ANALISI TECNICA La trigenerazione è un particolare campo dei

ANALISI TECNICA
La trigenerazione è un particolare campo dei sistemi di cogenerazione che, oltre a
produrre energia elettrica, consente di utilizzare l’energia termica recuperata dalla
trasformazione termodinamica anche per produrre energia frigorifera, ovvero acqua
refrigerata per il condizionamento o per i processi industriali.
I principali vantaggi della trigenerazione sono:
riduzione dei costi dell’energia primaria;
riduzione dei costi di gestione;
maggiore energia elettrica disponibile;
utilizzo del calore in esubero.
Nella fattispecie, ________________ha realizzato un impianto di trigenerazione
nel comune di Zoppola (PN) in Via Paludo Pra’ di Risi n. 1 (Foglio 343 mappale n.
29), della potenza nominale di 996 kW. L’impianto è stato progettato da ENERGY,
NEGRELLI – Strasse 13b, Bolzano ed è stato realizzato da BURKHART GmbH,
Kreutweg 2 - Muhlhausen (Germania).
pag. 11 di 14
L’impianto è stato realizzato per produrre energia elettrica da immettere in rete
(ovvero da consegnare ad ENEL DISTRIBUZIONE), nonché energia termica da far
pervenire,
attraverso
un’apposita
rete
di
teleriscaldamento della
lunghezza
complessiva di circa 100 m (dati desunti dalla relazione tecnica – progetto definitivo),
all’azienda ubicata sui terreni limitrofi a quelli dell’impianto in questione,
L’impianto è stato realizzato per funzionare ad olio vegetale trattato meccanicamente
in conformità alla direttiva 2009/28/EG..
Sempre dalla relazione tecnica – progetto definitivo dell’impianto di trigenerazione,
emerge che un’analisi condotta in precedenza sui consumi di VEOLIA WATER
SOLUTION & TECHNOLOGIES ITALIA SRL evidenziava un fabbisogno di energia
per riscaldamento e raffreddamento dei fabbricati e per calore di processo di circa
1.200.000 kWh.
L’energia frigorifera viene prodotta dall’impianto di trigenerazione trasferendo il calore
di scarto recuperabile dal raffreddamento dei cilindri e dai gas di scarico dei
cogeneratori tramite l’assorbitore. L’assorbitore è un JANGSU SHUANGLIANG AIRCONDITIONING EQUIPMENT CO. LTD, Mod. HSB-9.9, pr. nr. RXKB1005, anno
2010. La potenza di progetto dell’assorbitore è di 300 kW (mentre quella di targa è
317 kW), producendo quindi acqua refrigerata a 7/12 °C e 880 kW di acqua calda a
90/70°C proveniente dai cogeneratori. Il gruppo di raffreddamento a servizio
dell’assorbitore è
di tipo
adiabatico ed
ha
una potenzialità di 730
kW.
pag. 22 di 14
L’impianto di cogenerazione in questione è costituito da quattro motori da 249 kW di
potenza elettrica, alimentati con olio vegetale (standard di qualità RK 05/2000),
azionati idraulicamente in parallelo, che inviano in rete la corrente elettrica prodotta.
Nel dettaglio, di seguito si riportano le caratteristiche tecniche dei quattro motori.
BIOMASS CHP BURKHARDT n. 1
Modello: ECO260
Potenza: 249 kW
Anno: 2010
Serial Number: 10163
Motore: MAN
Tipo: D26
Generatore: LEROY SOMER
Tipo: LSA 47.2VL12C6/4
No. 254541/5
Velocità nominale: 1500 RPM
pag. 33 di 14
BIOMASS CHP BURKHARDT n. 2
Modello: ECO260
Potenza: 249 kW
Anno: 2010
Serial Number: 10162
Motore: MAN
Tipo: D26
Generatore: LEROY SOMER
Tipo: LSA 47.2VL12C6/4
No. 254541/2
Velocità nominale: 1500 RPM
BIOMASS CHP BURKHARDT n. 3
Modello: ECO260
Potenza: 249 kW
Anno: 2010
Serial Number: 10155
Motore: MAN
Tipo: D26
Generatore: LEROY SOMER
Tipo: LSA 47.2VL12C6/4
No. 251246/4
Velocità nominale: 1500 RPM
BIOMASS CHP BURKHARDT n. 4
Modello: ECO260
Potenza: 249 kW
Anno: 2010
Serial Number: 10161
pag. 44 di 14
Motore: MAN
Tipo: D26
Generatore: LEROY SOMER
Tipo: LSA 47.2VL12C6/4
No. 254541/9
Velocità nominale: 1500 RPM
Secondo i dati tecnici dell’’impianto (messi a disposizione dalla----------) il sistema di
cogenerazione consuma 57 kg/h di olio vegetale. L’impianto di trigenerazione viene
alimentato da una cisterna a doppia parete interrata, della capacità di 100.000 litri ove
viene conservato l’olio vegetale.
L’impianto di trigenerazione, alimentato con olio vegetale tracciato (olio di colza),
risulta essere classificato nella disciplina dei combustibili nella parte II, sezione 4,
paragrafo 1 lettera e) dell’Allegato X della parte V del D.Lgs. 152/06, e ha le seguenti
emissioni stimate:
polveri 12 mg/Nmc
NOx 1.800 mg/Nmc
CO 25 mg/Nmc
I fumi passano in uscita del turbocompressore nel catalizzatore di ossidazione del tipo
225-2x90-200, poi nello scambiatore fumi e di seguito attraversano due silenziatori
(per l’alta e la bassa frequenza), prima di essere immessi in atmosfera.
L’autorizzazione che aveva ricevuto la ditta __________________ (Determinazione
nr. 3035 del 19/12/2011) dalla Provincia di Pordenone fissava i seguenti limiti:
Formaldeide: 20 mg/Nmc
Polveri totali: 100 mg/Nmc
Monossido di Carbonio (CO): 350 mg/Nmc
pag. 55 di 14
Ossidi di Azoto (espressi come NO2): 500 mg/Nmc
Ossidi di Zolfo (espressi come SO2): 200 mg/Nmc
Considerando il maggior quantitativo di emissioni previste (soprattutto per quanto
concerne gli ossidi di azoto) rispetto a quelle autorizzate, la Provincia di Pordenone
aveva richiesto l’installazione di un apposito impianto di abbattimento per tali ossidi,
imponendo l’obbligo a ____________ di comunicare alla Provincia ed all’ARPA
FVG le caratteristiche del medesimo, al momento della messa in esercizio
dell’impianto di trigenerazione. L’impianto di abbattimento non è stato realizzato.
Il punto 2 lettera b) della determinazione nr. 3035 del 19/12/2011 prevedeva inoltre
che l’impianto di trigenerazione fosse messo in esercizio entro due anni, ovvero entro
il 19/12/2013. La messa in esercizio non è avvenuta.
Servirà quindi presentare ora una nuova domanda di autorizzazione che già preveda
apposita tipologia di impianto di abbattimento in particolare per gli ossidi di azoto.
ANALISI ECONOMICA
Dai dati raccolti, la manutenzione full service dell’impianto di trigenerazione in
questione, considerando un funzionamento di 7.500 h/anno, ammonta a circa
120.000,00 €/anno.
Per quanto concerne la vita utile dell’impianto si considera il periodo di 15 anni a
partire dalla data di entrata in esercizio, ovvero il periodo di durata degli incentivi
erogati secondo la normativa vigente per la messa in rete di energia elettrica. Non
risulta conveniente invece l’utilizzo dell’impianto in assenza di tali incentivi.
A tal proposito per data di entrata in esercizio si considera la data del verbale di
intervento del distributore elettrico (Enel Distribuzione Divisione Infrastrutture e Reti)
per l’installazione e messa in funzione dei misuratori, ovvero il 30 marzo 2012.
pag. 66 di 14
La tariffa onnicomprensiva, differenziata per tipologia di fonte utilizzata, secondo i
valori indicati dalla Tabella 3 allegata alla Legge Finanziaria 2008, è stata aggiornata
dalla Legge 23.07.2009 n. 99. L’impianto in questione risulta beneficiare della tariffa di
280 €/MWh, riconosciuta agli impianti che utilizzano come combustibili i biogas e le
biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili
attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE)
n. 73/2009 del Consiglio del 19 gennaio 2009.
_______________in data 10.12.2012 aveva stipulato con _____________________
un contratto per la fornitura di energia termica ed energia frigorifera. Il contratto, della
durata di 8 anni, a partire dalla data di entrata in esercizio dell’impianto e consegna
dell’energia, prevedeva un corrispettivo di 0,087 €/kWh per l’energia termica.
Per quanto riguarda l’energia frigorifera le parti avevano concordato un corrispettivo di
0,030 /kWh. In merito all’energia frigorifera si evidenzia che la generazione di un’unità
di energia frigorifera richiede un assorbimento di energia termica maggiore dell’unità,
oltre alla gestione di un gruppo di assorbimento non necessario nella generazione di
energia termica.
Allo stato attuale tale contratto risulta essere stato risolto.
Per la valutazione del combustibile si considera cautelativamente come riferimento, il
costo degli ultimi acquisti della fallita, pari a 930,00 €/ton, pur considerando che la
quotazione dell’olio raffinato di semi di colza (valore massimo) del 04 novembre 2014
fornito dall’Associazione Granaria di Milano – Borsa dei Cereali indica un valore di
825,00 €/ton (questo valore è comunque privo dei costi di trasporto).
Si evidenzia inoltre che prima dell’avvio e della messa in esercizio dell’impianto, il
nuovo gestore dovrà richiedere alla Provincia di Pordenone una nuova autorizzazione
pag. 77 di 14
alle emissioni in atmosfera, nonchè dovrà realizzare un impianto di abbattimento in
particolare degli ossidi di azoto.
Si ritiene che tali interventi possano essere effettuati in un anno di tempo,
mantenendo un periodo rimanente di godimento della tariffa omnicomprensiva pari a
11 anni.
- STIMA DEI RICAVI PER MESSA IN RETE DELL’ENERGIA ELETTRICA
Ipotizzando un funzionamento dell’impianto per 7.500 h/anno ed una potenza
complessiva dei 4 motori di 996 kWe, si prevede che la produzione elettrica annua
ammonti a 7.470.000 kWe/anno. Considerando poi la tariffa omnicomprensiva di 0,28
€/kWhe, si ottiene che per i rimanenti 11 anni di funzionamento si ricaveranno, dalla
cessione dell’energia elettrica immessa in rete, 2.091.600 €/anno.
- STIMA DEI RICAVI PER VENDITA ENERGIA TERMICA
Considerando la potenza termica massima dell’impianto, pari a 880 kWt, ed
ipotizzando che la stessa venga prodotta e consegnata a privati per 3375 h/anno al
prezzo di 0,087 €/kWht, si ottiene che per i rimanenti 11 anni di funzionamento si
ricaveranno, dalla cessione dell’energia termica a privati, 258.390,00 €/anno.
- STIMA DEI RICAVI PER VENDITA ENERGIA FRIGORIFERA
Considerando la potenza frigorifera massima dell’impianto, pari a 300 kWt, ed
ipotizzando che la stessa venga prodotta e consegnata a privati per 4125 h/anno al
prezzo di 0,03 €/kWhf, considerando un COP dell’assorbitore prudenzialmente pari a
0.70, si ottiene che per i rimanenti 11 anni di funzionamento si ricaveranno, dalla
cessione
dell’energia
frigorifera
a
privati,
25.987,50
€/anno.
pag. 88 di 14
- COSTI DI UTILIZZO E GESTIONE DELL’IMPIANTO
Secondo i dati tecnici forniti, ciascun motore impiega 57 kg/h di combustibile. Il
consumo annuo di combustibile ammonta quindi a 1.710.000 kg/anno. Come indicato
in precedenza, per la presente analisi si considera cautelativamente come prezzo di
acquisto dell’olio di colza, quello sostenuto in precedenza dalla fallita, ovvero 930,00
€/ton. Il prezzo annuo del combustibile ammonta quindi a 1.590.300,00 €.
Sempre dai dati forniti, e sulla base dei precedenti contratti, si prevede sia necessario:
stipulare un contratto annuo di manutenzione “full service” del valore di
120.000,00 € per la manutenzione dei motori;
sostenere costi di energia elettrica per impianti vari pari a 20.000,00 €;
sostenere costi di manutenzione dell’impiantistica varia, dell’assorbitore ed
dell’impianto di abbattimento degli ossidi di azoto, stimati in 50.000,00 €/anno.
Andando a sottrarre ai ricavi (somma dei ricavi per messa in rete dell’energia elettrica,
dei ricavi per vendita dell’energia termica, dei ricavi per vendita dell’energia frigorifera,
che ammontano a complessivi circa 2.375.000,00 €/annui) i costi annui da sostenere
per il combustibile e per la gestione dell’impianto (pari a circa 1.780.000,00 €/anno), si
ottiene un margine operativo annuo di circa 595.000,00 €/anno.
Considerando poi la media dei tassi di inflazione a consuntivo indice F.O.I. (Famiglie
di Operai ed Impiegati) degli ultimi 10 anni, si ottiene un valore del 2%. Applicando
tale indice di inflazione ai margini operativi annui, si ottiene un margine operativo
complessivo degli undici anni pari a circa 5.000.000,00 €.
pag. 99 di 14