Fattibilità tecnico-economica di un sistema di accumulo termico a servizio di una rete di teleriscaldamento

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prestazioni e i maggiori guadagni economici. In particolare, sono stati 
presi in considerazione diversi criteri che imponessero all’impianto 
l’accensione o lo spegnimento al verificarsi di varie condizioni 
operative legate alla richiesta termica delle utenze e al prezzo orario 
dell’energia elettrica. 
Lo studio della gestione attuale dell’impianto ha condotto ad 
una previsione di circa 2500 ore di funzionamento all’anno, con un 
rendimento totale annuo appena superiore allo 0.8, che rappresenta il 
valore limite per il riconoscimento dei certificati verdi. Visto che nel 
funzionamento reale sono presenti periodi di avviamento e di 
spegnimento forzato dell’impianto, il valore calcolato probabilmente 
sovrastima il rendimento effettivo dell’impianto; in queste condizioni, 
appare difficile che l’impianto possa ottenere certificati verdi. 
Attualmente, il margine operativo lordo atteso dal funzionamento 
annuo dell’impianto risulta essere negativo: appare quindi necessario 
ricercare una soluzione che possa aumentare i profitti dell’impianto. 
A tal fine sono stati esaminati due differenti elementi 
impiantistici: un serbatoio di accumulo termico e un turbogeneratore a 
ciclo Rankine organico (ORC), installato a valle del cogeneratore già 
esistente. 
Un impianto che possa sfruttare un serbatoio di calore ha la 
possibilità di destinare all’accumulo una parte della potenza termica 
prodotta; in questo modo, può mantenere un funzionamento più 
continuo e operare a pieno carico per un numero maggiore di ore, 
raggiungendo un rendimento globale superiore. Inoltre, grazie 
all’utilizzo di un serbatoio di accumulo, è possibile disaccoppiare la 
produzione elettrica da quella termica, così da far entrare in funzione 
il cogeneratore nelle ore in cui l’elettricità è maggiormente 
remunerata, indipendentemente dalle richieste termiche della rete di 
teleriscaldamento. Infine, il campo di impiego dell’impianto aumenta, 
potendo soddisfare la domanda termica delle utenze anche quando 
essa è superiore alla massima produzione oraria di calore, utilizzando 
l’energia termica precedentemente accumulata nel serbatoio, o quando 
essa è inferiore al minimo carico termico, senza ricorrere all’utilizzo 
di una caldaia di integrazione. 
 
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Un turbogeneratore ORC utilizza il calore contenuto nei fumi di 
scarico di un impianto per alimentare un ciclo Rankine tradizionale 
operato con un fluido organico. L’installazione di un turbogeneratore 
ORC permette di destinare una parte dell’energia termica recuperata 
dal cogeneratore alla produzione di ulteriore energia elettrica, con un 
rendimento totale interessante pur sfruttando calore a bassa 
temperatura (300-500°C). Questa soluzione può risultare un’opzione 
conveniente, garantendo allo stesso tempo un maggiore impiego del 
cogeneratore e un aumento della produzione elettrica. Se 
nell’impianto fosse presente anche un serbatoio di accumulo, il 
beneficio ottenuto sarebbe ancora maggiore, visto che la minore 
disponibilità di produzione termica potrebbe essere compensata nei 
momenti di punta dall’utilizzo del calore precedentemente 
immagazzinato. 
Il funzionamento dell’impianto è stato studiato considerando 
due differenti ipotesi di investimento: 
 ξ  Costruzione di un serbatoio di accumulo termico: sono stati 
esaminati serbatoi capaci di immagazzinare da 100 a 2000 
kWh di calore; 
 ξ  Costruzione di un turbogeneratore ORC da 50 kW elettrici 
a valle del cogeneratore e di un serbatoio di accumulo 
termico: anche in questo caso, sono stati esaminati serbatoi 
di calore compresi nel precedente range di capacità. 
Per ciascuna configurazione impiantistica analizzata, sono stati 
calcolati i valori previsti di diversi parametri descrittivi dell’efficienza 
e degli introiti economici dell’impianto. In questo modo, è stato 
possibile confrontare tra loro le diverse tipologie di impianto e 
determinare quali risultassero più vantaggiose. I principali obiettivi 
dell’analisi sono stati la ricerca delle configurazioni che permettessero 
di ottenere un rendimento globale annuo superiore allo 0.8 e la 
determinazione delle taglie di serbatoio che garantissero i maggiori 
margini economici. 
A causa della variabilità nel tempo della domanda termica delle 
utenze servite dall’impianto e del prezzo delle materie prime, 
dell’elettricità e del calore, è parso opportuno studiare il 
funzionamento dell’impianto ipotizzando differenti scenari futuri, 
caratterizzati da diversi valori di queste grandezze. 
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In particolare, sono stati studiati cinque scenari: 
 ξ  Scenario A: Consumi termici delle utenze e livello 
generale dei prezzi pari a quelli attuali; 
 ξ  Scenario B: Aumento nel tempo dei consumi termici delle 
utenze; livello generale dei prezzi costante e pari a quello 
attuale; 
 ξ  Scenario C: Aumento nel tempo dei consumi termici delle 
utenze; aumento del 5% annuo del prezzo di acquisto del gas 
naturale e di vendita dell’energia elettrica e termica; 
 ξ  Scenario D: Aumento nel tempo dei consumi termici 
delle utenze; aumento del 5% annuo del prezzo di acquisto del 
gas naturale e di vendita dell’energia elettrica e termica; 
aumento del 2.5% annuo del valore dei certificati verdi; 
 ξ  Scenario E: Aumento nel tempo dei consumi termici delle 
utenze; riduzione dei prezzi del 5% annuo per due anni, 
graduale ritorno al livello attuale, seguito da un periodo di 
aumento del 5% annuo; analogo andamento del valore dei 
certificati verdi, con variazioni del 2.5% annuo. 
Per ogni scenario considerato, sono stati calcolati i flussi di 
cassa differenziali relativi all’investimento intrapreso in ciascun anno 
del piano di investimento. Utilizzando questi dati è stato possibile 
compiere una valutazione economica delle due differenti proposte di 
investimento, ricorrendo al calcolo di diversi parametri economici, che 
rendessero conto dei profitti derivanti dall’investimento, dei tempi di 
ritorno del capitale investito, del rischio associato all’investimento. 
Il confronto tra i due investimenti considerati ha permesso 
infine di determinare quale investimento sia più redditizio e quale sia 
la taglia di serbatoio ottimale. 
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CAPITOLO 1 
LA COGENERAZIONE 
 
La cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica 
e calore in un unico processo. Rispetto alla generazione separata di 
energia, la cogenerazione comporta numerosi benefici economici ed 
ambientali: 
 ξ  Un minor consumo di energia primaria, valutabile 
mediamente in un risparmio del 20-30% rispetto alle 
soluzioni tradizionali; 
 ξ  Una riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, legata 
al risparmio di energia primaria e alla possibilità di 
controllare maggiormente le emissioni; 
 ξ  Promuove la sostituzione di sistemi di generazione di calore 
più inquinanti con servizi a minore impatto ambientale; 
 ξ  Una riduzione delle perdite energetiche per dispersioni nel 
trasporto lungo le reti di distribuzione, a causa della 
diffusione di impianti cogenerativi di piccola taglia 
distribuiti sul territorio. 
1.1. Convenienza energetica della cogenerazione 
Il vantaggio legato all’impiego della cogenerazione risulta 
evidente se confrontato con la generazione separata dell’energia 
elettrica e termica. La produzione di calore comporta perdite legate 
all’utilizzo parziale del combustibile impiegato, al calore disperso nei 
fumi di scarico, alle dispersioni per irraggiamento. È possibile rendere 
conto della potenza ricavabile da un generatore di calore ricorrendo al 
rendimento termico, definito come 
c
t
t
P
P
   Κ       (1.1) 
dove 
P
t
 è la potenza termica prodotta dal generatore, in kW 
P
c
 è a potenza consumata dal generatore, in kW. 
6 
Anche se le attuali caldaie a condensazione permettono di 
raggiungere valori di rendimento termico teorici maggiori del 100%, il 
rendimento medio dei generatori di calori installati si aggira intorno 
all’80%. 
Dalla produzione di energia elettrica in impianti termoelettrici 
occorre aspettarsi perdite imputabili all’impossibilità di realizzare un 
ciclo termodinamico perfetto, al calore disperso nei fumi di scarico e 
nei diversi componenti dell’impianto, all’utilizzo parziale del 
combustibile, alla conversione non totale dell’energia meccanica in 
energia elettrica. Analogamente a quanto fatto per la produzione di 
energia termica, si può definire un rendimento elettrico di 
generazione, come 
c
e
e
P
P
   Κ        (1.2) 
dove 
P
e
 è la potenza elettrica prodotta dall’impianto, in kW. 
Un impianto per la produzione di energia elettrica di grossa 
taglia e di nuova costruzione consente di raggiungere rendimenti 
massimi vicini al 60%; per impianti di minore potenzialità o meno 
recenti, il rendimento atteso cala notevolmente. Attualmente, il 
rendimento medio del parco elettrico italiano è intorno al 42 %. 
La produzione combinata di energia elettrica e termica permette 
di sfruttare l’energia scartata da un processo di generazione per 
produrre ulteriore energia utile. Solitamente, il rendimento elettrico e 
termico di un impianto cogenerativo, presi singolarmente, sono 
inferiori ai rendimenti ottenibili da generatori separati; tuttavia, 
l’utilizzo del combustibile risulta migliore ricorrendo alla 
cogenerazione. Ciò può essere messo in luce considerando il 
rendimento globale di un impianto cogenerativo, o indice di utilizzo 
del combustibile, pari alla somma del rendimento elettrico e termico 
dell’impianto: 
c
te
teg
P
PP   
       Κ Κ Κ .     (1.3) 
In figura 1.1 è illustrato un esempio che mostra la convenienza 
del ricorso alla cogenerazione rispetto all’utilizzo dei sistemi 
convenzionali di produzione di energia. 
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Figura 1.1 Esempio del risparmio di energia primaria derivante dal ricorso alla 
cogenerazione 
Come si può osservare in figura, la generazione separata di 35 
unità di elettricità e di 50 unità di calore, nell’ipotesi di rendimenti 
elettrico e termico pari a quelli indicati nell’illustrazione, comporta un 
consumo di energia primaria di 148 unità. L’energia primaria 
consumata da un impianto cogenerativo per produrre la stessa quantità 
di energia risulta invece pari a 100, con un notevole risparmio rispetto 
alla soluzione precedente. 
Il rendimento globale dell’impianto conferisce lo stesso valore 
all’energia termica e all’energia elettrica prodotte; tuttavia, questo non 
è del tutto corretto, in quanto l’elettricità è un’energia più 
difficilmente generabile, ma più facilmente trasformabile e 
trasportabile: si è soliti considerare l’energia elettrica come una forma 
di energia preferibile al calore. Per questo motivo, è stato introdotto 
l’indice di risparmio energetico (IRE), un parametro che tiene conto 
del differente valore assegnato alle due forme di energia prodotte 
dall’impianto. Solitamente, l’IRE di un impianto si riferisce alla 
generazione di energia in un periodo di tempo prolungato; esso è 
definito come 
ts,ind
ind
ts,civ
civ
es
η
Et
η
Et
pη
Ee
Ec
1IRE
    
  
    
    (1.4) 
dove 
Ec è l’energia primaria dei combustibili utilizzati dall’impianto 
di produzione combinata di energia elettrica e di calore 
Ee è la produzione di energia elettrica netta dell’impianto di 
produzione combinata di energia elettrica e di calore 
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Et
civ
 e Et
ind
 sono le produzioni di energia termica netta 
dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e 
di calore destinate rispettivamente a utilizzazioni civili e 
industriali 
η
es
 è il rendimento elettrico netto medio annuo di riferimento di 
un impianto destinato alla sola produzione di energia 
elettrica. Esso è fissato dall’Autorità per l’energia elettrica e 
il gas (AEEG); il suo valore è riportato nella tabella 1.1, 
fissata dalla delibera AEEG n. 296/05 
η
ts,civ
 è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento 
di un impianto destinato alla sola produzione di energia 
termica destinata a utilizzazioni civili; esso è stato fissato ad 
un valore pari a 0.8 dalla delibera AEEG n. 42/02 
η
ts,ind
 è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento 
di un impianto destinato alla sola produzione di energia 
termica destinata a utilizzazioni industriali; esso è stato 
fissato ad un valore pari a 0.9 dalla delibera AEEG n. 42/02 
p è un coefficiente che tiene conto delle minori perdite di 
trasporto e di trasformazione di energia elettrica che si 
verificano in impianti che si allacciano alla rete di bassa o di 
media tensione, o che autoconsumano una parte dell’energia 
elettrica prodotta. Il suo valore può essere consultato in 
tabella 1.2, fissata dalla delibera AEEG n. 296/05. 
 
Tabella 1.1 Definizione del parametro η
s
 (Fonte: Delibera AEEG n. 296/05)