Atti del convegno al Key Energy “È l’ora della cogenerazione”

Rimini, 5 novembre 2008
Ecomondo

Il convegno ha approfondito il tema della cogenerazione, evidenziandone le caratteristiche, gli ostacoli e le relative problematiche che la portano ad essere ancora poco sviluppata nel nostro Paese. Durante la giornata convegnistica è stato fornito un quadro normativo, tecnico e dei servizi attualmente presenti in Italia con alcuni riferimenti alle agevolazioni e ai criteri di scelta degli impianti. Dagli interventi è emerso, in conclusione, la forte necessità di dare un input alla cogenerazione nelle sue varie taglie, soprattutto per ciò che riguarda la micro, poiché è tra le tecnologie in grado di dare un decisivo contributo al risparmio energetico nel sistema Italia.

Rimini 2008

Ha aperto i lavori Sergio Dotti, Presidente Cogena, che, dopo aver introdotto gli argomenti del convegno ed aver presentato i relatori, ha analizzato le cause alla base della scarsa penetrazione della cogenerazione in Italia rispetto agli altri Paesi europei, identificando nell’inefficacia delle forme di incentivazione e nell’inadeguatezza dei titoli di efficienza energetica le possibili chiavi di tale insuccesso. Dotti ha quindi sottolineato l’importanza della diffusione della cogenerazione insieme con tutte le tecnologie che sfruttano le fonti rinnovabili in vista del raggiungimento (ad oggi arduo) degli obiettivi 20-20-20 imposti dalla Comunità Europea. In un secondo momento, l’ingegnere ha sintetizzato l’attuale offerta dei servizi esponendo le due principali proposte relative alla cogenerazione presenti sul mercato. Dopo una analisi energetica e uno studio di fattibilità comune a entrambe le proposte, l’utente può scegliere tra l’investimento in proprio con la fornitura della macchina, assumendosi i costi e il rischio, in cambio della garanzia di manutenzione della macchina; oppure può scegliere il “servizio energia” che prevede una società terzi (ESCo) che investa nel progetto assumendosi essa stessa i rischi e la responsabilità dell’effettiva riuscita dell’intervento e che garantisca un risultato economico. Tuttavia tale servizio si adegua più al settore industriale che a quello civile, ostacolando la microcogenerazione. A tal proposito Sergio Dotti indica, come soluzione efficace, quella del contributo in conto capitale per il singolo cittadino o anche il piccolo imprenditore che volessero investire in questa tecnologia; in questo modo, ha aggiunto, potrebbe partire un settore che permetterebbe alla cogenerazione di essere fruibile su larga scala.

Ha quindi preso la parola Dario Di Santo, direttore FIRE, che, schematizzando i tratti principali della normativa attualmente in vigore, dalla direttiva comunitaria 2004/8 CE al D.Lgs. 20/2007 che la recepisce, ha tratteggiato alcuni tentativi, soprattutto normativi, di promuovere la cogenerazione. In particolare, con il D.Lgs. 20/2007 vengono introdotte le definizioni di micro cogenerazione sotto i 50 kWe, di piccola cogenerazione sotto il MW ed il concetto di “cogenerazione ad alto rendimento”. Quest’ultima è da intendersi come la produzione di energia che rispetti i parametri fissati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas espressi nella Delibera 42/02, secondo cui l’impianto deve avere un rendimento in fonte primaria sopra il 10% (indice IRE), mentre l’energia termica recuperata e utilizzata dall’utente deve essere almeno il 15% di quella totale prodotta. Per quanto riguarda il sistema di incentivazione, Di Santo ha sottolineato come questo viene migliorato incrementando il rilascio di titoli di efficienza energetica, il cui meccanismo, purtroppo, pecca di una certa difficoltà nell’accesso. Difficoltà sono presenti anche in altri contesti come ad esempio in sede di realizzazione dell’impianto, a causa della complicata procedura per ottenere le autorizzazioni per l’installazione, la messa in funzione e l’allacciamento alla rete, ma anche a causa di un iter legislativo lento e inconcludente, soprattutto in fase attuativa. Infatti, prendendo spunto dal caso della cogenerazione, ha ricordato come i tentativi di introdurre semplificazioni autorizzative o incentivi realmente validi, vengano vanificati dall’assenza di organicità dei provvedimenti presi. Circa i certificati bianchi, possono farne richiesta, una volta installato un impianto di cogenerazione, una ESCo o una società con un energy manager nominato secondo la Legge 10/91. Per chi installa impianti a fonte rinnovabile sono disponibili anche i certificati verdi sulla parte elettrica, mentre restano quelli bianchi sul termico, ricavando così un maggiore guadagno per lo stesso impianto. Il D.Lgs. 20/2007 introduce, tra l’altro, lo scambio sul posto, attivo dal 1° gennaio 2009 anche per la produzione fino a 200 kWe, la semplificazione della procedura amministrativa, il rilascio, da parte del GSE, di certificati di garanzia d’Origine che impegnano il produttore a dimostrare la provenienza dell’energia da fonti rinnovabili o da cogenerazione ad alto rendimento. Dal 2010 entrerà in vigore obbligatoriamente l’indice PES che nella sostanza risulta analogo all’indice IRE, con la differenza che l’energia da considerare nel calcolo non è quella totale ma una parte di essa. Sul gas naturale consumato per la cogenerazione si segue una procedura particolare definita dalla Legge 448/98 e dalla delibera AEEG16/98. Le accise sono distinte in industriali e civili. Con la cogenerazione, su 0,250 m3 di kWhe prodotti, viene riconosciuta l’accisa per la generazione elettrica (0,04493 cent.) ulteriormente ridotta sulla parte auto consumata. Questo è un grande risparmio per il civile e, in misura minore, per l’industriale. Nel caso in cui si avesse un’eccedenza, gli impianti da 300 MW possono venderla col mercato libero in borsa; per gli impianti più piccoli è previsto il ritiro dedicato. Si tratta di un sistema che assicura la vendita dell’energia a prezzo di mercato e garantisce il ritiro grazie anche alla priorità nel dispacciamento.

Il terzo intervento è stato di Roberto Pettinari direttore commerciale di Energifera Srl, il quale dopo aver brevemente presentato l’azienda e ribadito la convenienza e l’importanza della diffusione del sistema cogenerativo, si è soffermato sulla Delibera 74/08 che assimila la cogenerazione diffusa sotto i 200 kW e la cogenerazione diffusa ottenuta da fonti rinnovabili nella dinamica dello scambio sul posto. Quindi ha spostato l’attenzione sul mercato, criticando la suddivisione in piccola (<1 MW) e micro (<50 kW) cogenerazione fatta dalla normativa, la quale non considera la distinzione tra l’utenza da 0 a 20 kW, quella da 20 a 200 kW e quella che va oltre i 250 kW, alle quali corrispondono tipologie di mercato molto differenti. Poi ha riassunto le due categorie privilegiate attualmente dal mercato: i grandi produttori di energia e coloro che si affidano all’approccio tecnico a priorità termica. Questi ultimi utilizzano il cogeneratore soprattutto per l’acqua calda sanitaria e mettono in rete tutta l’energia elettrica che non consumano. Dopo essersi soffermato anche sui problemi tecnici che questa discontinua immissione di energia elettrica comporta alla rete, Pettinari, ha proposto la tecnologia TEMA® che aggirerebbe il vincolo tecnico. Le due azioni fondamentali di questa tecnologia sono: l’inseguimento del carico elettrico (mantenendo il rendimento ottimale anche in condizioni di forte parzializzazione in modo da non dover scambiare con la rete) e la gestione di ogni tipo di transitorio di interfaccia elettrica senza alterazioni del livello di servizio e senza pericoli di danneggiamento delle utenze servite (variazioni a gradino del carico di qualsiasi ampiezza, anti-black-out anche in caso di corto circuito rete, fonti energetiche intermittenti). Caratteristica principale della macchina TEMA® è il rendimento elettrico ottimale anche in condizioni di forte parzializzazione (dal 15% al 125%), grazie al funzionamento di un inverter con generazione elettrica a velocità variabile che permette di evitare lo scambio con la rete. Concludendo, Pettinari ha tracciato un profilo degli utenti presenti sul mercato e i loro consumi medi annuali, rapportando quest’ultimi con i risultati ottenuti dalle prestazioni della macchina.

È intervenuto quindi Giuseppe Dell’Olio del GSE che, commentando il grado di distribuzione degli impianti a seconda della potenza installata e per principali attività economiche, ha individuato rispettivamente nel turbogas a ciclo combinato e nel gas naturale gli elementi maggiormente utilizzati per ciò che riguarda tecnologie e combustibile. Proseguendo, ha mostrato alcuni prospetti riguardo le previsioni sui settori più promettenti per la cogenerazione. Si è poi soffermato sulla valutazione di un impianto di cogenerazione. Essa si determina attraverso due fattori: il rendimento di primo principio che tiene in conto elettrico e termico senza distinguerli e l’indice IRE (indice di rendimento energetico) che considera più variabili. Successivamente, Dell’Olio ha illustrato i vantaggi della cogenerazione e le tipologie di impianto disponibili e ha ripercorso le tappe normative: il D.Lgs. 79/99, la Delibera AEEG n° 42 del 19/03/2002, la Direttiva 2004/08/CE e il D.Lgs. 08/02/2007 n°20; infine, sono stati ricordati i requisiti di un impianto di cogenerazione previsti dall’AEEG e approfonditi i numerosi benefici riconosciuti a questa tecnologia. Per ottenere tali benefici, prima ancora di collegare l’impianto alla rete, è necessario, tra l’altro, inviare al Distributore e al GSE i dati di processo compatibili con i requisiti prescritti. L’intervento si è incentrato poi sul ritiro dedicato che consiste nel prelievo, da parte del gestore di rete, dell’energia elettrica prodotta; ne possono usufruire gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA in cui rientrano molti impianti di cogenerazione. Il gestore si limita a svolgere le funzioni di ritiro “fisico” dell’energia elettrica, che avviene a condizioni economiche di mercato. L’Autorità designa il GSE come unico intermediario nazionale per il ritiro dedicato. Lo “scambio sul posto”, invece, è una particolare modalità di saldo tra energia elettrica prodotta ed energia elettrica consumata da uno stesso impianto che richiede quindi la presenza, in uno stesso impianto, di apparati di produzione elettrica e di apparati di consumo. Hanno diritto a questo regime gli impianti alimentati da Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) di potenza non superiore a 20 kW e gli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) di potenza non superiore a 200 kW. Anche in questo caso ogni anno il GSE verifica che l’impianto abbia prodotto, durante l’anno precedente, in regime di cogenerazione ad alto rendimento. Dopo aver esposto i principali punti riguardanti la promozione della piccola e micro cogenerazione, il rilascio della garanzia d’origine e il rapporto sul potenziale nazionale della cogenerazione ad alto rendimento, Dell’Olio è passato all’analisi degli ostacoli che oggi impediscono la diffusione della cogenerazione. Essi vengono individuati nei processi autorizzativi e burocratici nonché nei costi del combustibile. Infine, ha ribadito il futuro passaggio terminologico da “produzione combinata” a “cogenerazione” e da “cogenerazione” ad “alto rendimento”, previsto con la direttiva europea 2004/8/CE.

Dario Di Santo ha chiuso la mattinata convegnistica, sostituendo Marco Pezzaglia dell’AEEG, impossibilitato ad essere presente all’incontro. Il direttore FIRE ha quindi parlato di tre argomenti principali: la connessione alla rete, il ritiro dedicato e lo scambio sul posto, riservando maggiore attenzione a quest’ultimo. Ha quindi fornito un aggiornamento sulle attuali norme in materia, distinguendole in regole tecniche con riferimento alla CEI 0-16 per connessioni in media e alta tensione ed alla norma tecnica in fase di elaborazione sulla bassa tensione. Nell’ambito delle regole procedurali ed economiche l’Autorità ha predisposto il nuovo Testo integrato sulle connessioni. La procedura consiste nel richiedere l’allacciamento all’impresa distributrice competente territoriale per una potenza minore di 10.000 kW, mentre per una potenza dai 10.000 kW in su la richiesta deve essere fatta a Terna. Di Santo ha proseguito accennando ai tempi procedurali di connessione alla rete e ai corrispettivi in denaro stabiliti per tipologia di allacciamento, con un riferimento particolare alle misure anti-speculazione, le quali, sono messe in pratica già al momento della richiesta di connessione. Nel caso della cogenerazione ad alto rendimento, oltre a poter vendere l’energia al mercato libero o alla borsa elettrica, è possibile accedere al ritiro dedicato, in cui il GSE è l’unico interlocutore. Per potenze sotto i 200 kW si procede con lo scambio sul posto. Tale opzione, diversamente da disposizioni precedenti, ora è basata su scambi monetari. Ciò fa sì che tale servizio sia erogato al cliente finale, o a un soggetto mandatario del medesimo cliente finale, che è titolare o ha la disponibilità di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW o impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kW. Di Santo ha quindi descritto il servizio secondo le procedure, gli adempimenti e la compensazione con l’aiuto dei diagrammi forniti dalla presentazione. Il regime sarà operativo dal 1° gennaio 2009.

La cogenerazione ad alto rendimento– Dario Di Santo, FIRE

La cogenerazione tra prodotto e servizi (tipologie contrattuali e OEM): le tipologie e gli incentivi– Roberto Pettinari, Energifera

Stato della cogenerazione in Italia: il ruolo del GSE– Giuseppe Dell’Olio, GSE

Produzione di energia elettrica. Connessione e integrazione nel mercato– Dario Di Santo, FIRE