Quindi si possono calcolare i rendimenti per la produzione in cogenerazione o ibrida secondo le seguenti:
¾
C t
TC E
= E
η . che esprime quanta energia termica utile viene prodotta per ogni unità di energia
primaria del combustibile utilizzando la tecnologia ibrida;
¾
C E
EC E
= E
η che esprime quanta energia elettrica netta viene prodotta per ogni unità di energia
primaria del combustibile utilizzando la tecnologia ibrida;
per confrontarli con i valori proposti dalla norma riguardanti le tecnologie separate, di cui:
¾
ES C
E
ES E
E
_
η = che esprime quanta energia elettrica netta verrebbe prodotta per ogni unità di energia
primaria utilizzando la tecnologia elettrica convenzionale
¾
TS C
t
TS E
E
_
η = che esprime quanta energia termica utile verrebbe prodotta per ogni unità di energia
primaria utilizzando la tecnologia termica convenzionale
Il rendimento complessivo di I° principio nell’impianto cogenerativo è pari a:
C E t EC TC I
C E
E E +
= +
°=η η
η _
e indica quanta energia utile (termica ed elettrica) viene generata utilizzando la quantità di energia primaria del combustibile , equivalentemente il rendimento può essere interpretato come l’indice che misura la bontà del processo di conversione dell’energia primaria contenuta nel combustibile nelle nuove forme termica ed elettrica.
EC
I rendimenti che riguardano le produzioni separate sono, in base a quanto stabilito dalla delibera n. 42, presi come riferimento per effettuare il confronto con i nuovi rendimenti calcolati nell’impiego della cogenerazione; i valori aggiornati dall’autorità e validi nel periodo 2008-2009 relativi al rendimento elettrico η sono stati rappresentati nella seguente tabella: ES
Figura 29 - Valori del rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata
Il valore del rendimento presente nella figura 29 ed evidenziato, rappresenta quello di riferimento scelto in base al combustibile usato, nonchè al valore della potenza elettrica nominale dell’alternatore così come certificato dal costruttore.
Il valore del rendimento termico di riferimento per le produzioni separate dipende dal tipo di impiego dell’energia termica, ovvero se utilizzata per usi civili o industriali; poiché nel presente lavoro non sono state previste utenze industriali, il valore di riferimento scelto è quello per la produzione di energia termica separata ad usi civili vale a dire ηTS =0,8.
Per effettuare un confronto si è calcolato di seguito il rendimento di I° principio equivalente delle produzioni separate, in particolare pari a:
E TS t ES
E t ES TS
ES TS
E TS t ES
E t
ES E
TS t
E t
St C SE C
E t I
S E E
E E E
E E E E E
E E E
E
E E
× +
×
+
×
= ×
×
× +
×
= + +
= + +
= +
° η η
η η η
η η η
η η
η ( )
_ _
_
5.2.5 - Ulteriori prescrizioni
Occorre inoltre tener presente gli eventuali fattori di conversione, utili per esprimere in unità coerenti le grandezze analizzate: il potere calorifico ad esempio, può essere espresso in KJ/Nm3 o in KCal/Nm3; inoltre poiché dobbiamo in taluni casi, rendere omogenee le energie (poiché analizziamo energia elettrica e termica) è utile ricordare la relazione presente tra Wh ed KJ.
Le relazioni usate sono:
1 Wh = 3,6 KJ;
1 Kcal = 4,186 KJ;
1 Nm3 = 1,056 Sm3 1 Wh = 0,860 Kcal = 3,6 KJ
L’applicazione della norma per il power park è stata riassunta nei capitoli 9 e 10 relativi al quadro d’insieme derivante dall’applicazione di tutte le norme.
5.2.6 - Procedure da adempiere per il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione e CAR Il Produttore che intende ottenere il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione deve:
• inviare al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, la documentazione prevista dalla Deliberazione n.
42/02 e suoi successivi aggiornamenti riguardante:
1. la richiesta di riconoscimento del funzionamento in cogenerazione e la dichiarazione sostitutiva di atto notorio firmata dal legale rappresentante in cui si comunichi il valore dell’indice di risparmio di energia IRE e del limite termico LT, riferiti alla produzione di energia dell’anno solare precedente a quello della richiesta, calcolati secondo le indicazioni
2. la Relazione Tecnica di Riconoscimento dell’impianto e della sezione di cogenerazione, così articolata:
a) caratteristiche generali: tipo di sezione e tipo di impianto, schema generale di funzionamento, identificazione e caratteristiche di generatori e scambiatori di calore, motori primi, generatori elettrici, taglia di riferimento ed altri componenti significativi;
b) identificazione dei metodi di misura e dei criteri utilizzati per la determinazione dei valori delle grandezze riportate nella tabella dell’Allegato B1 (indicato al successivo punto 4);
La Relazione Tecnica di Riconoscimento deve essere trasmessa in occasione della prima richiesta di riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione.
3. il programma annuale di utilizzo della sezione, in particolare: capacità di produzione combinata di energia elettrica e calore, rendimenti, tipologia e quantità di tutti i combustibili utilizzati, finalità della produzione elettrica e termica ( autoproduzione ed autoconsumo presso la sezione di produzione o presso altri siti di consumo, cessione ad altri soggetti, prestazione di servizi ad altri soggetti, ecc.) riportando nel caso di vendita a terzi le quantità di calore vendute a terzi, con indicazione dei soggetti acquirenti e delle rispettive quote;
4. i dati contenuti nell’Allegato B1 (riconoscimento del funzionamento in cogenerazione). La richiesta di attestazione delle condizioni per il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione, nonché ogni dichiarazione e/o comunicazione effettuata a supporto o a completamento della medesima. All’uopo, il Produttore allega alle dichiarazioni e/o alle domande copia fotostatica del proprio documento di identità valido, siglando altresì tutti i documenti inviati. Le domande complete di tutta la documentazione necessaria dovranno pervenire nei termini limite indicati al seguente indirizzo:
Gestore Servizi Elettrici - GSE S.p.a.
Direzione Operativa - Unità Ingegneria Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197 - Roma
Le richieste di qualificazione e le successive comunicazioni possono essere fatte pervenire al GSE tramite:
¾ plico raccomandato con avviso di ricevimento (A.R.);
¾ posta celere, prioritaria o ordinaria;
¾ corriere;
¾ consegna a mano.
• predisporre la richiesta di cui al punto precedente considerando che:
¾ se la potenza apparente nominale del generatore di energia elettrica è Sn ≥ 10 MVA la richiesta deve riferirsi ad ogni singola sezione dell’impianto, ovvero ad ogni modulo che compone l’impianto;
¾ se la potenza apparente nominale del generatore di energia elettrica è Sn < 10 MVA la richiesta deve riferirsi all’intero impianto
• tenere conto del fatto che il riconoscimento del funzionamento in CAR coincide con il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione fino al 31/12/2010 (secondo la Del. 42-02)
• il Produttore, richiede il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione per il proprio impianto anno per anno e sempre con riferimento alla produzione dell’anno precedente a quello in cui è effettuata la richiesta
5.2.6-1 - Esito della richiesta di riconoscimento di cogenerazione e CAR
Contestualmente alla prima comunicazione utile, il GSE invia al Produttore anche un Codice Identificativo Univoco dell’Impianto ed un Codice Identificativo Univoco della Sezione, da utilizzare per la corrispondenza successiva fra Produttore e GSE. In particolare, il Codice Identificativo Univoco della Sezione è composto di due parti distinte, la prima richiamante il Codice dell’Impianto e la seconda che è specifica della sezione.
Il GSE effettua, la verifica del rispetto della condizione di cogenerazione tramite il calcolo degli indici IRE ed LT, secondo la Deliberazione n. 42/02 e s.m.i., e successivamente trasmette l’esito dell’istruttoria al Produttore entro 120 giorni dalla data di protocollo in ingresso della stessa.
L’Autorità effettua verifiche attraverso sopralluoghi e ispezioni, anche avvalendosi della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico ai sensi delle Deliberazioni n. 60/04 e n. 201/04 e n.
215/04. Qualora, dall’esito delle verifiche disposte, risultasse la non veridicità delle dichiarazioni rilasciate da Produttori, i medesimi, ai sensi dell’art. 75 del DPR n. 445/2000 decadranno automaticamente dai benefici ottenuti, fatte salve eventuali altre conseguenze previste dalle leggi vigenti.
5.2.7 - Rilascio della Garanzia d’ Origine (di seguito GOC) all’energia elettrica prodotta in cogenerazione
Il Decreto Legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 ha introdotto la definizione della Garanzia di Origine dell’energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione ad alto rendimento, di seguito denominata GOc.
Come già ampiamente evidenziato in precedenza, le condizioni per il riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento (CAR) fino al 31 dicembre 2010 coincidono con quelle definite per la Cogenerazione dalla Deliberazione n. 42/02 e successive modifiche e integrazioni.
La GOc è una certificazione rilasciata all’energia elettrica prodotta da cogenerazione ad alto rendimento, utilizzabile dai produttori al fine di dimostrare che l’energia elettrica è effettivamente prodotta da cogenerazione ad alto rendimento. In Italia, il Gestore dei Servizi Elettrici - GSE S.p.A. è stato designato quale soggetto responsabile del rilascio di questa certificazione.
5.2.7-1 - Richiesta della GOC dell’energia elettrica prodotta in cogenerazione
I produttori che intendono richiedere al GSE il rilascio della GOc per l’energia elettrica prodotta da cogenerazione ad alto rendimento devono presentare la documentazione apposita entro il 31 marzo di ogni anno, per ottenere la certificazione della GOC relativamente all’energia elettrica prodotta dalle sezioni dell’impianto di cogenerazione nell’anno precedente.
Il rilascio della GOC può essere richiesto sia per le sezioni di impianto per le quali è stato già chiesto ed ottenuto il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione ad alto rendimento (CAR) sia per le sezioni di impianto per le quali tale riconoscimento non è stato ancora richiesto. In ogni caso, possono accedere a questo sistema solo le sezioni di impianto la cui produzione di energia elettrica annuale sia stata non inferiore a 50 MWh. La procedura per ottenere il rilascio della GOc è identica a quella per il riconoscimento della CAR, quello che cambia sono gli allegati, questi ultimi presenti nella procedura tecnica per il rilascio della GOC
5.2.7-2 - Documenti da presentare al GSE per la richiesta della certificazione GOC
Il Produttore che intende richiedere la GOC deve inviare o presentare direttamente al GSE la documentazione prevista dalla “Procedura per il rilascio della garanzia d’origine all’energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione ad alto rendimento”.
La documentazione, in originale, da trasmettere al GSE è la seguente:
1. La richiesta di rilascio della GOC e la dichiarazione sostitutiva di atto notorio firmata dal legale rappresentante della società di produzione di cui al punto 1 del paragrafo 5.6.2
2. La Relazione Tecnica di Riconoscimento dell’impianto e della sezione di cogenerazione, così articolata:
a) caratteristiche generali di cui al punto 2 lettera a del paragrafo 5.6.2;
b) identificazione dei metodi di misura e dei criteri utilizzati per la determinazione dei valori delle grandezze riportate nelle tabelle degli Allegati B1 e B2 alla procedura tecnica per la GOC.
3. Il Programma annuale di utilizzo della sezione, di cui al punto 3 del paragrafo 5.6.2;
4. I dati contenuti negli Allegati B1 e B2 della Procedura tecnica per la GOC. Le domande complete di tutta la documentazione necessaria dovranno pervenire nei termini limite indicati al seguente indirizzo:
Gestore Servizi Elettrici - GSE S.p.a.
Direzione Operativa - Unità Ingegneria
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 - 00197 - Roma
Le richieste di qualificazione e le successive comunicazioni possono essere fatte pervenire al GSE tramite:
¾ plico raccomandato con avviso di ricevimento (A.R.);
¾ posta celere, prioritaria o ordinaria;
¾ corriere;
¾ consegna a mano.
5.2.7-3 - Esito della richiesta della GOC dell’energia elettrica prodotta da cogenerazione
Il GSE, contestualmente alla prima comunicazione utile, invia al Produttore un Codice Identificativo Univoco dell’Impianto ed un Codice Identificativo Univoco della Sezione, da utilizzare per la corrispondenza successiva fra Produttore e GSE.
Successivamente è comunicato al Produttore l’esito dell’istruttoria di valutazione per il rilascio della GOc entro 120 giorni dalla data di presentazione della richiesta, subordinatamente alla verifica di attendibilità dei dati forniti dal richiedente e della loro conformità alle disposizioni del Decreto Legislativo n. 20/2007.
Al fine di verificare la fondatezza dei dati dichiarati dai produttori, il GSE dispone, sulla base di un programma annuale, controlli sugli impianti di cogenerazione in esercizio che richiedono la garanzia.
La richiesta di rilascio della GOC si ritiene accolta in mancanza di pronunciamento del GSE entro il termine dei 120 giorni. Trascorso inutilmente detto termine, il Produttore può procedere ad autocertificazione della quantità di elettricità prodotta avente diritto alla Garanzia d’Origine, calcolata secondo il paragrafo 5.6.1 fermi restando i poteri di verifica del GSE su quanto dichiarato dal Produttore.
In caso di esito positivo, il GSE rilascerà al Produttore la garanzia di origine in cui saranno specificati:
a) l’ubicazione dell’impianto;
b) la tecnologia utilizzata;
c) il combustibile da cui è stata prodotta l’elettricità;
d) la quantità di combustibile utilizzato mensilmente;
e) la corrispondente produzione netta mensile di energia elettrica da cogenerazione ad alto rendimento, conformemente all’allegato II,” al Decreto Legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 “che la garanzia di origine rappresenta;
f) il potere calorifico inferiore del combustibile da cui è stata prodotta l’elettricità;
g) l’uso del calore generato insieme all’elettricità;
h) il risparmio di energia primaria, calcolato secondo l’allegato III” del Decreto Legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, ovvero l’indice IRE.
5.2.8 - Tempi necessari per ottenere il rilascio della GOc e il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione.
Dall’analisi delle direttive emanate dalle Autorità emerge che la richiesta per il rilascio della GOc non è propedeutica alla richiesta per il riconoscimento del funzionamento in CAR, pertanto il soggetto richiedente può evitare di effettuare le 2 richieste (CAR e GOC), visto che effettuando la richiesta per il rilascio della GOc è possibile ottenere, in modo indiretto, il beneficio del riconoscimento del funzionamento in CAR. Alla luce delle considerazioni su citate i tempi per il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione sono pari ai seguenti:
• La richiesta per il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione deve essere inviata al GSE entro il 31 marzo di ogni anno da cui la definizione del tempo
t0
t= inizio procedura;
• La stessa richiesta viene elaborata dal GSE e trasmessa entro massimo 3 mesi all’AEEG e alla Cassa Conguaglio per il settore elettrico (CCSE),ed al soggetto richiedente da cui
mesi t1 =3 ;
• Qualora siano presenti incoerenze o incompletezze nella richiesta il tempo di elaborazione viene aumentato di 1 mese o di 2 mesi (se nel tempo di attesa è incluso il mese di agosto) più il tempo di elaborazione da parte del soggetto richiedente dei dati per la correzione, pertanto
mesi t2*=2+(1)=3 ;
Mentre per il rilascio della GOc il soggetto richiedente può, bypassando la procedura di riconoscimento del funzionamento in CAR, attenersi ai seguenti tempi:
• La richiesta per il rilascio della GOc deve essere inviata al GSE nelle modalità espresse precedentemente e quindi al tempo
0
3 t
t = , inizio procedura;
• La stessa richiesta viene elaborata dal GSE e trasmessa entro massimo 3 mesi all’AEEG e alla Cassa Conguaglio per il settore elettrico,ed al soggetto richiedente da cui
mesi t4 =3 ,
nel caso in cui il GSE non abbia provveduto ad effettuare la comunicazione, entro tale arco di tempo, il riconoscimento per il rilascio della GOc si ritiene assolto;
• Qualora siano presenti incoerenze o incompletezze nella richiesta il tempo di elaborazione viene aumentato di 3 mesi, arco di tempo disponibile al soggetto richiedente per comunicare i dati corretti, terminato il quale, si ritiene che la GOc non può essere rilasciata
mesi t5*=3 ; Alla luce dei punti evidenziati possiamo affermare che:
• per gli impianti rispondenti ai requisiti imposti ai fini del rilascio della GOc il tempo max e min di attesa per ottenere il riconoscimento è pari a
0 5
4
3 t t* 6mesi t
t
tMAXGOc = + + = +
0 4
3 t 3mesi t
t
tGOcMIN = + = + ;
• per gli impianti rispondenti ai requisiti imposti ai fini del riconoscimento del funzionamento in cogenerazione ma non al rilascio della GOc il tempo max e min di attesa per ottenere il riconoscimento è pari a
0 2
1 t* 6mesi t
t t
tCOGMAX = + + = +
0
1 3mesi t
t t
tMINCOG = + = +
Ove rappresenta l’offset temporale di inizio della procedura, opportunamente coordinato con i tempi delle procedure seguenti, e precedenti.
t0
6 - IL RILASCIO DEI TITOLI DI EFFICIENZA ENERGETICA PER IL POWER PARK.
6.1 - Riferimenti normativi principali
Lo Stato in linea con i Paesi UE ha promosso tra le altre cose, il risparmio energetico e soprattutto l’uso delle fonti rinnovabili; in questi ambiti l’Italia ha introdotto il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica ovvero i TEE ed i certificati verdi CV.
I riferimenti normativi già discussi nel capitolo 3 sono citati di seguito:
12) DM 20/07/2004 recante: “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l'incremento dell'efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi dell'art. 9, comma 1, del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79” (Decreto elettrico);
13) DM 20/07/2004 recante: “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili, di cui all'art. 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164” (Decreto gas);
14) DM 24/10/2005 “Direttive per la regolamentazione dell’emissione dei certificati verdi alle produzioni di energia di cui all’articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239”;
15) DM del 22/12/2006 “Approvazione del programma di misure ed interventi su utenze energetiche pubbliche, ai sensi dell'articolo 13 del decreto del Ministro delle attivita' produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 20 luglio 2004”;
16) DL 08/02/2007 n 20 “Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE”;
17) DM 21/12/2007 “Revisione e aggiornamento dei decreti 20 luglio 2004, concernenti l'incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di energia, il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili”;
18) DM 21/12/2007 “Approvazione delle procedure per la qualificazione di impianti a fonti rinnovabili e di impianti a idrogeno , celle combustibile e di cogenerazione abbinata a teleriscaldamento ai fini del rilascio dei certificati verdi”;
19) LEGGE 24/12/2007 N 244 Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008).
6.1.1 - Acquisto TEE o interventi di risparmio energetico.
I titoli di efficienza energetica ovvero i TEE o CB (certificati bianchi) sono emessi e contrattati dal GME sul mercato della borsa elettrica a favore dei distributori obbligati ai sensi dei DM di cui ai punti 1 e 2 aggiornati dai punti 4 e 6: in base alle direttive emanate dall’AEEG, di cui alla delibera n.
103/2003 e suoi aggiornamenti, i distributori di energia elettrica e gas che hanno più di 50000 clienti finali sono chiamati ad effettuare interventi di risparmio energetico al fine di ridurre l’impiego delle fonti primarie non rinnovabili a parità di energia erogata ai clienti finali.
La possibilità di scambiare titoli di efficienza energetica consente ai distributori che incorrerebbero in costi marginali relativamente elevati per il risparmio di energia attraverso la realizzazione diretta di progetti, di acquistare titoli di efficienza energetica da quei soggetti che invece presentano costi marginali di risparmio energetico relativamente inferiori e che pertanto hanno convenienza a vendere i propri titoli sul mercato. Il meccanismo garantisce che il costo complessivo di raggiungimento degli obiettivi fissati risulti più contenuto rispetto ad uno scenario alternativo in cui ciascuno dei distributori fosse obbligato a soddisfare gli obblighi di risparmio energetico sviluppando in proprio progetti per l'uso razionale dell'energia. In tal modo viene creato un mercato del risparmio e dell’efficienza energetica attestati proprio dai certificati bianchi.
In base al quadro sinottico illustrato nella figura 30 il distributore soggetto all’obbligo dei DM 20/07/2004 è AMGAS S.P.A. poiché distribuisce gas a più di 50000 clienti finali; quest’ultimo ha deciso di attuare l’intervento oggetto della presente per adempiere in parte agli obblighi dei DM 20/07/2004.
I riferimenti di cui ai punti 3,7 e 8 riguardano le modalità procedurali da seguire per avere diritto al rilascio dei CV, non trattato nel presente capitolo ma accennati poichè riguardano l’impianto che utilizza la fonte solare per generare l’energia elettrica necessaria al centro AMGAS e l’impianto di distribuzione dell’idrogeno per gli autobus di AMTAB S.P.A: entrambi inclusi nel progetto P3.
Figura 30 - Quadro sinottico Certificati Verdi e Bianchi
6.2 - Le direttive dell’AEEG per effettuare gli interventi.
Come diretto recepimento dei DM 20/07/2004 l’AEEG ha pubblicato la delibera del 18/09/2003 N.
103 recante: “Linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti di cui all’articolo 5, comma 1, dei decreti ministeriali 20 luglio 2004 e per la definizione dei criteri e delle
integrazioni introdotte con deliberazioni 11 novembre 2004, n. 200/04 e 31 maggio 2007, n. 123/07), il cui allegato A illustra le regole che il soggetto obbligato deve seguire per effettuare gli interventi di risparmio energetico contenuti negli allegati dei DM 20/07/2004 e successivi aggiornamenti.
6.2.1 - Metodi di valutazione dei risparmi.
Le linee guida AEEG prescrivono 3 metodologie diverse di valutazione, da applicare in base alle caratteristiche dell’intervento da effettuare:
6.2.1-1 - Metodi di valutazione standardizzata.
Effettuati in relazione al numero di apparecchiature ad alta efficienza effettivamente installate e sulla base di parametri standard che tengono conto delle condizioni di utilizzo, ovvero consentono di definire a priori il risparmio ottenibile per ogni “unità fisica di riferimento” installata o di cui è promossa l’installazione (ad esempio: lampade a basso consumo, elettrodomestici, caldaie ad alta efficienza, doppi vetri). Tali schede sono applicabili per alcune tipologie di intervento con caratteristiche di standardizzabilità e di ripetitività su larga scala e consentono di ridurre al minimo i requisiti in materia di preparazione dei progetti e la documentazione richiesta per la verifica e la successiva certificazione dei risultati ottenuti. (atto AEEG N. 4/2007)
6.2.1-2 - Metodi di valutazione analitica.
Effettuati in relazione a parametri di utilizzo misurati e sulla base di algoritmi predefiniti per il calcolo dei risparmi di energia primaria (Art. 5 Del. 103/2003).
I Com. 5.1 e 5.2 della Del. 103/2003 prescrivono che, il metodo di valutazione analitico prevede la possibilità di stimare il risparmio lordo conseguito attraverso un algoritmo di valutazione predefinito, pubblicato dall’AEEG sotto forma di scheda tecnica, e attraverso la misura dei parametri del sistema dopo l’attuazione dell’intervento. Le schede tecniche pubblicate tramite le delibere AEEG N.
177/2005 e 187/2005, coerenti con il tipo di intervento scelto, sono le seguenti:
• Scheda 21:”Applicazione nel settore civile di piccoli sistemi di cogenerazione per la climatizzazione invernale ed estiva degli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria”;
• Scheda 22:” Applicazione nel settore civile di sistemi di teleriscaldamento per la climatizzazione ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria”
La scelta dell’applicazione della scheda 21 o della 22 dipende essenzialmente dalla dimensione del progetto e comunque dal tipo di intervento elencato nelle medesime schede, in particolare e a grandi linee, l’applicazione della scheda 22 è d’obbligo quando l’uso della scheda 21 appare inadeguato, in pratica la scheda 21 è un caso particolare della scheda 22.
6.2.1-3 - Metodi di valutazione a consuntivo.
Effettuati nei casi in cui non sono disponibili metodi di valutazione standardizzata o metodi di valutazione analitica, sulla base di misure di consumi effettuate secondo piani di monitoraggio energetico (art. 6 Del. 103/2003)
6.3 - L’intervento scelto e i requisiti.
6.3.1 - La scelta della valutazione analitica.
Secondo l’Art. 6 Com. 6.4 di cui alla del 103/2003, alla luce dell’intervento oggetto della presente, non è possibile effettuare la valutazione di tipo consuntivo perchè l’AEEG ha predisposto e pubblicato le 2 schede tecniche di valutazione analitica che regolano l’applicazione delle procedure per i progetti di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento; inoltre la valutazione di tipo standard non è adatta all’impianto in questione in quanto quest’ultimo possiede caratteristiche di regolazione della potenza variabile e pertanto “non standardizzate a prescindere dal regime di funzionamento”. Possiamo concludere dicendo che la valutazione analitica è quella che più si adatta all’impianto in cogenerazione abbinato al teleriscaldamento / teleraffrescamento, pertanto è questa la procedura di analisi scelta coerentemente con quanto schematizzato in figura 31 dall’AEEG.
Figura 31 - Scelta del tipo di valutazione (fonte presentazione schede tecniche 21 e 22 GSE)
6.3.2 - Le schede 21 e 22, discriminanti di applicabilità.
Alla luce della scelta effettuata nel paragrafo precedente va considerata l’applicabilità dell’una o dell’altra scheda tecnica, infatti l’AEEG ha pubblicato 2 schede di valutazione analitica ed in un primo approccio sembrano entrambe applicabili al progetto. In realtà la scheda 21 implica che, tra i
“prerequisiti” da rispettare ci sia anche la possibilità di far funzionare l’impianto elettrico nella modalità “in isola” (di cui al capitolo 5), modalità che consente di alimentare gli ausiliari di produzione del calore e dell’energia frigorifera tramite il generatore elettrico, incluso in package nel modulo GE10-1, senza richiedere, e quindi prelevare, energia elettrica dalla rete di distribuzione Enel/Terna; poiché questa tipologia di funzionamento non riguarda l’impianto, la scheda 21 non è stata applicata, come evidenziato nella figura 32, e più in generale nella figura 33. Si procede pertanto all’applicazione della scheda tecnica numero 22.
Figura 32 - Scheda tecnica numero 21, condizioni di non applicabilità
Figura 33 - Scheda tecnica numero 21 e 22, campi di impiego(fonte presentazione schede tecniche 21 e 22 GSE)
Dall’analisi delle voci presenti negli allegati dei DM elettrico e gas e in base all’intervento scelto in fase di prefattibilità sono state individuate le seguenti tipologie (di cui alla figura 34) che determinano l’applicazione delle schede tecniche insieme ad altri fattori contemplati di seguito.
Figura 34 - Gli interventi progettuali ammessi di cui ai DM elettrico e gas
La scheda tecnica numero 22, rappresentata in figura 35, evidenzia gli interventi appartenenti agli allegati dei DM gas ed elettrico, nonchè la sottotipologia associata ai predetti interventi che il proponente dell’opera deve effettuare in base a quanto disposto negli allegati degli stessi DM.
Figura 35 - Scheda tecnica 22, punti fondamentali
6.3.2-1 - Vincoli della scheda 22
Le “condizioni di applicabilità della procedura” rappresentano il discriminante finale per applicare in generale le schede tecniche ed in particolare la scheda numero 22, in questo ambito la procedura si può applicare se si verificano contemporaneamente le seguenti condizioni:
1) Impianto di teleriscaldamento di nuova costruzione;
2) Contabilità energetica completa per tutti gli impianti di produzione che insistono sulla rete di distribuzione del calore e dell’energia elettrica;
3) Ottenimento del riconoscimento del funzionamento in cogenerazione secondo la delibera N 42/2002 di cui al capitolo 5;
4) Installazione degli apparati di misura dell’energia termica presso tutte le sottocentrali di utenza alimentate.
Inoltre tra le “condizioni di applicabilità della procedura” sono elencate i seguenti vincoli:
5) Il conteggio dell’energia frigorifera può essere effettuato solo se i sistemi di refrigerazione sono installati nella centrale trigenerativa;
6) La procedura di cui alla scheda tecnica numero 22 e quindi del rilascio dei TEE attraverso la scheda di rendicontazione, non si può applicare se l’impianto usufruisce dei benefici derivanti dal rilascio dei certificati verdi CVTEL;
6.3.3 - Applicazione della scheda 22
In merito alle condizioni di applicabilità di cui al paragrafo 6.3.2-1 l’impianto possiede tutti i requisiti in linea con le condizioni indotte dalla scheda tecnica n 22, ed in particolare:
• punto 1: l’impianto è una nuova costruzione;
• punto 2: è stato previsto un sistema di misura dei risparmi ed i cui dati sono oggetto della presente, in particolare il sistema di misura adottato è quello presente in figura 36, coerentemente con quanto disposto dal documento di consultazione dell’AEEG
Figura 36 - misura dell’energia dichiarata(fonte presentazione schede tecniche 21 e 22 GSE)
• punto 3: le condizioni sono state soddisfatte appieno infatti è stato previsto il funzionamento in CAR ed il successivo rilascio della GOc di cui al capitolo 5;
• punto 4: è stato previsto l’uso di strumentazione di misura per le sottocentrali di utenza ed in particolare per le 4 grandi utenze e per le abitazioni ad uso civile di cui al capitolo 5; per cui in totale sono previste 5 sottocentrali di utenza;
• punto 5: nell’analisi di prefattibilità svolta in un precedente lavoro, si è posta in luce la possibilità di erogare l’energia frigorifera alle sole utenze civili, intese come abitazioni, inoltre in questa modalità di funzionamento, ovvero in trigenerazione, è stato disposto nella medesima analisi che il chiller (modulo CHP130) venga installato in centrale;
• punto 6: è necessario ricordare che, tramite i capitoli 3 e 5, si è visto come l’impianto in cogenerazione o in trigenerazione che utilizza fonti non rinnovabili non può usufruire dei benefici derivanti dal rilascio dei CVTEL; infatti secondo i limiti temporali di cui alla legge n 239/2004 solo i nuovi impianti che sono stati autorizzati entro il 31/12/2006 ed entrati in esercizio entro il 31/12/2008 possono ottenere questa agevolazione.
6.3.3-1 - Valori del potere calorifico inferiore usato
L’ Art. 8 della Del n 103/2003 afferma che i valori del PCI (Potere Calorifico Inferiore) utili alla verifica dì cui sopra sono deducibili dalla tabella allegata alla Del 103/2003 e sono soggetti ad aggiornamento da parte dell’AEEG, a questo scopo si è utilizzato il valore
corrispondente all’uso di gas naturale. Il soggetto proponente può secondo le prescrizione dell’AEEG utilizzare un valore diverso del PCI previa certificazione presso un laboratorio accreditato.
3
_ 8250KCal/Nm
PCIG VOL =
6.3.3-2 - Norme tecniche da rispettare
L’Art. 9 della Del 103/2003 afferma che i componenti impiantistici inclusi nei progetti presentati devono soddisfare i requisiti di cui all’Art. 6 del DM 20/07/2004 elettrico ovvero devono presentare certificazione tecnica idonea di cui ai requisiti elencati al capitolo 3 paragrafo 3.6.5.
6.3.3-3 - Dimensione minima dei risparmi conseguiti.
Secondo l’Art. 10 e nell’ambito delle valutazioni analitiche i progetti devono aver raggiunto, pena il mancato riconoscimento dei risparmi conseguiti, nei primi 12 mesi di misurazioni almeno un risparmio lordo pari a:
• 100 tep nel caso in cui i titolari siano distributori che servivano più di 100000 clienti finali al 31/12/2001;
• 50 tep in tutti gli altri casi;
pertanto poiché AMGAS S.P.A. rientra tra i distributori di gas naturale con più di 50000 clienti finali, il risparmio minimo conseguibile deve essere pari a RMIN =50tep.
6.3.3-4 - Il periodo di osservazione
Il soggetto distributore è tenuto ad effettuare una richiesta per ottenere la certificazione dei risparmi, è importante a tal proposito la definizione dei parametri temporali imposti dalla Del 103/2003, ed in particolare:
• Periodo di osservazione dei consumi: periodo nel quale vengono effettuate le misurazioni dei risparmi tramite lo schema rappresentato in figura 62 pari a 12 mesi, quindi
mesi tMIS =12 ;
• Periodo risparmio minimo: periodo nel quale viene raggiunta la dimensione di risparmio minimo tep pari a 6 mesi, quindi
RMIN =50
mesi tMISR−MIN =6 ;
• Periodo utile per effettuare la prima richiesta: periodo nel quale il soggetto obbligato è tenuto a inviare la prima richiesta all’ AEEG, pari a
7 6
;
1⇒ < <
+
<
< − − −
− I RICHIESTA
MIS MIN
R MIS RICHIESTA I
MIS MIN R
MIS t t t
t ,
tutte le grandezze e i numeri sono espressi in mesi
Per le richieste effettuate ogni 3 mesi dopo la prima o comunque almeno una volta all’anno ed entro 1 mese dal periodo scelto, i risparmi vengono conteggiati nel periodo intercorrente tra la prima richiesta e la successiva: supponiamo che AMGAS S.P.A. decida di effettuare le richieste successive alla prima ogni 3 mesi, allora in base ai dati ipotizzati sopra, la seconda richiesta è effettuata, al tempo
pari a
RICHIESTA II
tMIS−
) (
;
3 II RICHIESTA t
t
tMISI−RICHIESTA< MISII−RICHIESTA< MISR−MIN + ⇒ ° , 6.3.3-5 - Prima richiesta all’AEEG.
Ai sensi dell’articolo 13 della Del 103/2003 gli argomenti della prima richiesta sono:
a) informazioni relative al soggetto titolare di progetto (nome o ragione sociale, ruolo e attività svolta nell’ambito del progetto);
b) descrizione dell’intervento o degli interventi inclusi nel progetto con riferimento alle tipologie indicate all’articolo 5, dei decreti ministeriali 20 luglio 2004;
c) informazioni relative ai principali collaboratori al progetto: nome o ragione sociale, indirizzo, ruolo e attività svolta nell’ambito del progetto;
d) data di avvio del progetto;
e) prospetto di rendicontazione, per ogni tipologia di intervento inclusa nel progetto, riepilogativo della procedura di calcolo e dei risparmi di cui si richiede la certificazione includendo almeno le seguenti informazioni:
1. numero di interventi realizzati e valori misurati dei parametri per i quali le schede prevedono la misurazione diretta, entrambi riferiti al periodo temporale di riferimento della richiesta di verifica e di certificazione;
2. risparmio specifico lordo determinato sulla base dell’applicazione delle schede tecniche di valutazione analitica;
3. risparmio totale lordo attribuibile all’intervento nel periodo temporale di riferimento della richiesta di verifica e di certificazione;
4. eventuale coefficiente correttivo ‘a’ prima citato;
5. risparmio totale netto attribuibile all’intervento nel periodo temporale di riferimento della richiesta di verifica e di certificazione;
f) risparmio totale netto attribuibile al progetto nel periodo temporale di riferimento della richiesta di verifica e di certificazione.
In merito agli argomenti della prima richiesta si procede di seguito a sviluppare le risposte ai quesiti chiave, ovvero affini al riconoscimento dei risparmi conseguiti, pertanto le risposte ai quesiti a), c) e d) saranno omesse. In merito agli altri quesiti abbiamo che:
• per il punto b) si rimanda ai contenuti della figura 60;
• per il punti e) ed f) si rimanda al paragrafo 6.5;
6.3.3-6 - Richiesta successiva all’AEEG.
In riferimento ai tempi da rispettare di cui al paragrafo 6.3.3-4 gli argomenti della richiesta successiva alla prima sono i seguenti:
a) eventuali variazioni intervenute negli elementi di cui al paragrafo 6.3.3-5, lettere a) e c);
b) prospetto di rendicontazione, per ogni tipologia di intervento inclusa nel progetto, riepilogativo della procedura di calcolo e dei risparmi di cui si richiede la verifica e certificazione includendo le seguenti informazioni minime:
1. valori misurati dei parametri per i quali le schede prevedono la misurazione diretta, per gli interventi già inclusi nella precedente richiesta di verifica e di certificazione;
2. numero di interventi addizionali realizzati rispetto a quelli già dichiarati nella precedente richiesta di verifica e di certificazione e relative informazioni quantitative sui valori misurati dei parametri per i quali le schede prevedono la misurazione diretta.
6.4 - I dati usati nel prospetto di rendicontazione.
Il prospetto di rendicontazione è la chiave tecnica per ottenere il riconoscimento dei risparmi, esso indica in particolare i dati che dovranno essere inviati all’AEEG per ottenere il successivo rilascio dei titoli da parte del GME; a questo scopo il distributore è tenuto come già accennato in precedenza a valutare i risparmi conseguiti tramite misurazioni dirette, negli schemi di misura suggeriti dall’AEEG
e comunque con determinati range di incertezza. Per applicare la procedura di calcolo all’impianto è necessaria una valutazione delle espressioni inserite nel prospetto, e nel presente lavoro tramite foglio di calcolo, che costituiscono difatto le espressioni finali per quantificare i risparmi conseguiti. In particolare richiamando le definizioni di cui all’allegato della Del. 103/2003 e suoi aggiornamenti, nonché i legami evidenziati nel capitolo 5 si determinano nei paragrafi seguenti le quantità di energia utili al riconoscimento.
6.4.1 - Definizioni e calcolo: energia del combustibile
•
E
C contenuto energetico dei combustibili complessivamente utilizzati nelle centrali di produzione, pari al prodotto tra la massa e il potere calorifico inferiore [MWh], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2, calcolata in tale riferimento, mediante le seguenti grandezze ed espressioni:¾ HR=11532MJ/MWh (Heat Rate dato di targa GE10-1);
¾ 3 (dato Del N. 103/2003);
_ 8250KCal/Nm
PCIG VOL =
¾ tf =2200h/anno in modalità cogenerativa e tf =4400h/anno in modalità trigenerativa (tempo di funzionamento annuale dell’impianto previsto nello studio di fattibilità precedente);
¾ PN =11,25MWe (potenza elettrica nominale dell’alternatore, dato di targa modulo GE10-1);
¾ MJ Kg (dato di targa GE10-1, ovvero il potere calorifico inferiore posto a riferimento dal produttore per valutare HR);
PCIG_MAS =50,016 /
¾ EEL =24750MWh/anno in cogenerazione e EEL =49500MWh/anno in trigenerazione (energia elettrica lorda annuale misurabile ai morsetti dell’alternatore sigillati dall’UTF);
¾ QC =8264600Nm3/anno in cogenerazione e QC =16529200Nm3/anno in trigenerazione (quantità di gas consumato dal modulo GE10-1 calcolato in base ai dati di targa e alla domanda );
¾ fJ ) 2,778 10 MWh/MJ 3600
( 1 = × −4
= (fattore di conversione dell’energia da MJ a MWh in
linea con il I° PT ovvero l’energia termica è equivalente all’energia elettrica);
¾ EC =79282,5MWh in cogenerazione e EC =158565MWh in trigenerazione (contenuto energetico del combustibile calcolato secondo le prescrizioni della Del. 103/2003, ed in base al valore del PCI)
6.4.2 - Definizioni e calcolo: energia termica.
•
E
tL energia termica utile complessivamente prodotta dalle centrali di produzione e immessa nella rete di teleriscaldamento [MWht], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-1;calcolata tenendo conto di:
¾
MW
(potenza termica utile dato di targa modulo CTHR20MW ovvero la potenza utile della caldaia a recupero a valle della turbina);P
t =19,200¾ tf (tempo di funzionamento annuale dell’ impianto previsto nello studio di fattibilità precedente);
¾ EtL =Pt ×tf =42240MWh/anno (energia termica erogata a tutte le utenze e alle perdite di calore (EAt) nella modalità cogenerativa);
• EAt energia termica persa lungo la rete (certificata dal gestore dell’impianto) [MWht], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-1; il dato deve essere certificato dal gestore dell’impianto, stimato, e pari al 7% di EtL
• EFt_NCIV quota di EFt destinata alle sole nuove utenze civili [MWht], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-2; valutabile da misurazioni ed ipotizzata, nelle condizioni di progetto, pari al massimo erogabile:
¾ anno (massima erogabile alle utenze in modalità cogenerativa per teleriscaldamento e la produzione di ACS);
MWh EFt_NCIV =39283,2 /
¾ anno (massima erogabile alle utenze in modalità trigenerativa per la produzione di ACS);
MWh EFt_NCIV =71618,184 /
• EFt_ALTRE quota di EFt destinata alle utenze non civili o alle utenze civili già allacciate, nel caso di operazioni di ampliamento di rete [MWht], in questo caso è nulla;
• EFt energia termica complessivamente erogata dalla rete di teleriscaldamento e destinata a usi diretti di riscaldamento, post-riscaldamento e produzione di acqua calda sanitaria [MWht], coincide con l’energia termica per le nuove utenze civili
6.4.3 - Definizioni e calcolo: energia frigorifera.
• EFf_NCIV quota di EFf destinata alle sole nuove utenze civili [MWhf], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-3; valutabile da misurazioni ed ipotizzata pari al massimo erogabile:
¾ anno (massima erogabile alle abitazioni civili in modalità
trigenerativa per teleraffrescamento (chiller in centrale));
MWh EFf_NCIV =7471,2 /
• EFf_ALTRE quota di EFf destinata alle utenze non civili o alle utenze civili già allacciate, nel caso di operazioni di ampliamento di rete [MWht], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-3;
¾ anno (sarebbe l’energia massima erogabile alle altre utenze, non civili, in modalità trigenerativa per teleraffrescamento, ma poiché non è stato previsto l’uso di chiller in centrale per le altre utenze questo termine è nullo);
MWh EFf_ALTRE =0 /
• EFf energia frigorifera complessivamente erogata dalla rete di
teleraffrescamento/teleriscaldamento [MWhf], e comunque l’energia definita nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-3; calcolata come:
¾ EFf ≡EFf_NCIV =7471,2MWh/anno
6.4.4 - Definizioni e calcolo: bilancio termico - frigorifero.
Le equazioni che determinano il bilancio della sola energia termica sono le seguenti:
At t
tL E E
E = + ;
Ff Ft
t E E
E = + ;
NCIV Ft
Ft
E
E
≡ _ ;NCIV Ff
Ff
E
E
≡ _ ;At NCIV Ff NCIV Ft At Ff Ft At t
tL E E E E E E E E
E = + =( + )+ =( _ + _ )+
In particolare l’energia termica che viene prodotta dalla caldaia a recupero, ovvero il modulo CTHR20MW nella modalità cogenerativa viene impiegata per ottemperare alle perdite di calore
dovute alla trasmissione dell’energia termica alle utenze nonché alla distribuzione del calore utile impiegato dalle utenze ai fini di teleriscaldamento e produzione di ACS. Nella modalità trigenerativa invece, la quantità di energia termica utile prodotte dalla caldaia a recupero e dal chiller ad assorbimento, ovvero il modulo CHP130, viene impiegata per ottemperare alle perdite di trasmissione del calore e per erogare alle utenze la somma
EtL
NCIV
EAt
E
FtE
Ft_Ff Ft
t
E E
E
= + , ovvero la parte di utile di , impiegata dalle utenze civili per teleraffrescamento e produzione di ACS mentre la parte restante di viene impiegata dalle utenze non civili dotate di chiller per la produzione del freddo e per la produzione di ACS. E’ importante osservare che le prestazioni rilevate sono le massime ottenibili dall’impianto per cui si ricorderà in seguito che una condizione media raggiungibile può essere determinata tramite il soddisfacimento del minimo tecnico derivante dal funzionamento:EtL
Et
• in cogenerazione ed in CAR fino al 31/12/2010 con successivo rilascio della GOc;
6.4.5 - Definizioni e calcolo: energia elettrica.
In base alle nozioni apprese dal capitolo 5, dove sono state espresse le varie relazioni che riguardano l’energia elettrica, si procede di seguito ad elencare i risultati che trovano applicazione nel prospetto di rendicontazione. In particolare dato l’elevato numero di grandezze da esprimere si procede alla loro valutazione tramite una tabella riassuntiva, di cui alla figura 37 in modalità cogenerativa e alla figura 38 in modalità trigenerativa.
Figura 37 - Dati calcolati relativi all’energia elettrica in modalità cogenerativa
Figura 38 - Dati calcolati relativi all’energia elettrica in modalità trigenerativa
Dove in linea con le definizioni della Del. 103/2003:
• E AUX energia elettrica che viene prelevata dalla rete elettrica di distribuzione per alimentare gli ausiliari degli impianti di produzione, gli ausiliari della rete di produzione, gli eventuali assorbitori, ecc., nel caso specifico è pari a:
Ae E
E ≡ _
DCAL AUX E PCAL
AUX E AUX
E E E
E _ = _ + _ , definite nel capitolo 5 paragrafo 5.2.2-5;
• PCAL
AUX E EL
E E P E
E = −Δ − _ definita nel capitolo 5, rappresenta la definizione di energia elettrica netta prodotta di cui alla delibera 42-02
• EE_AUT =ΔP+EE_AUX +EFe definita nel capitolo 5, rappresenta l’energia elettrica
• E AUT definita nel capitolo 5, rappresenta l’energia elettrica prodotta in eccesso e ceduta alla rete Enel
E IMM
E E E
E _ = − _
A causa della dipendenza indotta dalla presenza delle perdite ovvero ) ,
(
E
E_IMME
E_AUTf
P
=Δ ,
si sono dovute risolvere le tre equazioni sopra scritte nelle tre incognite , , , quindi si è giunto alle seguenti espressioni:
EE EE_IMM EE_AUT
γ
β E AUX
PCAL AUX E EL E
E E
E (E − _ )× + _
= ,
energia elettrica netta prodotta secondo le definizioni della delibera 42-02;
) 1 (
) 1
_ (
_ − −
−
×
= −
IMM AUT
AUT E
AUX E IMM
E K K
K E
E E ,
energia elettrica immessa in rete in quanto prodotta in eccesso;
) 1
(
_ _
_
AUT
Fe AUX E IMM E IMM AUT
E K
E E
E E K
−
+ +
= × ,
energia elettrica autoconsumata nel luogo di produzione pertanto prelevata dalla rete Enel;
Ove le costanti di calcolo sono state espresse nel capitolo 5 paragrafo 5.2.3-2.
Il bilancio completo sott’intende che
AUT E IMM E
E E E
E = _ + _ ,
coerentemente a quanto disposto dalla Del. 103/2003, ovvero l’energia elettrica netta prodotta annualmente dall’impianto ed al netto delle perdite per autoconsumo e per immissione, viene impiegata per l’immissione in rete e quindi per la vendita. In merito all’energia elettrica è necessario fare un osservazione: le perdite per immissione sono all’in circa il 50 % di quelle per autoconsumo, in base ai dati dell’AEEG tabellati nella Del 42-02, pertanto la scelta del funzionamento in parallelo con la rete Enel corrisponde ad un ulteriore vantaggio ai fini dell’efficienza di conversione poiché in questa modalità l’energia autoconsumata è ridotta ai minimi termini.
6.4.6 - Il bilancio globale e i dati finali.
Nel bilancio globale è stata conteggiata l’energia primaria del combustibile che ovviamente deve generare energia termica utile ed energia elettrica netta, mediante la seguente espressione
PERSA C tL E
C E E E
E = + + _ ,
dove rappresenta l’energia del combustibile che non viene convertita in energia utile per effetto della conversione stessa più quella spesa per alimentare gli ausiliari di sola produzione del calore nonché quella delle perdite dovute all’energia elettrica immessa ed autoconsumata; è necessario
PERSA
EC_
tuttavia stimare con precisione e tramite misurazioni, l’entità dell’energia effettivamente erogata e quindi di quella effettivamente persa. In particolare si è ipotizzato che:
• le perdite di natura elettrica, per immissione ed autoconsumo che vengono impiegate nelle rispettive reti Enel e locale per produrre
IMM
EE_ ed EE_AUT siano pari a
AUT IMM
AUT E AUT
IMM E
IMM p E P P
p E
P=Δ × +Δ × =Δ +Δ
Δ _ _
100
% 100
% ,
dove
100 ) 1 1 (
%= − ×
Δ
IMM
IMM p
p ,
972 ,
=0 pIMM
957 ,
=0 pAUT
lette nella tabella allegata alla Del. 42-02 per la connessione in MT, ed in riferimento a quanto detto nel paragrafo precedente l’incidenza di tali perdite è pari a
0288 , 100% ≈0
=Δ IMM
IMM
K p
0449 , 100% ≈0
=Δ AUT
AUT
K p ,
ovvero le perdite per immissione sono più basse di quelle per autoconsumo, quindi poiché nel nostro caso l’energia autoconsumata non include quella erogata alle utenze locali (EFe =0), ne deriva che l’entità delle perdite per autoconsumo è ridotta ai minimi termini, infatti
PAUT
Δ α
E
E_AUTcon
AUX E Fe
AUX E AUT
E P E E P E
E _ =Δ + _ + ≡Δ + _ . L’energia immessa invece è più alta infatti vale
AUT E E IMM
E
E E
E
_ = − _ ,ma il contributo percentuale di perdite che “paghiamo”, nel senso di energia persa, è più basso delle precedenti.
• L’energia elettrica spesa perché assorbita dagli ausiliari di produzione e distribuzione del calore e del freddo, ovvero il termine
E
E_AUX è pari aDCAL AUX E PCAL
AUX E AUX
E E E
E _ = _ + _ con
PCOND AUX E PTLR
AUX E PCAL
AUX
E E E
E _ = _ + _
DCOND AUX E DTLR
AUX E DCAL
AUX
E E E
E _ = _ + _ , dove:
¾ PTLR
AUX
EE_ ed EEDTLR_AUX contengono rispettivamente l’energia elettrica spesa complessivamente da tutti gli ausiliari per la produzione del calore e dell’ACS e l’energia elettrica spesa complessivamente da tutti gli ausiliari per la distribuzione del calore e dell’ACS alle utenze; i valori sono stati ipotizzati.
¾ PCOND
AUX
EE_ ed EEDCOND_AUX contengono rispettivamente l’energia elettrica spesa complessivamente da tutti gli ausiliari per la produzione del freddo e l’energia elettrica spesa complessivamente da tutti gli ausiliari per la distribuzione del freddo alle utenze; il valore di EEPCOND_AUXè stato calcolato in base al fabbisogno degli ausiliari di produzione del chiller ovvero del modulo CHP130 la cui potenza è stata letta sui dati di targa, mentre il valore di EEDCOND_AUX è stato ipotizzato.
In definitiva con riferimento alle figure 65 e 66, che rappresentano rispettivamente i bilanci energetici per via grafica della modalità cogenerativa e di quella trigenerativa, si procede di seguito a rappresentare i valori finali tramite tabelle, di cui alla figura 67 per la modalità cogenerativa e 68 per quella trigenerativa quando le utenze civili richiedono il massimo di energia termica.
Nella figura 64 notiamo come l’energia del combustibile viene impiegata per produrre le varie quote di energia utile alle utenze, e alla rete Enel nonché alle perdite con un rendimento di conversione massimo ottenibile nella modalità cogenerativa pari a
83579 ,
_ °= + =0
C tL E I
COG E
E
η E ,
quindi con una perdita complessiva di energia, ai fini della delibera 42-02, pari al 16,42 %, , mentre nella modalità trigenerativa
83552 ,
_ ° = + =0
C tL E I
TRIG E
E
η E ,
quindi con una perdita complessiva di energia ai fini della del 42-02 pari al 16,4 %.
Figura 39 - Conversione dell’energia primaria, grafica della modalità cogenerativa
Figura 40 - Conversione dell’energia primaria, grafica della modalità trigenerativa
Come già accennato nelle figure 39 e 40 sono disponibili i dati in ingresso utilizzati per effettuare il calcolo della scheda di rendicontazione nella modalità di massimo fabbisogno termico per tutte le utenze e nelle rispettive 2 modalità ossia cogenerativa e trigenerativa, si procede dunque a rappresentare i dati relativi al fabbisogno minimo, atto a garantire il funzionamento in CAR e del rilascio della GOc dell’impianto, che equivale ad imporre rispettivamente IRE=0,1 e rendimento di primo principio pari a 0,75.
Figura 41 - Valori delle energie in ingresso al prospetto di rendicontazione con di fabbisogno massimo (
NCIV
EFt_
% 100 (%)=
DOMANDA ) in cogenerazione
Figura 42 - Valori delle energie in ingresso al prospetto di rendicontazione con di fabbisogno massimo (
NCIV
EFt_
% 100 (%)=
DOMANDA ) in trigenerazione.
Le definizioni delle energie sono state interpretate dalle Del. 103/2003 e 177/2005, mentre le varie costanti di calcolo sono state definite nel capitolo 5 per semplificare le espressioni dell’energia elettrica impiegata per autoconsumo e per l’immissione in rete nonché ovviamente per la parte di utile a definire il rendimento di I° principio.
EEL
6.4.7 - I discriminanti tecnici-normativi.
Avendo definito la quantità nel capitolo 5, si procede di seguito ad elencare i risultati relativi alle variazioni di energia che comportano una variazione dei limiti tecnici e procedurali inclusi nelle norme. Nella modalità cogenerativa è stato previsto un tempo di funzionamento annuale pari a circa 2200 h/anno cui corrispondono i dati di progetto ricavati in figura 41, ovvero se la domanda si attesta intorno al valore di progetto è possibile garantire un rendimento
(%) DOMANDA
8358 ,
=0
°
ηI , mentre se essa diminuisce del 16,1 % circa, si verifica il raggiungimento del limite tecnico riguardante il rilascio della GOc e a fronte di una ulteriore riduzione della domanda, comunque inferiore al 30 % e maggiore al 16,1 %, si ha la perdita del diritto ad ottenere il rilascio della GOc per la quantità di energia elettrica prodotta, questa situazione si verifica quando la caldaia funziona per 1846 h/anno mentre il generatore elettrico continua a funzionare per 2200 h/anno; in maniera analoga a fronte di una riduzione della domanda annuale superiore al 30 % e inferiore al 39,6 % si perde il diritto ad ottenere il rilascio dei TEE, poiché la Del. 103-03 prescrive che il rilascio dei TEE è consentito laddove l’entità dei risparmi conseguiti sia maggiore di 50 tep annui, questa condizione si raggiunge quando la caldaia funziona per 1540 h/anno.
Per valori di riduzione della domanda maggiori al 39,6 % e inferiori al 48,38 % si perde la qualifica di impianto funzionante in CAR, se questo entra in funzione oltre il limite temporale del 31/12/2010;
ovvero se la caldaia funziona per un tempo annuale inferiore a 1329 h/anno, e contemporaneamente è previsto che l’impianto effettua la prima cessione di calore alla rete di teleriscaldamento dal 01/01/2011, in questo caso il riconoscimento del funzionamento nella modalità ad alto rendimento non può essere ottenuto. In fine per valori della domanda inferiori al 51,62 %, ovvero per una riduzione della stessa maggiore al 48,38 %, l’impianto non è più definito cogenerativo e viene riconosciuto, dal punto di vista normativo, come impianto termoelettrico convenzionale; il raggiungimento di questo punto critico si verifica quando la caldaia è chiamata a erogare energia termica solo per 1136 h/anno.
Una ulteriore precisazione va fatta per l’intervallo di tempo annuale 1136 : 1329 h/anno: se viene previsto che l’impianto entri in funzione prima del 31/10/2010, il limite del funzionamento in CAR coincide con il limite minimo del funzionamento in cogenerazione (Del. 42-02), in quanto l’Autorità ha previsto che fino a tale data gli impianti cogenerativi sono definiti anche ad alto rendimento.
