1. il mercato liberalizzato dell`energia e la cogenerazione

Il mercato liberalizzato dell’energia e la cogenerazione
1. IL MERCATO LIBERALIZZATO DELL’ENERGIA E LA COGENERAZIONE
Negli ultimi anni il settore elettrico e il settore del gas naturale sono stati caratterizzati da una forte evoluzione a seguito
dell’attuazione delle direttive comunitarie sull’apertura del mercato interno dell’energia, i cui principi sono lo sviluppo del
mercato e l’introduzione della concorrenza.
Questo capitolo riporta una panoramica degli aspetti normativi e di regolamentazione del mercato dell’energia in Italia.
L’attenzione è focalizzata, in modo particolare, sugli aspetti connessi al ruolo degli impianti di cogenerazione nel quadro della
liberalizzazione del mercato elettrico e del gas naturale.
1.1 MERCATO ELETTRICO
Il D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 (Decreto Bersani) ha avviato la liberalizzazione del mercato elettrico in Italia recependo la
Direttiva 96/92/CE.
Le attività libere sono la produzione, l’importazione e l’esportazione e l’acquisto e la vendita di energia elettrica, mentre
la trasmissione, il dispacciamento e la distribuzione sono sottoposte a concessione.
L’assetto istituzionale è così strutturato:
- Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN), cui sono affidate funzioni di esercizio del sistema di trasmissione e
dispacciamento;
- Gestore del mercato elettrico (GME), cui è affidata la gestione della Borsa Elettrica;
- Acquirente Unico (AU), che ha il compito di acquistare l’energia elettrica per i clienti che non possono accedere al
mercato libero.
Dal 2003 nessun operatore è autorizzato a produrre o importare, direttamente o indirettamente, più del 50% del totale
dell’energia elettrica prodotta o importata in Italia.
Le attività di distribuzione sono esercitate su concessione rilasciata dal Ministero delle attività produttive. Al fine di
razionalizzare le attività di distribuzione, sono previsti cessioni di porzioni di rete ENEL alle società di distribuzione locali, nelle
aree urbane dove esse coesistono.
L’acquisto di energia elettrica è liberalizzato per i consumatori qualificati come clienti idonei. La Tabella 1.1 riepiloga la
situazione attuale e quella definitiva delle soglie di idoneità per l’accesso al mercato libero da parte dei consumatori. Solo gli
enti pubblici rientrano nei requisiti di consumatori singoli multi-sito.
tipologia di utilizzatori
attuali
(GWh/anno)
Consumatori singoli
monosito
multi-sito
0,1
ogni sito
totale
0,1
-
Consorzi di consumatori
multi-sito
ogni sito
totale
0,1
-
Tabella 1.1 Soglie di idoneità per il mercato elettrico
In base al Decreto Bersani, i soggetti che operano nel mercato libero possono pertanto essere riepilogati come segue:
- i produttori, che sono titolari di impianti di generazione elettrica la cui produzione è ceduta a terzi;
- gli autoproduttori, che sono titolari di impianti di generazione elettrica la cui produzione è destinata per almeno il 70%
(su base annua) al soddisfacimento di consumi propri, con immissione in rete delle eccedenze produttive;
- gli importatori, che sono titolari di bande di importazione relative alle linee di interconnessione con l’estero;
- i grossisti, che svolgono attività di intermediazione di energia elettrica sul mercato libero;
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3° rapporto sull’energia
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- i clienti idonei, che rientrano nelle soglie di idoneità;
- l’Acquirente Unico.
La Figura 1.1 mostra l’organizzazione del mercato elettrico ed evidenzia le diverse modalità di acquisto/vendita di
energia elettrica a seconda delle relazioni tra i diversi operatori.
I clienti idonei possono acquistare energia elettrica (direttamente o tramite grossisti) attraverso contratti bilaterali con i
produttori oppure con offerte di acquisto sulla Borsa Elettrica1 gestita dal GME, nella quale affluiscono le offerte di vendita dei
produttori.
L’Acquirente Unico acquista energia elettrica sul mercato libero da consegnare ai clienti vincolati attraverso i
distributori.
Nella Borsa Elettrica, i consumatori e i produttori formulano anche offerte per la fornitura al GRTN dei servizi (riserva)
necessari al mantenimento dell’equilibrio del sistema elettrico nazionale. Il GRTN gestisce anche la produzione degli impianti
essenziali alla sicurezza del sistema elettrico nazionale (must-run) e degli impianti titolari di convenzioni CIP 6.
Con l’avvio della Borsa Elettrica, entrerà in funzione (dopo un periodo di avviamento) il dispacciamento di merito
economico. In particolare, nello svolgimento delle operazioni di dispacciamento e di risoluzione delle congestioni sulla rete, il
GRTN dovrà garantire le priorità assegnata dal Decreto Bersani, le quali prevedono il seguente ordine di precedenza:
- impianti a fonti rinnovabili;
- impianti di cogenerazione alimentati con fonti convenzionali;
- impianti termoelettrici alimentati con combustibili di origine nazionale2;
- altri impianti.
Figura 1.1 Assetto di riferimento del mercato elettrico
Previsione
fabbisogno
Acquirente
Unico
Distributori
GRTN
Offerte di
vendita
Clienti vincolati
Offerte di
acquisto
Clienti Idonei
(direttamente
o tramite
grossisti)
Previsione
della produzione
Offerte di
riserva
Impianti CIP 6
e must-run
Richiesta di
riserva
Mercati
energia
Mercati
per i servizi
di sistema
Offerte di
vendita
Impianti non
contrattualizzati
Offerte di
riserva
GESTORE DEL MERCATO
Contratti bilaterali
Impianti con
contratti bilaterali
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1.2 MERCATO DEL GAS NATURALE
A seguito della Direttiva 98/30/CE e del D.Lgs. 3 maggio 2000, n. 164 (Decreto Letta), il settore del gas naturale è stato
oggetto di una importante riforma regolamentare, che prevede una graduale apertura alla concorrenza.
Nella Figura 1.2 sono rappresentati i principali segmenti del settore del gas naturale in Italia. Il processo di liberalizzazione
si muove in una realtà di monopolio: l’operatore dominante ENI/SNAM controlla gran parte delle attività di produzione,
importazione e trasporto del gas (con il gestore SNAM Rete Gas). La distribuzione, regolata da un sistema di concessioni
trentennali rilasciate dai Comuni, è attuata da un certo numero di aziende locali, tra cui ITALGAS è il principale operatore.
Figura 1.2 Struttura del settore del gas
Produzione
Produzionenazionale
nazionalegas
gas
Importazioni
Importazionigas
gas
Importazioni
ImportazioniGNL
GNL
Rigassificazione
RigassificazioneGNL
GNL
Trasporto
Trasporto
Stoccaggio
Stoccaggio
Distribuzione
Distribuzione
Vendita
VenditaaaClienti
ClientiIdonei
Idonei
Vendita
VenditaaaClienti
Clientinon
nonIdonei
Idonei
Stante questo quadro, il Decreto Letta prevede che le attività del settore del gas siano gestite in regime di separazione
societaria e contabile (unbundling). I gestori di reti di trasporto o distribuzione devono garantire l’accesso di terzi a parità di
condizioni.
Le attività di distribuzione sono esercitate su concessione da parte degli enti locali. La vendita di gas naturale (comprese
le vendite da parte di produttori ed importatori) è libera. Dal 1 gennaio 2002 il gas naturale può essere venduto solo da società
che non svolgano altre attività nel settore, ad eccezione delle attività di importazione, coltivazione e vendita all’ingrosso.
L’acquisto di gas naturale è liberalizzato per i consumatori qualificati come clienti idonei, quali:
- i produttori di energia elettrica;
- gli impianti di cogenerazione;
- i grossisti;
- le imprese di distribuzione;
- i clienti finali e loro consorzi e società consortili con consumi superiori alle soglie indicate in Tabella 1.2.
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utilizzatori
attuali
(Sm3/anno)
Consumatori singoli
monosito
0
Consorzi di consumatori
multi-sito
ogni sito
0
totale
0
Tabella 1.2 Soglie di idoneità per il mercato del gas
Allo stato attuale il mercato degli utenti finali è definito da due grandi aree:
- grandi consumatori industriali, direttamente allacciati alla rete SNAM;
- consumatori minori, allacciati a reti di distribuzione locale che a loro volta sono servite da SNAM.
La consegna del gas ai primi è effettuata da SNAM secondo contratti bilaterali. Tra gli utenti minori, la maggioranza è
servita dai distributori locali alle condizioni previste per il mercato vincolato. Alcuni utenti industriali e del terziario allacciati a
reti locali possono accedere a condizioni di fornitura dette “in deroga”, che corrispondono a quelle praticate dalla SNAM.
Il passaggio al mercato libero degli utenti minori potenzialmente idonei è attualmente ostacolato dall’assenza di una
chiara regolamentazione del transito sulle reti di distribuzione.
1.3 PRINCIPALI RIFERIMENTI NORMATIVI ALLA COGENERAZIONE
1.3.1 Agevolazioni concesse agli impianti di cogenerazione
La normativa vigente relativa al settore elettrico e del gas naturale prevede per gli impianti di cogenerazione una serie di
facilitazioni e priorità, di seguito illustrate.
Priorità di utilizzo e dispacciamento
Gli indirizzi del Decreto Bersani prevedono per l’energia elettrica prodotta dagli impianti di cogenerazione le seguenti
agevolazioni:
- l’obbligo di utilizzazione prioritaria;
- la precedenza nel dispacciamento (in subordine rispetto all’energia prodotta dagli impianti alimentati a fonti
rinnovabili).
Allo stato attuale questi principi hanno trovato il loro recepimento nella normativa che istituisce il Gestore del Mercato
Elettrico e diventeranno operativi all’avvio della Borsa Elettrica.
Esenzione dall’obbligo di immissione di energia da fonti rinnovabili
Il Decreto Bersani stabilisce per i produttori e gli importatori l’obbligo di immettere una determinata quota di energia
elettrica prodotta da nuovi impianti alimentati a fonti rinnovabili3.
L’energia elettrica prodotta dagli impianti di cogenerazione è esentata da questo obbligo.
Qualifica di clienti idonei sul mercato del gas naturale
Secondo la definizione dei clienti idonei stabilita dal Decreto Letta, il gas naturale consumato dagli impianti di
cogenerazione può essere acquistato sul mercato libero. Tale facoltà è esercitata indipendentemente dal livello di consumo
annuale ma limitatamente alla quota di gas destinata a tale utilizzo.
Defiscalizzazione del gas naturale
In base alle disposizioni fiscali in materia di combustibili, il gas naturale è soggetto al pagamento di un’accisa e
un’addizionale regionale.
Gli impianti di cogenerazione godono di un’agevolazione fiscale: per una parte del gas consumato (calcolata in funzione
dell’energia elettrica prodotta) valgono le condizioni seguenti:
- accisa pari al 30% dell’importo previsto per la produzione di energia elettrica (il valore minore rispetto agli altri usi);
- esenzione dell’addizionale regionale.
3° rapporto sull’energia
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Attualmente la defiscalizzazione può essere applicata ad una quantità di gas pari a 0,250 Sm3 per ogni kWhe generato4. La
quota rimanente di consumo è soggetta invece al pagamento dell’accisa e le addizionali relative allo specifico settore di utenza.
1.3.2 Promozione della cogenerazione
Titoli di efficienza energetica negli usi finali
Sia il Decreto Bersani che il Decreto Letta, prevedono che tra gli obblighi connessi al servizio di distribuzione dell’energia
elettrica e del gas naturale vi sia quello di perseguire l’efficienza energetica, attraverso l’attuazione di interventi finalizzati al
risparmio energetico e allo sviluppo delle fonti rinnovabili presso gli utenti finali.
I termini di questo obbligo sono precisati nei due D.M. 24 aprile 2001, i quali fissano gli obiettivi quantitativi di riduzione
dei consumi energetici su base nazionale5. Tra le tipologie di interventi di efficienza energetica negli usi finali ammessi, alcuni
prevedono il coinvolgimento e/o la promozione di iniziative di cogenerazione:
- l’uso del calore da cogenerazione presso gli utenti finali per il riscaldamento di ambienti e per la fornitura di calore in
applicazioni civili;
- lo sviluppo del teleriscaldamento da cogenerazione per usi di climatizzazione di ambienti presso gli utenti finali ;
- la realizzazione d’impianti di cogenerazione e/o microcogenerazione presso gli utenti finali, per l’alimentazione di
sistemi di climatizzazione di ambienti.
La realizzazione degli interventi è di fatto a carico dei distributori ma può vedere il coinvolgimento di altri soggetti, quali:
- gli utenti finali stessi;
- i fornitori di servizi energetici e gli operatori del settore energetico;
- gli enti locali.
Attualmente l’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas) sta ancora lavorando alla definizione delle modalità concrete
di attuazione della promozione dell’efficienza energetica presso gli usi finali.
Proposta di Direttiva Europea sulla promozione della cogenerazione
La Commissione Europea ha recentemente presentato la proposta di Direttiva Europea COM(2002) 415 final, riguardante
la promozione della cogenerazione nel quadro dello sviluppo del mercato interno dell’energia.
I principali obiettivi della proposta possono essere riassunti come segue:
- nel breve periodo, consolidare il ruolo degli impianti esistenti e promuoverne nuovi di elevata efficienza;
- nel medio e lungo periodo, assicurare lo sviluppo della cogenerazione ad alta efficienza.
Di seguito si riporta una sintesi degli argomenti più significativi trattati nella proposta di direttiva.
In primo luogo si ribadisce il contributo della cogenerazione nell’attuazione degli obiettivi di politica energetica europea, quali:
- la sicurezza degli approvvigionamenti energetici;
- la riduzione delle emissioni climalteranti.
Nel delineare il ruolo della cogenerazione, si sottolinea la distinzione con le fonti rinnovabili.
Quindi si affronta il problema dell’identificazione della cogenerazione, in merito ai seguenti aspetti:
- la definizione europea di cogenerazione;
- la certificazione della cogenerazione;
- la metodologia di valutazione del risparmio energetico conseguito dalla cogenerazione.
Gli stati membri dell’Unione Europea sono obbligati a rimuovere le barriere che si oppongono allo sviluppo della
cogenerazione, attraverso le azioni seguenti:
- garantire condizioni trasparenti e non discriminatorie per il trasporto e la distribuzione dell’energia elettrica prodotta
dagli impianti di cogenerazione;
- facilitare l’accesso alla rete elettrica per gli impianti di cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili e per quelli di taglia
inferiore ad 1 MWe;
- analizzare il potenziale relativo alla cogenerazione ad alta efficienza su base nazionale e le barriere che ostacolano il
suo sviluppo;
- riferire alla Commissione Europea la situazione, le azioni di promozione adottate e i progressi ottenuti nella
cogenerazione ad alta efficienza.
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1.4 DEFINIZIONE NORMATIVA DI COGENERAZIONE
1.4.1 Definizione italiana individuata dall’AEEG
Con la Del. 42/02, l’AEEG ha fissato i criteri che gli impianti di cogenerazione devono soddisfare per potersi avvalere delle
agevolazioni illustrate al punto 1.3.1. Di seguito si riporta una sintesi delle principali definizioni contenute nel provvedimento.
Cogenerazione
La cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica e calore che garantisce un significativo risparmio di
energia rispetto alle produzioni separate.
Impianto di cogenerazione
Un impianto di cogenerazione è costituito da un sistema integrato che converte l’energia primaria di una qualsiasi fonte
di energia nella produzione congiunta6 di energia elettrica7 e di energia termica.
In linea di principio il funzionamento dell’impianto consegue un risparmio di energia primaria e un beneficio ambientale
rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica.
Nel caso sia presente un postcombustore, esso è considerato parte integrante dell’impianto di cogenerazione. Il suo
consumo di combustibile è incluso nel consumo complessivo dell’impianto.
Le caldaie di integrazione invece non fanno parte dell’impianto di cogenerazione, in quanto sono esclusivamente
dedicate alla produzione di energia termica. Di conseguenza il loro consumo di combustibile e la loro produzione termica sono
esclusi dal bilancio energetico dell’impianto.
Sezione di impianto
Una sezione di impianto è costituita da ogni modulo in cui può essere scomposto l’impianto di cogenerazione, che
soddisfi le condizioni seguenti:
- sia in grado di operare anche indipendentemente dalle altre sezioni;
- sia composto da un insieme di componenti principali interconnessi tra loro, in grado di produrre in modo
sostanzialmente autosufficiente energia elettrica e calore.
Usi dell’energia termica cogenerata
L’utenza termica è il destinatario del calore cogenerato dall’impianto. Si distinguono due tipologie di utenza:
- usi civili, costituiti dal riscaldamento, climatizzazione, raffreddamento di ambienti residenziali, commerciali e industriali
e dagli usi igienico-sanitari;
- usi industriali, costituiti dagli impieghi tecnologici in processi produttivi o comunque da tutti gli usi diversi da quelli
civili.
La potenza termica può essere erogata in forme diverse: vapore saturo/surriscaldato , acqua calda/surriscaldata, olio
diatermico, aria/gas caldi, ecc.
Produzione separata
La produzione separata di energia elettrica e termica costituisce il termine di paragone per l’analisi delle prestazioni di
un impianto di cogenerazione.
Per rappresentare le efficienze di conversione energetica della produzione separata, l’AEEG ha fissato i parametri
seguenti:
çes
çts
è il rendimento della produzione separata di energia elettrica, il quale è funzione del tipo di combustibile e
della taglia della sezione di cogenerazione in esame (Tabella 1.3 e Figura 1.3);
è il rendimento della produzione separata di energia termica, differenziato tra usi civili e industriali (Tabella
1.4).
Produzione distribuita
Con la produzione separata si ha una generazione centralizzata: l’energia elettrica prodotta nelle centrali elettriche di
grandi dimensioni deve essere trasportata fino all’utenza attraverso la rete elettrica, determinando:
- perdite di trasporto lungo le linee elettriche;
- perdite di trasformazione dovute ai cambiamenti nei livelli di tensione.
La rete elettrica è suddivisa in tre livelli, a ciascuno dei quali sono associate delle perdite (Figura 1.4):
- rete di trasmissione in alta e altissima tensione (AAT/AT);
3° rapporto sull’energia
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- rete di distribuzione in media tensione (MT);
- rete di distribuzione in bassa tensione (BT).
Gli impianti di cogenerazione sono spesso ubicati in prossimità delle utenze cui è destinata (tutta o in parte) la loro
produzione di energia elettrica, che pertanto si configura come generazione distribuita. In questo modo è possibile evitare
(tutte o in parte) le perdite succitate.
A tale proposito, l’AEEG ha introdotto il coefficiente per tenere
trasformazione, calcolato con l’espressione seguente:
p=
p
conto delle perdite evitate di trasporto e
pautocons . Ee,autocons + pimmessa . Ee,immessa
Ee,autocons + Ee,immessa
dove:
Ee,autocons
Ee,immessa
pautocons
pimmessa
è la quota di energia elettrica prodotta dalla sezione di cogenerazione direttamente consumata nel sito
di produzione (autoconsumo)8;
è l’energia elettrica prodotta dalla sezione di cogenerazione immessa nella rete elettrica8;
è un coefficiente che tiene conto delle perdite evitate di trasporto e trasformazione fino al livello di
tensione cui è connessa la sezione di cogenerazione (Tabella 1.5);
è un coefficiente che tiene conto delle perdite evitate di trasporto e trasformazione fino al livello di
tensione superiore a quello cui è connessa la sezione di cogenerazione (Tabella 1.5)9.
tipologia di combustibile
taglia della sezione
gas naturale, GPL, GNL,
gasolio
olio combustibile, nafta
combustibili solidi fossili,
coke di petrolio, orimulsion
rifiuti solidi organici,
inorganici e biomasse
fino a 1
0,38
0,35
0,33
0,23
oltre 1 e fino a 10
0,40
0,36
0,34
0,25
oltre 10 e fino a 25
0,43
0,38
0,36
0,27
oltre 25 e fino a 50
0,46
0,39
0,37
0,27
oltre 50 e fino a 100
0,49
0,39
0,37
0,27
oltre 100 e fino a 200
0,51
0,39
0,37
0,27
oltre 200 e fino a 300
0,53
0,39
0,37
0,27
oltre 300 e fino a 500
0,55
0,41
0,39
0,27
oltre 500
0,55
0,43
0,41
0,27
(MWe)
ç
Tabella 1.3 Rendimento elettrico netto medio annuo es
tipo di uso del calore
parametro
usi civili
0,80
usi industriali
0,90
ç
Tabella 1.4 Rendimento termico netto medio annuo ts
14
3° rapporto sull’energia
Il mercato liberalizzato dell’energia e la cogenerazione
livello di tensione cui è
autoconsumo
connessa la sezione
immissione
pautocons
perdite evitate
pimmessa
perdite evitate
BT
bassa tensione
AT/AAT+MT+BT
1-6,5/100
AT/AAT+MT
1-4,3/100
MT
media tensione
AT/AAT+MT
1-4,3/100
AT/AAT
1-2,8/100
AT/AAT
alta e altissima tensione
AT/AAT
1-2,8/100
-
Tabella 1.5 Valori del parametro
1
p
Figura 1.3 Rendimento elettrico della produzione separata in funzione della taglia e del tipo di combustibile
AEEG Delibera 42/02
Produzione separata di energia elettrica
rendimento elettrico netto medio annuo
0,60
0,55
0,50
� es
0,45
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0
20
40
60
80
100
200
300
400
500
600
taglia della sezione (MWe)
gas naturale, GPL, GNL, gasolio
olio combustibile, nafta
combustibili solidi fossili, coke di petrolio, orimulsion
rifiuti solidi organici, inorganici e biomasse
Figura 1.4 Perdite di trasporto e trasformazione in rete
TRASMISSIONE
AT/AAT
perdite AT /AAT = 2,8%
1
DISTRIBUZIONE
MT
perdite MT = 1,5%
0,972
DISTRIBUZIONE
BT
perdite BT= 2,3%
0,957
0,935
3° rapporto sull’energia
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Il mercato liberalizzato dell’energia e la cogenerazione
Indice di risparmio di energia IRE
Il primo criterio individuato dall’AEEG per l’ottenimento della qualifica di cogenerazione è costituito dalla significatività
del risparmio energetico conseguito.
Tale criterio è verificato attraverso l’indice di risparmio di energia , il cui significato è del tutto analogo a quello dell’indice
di risparmio definito precedentemente; la formulazione introdotta dall’AEEG differisce leggermente, in particolare per la scelta
dei parametri di riferimento per la produzione separata.
Il calcolo dell’ IRE è applicato singolarmente a ciascuna sezione dell’impianto, con l’espressione seguente:
IRE= –
dove:
Ec
Ee
Et,civ
Et,ind
çes
p
çts,civ
çts,ind
Ec
Ee
Et,civ Et,ind
+
+
çes p çts,civ çts,ind
è il consumo di energia primaria della sezione in esame10;
è la produzione di energia elettrica della sezione in esame (al netto dei consumi per servizi ausiliari11);
è la produzione di energia termica utile12 della sezione in esame, destinata ad usi civili;
è la produzione di energia termica utile12 della sezione in esame, destinata ad usi industriali;
è il rendimento della produzione separata di energia elettrica;
è il parametro che tiene conto delle perdite di trasporto e di trasformazione sulla rete elettrica;
è il rendimento della produzione separata di energia termica impiegata per usi civili;
è il rendimento della produzione separata di energia termica impiegata per usi industriali.
I dati di produzione e consumo dell’impianto da utilizzare per il calcolo sono quelli desunti dal consuntivo di
funzionamento relativo ad un anno solare. I rendimenti riferiti alla produzione separate sono da intendere come valori medi
annui.
Limite termico LT
Il secondo criterio individuato dall’AEEG per l’ottenimento della qualifica di cogenerazione è costituito dalla proporzione tra
produzione termica ed elettrica. L’obiettivo è quello di evitare di avere impianti eccessivamente sbilanciati, in particolare verso
la sola produzione elettrica.
Tale criterio è verificato attraverso il limite termico , il cui significato è prossimo a quello del rapporto di cogenerazione
definito precedentemente.
Analogamente all’IRE, anche il LT è calcolato singolarmente per ciascuna sezione dell’impianto13, con l’espressione seguente:
LT=
con:
Et = Et,civ + Et,ind
dove:
Ee
Et,civ
Et,ind
Et
Et
Ee + Et
è la produzione di energia elettrica della sezione in esame (al netto dei consumi per servizi ausiliari11);
è la produzione di energia termica utile12 della sezione in esame, destinata ad usi civili;
è la produzione di energia termica utile12 della sezione in esame, destinata ad usi industriali;
è la produzione di energia termica utile12 della sezione in esame, complessivamente inviata all’utenza;
I dati di produzione e consumo dell’impianto da utilizzare per il calcolo sono quelli desunti dal consuntivo di
funzionamento relativo ad un anno solare.
La relazione tra limite termico e rapporto di cogenerazione è la seguente:
Et
Et
ë
Ee
LT=
=
=
Et
Ee + Et
1+ë
1+
Ee
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3° rapporto sull’energia
Il mercato liberalizzato dell’energia e la cogenerazione
Condizioni per il riconoscimento della cogenerazione
In base a quanto stabilito dall’AEEG nella Del. 42/02, un impianto di cogenerazione, per essere definito tale, deve
conseguire annualmente valori degli indici IRE e LT non inferiori alle soglie minime indicate in Tabella 1.6.
Il soddisfacimento di questi vincoli coincide con il rispetto dei criteri di significatività del risparmio energetico e di
proporzione tra produzione elettrica e termica.
I valori stabiliti dalla Del. 42/02 per le soglie minime e i parametri da impiegare per il calcolo degli indici sono in vigore
fino al 31 dicembre 2005; successivamente saranno oggetto di aggiornamento triennale da parte dell’AEEG.
data di entrata in esercizio della sezione
sezioni esistenti
fino al 18.03.02
rifacimenti
fino al 18.03.02
nuove sezioni
dal 19.03.02
14
IRE
LT
0,05
0,15
0,08
0,15
0,10
0,1515
Tabella 1.6 Soglie minime di IRE e LT
Allo stato attuale la Borsa Elettrica non è ancora attiva in quanto le regole operative proposte dal GME sono ancora oggetto di discussione da parte degli
operatori del settore.
1
2
Questa tipologia è sottoposta a limitazioni legate al consumo complessivo di energia primaria del sistema elettrico.
L’obbligo si applica all’energia annualmente immessa nella rete elettrica nazionale da ciascun operatore, eccedente i 100 GWh annui. Per l’anno 2002 la quota è
fissata al 2% ed è soggetta ad aggiornamenti da parte del Ministero delle attività produttive. Il rispetto del vincolo si basa sul possesso di certificati verdi collegati
all’energia da fonti rinnovabili.
3
4
Il calcolo della defiscalizzazione è applicato alla produzione lorda di energia ovvero misurata ai terminali del generatore elettrico.
Il meccanismo è analogo a quello dei certificati verdi. Gli obiettivi sono indicati, per il periodo 2002-2006, in termini di energia primaria da risparmiare
annualmente. La ripartizione avviene in ragione dei quantitativi annui di energia elettrica e gas naturale distribuiti dagli operatori. Il rispetto del vincolo si basa
sul possesso di titoli di efficienza energetica collegati ai risparmi energetici conseguiti con gli interventi.
5
Con produzione congiunta si intende la presenza di un’interconnessione, un legame tecnico e funzionale tra la generazione di energia elettrica e l’utilizzo in
forma utile del calore cogenerato (eventualmente con il tramite di sistemi di accumulo).
6
7
In alternativa all’energia elettrica è ammessa la produzione di energia meccanica.
Tale quota rappresenta l’energia inviata direttamente alle utenze senza transitare (fisicamente o formalmente) dalla rete elettrica. Salvo casi particolari,
l’energia elettrica destinata a utenti con diversa ragione sociale (ad esempio i componenti di un consorzio) è da considerare immessa in rete, anche se i punti di
prelievo si trovano fisicamente in corrispondenza del punto di immissione.
8
L’energia immessa è resa disponibile ad un determinato livello di tensione (esempio: MT) senza che questa debba transitare attraverso i livelli superiori
(esempio: AT/AAT).
9
In accordo con la definizione di impianto di cogenerazione, in questo termine è incluso l’eventuale consumo di un postcombustore, mentre è escluso il
consumo delle caldaie di integrazione e riserva.
10
I servizi ausiliari comprendono tutti i sistemi connessi alla produzione di energia elettrica e calore; sono esclusi i sistemi relativi alla rete di trasporto e
distribuzione del calore (ad esempio le pompe di circolazione della rete).
11
Con energia termica utile si intende quella effettivamente inviata all’utenza, misurata in corrispondenza del limite di batteria tra la sezione di cogenerazione e
la rete di distribuzione del calore. In accordo con la definizione di impianto di cogenerazione, da questo termine sono escluse:
12
- l’energia termica eventualmente dissipata, sia nell’esercizio normale che durante transitori o situazioni di emergenza;
- la produzione termica delle caldaie di integrazione e riserva;
- l’eventuale utilizzo di vapore per iniezione in gruppi turbogas.
Ai fini dell’attribuzione della priorità di dispacciamento, negli impianti di cogenerazione con potenza nominale fino a 10 MVA, il calcolo del limite termico LT
si applica all’intero impianto.
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La sezione di impianto su cui si opera il rifacimento deve essere in esercizio e deve esistere da almeno 20 anni. L’intervento deve prevedere la sostituzione, il
potenziamento o la totale ricostruzione della maggioranza (valutata in termini di valore economico) dei componenti e deve essere finalizzato al miglioramento
delle prestazioni energetiche e ambientali della sezione.
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Le sezioni di nuova realizzazione che soddisfano la condizione IRE ma non quella LT non possono essere definite cogenerative; la quota di energia elettrica
che soddisfa il valore minimo di LT (calcolata in funzione dell’energia termica cogenerata) è comunque esente dall’obbligo di immissione di energia elettrica
da fonti rinnovabili.
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3° rapporto sull’energia
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