GME. Ogni soggetto interessato alla commercializzazione dei TEE deve presentare al GME do1
Gli obiettivi di risparmio energetico ammontavano per il 2005 a 0,1 Mtep
per i distributori di energia elettrica e di 0,1 Mtep per i distributori di gas.
Prof. ing. Paolo Iora, Dipartimento di Ingegneria Meccanica e Industriale, Università degli Studi di Brescia; prof. ing. Paolo Chiesa, Dipartimento di Energetica, Politecnico di Milano.
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in giornate tipo come nel caso precedente, sono rappresentativi di
manda di apertura di un conto proprietà nel Registro dei titoli di effidue turni lavorativi al giorno e vengono richiesti senza distinzione tra
cienza energetica (gestito da GME) e domanda di ammissione al
giorni feriali e festivi. Si può notare preliminarmente che i carichi del
mercato. La quota di iscrizione al conto proprietà è pari a 300
salumificio risultano particolarmente adatti ad un intervento cogene€+IVA a cui si aggiungono 0,2 €+IVA per ogni TEE scambiato (derativo, essendo sia quelli elettrici sia quelli termici presenti in modo
liberazione 14 aprile 2005, n. 67/05 AEEG). Al mercato dei TEE
relativamente uniforme durante l’anno e nell’arco della singola giorpossono partecipare oltre ai soggetti obbligati anche società terze
nata. Questa circostanza non si verifica nel caso dell’industria mecoperanti nel settore dei servizi energetici (ESCO) non soggette ad alcanica dove il carico termico è praticamente assente nella stagione
cuna imposizione, ma che possono individuare possibilità di profitto
estiva e quello elettrico risulta significativamente ridotto durante le
nella commercializzazione dei certificati bianchi.
ore notturne. In entrambi i casi viene impiegato come cogeneratore
In considerazione di ciò, risulta evidente che la cogenerazione, gaun motore a combustione interna alimentato a metano (PCI = 34,5
rantendo potenzialmente un risparmio di energia primaria si colloca
MJ/Sm3) le cui caratteristiche sono riassunte in Tabella 1. In particoin modo naturale nel contesto del mercato dei certificati bianchi ed
in particolare può rappresentare un’opportunità di investimento per
lare il costo specifico del motore è calcolato in accordo con [3] tramiuna società che opera nell’ambito dei servizi energetici. Una solute una funzione decrescente con la taglia (seconda riga di Tabella 1)
zione molto diffusa nella pratica prevede che una ESCO si faccia cae varia da 1.050 a 940 €/kWEL nel range di potenze nominali
rico del progetto, dell’installazione e della gestione di un impianto di
200÷1.000 kW. Il costo specifico risultante si intende comprensivo
cogenerazione realizzato presso un specifica utenza a cui cede i
degli oneri accessori relativi agli apparati ausiliari e alle attività colservizi di energia elettrica e calore.
laterali (progettazione, autorizzazioI profitti derivanti dall’intervento (quelli inni, collaudo ecc.). Nella simulazione
Costo specifico (€/kW)
1.050x (PNOM/200)<0.07
trinseci della cogenerazione a cui si agil funzionamento del motore viene
Costo O&M
1,2 c€/kWh
giungono quelli scaturiti dalla vendita dei
poi determinato ora per ora in modo
certificati bianchi) vengono ripartiti tra la
da minimizzare i costi variabili di
Rendimento elettrico medio
37%
ESCO e l’utente finale secondo diverse
gestione (combustibile, O&M, enerRendimento termico medio
53%
possibili modalità contrattualistiche e congia elettrica scambiata con la rete) al
Minimo tecnico
30%
sentono alla ESCO di rientrare dall’invenetto dei ricavi ottenuti dalla vendita
stimento e all’utente finale di usufruire dei TABELLA 1 - Dati caratteristici del motore primo
dei certificati bianchi, per tutti i giorservizi di energia elettrica e calore ad un utilizzati per le simulazioni. PNOM è la potenza
ni dell’anno secondo il calendario ricosto inferiore rispetto alla situazione nominale del motore espressa in kW
portato in Tabella 2. Si noti che venprecedente l’intervento. L’utenza inoltre
gono considerati 15 giorni di fermanon deve affrontare le difficoltà tecniche della realizzazione dell’imta per manutenzione, programmati per la prima metà di agosto (cui
pianto (a carico della ESCO) e non si impegna finanziariamente pocorrisponde una disponibilità complessiva dell’impianto pari al 96%).
tendo così disporre delle proprie risorse per altri scopi. Sebbene la
Se si introduce l’ipotesi semplificativa di mantenere costanti i rendicogenerazione sia una pratica ormai consolidata la cui convenienza
menti elettrico e termico al variare del carico del motore, allora il
economica è dimostrata dalla numerose installazioni presenti sul terproblema risulta lineare e quindi il punto di funzionamento ottimizritorio, il meccanismo innovativo dei TEE potrebbe ulteriormente fazato si situa in una delle seguenti cinque modalità operative.
vorire interventi in questo settore come auspicato dal decreto legislativo approvato in via preliminare in data 27-10-06 dal Consiglio dei
• Motore al carico nominale
ministri in attuazione della direttiva europea 2004/8/CE. Lo scopo
di questo lavoro è quello di valutare, a partire da due casi concreti,
Il motore produce la massima potenza e il calore cogenerato è utilizzal’effetto del contributo dei certificati bianchi sulla convenienza ecoto per soddisfare il carico termico. In corrispondenza dell’entità della
nomica di un investimento nella cogenerazione.
domanda elettrica e termica, possono verificarsi le seguenti situazioni:
- necessità di integrare energia termica con caldaie ausiliarie qualora
il carico termico richiesto sia superiore a quello erogabile dal motore o, al contrario, di dissipare parte del calore reso disponibile;
Casi di studio: interventi cogenerativi applicati
- necessità di scambiare (acquistare o vendere) energia elettrica
ad un salumificio e ad un’industria meccanica
con la rete nel caso in cui la potenza elettrica prodotta dal cogeneratore sia diversa dal carico elettrico richiesto.
In Figura 1 e Figura 2 sono riportati i carichi orari relativi a due diQuesta modalità operativa si verifica in particolare nelle ore di massiverse utenze: uno stabilimento per la stagionatura di salumi ed
ma richiesta termica, quando anche funzionando a pieno carico il
un’industria meccanica [2]. Nel primo caso i carichi elettrici, termici
motore è in grado di realizzare elevati rendimenti complessivi, oppue frigoriferi sono distinti tra feriali e festivi, per tre giornate rapprere nelle ore di punta della rete elettrica, quando il prezzo dell’elettrisentative dal punto di vista climatico: invernale, estiva e primaverilecità è più elevato del costo marginale del kWh generato dal motore.
autunnale. Nell’analisi proposta in seguito si considera che il carico
frigorifero venga soddisfatto da gruppi a compressione e viene pertanto convertito in carico elettrico a mezzo di un COP (Coefficient of
• Inseguimento dei carichi termici (termico segue)
Performance) variabile in funzione della stagione (pari a 3 per le
giornate estive, 3,5 per quelle intermedie e 4 per le invernali [3]). A
In questo caso il motore viene regolato per generare l’esatta potenvalle di questa conversione l’energia elettrica equivalente (rappreza termica richiesta dall’utenza. Conseguendo un recupero termico
sentata dalla linea tratteggiata in Figura 1) e l’energia termica ricompleto, il cogeneratore funziona al massimo rendimento possibichieste, ammontano rispettivamente a 8271 e 7152 MWh/anno.
le. Questa condizione operativa si realizza quando il prezzo di
I carichi dell’industria meccanica sono di tipo termico (5.903
vendita dell’energia alla rete è basso (ad esempio nelle ore notturMWh/anno) ed elettrico (8920 MWh/anno) mentre non sono prene) e l’elettricità risulta competitiva solo se viene cogenerata con il
senti carichi frigoriferi. Tali carichi (Figura 2), distinti climaticamente
massimo rendimento.
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FIGURA 1 - Carichi relativi al salumificio industriale. La linea tratteggiata (elettricità equivalente)
rappresenta il carico elettrico comprensivo del contributo dei frigoriferi a compressione
• Inseguimento dei carichi elettrici
(elettrico segue)
Il motore viene regolato per generare l’esatta potenza elettrica richiesta dall’utenza, circostanza che si
riscontra quando il costo marginale del kWh è compreso fra il prezzo di acquisto e di vendita dell’elettricità alla rete. Con le tariffe utilizzate nella nostra simulazione (vedi Tab.3), caratterizzate da un elevato
coefficiente di reverse metering factor, questa situazione non si determina in nessun periodo dell’anno.
Tipologie di giorni
n. giorni
Feriale primavera autunno
Sabato primavera autunno
Festivo primavera autunno
Feriale invernale
Sabato invernale
Festivo invernale
Feriale estivo
Sabato estivo
Festivo estivo
Fermata per manutenzione
Totale
127
26
30
62
11
18
54
10
12
15
365
FIGURA 2 - Carichi relativi all’industria
meccanica. Si noti che il carico frigorifero
è assente e non vi è distinzione
tra giorni feriali e festivi
rendo alla caldaia ausiliaria. È una situazione che può avere luogo quando la domanda di calore è limitata e/o il prezzo
dell’energia acquisita dalla rete è basso.
Analisi economica
Come già anticipato l’analisi economica
viene effettuata dal punto di vista di una
ESCO, che realizza l’impianto presso
l’utente finale, lo gestisce per la sua inteRappresenta il caso limite dei due precedenti e si vera vita utile e vende il servizio energia
rifica solamente in corrispondenza di carichi termici TABELLA 2 - Suddivisione dell’anno
elettrica e calore apportando uno sconto
e/o elettrici molto limitati.
di riferimento in “giornate tipo”
sulla tariffe versate dall’utenza precedentemente all’intervento. Altre forme contrattualistiche possono pre• Motore fermo
vedere in alternativa che la ESCO ceda all’utenza l’impianto una
volta recuperato l’investimento, applicando necessariamente uno
In questa circostanza le richieste elettrica e termica dell’utenza vengosconto su elettricità e calore inferiore al caso precedente.
no soddisfatte rispettivamente acquistando energia dalla rete e ricor• Minimo tecnico
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Tasso di inflazione
2%
Tasso di remunerazione atteso sul capitale proprio (rendita)
15 %
Tasso di interesse sul prestito
7%
Frazione del capitale a prestito sul costo dell’impianto
50 %
Vita utile, anni
15
Periodo di restituzione del prestito, anni
10
Quota annua di ammortamento fiscale
8%
Aliquota fiscale
40 %
Costo del gas naturale al cogeneratore
30 c€/Sm3 - 8,70 €/GJ
Costo del gas naturale per produz. termica
33 c€/Sm3 - 9,56 €/GJ
Accisa sul gas naturale
0,7499 c€/Sm3
Quota di gas naturale incentivata
0,25 m3/kWhel
Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F1
16 c€/kWh
Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F2
9,5 c€/kWh
Tariffa di acquisto energia elettrica fascia F3
6,1 c€/kWh
Tariffa di vendita energia elettrica fascia F1
10,5 c€/kWh
Tariffa di vendita energia elettrica fascia F2
7,5 c€/kWh
Tariffa di vendita energia elettrica fascia F3
4,7 c€/kWh
Sconto sul costo dell’energia elettrica all’utenza
5%
Sconto sul costo dell’energia termica all’utenza
5%
Valore TEE tipo I
77 €
Valore TEE tipo II
94 €
Durata erogazione TEE
5 anni
TABELLA 3 - Ipotesi utilizzate nell’analisi economica
L’analisi economica viene dunque eseguita sulla vita utile dell’impianto considerata pari a 15 anni, effettuando una simulazione
completa del funzionamento basata su un anno tipo ed estendendo
poi i risultati agli altri anni, considerati identici dal punto di vista
energetico (carichi richiesti dall’utenza e condizioni ambientali) ed
economico (tariffe elettriche e del metano, costi di manutenzione,
normativa vigente). Il costo totale dell’investimento è considerato pari
a quello del motore che, come già sottolineato, include tutti gli oneri
complementari. Non si considerano eventuali esborsi per gruppi frigoriferi e per caldaie ausiliarie dal momento che la loro presenza è
comunque prevista nello scenario di produzione separata. Considerata l’entità dei carichi e la taglia dell’impianto risultante, è presumibile che la fase di costruzione dell’impianto non duri più di qualche
mese per cui appare lecito trascurare gli oneri finanziari relativi a
tale periodo. Si ipotizza perciò che il pagamento dell’impianto venga effettuato in un’unica rata versata al termine dell’installazione
dell’impianto, convenzionalmente fissata nel dicembre dell’anno preso a riferimento (anno 0), immediatamente antecedente alla messa
in servizio dell’impianto (gennaio dell’anno 1).
L’esborso iniziale è ripartito in parti uguali fra capitale proprio e capitale a prestito, a fronte di un debito contratto con un generico istituto di credito. La restituzione del capitale a prestito viene effettuata attraverso rate costanti, calcolate con un tasso di interesse del 7% e versate a scadenza annuale per una durata complessiva di dieci anni; al
termine della vita utile il valore residuo dell’impianto viene considerato nullo. È previsto che la quota di interesse sul debito versata annualmente venga dedotta dal reddito imponibile, tassato con aliquota del
40%; ai fini fiscali è inoltre consentito programmare un piano di ammortamento che prevede una quota annua pari all’8%. Il tasso di remunerazione interna del capitale proprio viene assunto pari al 15%,
coerentemente con la comune pratica di valorizzazione degli investimenti nel settore dell’energia. Per l’energia elettrica acquistata dalla
rete è stata utilizzata una tariffa di un tipico contratto di fornitura di
energia elettrica in media tensione nel mercato vincolato. Per la cessione di elettricità alla rete, a cui si applicano le condizioni stabilite
34
nella delibera 34/05, è stato utilizzato un coefficiente di reverse metering factor pari a 0,9 2. Riguardo la tariffa del gas naturale si è considerato un prezzo di 30 c€/Sm3 (8,7 €/GJ) per il combustibile nello scenario cogenerativo, inferiore di 3 c€/Sm3 rispetto a quello versato dall’utenza prima dell’intervento: il motore cogenerativo infatti
comporta consumi di gas naturale molto più elevati rispetto alle caldaie, per cui la tariffa del gas (organizzata a “scaglioni” di consumo
annuale) beneficia delle riduzioni del costo unitario. Nel calcolo economico si è inoltre tenuto conto dello sconto sull’accisa (0,7499
c€/Sm3) relativo a 0,25 m3/kWhEL, applicato ad impianti cogenerativi che rispettino i vincoli stabiliti dalla delibera 42/02 di AEEG3. I
valori delle tariffe di energia elettrica e gas sono riportati in Tab.3 insieme alle restanti ipotesi utilizzate per l’analisi economica.
Calcolo dei titoli di efficienza energetica
Il risparmio energetico derivante dall’intervento cogenerativo consente di usufruire di un numero di certificati bianchi proporzionale ai
risparmi energetici conseguiti. Per il caso di cogenerazione industriale al momento non è disponibile alcuna scheda tecnica che identifichi in modo univoco la quantità e la tipologia di TEE ottenibili
dall’intervento. In tali condizioni la normativa prevede che la tipologia di TEE venga definita dal titolare del progetto nella proposta indirizzata a AEEG, in accordo con la modalità di valutazione “a consuntivo”. Nel caso in esame viene adottato un criterio basato sull’indice di risparmio energetico IRE definito dalla delibera 42/02 di
AEEG che, come noto, fornisce un’indicazione dell’energia primaria
risparmiata nello scenario cogenerativo rispetto a quello di produzione separata di energia elettrica e termica e risulta così definito:
£
²
²
FCOG
IRE = ²1<
E EL
Q TH
²
+
²
d EL , RIF × p d TH, RIF
¤
¥
´
´
´ × 100
´
´
¦
dove:
EEL e QTH sono l’energia elettrica e termica prodotta annualmente
dal cogeneratore;
FCOG è l’energia del combustibile bruciato annualmente nel cogeneratore per produrre EEL e QTH;
dEL,RIF ed dTH,RIF sono i rendimenti di produzione separata per l’energia termica ed elettrica;
“p” è un coefficiente che considera le minori perdite di trasporto e di
trasformazione dell’energia elettrica rese possibile dagli impianti di
generazione distribuita4.
2
3
4
La delibera 34/05 di AEEG riconosce, nel caso di impianti di cogenerazione di potenza inferiore a 10 MVA che soddisfano la definizione di cogenerazione ai sensi della delibera n. 42/02, il ritiro dell’energia elettrica al
prezzo di cessione dall’Acquirente unico alle imprese distributrici per la
vendita al mercato vincolato, definito dall’articolo 30, comma 30.1, lettera
a), del Testo integrato. In prima approssimazione, in accordo con [2] si può
ipotizzare di applicare un reverse metering factor pari a 0,9.
Nel caso in esame la normativa richiede un indice di risparmio energetico
IRE>10% e un limite termico LT>15%
I valori dei rendimenti di riferimento sono stabiliti dalla delibera 42/02 di
AEEG a cui si rimanda per ulteriori approfondimenti. Per le taglie tipiche dei
casi in esame i valori previsti per dEL,RIF e dTH,RIF sono rispettivamente 0,38 e
0,90. Supponendo un allacciamento in media tensione, il coefficiente p è fissato al valore di 0,972 per l’energia elettrica immessa in rete e 0,957 per quella
autoconsumata (e una media pesata dei due valori per i casi intermedi).
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Si considera poi di ottenere un numero di TEE pari all’energia risparmiata espressa in Tep che in accordo con la definizione di IRE risulta:
numero TEE =
E EL
Q TH
+
< FCOG
d EL , RIF × p d TH, RIF
Il numero totale di TEE è stato quindi suddiviso fra tipo I (risparmio
di energia elettrica) e tipo II (risparmio di gas) in base alla frazione
di energia primaria utilizzata per la produzione di elettricità e calore nello scenario di generazione separata. La percentuale di certificati di ciascun tipo risulta quindi:
E EL
d EL , RIF × p
percentuale TEE (tipo I) =
× 100 (%)
E EL
Q TH
+
d EL , RIF × p d TH, RIF
percentuale TEE (tipo II) =
Q TH
d TH, RIF
E EL
d EL , RIF × p
+
Q TH
d TH, RIF
× 100 (%)
Il valore economico dei TEE è stato individuato sulla base dei prezzi
medi del mercato organizzato al 31 maggio 2006 e risulta pari 77 €
per i certificati di tipo I e 94 € per quelli di tipo II [1]. Tale contributo,
in accordo con la normativa vigente, viene erogato per cinque anni.
(8,3 anni per lo scenario non incentivato). Gli indici della cogenerazione (IRE e LT) sono ampiamente soddisfatti rispetto a quanto richiesto dalla normativa. In particolare il valore dell’IRE (37,7% per entrambi gli scenari) risulta decisamente elevato grazie anche alla configurazione dei carichi che si prestano ottimamente ad un intervento
cogenerativo. In entrambi gli scenari il motore presenta un funzionamento prevalentemente a carico nominale (6021 ore/anno) e più limitatamente in modalità termico-segue (2.379 ore/anno), mentre
non risultano convenienti in nessuna ora dell’anno il funzionamento
elettrico-segue e lo spegnimento del motore. Per quanto riguarda l’industria meccanica (ultime due colonne di Tabella 4), solo il contributo
dei TEE rende economicamente sostenibile l’intervento cogenerativo
(PB di 9,0 anni rispetto a 14,4 anni per lo scenario senza incentivi)
grazie alla significativa frazione del contributo dei TEE sul MOL
(30%). Si noti che l’ottimizzazione economica del funzionamento del
motore porta ad un suo spegnimento per 800 ore l’anno. Tali ore sono collocate nelle fasce notturne delle giornate estive (ore vuote), caratterizzate da ridottissimi carichi termici (Figura 2) e con basse tariffe di acquisto e vendita di energia elettrica (Tabella 3). È importante
sottolineare infine che nei due casi analizzati l’incentivo dei TEE non
modifica sostanzialmente né la scelta della taglia del motore né la
sua modalità di funzionamento (ciò è evidente ad esempio dai risultati riportati in Tabella 3 relativi al salumificio dove in corrispondenza
dello stesso motore da 500 kW la suddivisone tra le diverse modalità
di funzionamento risulta la medesima). Le Figure 3a e 3b riportano
per i due casi analizzati l’andamento dell’IRR in funzione della taglia
del motore, in un range di potenza compreso tra 200 e 1.000 kW5.
Salumificio
Analisi dei risultati
La Tabella 4 riporta i risultati delle simulazioni confrontando gli scenari con e senza incentivi ed individuando per entrambe le applicazioni cogenerative analizzate la taglia del motore che minimizza il
tempo di ritorno (Pay Back, PB) dell’investimento.
Per quanto riguarda il caso del salumificio risulta
evidente che la possibilità di usufruire del contributo dei certificati bianchi influenza in modo apprezzabile la convenienza dell’investimento dal punto
di vista del PB, (4,2 anni rispetto ai 5,6 del caso
senza TEE), del tasso interno di ritorno, IRR (44,9%
contro 35,0%) e del valore netto attualizzato, NPV
(396,3 k€ contro 295,9 k€).
Nel caso in esame la remunerazione della vendita
dei TEE infatti costituisce il 23% del margine operativo lordo (MOL) annuo. È utile osservare che il valore particolarmente elevato di IRR (44,9%) suggerisce
la possibilità di introdurre sconti più consistenti al
cliente della ESCO rendendo per quest’ultimo l’intervento ancora più attraente. Ad esempio applicando uno sconto sull’energia elettrica e il calore ceduti
all’utenza pari al 10% (anziché 5% come nel caso
considerato in Tabella 3) si ottiene un PB di 5,6 anni
5
Nel range 200-1.000 kW vengono considerati in prima
approssimazione i redimenti medi per il motore riportati
in Tabella 1. Tuttavia si tenga presente che il rendimento elettrico del motore potrebbe risultare di pochi punti
percentuali più elevato nei motori di maggiore taglia.
Questa semplificazione non modifica nella sostanza i
risultati dell’analisi qui riportata.
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Taglia motore, kW
Bilancio energetico
Energia elettrica richiesta, MWh/anno
Energia elettrica prodotta, MWh/anno
Energia termica richiesta, MWh/anno
Energia termica prodotta, MWh/anno
Funzionamento carico nominale, ore/anno
Funzionamento termico-segue, ore/anno
Funzionamento elettrico-segue, ore/anno
Cogeneratore fermo*, ore/anno
Rendimento elettrico cogeneratore, %
Rendimento termico cogeneratore, %
Rendimento totale cogeneratore, %
Indice Risparmio Energetico,%
Limite Termico,%
Risparmio di energia primaria MWh/anno
N. TEE tipo I
N. TEE tipo II
Bilancio economico
Costo impianto, k€
Margine operativo lordo del primo anno, k€
Ricavo annuo TEE, k€
Ricavo TEE/MOL
Pay-back (PB), anni
Valore Attuale Netto (NPV), k€
Tasso interno di ritorno (IRR), %
Ind. meccanica
Con
TEE
500
Senza
TEE
500
Con
TEE
300
Senza
TEE
350
6.856
4.112
6.856
5.890
6.021
2.379
0
0
37,0
53,0
90,0
37,7
58,9
6.738,6
367
212
6.856
4.112
6.856
5.890
6.021
2.379
0
0
37,0
53,0
90,0
37,7
58,9
6.738,6
-
8.920
2.061
8.920
2.686
4.709
2.891
0
800
37,0
48,2
85,2
35,5
56,6
3.65
172
91
8.920
2.295
8.920
2.877
4.175
3.425
0
800
37,0
46,4
83,4
34,6
55,6
3.287
-
492,4
205,7
48,2
0,23
4,2
396,3
44,9
492,4
157,5
5,6
295,9
35,0
306,2
72,7
21,8
0,30
9,0
48,1
21,3
353,4
58,8
14,4
3,3
15,3
Escluse le ore di spegnimento programmato per manutenzione
TABELLA 4 - Risultati della simulazione: confronto tra gli scenari
con e senza il contributo dei TEE
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cogenerazione
FIGURA 3A - Andamento dell’IRR in funzione
della taglia del motore nel caso del salumificio
FIGURA 4 - Andamento dell'IRR in funzione del numero
di anni in cui vengono riconosciuti i contributi dei TEE
È interessante notare che per il salumificio, nell’intervallo considerato, la massima differenza di IRR tra i due scenari è pari a circa il
10%, mentre risulta più contenuta (<6%) nel caso dell’industria meccanica. Inoltre in quest’ultimo caso l’IRR nello scenario senza TEE risulta di poco superiore al tasso di remunerazione atteso (15%) e solo per un intorno limitato della taglia ottimizzata. È evidente quindi
che per l’industria meccanica qui considerata, solo il ricavo ottenibile dalla commercializzazione dei TEE può rendere favorevole l’investimento cogenerativo.
Si può dunque concludere che il meccanismo dei TEE rende interessante un investimento che sarebbe altrimenti ai limiti della convenienza economica; dal momento che un tale intervento comporta
degli apprezzabili benefici energetici (quantificabili in un risparmio
annuo di 319.000 Sm3 di gas naturale, equivalenti a 263 Tep),
l’incentivazione dei TEE ha l’importante effetto di promuovere iniziative che portano a risparmi di energia che in assenza di contributi potrebbero non essere prese in esame.
Come ulteriore approfondimento si è voluto considerare la variazione del valore dell’IRR in funzione del periodo nel quale sono riconosciuti i contributi dei certificati bianchi. Uno dei sistemi allo studio
del governo per incentivare la produzione combinata di elettricità e
calore è infatti proprio l’estensione della durata dei TEE emessi a
favore dei sistemi cogenerativi. Da questa analisi si evidenzia che,
estendendo ad 8 anni il periodo di incentivazione (che come già
sottolineato, vengono riconosciuti per alcuni interventi nell’edilizia),
6
Decisione della Commissione C(2006) 6817 del 21 dicembre 2006, pubblicata su Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea il 6 febbraio 2007.
36
FIGURA 3B - Andamento dell’IRR in funzione della taglia
del motore nel caso dell’industria meccanica
il valore dell’IRR raggiunge il 46,8% per il salumificio e 23,2% per
l’industria meccanica, superiore di 1,4 e di 1,9 punti percentuali ai
rispettivi casi valutati in precedenza con una durata dei TEE di 5
anni (Figura 4); estendendo ulteriormente l’erogazione degli incentivi per l’intera vita utile dell’impianto si raggiungerebbe un valore
di IRR di 46,9% per il salumificio e 24,7% per l’industria meccanica
con un limitato incremento rispetto al caso di 8 anni (rispettivamente di 0,6 e 1,5 punti percentuali). Questo ultimo risultato è una naturale conseguenza del minore valore attualizzato (“present value”)
che assumono somme di denaro collocate in avanti nel tempo.
Come ultimo aspetto è stato valutato l’effetto di una variazione del
valore del rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata, nell’ipotesi in cui sia valido il criterio per il calcolo del numero di TEE definito nel paragrafo precedente. La direttiva europea 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione stabilisce
infatti quali criteri per la determinazione di tali rendimenti, il tipo
di combustibile, le condizioni climatiche, l’uso operativo degli impianti in condizioni reali, e sancisce che “ogni unità di cogenerazione è confrontata con la migliore tecnologia per la produzione
separata di calore ed elettricità disponibile sul mercato ed economicamente giustificabile nell’anno di costruzione dell’unità di cogenerazione”. Per impianti cogenerativi di nuova costruzione alimentati a gas naturale, il rendimento di produzione elettrica di riferimento è stato fissato pari al 52,5%6.
È evidente che una condizione più restrittiva in termini di rendimento elettrico di riferimento comporta una riduzione del contributo ottenibile con il sistema incentivante, derivante da una diminuzione del numero di certificati bianchi riconosciuti. Rispetto ai risultati riportati in Tabella 4 - ricavati adottando un rendimento elettrico di riferimento pari al 38% - si ottengono infatti complessivamente 311 certificati bianchi (invece che 579) per il salumificio e 136
(invece che 263) per l’industria meccanica.
Dal punto di vista della convenienza economica dell’investimento,
questo comporta un incremento del tempo di ritorno da 4,2 a 4,7
anni per il salumificio e da 9,0 a 11,0 anni per l’industria meccanica; analogamente, il valore di IRR si riduce rispettivamente da
44,9% a 40,2% e da 21,3% a 18,3%.
Conclusioni
In questo lavoro è stata valutata la convenienza di un investimento
nel caso di due impianti cogenerativi alla luce del contributo incentivante determinato dal meccanismo dei titoli commerciabili di efficienza energetica (TEE), il cui ammontare è stato quantificato adot-
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cogenerazione
tando un criterio basato sull’indice di risparmio energetico IRE
definito dalla delibera 42/02 di AEEG. A questo scopo è stata svolta un’analisi economica dal punto di vista di una ESCO,
che realizza l’impianto presso l’utente finale, lo gestisce per la
sua intera vita utile e vende i servizi di energia elettrica e calore apportando uno sconto sulle tariffe versate dall’utenza
precedentemente all’intervento.
Sebbene i risultati siano riferiti a due casi specifici (l’installazione di un motore a combustione interna in grado di soddisfare i carichi di un salumificio e di una industria meccanica)
e quindi non direttamente estendibili in modo quantitativo ad
una generica applicazione cogenerativa, si evidenzia come il
contributo dei TEE vada valutato accuratamente in fase di progetto in quanto il ricavo derivante dalla vendita dei TEE può
rappresentare una importante frazione (il 23% ed 30% rispettivamente nei due casi considerati) del margine operativo lordo. Questo si traduce in una sensibile diminuzione del tempo
di ritorno rispetto allo scenario in cui non sia previsto il contributo dei TEE. In particolare per il caso dell’industria meccanica l’investimento cogenerativo - che in assenza di contributi risulta ai limiti della convenienza economica (Pay Back = 14,4
anni) - diviene economicamente sostenibile nello scenario incentivato (Pay Back = 9 anni).
A seguito di questa analisi è inoltre possibile individuare una
serie di risvolti positivi non unicamente a vantaggio dei soggetti direttamente interessati alla commercializzazione dei certificati bianchi (le ESCO e i soggetti obbligati). Infatti:
- le ESCO vengono ulteriormente incentivate a promuovere
interventi nella cogenerazione in situazioni altrimenti caratterizzate da elevato rischio di capitale. Questo garantisce
dei benefici al Paese in virtù della diminuzione dei consumi
di energia primaria che la cogenerazione comporta rispetto
alla produzione separata di energia elettrica e termica;
- la diffusione della generazione distribuita associata alla cogenerazione (che può beneficiare del meccanismo dei TEE)
comporta una diminuzione della quota di energia elettrica
trasportata dalle linee limitando quindi le possibilità di una
loro saturazione;
- infine il cliente della ESCO oltre ad ottenere un risparmio
sulle bollette di energia elettrica e gas non si impegna finanziariamente nell’intervento potendo così disporre delle
risorse risparmiate per altri scopi; risulta inoltre sgravato da
tutte le difficoltà tecniche relative all’installazione dell’impianto che risultano a carico esclusivo della ESCO.
Bibliografia
[1] Primo Rapporto annuale sul meccanismo dei titoli di efficienza energetica. Situazione al 31 maggio 2006. Autorità
per l’energia elettrica e il gas http://www.autorita.energia.it/ee/index.htm.
[2] Campanari S., Chiesa P., Silva P., Performance assessment
of cogeneration systems for industrial district applications,
accettato per la presentazione al congresso Asme Turbo
Expo 2007, 14-17 maggio 2007, Montreal, Canada.
[3] Macchi E., Campanari S., Silva. P., La microcogenerazione
a gas naturale, ISBN 88-7398-016-3, Polipress, Milano,
settembre 2005.
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