Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)
6. Titoli di Efficienza Energetica (TEE)
Il percorso di de-carbonizzazione intrapreso negli anni 90 ha gettato le basi per l’adozione delle successive strategie in ambito energetico. La lotta al cambiamento climatico ha progressivamente acquisito un ruolo dominante nell’agenda politica dei paesi più industrializzati ed il 2016 ha registrato l’entrata in vigore degli accordi di Parigi sottoscritti dai 197 paesi aderenti alla 21° Conferenza delle Parti di Parigi (COP21). Un evento che segna un punto di svolta sul tema, in quanto stabilisce un piano globale d’azione e giuridicamente vincolante per limitare l’incremento della temperatura media globale al di sotto dei 2°C.
Nel contesto internazionale odierno, caratterizzato da una ripresa dell’economia globale e da bassi prezzi della materia prima, l’Italia ha fatto registrare segnali positivi in ambito energetico. Nel 2016 i consumi finali lordi di energia sono stati coperti per il 17,6% dalle fonti rinnovabili, raggiungendo e superando l’obiettivo al 2020, e l’indice di efficienza energetica ha segnato una riduzione del 4,3% rispetto al 2012. Tuttavia, la dipendenza energetica da fonti di approvvigionamento estere rimane elevata (75,6%), sebbene in riduzione di 7 punti percentuali rispetto al 2010. Nella cornice di tali risultati raggiunti, la Strategia Energetica Nazionale (di seguito SEN) 2017 individua un piano di azioni, coerente con lo scenario al 2050 definito dalla roadmap europea, mirato a raggiungere i seguenti obiettivi al 2030:
• Ridurre il differenziale di prezzo del gas e dell’energia elettrica rispetto ai valori europei medi, al fine di accrescere la competitività del paese;
• Sostenere una crescita sostenibile, traguardando gli obiettivi previsti dalla COP21, mediante le seguenti azioni strategiche:
a) Ulteriore incremento della diffusione delle rinnovabili basso-emissive; b) Riduzione dei consumi annui dal 2021 al 2030 (10 Mtep/anno), con
particolare focus sul settore residenziale e dei trasporti;
c) Implementare le misure necessarie per la phase-out dal carbone per il 2025
d) Raddoppiare gli investimenti in ricerca e sviluppo tecnologico clean- energy a 444 milioni nel 2021
• Accrescere la sicurezza energetica implementando nuove configurazioni di mercato più flessibili che consentano di integrare la crescente penetrazione delle rinnovabili e nuovi player. Parimenti, garantire l’opportuna diversificazione delle fondi di approvvigionamento.
La SEN riconosce il meccanismo dei certificati bianchi quale strumento che ha conseguito di traguardare i risultati in ambito di efficienza energetica ad un più basso rapporto costo-efficacia rispetto agli altri strumenti di incentivazione, manifestando la volontà di accrescerne l’efficacia anche valutando la possibilità di rimodulare la distribuzione dei contributi dei principali strumenti al raggiungimento dei target di efficienza.
6.2 Quadro normativo
I Titoli di Efficienza Energetica (TEE), denominati anche certificati bianchi, sono stati istituiti dai decreti del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 20 luglio 2004 (D.M. 20/7/04 elettricità, D.M. 20/7/04 gas) come successivamente modificati ed integrati con i D.M. 21/12/07, D.M. 28/12/12 e D.M. 11 gennaio 2017, determinante quest’ultimo gli obiettivi dei quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza energetica per il quadriennio 2017-2020. Di seguito, in tabella 3, si mostrano gli obiettivi di risparmi di energia primaria:
Al fine di ottemperare agli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio, il meccanismo prevede l’assegnazione di obblighi di risparmio di energia primaria in capo ai soggetti obbligati, definiti in milioni di certificati bianchi annui, da conseguire nel periodo 2017-2020, riportati in tabella 4.
Tabella 3 - Obiettivi nazionali di risparmio energia
2017 2018 2019 2020
Obiettivi di risparmio di energia
I TEE sono emessi dal Gestore dei Mercati Elettrici (GME) in favore dei soggetti di cui l’articolo 7 del D.M. 28 dicembre 2012 e dell’articolo 5 del D.M. 11 gennaio 2017, sulla base dei risparmi conseguiti e comunicati al GME dal Gestore dei Servizi Energetici - GSE, nel rispetto delle disposizioni applicabili.
I soggetti ammessi alla realizzazione dei progetti di efficienza energetica sono:
• I “Soggetti obbligati”:
a) Distributori di energia elettrica che, alla data del 31 dicembre di due anni precedenti all’anno d’obbligo considerato, hanno più di 50.000 clienti finali connessi alla propria rete di distribuzione.
b) Distributori di gas naturale che, alla data del 31 dicembre di due anni precedenti all’anno d’obbligo considerato, hanno più di 50.000 clienti finali connessi alla propria rete di distribuzione.
• Società controllate o controllanti i soggetti obbligati.
• Imprese di distribuzione di energie elettrica e gas non soggetti all’obbligo. • Soggetti sia pubblici che privati che, per tutta la durata della vita utile
dell'intervento presentato, sono in possesso della certificazione secondo la norma UNI CEI 11352, o hanno nominato un esperto in gestione dell'energia certificato secondo la norma UNI CEI 11339, o sono in possesso di un sistema di gestione dell'energia certificato in conformità alla norma ISO 50001.
Tabella 4 - Obblighi quantitativi incremento efficienza energetica
2017 2018 2019 2020
Obbligo elettrico [MTEE] 2,39 2,49 2,77 3,17
Obbligo gas naturale [MTEE] 2,95 3,08 3,43 3,92
Il GME emette, altresì, TEE, ricondotti nei titoli di tipo II, attestanti interventi di risparmio energetico ottenuti su impianti di cogenerazione ad alto rendimento (CAR) per i quali l’attività di certificazione è effettuata dal GSE, in attuazione delle pressioni di cui al Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 5 settembre 2011.
Un TEE ha valore pari ad un certo numero di tep[1] dipendente dalla
tecnologia in esame e si distinguono, sulla base di quanto disposto dal D.M 11 gennaio 2017, nelle seguenti tipologie:
• Titoli di tipo I, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi di riduzione dei consumi finali di energia elettrica. • Titoli di tipo II, attestanti il conseguimento di risparmi di energia
primaria attraverso interventi per la riduzione dei consumi di gas naturale.
• Titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia primaria, diverse dall’elettricità e dal gas naturale, non realizzati nel settore dei trasporti.
• Titoli di tipo IV, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia primaria, diverse dall’elettricità e dal gas naturale, realizzati nel settore dei trasporti.
I distributori di energia elettrica e gas naturale possono conseguire gli obiettivi di incremento dell’efficienza energetica sia attraverso la realizzazione di progetti di efficienza energetica e la conseguente emissione dei TEE, sia acquistato TEE da altri soggetti. Il GME organizza e gestisce: • La sede per la contrattazione dei TEE (Mercato dei TEE) secondo le
disposizioni contenute nelle Regole di funzionamento del mercato dei titoli di efficienza energetica (adottate con del. ARERA n.67 del 14 aprile 2005 e successivamente modificate e integrate). Il mercato dei TEE consente, in modalità “unificata[2]” rispetto alle singole tipologie:
[1]Il tep rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo e vale circa 42 GJ. Il valore è fissato convenzionalmente, dato che diverse varietà di petrolio posseggono diversi poteri calorifici e le convenzioni attualmente in uso sono più di una.
La vendita dei titoli da parte dei distributori che raggiungono risparmi oltre l’obiettivo annuo e che possono realizzare dei profitti vendendo sul mercato i titoli in eccesso.
La vendita di titoli ottenuti da progetti autonomi da parte di soggetti/ imprese aventi diritto, che, non dovendo ottemperare alcun obbligo, hanno la possibilità di realizzare profitti sul mercato.
La vendita e l’acquisto di titoli da parte di tutti i soggetti ammessi al mercato
• Il Registro TEE ovvero l’archivio elettronico dei titoli costituito dall’insieme dei conti proprietà, articolati, ciascuno, in due sezioni dove il GME registra:
I) Nella prima, il numero di titoli emessi a favore dell’intestatario del conto con l’indicazione della relativa tipologia
II) Nella seconda, il numero complessivo di titoli in possesso del soggetto intestatario del conto, senza alcuna indicazione della tipologia, costituito dall’insieme dei titoli emessi dal GME in favore del soggetto intestatario del conto, nonché di quelli rivenienti dalle negoziazioni avvenute sul mercato o tramite contrattazione bilaterale, ovvero da quelli oggetto di operazioni di blocco, ritiro o annullamento.
Le regole di funzionamento del Registro TEE sono contenute nel Regolamento per la registrazione delle transazioni bilaterali dei titoli di efficienza energetica (approvato dall'ARERA con delibera n. een 5 /08 del 14 aprile 2008 e successivamente modificato ed integrato).
Di seguito in figura 9 sono rappresentati i valori assunti dai Titoli di Efficienza Energetica durante quest’anno. Mentre in figura 10 è mostrato l’andamento dei prezzi medi nel corso degli anni.
Figura 9 - Prezzi dei Titoli di efficienza energetica [Fonte: Sito internet GSE]
[2] L’articolo 16, comma 3, del D.M. 11 gennaio 2017 dispone che: I Certificati Bianchi possono essere oggetto di libera contrattazione tra le parti, ovvero di contrattazione nel mercato organizzato dal GME, unificato per tutte le tipologie di titoli, secondo modalità definite dall’Autorità di Regolazione per Energia Rete e Ambiente. L’acquisto di titoli da parte dei distributori che, attraverso i loro progetti, ottengono risparmi inferiori al loro obiettivo annuo e pertanto devono acquistare sul mercato i titoli mancanti per ottemperare all’obbligo.
Figura 10 - Andamento dei prezzi medi di mercato nel corso degli anni [Fonte: Sito internet GSE]
6.3 - Calcolo del PES e dei TEE nella cogenerazione ad alto rendimento.
Ai fini del riconoscimento del funzionamento in Cogenerazione ad Alto Rendimento, una data unità di cogenerazione deve necessariamente conseguire un risparmio di energia primaria (PES, Primary Energy Saving) superiore ai valori minimi predefiniti, differenziati in base alla capacità di generazione dell’unità stessa, di seguito elencati:
• PES ≥ 10% per le unità di cogenerazione con capacità di cogenerazione pari almeno ad 1MWe;
• PES > 0% per le unità di cogenerazione con capacità di cogenerazione inferiore a 1 MWe.
L’Allegato II del DM 4 agosto 2011, “Calcolo della produzione da cogenerazione”, definisce la procedura di calcolo delle grandezze (“Elettricità chp” o “Echp”, “Calore utile” o “Hchp”, “alimentazione CHP” o “Fchp”) relative alla produzione combinata di energia elettrica e calore utile dell’unità di cogenerazione, rilevanti ai fini del calcolo del PES. L’Allegato III del medesimo decreto, denominato “Metodo di determinazione del rendimento del processo di cogenerazione”, oltre a imporre i valori minimi suddetti del parametro PES, ne introduce la formula di calcolo, illustrando singolarmente i termini presenti nella formula stessa. Inoltre, le Linee Guida, redatte dal Ministero dello Sviluppo Economico, hanno principalmente lo scopo di fornire indicazioni e principi generali sul metodo di calcolo del PES (nonché sul metodo di calcolo del RISP e del numero di Certificati Bianchi eventualmente spettanti all’unità per lo specifico anno solare), al fine di agevolare l’applicazione della normativa di riferimento nell’ambito della CAR.
La procedura per il calcolo del PES può essere suddivisa in quattro fasi approfondite nei successivi paragrafi:
• Definizione dei confini dell’unità di cogenerazione;
• Calcolo del rendimento globale dell’unità di cogenerazione; • Eventuale dimensionamento dell’unità virtuale;
La figura 11 contiene un diagramma di sintesi della procedura di calcolo del PES:
Figura 11 - Sintesi calcolo PES [Fonte: Guida alla cogenerazione CAR, GSE]
6.3.1 Definizione dei confini dell’unità di cogenerazione
Ai sensi dell’articolo 2, comma 1, lettera a) del Dm 5 settembre 2011, l’unità di cogenerazione è definita come “parte di un impianto di cogenerazione che, in condizioni ordinarie di esercizio, funziona indipendentemente da ogni altra parte dell’impianto di cogenerazione stesso”. La corretta individuazione dei limiti dell’unità è indispensabile per poter definire le grandezze energetiche fondamentali ai fini del calcolo del rendimento globale conseguito nel periodo di rendicontazione. Tali grandezze sono:
• Energia di alimentazione consumata dall’unità di cogenerazione durante il periodo di rendicontazione (Funità);
• Energia elettrica/meccanica prodotta dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione(Eunità);
• Calore utile prodotto dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione (Hchp).
E’ importante sottolineare che, ai fini dell’individuazione dei confini dell’unità, non rivestono importanza né la collocazione fisica, né la proprietà dei singoli componenti presenti all’interno del sito, ma devono essere considerati esclusivamente gli aspetti di natura energetica. In base alla specifica realtà impiantistica, può succedere che i confini dell’unità di cogenerazione non coincidano con i confini dell’impianto. Analogamente, può accadere che dispositivi installati presso l’utenza o presso siti di proprietà di soggetti diversi dall’operatore, vengano eserciti in maniera dipendente dall’unità e debbano, pertanto, essere inclusi all’interno dei sui confini.
Non essendo lo scopo di questo lavoro la definizione dei confini dell’unità di cogenerazione si omettono le tabelle per la sua determinazione, che andrà fatta caso per caso vista l’estensione e la variabilità dei singoli impianti.
Si va ora ad esaminare i tre termini appena introdotti:
• Energia di alimentazione (Funità): Per energia di alimentazione dell’unità si
intende l’energia termica di alimentazione immessa nell’unità al netto degli eventuali apporti di energia di combustibile provenienti da fonti esterne all’unità, utilizzate per produrre energia termica utile non cogenerativa;
• Energia elettrica(Eunità): La quantità di energia elettrica prodotta
dall’unità di cogenerazione è quella lorda misurata ai morsetti del generatore. L’energia elettrica utilizzata internamente dall’unità di cogenerazione (alimentazione dei servizi ausiliari) non deve essere sottratta. Si sottolinea che la produzione di energia meccanica è equiparata a quella di energia elettrica lorda, pertanto il fattore supplementare da applicare alla produzione di energia meccanica, secondo quanto previsto all’allegato III, punto 3 del DM 4 agosto 2011, è pari a 1. In figura 12 uno schema riassuntivo:
• Energia termica utile cogenerata (Hchp): Nelle realtà impiantistiche sono
presenti diverse modalità di produzione di energia termica, ma non tutto il calore recuperato dall’impianto di cogenerazione è prodotto in cogenerazione. Allo stesso modo non tutto il calore prodotto dal cogeneratore è sempre utile. La distinzione tra energia termica genericamente prodotta dall’impianto e calore utile prodotto dall’unità di
Figura 12 - Energia elettrica/meccanica prodotta dall’unità di cogenerazione [Fonte: Guida alla cogenerazione CAR, GSE]
cogenerazione Hchp si basa su due principi fondamentali che devono
essere contemporaneamente validi:
a) Per poter qualificare l’energia termica come calore cogenerato, essa deve essere prodotta da un’unità di cogenerazione (di conseguenza prodotta in combinazione con la produzione di energia elettrica/ meccanica CHP) nel periodo di rendicontazione;
b) 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 figura 13 è rappresentato schematicamente quanto illustrato finora.
Figura 13 - Rappresentazione schematica dei flussi di energia in un cogeneratore [Fonte: Guida alla cogenerazione CAR, GSE]
6.4 - Calcolo del rendimento globale
Il rendimento globale di soglia è pari al 75% o 80% in base alla tipologia di unità, come descritto in tabella 5:
Il rendimento globale è pari al seguente rapporto: !
Qualora il rendimento globale risulti inferiore al valore di soglia si assume che parte dell’energia elettrica meccanica non sia prodotta in regime di cogenerazione e quindi occorre dimensionare l’unita virtuale.
ηglobale,unita= Eunita+ Hchp
Funita ≧ 75 % ; 80 %
η globale ≥ 0,75 η globale ≥ 0,80
Turbine a vapore a contropressione
Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore
Turbine a gas con recupero di calore Motore a combustione interna
Microturbine Motori Stirling
Turbina a condensazione con estrazione di vapore
Pile a combustibile Motori a vapore Cicli Renkie a fluido organico Qualsiasi altra tecnologia che non includa turbine a condensazione con estrazione di
vapore
Qualsiasi altra tecnologia che includa turbina a condensazione con estrazione di
vapore
6.5 - Dimensionamento unità virtuale
Nel caso in cui si verifichi che il valore del rendimento globale sia inferiore al valore di soglia (ηglobale,unità < ηglobale,soglia), si assume che l’unità produca
solo una parte dell’energia elettrica/meccanica in regime di cogenerazione (unità virtuale).
L’unità virtuale è quella che, dato il calore utile cogenerato (Hchp), produce
una quantità di energia elettrica Echp e consuma una quantità di energia di alimentazione Fchp , tali da conseguire un rendimento globale pari al valore
di soglia previsto dalla normativa.
Successivamente sono state approfondite le modalità di calcolo, per le differenti tecnologie, di tutti i parametri funzionali e delle grandezze (Hchp,
Echp, Fchp) utili al dimensionamento dell’unità virtuale e al calcolo del PES.
Nota l’energia termica utile prodotta in cogenerazione (Hchp), la
determinazione delle corrispondenti energie elettrica (Echp) e di
alimentazione (Fchp), in regime di cogenerazione, viene condotta a partire
dal calcolo del “Rapporto effettivo tra energia prodotta e calore (Ceff)”: !
! !
Nel caso delle tecnologie che comprendono turbine di condensazione con estrazione di vapore (di seguito TV), il calcolo del Ceff può essere condotto
solo una volta noto il “Coefficiente di perdita di potenza (β)”[1]:
!
[1]ATTENZIONE! Per semplicità, nelle pagine seguenti e nel foglio elettronico non sarà preso in considerazione il caso ci sia la necessità di calcolare β, ovvero nel caso in cui ci si trovi a gestire una turbina a condensazione con estrazione di vapore con un rendimento globale minore del rendimento di soglia minimo. Ceff = ηnonchpe ηglobale,soglia− ηnonchpe ECHP= Ceff * HCHP FCHP= Ftot−ηEnonchp nonchpe
Ceff = ηnonchpe− β * ηglobale,soglia
6.6 Calcolo del risparmio di energia primaria (PES) e verifica del riconoscimento CAR Nei precedenti paragrafi si sono elencate tutte le procedure per il calcolo delle componenti, relative all’unità di cogenerazione, necessarie alla determinazione del PES. Nell’allegato III del DM 4 agosto 2011 è indicata la formula di calcolo del risparmio di energia primaria, riproposta in seguito:
! Dove:
• CHPHη = ! ;
• CHPEη = ! ;
• RefHη= Valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di calore;
• RefEη= Valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica.
La presente formula permette di quantificare, a parità di output (Hchp, Echp), il risparmio ottenuto in termini di input (energia di alimentazione) mediante produzione combinata anziché produzione separata, realizzata mediante impianti operanti con rendimenti assunti pari a RefHƞ (produzione separata di calore) e RefEƞ (produzione separata di energia elettrica).
Il “Regolamento Delegato UE 2015/2402 della commissione del 12 ottobre 2015” ha rivisto i rendimenti di riferimento armonizzati per la produzione separate di energia elettrica e di calore da utilizzare per il calcolo del PES. I nuovi rendimenti sono da applicare per tutte le unità di cogenerazione e si differenziano in base alla data di entrata in esercizio (pre e post 2016), come riportato in figura 14 per la produzione separata di
PES = 1 − CHPHη 1 RefHη + CHPEη RefEη * 100 % HCHP FCHP ECHP FCHP
energia elettrica e in figura 15 per la produzione separata di energia termica, entrambe le figura sono prese dal Regolamento sopra citato.
Figura 14 - Valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di energia elettrica
Figura 15 - Valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di calore
Oltre all’aggiornamento dei valori numerici dei rendimenti armonizzati, il regolamento contiene inoltre:
• La modifica della classificazione dei combustibili e introduzione dei rendimenti armonizzati anche per il biomentano e il gas di sintesi;
• Nel caso di utilizzo del vapore presso l’area di consumo, la definizione di due diversi valori del rendimento armonizzato per la produzione separata di calore (allegato II), a seconda che la metodologia di calcolo utilizzata tenga conto o meno del riflusso della condensa;
• Aggiornamento dei fattori di correzione legati alle perdite evitate sulla rete riportate nell’allegato VII al DM 4 agosto 2011, modificando anche gli intervalli di tensione. Essi costituiscono gli unici fattori di correzione da applicare anche per il calcolo del RISP. Vista la loro importanza, in figura 16 è riportata la tabella con i fattori di correzione.
Il fattore correttivo del rendimento armonizzato per la produzione separata di energia elettrica legato alle condizioni climatiche, infine, viene applicato solo nel caso di utilizzo di combustibili gassosi.
Figura 16 - Fattori di correzione legati alle perdite evitate sulla rete grazie all'applicazione dei valori di rendimento di riferimento armonizzati per la
Si procede ora a mostrare il metodo per la verifica della condizione di alto rendimento (CAR).
Come già illustrato, il confronto tra il valore del PES attribuibile all’unità di cogenerazione (che nel caso in cui ηglobale,unità≥ηglobale,soglia coincide con
l’unità di cogenerazione stessa) e i valori minimi fissati nell’Allegato III del DM 4 agosto 2011, può condurre a due risultati differenti, che condizionano il riconoscimento di funzionamento in Cogenerazione ad Alto Rendimento. Infatti:
• Qualora il valore del PES sia superiore al 10% (o maggiore di 0 per le unità di piccola e micro cogenerazione) si può ritenere che la parte “virtuale” in cogenerazione dell’unità di impianto funzioni effettivamente in regime di CAR. Tutti i benefici acquisiti dall’unità di cogenerazione sono da corrispondere in base al valore delle grandezze Echp, Hchp, Fchp;
• Qualora il valore del PES sia inferiore al 10% (o pari a 0 per le unità di piccola e micro cogenerazione) non si può ritenere che la parte “virtuale”