Contributo all'analisi della co-generazione ad alto rendimento in Italia - Fabio Armanasco, Claudio Bossi, Matteo Marzoli, Omar Perego, Franco ...
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Contributo all’analisi della
co-generazione ad alto
rendimento in Italia
Fabio Armanasco, Claudio Bossi, Matteo Marzoli,
Omar Perego, Franco Polidoro
Febbraio 2008 Area: Governo del Sistema Elettrico
08000038
Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 1/98
Contratto Accordo di programma con il Ministero dello Sviluppo Economico ai sensi dell’art. 3
comma 2 del D.M. 23 marzo 2006 per le attività di ricerca e sviluppo di interesse generale
per il sistema elettrico.
Piano Annuale di realizzazione 2007.
Oggetto Contributo all’analisi della co-generazione ad alto rendimento in Italia
Area Governo del Sistema Elettrico
Progetto Supporto scientifico alle attività regolatorie per il mercato elettrico
Deliverable 4.6
Note
PUBBLICATO 08000038 (PAD - 779813)
La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'
autorizzazione scritta del CESI RICERCA.
N. pagine 98 N. pagine fuori testo 0
Data 29/02/2008
Elaborato
Elaborato Polidoro
(SSG) F.Franco (SSG), C.
Armanasco,
08000038 436655 AUT
Bossi Claudio
Bossi, LucianoO.
M. Marzoli, (SSG), Armanasco
Perego,
08000038 436437 AUT
Fabio (SSG), Perego Omar (SSG),
F. Polidoro 08000038 438996 AUT 08000038 436644 AUT
Marzoli Matteo (SSG)
08000038 438997 AUT
Verificato (SSG) G. Botta, (SSE) M. Benini
Mod. RPRDS v. 01
Verificato Botta Gabriele (SSG),
08000038 436407 VER
Benini Michele (SSE)
08000038 436382 VER
Approvato (SSE) E. Gaglioti
Approvato Gaglioti Enrico (SSE)
08000038 436509 APP
CESI RICERCA S.p.A. Via R. Rubattino 54 Capitale sociale 1 100 000 Euro
20134 Milano - Italia interamente versato
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ISO 9001: 2000 CH-32919
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Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 2/98
Indice
SOMMARIO............................................................................................................................................. 3
1 INTRODUZIONE ............................................................................................................................ 4
2 STATO DELLA COGENERAZIONE IN ITALIA (ANNO 2005).............................................. 5
3 METODOLOGIA ADOTTATA PER LA STIMA DEL POTENZIALE ................................... 6
3.1 Stima dei consumi elettrici per settore merceologico................................................................. 6
3.2 Implementazione della metodologia........................................................................................... 6
4 ANALISI DEL POTENZIALE AL 2020 ....................................................................................... 9
4.1 Presentazione dei risultati........................................................................................................... 9
4.2 Discussione............................................................................................................................... 10
5 CASI DI STUDIO DI FATTIBILITÀ TECNICO-ECONOMICA NEL TERZIARIO .......... 12
5.1 Polisportiva............................................................................................................................... 13
5.2 Albergo..................................................................................................................................... 14
5.3 Centro commerciale ................................................................................................................. 15
5.4 Considerazioni sui risultati ottenuti.......................................................................................... 16
6 CONCLUSIONI ............................................................................................................................. 17
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................................... 18
TABELLE ............................................................................................................................................... 19
FIGURE .................................................................................................................................................. 30
APPENDICE 1........................................................................................................................................ 85
Exponential smoothing......................................................................................................................... 85
Stato dell’arte delle Microturbine a gas................................................................................................ 88
Stato dell’arte dei micro-cogeneratori con motori a combustione interna ........................................... 94
© Copyright 2008 by CESI RICERCA. All rights reserved – 11705R
08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 3/98 STORIA DELLE REVISIONI Numero Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati revisione 0 29/02/2008 08000038 Prima emissione SOMMARIO Il presente Rapporto descrive le attività di Ricerca di Sistema svolte nell’ambito dell’Area GOVERNO DEL SISTEMA ELETTRICO, relativamente al Progetto 4: “Supporto scientifico alle attività regolatorie per il mercato elettrico”. L’attività oggetto del presente documento, ha avuto come finalità quella di supportare, a seguito di specifica richiesta, il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE), nell’analisi della diffusione della cogenerazione ad alto rendimento in Italia per l’anno 2005, e nella previsione della sua penetrazione all’anno 2020. Relativamente allo stato della cogenerazione ad alto rendimento per l’anno 2005, i principali indicatori relativi agli impianti cogenerativi operanti sul territorio nazionale, vengono presentati in modo organico tramite grafici ad istogramma e mappe nazionali. Per molte grandezze vengono inoltre presentate le variazioni rilevate rispetto l’anno 2004. La stima del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento è stata effettuata con riferimento agli anni 2010, 2015 e 2020, mediante elaborazione dei dati statistici reperibili in letteratura. L’analisi consente di evidenziare le quote di energia termica, elettrica e di nuova potenza installata, per le tecnologie utilizzate e i comparti merceologici considerati. Il documento include infine alcuni casi di studio di fattibilità tecnico-economica di utenze del terziario adatte ad applicazioni cogenerativo. Inoltre in appendice è riportata l’analisi dello stato dell’arte e del trend evolutivo delle microturbine a gas e dei micro-cogeneratori con motori a combustione interna.
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1 INTRODUZIONE
Il presente Rapporto descrive le attività di Ricerca di Sistema svolte nell’ambito dell’Area GOVERNO
DEL SISTEMA ELETTRICO, relativamente al Progetto 4: “Supporto scientifico alle attività regolatorie
per il mercato elettrico”.
L’attività oggetto del presente documento, ha avuto come finalità quella di supportare, a seguito di
specifica richiesta, il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE), nell’analisi della diffusione della
cogenerazione ad alto rendimento1 in Italia per l’anno 2005, e nella previsione della sua penetrazione
all’anno 20202. Il rapporto è strutturato nel modo seguente :
Descrizione dello stato della cogenerazione ad alto rendimento per l’anno 2005 (cap. 2);
Metodologia per la stima del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento per gli anni
2010, 2015 e 2020 (cap. 3);
Analisi dei dati del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento (cap. 4)
Analisi di alcuni casi di studio di utenze del terziario adatte ad applicazioni cogenerative (cap. 5)
Conclusioni (cap. 6)
1
Si veda il Decreto Leg. del 8 febbraio 2007, n° 20, art. 2 per la definizione di cogenerazione ad alto rendimento.
2
Si veda il Decreto Leg. del 8 febbraio 2007, n° 20, all’art. 5 comma 1.
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2 STATO DELLA COGENERAZIONE IN ITALIA (ANNO 2005)
Il presente capitolo presenta lo stato della cogenerazione ad alto rendimento in Italia per l’anno 2005.
Nel presente rapporto con i termini “cogenerazione”, “cogenerativo”, ecc. ci si riferisce sempre alla
cogenerazione ad alto rendimento.
Tale analisi è stata condotta a partire dai dati forniti dal GSE3 [1, 2]. Nelle figg. 1 ÷ 11, i principali
indicatori relativi agli impianti cogenerativi operanti sul territorio nazionale, vengono presentati in modo
organico tramite grafici ad istogramma e mappe nazionali. Più specificatamente sono riportati su base
regionale e nazionale i seguenti dati :
Potenza installata (fig. 1a e 1b)
Produzione termica ed elettrica (figg. 2a, 2b e 2c)
Energia primaria (fig. 2d)
Fattore di utilizzo medio degli impianti (fig. 3a)
Rapporto percentuale fra potenza elettrica cogenerativa e totale nazionale (fig. 4)
Rapporto percentuale fra potenza elettrica cogenerativa e totale termoelettrico nazionale (fig. 5)
Rapporto percentuale fra produzione elettrica da cogenerazione e totale nazionale (fig. 6)
Rapporto percentuale fra produzione elettrica da cogenerazione e totale termoelettrico
nazionale (fig. 7)
Rapporto fra energia termica ed elettrica (T/E) (fig. 8)
Rendimento elettrico, termico e complessivo (figg. 9 e 11)
Limite termico (LT) (fig. 10)
Brevi commenti ai grafici ed alle mappe consentono di evidenziare la penetrazione della cogenerazione
ad alto rendimento in Italia e le caratteristiche prestazionali medie del parco di generazione. Nelle figg.
12 ÷ 24 si riportano infine, per le stesse grandezze, le variazioni rilevate rispetto l’anno 2004.
3
I dati forniti da GSE su base regionale sono relativi ad energia primaria, potenza installata, produzione elettrica e
produzione termica.
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3 METODOLOGIA ADOTTATA PER LA STIMA DEL POTENZIALE
3.1 Stima dei consumi elettrici per settore merceologico
L’analisi del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento nel sistema produttivo nazionale, può
essere affrontata a partire dalle previsioni dei consumi di energia elettrica, associati ai principali settori
merceologici. I settori merceologici considerati nella presente analisi sono elencati in tab. 1, mentre in
tab. 2 si riportano i dati storici sui consumi di energia elettrica dal 1985 al 2005 [3]. A partire dalle serie
storiche disponibili per i settori merceologici sopra menzionati, è possibile stimare, mediante l’impiego
della metodologia dell’exponential smoothing e nell’ipotesi di una crescita di tipo lineare (vedi
appendice per maggiori dettagli), i trends dei consumi di energia elettrica al 2020 (vedi tab. 2).
3.2 Implementazione della metodologia
Scopo della presente metodologia è di consentire una stima del potenziale della cogenerazione ad alto
rendimento in Italia per i singoli comparti merceologici (industria, terziario, agricoltura). L’idea di
partenza è di dimensionare l’impianto di cogenerazione in modo da poter soddisfare il più possibile il
fabbisogno elettrico e termico, utilizzando la tecnologia più adatta a raggiungere il rapporto T/E
specifico del settore, relativo all’energia. Precisamente si privilegia il soddisfacimento del carico
termico, mentre eventuali scostamenti sul valore del carico elettrico sono compensati con gli scambi
esterni con la rete (cessione / acquisto di energia elettrica).
L’applicazione della metodologia proposta richiede la conoscenza di parametri tecnico – economici
specifici per ogni comparto merceologico. Per poter procedere all’analisi di dettaglio è necessario
preliminarmente conoscere le seguenti grandezze:
Ripartizione del comparto merceologico in classi sulla base del n° di dipendenti (classificazione
ISTAT)
N° minimo e massimo di dipendenti all’interno di ogni classe (classificazione ISTAT)
N° totale di dipendenti per comparto (fonti statistiche ISTAT)
N° medio di dipendenti per classe
N° di aziende presenti in ogni classe (fonti statistiche ISTAT)
Ore medie annue di utilizzo degli impianti per classe/comparto4
Rapporto T/E fra quota di energia termica ed elettrica per classe/comparto5
Consumo di energia elettrica nel comparto stimato a partire dai dati storici
Percentuale di consumo di energia elettrica on-site degli impianti di cogenerazione per
classe/comparto6.
Fattore correttivo stimato f 1 che tiene conto dell’opportunità o meno di dimensionare
l’impianto sul 100% del carico termico; questo coefficiente di abbattimento, riducendo il valore
del rapporto T/E per la singola classe, tiene conto degli aspetti economici legati al
dimensionamento dell’impianto7. L’eventuale quota termica non prodotta dall’impianto
cogenerativo sarà fornita da caldaie di integrazione.
Sulla base dei dati è possibile calcolare (per ogni classe), le grandezze si seguito riportate :
4
Le ore medie di utilizzo degli impianti per classe vengono stimate.
5
Mentre il rapporto T/E per il comparto costituisce un dato noto, il rapporto T/E per classe è un dato stimato.
6
Tale percentuale costituisce un dato noto a livello di comparto (anno 2005) mentre è stimata per la classe e gli
anni successivi.
7
Il prodotto fra il rapporto T/E della classe ed il fattore correttivo f, definisce un rapporto “T/E effettivo” calibrato
sul valore del carico a cui opera l’impianto.
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Consumo di energia elettrica per dipendente (solo per ogni comparto)
Consumo di energia elettrica degli impianti presenti nella classe
Potenza minima e massima degli impianti
Consumo di energia elettrica on-site degli impianti di cogenerazione;
Quota di produzione energia termica on-site da impianti di cogenerazione Tj
Quota di produzione energia termica da caldaie integrative (ossia non prodotta dall’impianto di
cogenerazione)
La quota produzione di energia termica on-site degli impianti di cogenerazione, non tiene conto né del
mix di tecnologie che possono essere impiegate all’interno di un comparto merceologico, né del peso
che le singole tecnologie possono avere all’interno del singolo mix. Per tener in conto della specificità
del mix di tecnologie si opera nel modo che segue:
- si definiscono dei coefficiente numerici (anche non interi) di merito tecnico – economico pj,k che
esprimono il peso che le singole tecnologie di cogenerazione k hanno in ogni classe j 8. Nella
presente metodologia sono definiti 8 indicatori tecnico-economici riferibili alle 8 tecnologie
riportate in tab. 3. Il fattore di merito viene individuato sulla base delle taglie tipiche dell’impianto
che si identificano all’interno di ogni classe. Ovviamente la diffusione di alcune delle tecnologie
all’interno del comparto può modificarsi nel corso degli anni in quanto una certa tecnologia può
venire soppiantata da altre.
- si valuta il peso g j,k in % che una specifica tecnologia ha all’interno della classe tramite la
relazione:
( p j ,k ) λ
g j ,k =
( p j ,k ) λ
k
Come si rileva le tecnologie con coefficiente pj,k più elevato vengono ulteriormente privilegiate tramite il
coefficiente statistico = 3.
- si calcola la quota di energia termica da cogenerazione per classe j e relativa all’impiego della
tecnologia k :
T j g j ,k
con Tj la quota di produzione di energia termica da cogenerazione per la classe j.
- detto (E/T)k il rapporto tipico fra quota di energia elettrica e termica per la tecnologia k , la quota
di produzione di energia elettrica da cogenerazione q j,k per tecnologia e classe, dimensionata sul
fabbisogno termico sarà dunque:
q j ,k = ( E / T ) k T j g j , k
La somma dei coefficienti q j,k calcolati per il generico comparto :
q j ,k = q
k j
8
I coefficienti assumo valori pari 1 per la tecnologia poco diffusa all’interno del comparto e a 5 in caso di elevata
penetrazione. Sono possibili per tali coefficienti anche valori non interi.
08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 8/98 fornisce una stima della quota di produzione elettrica da cogenerazione dimensionata sul fabbisogno termico e sulla convenienza economica. La conoscenza della componente di energia elettrica da cogenerazione qj,k consente infine di determinare per ogni classe e tecnologia la relativa quota di potenza elettrica. Il diagramma di flusso di fig. 25 descrive la metodologia adottata.
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4 ANALISI DEL POTENZIALE AL 2020
Per l’analisi del potenziale della cogenerazione al alto rendimento per il periodo 2005 ÷ 2020, è stato
necessario consultare diverse fonti al fine di reperire dati storici necessari per l’elaborazione statistica.
Oltre all’operatore di trasmissione nazionale TERNA, per l’acquisizione ed l’elaborazione dei dati
storici sui consumi di energia elettrica e potenza installata, si è fatto riferimento alle seguenti fonti:
Siti di associazioni, enti [4, 5]
Costruttori e distributori di macchine cogenerative per applicazioni nei settori industria,
agricoltura, terziario e domestico [6, 7, 8, 9, 10]. In appendice si riporta una breve descrizione
dello stato dell’arte delle microturbine e dei piccoli motori per applicazioni cogenerative.
Altre fonti [11, 12, 13]
Il potenziale è stato valutato con riferimento a due differenti scenari di penetrazione denominati
rispettivamente “scenario attuale”, corrispondente ad una penetrazione della cogenerazione secondo
l’attuale normativa e politica di incentivazione, ed uno scenario più favorevole o “scenario post Kyoto”
corrispondente ad una maggiore diffusione degli impianti di cogenerazione9. E’ da rilevare che in
quest’ultimo scenario, l’implementazione di specifiche politiche sui cambiamenti climatici e la maggiore
diffusione della generazione distribuita nel sistema elettrico, dovrebbero favorire la penetrazione della
cogenerazione ad alto rendimento. Le prima misura consentirebbero di risolvere i problemi economici
associati con il mercato dell’energia, mentre la seconda, rimuovendo le incertezze nel mercato,
incoraggerebbe gli sviluppatori e gli investitori ad installare nuovi altri impianti che altrimenti non
verrebbero commissionati.
Relativamente alle tecnologie considerate nel presente studio, per ognuna di esse è stato necessario
identificare delle caratteristiche “prestazionali medie” tali da poter essere assunte a riferimento
nell’analisi del potenziale. In particolare sono stati considerati, relativamente al periodo 2005 – 2020,
quali valori per i rendimenti elettrici, termici, dei coefficienti (E/T)k, e del PES, quelli di tab. 4; tab. 5
riporta invece i valori dei rendimenti termici ed elettrici di riferimento, dei coefficienti per le perdite di
rete, impiegati per il calcolo del PES. Le fig. 26 ÷ 30 riportano graficamente le grandezze sopra
menzionate.
4.1 Presentazione dei risultati
I risultati derivanti dall’applicazione della metodologia di calcolo del potenziale della cogenerazione ad
alto rendimento, sono riportati nelle tabelle e figure seguenti. In particolare :
Tab. 6 ÷ 7 riportano, per i due scenari considerati e per il periodo 2005 ÷ 2020, i valori
dell’energia prodotta (termica ed elettrica) e della potenza installata (termica ed elettrica) relativi
ai settori industria e terziario10. Le stesse tabelle riportano inoltre i valori assunti per i rapporti
T/E nonché le ore di utilizzo;
Fig. 31: energia termica ed elettrica per il periodo 2005 ÷ 2020, scenario attuale;
Fig. 32: potenza termica ed elettrica per il periodo 2005 ÷ 2020, scenario attuale;
9
Tale tipo di approccio è simile a quello impiegato dalla Future COGEN[14], nello studio sulla diffusione della
cogenerazione a livello europeo al 2020
10
Nel terziario si intende incluso anche l’agricoltura ed il settore domestico.08000038
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Fig. 33: energia termica ed elettrica nel periodo 2005 ÷ 2020, per i settori industria e terziario,
scenario attuale
Fig. 34: potenza termica ed elettrica nel periodo 2005 ÷ 2020, per i settori industria e terziario,
scenario attuale;
Figg. 35 ÷ 38: istogrammi della potenza elettrica per gli anni 2005, 2010, 2015 e 2020 per
tecnologia impiegata, scenario attuale;
Fig. 39: potenza elettrica degli impianti di cogenerazione (esclusi i cicli combinati), nel periodo
2005 ÷ 2020, scenario attuale;
Fig. 40: potenza elettrica dei cicli combinati nel periodo 2005 ÷ 2020, scenario attuale;
Fig. 41: energia termica ed elettrica per il periodo 2005 ÷ 2020, scenario post Kyoto
Fig. 42: potenza termica ed elettrica per il periodo 2005 ÷ 2020, scenario post Kyoto;
Fig. 43: energia termica ed elettrica nel periodo 2010 ÷ 2020, per i settori industria e terziario,
scenario post Kyoto;
Fig. 44: potenza termica ed elettrica nel periodo 2010 ÷ 2020, per i settori industria e terziario,
scenario post Kyoto;
Figg. 45 ÷ 47: istogrammi della potenza elettrica per gli anni 2010, 2015 e 2020 per tecnologia
impiegata, scenario post Kyoto;
Fig. 48: potenza elettrica degli impianti di cogenerazione (esclusi i cicli combinati), nel periodo
2005 ÷ 2020, scenario post Kyoto;
Fig. 49: potenza elettrica dei cicli combinati nel periodo 2005 ÷ 2020, scenario post Kyoto;
Fig. 50: energia termica ed elettrica, per il periodo 2005 ÷ 2020 nei due scenari considerati;
Fig. 51: consumi di energia elettrica e termica per teleriscaldamento (periodo 1997 – 2020)
Per quanto concerne il settore domestico, è stata stimata la penetrazione delle tecnologie più adatte a tale
tipo di applicazione e precisamente piccoli motori a combustione interna, micro-turbine e motori
Stirling. I diagrammi di flusso di fig. 52 descrivono la metodologia impiegata per il calcolo del
contributo alla cogenerazione ad alto rendimento nel settore domestico. Le figg. 53 ÷ 54 riportano infine
l’andamento della potenza elettrica da cogenerazione nel settore domestico per il periodo 2010 ÷ 2020,
rispettivamente per lo scenario attuale e per lo scenario post Kyoto.
4.2 Discussione
Le principali osservazioni che emergono dall’analisi dalle figure e tabelle, sono di seguito riportate :
Il potenziale della cogenerazione ad alto rendimento, in termini di energia elettrica producibile
al 2020, risulta essere di 72 TWh per lo scenario post Kyoto e di 62 TWh per lo scenario
attuale, per una potenza elettrica installata rispettivamente di 14.4 e 12.5 GWe. La produzione08000038
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da cogenerazione per lo scenario post Kyoto, rappresenta il 16.9% del totale dei consumi
previsti al 2020 di energia elettrica, ed il 14.5% per lo scenario attuale. Al 2005 la produzione
da cogenerazione ad alto rendimenti è stata pari all’8% dei rispettivi consumi elettrici.
La quota di energia elettrica prodotta prevale su quella termica (0.92 ≤ T/E ≤ 0.98)
In entrambi gli scenari considerati, il maggior contributo alla cogenerazione ad alto rendimento,
è dato dal settore industria con circa più del 93% dell’energia elettrica e termica fornita (vedi
fig. 33 e 43). Si evidenzia in ogni caso per il settore terziario una crescita considerevole in
termini percentuali (mediamente le quote di energia termica ed elettrica prodotte in questo
settore con impianti cogenerativi ad alto rendimento triplicano nel periodo 2005 ÷ 2020).
Il grosso della potenza elettrica da cogenerazione ad alto rendimento continuerà ad essere
fornita dai cicli combinati con circa il 69% nel 2020 della potenza elettrica. Tale quota è stata
del 71% nel 2005 (vedi fig. 35).
Relativamente alle altre tecnologie, i contributi in termini di potenza elettrica data dai motori a
combustione interna e dalle turbine a gas saranno crescenti, fino a raggiungere nel 2020, i 1200
÷ 1600 MWe per i motori e 1000 ÷ 1200 MWe per le turbine a gas, a seconda dello scenario
considerato (vedi fig. 39 e 48).
Tendenzialmente il contributo dato dalle turbine a vapore (contro-pressione e spillamento)
dovrebbe diminuire, con la crescita al contempo di altre tecnologie quali gli impianti biomasse e
le micro-turbine nei settori industria e terziario, Stirling, micro-turbine e piccoli motori a
combustione interna nel residenziale e domestico. Nel solo settore domestico, si prevedono ad
esempio nello scenario post Kyoto, circa 46 MWe di nuova potenza installata fra micro-turbine,
piccoli motori e Stirling.
Per quanto concerne il teleriscaldamento, l’analisi condotta indica più che un raddoppio dei
consumi di energia termica ed elettrica al 2020.08000038
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5 CASI DI STUDIO DI FATTIBILITÀ TECNICO-ECONOMICA NEL
TERZIARIO
Lo studio sulla stato della cogenerazione ad alto rendimento in Italia è stato arricchito con alcuni casi di
studio per utenze del terziario adatte ad applicazioni cogenerative. La priorità è stata data a tale settore in
quanto nell’industria la cogenerazione appare prossima allo sfruttamento massimo. Per queste utenze
tipiche è stato utilizzato un software in grado di eseguire studi di fattibilità tecnico economica
ottimizzando la gestione energetica del sistema cogenerativo studiato. Le tipologie di utenze considerate
in questo studio sono precisamente :
polisportiva;
albergo;
centro commerciale
Tali utenze sono state valutate applicando per tutte lo stesso impianto di cogenerazione basato su
microturbina a gas, di taglia 100 kW elettrici e circa 170 kW termici. La macchina ha un rendimento
elettrico netto, a pieno carico, pari al 28.6%, ed un rendimento termico pari al 47.7%. Il costo
complessivo dell’impianto, chiavi in mano, è di 146.000 €.
La valutazione delle utenze è stata effettuata utilizzando carichi (elettrici, termici e frigoriferi) di
letteratura, relativi a diverse utenze del settore terziario. I carichi di tali utenze sono stati scalati in modo
opportuno in base alla dimensione, in termini di volume, dell’edificio analizzato.
L’esercizio dell’impianto di cogenerazione va ovviamente valutato ipotizzando uno scenario di
riferimento in cui le esigenze energetiche delle utenze vengono soddisfatte con impianti tradizionali, e
quindi caldaia per soddisfare i carichi termici, rete elettrica per i carichi elettrici e impianto frigorifero a
compressione per i carichi frigoriferi. Devono essere poi ipotizzati dei valori di rendimento di
riferimento per tali impianti. Per quanto riguarda la scelta dei rendimenti di confronto, i valori sono stati
presi, integrando le indicazioni dei seguenti documenti di riferimento: Delibera AEEG n. 42/02 (e
successive modifiche), Direttiva 2004/87EC, Direttiva 2007/74/EC e Decreto Legislativo 8/2/2007 n.
20. In questo modo si è ipotizzato per il rendimento termico medio stagionale di confronto un valore
dell’ 80%, mentre il rendimento elettrico di riferimento è stato valutato nell’ordine del 50%; il COP
frigorifero è stato valutato pari a 4.
È inoltre necessario tener presente che, utilizzando gas naturale in impianti di cogenerazione, è possibile
ottenere una defiscalizzazione del combustibile pari a 0.25 Nm3 per ogni kWh prodotto. Inoltre la
produzione di energia elettrica da cogenerazione consente di ottenere titoli di efficienza energetica
(certificati bianchi) in relazione al risparmio energetico conseguito. Pertanto è stato ipotizzato un valore
dei certificati bianchi pari a 100 €/tep. Infine è stato stimato un potere calorifico inferiore del gas
naturale pari a 38890 kJ/Nm3. Per quanto riguarda la valutazione dell’investimento, esso è stato stimato
secondo il metodo del net present value.
Per ciò che riguarda il costo dell’energia elettrica acquistata dalla rete, esso è stato calcolato in funzione
di quanto stabilito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas per il primo trimestre 2007, e per il
mercato vincolato (si veda anche la Delibera AEEG n. 321/06, “Aggiornamento per il trimestre
gennaio/marzo 2007 di componenti e parametri della tariffa elettrica. Modificazioni e integrazioni
dell’Allegato A alla deliberazione 30 gennaio 2004, n. 5/04”). Naturalmente, nell’analisi si tiene conto
di tutte le componenti tariffarie dell’energia elettrica. Gli schemi tariffari sono in funzione di 3 fasce
orarie di consumo. Le utenze valutate sono tutte state considerate allacciate in bassa tensione.08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 13/98 Relativamente alla remunerazione dell’energia elettrica prodotta in eccesso e venduta alla rete di distribuzione, nella valutazione dell’esercizio è stata remunerata secondo lo schema tariffario stabilito dalla Delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n. 34/05 (e successivi aggiornamenti). Anche per quanto riguarda la remunerazione dell’energia venduta, lo schema tariffario si basa su tre fasce orarie. Riguardo il costo del gas naturale utilizzato, esso è stato valutato prendendo come esempio l’offerta commerciale di una società multiultility; tale costo, espresso in €/m3, è in funzione di sette scaglioni di consumo. Le utenze considerate sono state analizzate effettuando una valutazione tecnico economica di un impianto di cogenerazione installato presso l’utenza. Il modo di operare è stato il seguente: viene valutato l’esercizio economico dell’utenza considerando la sola possibilità di approvvigionamento da rete elettrica e da caldaia tradizionale; in seguito, l’utenza viene analizzata accoppiando ad essa un impianto di cogenerazione, esercito a differenti step di carico (dal 50% del carico sino a pieno carico). Tali step vengono confrontati tra di loro e viene scelto, per ogni ora di funzionamento, lo step con il miglior risultato economico. Pertanto, tale modo di operare, prevede sia la possibilità di operare l’impianto ad un carico elettrico maggiore di quanto richiesto dall’utenza (vendendo quindi energia elettrica alla rete), sia la possibilità di esercizio a carichi termici maggiori di quanto richiesto (dissipando quindi il calore prodotto). Le utenze considerate sono state poi analizzate secondo differenti modalità operative. Per quanto riguarda il caso base, l’analisi è stata svolta tenendo conto degli attuali parametri economici (costo dell’energia, costo dell’investimento). Nel caso definito “net metering”, il costo di remunerazione dell’energia elettrica prodotta in eccesso e venduta alla rete è stato posto uguale al costo di acquisto dell’energia elettrica da rete. Nel caso di incremento dei costi energetici del 20%, è stato ipotizzato uno scenario futuro in cui si prevede una consistente crescita del costo vettori energetici. Infine è stato scelto un caso in cui sono state combinate entrambe le ipotesi avanzate (net metering e crescita del 20% dei costi energetici). 5.1 Polisportiva Caso base Sono stati valutati i consumi energetici di un centro sportivo di volume complessivo pari a 9000 m3. L’ utenza presenta un picco di potenza termica, ovviamente invernale, pari a 342 kW, con un picco di potenza elettrica di 90 kW; la massima richiesta frigorifera è invece di circa 142 kW (vedi fig. 55, dove sono riportati i consumi in giorni tipo feriali). Ciò significa che il carico elettrico complessivo, ottenuto sommando anche la richiesta elettrica del frigorifero, non va quasi mai a saturare le prestazioni elettriche della macchina. La ripartizione dei carichi nell’arco dell’anno è riportata in tab. 8 e fig. 56. Come si può facilmente notare, la macchina funziona a pieno carico per quasi un quarto delle ore annue, e le ore di fermata sono limitate al 14%. Dunque l’impianto è ben ottimizzato per le esigenze dell’utenza, dato che funziona per oltre 7500 ore/anno. Considerando che il costruttore della microturbina stima una vita utile di 60000 ore di funzionamento, la previsione è di 8 anni di esercizio dell’impianto. Ovviamente le ore di funzionamento estivo dell’impianto sono inferiori rispetto al caso invernale, essendo le richieste termiche inferiori. Ciò si riflette direttamente nell’andamento dei flussi di cassa dell’impianto, riportati in fig. 5711, in cui si possono notare due flessi all’inizio ed alla fine della mezza stagione. Il complesso dei risultati energetici ed economici nell’esercizio annuale è riportato in tab. 911. 11 I flussi di cassa riportati in figura sono legati al puro esercizio dell’impianto, quindi sono esclusi la defiscalizzazione del combustibile e l’incentivo dei certificati bianchi, i quali sono però inclusi nel conto complessivo del risparmio economico (come riportato nelle corrispondenti tabelle)
08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 14/98 È evidente sia il risparmio energetico (pari a quasi 23 tep) che economico (oltre 28.000 euro). Analizzando l’andamento dei flussi di cassa cumulati (fig. 58), considerando che l’investimento è affrontato interamente dall’utente, si nota che il tempo di ritorno dell’investimento ammonta a meno di 7 anni, mentre il tempo stimato per un guadagno pari alla somma investita ammonta a circa 15 anni. In termini assoluti, per un impianto di cogenerazione di piccola taglia il risultato è buono, ma se rapportato alla vita utile stimata della macchina (8 anni), esso perde di significato. Polisportiva net metering È stata poi valutata la fattibilità del centro sportivo nel caso in cui l’eccesso di energia elettrica prodotta dall’impianto di cogenerazione e immessa nella rete di distribuzione sia remunerata con un net metering 1:1 (ossia sia valorizzata allo stesso prezzo dell’energia acquista da rete). In questo caso l’esercizio dell’impianto è conveniente per un numero di ore superiore (quasi 8000 ore, equivalenti ad una vita utile stimata di 7,5 anni), tanto è vero che le ore in cui l’impianto è spento passano dal 14 % al 9% del totale, mentre le ore a pieno carico passano dal 24% al 27% del totale, come risulta dai dati riportati in tab. 10 e fig. 59. Ciò ovviamente incide anche sui flussi di cassa (vedi fig. 6011), che oltre a presentare valori assoluti ben più elevati (da tab. 1111, il risparmio totale è di quasi 42.000 € contro i quasi 29.000 del caso precedente), hanno anche una crescita più costante nell’arco dell’anno. Per quanto riguarda il risparmio energetico, nonostante le ore di funzionamento siano superiori rispetto al caso precedente, si noti una diminuzione del gas naturale risparmiato (da 22,75 a 19,55 tep). Ciò evidentemente denota l’esercizio dell’ impianto anche in casi in cui la richiesta termica sia inferiore a quanto prodotto dalla macchina (poiché l’esercizio segue un’ottimizzazione economica e non energetica), e, conseguentemente, in parziale dissipazione del calore prodotto. I risultati energetici ed economici del caso ora esaminato sono riportati in tab. 11. Per quanto riguarda l’analisi dell’investimento riportata in fig. 61, la riduzione del tempo di pay back è considerevole, poiché si passa da meno di 7 a 4 anni, ampiamente nei termini della vita utile dell’impianto. 5.2 Albergo Caso base La seconda utenza presa in esame è un albergo da 20000 m3. I carichi dell’utenza nei giorni feriali sono riportati in fig. 62. Si può notare come, rispetto al caso precedente, il carico termico si mantenga su valori elevati solo nel periodo invernale. Nelle altre stagioni è estremamente tempovariante e su valori assoluti molto più bassi. Questo è il motivo per cui si è scelto di valutare un’utenza di dimensioni considerevoli: un albergo di piccole dimensioni avrebbe carichi termici troppo bassi per accoppiarsi correttamente ad una macchina da 170 kW termici, e il risultato economico dell’esercizio dell’impianto di cogenerazione sarebbe sicuramente non positivo. Nonostante ciò, come si può notare dalla ripartizione del carico riportate in tab. 12 e fig. 63, le ore di utilizzo della macchina sono sensibilmente inferiori rispetto al centro sportivo (circa 4000 ore/anno, equivalenti ad una vita utile stimata di 15 anni), e le ore di fermo macchina sono più della metà. Resta positivo il cospicuo numero di ore a pieno carico, pari al 23% del totale. L’impatto sull’andamento dei flussi di cassa è evidente (vedi fig. 64): i flessi in corrispondenza dell’inizio e della fine della mezza stagione sono ben più marcati rispetto al caso precedente. I flessi in corrispondenza dell’inizio e della fine della stagione estiva sono poco evidenti come nel caso precedente. I risultati energetici ed economici del caso ora esaminato sono riportati in tab. 13. Il risultato dell’esercizio annuale porta ad un risparmio, rispetto al caso in cui non sia presente l’impianto di cogenerazione, pari a meno di 15.000 euro, ed un risparmio energetico di poco meno di 11 tep. Passando all’analisi dell’investimento, il tempo di pay back di oltre 13 anni è da considerarsi eccessivo (vedi fig. 65).
08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 15/98 Albergo net metering Nel caso in cui l’energia elettrica prodotta in eccesso venga remunerata con net metering, le ore di esercizio aumentano (sia a carico totale che parziale), come si evidenzia dai dati riportati nella tab. 14 e fig. 66 (oltre 4300 ore/anno, equivalenti ad una vita utile stimata di 14 anni). In termini di andamento dei flussi di cassa riportati in fig. 6711, la riduzione dei flessi non è apprezzabile: resta molto limitato l’esercizio estivo dell’impianto. Come evidenziato in tab. 1511, il risparmio economico aumenta in modo apprezzabile (circa un terzo in più rispetto al caso precedente), ma si assiste ad una riduzione del risparmio energetico. Anche in questo caso la motivazione è legata al parziale esercizio dell’impianto in dissipazione del calore prodotto. La riduzione del tempo di pay back dell’impianto è rimarcabile, ma tale valore resta comunque abbastanza elevato: 9,5 anni (vedi fig. 68). Albergo con 20% di incremento dei costi energetici In questo caso viene valutata l’utenza nel caso in cui si assista ad un incremento dei costi dell’energia elettrica e del gas naturale pari al 20%, cosa che potrebbe rappresentare uno scenario energetico futuro. Le ore di esercizio dell’impianto restano le stesse rispetto al caso base (circa 4000 ore/anno, equivalenti ad una vita utile stimata di 15 anni) ed analogamente anche l’andamento dei flussi di cassa è del tutto simile (vedi fig. 6911). L’esercizio annuo porta ad un risparmio economico superiore di oltre 2000 € rispetto al caso base come, si evidenzia in tab. 1611. Anche per ciò che riguarda l’energia primaria risparmiata, il valore resta allineato con il caso precedente. I tempi di payback restano elevati, oltre i 10 anni (vedi fig. 70). Albergo net metering con 20% di incremento dei costi energetici La combinazione di aumento dei costi energetici e del net metering fa sì che le ore di esercizio dell’impianto crescano in modo considerevole (circa 6900 ore/anno, equivalenti ad una vita utile stimata di 9 anni). In particolare, le ore di esercizio a pieno carico sono più del 50% del totale, e le ore di fermo impianto sono limitate al 21% (vedi tab. 17 e fig. 71). Ciò non si riflette sull’andamento dei flussi di cassa, riportati in fig. 7211, poiché, mentre nel periodo invernale l’impianto tende a funzionare molto spesso a pieno carico, nel periodo estivo, a causa dei carichi termici sensibilmente più bassi, le ore di funzionamento sono molto più limitate e quindi si notano ancora dei flessi marcati in corrispondenza dei cambi di stagione. Il valore assoluto del risparmio annuo è invece considerevole: più che doppio rispetto al caso base, ma in termini energetici la situazione non è affatto positiva (vedi tab. 1811). Infatti è evidente un maggior consumo di energia primaria di oltre 12 tep: tale risultato è legato evidentemente all’esercizio dell’impianto in dissipazione dell’energia termica prodotta per un considerevole numero di ore all’anno. Tale modalità operativa, se ripetuta con sistematicità, vanifica il risparmio energetico ottenuto nelle ore in cui la produzione termica è effettivamente sfruttata dall’utenza. Tale circostanza è legata al minor rendimento elettrico dell’impianto di microgenerazione rispetto ad una centrale di grossa taglia, per cui l’ esercizio di tale impianto si giustifica solo in assetto cogenerativo e non quando viene sfruttata la sola energia elettrica prodotta. L’esercizio economico evidenzia un tempo di ritorno dell’investimento piuttosto buono (4-5 anni), legato ovviamente agli elevati flussi di cassa (vedi fig. 73). 5.3 Centro commerciale Caso base La terza utenza presa in esame è un centro commerciale dal volume di 100.000 m3. L’andamento dei carichi per l’utenza sono riportati in fig. 74. Si può notare come, rispetto ai casi precedenti, il carico termico sia sensibilmente inferiore al carico elettrico (anche nel periodo invernale). Nelle mezze stagioni ed in estate i carichi termici si riducono sensibilmente e sono molto tempovarianti; questo è il motivo per cui si è scelto di valutare un’utenza di grandi dimensioni. Tali aspetti hanno un riflesso negativo sulle effettive ore di utilizzo dell’impianto (circa 3300 ore/anno, equivalenti ad una vita utile stimata di 18 anni), come riportato nella tab. 19 e fig. 75. L’andamento dei flussi di cassa, riportato in fig. 7611 presenta diversi flessi nell’arco dell’anno ed un tratto pressoché piatto in corrispondenza del mese di Agosto. In termini di risparmio energetico si osserva un risultato non certo brillante ma comunque
08000038
Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 16/98
positivo pari a quasi 5 tep di gas naturale risparmiato (vedi tab. 2011). In termini di ritorno
dell’investimento, invece, il risultato non è positivo poiché il tempo di payback è pari a oltre 14 anni,
come riportato in fig. 77.
Centro commerciale net metering
La simulazione dell’esercizio del centro commerciale in net metering presenta esattamente gli stessi
risultati del caso base, poiché non c’è produzione elettrica in eccesso rispetto ai fabbisogni dell’utenza.
Centro commerciale con incremento 20% costi energetici
Incrementando del 20% il costo dell’energia elettrica ed il costo del gas naturale, in termini di ore di
esercizio dell’impianto non si assiste a nessun cambiamento, come riportato in tab. 21 e fig. 78.
L’esercizio porta però ad un incremento del risparmio economico dell’ordine di poco meno del 20%
rispetto al caso base, anche se l’andamento dei flussi di cassa resta del tutto simile (vedi fig. 7911). Ciò
non produce risultati in termini di risparmio energetico (poiché, ovviamente, essendo le ore di esercizio
esattamente le stesse del caso base, sarà identica anche la quantità di combustibile utilizzato). I risultati
energetici ed economici sono riportati in tab. 2211. Grazie all’incremento del risparmio economico annuo
si evidenzia una diminuzione del tempo di pay-back (12 anni), anche se tale valore resta troppo elevato
(vedi fig. 80).
5.4 Considerazioni sui risultati ottenuti
Osservando i risultati delle simulazioni eseguite nell’analisi dei casi studio di fattibilità tecnico
economica, emergono i seguenti aspetti:
• L’andamento temporale dei carichi energetici, ed il rapporto tra carico elettrico e carico termico
è l’aspetto che incide con maggior peso sul risultato economico ed energetico
• In pressoché tutti i casi si riesce a perseguire un risparmio energetico, fino ad un massimo di
quasi 23 tep (polisportiva).
• Il risultato economico non è sempre garantito: con i soli titoli di efficienza energetica come
forma di incentivazione (che pesano sull’esercizio economico con percentuali che generalmente
si attestano intorno al 5%), nei casi analizzati è difficile perseguire un ritorno dell’investimento
attrattivo per l’investitore; i tempi di payback dell’investimento variano in modo significativo; il
migliore dei casi vede un payback di poco superiore ai 4 anni (polisportiva con net metering),
mentre nel peggiore dei casi il payback supera i 14 anni (centro commerciale). In termini di
flussi di cassa annui, il risparmio economico va dai circa 14.000 ai circa 42.000 € a seconda dei
casi.
• Il net metering consente un deciso miglioramento del risultato economico, ma deve
necessariamente essere affiancata ad una gestione dell’impianto ad inseguimento del carico
termico per evitare la diminuzione del risparmio energetico.
• Le proiezioni di incremento di costo del 20% del combustibile e dell’energia elettrica premiano
sempre il risultato economico dell’impianto. È opportuno tener conto del fatto che, per quanto
nell’analisi effettuata l’incremento dei costi energetici è stato considerato uguale per entrambi i
vettori, tale ipotesi vuole essere solo indicativa di un possibile scenario. Non è infatti semplice
legare l’andamento dei costi dell’elettricità a quelli del gas naturale, poiché molti sono i fattori
che influenzano tale legame. Ad esempio, dal 2004 al 2005 le tariffe elettriche sono cresciute
del 3,9% a fronte di un incremento del costo del gas naturale del 7,6%. Al contrario, dal 2005 al
2006 la crescita delle tariffe elettriche è stata del 12,6% a fronte di una crescita del prezzo del
gas naturale pari al 9,3% [15].
• In tutti i casi il payback si ridurrebbe in misura proporzionale all’abbattimento del costo
dell’impianto.08000038 Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 17/98 6 CONCLUSIONI L’attività oggetto del presente documento, ha avuto come finalità quella di supportare il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE), nell’analisi della diffusione della cogenerazione ad alto rendimento in Italia per l’anno 2005, e nella previsione della sua penetrazione all’anno 2020. Relativamente allo stato della cogenerazione ad alto rendimento per l’anno 2005, i principali indicatori relativi agli impianti cogenerativi operanti sul territorio nazionale, vengono presentati in modo organico tramite grafici ad istogramma e mappe nazionali. Per molte grandezze vengono inoltre presentate le variazioni rilevate rispetto l’anno 2004. La stima del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento è stata effettuata con riferimento agli anni 2010, 2015 e 2020, mediante elaborazione dei dati statistici reperibili in letteratura. L’analisi consente di evidenziare le quote di energia termica, elettrica e di nuova potenza installata, per le tecnologie utilizzate e i comparti merceologici considerati. In particolare il potenziale della cogenerazione ad alto rendimento, in termini di energia elettrica producibile al 2020, risulta essere di 72 TWh per lo scenario post Kyoto e di 62 TWh per lo scenario attuale, per una potenza elettrica installata rispettivamente di 14.4 e 12.5 GWe. Il documento include infine alcuni casi di studio di fattibilità tecnico-economica di utenze del terziario adatte ad applicazioni cogenerative. Da tali analisi si evidenziano risultati positivi in termini di risparmio energetico, per quasi tutti i casi considerati. Dal punto di vista economico si evidenza una forte variabilità del risparmio conseguito nell’esercizio della macchina: nel caso migliore le potenzialità dell’impianto sono buone poiché il risparmio economico annuo è di circa 42.000 € che corrispondono ad un pay back period di circa 4 anni, nell’arco della vita dell’impianto. Per quanto riguarda l’analisi di scenari futuri, come il net metering e l’incremento del costo dei vettori energetici, essi portano ad un miglioramento delle performance economiche dell’investimento ma richiedono un’attenta gestione energetica dell’impianto. In appendice A è riportata l’analisi dello stato dell’arte e del trend evolutivo delle microturbine a gas e dei micro-cogeneratori con motori a combustione interna, tecnologie ormai mature dal punto di vista tecnologico, ma il cui mercato in Italia stenta a “decollare”, perché non è ancora entrata in vigore una politica di incentivazione in grado di sostenerlo in modo consistente.
08000038
Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 18/98
BIBLIOGRAFIA
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[2] G. Dell’Olio – Cogenerazione in Italia. Power Technology. GSE (2007)
[3] Statistica dei dati storici di produzione e potenza installata in Italia. TERNA. www.terna.it
[4] AIRU - Relazione accompagnatoria Annuario 2006. www.airu.it
[5] Statistiche nazionali ISTAT. www.istat.it
[6] Costruttori di micro-turbine:
- Turbec. www.turbec.com
- Bowman. www.bowmanpower.co.uk
- Capstone. www.capstoneturbine.com
- Wilson Turbopower. www.wilsonturbopower.com
[7] Costruttori di piccoli motori:
Senertec. www.senertec.de
[8] Cogeneration & on site power production. www.cossp.com
[9] Diesel and Gas Turbine worldwide. www.dieselgasturbine.com
[10] Altri siti di carattere generale nel campo dell’energia consultati:
http://company.ingersollrand.com
www.eere.energy.gov/de/
www.distributedenergy.com
www.cogen.org/cogen-challenge/index.htm
[11] Capozza et. all. – Contributo all’applicazione della Direttiva europea sulla certificazione
energetica degli edifici. Stato dell’arte ed indagini sull’illuminazione nel settore terziario e
indagini su prestazioni di sistemi di riscaldamento. CESI RICERCA, rapporto 07003769 (2008)
[12] E. Tassi, F. Begnis – Indagine sulle potenzialità del teleriscaldamento a livello nazionale. CESI,
rapporto A5-056782 (2005)
[13] Macchi et all. - La microgenerazione a gas naturale. Polipress (2005)
[14] The Future of CHP in the European market. The European cogeneration study - Future COGEN
(2001)
[15] Autorità per l’energia elettrica e il gas, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività
svolta, 200708000038
Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 19/98
TABELLE
Macro - Comparto Comparto
AGRICOLTURA
Siderurgica
Metalli non ferrosi
Chimica (incluse fibre)
- Estrazione da cava
- Ceramica e vetro
Manifatturiera di base Materiali da costruzione - Cemento, calce e gesso
- Laterizi
- Manufatti in cemento
- Altre lavorazioni
Carta ed editoria
Alimentare
- Tessile
Tessile ed abbigliamento - Vestiario ed abbigliam.
- Pelli e cuoio
INDUSTRIA - Calzature
Meccanica (incluse
Manifatturiera non di base apparecchiature elettriche)
Mezzi di trasporto (incluso
trasporto terrestre)
Plastica gomma (inclusi
articoli materie Plastici)
Legno e mobilio
Altre manifatturiere
Costruzioni
- Estrazione combustibili
Energia ed acqua - Raffinerie e cockerie
- Elettricità e gas
- Acquedotti
Trasporti
Comunicazioni
Commercio
Servizi vendibili Alberghi, bar e ristoranti
TERZIARIO Credito ed assicurazioni
Altri servizi vendibili
Pubblica amministrazione
Servizi non vendibili Illuminazione pubblica
Altri servizi non vendibili
DOMESTICO
Tab. 1 – Elenco dei settori merceologici considerati nel presente studio08000038
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Tab. 2 – Trend storico e previsione al 2020 dei consumi di energia elettrica per settore merceologico (TWh)08000038
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Tab. 2 (continua) – Trend storico e previsione al 2020 dei consumi di energia elettrica per settore merceologico (TWh)08000038
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Tab. 2 (continua) – Trend storico e previsione al 2020 dei consumi di energia elettrica per settore merceologico (TWh)08000038
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Tab. 2 (continua) – Trend storico e previsione al 2020 dei consumi di energia elettrica per settore merceologico (TWh)08000038
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N° Sigla Descrizione tecnologia
1 CIC Motori a combustione interna
2 MTC Microturbine
3 TGC Turbine a gas
4 CCC Cicli combinati
5 CPC Turbine a vapore in contro-pressione
6 CSC Turbine a vapore con spillamento e condens.
7 Stirling Motori Stirling
8 Biomasse Biomasse
Tab. 3 – Elenco delle tecnologie considerate nell’analisi del potenziale della cogenerazione ad alto
rendimento
Nota. Per tecnologia a biomasse intendiamo impianti di generazione termoelettrici che adottano le
tecnologie precedenti ma impiegano la biomasse quale combustibile.
2005 CIC MTC TGC CCC CPC CSC Biomassa Stirling
η el 35 30 30 45 15 22.5 16 10
η th 43 45 45 33.5 68 56.5 70 71
η totale 78 75 75 78.5 83 79 86 81
(E/T)k 0.814 0.667 0.667 1.343 0.221 0.398 0.229 0.141
PES 14.96 12.30 10.34 18.66 8.31 10.36 25.86 0.23
2010 CIC MTC TGC CCC CPC CSC Biomassa Stirling
η el 36 31 32 45.5 16.5 22.8 16.2 12
η th 43 45 45 33.5 68 57.3 70 71
η totale 79 76 77 79 84.5 80.1 86.2 83
(E/T)k 0.837 0.689 0.711 1.358 0.243 0.398 0.231 0.169
PES 16.37 13.91 11.12 19.28 10.97 11.58 26.18 4.31
2015 CIC MTC TGC CCC CPC CSC Biomassa Stirling
η el 37.5 32 33 46.2 16.5 23 16.5 14
η th 43 45 45 33.5 68 57.3 70 71
η totale 80.5 77 78 79.7 84.5 80.3 86.5 85
(E/T)k 0.872 0.711 0.733 1.379 0.243 0.401 0.236 0.197
PES 18.42 15.46 12.64 20.14 10.97 11.92 26.66 8.06
2020 CIC MTC TGC CCC CPC CSC Biomassa Stirling
η el 39 33 35 47 16.5 23.5 17 16
η th 43 45 45 33.5 68 57.3 70 71
η totale 82 78 80 80.5 84.5 80.8 87 87
(E/T)k 0.907 0.733 0.778 1.403 0.243 0.410 0.243 0.225
PES 20.36 16.96 15.52 21.10 10.97 12.74 27.45 11.53
Tab. 4 – Valori dei rapporti (E/T)k assunti per le diverse tecnologie per gli anni 2005, 2010, 2015 e
2020. In evidenza anche i valori dei rendimenti elettrici, termici, rendimenti totali e il valore calcolato
del PES.08000038
Rapporto SSG Sistemi di Generazione Pag. 25/98
CIC MTC TGC CCC CPC CSC Biomassa Stirling
η el rif 0.525 0.525 0.525 0.525 0.480 0.480 0.350 0.525
η th rif 0.900 0.900 0.900 0.900 0.890 0.890 0.800 0.900
p 0.955 0.8925 0.975 1 0.975 0.975 0.965 0.8925
Tab. 5 – Valori assunti per i rendimenti elettrici e termici di riferimento e per i coefficienti correttivi
relativi alle perdite di rete.
Anno Settore E th Ee P th Pe T/E
(TWh) (TWh) (MW) (MW)
Industria 36.98 37.6 7434 7496 0.984
2005 Terziario 1.3 1.47 283 313 0.884
Totale 38.28 39.07 7717 7809 0.980
Industria 40.2 40.91 8035 8158 0.983
2010 Terziario 1.48 1.54 297 306 0.961
Totale 41.68 42.45 8332 8464 0.982
Industria 45.2 48.4 9062 9684 0.934
2015 Terziario 2.72 2.7 561 548 1.007
Totale 47.92 51.1 9623 10232 0.938
Industria 52.8 57.9 10619 11613 0.912
2020 Terziario 4.18 4.15 878 850 1.007
Totale 56.98 62.05 11497 12463 0.918
Tab. 6 - Scenario attuale: valori di energia prodotta annua, potenza installata, rapporto T/E medio,
calcolati per gli impianti di cogenerazione (periodo 2005 ÷ 2020)12.
Anno Settore E th Ee P th Pe T/E
(TWh) (TWh) (MW) (MW)
Industria 40.71 41.35 8139 8248 0.985
2010 Terziario 1.5 1.55 302 310 0.968
Totale 42.21 42.9 8441 8558 0.984
Industria 48.12 51.3 9662 10270 0.938
2015 Terziario 2.94 2.88 616 587 1.021
Totale 51.06 54.18 10278 10857 0.942
Industria 60.92 67.19 12278 13496 0.907
2020 Terziario 5.13 4.55 1116 943 1.127
Totale 66.05 71.74 13394 14439 0.921
Tab. 7 - Scenario post Kyoto: valori di energia prodotta annua, potenza installata, rapporto T/E medio,
calcolati per gli impianti di cogenerazione (periodo 2010 ÷ 2020)
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Si ipotizza per gli impianti un utilizzo medio di 4600 ÷ 5000 ore/anno, in entrambi gli scenari a seconda delle
tecnologie.Puoi anche leggere
