Calcolo del numero di certificati bianch

Alla conclusione delle simulazioni di produzione per i vari mesi dell’anno oltre che alla definizione del risparmio di gas naturale consumato, anidride carbonica e differenza di energia elettrica prodotta rispetto all’ attuale assetto della centrale, si è quindi giunti a determinare i quantitativi di energia termica ed elettrica che si prevede la nuova unità cogenerativa produrrà nell’arco di un anno solare nell’ orizzonte temporale di interesse per l’analisi economica. Oltre a questi due fattori è stato possibile determinare anche l’energia termica sotto forma di combustibile (PCI = 9,77 MWh/Sm3 determinato in condizioni ISO standard) utilizzata per produrre questi due vettori energetici.

La definizione di questi tre parametri è necessaria per il calcolo del PES (primary energy saving) e la definizione del numero di certificati bianchi, come illustrato nel primo capitolo: 𝑃𝐸𝑆 = 1 −_{𝐶𝐻𝑃 𝐻𝜂}1 𝑅𝐸𝐹 𝐻𝜂 +𝐶𝐻𝑃 𝐸𝜂𝑅𝐸𝐹 𝐸𝜂 ∗ 100% (1.8) Dove: 𝐶𝐻𝑃 𝐻𝜂 = 𝐻@˜? 𝐹_{@˜? rssp} 𝐶𝐻𝑃 𝐸𝜂 = 𝐸_@˜? 𝐹_{@˜? rssp}

L’energia totale elettrica nel periodo di rendicontazione (𝐸_@˜? 𝑀𝑊ℎ)è data dalla somma dell’energia elettrica lorda, inclusa quella prodotta duranti i transitori e compresi tutti gli ausiliari che concorrono alla produzione/preparazione del combustibile destinato alla produzione di energia. Perciò, in questa computazione è compreso il 6,4% dell’energia elttrica lorda prodotta destinato per sistemi ausiliari ed autoconsumi.

La definizione dell’ energia termica utile cogenerata (𝐻_@˜? 𝑀𝑊ℎ) si basa su due principi fondamentali:

- per poter qualificare l’energia termica come calore cogenerato, essa deve essere prodotta in combinazione con la produzione di energia elettrica/meccanica CHP nel periodo di rendicontazione.

- per poter qualificare l’energia termica come calore utile, essa deve essere effettivamente fornita a scopi utili a un’utenza o a un processo industriale nel periodo di rendicontazione.

In questo computo non rientra perciò l’energia termica non utile, ovvero la quota di energia dispersa tramite l’utilizzo dell’elettro-dissipatore durante i mesi estivi. Inoltre non è

nemmeno conteggiata l’energia termica prodotta dal sistema di post-combustione in quanto non è prodotta in combinazione con la produzione di energia elettrica/meccanica.

Con energia di alimentazione (𝐸_`K78 𝑀𝑊ℎ) si intende l’energia termica di alimentazione immessa nell’unità al netto degli eventuali apporti di energia provenienti da fonti esterne all’unità, utilizzate per produrre energia termica utile non cogenerata. Perciò, anche in questo caso, non rientra il combustibile di alimentazione del post-combustore.

Risulta quindi che il contributo del post-combustore viene eliminato sia in termini di 𝐹_@˜? quindi di consumo di combustibile, sia in termini di calore utile cogenerato 𝐻_@˜?.

Per quanto riguarda il primo contributo, esso sarà quantificabile grazie all’apposito contatore del gas naturale in ingresso a tale componente e la relativa informazione sul suo potere calorifico. Nella simulazione in esame il suo consumo è stato definito pari al contributo di energia termica apportato da questo componente, visto che come detto l’intera energia del combustibile bruciato viene trasferita ai gas combusti entranti nella caldaia a recupero tramite fiamma diretta.

Per quanto riguarda invece l’apporto dell’ energia utile non CHP 𝐻_sps@˜? all’impianto di cogenerazione, essa è calcolata secondo la formula definita nell’appendice B delle linee guida alla cogenreazione del GSE:

𝐻_sps@˜? = 𝐹_spsLFu˜ ∗ 𝜼_{𝒄𝒂𝒍𝒅𝒂𝒊𝒂 𝒂 𝒓𝒆𝒄𝒖𝒑𝒆𝒓𝒐} (4.10) Dove il rendimento della caldaia a recupero è dato dal rapporto tra la differenza di

temperatura tra i gas in entrata ed i gas in uscita dalla caldaia e la differenza di temperatura tra il gas in entrata nella caldaia e la temperatura ambiente. Essendo un parametro di complessa determinazione nel modello in precedenza illustrato, avendo come parametro la temperatura di ora per ora delle varie giornate analizzate, studiando i risultati delle

simulazioni condotte nel capitolo 2 e gli scenari disponibili di thermoflex si è ragionevolmente imposto tale rendimento costante tutto l’anno al 92%. Per questa

definizione del rendimento si è imposta una temperatura ambiente pari a 11,315 °C, ovvero la temperatura media annuale utilizzata per la Lombardia per il calcolo della correzione del rendimento elettrico di riferimento, come si vedrà tra poco.

Per quanto riguarda il rendimento di riferimento per la produzione di energia elettrica separata, come illustrato nella figura 1.2 del primo capitolo, il valore di partenza è del 53% relativo a impianti alimentati con combustibili gassosi.

A questo valore di rendimento elettrico va attuata una prima correzione relativa alla fascia climatica in cui si trova l’impianto. Infatti, i valori di rendimento di riferimento, riferiti ad una temperatura ambiente di 15°C, devono essere corretti in funzione della temperatura media annuale della zona climatica in cui è installata l’unità di cogenerazione.

Come visto per il calcolo dell’efficienza della caldaia, per la Lombardi la temperatura media annua è pari a 11315 °C, a cui corrisponde un fattore di correzione in punti percentuali pari a +0,369%.

99 elettrica e riconosce ai cogeneratori un vantaggio derivante dal conseguimento di minori perdite di rete.

In particolare per la centrale di Linate il livello di tensione alla quale l’impianto è allacciato alla rete è pari a 23 kV. Come era riportato in figura 1.4 tale fattore di

correzione, per il range di nostro interesse tra 12 e 50 kV, assume un valore di 0,935 nel caso in cui la corrente sia destinata ad un utilizzo all’esterno del sito, mentre per la corrente utilizzata all’interno del sito il suo valore è pari a 0,914. A questo secondo coefficiente è quindi legato il 6,4% di della produzione elettrica totale destinata ai consumi interni della centrale.

Il valore globale del fattore F2 è quindi pari a:

𝐹_x = 0,936 ∗ 0,935 + 0,064 ∗ 0,914 = 0,934

Applicando entrambe le correzioni il rendimento di riferimento per la produzione di energia elettrica separata risulta essere pari a:

𝑅𝐸𝐹 𝐸𝜂 = 53% + 0,369% ∗ 0,934 = 49,83%

Per riguarda il rendimento di riferimento per la produzione separata di calore 𝑅𝐸𝐹 𝐻𝜂 il suo valore per sistemi di produzione alimentati a gas naturale, destinata alla produzione di acqua calda è pari al 92%, come era stato evidenziato in figura 1.3.

Si può a questo punto procedere con il calcolo del PES, si riportano di seguito i dati ottenuti dalle simulazioni di produzione annuale della nuova unità cogenerativa escluso il post-combustore:

𝐻_@˜?•c = 55031,8 𝑀𝑊ℎ 𝐸_@˜?•c = 60811,1 𝑀𝑊ℎ 𝐹_@˜?•c= 130270,6 𝑀𝑊ℎ

Si nota che il rapporto energia elettrica su energia termica è un po’ più alto di quanto ci si aspettava, poiché in condizioni di funzionamento estivo una parte del calore è dissipato e non rientra quindi nel conteggio per il calcolo del calore utile 𝐻_@˜?.

Per lo scenario più conservativo i risultati sono i seguenti: 𝐻_@˜?,•x= 55031,8 𝑀𝑊ℎ

𝐸@˜? = 60811,1 𝑀𝑊ℎ

𝐹_@˜?,•x = 132929,2 𝑀𝑊ℎ

Risulta quindi che a parità di energia termica ed elettrica prodotta aumentano i consumi di combustibile.

Utilizzando i rendimenti di riferimento per la produzione di energia separata si ottiene quindi:

𝑃𝐸𝑆_•c = 28,36% 𝑃𝐸𝑆_•x = 26,90%

In entrambi i casi il valore del Primary Energy Saving risulta essere ampiamente maggiore del 10%, valore soglia per accedere agli incentivi dedicati agli impianti cogenerativi ad alto rendimento.

Il secondo parametro da determinare per garantirsi l’accesso al sistema di incentivazione è il rendimento totale calcolato per le produzioni e consumo nell’anno di rendicontazione che deve essere almeno pari al 75%, il quale risulta essere:

𝜂_EpE,•c = 88,92 % 𝜂EpE,•x = 87,15 %

Il numero di certificati bianchi ottenibili è commisurato al risparmio di energia primaria realizzato nell’anno in questione, calcolato come segue:

𝑅𝐼𝑆𝑃 = 9ÓÚ:

d90 9/+ ˜ÓÚ:

d90 ˜/− 𝐹@˜? (4.11)

Per i due scenari si ottiene:

𝑅𝐼𝑆𝑃_•c = 51567,85 𝑀𝑊ℎ 𝑅𝐼𝑆𝑃_•x = 48918,27 𝑀𝑊ℎ

L’entità del risparmio conseguito dall’ unità di cogenerazione è convertito in Certificati Bianchi (C.B) o Titoli di Efficienza Energetica (TEE) che sono titoli negoziabili che certificano i risparmi energetici conseguiti negli usi finali di energia, realizzando interventi di incremento dell’efficienza energetica.

È possibile quantificarne il loro numero tramite la formula:

𝐶𝐵 = 𝑅𝐼𝑆𝑃 ∗ 0,086 ∗ 𝐾 (4.12) Dove:

- C.B. è il numero di certificati bianchi. Il valore del C.B è quello fissato dall’ ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente), vigente al momento dell’entrata in esercizio dell’unità e costante per tutta la durata del periodo di incentivazione.

101 • K=1,3 per le quote di potenza superiore ad 1 MWe e fino a 10 MWe Questi primi due valore di K sono quelli che sono stato adoperati ai fini del calcolo del numero di certificati bianchi per la nuova unità. Valori di K decrescenti corrispondo a quote di potenza maggiori fino ad arrivare ad un valore di K=1 per potenze sopra i 100 MWe.

Il valore di potenza da utilizzare per il calcolo del coefficiente di armonizzazione è quello rilevato durante il periodo di rendicontazione e calcolato come il rapporto tra l’energia elettrica erogata e il numero delle ore di marcia. Il risultato delle simulazioni condotte ha portato ad ottenere un valore di potenza pari a 7,54 MWe. Ciò significa che le condizioni medie di carico elettrico del motore durante un anno sono pari a circa il 75% della potenza nominale.

Si è proceduto quindi al calcolo di K come:

𝐾 =1,4 ∗ 1 + 1,3 ∗ 6,54

7,54 = 1,31

A cui corrisponde un numero di certificati bianchi pari a: 𝐶𝐵_𝑠1 = 5825

𝐶𝐵•x = 5524

Come detto, i CB sono titoli negoziabili e perciò il loro valore è soggetto ad inevitabili oscillazioni di mercato. Il valore a cui si attestano tali titoli negli ultimi mesi analizzati del 2019 (maggio-giugno-luglio) è di circa 250€ a seguito dell’entrata in vigore del “DM 10 maggio 2018” il cosiddetto “decreto correttivo” del meccanismo dei certificati bianchi. L’intento del provvedimento era di invertire le dinamiche che si erano create nei mesi precedenti sul mercato dei TEE, che avevano portato a prezzi record vicini ai 500 €/TEE. Si era infatti creato uno squilibrio tra domanda e offerta che si è puntato a risolvere dando respiro alla domanda e stimolo all’offerta.

Il nuovo decreto ha fissato una soglia massima di 260 €/TEE sul contributo tariffario, volta a calmierare i prezzi, dato che la misura spinge i distributori a non comprare oltre tale limite.

Nel proseguo dell’analisi economica tale valore è stato fatto oscillare tra i 200€ e 300€ in modo do condurre analisi di sensitività sull’effetto di tale parametro sugli indicatori economici dell’investimento. Infatti è possibile che entrino in vigore nei prossimi anni nuovi decreti e/o logiche di mercati differenti per i CB.

Possono accedere al meccanismo dei certificati bianchi le unità di cogenerazione riconosciute CAR, per un periodo di dieci anni solari, a decorrere dal primo gennaio dell’anno successivo all’ entrata in esercizio. Essendo prevista l’installazione del nuovo gruppo cogenerativo presso la centrale di Linate nel prossimo anno, e supposto l’inizio del

suo funzionamento dal 1 gennaio 2021, sarà quindi possibile accedere a tale meccanismo di incentivazione a partire dal 2022 e per i successivi 10 anni.