1. Introduzione
1.1. Vantaggi tecnici collegati alla produzione integrata di energia elettrica e calore
E’ noto che in numerosi e diversificati impianti industriali ricorre con frequenza sempre maggiore la richiesta contemporanea sia di energia elettrica che di energia termica in genere sotto forma di vapore, acqua calda o aria preriscaldata per gli usi tecnologici dei processi di lavorazione. Anche per gli impieghi civili l’esigenza di disporre contemporaneamente di energia elettrica e di energia termica aumenta sempre più, diffondendosi, ad esempio, le installazioni di impianti di riscaldamento centralizzato, di impianti di dissalazione e di disinquinamento.
Tali richieste vengono in genere soddisfatte in modo tradizionale attraverso un collegamento alla rete nazionale per quanto riguarda l’energia elettrica che viene pertanto acquistata dai grandi produttori (ENEL) e provvedendo a produrre in proprio, per le esigenze dei processi di lavorazione, vapore o un fluido caldo bruciando del combustibile in una opportuna caldaia installata all’interno dello stabilimento stesso.
Il problema può anche essere risolto, sempre in maniera tradizionale, installando all’interno dello stabilimento un impianto motore primo termico destinato alla sola produzione dell’energia elettrica necessaria al fabbisogno interno, nonché una adatta apparecchiatura, ad esempio una caldaia, completamente svincolata dal primo impianto, che provveda a produrre solo vapore o aria calda in relazione alle esigenze dei processi di lavorazione.
A tale proposito, supponiamo che l’esigenza di energia elettrica Ee sia soddisfatta mediante un impianto con turbina a gas mentre l’esigenza di calore Et sotto forma di vapore d’acqua in determinate condizioni di temperatura e pressione, sia soddisfatta mediante apposito generatore di vapore che bruci il combustibile mc’
.
Considerando però che i gas di scarico della turbina si trovano a temperatura elevata, si può pensare di installare un generatore di vapore, che sfrutti i gas di scarico della turbina, per produrre il calore Et richiesto; in tal caso si evita di bruciare la quantità di combustibile mc’
con evidente vantaggio economico.
L’impianto realizzato è evidentemente un impianto di cogenerazione nel quale si producono contemporaneamente energia elettrica Ee e energia termica Et.
Poiché la produzione di energia elettrica Ee è evidentemente legata alla produzione di calore Et è opportuno, quando si ricorre ad un impianto di cogenerazione, prevedere comunque il collegamento con la rete elettrica nazionale dalla quale si preleverà energia se la produzione interna è inferiore alla richiesta; in caso contrario l’energia elettrica esuberante verrà immessa in rete e venduta.
Per poter avere un’idea in merito al risparmio di energia primaria conseguibile con un impianto di cogenerazione rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e di calore utile, prendiamo in considerazione il seguente schema di riferimento:
a) Sistema di cogenerazione
b) Produzione convenzionale separata
Come si vede a parità di effetto utile il sistema di cogenerazione consuma il 32,3 % in meno rispetto alla produzione separata di energia elettrica e termica.
1.2. Vantaggi della cogenerazione collegati alle leggi vigenti
Il panorama energetico italiano, caratterizzato da 30 anni di monopolio Enel, inizia nei primi anni ‘90, a orientarsi verso nuove politiche, volte ad avviare un processo di libera concorrenza e a rendere meno difficoltoso l’ingresso di soggetti privati nella produzione elettrica. Gli interventi che hanno favorito il processo di privatizzazione dell’Enel e portato alla liberalizzazione della produzione elettrica da fonti rinnovabili, possono essere riassunti in tre categorie:
q liberalizzazione del mercato elettrico, avviata a livello europeo con la direttiva 91/96/CE e introdotta nel nostro paese con il decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79;
q intervento di investitori privati nel settore della generazione elettrica, come conseguenza della situazione di cronico deficit nella capacità di produzione elettrica italiana;
q promozione degli investimenti nel settore delle energie rinnovabili.
I principali benefici che la legislazione attuale riconosce alla cogenerazione sono:
q esenzione dall'obbligo di acquisto di certificati verdi;
q diritto all'utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta in cogenerazione, dopo quella prodotta da fonti rinnovabili;
q prezzi incentivati per l'energia elettrica prodotta in cogenerazione da impianti di potenza inferiore a 10 MVA;
q diritto al rilascio di certificati verdi (per i soli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento);
q qualifica di Cliente Idoneo sul mercato del gas naturale (per la sola quota di gas utilizzata in cogenerazione);
q possibile ottenimento di "titoli di efficienza energetica" commerciabili.
1.2.1.
Principali leggi nazionaliDlgs. 79/99: Decreto Bersani: il sistema dei Certificati Verdi
A partire dal 2002 un nuovo sistema d’incentivazione di mercato, basato sui Certificati Verdi, titoli attribuiti all’energia prodotta da Fonti Energetiche Rinnovabili (FER), sostituisce progressivamente il vecchio sistema di incentivazione a sussidio, legato al programma CIP 6/92.
Obiettivi di tale scelta sono: l’adozione di un meccanismo di concorrenza per il sostegno alle fonti rinnovabili e la conciliazione tra la loro promozione e la creazione di un mercato
dell’energia elettrica. In concreto, ogni CV attesta la produzione da parte di un impianto a FER di 100 MWh di energia verde; il CV ha durata annuale.
L’aspetto innovativo risiede nell’incentivo, precedentemente stabilito dalle autorità e, ora, determinato fissando un obbligo percentuale di energia verde da produrre e lasciando variare il prezzo in funzione del mercato. Il sistema dei Certificati Verdi, si configura, almeno da un punto di vista teorico, come una modalità cost effective per promuovere lo sviluppo delle energie rinnovabili. Esso infatti:
q abbassa il costo della generazione delle energie rinnovabili, favorendo la competizione tra i produttori;
q attrae nuovi operatori nel mercato, in presenza di un obbligo a produrre una determinata quota di energia rinnovabile nel tempo.
La normativa pone l’obbligo per i produttori termoelettrici e gli importatori di elettricità (per quantità superiori ai 100 GWh) di immettere in rete elettricità generata con FER nella misura del 2% dell’elettricità prodotta o importata nell’anno precedente, dedotti gli autoconsumi di centrale, la cogenerazione e la produzione da impianti di gassificazione che utilizzino anche carbone di origine nazionale.
Il soddisfacimento dell’obbligo può avvenire attraverso tre modalità:
q acquisto di CV (pari alla quota soggetta all’obbligo) che vengono attribuiti ai produttori di energia da nuovi impianti a fonte rinnovabile;
q messa in esercizio di nuovi impianti a fonte rinnovabile (ai quali verranno concessi i relativi CV);
q importazione di nuova energia rinnovabile proveniente da paesi che adottano analoghi strumenti di incentivo su basi di reciprocità.
Delibera 19 marzo 2002 dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n°42
Stabilisce le condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, nonché le modalità di aggiornamento di tali condizioni e le modalità per l’attestazione, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, delle condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione da parte dei produttori che intendono avvalersi dei benefici previsti dagli articoli:
- 3, comma 3 del DLgs 79/99: libertà di accesso per tutti gli utenti alla Rete di Trasmissione Nazionale e utilizzazione prioritaria dell’energia prodotta con fonti rinnovabili e cogenerazione,
- 4, comma 2 del D.Lgs. 79/99: Indirizzi per l’Acquirente Unico ai fini della salvaguardia della sicurezza e economicità degli approvvigionamenti dei clienti vincolati anche mediante l’uso delle energie rinnovabili a la cogenerazione,
- 11 comma 2 del D.Lgs. 79/99: esenzione di ottenere i CV per l’energia prodotta mediante cogenerazione,
- 11 comma 4 del D.Lgs. 79/99: precedenza sulla RTN alla energia prodotta da fonti rinnovabili e cogenerazione,
- 22, comma1, lettera b), del decreto legislativo n. 164/00.
Decreto Legislativo 29 Dicembre 2003, n.387: modifiche al sistema dei CV
Il sistema dei Certificati Verdi avviato con il Decreto Bersani non presentava diversificazioni di incentivazione tra le diverse fonti energetiche. L’esperienza maturata nello sviluppo dei progetti in questo settore ha evidenziato come il sistema risultava essere asimmetrico sostenendo in maniera efficiente alcune fonti, come quella eolica, e rendendo d’altra parte difficoltosa la realizzazione di impianti che sfruttano risorse e tecnologie poco competitive quali la biomassa e il solare termico e fotovoltaico. In tale ottica, il Decreto Legislativo 387/2003, emanato in attuazione della Direttiva Europea 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da FER, cerca di fornire una soluzione valida al problema, promuovendo uno sviluppo sostenibile e uniforme dei progetti attraverso strumenti specifici di sostegno.
Il Decreto Legislativo potenzia il sistema dei Certificati Verdi incrementando la quota d’obbligo minima del 2%: la percentuale di energia elettrica da fonte rinnovabile che deve essere immessa nel sistema elettrico nazionale viene incrementata annualmente di un fattore 0.35% nel periodo 2004–2006. Successivamente il Ministero delle Attività Produttive dovrà stabilire ulteriori incrementi per i trienni 2007– 2009 e 2010.
Legge n. 83/03
Nell'ulteriore semplificazione legislativa relativamente ai procedimenti di VIA si è cercato di agevolare progetti che prevedessero un minore effetto impattante:
L'art. 3 della Legge n. 83/03 prevede che siano considerati prioritari i "progetti di ambientalizzazione delle centrali esistenti che garantiscono la riduzione delle emissioni inquinanti complessive, nonché i progetti che comportano il riutilizzo di siti già dotati di adeguate infrastrutture di collegamento alla rete elettrica nazionale, ovvero che contribuiscono alla diversificazione verso fonti primarie competitive, ovvero che comportano un miglioramento dell'equilibrio tra domanda ed offerta di energia elettrica, almeno a livello regionale, anche
tenendo conto degli sviluppi della rete di trasmissione nazionale e delle nuove centrali già autorizzate".
La crisi energetica del nostro Paese è grave e di natura strutturale, per questo si è reso necessario definire una strategia per la progettazione e l'autorizzazione alla costruzione di nuove centrali elettriche, che attraverso la semplificazione legislativa e l'introduzione di un procedimento di
"autorizzazione unica" ha consentito procedure più agili ed efficienti, mantenendo le necessarie tutele ambientali attraverso il procedimento di valutazione di impatto ambientale.
Questo ha reso possibile la valutazione ed autorizzazione di numerosi progetti relativi alla realizzazione di nuove centrali termoelettriche a ciclo combinato e consentirà di attivare centrali (comprese quelle alimentate da fonti rinnovabili) che rafforzino l'autonomia e la fornitura di energia nel nostro paese, riequilibrando il rapporto tra domanda e offerta di energia su base regionale o macroregionale, favorendo l'uso di combustibili a basso impatto ambientale e utilizzando le migliori tecnologie disponibili.
Legge 23 agosto 2004, n. 239: «Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia»“Legge Marzano”
Secondo l’articolo 1, comma 71, legge 23 agosto 2004, n. 239, ha diritto ai Certificati Verdi anche:
q l’energia elettrica prodotta con l’utilizzo dell’idrogeno;
q l’energia elettrica prodotta in impianti statici, vale a dire con celle a combustibile;
q l’energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento.
Legge 18 aprile 2005, n. 62
:
Art 21 Disposizioni per l’attuazione della direttiva 2004/8/C E del Parlamento europeo e del Consiglio, del 1 febbraio 2004, sulla promozione della Cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE.Il recepimento delle disposizioni europee sulla cogenerazione è solo uno degli elementi di un più complesso quadro normativo internazionale e comunitario a cui l’Italia si sta adeguando.
All’interno della Comunitaria 2004, infatti, per quel che riguarda il settore energia, la cogenerazione è il tassello di completamento di un più vasto processo di liberalizzazione del mercato dell’energia, al cui interno si collocano sia le nuove disposizioni generali in materia di
energia elettrica e gas naturale, ma anche quelle ambientali relative al Protocollo di Kyoto e ai meccanismi di commercio dei diritti d’inquinamento attivati a livello europeo. In particolare, nell’architettura della Comunitaria 2004, per quel che riguarda il settore energia-ambiente, oltre alle disposizioni sulla
cogenerazione, trovano spazio anche il recepimento:
q delle nuove direttive europee sul mercato dell’energia:
- articolo 15 «Disposizioni per l’attuazione della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell‘energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE»;
- articolo 16 «Disposizioni per l’attuazione della direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 98/30/CE»;
- articolo 17 «Disposizioni per l’attuazione della direttiva 2004/67/CE del Consiglio, del 26aprile 2004, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas naturale»;
q della direttiva europea sull’emission trading (ET) per il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo di Kyoto (articolo 14 «Disposizioni per l’attuazione della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 2003, che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nella Comunità e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio europeo»).
L’obiettivo di questo articolato sistema di provvedimenti è, almeno in apparenza, alquanto contraddittorio:
q da un lato garantire un equilibrio tra lo sviluppo della concorrenza nel mercato energetico europeo (aumento della produzione a costi minori grazie alla competizione);
q dall’altro ridurre gli effetti di alterazione climatica dovuti all’uso dei combustibili fossili nei processi di generazione energetica.
Una parziale soluzione a questa politica energetica europea la può portare proprio il sistema della cogenerazione ad alto rendimento, ovverosia soddisfare la domanda di calore utile mediante l’utilizzo del calore di scarto del ciclo di produzione di energia elettrica.
Questa è la motivazione per cui l’Unione europea sta spingendo per la promozione di questo approccio alla cogenerazione, il cui sviluppo assicurerebbe, comunque, il mantenimento dei livelli attuali della produzione industriale e dei servizi terziari, riducendo, però, le emissioni climalteranti.
1.3. Politiche Regionali
Il settore energetico è responsabile per oltre il 70 per cento degli effetti sull'ambiente che determinano inquinamento e cambiamenti climatic i. Tutti ormai abbiamo sentito parlare dei gas serra che vengono moltiplicati (in particolare anidride carbonica e metano) attraverso la produzione, il trasporto e il consumo dell'energia.
Ridurre l'emissione in atmosfera dei gas responsabili dell'effetto serra del 6.5% entro il 2010 è l'obiettivo assegnato all'Italia dal protocollo di Kyoto sui cambiamenti climatici e dagli accordi assunti in sede comunitaria. Il raggiungimento di tali obiettivi, malgrado le difficoltà e gli ostacoli frapposti, rappresenta la grande priorità ambientale-economica dei prossimi anni.
Le scelte della Regione Toscana (PER)
Nel 1990 le emissioni di anidride carbonica in Toscana ammontavano a circa 27 milioni di tonnellate all'anno, il 6.8% del dato nazionale. Rispetto a questa cifra l'impegno alla riduzione, sulla base di Kyoto, si aggirerebbe intorno ai 7 milioni di tonnellate.
La Regione Toscana si è posta obbiettivi addirittura superiori a tali impegni. Il Piano Energetico Regionale (PER) si prefigge infatti una riduzione delle emissioni di anidride carbonica in atmosfera dell'ordine di circa 10 milioni di tonnellate all'anno, 3 milioni in più di quanto spetterebbe alla Toscana sulla base della percentuale di Kyoto e del peso del suo sistema socio- produttivo nel sistema nazionale. Il piano, redatto seguendo le priorità stabilite dalla legge regionale 45 del 1997, favorisce e promuove l'uso di fonti rinnovabili e la loro integrazione con le attività produttive e urbane del tessuto socio-economico regionale. Con l'attuazione del piano si prevede lo sviluppo e la diffusione delle fonti rinnovabili, la cogenerazione con gas metano, la produzione energetica derivante da rifiuti o sottoprodotti del loro trattamento.
La meta da raggiungere è ambiziosa e prevede di arrivare, entro il 2010, a:
q un risparmio energetico di 3.3 Mtep, pari al 28% dell'intero consumo regionale;
q un incremento della potenza elettrica istallata di circa 1.600 MW dei quali oltre 1.000 da fonti rinnovabili e assimilate.
Ulteriori obiettivi, non trascurabili, dal piano sono:
q la realizzazione di politiche di sviluppo socio-economico delle aree interessate dagli interventi, con particolare riflesso sui livelli occupazionali, in modo da rispondere in parte agli obiettivi individuati dal patto sociale per lo sviluppo e l'occupazione firmato presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri il 22.12.98;
q la crescita e la competitività dell'industria nazionale del settore con particolare riferimento alla piccola e media impresa, con ampie possibilità in termini di indotto e di valorizzazione delle risorse locali.
Gli strumenti del PER
La volontà di perseguire gli obiettivi del piano è sostanziata da specifiche norme comunitarie e nazionali le quali prevedono l'incentivazione agli investimenti nel settore delle fonti energetiche rinnovabili da parte delle Regioni attraverso contributi in conto capitale provenienti da fondi comunitari (Fesr e Feoga), da fondi nazionali (carbon tax) e attraverso fondi regionali (1%
ascissa sulla benzina-D.Lgs 112/98).
E' accolto e utilizzato lo strumento degli accordi volontari proposto dal Consiglio dei Ministri dei Paesi dell'Unione Europea competenti in materia energetica nella seduta dell'11.05.98 e ribadito dal Patto Generale per l'Energia e l'Ambiente del novembre 1998, come strumento di politica ambientale anche al fine di:
1. cogliere e sfruttare al meglio le capacità di azione e le risorse esistenti nel sistema economico per il raggiungimento di obiettivi di sviluppo, sulla base di azioni concordate e dimensionate sulle potenzialità di intervento reali dei soggetti coinvolti a condizioni date;
2. cogliere e sfruttare le specificità locali dei sistemi territoriali coinvolti, con una migliore aderenza delle soluzioni alle problematiche peculiari e, di conseguenza, l'ottimizzazione dell'azione rispetto a obiettivi determinati, misurati e adattati alle reali necessità;
3. instaurare un rapporto di collaborazione più stabile su base consensuale tra attori pubblici ed economici, aumentando il grado di accettabilità sociale degli interventi da realizzare;
4. favorire e promuovere politiche di concertazione permanente tra i vari soggetti coinvolti al fine di perseguire il maggior grado di efficienza e di efficacia nell'esercizio delle rispettive funzioni nel rispetto dei principi di sussidiarietà, adeguatezza, trasparenza e differenziazione, in un quadro di rinnovata reciprocità e coerenza globale;
5. garantire la realizzazione degli interventi anche attraverso il sostegno pubblico sia in termini economico- finanziari sia attraverso il superamento delle barriere territoriali e amministrative che possono ostacolare le realizzazioni impiantistiche.
1.3.1.
Il Piano Energetico Provinciale – settore industriale Potenzialità di sviluppo della cogenerazione nel settore industrialeSulla base della caratterizzazione delle industrie (intensità di prelievo e tipologia produttiva) è possibile stimare quali siano le potenzialità per la realizzazione di impianti di cogenerazione per la produzione combinata di energia elettrica e termica.
Tale stima provvede a valutare:
o il numero di impianti potenzialmente realizzabile o la potenza complessiva
o la produzione di energia elettrica e termica o i fabbisogni di combustibile
o gli investimenti necessari o un bilancio complessivo netto.
Nella provincia di Pisa sulla base dei dati degli impia nti che sono cresciuti dal 1996 al 2000 (vedere tabella 1.1), si stima una potenzialità aggiuntiva di cogenerazione pari alla produzione di circa 3000 GWh, con una potenza installata aggiuntiva di circa 750-1000 MW.
Gli interventi sono caratterizzati da pochi impianti di media dimensione (intorno a 50-100 MW – si stimano 3-5 impianti) e da molti impianti di piccola dimensione (compresi tra 1 e 20 MW – si stimano circa 30-40 impianti).
Nel caso dei distretti industriali è possibile intervenire in modo tale che questi possano beneficiare delle sinergie date da un tessuto produttivo fortemente articolato e simile.
Cliente Luogo Anno pot (Kwe)
Telecogen Santa Croce sull’Arno 1992 598
Donati Campo 1992 1320
Telecogen Castelfranco di Sotto 1992 736
Telecogen San Giuliano Terme 1993 1003
Telecogen Santa Croce sull’Arno 1995 922
Telecogen Santa Croce sull’Arno 1996 3884
Telecogen Ponte a Cappiano 1996 2006
Telecogen Romaiano 1996 6784
Cliente Luogo Anno pot (Kwe)
Abiogen Pharma Pisa 1997 1003
Telecogen Pisa 1997 803
Telecogen Pi 1997 755
Telecogen Pi 1998 755
Servizi Ambienti Pi 1998 720
Ecofor Pi 1999 900
Ecofor Pi 2000 720
Tabella 1.1 Impianti di cogenerazione nella provincia di Pisa
1.4. Vantaggi per i comuni di Santa Croce e San Miniato derivanti dall’installazione di una rete di teleriscaldamento industriale
Nel comprensorio del cuoio ogni anno vengono prelevati circa 6 milioni di metri cubi di acqua dal sottosuolo per usi industriali. Per quanto la situazione idrogeologica del territorio sia particolarmente favorita, un prelievo così massiccio e prolungato non può nel tempo non causare un preoccupante impoverimento delle falde.
Il comune di S. Croce Sull’Arno alcuni anni fa commissionò uno studio sulla situazione e ne risultò che occorreva cominciare a programmare iniziative per ridurre gli effetti, dei massicci emungimenti.
Si presenterà, quindi, anche nel comprensorio la necessità, in un futuro più o meno prossimo, di non utilizzare più le acque di falda per i processi produttivi.
Nell’ipotesi di fornire alle concerie acqua prelevata da corsi superficiali dopo opportuno trattamento e distribuirla tramite apposito acquedotto, si potrebbero ottenere i seguenti vantaggi:
1. risparmio di energia elettrica
Nel 1997 sono stati emunti 6,4 (5,8 nel 2002) milioni di m3 di acqua da circa un migliao di pozzi con un consumo di energia elettrica stimabile in 4,5 milioni di KWh/anno corrispondenti a 225.000 kg di gasolio/anno.
2. Risparmio di prodotti chimici
Ogni singola ditta deve provvedere a migliorare la quantità di acqua prelevata dai pozzi mediante impianti di addolcimento, deferritizzazione e demanganizzazione.
Nel 1997 sono stati utilizzati 10.000 t di NaCl e 12.000 t di altri prodotti per la deferritizzazione e demanganizzazione per un totale di 22.000 t/anno di sali.
Centralizzando il trattamento delle acque si avrà una sostanziale riduzione dei costi di trasporto e distribuzione di tali sali presso tutte le concerie del distretto.
3. Vantaggi ambientali
q Salvaguardia del ricettore finale : il consumo di sale, come sopra indicato, comporta un forte incremento (di 800 – 1.000 mg/l) nei liquami in arrivo agli impianti di depurazione della concentrazione dello ione cloruro che, come noto, non può essere rimosso con le tecniche normalmente in uso e tecnicamente ed economicamente sostenibili.
q salvaguardia della falda: si calcola la presenza nel Comprensorio del Cuoio di circa 1.000 pozzi concentrati in una zona di 3 km di raggio. Normalmente il cono di richiamo di un pozzo si estende per 200 m, risulta quindi facilmente intuibile come un prelievo così intensivo non può non provocare nel tempo un danno idrogeologico assolutamente da prevenire.
Utilizzando lo stesso progetto della rete di distribuzione dell’acqua industriale fredda già in fase di studio e approvazione dai Comuni interessati, aggiungendo le tubazioni per l’acqua calda, i costi necessari per ottenere le servitù di passaggio, la rottura ed il ripristino del terreno compreso il manto stradale verrebbero ammortizzati più velocemente fornendo anche l’acqua calda rispetto al caso di sola fornitura di acqua fredda, il ritorno economico dell’investimento necessario per realizzare l’impianto di distribuzione dell’acqua risulterebbe più vantaggioso, favorendo così la fattibilità economica- finanziaria dell’intero progetto.
1.5. Esemplificazione industriale: progetto di costruzione del nuovo impianto R
OSELECTRAper la produzione di energia elettrica da 400 MW con ciclo combinato alimentato a metano nello stabilimento Solvay di Rosignano
Il progetto sarà realizzato nello stabilimento SOLVAY CHIMICA ITALIA S.P.A.di Rosignano, che opera nel campo della Chimica di base (carbonato di sodio e derivati, cloro e derivati, perossidati) e delle Materie Plastiche (polietilene alta densità); il fatturato annuo è di circa 350 milioni di Euro e sono occupati, tra diretti e indiretti, 1500 addetti.
Il progetto di costruzione del nuovo impianto ROSELECTRA per la produzione di energia elettrica con ciclo combinato alimentato a metano si inserisce in modo del tutto coerente nei programmi
governativi e negli orientamenti del Ministero dell’Ambiente e del Ministero dell’Industria Commercio e Artigianato.
L’iniziativa è compatibile con:
• il programma di liberalizzazione dell’energia elettrica
• l’incentivazione a colmare il deficit italiano di produzione di energia elettrica
• la limitazione alla emissione di anidride carbonica
• il risparmio energetico mediante l’aumento di efficienza
• la eliminazione di emissioni inquinanti quali anidride solforosa e polveri, tipiche di impianti tradizionali per la produzione di energia elettrica.
Il progetto è realizzato in Toscana, dove il problema della produzione ed utilizzo dell’energia elettrica è stato seguito e ben definito nel Piano Energetico Regionale, dal quale si evince che il nuovo impianto è utile per:
• azzerare il deficit energetico regionale
• predisporre nuovi impianti produttivi che sostituiscono le centrali termoelettriche della regione, ormai obsolete.
• supplire ai ritardi con i quali si realizzano altre iniziative produttive nella regione.
Il nuovo impianto ROSELECTRA sarà costruito nell’area industriale SOLVAY, sita nel Comune di Rosignano Marittimo, provincia di Livorno.
La programmazione territoriale della Provincia (Piano Territoriale di Coordinamento) ed il Piano Regolatore Comunale prevedono il mantenimento della destinazione industriale dell’area, dove l’impianto sorgerà. I vincoli presenti nella zona sono compatibili con il progetto.
L’impianto nuovo si affiancherà ad uno analogo già esistente, costruito oltre cinque anni fa da ROSEN.
Il Comune di Rosignano ha avuto modo di verificare direttamente i benefici che il territorio e la comunità potevano trarre dall’iniziativa ROSEN SPA., con la quale lo stesso Comune ha sottoscritto una Convenzione, che ha regolato e regola i rapporti reciproci senza conflittualità segnalabili.
La vicinanza dell’impianto ROSELECTRA agli impianti produttivi di SOLVAY, che sono grandi consumatori di energia costituisce una situazione logistica peculiare e fortemente vantaggiosa per il conferimento dell’energia prodotta, contribuendo all’organizzazione razionale del sistema energia nel polo produttivo di Rosignano Solvay.
1.6. Applicazione ai distretti industriali
I distretti industriali possono essere definiti come sistemi produttivi monosettoriali caratterizzati da un’elevata concentrazione di piccole e medie imprese industriali manifatturiere con forti relazioni di filiera produttiva, sociali ed istituzionali, presenti in ambiti anche interprovinciali.
Quindi i distretti industriali nel nostro paese sono costituiti da un insieme di piccole/medie aziende dedicate alla fabbricazione di prodotti analoghi. Alla omogeneità dei prodotti corrisponde una omogeneità delle tecnologie e dei consumi di energia termica ed elettrica.
L’omogeneità dei consumi assieme alla elevata concentrazione delle unità produttive nei distretti, rende plausibile l’impiego di sistemi centralizzati di generazione del calore necessario ai vari processi industriali, inoltre, il problema dell’accesso mediante gli impianti di distribuzione di energia termica nei luoghi di utilizzo, nel caso delle strutture industriali, risulta semplificato dal fatto che le nuove zone industriali sono già predisposte per la messa in opera di una rete di distribuzione di fluidi.
Un altro aspetto che porta ad ipotizzare l’impiego proficuo di un impianto centralizzato di produzione di calore nei distretti industriali è il fatto che la domanda di energia termica ed elettrica richiesta rimane pressoché costante durante tutto l’anno.
Per questi motivi può risultare vantaggioso l’utilizzo di una o più centrali di cogenerazione assieme al rispettivo impianto di distribuzione di energia termica.
Per la distribuzione di energia elettrica si utilizzerebbe la rete TERNA esistente.
1.7. Scopo del lavoro
Valutare la possibilità di soddisfare la domanda di energia elettrica e di calore nel distretto mediante uno o più impianti di cogenerazione assieme alle relative reti di distribuzione del calore, in modo economico per i prossimi 20 anni.
La valutazione comprende l’analisi finalizzata alla scelta della soluzione impiantistica più adatta per
produrre la massima quantità di energia elettrica ad alto rendimento a parità di calore utile fornito, soddisfando allo stesso tempo le condizioni per l’assimilabilità alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui alla delibera AEEG 42/02, in modo da poter usufruire dei vantaggi di cui al D.Lgs 79/99.
L’energia elettrica prodotta dovrà essere immessa nella rete elettrica nazionale e dovrà essere il più possibile costante nel tempo. Il calore dovrà invece essere distribuito con una rete autonoma locale che raggiunga le singole utenze.
Una possibile alternativa, non considerata nel presente lavoro, consiste nel creare anche per l’energia elettrica prodotta una rete locale di distribuzione a media tensione, che eviti una doppia trasformazione Media Tensione – Alta Tensione presso la centrale di distribuzione e Alta Tensione – Media Tensione nei pressi dei centri di utilizzazione.
