0,35 - Federchimica

13° Workshop Programma T.A.C.E.C.
Efficienza Energetica e Cogenerazione:
dalle norme europee opportunità nella
filiera chimica in Italia”
I recenti sviluppi della normativa
con l’introduzione della C.A.R.
Danilo SCHIAVINA – ROQUETTE Italia S.p.A.
Coordinatore GdL Cogenerazione, FEDERCHIMICA
Treviso, 25 Settembre 2012
c/o Basf Construction Chemicals Italia S.p.A.
Sommario
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Cogenerazione, alcune definizioni.
Vantaggi Cogenerazione.
Ostacoli sviluppo Cogenerazione.
Delibera AEEG n. 42/02.
Legge 23/07/2009 n. 99.
D.Lgs. 3/03/2011 n. 28.
D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 integrato dal D.M. del
MiSE del 4/08/2011.
8. D.M. 5/09/11 MiSE – Nuovo regime di sostegno
della cogenerazione ad alto rendimento.
9. Aspetti operativi.
10. Sintesi principali benefici per la CAR.
11. Normativa.
1 – Cogenerazione, alcune definizioni
Generazione simultanea in un unico processo di energia
termica ed elettrica o di energia termica e meccanica o
di energia termica, elettrica e meccanica – art. 2, comma
1 lettera a), D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 e art.3 comma a)
Direttiva 2004/8/CE.
Produzione combinata di energia elettrica e calore che
garantisce un risparmio di energia rispetto alle
produzioni separate – art. 2, comma 8, D.Lgs. 16/03/99
n. 79.
Produzione combinata di energia elettrica e calore,
che….garantisce un significativo risparmio di energia
rispetto alle produzioni separate, secondo i criteri e le
modalità stabiliti dalla Delibera dell’AEEG n. 42 del
19/03/2002 – art. 1 comma 1.1, lettera f), Delibera n.
42/02.
2 - Vantaggi Cogenerazione
Risparmio economico dovuto al minor consumo
di combustibili.
Riduzione impatto ambientale dovuto alla
riduzione delle emissioni in atmosfera ed al
minor rilascio di calore nell’ambiente.
Minori perdite di trasmissione e distribuzione
dovute alla possibilità di localizzare gli
impianti in prossimità dell’utilizzo del calore e
dell’elettricità (autoproduzione).
Possibilità di sostituire modalità di fornitura
del calore meno efficienti e più inquinanti.
3 - Ostacoli sviluppo Cogenerazione
Applicazione conveniente prevalentemente per
siti ove sono presenti consumi termici
unitamente a consumi elettrici, per lunghi
periodi dell’anno.
Incertezza del mercato dell’energia elettrica
in termini di volatilità prezzi/variabilità costi
combustibile.
Alti costi d’investimento, particolarmente per
applicazioni di teleriscaldamento.
Problemi autorizzativi (generali, non solo per
le cogenerazioni).
Contesto normativo in continua evoluzione.
4 - Delibera AEEG n. 42/02
Fino al 31/12/2012 la cogenerazione era definita dalla Delibera AEEG
42/02. Un impianto doveva produrre in modo combinato ,energia
elettrica o meccanica e termica, in un anno solare, soddisfacendo
ambedue le condizioni seguenti, sull’Indice di Risparmio Energetico
(IRE) e sul Limite Termico (LT).
La prima condizione è relativa all’efficienza dell’impianto rispetto alla
produzione separata, mentre la seconda considera la quota parte di
energia termica rispetto alla totale produzione di energia.
IRE ≥ IREmin
LT ≥ LTmin
Ec = energia primaria dei combustibili utilizzati
Ee = energia elettrica netta prodotta
ηes = rendimento elettrico netto medio annuo della produzione separata
(vedere tabella seguente)
Et = produzione di energia termica utile per usi civili o industriali
ηts = rendimento termico netto medio annuo della produzione separata;
0,8 per usi civili e 0,9 per usi industriali
dove per IREmin si utilizzano i valori seguenti, validi fino al
31/12/05:
0.05 per sezioni esistenti, 0.08 per i rifacimenti di sezioni e
0.10 per nuove sezioni.
Per le sezioni esistenti i parametri IREmin , LTmin ed i
rendimenti di riferimento rimangono fissi per un periodo di
10 (15 *) anni, mentre per le nuove sezioni o rifacimenti
rimangono fissi per un periodo di 15 (20*) anni, sempre a
partire dalla data di entrata in vigore della 42/02.
* Per sezioni dotate di reti distribuzione calore
Per i nuovi impianti, se alimentati a gas naturale, GPL e
gasolio, LTmin è:
0.33 fino a 10MWe, 0.22 oltre 10MWe e fino a 25MWe,
0.15 oltre 25MWe.
Per i vecchi impianti e per gli impianti alimentati da
combustibili diversi LTmin ha valore 0.15
ηes viene definito nella tabella seguente per impianti esistenti (valori
validi fino al 31/12/05 - per i nuovi impianti fare riferimento ai valori tra
parentesi – Delibera AEEG 296/05)
Combustibili
Potenza
[MWe]
Gas naturale,
Olio
solidi fossili,
Gpl, Gnl,
combustibile,
coke di
gasolio
nafta
petrolio,
orimulsion
Rifiuti solidi
organici,
TAR di
inorganici e
Raffineria
biomasse
P ≤1
0,38 (0,40)
0,35
0,33
0,23
(0,35)
1< P ≤ 10
0,40 (0,41)
0,36
0,34
0,25
(0,35)
10< P ≤ 25
0,43 (0,44)
0,38
0,36
0,27
(0,35)
25< P ≤ 50
0,46 (0,48)
0,39
0,37
0,27 (0,28)
(0,35)
50< P ≤ 100
0,49 (0,50)
0,39
0,37
0,27 (0,28)
(0,35)
100< P ≤ 200
0,51
0,39
0,37
0,27 (0,28)
(0,35)
200< P ≤ 300
0,53
0,39
0,37
0,27 (0,28)
(0,40)
300< P ≤ 500
0,55
0,41
0,39
0,27 (0,28)
(0,40)
> 500
0,55
0,43
0,41 (0,43)
0,27 (0,28)
(0,40)
Il parametro p tiene conto delle perdite elettriche evitate
lungo le linee di trasmissione e distribuzione. Si calcola dai
valori di pautocons e pimmessa della seguente tabella, in
funzione della tensione di connessione alla rete, pesandoli
con le quantità di elettricità autoconsumata ed immessa in
rete.
Tensione di allaccio
pimmessa
pautocons
bassa tensione
1-4,3/100
1-6,5/100
media tensione
1-2,8/100
1-4,3/100
1
1-2,8/100
Alta/altissima tensione
pimm ⋅ Eeimm + pautoc ⋅ Eeautoc
p=
Eeimm + Eeautoc
In sintesi, la 42/02 ha rendimenti elettrici di riferimento
dipendenti sia dalla taglia della sezione dell’impianto che
dalla tipologia di combustibile; inoltre i parametri IREmin ed
LTmin rimangono fissi per un determinato periodo.
Nel caso di utilizzo di combustibili di processo e residui,
biogas, gas naturale da giacimenti minori isolati il
parametro ηes è pari a 0,35 per tutte le taglie di
riferimento.
La Delibera AEEG ARG/elt 174/09 aggiorna, a decorrere
dall’1 gennaio 2010, i parametri di riferimento per il
riconoscimento della produzione combinata di energia
elettrica e calore come cogenerazione, ai sensi dell’art. 3,
comma 3.1, della Delibera AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02.
Per i parametri IREmin , LTmin , durante i periodi di
avviamento degli impianti (max 6 mesi), sono previsti valori
meno restrittivi, pari rispettivamente a 0.05 e 0.1.
L’AEEG ha previsto delle verifiche presso gli impianti per
controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento
della produzione cogenerativa.
5 - Legge 23/07/2009 n. 99
All’art. 30 comma 11, sono previsti dei benefici economici per un periodo non
inferiore ai 10 anni, per gli impianti che sono stati riconosciuti CAR.
I regimi di sostegno previsti dal comma 1 dell’art. 6 del D.Lgs. 20/07 sono
riconosciuti per un periodo non inferiore ai 10 anni, limitatamente alla nuova
potenza entrata in esercizio dopo l’entrata in vigore del D.Lgs. 20/07, a
seguito di nuova costruzione o rifacimento dell’impianto.
6 – D.Lgs. 3/03/2011 n. 28
Attua la direttiva 2009/28/CE, definendo gli strumenti, i meccanismi , gli
incentivi ed il quadro istituzionale, finanziario e giuridico necessari per
raggiungere gli obiettivi fissati al 2020 in materia di quota complessiva di
energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia totale.
Al comma 4 dell’art. 29, viene previsto un regime di sostegno per gli impianti
cogenerativi entrati in servizio dopo il 1° aprile 1999 e prima dell’entrata in
vigore del D.Lgs. N. 20/07, qualora non accedano ai Certificati Verdi ed agli
incentivi previsti dall’art. 30, comma 11 della Legge 23/07/1999, n. 99.
Tali impianti se riconosciuti cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla
data di entrata in esercizio, hanno diritto ad un incentivo pari al 30% di quello
definito dalla medesima legge per un periodo di cinque anni a decorrere
dall’entrata in vigore del D.M. 5 settembre 2011 purché, in ciascuno degli anni
del predetto periodo, continuino ad essere cogenerativi ai sensi delle norme
applicabili alla data di entrata in esercizio.
7 - D.Lgs. 8/02/2007 n. 20 integrato dal
D.M. del MiSE del 4/08/2011
Il D.Lgs. 20/07 in attuazione della Direttiva 2004/8/CE definisce la
cogenerazione ad alto rendimento (CAR):
Fino al 31/12/2010 quella che soddisfa la delibera 42/02 della AEEG,
attraverso i valori dei parametri IRE e LT.
Dal 1/01/2011 quella che rispetta le condizioni fissate dal D.M. del
MiSE del 4/08/2011, dove è richiesto il calcolo del PES (Primary
Energy Saving), cioè del risparmio di energia primaria.
Gli impianti di cogenerazione sono definiti ad alto rendimento se hanno
un PES :
>0
per gli impianti di potenza elettrica < 1MW
(microcogenerazione < 50 kW e piccola cogenerazione)
≥ 10%
per gli impianti di taglia superiore.
Il PES è un indice equivalente all’indice IRE, che calcola, su base
annuale, il risparmio in fonti primarie di un impianto di cogenerazione
rispetto alla produzione separata di energia elettrica e calore.
La Direttiva 2004/8/CE pone l’attenzione sul concetto di calore utile,
cioè il calore prodotto in un processo di cogenerazione per soddisfare
una domanda economicamente giustificabile (non superiore al
fabbisogno), che sarebbe altrimenti soddisfatta con altri processi di
generazione di energia termica.
CHP Hη
Ref H η
CHP E η
Ref E η
rendimento termico annuo cogenerazione
rendimento riferimento per produzione separata di
calore
rendimento elettrico annuo cogenerazione, calcolato con
la sola quantità di elettricità da cogenerazione (ECHP)
rendimento riferimento produzione separata di
elettricità
ECHP rappresenta l’energia elettrica prodotta in modalità cogenerativa, a
partire dalla domanda di calore utile (misurata ai morsetti dei
generatori e quindi lorda).
I valori di riferimento del rendimento elettrico e termico, valgono per
10 anni dall'inizio della produzione di energia elettrica. (I valori di
riferimento sono più severi dall'undicesimo anno in poi).
Tali rendimenti sono riportati nella tabella seguente e sono riferiti al
PCI in condizioni ISO standard (15° C, 1,013 bar, 60% umidità relativa).
Si noti come i rendimenti di riferimento dipendano solamente dal
tipo di combustibile e dall’anno di realizzazione dell’impianto di
cogenerazione, senza tenere in conto la taglia degli impianti, come
invece avveniva con la 42/02.
Il D.M. del MiSE del 4/09/2011, sostanzialmente modifica gli Allegati I,
II e III del D.Lgs. n. 20/07.
Il D.Lgs. N. 20/07 introduce inoltre il concetto di Garanzia di Origine
per l’energia elettrica prodotta dagli impianti funzionanti in CAR.
COMBUSTIBILI
Tipo di combustibile
Carbone fossile/coke
Lignite/mattonelle di
lignite
Torba/mattonelle di
torba
Combustibili a base di
solido
legno
Biomasse di origine
agricola
Rifiuti (urbani)
RENDIMENTO TERMICO
ANNO COSTRUZIONE / RENDIMENTO ELETTRICO RIFERIMENTO
≤1996 1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
RIFERIMENTO
2006-
Vapore /
2011
calda
acqua
Utilizzo diretto dei
gas di scarico
(se T≥250 °C)
39,7
40,5
41,2
41,8
42,3
42,7
43,1
43,5
43,8
44,0
44,2
88
80
37,3
38,1
38,8
39,4
39,9
40,3
40,7
41,1
41,4
41,6
41,8
86
78
36,5
36,9
37,2
37,5
37,8
38,1
38,4
38,6
38,8
38,9
39,0
86
78
25,0
26,3
27,5
28,5
29,6
30,4
31,1
31,7
32,2
32,6
33,0
86
78
80
72
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24
24,4
24,7
25,0
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24
24,4
24,7
25,0
80
72
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24
24,4
24,7
25,0
80
72
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
38,9
39,0
86
78
39,7
40,5
41,2
41,8
42,3
42,7
43,1
43,5
43,8
44,0
44,2
89
81
Biocarburanti
39,7
40,5
41,2
41,8
42,3
42,7
43,1
43,5
43,8
44,0
44,2
89
81
Rifiuti biodegradabili
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24,0
24,4
24,7
25,0
80
72
Rifiuti non rinnovabili
20,0
21,0
21,6
22,1
22,6
23,1
23,5
24,0
24,4
24,7
25,0
80
72
Gas naturale
50,0
50,4
50,8
51,1
51,4
51,7
51,9
52,1
52,3
52,4
52,5
90
82
39,7
40,5
41,2
41,8
42,3
42,7
43,1
43,5
43,8
44,0
44,2
89
81
36,7
37,5
38,3
39,0
39,6
40,1
40,6
41,0
41,4
41,7
42,0
70
62
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
80
72
biodegradabili
Rifiuti (urbani e
industriali) non
rinnovabili
Scisti bituminosi
Petrolio (gasolio + olio
combustibile residuo),
GPL
liquido
Gas di
raffineria/idrogeno
gas
Biogas
Gas di cokeria, gas di
altoforno, altri rifiuti
gassosi, calore residuo
recuperato
Al solo rendimento di riferimento per la produzione elettrica separata
devono essere applicate due correzioni, la prima in base alla zona
climatica in cui è istallato l'impianto, la seconda per le perdite di rete.
Prima correzione - Zona climatica
Zona Climatica
Temperatura media (°C)
Fattori di correzione in punti
percentuali
Zona A: Valle d’Aosta; Trentino Alto-Adige;
Piemonte; Friuli Venezia Giulia; Lombardia;
Veneto; Abruzzo; Emilia Romagna; Liguria;
11,315
+0,369
16,043
0,104
Umbria; Marche; Molise; Toscana
Zona B: Lazio; Campania; Basilicata; Puglia;
Calabria; Sardegna; Sicilia
Es.: Ref E η = 52.5 % - zona Veneto, allora Ref E η’ = 52.5 + 0.369 = 52.869%
Seconda correzione – Perdite di rete
Tensione
Elettricità immessa in rete
Elettricità consumata in loco
> 200kV
1
0,985
100-200kV
0,985
0,965
50-100kV
0,965
0,945
0,4-50kV
0,945
0,925
< 0,4kV
0,925
0,860
Es.: cogenerazione connessa a rete 380 V, 80% dell’energia prodotta è
autoconsumata mentre il 20% è immesso in rete.
Ref E η’’ = Ref E η’ * (0.80 * 0.86 + 0.20 * 0.925) = 52.869% * 0.873 = 46.155%
Calcolo del PES
Bisogna definire i confini dell’impianto di cogenerazione in modo tale da
identificare i vettori energetici consumati o prodotti in modalità
cogenerativa, separandoli da quelli non cogenerativi.
Bisogna definire e calcolare il calore utile prodotto dall’impianto di
cogenerazione.
Il calore disperso in ambiente, non è calore utile.
L’energia termica associata all’acqua calda di ritorno all’impianto di
cogenerazione nel quale é stata prodotta non è calore utile e va
detratta dal calore utile prodotto dall’impianto.
L’energia termica associata alle condense di ritorno del vapore
tecnologico fornito ad un’utenza, é da considerarsi calore utile e non va
detratta dal calore utile prodotto dall’impianto (bisogna solamente
detrarre il calore associato ad una portata d’acqua pari a quella del
vapore, calcolato a 15°C e pressione atmosferica).
Bisogna definire e calcolare l’energia in alimentazione all’impianto di
cogenerazione.
Bisogna calcolare l’energia elettrica da cogenerazione, valutando la
quota parte di energia elettrica non prodotta in modalità combinata,
insieme al calore utile, per poi calcolare il rendimento di primo principio
globale dell’unità di cogenerazione:
Il calcolo del rendimento globale deve basarsi sui valori di esercizio
dell’unità di cogenerazione, misurati nel periodo di riferimento (anno
esercizio). In casi particolari, per le unità di micro-cogenerazione si
possono fornire valori certificati (deve essere presente almeno una
grandezza misurata, non vi devono essere dissipazioni termiche, variazioni
di carico, altre situazioni di funzionamento modulabile, etc.)
Affinché tutta l’energia elettrica prodotta venga riconosciuta come
proveniente da cogenerazione, il rendimento annuale globale dell’unità deve
essere:
≥80%
turbina a gas in ciclo combinato con recupero di calore (con
turbina a vapore a contropressione o con turbina a vapore a
condensazione -> calcolo β)
turbina a condensazione con estrazione di vapore -> calcolo β
≥75%
turbina a vapore a contropressione
turbina a gas con recupero di calore
motore a combustione interna
micro-turbine
motori Stirling
pile a combustibile
motori a vapore
ciclo Rankine a fluido organico
altre tecnologie o combinazioni d tecnologie cogenerative (art. 2
comma a) D.Lgs. 20/07)
Nel caso in cui il rendimento globale di primo principio sia superiore ai
limiti di soglia specificati (75 % o 80 %), si pone:
ECHP=EUNITA’
FCHP=FUNITA’
In caso contrario
ECHP=HCHP*C
L’indice C indica il rapporto energia/calore. Il gestore può calcolare il valore
effettivo Ceff del proprio impianto, a partire dai valori di calore utile ed
energia elettrica misurati. Il valore di C indicato nel decreto é riportato nella
tabella seguente e può essere utilizzato per calcolare il PES su impianti non
ancora in esercizio, dove il calcolo del PES è di tipo previsionale.
Tipo di unità
Rapporto di base energia/calore (C)
Ciclo combinato gas-vapore
0,95
Turbina a vapore a contropressione o a condensazione
0,45
Turbina a gas con recupero di calore
0,55
Motore a combustione interna
0,75
In
pratica
se
il
rendimento
globale
non
supera
i
valori
«soglia»
precedentemente indicati (75% o 80%), è necessario separare l’unità reale di
cogenerazione in due unità virtuali, assumendo che la parte cogenerativa sia
quella che, fissato il calore utile utilizzato HCHP, produce una quantità di energia
elettrica ECHP tale da soddisfare il rendimento di soglia prima evidenziato,
pari al 75% o all’80% a seconda delle tecnologie cogenerative utilizzate.
Nel caso in cui il rendimento di primo principio non soddisfi i vincoli precedenti,
solo una parte dell'elettricità sarà riconosciuta come prodotta da cogenerazione
CHP (ECHP) per distinguerla dalla parte non cogenerativa NON CHP (ENON CHP);
analogamente il combustibile sarà suddiviso in una parte CHP (FCHP) ed in una
NON CHP (FNON CHP).
Le seguenti formule consentono di calcolare il coefficiente Ceff necessario per
determinare tutti i parametri di calcolo per il dimensionamento delle due
macchine virtuali. (la tabella seguente riporta il caso più semplice, valido per
ηglobale < 75 %, rimandando alle linee guida per il caso più complesso con turbina
a vapore a condensazione con estrazione di vapore, dove è necessario calcolare il
coefficiente β per determinare il rendimento della macchina virtuale gestita in
assetto non cogenerativo, dove tutto il vapore viene fatto espandere in turbina,
con una maggior produzione di energia elettrica rispetto al caso reale dove parte
del vapore è estratto dalla turbina a vapore.
Una volta determinate tutte le grandezze CHP e NON CHP, si passa al calcolo
diretto dei seguenti rendimenti e del PES:
I dettagli con cui effettuare tale separazione sono riportati nei
documenti di riferimento emanati dal GSE e dal MiSE:
• Guida alla cogenerazione ad Alto Rendimento CAR, Edizione n.1–Marzo
2012-GSE
• Linee guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo
Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)Marzo 2012-MiSE
8 - D.M. 5/09/11 MiSE – Nuovo regime
di sostegno della CAR
In applicazione dell’art. 6 del D.Lgs. 20/07 il MiSE ha emanato il D.M.
5/9/12 che definisce il regime di sostegno alla CAR, secondo quanto
previsto dall’art. 30 comma 11, della Legge 99/09, definendo inoltre le
procedure di accesso al regime di sostegno alla CAR e la quantificazione
dell’incentivo.
L’incentivazione prevede il rilascio di Titoli di Efficienza Energetica
(TEE) o Certificati Bianchi (CB) calcolati in funzione dei risparmi di
energia primaria.
L’energia risparmiata, definita RISP, viene calcolata con la seguente
formula:
Le varie grandezze sono definite nella pagine seguente.
Le grandezze ECHP, HCHP, FCHP, sono calcolate secondo le modalità del
D.M. 4 agosto 2011.
RISP
è il risparmio di energia primaria, espresso in MWh, realizzato
dall’unità di cogenerazione nell’anno solare considerato
ECHP
è l’energia elettrica, espressa in MWh, prodotta in cogenerazione dalla
unità di cogenerazione durante l’anno considerato
HCHP
è l’energia termica utile, espressa in MWh, prodotta in cogenerazione
dalla unità di cogenerazione durante l’anno considerato
ηE RIF
è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione elettrica
italiano, assunto pari a 0.46, corretto in funzione della tensione di
allacciamento, della quantità di energia autoconsumata e della quantità
di energia immessa in rete secondo le modalità di calcolo riportate
nell’allegato 7 del decreto 4 agosto 2011 (non si deve effettuare la
correzione per zona climatica). La percentuale di energia elettrica
autoconsumata da tenere in conto è quella riferita alla produzione totale in
regime di CAR (Eautocons/ECHP)
ηT RIF
è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione termico
italiano, assunto pari a 0.82, nel caso di utilizzo diretto dei gas di
scarico e pari a 0.90 nel caso di produzione di vapore/acqua calda
FCHP
è l’energia espressa in MWh, del combustibile che l’unità di cogenerazione
ha consumato durante l’anno considerato per produrre in cogenerazione
L’operatore la cui unità di cogenerazione viene riconosciuta CAR in un
dato anno solare, ha diritto per quell’anno ad un numero di certificati
bianchi CB, pari a :
CB = (RISP * 0,086) * K
(RISP * 0,086) è il risparmio, se positivo, espresso in TEP;
K è un coefficiente di armonizzazione, posto pari a:
1,4
1,3
1,2
1,1
1,0
per quote di potenza ≤ 1 Mwe (∆ = 1)
per quote potenza > 1 MWe e ≤ 10 MWe (∆ = 9)
per quote potenza > 10 MWe e ≤ 80 MWe (∆ = 70)
per quote potenza > 80 MWe e ≤ 100 Mwe (∆ = 20)
per quote potenza > 100 MWe e per i rifacimenti
indipendentemente dalla potenza installata (∆ = MWe - 70)
Il metodo di calcolo del coefficiente K, prevede il calcolo della
potenza media, determinata dal rapporto dell’energia ECHP diviso per
le ore di funzionamento effettive o equivalenti dell’unità di
cogenerazione.
Gli impianti che possono richiedere l’incentivo sono:
Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dal 1/1/11 per i quali sarà
necessaria la qualifica di CAR secondo il D.M. 4/8/11 (PES). La durata
dell’incentivo è di 10 anni per gli impianti cogenerativi e di 15 anni per quelli
abbinati a reti di teleriscaldamento.
Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dal 7/3/07 fino al 31/12/10 che
qualora non rientrino nella definizione di CAR secondo il D.M. 4/8/11
rispondano comunque ai criteri definiti dalla delibera 42/02 (IRE). La durata
dell’incentivo è di 10 anni per gli impianti cogenerativi e di 15 anni per quelli
abbinati a reti di teleriscaldamento.
Impianti di cogenerazione entrati in esercizio dopo il 1/4/99 e prima del
7/3/07 riconosciuti come cogenerativi secondo le norme applicabili al
momento della loro entrata in funzione. L’incentivo corrisposto è pari al 30%
di quello che viene corrisposto agli altri impianti prima elencati, per la durata
di 5 anni (art.29, comma 4 del D.Lgs. 28/2011).
La tabella seguente, riporta un quadro di sintesi relativo alla normativa di
riferimento, al periodo d’incentivazione ed all’entità dell’incentivo, in funzione
della data di entrata in esercizio della nuova unità di cogenerazione o di
rifacimenti di unità esistenti; la data da considerare è quella riportata sulla
denuncia di officina elettrica rilasciata dall’UTF.
In generale si intende per rifacimento un intervento tecnologico realizzato dopo
l’entrata in vigore del D.Lgs. 20/07 su di una unità cogenerativa o non
cogenerativa in esercizio da almeno 12 anni, che comporti la sostituzione con
componenti nuovi dei principali componenti costituenti l’impianto, quali ad
esempio, la turbina a gas, al turbina a vapore, la caldaia, gli scambiatori di
calore, gli alternatori, etc.
Il D.M. 8 agosto 2012 emanato dal MiSE, ha ampliato la definizione di
«rifacimento» dell’art. 2 lettera b) del D.M. MiSE del 5/9/2011, specificando
meglio alcuni aspetti tecnici specifici.
La richiesta di accesso al regime di sostegno, da inoltrare al GSE, può essere
presentata , in base alla data di entrata in esercizio delle unità di cogenerazione:
entrate in esercizio a partire dal 1° gennaio 2010
se N è l’anno di entrata in esercizio, è possibile inoltrare la prima richiesta
di accesso al regime di sostegno dal 1° gennaio dell’anno N+2 al 31 marzo
dell’anno N+2, relativamente alla produzione dell’anno solare N+1;
Es.: entrata in esercizio 2011, richiesta accesso da 1/1/13 a 31/03/31 per l’anno
esercizio 2012
entrate in esercizio tra il 7 marzo 2007 e il 31 dicembre 2009
la prima richiesta di incentivazione può essere inoltrata entro il 31 marzo 2012,
relativamente alle produzioni registrate in uno o più dei seguenti periodi di
rendicontazione, in base alla data di entrata in esercizio: 2008, 2009, 2010, 2011.
Es.: unità di cogenerazione entrata in esercizio nel 2008 potrà inoltrare la prima
richiesta entro il 31 marzo 2012, relativamente alle produzioni degli anni solari
2009, 2010 e 2011;
entrate in esercizio tra il 1° aprile 1999 e il 6 marzo 2007
possibilità di inoltro della prima richiesta, relativa alla produzione dell’anno 2012,
dal 1° gennaio 2013 al 31 marzo 2013.
9 - Aspetti operativi
……MA IN PRATICA, COSA BISOGNA FARE PER OTTENERE IL
RICONOSCIMENTO CAR e L’INCENTIVO ASSOCIATO ?
Gli operatori devono fare richiesta al Gestore dei Servizi Energetici
(GSE) per il riconoscimento del funzionamento in CAR.
Il GSE determina il numero di Certificati Bianchi (CB)cui hanno diritto
le unità riconosciute CAR.
Qualora il produttore ne faccia richiesta, il GSE procede al ritiro dei
Certificati Bianchi a un prezzo pari a quello vigente alla data di entrata
in esercizio dell’unità (o alla data di entrata in vigore del DM 5
settembre 2011 nel caso di unità già in esercizio); tale prezzo è fissato
a 93,68 €/tep per le unità di cogenerazione entrate in esercizio
nell’anno 2011 (o in anni precedenti) e 86,98 €/tep per le unità di
cogenerazione entrate in esercizio nell’anno 2012.
Ai sensi dell’art. 6, comma 1 del DM 5 settembre 2011 gli incentivi non
sono cumulabili con altri incentivi pubblici o regimi di sostegno comunque
denominati, anche eventualmente già erogati alla stessa unità, salvo
quanto disposto dal comma 2 del medesimo articolo.
Non è possibile ad esempio:
richiedere Certificati Bianchi relativamente a impianti qualificati
IAFR che percepiscano Certificati Verdi (CV) oppure Tariffa
Onnicomprensiva (TO);
richiedere Certificati Bianchi per impianti di cogenerazione abbinati
al teleriscaldamento, realizzati in attuazione dell’art.1, comma 71,
della legge 23 agosto 2004, n.239, che hanno avuto accesso ai CV ai
sensi dell’art.14 del D.Lgs. 8 febbraio 2007, n.20.
All’articolo 6, comma 3, sono inoltre definite le modalità di accesso ai
benefici del DM 5 settembre 2011 per gli operatori che hanno avuto
accesso ai Certificati Bianchi ai sensi del DM 20 luglio 2004 e s.m.i.
(schede 21 e 22 AEEG).
L’operatore che intende ottenere il riconoscimento del funzionamento
dell’unità in CAR e/o l’accesso al regime di sostegno, deve trasmettere
le richieste per il periodo di rendicontazione, esclusivamente per via
telematica attraverso il portale informatico “RICOGE” predisposto dal
GSE.
In particolare, attraverso il portale, l’operatore può presentare le
seguenti tipologie di richieste correlate alla CAR e al nuovo regime di
sostegno:
riconoscimento funzionamento in regime di CAR (“Richiesta CAR”):
accesso ai Certificati Bianchi per la produzione relativa all’anno
precedente alla data di inoltro della richiesta (”Richiesta CB”):
accesso ai Certificati Bianchi per le produzioni relative agli anni
solari 2008, 2009 e 2010 (”Richiesta CB 2008-2010”).
Per poter presentare la domanda di riconoscimento CAR o di accesso al
regime di sostegno è necessario allegare tutti i documenti richiesti dal
portale RICOGE, che possono essere suddivisi sinteticamente in due
categorie:
documenti previsti dagli art. 7 e 8 del DM 5 settembre 2011;
richiesta e Allegati generati da RICOGE.
Si rimanda alla Linea guida del GSE per il dettaglio della
documentazione necessaria.
Sul portale del GSE è disponibile l’applicativo RICOGE, tramite il quale,
previa registrazione, gli operatori devono effettuare il riconoscimento
CAR e richiedere gli incentivi per la CAR.
Esempio videata applicativo GSE RICOGE
10-Sintesi principali benefici per la CAR
• Esonero obbligo acquisto certificati verdi per i produttori e gli
importatori di EE con produzioni e importazioni annue da fonti non
rinnovabili eccedenti i 100 GWh (art. 11, commi 1, 2 e 3 del D.Lgs. 16
marzo 1999, n.79);
• Precedenza, nel dispacciamento dell’EE prodotta da cogenerazione
rispetto a quella prodotta da fonti convenzionali (art. 11, comma 4 del
D.Lgs. 16 marzo 1999, n.79);
• Ai sensi dell’art. 6 del D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20, le unità CAR
accedono anche al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica
(TEE o CB) secondo le modalità indicate dal D.M. 5 settembre 2011.
• Agevolazioni fiscali sull’accisa del gas metano utilizzato per la
cogenerazione (D.Lgs. 26 ottobre 1995, n. 504 aggiornato dalla nota
del 31/05/2012 dell’Agenzia delle Dogane, che ad esempio, per il
metano, porta da 0.25 a 0.22 i m3/kWhe da defiscalizzare);
• Possibilità di applicare condizioni tecnico-economiche semplificate
per la connessione alla rete elettrica - Delibera AEEG n. ARG/elt
99/08.
• Possibilità per gli impianti di cogenerazione abbinata al
teleriscaldamento di accedere, solo transitoriamente e a
determinate condizioni, ai certificati verdi (art. 14 del D.Lgs. 8
febbraio 2007, n. 20);
• Possibilità di ottenere, nel caso in cui l’impianto sia realizzato da
società di servizi energetici (ESCO) o da distributori di energia
elettrica e gas, i Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi)
istituiti dai Decreti 20 luglio 2004 del Ministero delle Attività
Produttive, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela
del Territorio;
• Possibilità di accedere al servizio di scambio sul posto dell’energia
elettrica prodotta da impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento
con potenza nominale fino a 200 kW (deliberazione AEEG del 3
giugno 2008 – ARG/elt 74/08 e s.m.i.);
• Il D.Lgs. 8 febbraio 2007, n. 20 ha peraltro posto le condizioni per il
rilascio della garanzia d’origine all’energia elettrica prodotta dagli
impianti funzionanti in Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR).
• Semplificazione pratiche autorizzative per impianti < 1 Mwe è
sufficiente la DIA
11
Normativa
1/3
Linee guida CAR - DM 05 settembre 2011 Decreto del MiSE del 25 novembre 2011
(proroga)
DM del MiSE del 5 settembre 2011: "Definizione del nuovo regime di sostegno per la
cogenerazione ad alto rendimento”
DM del MiSE di concerto col MATTM del 4 agosto 2011: "Integrazioni al decreto
legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla
promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile sul mercato
interno dell’energia, e modificativa della direttiva 92/42/CE«
DM del MiSE di concerto col MATTM del 21/12/2007: “Approvazione delle procedure
per la qualificazione di impianti a fonti rinnovabili e di impianti a idrogeno, celle a
combustibile e di cogenerazione abbinata al teleriscaldamento ai fini del rilascio dei
certificati verdi”
Decreto del 6 novembre 2007: "Approvazione delle procedure tecniche per il rilascio
della garanzia d’origine dell’elettricità prodotta da cogenerazione ad alto rendimento”
D.Lgs. 8 febbraio 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«
DM del MATT del 24/10/2005: "Direttive per la regolamentazione della emissione dei
certificati verdi alle produzioni di energia di cui all’articolo 1, comma 71, della legge 23
agosto 2004, n. 239«
Legge 23 agosto 2004, n. 239: "Riordino del settore energetico, nonché delega al
Governo per il riassetto delle disposizioni in materia di energia«
Direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'11 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
11 - Normativa 2/3
Delibera 187/11: “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’AEEG ARG/elt 99/08,
in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo
di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)….”
Delibera n. 181/11: “Aggiornamento dei provvedimenti dell’AEEG, correlati alla
deliberazione n. 42/02 in materia di cogenerazione, a seguito dell’emanazione dei decreti
ministeriali 4 agosto 2011 e 5 settembre 2011”
Delibera ARG/elt 145/08: "Modifica della deliberazione dell’AEEG 19 marzo 2002, n.
42/02, in materia di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in
cogenerazione«
Delibera ARG/elt 99/08: "Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per
la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di
produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA)«
Delibera ARG/elt 74/08: "Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnicoeconomiche per lo scambio sul posto (TISP).«
Delibera n. 307/07: "Aggiornamento, a decorrere dal 1 gennaio 2008, dei parametri di
riferimento per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e
calore come cogenerazione ai sensi dell’articolo 3, comma 3.1, della deliberazione
dell’AEEG 19 marzo 2002, n. 42/02«
Delibera n. 280/07: "Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell’energia
elettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003,
n. 387/03, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239/04«
Delibera AEEG n. 2/06: "Proroga dell’incarico ai componenti del Comitato di esperti
costituito ai sensi dell’articolo 2, comma 2.4, della deliberazione dell’AEEG 22 aprile
2004, n. 60/04. Definizione di energia assorbita dai servizi ausiliari di centrale ai fini
delle verifiche di cui alla medesima deliberazione n. 60/04"
11 - Normativa 3/3
Delibera n. 296/05: "Aggiornamento dei parametri di riferimento per il
riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come
cogenerazione ai sensi dell’articolo 3, comma 3.1, della deliberazione dell’AEEG 19
marzo 2002, n. 42/02«
Delibera n. 215/04: "Approvazione del Regolamento per l'effettuazione di verifiche e
sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti
rinnovabili, da fonti assimilate alle rinnovabili e sugli impianti di cogenerazione«
Delibera n. 201/04: "Modifica ed integrazione delle deliberazioni dell’AEEG 19 marzo
2002, n. 42, e 30 dicembre 2003, n. 168, in materia di riconoscimento della produzione
combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione e di dispacciamento delle
unità di cogenerazione«
Delibera n. 60/04: "Avvalimento della Cassa conguaglio per il settore elettrico per
intensificare ed estendere le verifiche e i sopralluoghi sugli impianti di produzione di
energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, fonti assimilate a quelle rinnovabili e
sugli impianti di cogenerazione"
Delibera n. 42/02: "Condizioni per ilriconoscimento 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"
Riferimenti
MiSE - http://www.sviluppoeconomico.gov.it
GSE - http://www.gse.it
AEEG - http://www.autorita.energia.it
FIRE - http://www.fire-italia.it
GRAZIE PER
L’ATTENZIONE
Ing. Danilo SCHIAVINA
Responsabile Servizio Sostenibilità
Ambientale ed Energetica
Energy Manager - Direzione Industriale
ROQUETTE ITALIA S.p.A.
Via Serravalle 26-15063-Cassano Spinola (AL)
℡:
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