3.3 L’offerta di energia
3.3.1 La cogenerazione di energia elettrica e calore
3.3.1 La cogenerazione di energia elettrica e calore
La cogenerazione di energia elettrica e calore in Italia nel periodo 2000-2005 ha visto un consistente aumento della potenza elettrica efficiente lorda degli impianti (+50%), arrivata nel 2005 a 18.296 MW, che rappresenta circa il 28% del parco termoelettrico totale (tabella 3.33).
La tipologia d’impianto che ha contribuito maggiormente a tale incremento è rappresentata dagli impianti a ciclo combinato, che hanno sostanzialmente raddoppiato la potenza efficiente nel periodo in esame, arrivando a rappresentare il 69% del totale. Aumentati anche gli impianti a combustione interna e a turbina a gas, mentre si registra una leggera diminuzione degli impianti a vapore, sia a contropressione che a spillamento, indicando quindi una tendenza alla loro graduale sostituzione con le altre tecnologie.
45 Tabella 3.33 - Potenza elettrica efficiente lorda degli impianti termoelettrici con produzione combinata di energia elettrica e calore in Italia. Anni 2000-2005 (MW)
tipologia di impianto/anno 2000 2001 2002 2003 2004 2005 combustione interna
(CIC) 425 434 475 511 574 633
turbine a gas (TGC) 882 870 872 878 1.028 1.024
cicli combinato (CCC) 6.344 6.767 6.831 7.314 9.437 12.555 vapore a contropressione 2.021 2.006 2.014 1.958 1.969 1.888 vapore a condensatore
con spillamento 2.545 2.320 2.331 2.448 2.236 2.196
totale 12.218 12.398 12.524 13.019 15.245 18.296
Fonte: Terna
I dati di produzione del parco cogenerativo italiano nel periodo in esame vengono riportati in tabella 3.34. Il dato generale di produzione di energia elettrica è coerente con il dato di potenza installata, con un aumento nel quinquennio del 57%, arrivando al 2005 al valore di 94 TWh, che rappresenta il 37% della produzione termoelettrica italiana.
Del tutto anomalo risulta invece il dato di produzione di calore nel quinquennio, che risulta in diminuzione (8%) arrivando del 2005 a 4,6 Mtep. Per analizzare meglio una tale paradossale situazione si possono prendere in esame alcuni parametri quale l’efficienza elettrica degli impianti ed il loro utilizzo totale del combustibile. Il dato aggregato sull’intero parco rivela un valore di efficienza elettrica crescente che arriva nel 2005 al 38%, mentre l’efficienza nell’utilizzo complessivo del combustibile ha una tendenza alla diminuzione, con il valore al 2005 del 60%. Analizzando nel dettaglio il dato disaggregato per tipologia di impianto si vede che, per tutte le tipologie, è in atto una tendenza all’aumento dell’efficienza elettrica ed a una diminuzione dell’utilizzo complessivo del combustibile, quindi con un minore utilizzo dell’energia per calore; in particolare risalta la situazione del ciclo combinato, in cui l’efficienza elettrica media risulta del 46%, con un utilizzo complessivo del combustibile del 57%. Tali dati sono da mettere a confronto con le caratteristiche tecniche di un impianto cogenerativo a ciclo combinato nuovo, con efficienze elettriche superiori al 50% e utilizzo superiore all’80%.
46 Tabella 3.34 - Produzione da impianti di cogenerazione in Italia. Anni 2000-2005
tipologia di impianto/anno 2000 2001 2002 2003 2004 2005 combustione interna (CIC)
produzione elettrica lorda (GWh) 1.361 1.392 1.572 1.710 1.919 2.258
calore utile (kTep) 147 157 150 161 158 156
consumo combustibile (kTep) 348 358 385 417 455 542
efficienza elettrica 34% 33% 35% 35% 36% 36%
efficienza utilizzo totale
combustibile 76% 77% 74% 74% 71% 65%
turbine a gas (TGC)
produzione elettrica lorda (GWh) 4.962 4.903 4.856 4.895 5.387 6.077
calore utile (kTep) 665 758 766 746 724 655
consumo combustibile (kTep) 1.412 1.490 1.507 1.497 1.604 1.692
efficienza elettrica 30% 28% 28% 28% 29% 31%
efficienza utilizzo totale combustibile 77% 79% 79% 78% 74% 70%
cicli combinato (CCC)
produzione elettrica lorda (GWh) 36.967 43.219 47.972 49.646 61.287 72.671
calore utile (kTep) 842 845 845 1.092 1.089 1.468
consumo combustibile (kTep) 7.446 8.851 9.477 9.714 12.924 13.628
efficienza elettrica 43% 42% 44% 44% 41% 46%
efficienza utilizzo totale combustibile 54% 52% 52% 55% 49% 57%
vapore a contropressione
produzione elettrica lorda (GWh) 6.116 5.643 5.681 5.454 5.414 5.343 calore utile (kTep) 2.110 1.850 1.882 1.765 1.522 1.405 consumo combustibile (kTep) 3.048 2.714 2.741 2.557 2.465 2.374
efficienza elettrica 17% 18% 18% 18% 19% 19%
efficienza utilizzo totale combustibile 86% 86% 86% 87% 81% 79%
vapore a condensatore con
spillamento
produzione elettrica lorda (GWh) 10.694 10.184 10.068 10.185 9.121 8.076
calore utile (kTep) 1.251 1.227 1.077 1.213 1.035 927
consumo combustibile (kTep) 3.754 3.620 3.441 3.564 3.236 2.968
efficienza elettrica 24% 24% 25% 25% 24% 23%
efficienza utilizzo totale combustibile 58% 58% 56% 59% 56% 55%
totale
produzione elettrica lorda (GWh)
60.100 65.341 70.148 71.892 83.129 94.426 calore utile (kTep) 5.015 4.837 4.721 4.977 4.527 4.611 consumo combustibile (kTep) 16.009 17.033 17.552 17.750 20.685 21.206
efficienza elettrica 32% 33% 34% 35% 35% 38%
efficienza utilizzo totale combustibile 64% 61% 61% 63% 56% 60%
Fonte : elaborazioni su dati Terna - efficienza calcolata sul potere calorifico inferiore del combustibile e sulla produzione lorda
L’interpretazione di questi dati è che i meccanismi di incentivazione della cogenerazione, il CIP6 e i Certificati Verdi, nati tra l’altro per l’incentivazione delle fonti rinnovabili e attributi anche alle cosiddette fonti assimilate, hanno privilegiato eccessivamente la produzione di energia elettrica a scapito del calore fornito, rendendo conveniente quindi l’utilizzo di impianti di grosse dimensioni, a rendimento elettrico elevato, ma con utenze calore limitate.
Tale parco cogenerativo fornisce utenze calore industriale ed in misura minore civili, raggiunte capillarmente sul territorio da sistemi di teleriscaldamento. La situazione al 2005 del teleriscaldamento urbano è rappresentata in tabella 3.35. Si può notare come la quota di energia elettrica prodotta sia pari al 5,6% dell’intera cogenerazione, mentre il calore prodotto sia il 10,4 % del totale cogenerativo. La potenza elettrica installata rappresenta il 7,4% del parco cogenerativo complessivo. Si noti inoltre il valore dell’efficienza complessiva dell’utilizzo
47 del combustibile 63,4%, che risulta leggermente più elevata della media. Il valore delle ore di utilizzo elettrico annuo di 3.907 ore indica un prevalente utilizzo delle centrali cogenerative con teleriscaldamento non solo per il periodo invernale ma anche per produzione di acqua calda sanitaria per tutto l’anno; dato il relativo ridotto carico termico, ne consegue che al di fuori del periodo invernale la produzione diventa prevalentemente elettrica, con il relativo abbassamento della percentuale di utilizzo complessivo dell’energia primaria. Si noti inoltre che il 26% dell’energia termica immessa in reti di teleriscaldamento proviene da impianti non cogenerativi o da caldaie di integrazione: il 17% dell’energia termica proviene da produzioni di fonti considerate attualmente come rinnovabili, quali biomassa, rifiuti urbani, geotermia, residui termici di cicli industriali. Le reti di teleriscaldamento hanno una perdita complessiva di energia termica pari al 10,5 % dell’energia immessa.
Tabella 3.35 - Principali dati relativi al cogenerazione con teleriscaldamento urbano
energia elettrica lorda prodotta (GWh) 5.325 calore fornito alla rete di teleriscaldamento (GWh) 6.257
di cui
da produzione cogenerative con combustibili fossili 3.543 (57%) da produzione semplice con combustibili fossili 1.647 (26%) Da produzione con fonti rinnovabili (biomassa, rifiuti, geotermia, recuperi industriali) 1.068 (17%) energia termica fornita all’utenza (GWh) 5.496 energia frigorifera fornita all’utenza (GWh) 102 perdite percentuali sulla rete di teleriscaldamento 10,5%
energia primaria utilizzata (GWh) 17.221
efficienza elettrica 31%
efficienza utilizzo totale dell’energia primaria 63,4%
potenza elettrica complessiva (MW) 1.363
ore utilizzo elettrico (ore/anno) 3.907
potenza termica complessiva in centrale (MW) 4.313 potenza termica massima immessa in rete (MW) 3.035 potenza termica impegnata presso utenza (MW) 5.054
volumetria edifici riscaldati (milioni m3) 155,6
Fonte: elaborazioni da dati AIRU
Normativa e meccanismi incentivanti
La cogenerazione in Italia è stata fortemente sostenuta nel decennio scorso con il provvedimento CIP 6/1992 che ha fissato le tariffe di cessione dell’energia elettrica alla rete da parte degli impianti assimilati alle fonti rinnovabili, in grado cioè di soddisfare un requisito di efficienza minima fissato nell’indice energetico IEN. Lo IEN rappresentava, in sintesi, un indicatore del rendimento complessivo di trasformazione dell’energia primaria in energia termica ed elettrica nell’impianto, che doveva essere superiore al 51% per considerare l’impianto cogenerativo ed avere di conseguenza diritto alla stipula di una convenzione di cessione dell’energia elettrica a prezzi stabiliti, con una componente di incentivo nei primi 8 anni di funzionamento. La formula usata per il calcolo dell’IEN privilegiava eccessivamente la produzione di elettricità, tanto che con un rendimento superiore al 51% si poteva arrivare anche ad evitare la produzione di calore; non erano previsti aggiornamenti dei parametri di calcolo in relazione ai miglioramenti delle tecnologie non cogenerative di riferimento.
A seguito della grande quantità di nuova capacità offerta, il regime tariffario CIP6 è stato ristretto ad un numero limitato di impianti nel 1995, con l’esclusione di un elevato numero di progetti di cogenerazione. Complessivamente il provvedimento ha promosso 5.452 MW di nuovi impianti cogenerativi, 2.518 MW dei quali sono stati realizzati nell’ambito degli Accordi
48 Quadro del 1991 con Fiat, Sondel, Edison ed Ilva. A fronte di questi, che oggi sono stati realizzati pressoché per intero, vi sono stati altri 7430 MW di impianti dichiarati ammissibili, ma non accettati alla stipula della convenzione con Enel e quindi esclusi dal regime tariffario CIP6 e, di conseguenza, non realizzati.
Per costruire questi impianti, alcuni dei quali anche piuttosto innovativi come gli impianti alimentati con il tar di raffineria gassificato, è stato necessario un decennio, con un impegno finanziario rilevante per il sistema elettrico nazionale, superiore ai 9.000 miliardi di lire 1997.
Con il nuovo corso avviato con il decreto 79/99 nel settore elettrico, la cogenerazione ha visto ridursi lo spazio di incentivazione: mentre per le fonti rinnovabili è stato creato un mercato di nicchia con i certificati verdi, l’unico beneficio di cui possono godere gli impianti cogenerativi è la priorità di dispacciamento, vale a dire la certezza di non essere esclusi dalla cessione a motivo di congestioni sulla rete di trasmissione, e l’esclusione dall’onere di copertura del 2%
dell’offerta con produzione da fonte rinnovabile. Inoltre, gli impianti connessi alla rete di distribuzione in media e bassa tensione possono beneficiare della riduzione del corrispettivo di trasmissione secondo quanto sancito dal Testo Integrato alla delibera numero 228/2001 dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas, in virtù delle minori perdite causate sulla rete. Il vantaggio competitivo rispetto all’acquisto dell’energia elettrica dalla rete è dunque implicito alla nuova struttura tariffaria e deve essere valutato caso per caso, in considerazione che i nuovi parametri per la definizione di “cogenerazione” fissati dall’Autorità con la delibera 42/02 richiedono un effettivo utilizzo dell’energia termica, senza il quale l’Indice di Risparmio Energetico (IRE) non raggiunge i livelli minimi richiesti (5% per impianti esistenti, 10% per impianti nuovi). La delibera stabilisce tra l’altro un aggiornamento ogni tre anni dei parametri di riferimento necessari per il calcolo, per poter tener conto degli eventuali miglioramenti tecnologici delle tecnologie non cogenerative di confronto.
La legge 239/04 ha dato diritto all’emissione di certificati verdi agli impianti di cogenerazione con teleriscaldamento (art. 1 comma 71). La stessa legge (art. 1, commi 85 e 86) stabilisce regimi autorizzativi semplificati per impianti cogenerativi inferiori ad 1 MW elettrico.
Da citare ancora come riferimento legislativo la Direttiva Europea 2004/8, di cui si è in attesa del decreto attuativo; la direttiva punta alla promozione della cogenerazione ad alto rendimento attraverso strumenti quali: criteri comuni per il calcolo del rendimento, la garanzia di origine dell’elettricità, regimi di sostegno, semplificazioni autorizzative per la piccola cogenerazione. Nel calcolo del risparmio ottenibile, la direttiva considera il PES (Primary Energy Saving) che differisce dall’IRE della delibera AEGG soprattutto nella definizione di energia elettrica prodotta: se il rendimento complessivo è superiore al 80% per i cicli combinati ed al 75% per le altre tecnologie, viene considerata l’energia elettrica effettivamente prodotta, altrimenti si considera un valore ridotto calcolato rispetto al calore fornito. Questa metodologia di calcolo privilegia quindi la cogenerazione ad alto rendimento.
La situazione italiana aggiornata da Terna al 2004, è tale che solo il 48% della potenza del parco cogenerativo soddisfa i criteri della delibera 42/02; solo quindi per tali impianti l’indice di risparmio energetico risulta superiore al 5%. Anche dai dati aggregati di produzione si può evincere come la cogenerazione in Italia stia perdendo margini di convenienza rispetto ad un parco di produzione termoelettrico non cogenerativo in rapido rinnovamento e con efficienze crescenti.
La prospettiva di un ulteriore sviluppo della cogenerazione non può che passare attraverso la realizzazione di impianti cogenerativi ad elevato rendimento totale e quindi con un pieno utilizzo del calore prodotto, seguendo l’indicazione della direttiva europea. In tabella 3.36 si riportano i valori di riferimento delle migliori tecnologie disponibili attualmente.
49 Tabella 3.36 - Rendimento associato all’impiego delle BAT (Best Available Technologies) negli impianti di combustione alimentati a gas di potenza > 50 MW
Rendimento elettrico (%) Grado di utilizzazione del combustibile(%) Tipo di impianto
Impianti nuovi Impianti esistenti Impianti nuovi ed esistenti Turbina a gas
Turbina a gas 36 – 40 32 – 35 -
Motore a gas
Motore a gas 38 – 45 -
Motore a gas con HRSG in modalità CHP >38 >35 75 – 85 Caldaia a gas
Caldaia a gas 40 – 42 38 – 40
Turbogas a ciclo combinato (CCGT) Ciclo combinato con o senza combustione supplementare (HRSG) per la produzione di
sola energia elettrica 54 – 58 50 – 54 -
Ciclo combinato senza combustione
supplementare (HRSG) in modalità CHP <38 <35 75 – 85 Ciclo combinato con combustione
supplementare in modalità CHP <40 <35 75 – 85 HRSG: generatore di vapore a recupero di calore CHP: cogenerazione
Fonte: Commissione Europea – Dir.Gen CCR
La convenienza nell’utilizzo della cogenerazione può derivare, oltre che dai risparmi di combustibili e dalle relative emissioni evitate di CO2, anche dalle minori emissioni di altri inquinanti derivanti dalla combustione quali NOx e CO, non solo dovute ai minori consumi, ma anche dalle minori emissioni specifiche rispetto a sistemi convenzionali di combustione. Per avere un termine di confronto si riportano in tabella 3.37 i tipici livelli di emissione di impianti di combustione alimentati a gas per potenze superiori a 50 MW. Da notare che le emissioni specifiche NOx e CO delle caldaie valgono anche per le taglie di potenza minore. Per impianti cogenerativi di piccola taglia invece le emissioni specifiche risultano più alte; si rimanda per questo argomento al Capitolo sulla generazione distribuita.
50 Tabella 3.37 - BAT (Best Available Technologies) per la riduzione delle emissioni di NOX e CO provenienti dagli impianti di combustione alimentati a gas per potenze superiori a 50 MW
Livelli di emissione
(%) Possibili BAT per conseguire questi livelli
Turbine a gas
Turbine a gas nuove 20 – 50 5 – 100 15 Combustori DLN o SCR
DLN per le turbine a gas
esistenti 20 – 75 5 – 100 15 Installazione di combustori DLN (se disponibili per il tipo di turbina considerato)
Turbine a gas esistenti 50 – 90* 30 – 100 15 Iniezione di acqua e di vapore o SCR Motori a gas
Motori a gas nuovi 20 – 75* 30 – 100* 15 Combustione magra o SCR e catalizzatore ossidante per il monossido di carbonio
Motori a gas esistenti 20 – 100* 30 – 100 15 Regolazione per ottenere un basso livello di emissioni di NOx
Combustori DLN e bruciatori a basse emissioni di NOx per la parte caldaia o SCR o SNCR
Combustori DLN o iniezione di acqua e vapore e bruciatori a basse emissioni di NOx per la parte caldaia o SCR o SNCR
SCR: riduzione selettiva catalitica degli NOx SNCR: riduzione selettiva non catalitica degli NOx
DLN: Dry Low NOX CCGT: turbogas a ciclo combinato Fonte: Commissione Europea – Dir.Gen CCR
Prospettive di sviluppo della cogenerazione
Il potenziale di sviluppo di cogenerazione in Italia, risulta ancora elevato; se realizzato con alti rendimenti complessivi può contribuire alla riduzione dei consumi di combustibili di importazione ed al contenimento delle emissioni di CO2 e di inquinanti nelle città.
Nel settore teleriscaldamento si può citare una stima del potenziale effettuata da CESI che prevede una volumetria effettivamente allacciabile di 1091 milioni di m3 (pari a 7 volte l’attuale volumetria), con una produzione termica di 28,9 TWh(4,6 volte l’attuale produzione).
Per quanto riguarda l’intero settore cogenerativo si può citare la stima ISSI riportata nella tabella 3.38 riferita ad uno scenario al 2020. Tale ipotesi verrebbe ad aumentare la produzione elettrica da cogenerazione di 43 TWh, (+48% della produzione 2005); l’energia termica verrebbe aumentata di 45,2 TWht, (+85%).
Si tratterebbe quindi di un intervento spostato soprattutto sull’aumento della quota calore, quindi con un alto rendimento complessivo, in accordo con le indicazioni della direttiva europea 2004/8.
51 Tabella 3.38 – Nuove impianti di cogenerazione realizzabili in Italia al 2020
Potenza
Cogenerazione con rete di teleriscaldamento 4.000 14 12,7
Cogenerazione industriale 3.000 21 20,9
Totale 9.000 43 45,2
Fonte: Elaborazioni da fonte ISSI