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Generazione distribuita: un importante contributo all’evoluzione del sistema energetico Ecco come coprire la domanda di energia elettrica

Dallo Sportello Imprese dell’Università dell’Aquila – Facoltà di Ingegneria – riceviamo e volentieri pubblichiamo,, per gentile tramite dell’Ing. Pietro Pastorelli il seguente contributo, certi che risulterà di apporto al dibattito in essere sulla limitatezza della risorsa energia elettrica e sulla sua migliore distribuzione.

 

 

La Generazione Distribuita (GD) è un modello di produzione e distribuzione di energia, che si basa su piccoli-medi impianti (fino a 10-30 MW) generalmente connessi alla rete di distribuzione elettrica, spesso localizzati in prossimità dell’utente finale. La GD contribuisce così a ridurre i rischi d’investimenti in grandi infrastrutture di generazione elettrica e consente nello stesso tempo la riduzione delle perdite di rete e dei costi di distribuzione. Inoltre la GD può fornire un’alimentazione di elevata qualità elettrica, continua ed affidabile, e può garantire alla rete elettrica una maggiore sicurezza, riducendo i rischi e gli effetti di possibili blackout, in quanto è capace di ridare potenza in tempi brevi ad una rete utente ed in futuro ad isole di distribuzione.

Esistono diverse tecnologie GD: a fonte rinnovabile o da impianti di cogenerazione (frequentemente a gas naturale) tradizionali e innovativi, questi ultimi basati su microturbine a gas, motori Stirling e celle a combustibile.

Si è in presenza di cogenerazione quando un impianto produce energia elettrica e calore con la stessa fonte di energia primaria, ottenendo nel contempo un risparmio di questa energia primaria (anche del 30-40%) rispetto alla produzione delle medesime quantità di energia con due tecnologie separate, tipicamente una caldaia ed un impianto termoelettrico. La normativa Italiana (Delibera AEEG n. 42/02) stabilisce che un impianto produce con caratteristiche di cogenerazione quando alcune grandezze che ne quantificano il risparmio energetico (Indice di Risparmio di Energia e Limite Termico) rispetto alla produzione separata, sono rispettivamente maggiori dei valori limite fissati nella delibera stessa. Il rispetto di questi limiti garantisce che solo una modesta quantità dell’energia primaria (10-20%) non viene utilizzata e finisce in perdite. Si può inoltre aggiungere che al risparmio energetico è associata una minor produzione di CO2 e quindi che la cogenerazione si allinea a tutti quei programmi volti al rispetto del protocollo di Kyoto.

Bisogna però sottolineare che la competitività di un’applicazione cogenerativa è subordinata alla valorizzazione nel tempo di entrambi i prodotti energetici. Le curve di domanda di elettricità e calore dell’utenza dovranno essere efficacemente coperte (e in modo continuo) dalla curva d’offerta combinata dell’impianto cogenerativo. Solo un progetto e una gestione dell’impianto oculati possono garantire un ritorno dell’investimento in tempi brevi (3-5 anni). In quest’ottica, tenendo anche conto che il trasporto del calore ad utenti distanti è molto meno agevole che non la distribuzione dell’energia elettrica, abbastanza tipicamente l’impianto finirà per essere gestito ad inseguimento termico, sebbene molto spesso a determinare le logiche di progettazione e gestione di un impianto cogenerativo siano i benefici che la legislazione attuale riconosce alla cogenerazione, di cui i principali sono:

–          esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati verdi;

–          diritto all’utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta in cogenerazione, dopo quella prodotta da fonti rinnovabili;

–          prezzi incentivanti per l’energia elettrica prodotta in cogenerazione (prodotta, cioè, conformemente a quanto stabilito dalla Delibera n. 42/02) da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, secondo la nuova disciplina introdotta dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas con la Delibera n. 34/05;

–          diritto al rilascio di certificati verdi per i soli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento (Legge 23 agosto 2004, n. 239);

–          qualifica di Cliente Idoneo sul mercato del gas naturale (per la sola quota di gas utilizzata in cogenerazione);

–          possibile ottenimento di “titoli di efficienza energetica” commerciabili.

Inoltre il beneficio che rende maggiormente appetibile un investimento su un impianto di cogenerazione, inteso come impianto che utilizza gas metano per la produzione di energia elettrica, è dato dalla defiscalizzazione del combustibile. L’aliquota ridotta è applicata solo ad una definita quantità di metano consumato per ogni kWh prodotto (attualmente pari a 0,250 m3/kWh).

Il sistema Italiano, in seguito all’entrata in vigore della Delibera n. 34/05 e della legge n. 239/04, ha generato nel 2005 un incremento rispetto al 2004 nel numero di domande al GRTN relative al riconoscimento come cogenerazione della produzione combinata di energia elettrica e calore di impianti termoelettrici medio piccoli, relativamente alla loro produzione 2004. Finora il quadro legislativo di incentivazione alla cogenerazione era di fatto orientato soprattutto agli impianti di grande taglia (esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati verdi e diritto all’utilizzazione prioritaria). Questi impianti medio piccoli possono rappresentare una strada percorribile per incrementare la produzione di energia elettrica tramite cogenerazione in Italia, che attualmente si attesta sui 72.000 GWh/anno (dati GRTN 2004), che costituiscono circa il 25% dell’intera produzione elettrica nazionale.

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Fig.2 :Foto di impianto industriale di GD (installato al CESI)

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