Iniziative teleriscaldamento

COMUNE DI CUNEO
RAPPORTO SULLE POSSIBILI
INIZIATIVE NEL SETTORE DEL
TELERISCALDAMENTO
REALIZZABILI NELLA CITTA’ DI
CUNEO
POLITECNICO DI TORINO Dipartimento di Energetica Laboratorio Analisi e Modelli Energetici
AG.EN.GRANDA Agenzia provinciale per l’energia
ASSESSORATO AMBIENTE E TERRITORIO
INDICE
pag. 3.
INTRODUZIONE
pag. 4.
IL SISTEMA ENERGETICO A SERVIZIO DEL CENTRO STORICO
pag. 7.
IL SISTEMA ENERGETICO DELL’ALTIPIANO: CENTRO URBANO,
OSPEDALE SANTA CROCE, ZONA OVEST (COMPLETA) E ZONA
EST DELIMITATA DA PIAZZA D’ARMI
pag. 11.
IL SISTEMA ENERGETICO PRINCIPALE DELL’OLTRE STURA:
STABILIMENTO MICHELIN, RONCHI E MADONNA DELL’OLMO
pag. 16.
IL SISTEMA ENERGETICO DELL’OLTRE GESSO: ZONA INDUSTRIALE, MADONNA DELLE GRAZIE, BORGO SAN GIUSEPPE, ROATA
CANALE E SPINETTA
pag. 19.
IL SISTEMA ENERGETICO DELNUOVO OSPEDALE, CONFRERIA E
CERIALDO
pag. 22.
IL SISTEMA ENERGETICO SECONDARIO DELL’OLTRE STURA:
AZIENDA LOCALE, SAN PIETRO DEL GALLO, PASSATORE,
ROATA ROSSI E SAN BENIGNO
pag. 25.
TAVOLA RIASSUNTIVA DEI PROGETTI ENERGETICI, DI TELERISCALDAMENTO E COGENERAZIONE, PREVISTI NEL COMUNE
DI CUNEO
pag. 24.
RAPPRESENTAZIONE DELLE POTENZE INSTALLATE DEGLI
IMPIANTI TERMICI ESISTENTI SUDDIVISE PER ZONA
pag. 27.
DISTRIBUZIONE DEGLI IMPIANTI TERMICI AD OLIO COMBUSTIBILE LOCALIZZATI NEL CENTRO URBANO
pag. 28.
CONSIDERAZIONI GENERALI E SPECIFICHE SUGLI STUDI DI
FATTIBILITA’
Premessa
L’analisi dell'
utenza
La stima della domanda termica teleriscaldabile
L’analisi della possibilità di allacciamento a centrali pre-esistenti
La localizzazione della centrale di produzione
Il tracciato della rete
Le condizioni operative e il dimensionamento della rete
I sistemi informativi e di georeferenzazione
La scelta della tipologia impiantistica
Il dimensionamento dei componenti della centrale
La simulazione del funzionamento
Il bilancio energetico ed ambientale
L’analisi economica
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
pag.
28.
29.
31.
32.
33.
33.
34.
35.
36.
39.
39.
40.
44.
2
INTRODUZIONE
Gli interventi di carattere energetico-ambientale qui presentati riguardano diversi ambiti
territoriali del Comune di Cuneo, nei quali è possibile sviluppare singoli progetti finalizzati a
obiettivi di risparmio di fonti primarie e di riduzione degli impatti ambientali associati alla
produzione di energia per il riscaldamento degli edifici civili, industriali e del terziario, così come
previsto dal Piano Energetico Ambientale Regionale approvato nel febbraio del 2004.
I Progetti di Teleriscaldamento riguardano sistemi costituiti da impianti generatori sia di
energia termica che di energia elettrica (cogeneratori + caldaie di integrazione e riserva) e in reti
di trasporto e distribuzione di fluidi termovettori (teleriscaldamento ad acqua calda
surriscaldata), per l’alimentazione di scambiatori/contabilizzatori di calore presso le utenze.
I singoli Progetti si riferiscono a possibili iniziative autonome, anche se inserite in un più ampio
programma di interventi in modo da garantire coerenza progettuale e complementarietà
operativa; ciò consente una migliore programmazione temporale degli interventi e lo sviluppo di
piani economici e finanziari singolarmente meno impegnativi.
Inoltre, rende possibile procedere in modo graduale alla definizione dell’assetto gestionale
dell’intero comparto energetico in ambito comunale (per quanto riguarda le attività di
produzione, gestione e distribuzione).
I Progetti riguardano ambiti territoriali appartenenti praticamente a tutte le zone statistiche del
Comune di Cuneo e derivano dagli elementi acquisiti dalle due successive campagne di
controllo e monitoraggio degli impianti termici effettuate nel territorio comunale:
- Centro Storico;
- Centro urbano, zona Ovest e zona Est delimitata da Piazza d’Armi;
- Ronchi e Madonna dell’Olmo;
- Madonna delle Grazie, Borgo San Giuseppe, Roata Canale e Spinetta;
- Confreria e Cerialdo;
- San Pietro del Gallo, San Benigno, Roata Rossi e Passatore.
Nelle pagine seguenti sono anche riportate le schede che evidenziano le principali
caratteristiche dei vari progetti, nonché gli schemi che li rappresentano nel RES (Reference
Energy System) del Modello sviluppato per analizzare gli scenari evolutivi del sistema
energetico dell’area comunale.
Anche se per diversi dei progetti considerati lo schema è identico, si è scelto di riportarlo in ogni
scheda di Progetto affinché ogni scheda risultasse completa e gestibile singolarmente.
P.S.
Vista la collocazione geografica e territoriale del Città di Cuneo è evidente che alcuni interventi
potrebbero coinvolgere in estensione e funzionalmente anche porzioni importanti dei Comuni
limitrofi, a partire da quello di Borgo San Dalmazzo, tramite ovviamente la stipula di accordi
preliminari da attuarsi prima della fase di redazione dei singoli studi di fattibilità.
3
IL SISTEMA ENERGETICO A SERVIZIO DEL CENTRO
STORICO
In tale area, la potenza termica globale degli attuali impianti di riscaldamento ammonta ad
un valore pari a circa 80 MW.
Il Progetto consiste nella realizzazione di:
una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata a biomassa, con caldaie di
integrazione e riserva, localizzata a nord del Pizzo;
una rete di teleriscaldamento costituita da una dorsale principale ad anello
posizionata sui viali ciliari con chiusura presso Piazza Galimberti, nonché dalle
relative penetrazioni di collegamento agli edifici del Centro Storico.
Nell’area vi è una consistente presenza di edifici di proprietà pubblica, il che dovrebbe facilitare,
in sede progettuale, la definizione e la successiva acquisizione delle utenze.
Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia
termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre al finale, circa 30-40 GWh/anno di
energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state
considerate 4.000 h/anno). Variando infatti le specifiche tecniche, può variare sostanzialmente
la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi
puramente indicativo.
4
Nel caso specifico l’energia viene ottenuta consumando biomassa vegetale e quindi senza
emissioni di CO2 originata da carbonio di natura fossile; le caldaie di integrazione e riserva
potrebbero essere ugualmente del tipo a biomassa, oppure totalmente o parzialmente a gas
naturale.
Appare opportuno ribadire che la rete di distribuzione deve essere dimensionata e realizzata
per servire l’intera area del Centro storico e non soltanto le utenze delle quali sia acquisito
l’allacciamento nella fase di progetto; ciò per garantire la possibilità di collegamento delle
ulteriori utenze senza dover operare modifiche sulla rete dorsale.
Anche l’edificio che ospita gli impianti di produzione deve essere dimensionato per future
configurazioni di impianto, tenendo conto del possibile inserimento di questo intervento in un più
ampio Progetto riguardante tutto l’Altipiano.
Rispetto alla gestione energetica attuale, questo interevento permetterà il conseguimento dei
seguenti obiettivi previsti dal Piano Energetico Ambientale del Comune, che potranno essere
valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo:
•
la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
un sicuro risparmio energetico, derivante dal miglioramento dell’efficienza energetica del
servizio fornito all’utenza;
una riduzione certa delle emissioni in atmosfera nel Centro storico, in osservanza del
Protocollo di Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un contributo per l’indipendenza energetica a livello territoriale.
----------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto è rappresentato da vari componenti che
descrivono le caratteristiche del sistema attuale, nonché dai componenti relativi al nuovo
intervento:
la tipologia degli edifici è assimilabile a residenze sia “plurifamiliari” (in maggioranza) che
“monofamiliari”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi (la modalità attualmente prevalente), alimentati con gas naturale e
gasolio, di tipo sia centralizzato che autonomo;
- impianti singoli (stufe a kerosene, stufette elettriche);
- scambiatori/contabilizzatori di calore serviti dalla prevista rete locale di
teleriscaldamento, a sua volta alimentata da un sistema di produzione di acqua
calda di medie dimensioni, che può essere composto da un cogeneratore e da
caldaie di integrazione e riserva.
Nello schema è inserita anche la possibilità di integrare o sostituire l’impianto di produzione con
un allacciamento ad una futura dorsale della rete generale di teleriscaldamento dell’intero
Altipiano.
5
6
IL SISTEMA ENERGETICO DELL’ALTIPIANO: CENTRO
URBANO, OSPEDALE SANTA CROCE, ZONA OVEST
E ZONA EST DELIMITATA DA PIAZZA D’ARMI
Gli impianti di riscaldamento a servizio del patrimonio edilizio nei quartieri: Centro, Zone
Sud e Ovest, San Rocco e Zona Fluviale presentano una ampia gamma di potenze, da
alcuni kW a circa 3 MW; la potenza termica totale installata risulta pari a circa 380 MW.
Valutata l’inopportunità di intervenire sia in Cuneo 2 che in altre zone servite in larga parte da
sistemi di riscaldamento unifamiliari (caldaiette), si è anzitutto tenuto conto che alcuni impianti
centralizzati, per una potenza installata complessiva di circa 35 MW, sono ancora alimentati ad
olio combustibile (vedasi Allegato B).
La necessità urgente della loro riconversione offre quindi l’opportunità di proporre a questo
insieme di utenze la concreta possibilità di allacciarsi ad una rete locale di teleriscaldamento
che, unitamente al collegamento dell’Ospedale Santa Croce costituirebbe la prima fase di
realizzazione del Progetto di Teleriscaldamento dell’Altipiano.
Tale Progetto, che abbiamo denominato “Sistema Energetico dell’Altipiano”, per le sue rilevanti
dimensioni (tecnologiche e finanziarie) si può opportunamente sviluppare in almeno due fasi
successive e consiste, al finale, nella realizzazione di un sistema caratterizzato da:
una centrale di cogenerazione di tipo modulare da 90-100 MW al finale, alimentata
a gas naturale e con tecnologia ancora da definire, localizzata in un area laterale,
ma adiacente e sottostante all’Altipiano;
7
una rete di teleriscaldamento costituita da una o più dorsali principali che
alimentano i diversi bacini di utenza, nonchè da reti locali di distribuzione,
derivanti dal migliore raggruppamento in aree omogenee dell’utenza stessa.
Al di là della tecnologia che verrà utilizzata, la centrale di cogenerazione dovrebbe evolversi
modularmente nel tempo, aumentando la propria capacità di produzione in base agli
allacciamenti e alla richiesta energetica richiesta dal territorio.
PRIMA FASE
Il Sistema Energetico dell’Altipiano, dovrebbe essere inizialmente caratterizzato da:
un primo modulo di produzione da 40–50 MW alimentato a gas naturale, con
caldaie di integrazione e riserva, oppure con motori endotermici e serbatoi di
accumulo inerziali, oppure ancora con un impianto a ciclo combinato;
una rete di teleriscaldamento costituita da una dorsale principale posizionata in
modo tale da permettere, con le opportune ramificazioni, sia l’alimentazione
dell’Ospedale Santa Croce che le aree dove sono concentrati gli impianti termici
necessitanti di riconversione.
Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia
termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 60-70 GWh/anno di energia
elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 4.000
h/anno).
Nel caso venissero installati moduli costituiti da motori endotermici e accumuli inerziali (che,
senza dover sovradimensionare l’impianto, permettono di stoccare l’energia termica recuperata
dall’attività dei motori nella fase della produzione di energia elettrica per poi cederla al
teleriscaldamento nel periodo di maggior picco di richiesta termica), oltre al fabbisogno di
energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 50-60 GWh/anno di
energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (anche in questo caso sono state
considerate 4.000 h/anno).
Nel caso, invece, a partire dall’allacciamento dell’utente principale rappresentato dall’Ospedale
e tramite l’introduzione di modalità di raffrescamento, il tempo di funzionamento della centrale di
co-produzione si avvicinasse alle 8.000 h/anno si potrebbero produrre circa 100 GWh/anno di
energia elettrica.
In un quadro diverso, ove venisse preventivamente installato un impianto a ciclo combinato,
dimensionato al finale, già nella prima fase, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di
cogenerazione potrebbe produrre circa 130-150 GWh/anno di energia elettrica a seconda del
tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno).
E’ evidente che variando le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia
elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
SECONDA FASE
La centrale di co-produzione dovrebbe essere caratterizzata al finale da:
un impianto di produzione da 100 MW termici, evidentemente realizzato con
coerenza rispetto alla tecnologia utilizzata nella prima fase.
8
Nel caso si utilizzassero le tecnologie illustrate in precedenza, fatta salva la quota di energia
termica utilizzabile per il teleriscaldamento, i GWh/anno di energia elettrica risulterebbero
raddoppiati.
Questa soluzione “modulare” consente di progettare e realizzare i singoli tratti della dorsali
principali nella loro configurazione definitiva, ma altresì di realizzare le singole reti di
distribuzione in modo progressivo, in relazione al piano di sviluppo degli allacciamenti.
Inoltre, è possibile disaccoppiare la realizzazione delle rete e le sue prime fasi operative dalla
costruzione dell’impianto centrale di generazione, utilizzando eventualmente uno o più moduli
generatori mobili in container disposti opportunamente lungo la dorsale.
Rispetto alla gestione energetica attuale, questo interevento permetterà il conseguimento dei
seguenti obiettivi previsti dal Piano Energetico Ambientale del Comune, che potranno essere
valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
un sicuro risparmio energetico, derivante dal miglioramento dell’efficienza energetica del
servizio fornito all’utenza;
una riduzione certa delle emissioni in atmosfera su tutto l’Altipiano, in osservanza del
Protocollo di Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un notevole contributo per l’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------------Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto è rappresentato da vari componenti che
descrivono le caratteristiche del sistema attuale, nonché dai componenti relativi al nuovo
intervento:
la tipologia degli edifici è assimilabile a residenze sia “plurifamiliari” (in maggioranza) che
“monofamiliari”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi (la modalità attualmente prevalente), alimentati con gas naturale e
gasolio, di tipo sia centralizzato che autonomo;
- impianti singoli (stufe a kerosene, stufette elettriche);
- scambiatori/contabilizzatori di calore serviti dalla prevista rete locale di
teleriscaldamento, a sua volta alimentata da un sistema di produzione di acqua
calda di medie dimensioni, che può essere composto da un cogeneratore e da
caldaie di integrazione e riserva.
Nello schema sono evidenziati gli impianti che potrebbero realizzare la prima fase di intervento
(destinata prevalentemente all’area ove sono localizzati gli impianti a olio combustibile). Inoltre,
è anche stata inserita la possibilità di integrare o sostituire l’impianto di produzione con un
allacciamento ad una futura dorsale della rete generale di teleriscaldamento dell’intero
Altipiano. Nell’ipotesi di generatori mobili in container, l’alimentazione sarebbe a gas naturale.
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10
Importazione
elettricità
Importazione
GPL
Importazione
gasolio
Importazione
gas naturale
Importazioni
[ktep ]
as
asm
o
iB
o
lio 0 L C
sa N
P L
G G G E
Vettori
Energetici
[ktep ]
Dorsale
teleriscaldamento
Trasporto del gas
naturale
Tecnologie
1
0 N
R
T G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Centrali di zona per
teleriscaldamento
Caldaie di
integrazione
e riserva a ...
Caldaie di integr.
e riserva a Gas
naturale
Caldaie di
integrazione
e riserva a Gasolio
Impianto di
cogenerazione ad
Olio combustibile
Impianto di
cogenerazione a
Gas naturale
Impianto di
cogenerazione a
biomassa
Scambiatore/
Distributore di zona
per teleriscaldamento
Tecnologie
1R
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Rete di distribuzione
locale del
teleriscaldamento
Rete di distribuzione
del Gas naturale
Tecnologie
B N
2 2 L
P
L G R G
E
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Fuel cell
(elettricità e
calore)
Scambiatore
teleriscaldamento
per edificio
Caldaia a gasolio
Caldaia a GPL
Caldaia a gas
naturale
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato + retrofit 2
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato + retrofit 1
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 2
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo
Fuel cell
(elettricità e
calore)
ktep
...
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 1
Vettori
Energetici
[ktep ]
Caldaia a GPL
Scambiatore
teleriscaldamento
per unità abitativa
Caldaia a gasolio
Caldaia a gas
naturale
Tecnologie
3
3
Mm
Mm
Mm
3
3
3
Mm 3
Mm
Mm
Riscaldamento
Riscaldamento
Abitazioni
abitazioni
multifamiliari
Unifamiliari
zona
ZonaAltipiano
Nord
Mm 3
Domanda di
uso finale
IL SISTEMA ENERGETICO PRINCIPALE DELL’OLTRE
STURA: STABILIMENTO MICHELIN, MADONNA OLMO
E RONCHI
Le frazioni Ronchi e Madonna dell’Olmo, sulla base dei dati ricavati dal censimento
degli impianti termici, dispongono di una potenza termica installata pari a circa 60 MW.
La realizzazione di un nuovo grande impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale,
costruito dalla Elyo Italia, (Società operante nel settore dei servizi energetici) a servizio dello
Stabilimento Michelin, risponde efficacemente alle indicazioni ed aspettative previste dal
Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, nei confronti della produzione convenzionale
separata oggi esistente, permette il conseguimento dei seguenti obiettivi:
un notevole risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie (da 143,9 a 100 unità di
combustibile in ingresso);
un nettissimo miglioramento dell’efficienza energetica dell’industria (un rendimento dello
85%, anziché del 41,5%);
una sensibile riduzione delle emissioni in atmosfera (da 79 a 67 t/anno di NOX, da 79 a
67 t/anno di CO, da 162.438 a 136.772 t/anno di CO2), in osservanza del Protocollo di
Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un considerevole grado di indipendenza energetica a livello territoriale.
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La centrale, che entrerà in funzione nel 2007, è costituita da:
•
una macchina cogeneratrice TAG LM 6000 DLN, da 43 MWe;
•
un sistema TAV spillamenti/condense, da 5 MW;
•
una caldaia HRSG, da 39 t/ora a 64 bar + 16 t/ora a 7 bar;
•
due caldaie ausiliarie, da 40 t/ora a 22 bar e 64 bar;
•
un sistema di demineralizzazione, Osmosi inversa da 44 mc/ora;
•
due compressori di gas 12000Nm3/ora - 30b/45/bar:
E permetterà di produrre:
tutta l’energia termica a servizio dello stabilimento, pari a 241,3 GWh/anno;
una quantità di energia elettrica nettamente superiore al fabbisogno, pari a 320,4
GWh/anno, così ripartita: 132,4 GWh/anno utilizzati dallo stabilimento e 188
GWh/anno a disposizione del territorio, da immettere nella rete nazionale, oppure
da utilizzare a livello locale.
Nonché di utilizzare, tramite accordi con il Comune:
alcuni MW termici, per così dire sovrabbondanti, utili per alimentare una rete
locale di teleriscaldamento a servizio del territorio circostante.
Va notato che, in un primo tempo, a causa della diversa scelta di localizzazione della centrale prevista dapprima all’esterno dello stabilimento, ma ora all’interno - non era sembrato possibile
addivenire ad una conclusione che permettesse l’aggiunta di una ulteriore sezione cogenerativa
in detta centrale, per rendere disponibili i MW termici necessari ad alimentare anche l’utenza di
Madonna dell’Olmo. Ma, a seguito della presentazione ufficiale del progetto e dell’introduzione
delle nuove norme in materia, la Elyo ha dichiarato la sua disponibilità in tal senso.
Pertanto, per introdurre il teleriscaldamento in quella parte di città, si ipotizza:
un utilizzo dI 15-20 MW termici, derivanti dalla nuova centrale Michelin;
la realizzazione di una rete di teleriscaldamento, costituita da una dorsale
principale e dalle relative ramificazioni atte al collegamento dell’utenza di
Madonna dell’Olmo e della frazione Ronchi.
Si tratta di una utenza particolarmente interessante, che certamente non può essere ignorata.
Nel caso venisse installata un modulo aggiuntivo, oltre al fabbisogno di energia termica, la
centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 30 GWh/anno di energia elettrica in più,.
a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno).
----------------------------------Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto viene descritto attraverso i componenti
indicati in figura; per questa parte del territorio comunale:
la tipologia delle abitazioni è sia “monofamiliare” che “plurifamiliare”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna;
- impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche);
12
-
e, in prospettiva, gli scambiatori / contabilizzatori di calore serviti dalla rete locale di
teleriscaldamento (che potrebbe essere di materiale plastico, in conseguenza della
ridotta pressione di esercizio) che disporrà dell’acqua calda fornita dall’impianto
cogenerativo collocato in area Michelin e di competenza di tale società.
In tale schema il costo dell’acqua calda fornita alla rete costituisce una variabile esterna al pari
degli altri parametri che caratterizzano lo scenario.
13
14
Importazione
elettricità
Importazione
GPL
Importazione
gasolio
Importazione
gas naturale
Impianto
Michelin
Importazioni
[ktep ]
as
sa
m
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oi
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sa N P L
G GG E
Vettori
Energetici
[ktep ]
Dorsale
teleriscaldamento
Trasporto
del gas
naturale
Tecnologie
1
0R N
T G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Centrali di zona per
teleriscaldamento
Caldaie di
integrazione
e riserva
Caldaie di integr.
e riserva a gas
naturale
Caldaie di
integrazione
e riserva a Gasolio
Impianto di
cogenerazione ad
olio combustibile
Impianto di
cogenerazione a
gas naturale
Impianto di
cogenerazione a
biomassa
Scambiatore/
Distributore di zona
per
teleriscaldamento
Tecnologie
1R
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Rete di
distribuzione locale
del
teleriscaldamento
Rete di distribuzione
del gas naturale
Tecnologie
B 2R L
P
L N
E GT 2G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Scambiatore
teleriscaldamento
Caldaia a
gasolio
Stufa
elettrica
Caldaia a
biomassa
Caldaia a
GPL
Caldaia a gas
naturale
Tecnologie
ktep
Vettori
Energetici
[ktep ]
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 2
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 1
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo
...
Mm 3
Mm3
Mm 3
Riscaldamento
abitazioni
unifamiliari
zona Michelin
Mm 3
Domanda di
uso finale
15
Importazione
elettricità
Importazione
GPL
Importazione
gasolio
Importazione
gas naturale
Impianto
Michelin
Importazioni
[ktep ]
as
asm
o
i
B
o
lio 0 L C
sa N
P L
G G G E
Vettori
Energetici
[ktep ]
Dorsale
teleriscaldamento
Trasporto del gas
naturale
Tecnologie
1
0R N
T G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Centrali di zona per
teleriscaldamento
Caldaie di
integrazione
e riserva a ...
Caldaie di integr.
e riserva a Gas
naturale
Caldaie di
integrazione
e riserva a Gasolio
Impianto di
cogenerazione ad
Olio combustibile
Impianto di
cogenerazione a
Gas naturale
Impianto di
cogenerazione a
biomassa
Scambiatore/
Distributore di zona
per
teleriscaldamento
Tecnologie
1R
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Rete di
distribuzione locale
del
teleriscaldamento
Rete di distribuzione
del Gas naturale
Tecnologie
B 2N 2 L
P
L G R G
E
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Fuel cell
(elettricità e
calore)
Scambiatore
teleriscaldamento
per edificio
Caldaia a gasolio
Caldaia a GPL
Caldaia a gas
naturale
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato + retrofit 2
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato + retrofit 1
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
centralizzato
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 2
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo
Fuel cell
(elettricità e
calore)
ktep
...
Caldaia a GPL
Vettori
Energetici
[ktep ]
Abitazione multifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 1
Scambiatore
teleriscaldamento
per unità abitati va
Caldaia a gasolio
Caldaia a gas
naturale
Tecnologie
Mm 3
Mm 3
Mm 3
Mm
Mm 3
3
Mm 3
Riscaldamento
abitazioni
multifamiliari
zona Michelin
Mm 3
Domanda di
uso finale
IL SISTEMA ENERGETICO DELL’OLTRE GESSO: ZONA
INDUSTRIALE, MADONNA DELLE GRAZIE, BORGO SAN
GIUSEPPE, ROATA CANALE E SPINETTA
Le diverse frazioni dispongono oggi di una potenza termica installata di circa 90 MW
così ripartita: Borgo San Giuseppe 24,5 MW - Spinetta 19 MW - Roata Canale 26,5 MW
- Madonna delle Grazie 21 MW.
Sulla falsariga della esperienza Michelin, questo Progetto consiste nella eventuale realizzazione
di un impianto di cogenerazione ad uso prevalentemente industriale, ma anche civile, per
alimentare una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle frazioni Borgo San Giuseppe,
Spinetta, Roata Canale e Madonna delle Grazie (con eventuale estensione a Bombonina).
Tutto dipende, ovviamente, dalle scelte che verranno operate dalle più importanti Aziende ivi
localizzate (GLAVERBEL, SOL, BOTTERO, ecc.), in materia di interventi atti al miglioramento
dell’efficienza energetica ed alla indipendenza di produzione della medesima.
Il Progetto consisterebbe in:
una centrale di cogenerazione con moduli alimentati a gas naturale, per 25–30 MW
complessivi, localizzata nella zona industriale, più altri moduli di caldaie per la
sola produzione di calore (per la domanda di picco e la riserva), eventualmente
alimentati a biomasse;
una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle frazioni.
16
Quanto sopra, in relazione all’ipotesi di allacciare anche buona parte dei fabbricati industriali e
del terziario presenti nella zona, nonché le abitazioni delle frazioni circostanti.
Nel caso venissero installati motori endotermici a gas, oltre al fabbisogno di energia termica,
la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 160 GWh/anno di energia elettrica a
seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono stati considerate 8.000 h/anno).
Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica
prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di un nuovo impianto di cogenerazione alimentato prevalentemente a gas
naturale ed eventualmente, solo in parte, a biomasse, costruito nell’area industriale dell’Oltre
Gesso, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano Energetico
Ambientale del Comune. Infatti, nei confronti della produzione convenzionale separata oggi
esistente, permetterebbe il conseguimento dei seguenti obiettivi, che potranno essere valutati
con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
un notevole risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
•
la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
un nettissimo miglioramento dell’efficienza energetica dell’industria;
una sensibile riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di
Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un considerevole grado di indipendenza energetica a livello territoriale.
-----------------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto è descritto attraverso i componenti indicati in
figura, che presentano le particolari caratteristiche del sistema attuale, nonché quelle del futuro
intervento:
la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna;
- impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche);
- scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (che potrebbe
essere realizzata in materiale plastico, se si riesce a garantire una gestione della rete
con ridotta pressione di esercizio), alimentata dal sistema di generazione (da
collocarsi in contiguità con installazioni industriali, a loro volta potenziali utenti del
sistema).
La componente cogenerativa dell’impianto e quella costituita dalle caldaie di integrazione e
riserva possono essere alimentate sia da combustibili tradizionali (gas naturale) che da
biomassa vegetale (cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno,
potature, colture finalizzate).
17
18
Importazione
GPL
Importazione
elettricità
Importazione
gas naturale
Importazioni
[ktep ]
as
sa
m
0 L C
ioB N
G PG L
E
Vettori
Energetici
[ktep ]
Trasporto del
Gas naturale
Tecnologie
1N
G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Caldaie di
integrazione
e riserva a biomassa
Caldaie di integr.
e riserva a Gas
naturale
Impianto di
cogenerazione a
Gas naturale
Impianto di
cogenerazione a
biomassa
Tecnologie
1R
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Rete di distribuzione
del teleriscaldamento
(**)
Rete di distribuzione
del Gas naturale
Tecnologie
B 2N 2 L
L G R PG
E T
Vettori
Energetici
[ktep ]
ktep
Vettori
Energetici
[ktep ]
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 2
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 1
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo
...
(**) Rete di teleriscaldamento
in PVC a bassa pressione
(*) Localizzazione delle Bealere
Scambiatore
teleriscaldamento
Pompa di calore
a gas
Pompa di calore
(*)
Stufa elettrica
Caldaia a
biomassa
Caldaia a GPL
Caldaia a gas
naturale
Tecnologie
Mm3
Mm3
Mm3
Mm3
Riscaldamento
abitazioni
unifamiliari
Domanda di
uso finale
IL SISTEMA ENERGETICO DEL NUOVO OSPEDALE:
CONFRERIA E CERIALDO
In queste due frazioni è attualmente installata una potenza termica di poco inferiore a 40 MW.
così ripartita: Confreria 24,1 MW - Ospedale Carle 2,5 MW - Cerialdo 14,4 MW
La sede del Nuovo Ospedale sarà dotata di un impianto di cogenerazione autonomo, alimentato
prevalentemente a gas naturale, in grado di fornire energia termica anche una rete locale di
teleriscaldamento per le frazioni di Confreria e Cerialdo.
Nel caso specifico questo Progetto consiste in:
una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata in modo misto, a gas
naturale ed a biomassa, localizzata nell’area dell’Ospedale Carle, con caldaie di
integrazione e riserva;
una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle grandi utenze delle frazioni.
Elementi questi che, pur tenendo conto del generale sovra-dimensionamento degli impianti
termici esistenti e delle carenze del censimento da cui i dati sono tratti, dovrebbero permettere
di allacciare almeno il 50 % delle utenze, come elemento addizionale rispetto alle esigenze
primarie dell’Ospedale.
Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia
termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 50-60 GWh/anno di energia
elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000
h/anno).
19
Nel caso venissero invece installati motori endotermici e accumuli inerziali (che, senza dover
sovradimensionare l’impianto, permettono di stoccare l’energia termica recuperata dall’attività
dei motori nella fase della produzione di energia elettrica per poi cederla al teleriscaldamento
nel periodo di maggior picco di richiesta termica), oltre al fabbisogno di energia termica, la
centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 40-50 GWh/anno di energia elettrica a
seconda del tempo di funzionamento (anche in questo caso sono state considerate 8.000
h/anno).
Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica
prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di questo nuovo impianto di cogenerazione alimentato in modo misto, a gas
naturale ed a biomasse, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal
Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, permetterebbe il conseguimento dei seguenti
obiettivi, che potranno essere valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del
Progetto definitivo complessivo:
un sicuro risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
•
la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
un miglioramento dell’efficienza energetica del sistema a servizio dell’utenza dell’Oltre
Stura;
una riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un contributo all’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto è descritto attraverso i componenti indicati in
figura, che presentano le particolari caratteristiche del sistema attuale, nonché quelle del futuro
intervento:
la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna;
- impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche);
- scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (che potrebbe
essere realizzata in materiale plastico, in conseguenza della ridotta pressione di
esercizio), a sua volta alimentata dall’impianto cogenerativo collocato in area
Ospedale.
La componente cogenerativa dell’impianto può essere alimentata da combustibili tradizionali
(gas naturale), mentre le caldaie di integrazione e riserva potrebbero utilizzare anche biomassa
vegetale (cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno, potature, colture
finalizzate).
La gestione dell’intero sistema dovrebbe essere di competenza dell’Ospedale o di una Società
costituita ad hoc. Eventualmente, la distribuzione dell’acqua calda potrebbe essere scorporata e
gestita a parte.
20
21
Importazione
GPL
Importazione
elettricità
Importazione
gas naturale
Importazioni
[ktep ]
as
sa
m
0 L C
ioB N
G PG L
E
Vettori
Energetici
[ktep ]
Trasporto del
Gas naturale
Tecnologie
1N
G
Vettori
Energetici
[ktep ]
Caldaie di
integrazione
e riserva a biomassa
Caldaie di integr.
e riserva a Gas
naturale
Impianto di
cogenerazione a
Gas naturale
Impianto di
cogenerazione a
biomassa
Tecnologie
1R
T
Vettori
Energetici
[ktep ]
Rete di distribuzione
del teleriscaldamento
(**)
Rete di distribuzione
del Gas naturale
Tecnologie
B 2N 2 L
L G R PG
E T
Vettori
Energetici
[ktep ]
ktep
Vettori
Energetici
[ktep ]
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 2
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo + retrofit 1
Abitazione unifamiliare
con riscaldamento
autonomo
...
(**) Rete di teleriscaldamento
in PVC a bassa pressione
(*) Localizzazione delle Bealere
Scambiatore
teleriscaldamento
Pompa di calore
a gas
Pompa di calore
(*)
Stufa elettrica
Caldaia a
biomassa
Caldaia a GPL
Caldaia a gas
naturale
Tecnologie
Mm3
Mm3
Mm3
Mm3
Riscaldamento
abitazioni
unifamiliari
Domanda di
uso finale
IL SISTEMA ENERGETICO SECONDARIO DELL’OLTRE
STURA: AZIENDA LOCALE, SAN PIETRO DEL GALLO,
PASSATORE, ROATA ROSSI E SAN BENIGNO
Attualmente, la situazione delle potenze termiche delle caldaie installate è la seguente:
Passatore 9,6 MW - Roata Rossi 12,1 MW - San Pietro del Gallo 5 MW - San Benigno 7,2 MW.
Questo progetto prevede la realizzazione di un impianto cogenerativo per usi prevalentemente
industriali che alimenta una rete locale a servizio delle quattro frazioni.
La rete, in relazione alle caratteristiche del sistema (edifici di altezza ridotta, lunghezza limitata
della rete), potrebbe essere realizzata con tubi di plastica, per i quali si dispone di esperienze
operative tali da garantirne l’affidabilità. Il notevole minor costo della rete conseguente a tale
soluzione rende economicamente fattibile il progetto nonostante il valore relativamente basso
della densità territoriale delle utenze.
Tenendo anche in questo caso conto, sia del generale sovra-dimensionamento degli impianti
che delle carenze del censimento da cui i dati sono tratti, nell’ipotesi di allacciare almeno il 50 %
delle utenze, questo Progetto dovrebbe essere costituito da
una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata a gas naturale, oppure a
biomassa, localizzata presso l’industria interessata, con caldaie di integrazione e
riserva;
una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle grandi utenze delle frazioni..
22
La collocazione dell’impianto dovrebbe essere in corrispondenza di una Azienda al fine di
sviluppare sinergie sia per la gestione dell’impianto che per l’utilizzazione dei suoi prodotti
(energia elettrica e calore a bassa temperatura).
Nel caso l'
energia venisse prodotta con un sistema di cogenerazione costituito da motori
endotermici, si potrebbero anche produrre circa 40–50 GWh/anno di energia elettrica a
seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 4.000 h/anno).
Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica
prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di questo nuovo impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale, oppure
a biomassa, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano
Energetico Ambientale del Comune. Infatti, permetterebbe il conseguimento dei seguenti
obiettivi, che potranno essere valutati con precisione soltanto al termine della stesura del
Progetto definitivo complessivo:
un sicuro risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
•
l’eventuale sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia
rinnovabile;
un miglioramento dell’efficienza energetica del sistema a servizio dell’utenza dell’Oltre
Stura;
una riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di Kyoto;
una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
un contributo all’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto viene descritto attraverso i componenti
indicati in figura:
la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna;
- impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche);
- scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (di materiale
plastico, in conseguenza della ridotta pressione di esercizio), a sua volta alimentata
da un sistema di produzione di acqua calda di medie dimensioni, che può essere
composto da un cogeneratore e da caldaie di integrazione e riserva. Questo impianto
può essere alimentato da combustibili tradizionali nonché da biomassa vegetale
(cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno, potature, colture
finalizzate, ..).
23
24
TAVOLA RIASSUNTIVA DEI PROGETTI ENERGETICI,
DI TELERISCALDAMENTO E COGENERAZIONE,
PREVISTI NEL COMUNE DI CUNEO
25
RAPPRESENTAZIONE DELLE POTENZE INSTALLATE
DEGLI IMPIANTI TERMICI ESISTENTI NEL COMUNE DI
CUNEO, SUDDIVISE PER ZONA
MW Termici Installati
Riduzione per
sovradim.
impianti
(50%)
Riduzione per
parziale
adesione
all'
iniziativa
(50%)
Progetto Frazioni
Passatore
9.6
5
2
Roata Rossi
12.1
6
3
San Pietro del Gallo
5
3
1
San Benigno
7.2
4
2
34
17
8
Madonna dell'
Olmo
58
29
15
Ronchi
9.1
5
2
67
34
17
Confreria
24.1
12
6
Cerialdo
14.4
7
4
Totale
39
19
10
Progetto Centro storico
80
40
20
Cuneo centro
224
112
56
Cuneo sud
104
52
26
Cuneo ovest
56
28
14
Cuneo fluviale
4
2
1
San Rocco
45
23
11
Totale
433
217
108
Borgo San Giuseppe
24.5
12
6
Spinetta
19
10
5
Roata Canale
26.5
13
7
Madonna delle Grazie
21
11
5
Totale
91
46
23
744
372
186
Totale
Progetto Michelin
Totale
Progetto Confreria-Cerialdo
Porgetto Cuneo Altipiano
Progetto Borgo San Giuseppe
TOTALE GLOBALE
26
DISTRIBUZIONE DEGLI IMPIANTI TERMICI AD OLIO
COMBUSTIBILE LOCALIZZATI NEL CENTRO URBANO
27
CONSIDERAZIONI GENERALI E SPECIFICHE SUGLI
STUDI DI FATTIBILITA’
1. PREMESSA
Lo Studio di fattibilità di ogni singolo Progetto, può essere suddiviso in varie fasi che pur
potendo essere ordinate secondo una sequenza logica sono di fatto interagenti.
Figura 1
DIAGRAMMA DI FLUSSO DI UNO STUDIO DI FATTIBILITA’
28
Nella Figura 1 della pagina precedente viene illustrato il diagramma di flusso di uno Studio di
fattibilità articolato per fasi con l'
ordine logico (frecce continue) e le interazioni che portano ad
una riconsiderazione delle fasi precedenti (frecce con linea tratteggiata). Detta Figura ha uno
scopo esemplificativo. Nei paragrafi seguenti si argomenteranno le interazioni con maggiori
dettagli.
2. L’ANALISI DELL'UTENZA
L’analisi dell’utenza da teleriscaldare è la fase principale dello Studio di fattibilità.
Metodologicamente non è possibile considerare questa fase come a se stante dalle altre perché
è fortemente condizionata da altri punti che verranno approfonditi nei successivi paragrafi, quali:
•
l’analisi delle possibilità di recupero di calore da impianti esistenti;
•
la localizzazione della centrale di produzione;
•
la stima del tracciato della rete di teleriscaldamento.
Questi punti sono relativi ai vincoli di estensione economica della rete di teleriscaldamento, cioè
alla definizione delle aree servibili.
Per semplicità di esposizione consideriamo già definita l’area teleriscaldabile oggetto dello
studio, e quindi noti tutti gli edifici che ricadono nell’area.
LA RACCOLTA DATI
Le informazioni da raccogliere relativamente agli edifici sono:
1)
2)
3)
4)
la volumetria riscaldata;
l’età degli edifici, tipologia edilizia;
la collocazione su mappa, al fine di determinare le densità abitative;
gli impianti di riscaldamento esistenti, differenziati per tipologia (autonomo, centralizzato)
e combustibile (gas naturale, gasolio, legna, ecc.);
5) le serie storiche di consumi di combustibile;
6) la tipologia d’uso (residenziale, terziario uso uffici o commerciale, ospedaliero,
industriale);
7) il regime di proprietà (privato, pubblico).
GLI OBIETTIVI DELLA RACCOLTA DATI
Gli obiettivi della raccolta dati relativamente all’analisi dell’utenza riguardano:
•
la stima della domanda termica nell’area considerata;
•
la stima delle possibilità reali di acquisizione al teleriscaldamento (percentuali di
penetrazione massima, tasso annuo di acquisizione), e quindi della domanda termica
teleriscaldabile.
I dati sugli impianti sostituiti verranno utilizzati anche successivamente per effettuare la stima
delle emissioni evitate e del risparmio energetico (bilancio energetico-ambientale).
29
LA STIMA DELLA DOMANDA TERMICA NELL’AREA
La stima della domanda termica può essere effettuata attraverso due modalità:
•
la prima, desunta in base a dati di consumo di combustibile (le informazioni relative
agli impianti sono utili per stimare l’efficienza media stagionale e quindi la richiesta
termica netta);
•
la seconda, ricostruita in base alle caratteristiche dell’edificio (rapporto superficie
disperdente / volume, area superfici vetrate, tipo di isolamento, ecc.), tipologia d’uso e
condizioni climatiche della località.
Questa stima va effettuata per tutti gli edifici nell’area considerata.
La grandezza di interesse è l’energia richiesta nel periodo di riscaldamento.
La potenza termica massima, altro parametro di progetto, verrà determinata successivamente:
in maniera aggregata per le utenze medio-piccole;
ed in maniera specifica per le grandi utenze (vedere paragrafo successivo).
LE UTENZE PARTICOLARI
Le utenze ad alta richiesta termica sono da considerare con studi specifici.
Utenze particolari sono:
•
•
•
•
•
gli ospedali,
i grandi edifici pubblici,
le piscine, i centri sportivi,
i centri commerciali,
le industrie che richiedono calore di processo.
Oltre all’identificazione del quantitativo di energia termica richiesta nell’anno, per queste utenze
occorre:
•
•
effettuare la disaggregazione almeno mensile della domanda di energia;
conoscere la potenza massima richiesta.
Per le utenze industriali occorre un approfondimento di indagine sul livello entalpico del calore
richiesto. Se il livello entalpico dell’utenza industriale è maggiore di quello ottimo stimato per la
distribuzione tramite la rete allora l’utenza non va presa in considerazione (a meno che l’utenza
non sia così consistente da portare ad un ridisegno delle condizioni operative della rete, cioè ad
un aumento della temperatura di erogazione).
PIANI DI ESPANSIONE EDILIZIA
Di particolare interesse sono i Piani di espansione edilizia.
In fase di urbanizzazione di nuove aree la posa delle condutture è facilitata. L’andamento
temporale degli allacci è meno soggetto ad incertezze perché l’acquisizione dell’utenza può
essere definita in maniera aggregata con le imprese di costruzione.
30
Inoltre si può definire una progettazione integrata teleriscaldamento / impiantistica lato utenza.
Se gli edifici adottano sistemi di riscaldamento a bassa temperatura l’economia del servizio di
teleriscaldamento migliora (aumento del delta di temperatura nella cessione del calore, quindi
aumento della capacità di trasporto della rete a parità di altre condizioni).
3. LA STIMA DELLA DOMANDA TERMICA TELERISCALDABILE
La stima della penetrazione del teleriscaldamento va effettuata scorporando la domanda
termica in base alle seguenti caratteristiche dell’utenza:
•
il regime proprietario (privato o pubblico, per questa utenza l’allacciamento alla rete di
teleriscaldamento discende da decisioni amministrative concertate);
•
l’età degli impianti esistenti (maggiori possibilità di allacciamento per gli impianti che
dovranno comunque essere sostituiti perché stanno raggiungendo la fine della loro vita
utile).
•
la tipologia di impianto (maggiori possibilità di allacciamento per gli impianti
centralizzati).
•
la tipologia di combustibile utilizzato.
Si ottiene così una matrice della domanda termica che va incrociata con le stime di acquisizione
dell’utenza.
Essendo il progetto di teleriscaldamento sensibile ai risultati di questa fase occorrerà procedere
con un approccio per scenari. Si definirà quindi uno scenario principale e almeno altri due
scenari (situazione peggiore / migliore).
Risultati di questo livello di analisi sono, per gli scenari considerati:
•
il totale dell’energia termica che sarà richiesto in rete.
•
le potenze massime delle utenze particolari.
CONDIZIONI CLIMATICHE DELLA CITTÀ CONSIDERATA
Sono da ricercare i gradi-giorno della località di interesse.
Per una analisi più approfondita sono di interesse i profili di temperatura ambientale oraria per
giorno medio mensile per la durata del periodo di riscaldamento. Queste informazioni sono
utilizzate (insieme ai dati sulle caratteristiche degli edifici da teleriscaldare) come input per la
determinazione del diagramma di carico termico dell’utenza.
COSTRUZIONE DEL DIAGRAMMA ORARIO DI DOMANDA TERMICA
Lato centrale di produzione l’insieme delle utenze allacciate determina la domanda di calore
che varia ora per ora durante i mesi di riscaldamento. La variazione della domanda è
determinata principalmente dalle condizioni climatiche (temperatura esterna, irraggiamento
solare, ventosità).
31
In fase di Studio di fattibilità occorre stimare l’andamento orario della potenza termica richiesta
in rete per il giorno medio nei mesi di funzionamento del riscaldamento nella località
considerata. Sono utili allo scopo i dati dell’anno meteorologico medio per la località
considerata.
È così possibile definire la potenza massima richiesta in rete dalle utenze residenziali e mediopiccole.
Questo dato va sommato a quello stimato per le utenze particolari.
Grafico 1
ORE ANNUE PER UNA DATA RICHIESTA TERMICA IN RETE
4. L’ANALISI DELLA POSSIBILITA’ DI ALLACCIAMENTO A CENTRALI
PRE - ESISTENTI
Uno dei punti di forza del teleriscaldamento è rappresentato dalla possibilità di rendere utile il
calore di scarto originato da processi che hanno altre finalità.
Prima di considerare una nuova centrale di produzione per la rete di teleriscaldamento è
necessario indagare sulla possibilità, nelle vicinanze dell’area considerata, di un recupero di
calore:
•
•
•
dalle industrie;
dagli inceneritori di combustibile derivato dai rifiuti (CDR);
dalle centrali elettriche.
32
Metodologicamente risulta chiaro come questa indagine di fatto avviene in parallelo con le
prima fasi dello Studio di fattibilità, anzi la conoscenza di una possibilità di questo genere a
volte è motivo dello studio stesso.
Questa analisi orienta lo studio in quanto:
•
•
rende “candidate” le aree vicine agli impianti che erogheranno il calore di scarto;
ridimensiona (o azzera) l’ipotesi di una nuova centrale di produzione.
L’analisi deve definire:
•
•
•
la quantità e modalità di erogazione del calore (potenza massima, periodo di
disponibilità, livello entalpico);
le condizioni contrattuali ed economiche della fornitura;
la stima della disponibilità sul medio-lungo periodo (definizione dell’orizzonte temporale).
5. LA LOCALIZZAZIONE DELLA CENTRALE DI PRODUZIONE
La scelta della localizzazione della centrale di produzione è un problema di ottimizzazione che
deve raggiungere obiettivi che possono essere in contrasto tra loro:
•
la minimizzazione del percorso medio del calore dalla centrale alle utenze (quindi
posizione baricentrica rispetto all’area considerata).
•
la minimizzazione dell’impatto ambientale (emissioni, rumore) per gli abitanti (questo
dipende dalla scelta tecnologia, dalla taglia dell’impianto, dal tipo di input energetico
considerato, dalla presenza e dal tipo di tecnologie di abbattimento degli inquinanti, dalle
caratteristiche microclimatiche dell’area).
•
la minimizzazione dei costi di approvvigionamento dell’input energetico; è un
problema solo nel caso di fonti quali le biomasse (onerosità del trasporto e dello
stoccaggio) e la geotermia (vincolo territoriale rispetto al campo geotermico).
Si fa presente che per semplicità di esposizione si parla di centrale di produzione, ma le centrali
possono essere più di una.
Analogamente all’analisi delle possibilità di recupero di calore da impianti esistenti, la
localizzazione della centrale di produzione avviene in parallelo e interagisce con l’analisi
dell’utenza perché le aree edificate vicine alla centrale ipotizzata sono quelle servibili ad un
costo minore.
6. IL TRACCIATO DELLA RETE
Anche questa fase dell’analisi non va considerata a se stante in quanto va in parallelo con la
scelta della localizzazione della centrale di produzione: infatti la minimizzazione del percorso
medio del calore dipende da una stima del tracciato della rete. Inoltre ci sono altre interrelazioni
con le altre fasi dello Studio di Fattibilità, come si spiegherà in seguito.
Occorre disaggregare il tracciato dalla centrale (o dalle centrali) di produzione all’utenza in:
•
rete primaria (la dorsale);
•
rete secondaria.
33
È preferibile che i diversi scenari di acquisizione dell’utenza impattino solo sull’estensione della
rete secondaria. Sempre in questa fase viene decisa la tipologia di rete (a maglia o ad albero).
Ai vari rami della rete si associa il dato di potenza massima da erogare. Questa informazione
serve per il dimensionamento dei rami.
7. LE CONDIZIONI OPERATIVE E IL DIMENSIONAMENTO DELLA RETE
Il dimensionamento della rete dipende oltre che dalla previsione della potenza massima anche
dalle condizioni operative scelte.
La scelta delle condizioni operative (temperatura e pressione) dipende:
•
dalla dimensione complessiva della rete;
•
dall’ipotesi su eventuali estensioni future della rete (analisi degli scenari);
•
dalla scelta della tecnologia nella centrale di produzione che definisce il livello
entalpico massimo del calore recuperabile;
•
dalla caratteristica delle utenze (come si è detto a proposito delle utenze industriali).
Una volta dimensionata la rete (per i vari scenari) si calcolano delle tabelle di sintesi che
evidenziano la disaggregazione del percorso complessivo in base ai diametri nominali scelti
(come esempio vedere grafico 2 seguente).
Queste informazioni saranno utilizzate nell’analisi dell’investimento.
Grafico 2
LUNGHEZZA DELLA RETE (DOPPIO TUBO) AGGREGATA PER DIAMETRO
NOMINALE - CASO DI UNA RETE DI PICCOLA ESTENSIONE
34
Occorrerà anche associare la dimensione temporale in modo da poter effettuare l’analisi del
flusso di cassa: infatti la costruzione della rete secondaria può anche avere un orizzonte
temporale più lungo (sincronizzazione degli investimenti con i piani di acquisizione).
Il dimensionamento della rete in base alla domanda e alle condizioni operative definisce anche
le caratteristiche e il dimensionamento del sistema di pompaggio.
Il sistema di pompaggio è una ulteriore voce di costo nell’analisi dell’investimento e le sue
caratteristiche (consumi energetici specifici e manutenzione) determinano dei costi di esercizio
per la rete di calore.
8. I SISTEMI INFORMATIVI E DI GEOREFERENZAZIONE
I dati raccolti possono essere organizzati con software tipo database o foglio elettronico.
Figura 2
ESEMPIO DELLO STUDIO DI UNA RETE DI TLR SUPPORTATO DA GIS
35
E’ importante comunque collegare i dati con un sistema informativo geografico (GIS).
Così può essere facilmente analizzata la densità territoriale dei parametri caratteristici
dell’utenza quali la volumetria teleriscaldabile, la domanda di calore stimata, ecc..
Come si è già detto, le fasi dell’analisi dell’utenza, localizzazione centrale (ed analisi delle
possibilità di recupero da impianti esistenti), stima del tracciato della rete sono interagenti e
risolvibili solo con un approccio integrato e iterativo.
Il GIS collegato con uno strumento di calcolo e con la base dati permette di analizzare la
complessità del problema riducendo i tempi.
Lo strumento di calcolo può essere un software dedicato, o un foglio elettronico al variare della
complessità e dimensione dell’intervento studiato.
9. LA SCELTA DELLA TIPOLOGIA IMPIANTISTICA
LE FONTI DI ENERGIA PRIMARIA
La scelta preliminare riguarda il tipo di input energetico per la centrale di produzione, ed
essenzialmente occorre valutare la possibilità dell’uso di una fonte rinnovabile.
Le fonti rinnovabili sono territorialmente definite quindi richiedono una specifica analisi
territoriale.
Nel caso in cui non esiste la possibilità di un utilizzo delle fonti rinnovabili (o nel caso in cui non
sia sufficiente per soddisfare l’intera domanda) si passa a valutare la cogenerazione da fonti
fossili.
Tra le fonti fossili il gas naturale ha i maggiori vantaggi per i sistemi di teleriscaldamento data
l’esigenza di inserire la centrale in un contesto urbano (fattore di accettazione sociale).
FOCALIZZAZIONE SUL CASO DELLA COGENERAZIONE
La tipologia di teleriscaldamento più diffusa è quella basata sulla cogenerazione.
Pertanto nel seguito del presente documento la descrizione delle fasi dello Studio di fattibilità
sarà riferita al caso della cogenerazione.
Nell’ambito della cogenerazione i fattori che influenzano la scelta impiantistica sono:
•
la taglia del sistema di teleriscaldamento;
•
il livello entalpico nella distribuzione del calore;
•
il posizionamento rispetto al sistema elettrico.
Nello Studio di fattibilità si può optare per la costruzione di nuovi scenari basati sulla scelta
tecnologica oltre che sulla stima dell'
acquisizione dell'
utenza.
36
LA TAGLIA DEL SISTEMA
Dopo aver effettuato la stima del tracciato della rete e determinato le sue caratteristiche si può
effettuare il calcolo delle dispersioni della rete di calore.
Le dispersioni della rete vanno aggiunte al diagramma orario della domanda termica
dell’utenza.
Si ottiene così il diagramma della domanda termica in centrale (vedasi Grafico 3).
Questo diagramma è utilizzato per posizionare la taglia delle unità cogenerative.
In prima approssimazione la potenza termica derivata dal modulo cogenerativo viene
posizionata al 50% del picco di domanda (che si riscontra nel mese di gennaio, vedere grafico
seguente).
Grafico 3
ANDAMENTO DELLA RICHIESTA TERMICA IN RETE E RELATIVA COPERTURA
DA COGENERAZIONE IN PERCENTUALE RISPETTO AL PICCO
Con questo valore di potenza termica cogenerata si ottiene il valore di potenza elettrica.
Il calcolo viene effettuato in base al rapporto termico/elettrico della tecnologia considerata.
E’ possibile definire quattro intervalli di taglia elettrica (Pe) così caratterizzati in termini di scelte
tecnologiche:
1) Pe < 5 MW - i motori alternativi sono predominanti.
2) 5 MW < Pe < 10 MW - la scelta è tra motori alternativi e turbine a gas.
3) 10 MW < Pe < 20 MW - le turbine a gas sono predominati, e si possono valutare i cicli
ombinati gas/vapore.
4) Pe > 20 MW - i cicli combinati gas/vapore sono predominanti.
37
Bisogna considerare come la situazione sia in evoluzione per le potenze medio piccole (Pe < 10
MW) per l’introduzione di microturbine, celle a combustibile, turbine a gas aeroderivate ad alta
efficienza elettrica.
IL LIVELLO ENTALPICO NELLA DISTRIBUZIONE
La scelta di un livello entalpico alto nella distribuzione porta ad escludere i motori alternativi a
gas.
Anche per i cicli combinati esiste un effetto negativo dovuto alla diminuzione del rendimento
elettrico all’aumentare dell’entalpia del calore recuperato.
Non esistono, invece, problemi per le turbine a gas che costituiscono la scelta principale per la
cogenerazione con domanda di calore a media entalpia.
IL POSIZIONAMENTO RISPETTO AL MERCATO ELETTRICO
La produzione elettrica del modulo di cogenerazione ha come sbocco il sistema elettrico.
Il livello di remunerazione per l’elettricità prodotta è determinante per l’economia dell’iniziativa.
La scelta della tecnologia cogenerativa è importante al riguardo perché definisce:
•
il costo di investimento per potenza elettrica installata;
•
il rendimento elettrico, e quindi l’incidenza della voce combustibile nei costi di
esercizio;
•
i costi di manutenzione, e quindi ancora i costi di esercizio per kWh prodotto.
Questi parametri dipendono dalla tecnologia e dalla taglia.
Le opzioni strategiche relative all’esercizio della centrale elettrica sono essenzialmente due:
1) il funzionamento in esclusivo assetto cogenerativo, quindi accensioni e spegnimenti
definiti dalla richiesta termica e per il periodo della stagione di riscaldamento, le ore
annue di utilizzo del modulo cogenerativo variano tra le 2000 e le 3000 ore equivalenti
(3).
2) il funzionamento in assetto misto (cogenerativo e non), le ore annue di
funzionamento sono maggiori rispetto a quelle in assetto cogenerativo che sono limitate
alla stagione di riscaldamento.
------------------------------(3) Quanto detto non vale se il sistema di teleriscaldamento funziona anche come teleraffrescamento con
recupero di calore da cogenerazione nel periodo estivo.
------------------------------L’opzione 2 porta ad una minore incidenza della quota capitale nei costi dell’iniziativa (maggiore
fattore di utilizzo) ma è una strategia percorribile solo se si adotta una tipologia di centrale che
garantisce la competitività rispetto al mercato elettrico anche in assenza del ricavo proveniente
dalla vendita del calore recuperato. Per soddisfare questa esigenza occorrono bassi costi di
manutenzione e alta efficienza elettrica.
38
Ad oggi le tecnologie adatte sono i cicli combinati gas / vapore e alcuni tipi di turbine a gas
aeroderivate.
10. IL DIMENSIONAMENTO DEI COMPONENTI DELLA CENTRALE
Effettuata la scelta tecnologica (o le scelte nel caso di un approccio per scenari multipli) si
passa al dimensionamento dei componenti della centrale.
Il dimensionamento nell'
ambito dello Studio di fattibilità non raggiunge il livello di dettaglio della
progettazione esecutiva, anche perché, ai fini della decisione iniziale (fare / non fare), ciò
risulterebbe irrilevante. In questa si affronta anche la scelta della eventuale suddivisione del
modulo cogenerativo in più unità.
La scelta di un sistema modulare permette di:
•
ridurre i rischi relativamente ai piani di acquisizione dell'utenza dilazionando nel
tempo gli investimenti in base agli allacci effettivi;
•
migliorare la capacità di adattamento alle variazioni del carico.
Il dimensionamento preliminare che è stato utilizzato per la scelta della tipologia impiantistica
viene rifinito confrontandolo con l'
offerta commerciale dei produttori.
È possibile così definire i principali parametri caratteristici della centrale.
Per il modulo di cogenerazione:
•
•
•
•
•
la potenza termica recuperabile (suddivisa eventualmente per intervalli entalpici);
la potenza elettrica;
il rendimento termico;
il rendimento elettrico;
i fattori di emissione (CO2, SO2, NOx, particolato).
Per le caldaie di integrazione e riserva:
•
•
•
la potenza termica:
il rendimento termico;
i fattori di emissione.
Per gli ausiliari di centrale:
•
la capacità dell'
accumulo termico.
11. LA SIMULAZIONE DEL FUNZIONAMENTO
A questo punto dell'
analisi sono stati definiti tutti gli input necessari per la simulazione del
funzionamento del sistema ipotizzato.
Per la simulazione ci si avvale di un software dedicato o di un modello appositamente realizzato
con un foglio di calcolo.
39
Gli input sono:
•
il diagramma orario di domanda termica in centrale (maggiore di quella dell'
utenza
per le perdite di rete);
•
i parametri caratteristici del sistema come definiti nelle fasi di scelta della
tipologia e dimensionamento dei componenti;
•
il diagramma accensioni e spegnimenti nel caso in cui viene valutata l'opportunità
del funzionamento anche in assetto non cogenerativo. Se, invece, viene valutata
solamente l'
opzione di funzionamento in assetto cogenerativo il diagramma accensioni/
spegnimenti è derivato dal diagramma di richiesta termica (nota la capacità
dell'
accumulo).
La simulazione del funzionamento per un anno tipico produce i seguenti output:
•
i consumi di combustibile (valori mensili differenziati in base all'
utilizzo nel modulo di
cogenerazione o nel sistema di integrazione);
•
l’elettricità prodotta;
•
l’elettricità ceduta alla rete;
•
il calore prodotto (da cogenerazione e da integrazione);
•
il calore erogato alle utenze;
•
le emissioni.
12. IL BILANCIO ENERGETICO ED AMBIENTALE
Al riguardo del Bilancio Energetico ed Ambientale di un Sistema di Teleriscaldamento occorre
operare una prima distinzione tra:
1) Il teleriscaldamento da fonte rinnovabile e/o cogenerazione con centrale
dimensionata sulla potenza termica richiesta dalla rete e funzionamento in
esclusivo assetto cogenerativo.
2) Il teleriscaldamento con calore prodotto da una centrale che ha altri obiettivi
prioritari come la produzione elettrica e/o la produzione di calore per uso
industriale.
In entrambi i casi va definito il cosiddetto "sistema convenzionale di riferimento", il che presenta
pochi problemi metodologici.
Nel secondo caso, invece, il metodo di calcolo per i bilanci energetico-ambientali presenta
maggiori difficoltà metodologiche. Nei paragrafi seguenti si spiegano i punti citati.
Il risultato di questa fase dell'
analisi è sintetizzabile con dei grafici (esempi riportati nei Grafici 4
e 5 della pagina successiva) per un sistema tipo.
40
Grafico 4
BILANCIO ENERGETICO
Grafico 5
BILANCIO AMBIENTALE RELATIVO ALLE EMISSIONI DI CO2
41
IL SISTEMA CONVENZIONALE DI RIFERIMENTO
Il sistema convenzionale di riferimento è costituito da quell’insieme di impianti (e relative fonti di
energia) che vengono sostituiti per l'
introduzione del sistema di teleriscaldamento.
Si distinguono due casi:
1) il teleriscaldamento non cogenerativo, gli impianti sostituiti sono quelli di
produzione termica decentrata (le caldaie di edificio e d'
appartamento);
2) il teleriscaldamento cogenerativo, gli impianti sostituiti sono quelli di produzione
termica decentrata e quelli di produzione elettrica centralizzata.
GLI IMPIANTI TERMICI SOSTITUITI
I dati necessari sono le efficienze medie stagionali ed i combustibili utilizzati. Questi dati
derivano dall'
analisi dell'
utenza.
Se nella fase di analisi dell'
utenza queste informazioni non sono state raccolte si può ovviare
con i dati medi tipici del settore (l'
errore è minimo).
LE CENTRALI ELETTRICHE SOSTITUITE
L'
individuazione delle centrali elettriche sostituite può essere affrontata in modi diversi, il
riferimento può essere:
1) il mix complessivo del sistema elettrico nazionale (compresa la quota di fonti rinnovabili);
2) il mix termoelettrico da fonti fossili (escludendo quindi le rinnovabili);
3) la centrale termoelettrica meno efficiente esistente;
4) la centrale termoelettrica più efficiente esistente;
5) la centrale termoelettrica più efficiente tra quelle di cui si prevede l'
entrata in esercizio
nel breve termine.
Questi diversi riferimenti hanno diverse conseguenze sul Bilancio Energetico Ambientale del
sistema di cogenerazione - teleriscaldamento (vedesi la Tabella 6 di sintesi della pagina che
segue).
Un altro approccio possibile (che è il preferito dagli autori del presente lavoro) è il seguente:
l’analisi sul ciclo di vita dell'iniziativa sulla base di uno scenario di riferimento
“business as usual”.
Il Bilancio Energetico Ambientale ha senso in riferimento agli obiettivi nazionali in materia.
Uno dei principali obiettivi ambientali è costituito dalla diminuzione delle emissioni climalteranti
(gas serra) nella misura del 6,5% nel periodo 2008-2012 rispetto al livello di emissioni del 1990
(Protocollo di Kyoto).
42
Tabella 3
SINTESI DEGLI EFFETTI DEI DIVERSI RIFERIMENTI PER IL SISTEMA
CONVENZIONALE SUL BILANCIO ENERGETICO-AMBIENTALE
Questo obiettivo è stato definito sulla base di uno “scenario businness as usual” delle emissioni
di gas serra (scenario BAU).
Italia nella seconda comunicazione nazionale sui
Lo scenario BAU è stato presentato dall'
cambiamenti climatici.
Lo scenario BAU è disaggregato per settori, tra cui il settore elettrico.
Il metodo proposto consiste nel valutare le emissioni (e le efficenze) del sistema elettrico
sostituito pari a quelle previste nello scenario BAU (relativamente al sub-settore termoelettrico).
I vantaggi sono i seguenti:
•
l’uniformità della metodologia rispetto agli obiettivi nazionali di politica
energetico-ambientale;
•
la possibilità dell'analisi sul ciclo di vita dato che si ha a disposizione un
andamento nel tempo dei parametri di efficienza ed emissioni specifiche.
Si fa presente come i parametri individuati del sistema elettrico sostituito debbano considerare
l'
effetto di risparmio energetico indotto dal passaggio dalla produzione centralizzata ad una
produzione decentralizzata (minori perdite sulla rete di trasmissione e distribuzione
dell'
elettricità).
43
Grafico 6
ESEMPIO DELL'ANDAMENTO PREVISTO DALLO SCENARIO BAU PER
LE EMISSIONI SPECIFICHE DI CO2 NEL SISTEMA TERMOELETTRICO
(dati per produzione lorda, netta e netta in Media Tensione)
PROBLEMI METODOLOGICI DEL CALCOLO DEL RISPARMIO ENERGETICO
Come si è detto precedentemente, il calcolo del risparmio energetico di un intervento di
cogenerazione urbana non presenta particolari problematicità quando la centrale di
cogenerazione funziona in esclusivo assetto cogenerativo.
Quando, invece, il calore che alimenta la rete di Teleriscaldamento è prodotto da una centrale
che ha altri obiettivi prioritari come la produzione elettrica e/o la produzione di calore per uso
industriale si presentano delle difficoltà metodologiche nella valutazione del risparmio
energetico.
Chiameremo:
il primo caso “progetto di teleriscaldamento con centrale dedicata”;
ed il secondo caso “progetto di teleriscaldamento con centrale mista industriale /
civile”, dove con l’attributo industriale si intendono gli assetti produzione elettrica e/o
produzione di calore per utenza industriale.
13. L’ANALISI ECONOMICA
L'
analisi economica è la fase che conclude lo Studio di fattibilità perché necessità dei dati
calcolati e stimati nelle altre fasi. Ovviamente è una fase di verifica decisiva ai fini della
realizzabilità e interagisce sulle principali scelte di dimensionamento effettuate, portando,
eventualmente, ad una riconsiderazione del progetto.
44
La stima dell'
investimento viene effettuata sulla base del confronto con l'
offerta commerciale
delle apparecchiature individuate. È importante la disaggregazione temporale dell'
investimento
(andamento nel corso degli anni).
COSTI
Le principali voci di costo sono:
•
•
•
il combustibile;
la manutenzione e gestione della centrale;
la manutenzione e gestione della rete di trasmissione del calore.
I costi hanno una componente fissa ed una variabile con la produzione (calore ed elettricità, nel
caso cogenerativo). Anche l'
andamento temporale dei costi dipende quindi dai piani di
acquisizione dell'
utenza.
RICAVI
I ricavi dell'
iniziativa sono proporzionali alla vendita di calore ed elettricità (nel caso
cogenerativo). I ricavi per la vendita di calore dipendono dalle tariffe praticate. Le tariffe del
teleriscaldamento sono posizionate in modo da generare una convenienza economica per
l'
utenza rispetto ai sistemi convenzionali (caldaie ed acquisto di combustibile). Quindi
dipendono dalle condizioni generali del settore dei combustibili distribuiti all'
utente finale.
FLUSSO DI CASSA
Il flusso di cassa è calcolato anno per anno come la differenza tra i ricavi e la somma delle
uscite (costi di esercizio e spese in conto capitale). L'
andamento del flusso di cassa nel tempo
determina gli indici di convenienza dell'
investimento. La grandezza più utilizzata è il VAN
(Valore Attuale Netto) che rappresenta l'
attualizzazione del flusso di cassa tramite un tasso di
sconto deflazionato.
La formula del VAN necessita, oltre che dell'
andamento del flusso di cassa nel tempo, della
scelta di un tasso di sconto e di un periodo di tempo in base al quale effettuare il calcolo.
Indici relativi al metodo dell'
attualizzazione del flusso di cassa sono, ad esempio:
•
il TIR - tasso interno di rendimento (4);
•
il TRA - tempo di ritorno attualizzato (5).
------------------------------(4) IL TIR è definito come quel tasso di sconto che rende nullo il VAN, ovvero VAN(TIR) = 0.
Viene utilizzato per confrontare gli investimenti in base alla redditività stimata.
(5) Il TRA è il tempo in cui il VAN diventa nullo, ovvero passa da negativo a positivo.
Valuta il tempo di ritorno dell'investimento considerando l'aspetto finanziario.
----------------------------L'
analisi può essere rifinita con il calcolo degli indici al netto delle imposte (valutazione
comprensiva dei fattori fiscali).
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Grafico 7
ANDAMENTI TIPICI DEI PRINCIPALI PARAMETRI ECONOMICI DEL
TELERISCALDAMENTO URBANO
INFLUENZA DELL'EVOLUZIONE DEI MERCATI ENERGETICI
L’analisi della convenienza economica di un impianto di cogenerazione presenta una elevata
sensibilità alle condizioni di interfaccia con il sistema elettrico e con quello del gas naturale
(tariffe, prezzi, tipologie di contratto, etc.). Dati i cambiamenti (liberalizzazione e privatizzazione)
che stanno interessando i settori dell’elettricità e del gas naturale non è possibile fare previsioni
certe per il futuro.
Comunque si possono fare le seguenti considerazioni:
•
la liberalizzazione del settore elettrico porterà ad una diminuzione dei costi nella
generazione elettrica, quindi a prezzi minori per l'
elettricità prodotta;
•
la liberalizzazione del settore gas porterà sicuramente a migliori condizioni di
acquisto per gli impianti di cogenerazione che hanno un maggiore consumo rispetto agli
impianti convenzionali e che comunque sono definiti come "clienti idonei"
indipendentemente dalla taglia; inoltre la prevista concorrenza tra operatori del settore
gas e del settore elettrico porterà ad un impegno dei primi a favorire la generazione
diffusa.
Occorre sempre considerare che i prezzi e le tariffe del settore energetico in Italia dipendono
fortemente dagli andamenti dei mercati internazionali sottoposti a cicliche turbolenze; scegliere
il risparmio energetico permette di passare ad una bolletta energetica meno oscillante nel
tempo. Gli aumenti della bolletta energetica coincidono con fasi economiche negative e quindi
l’impatto risulta maggiore.
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