Teleriscaldamento per Monte San Pietro - smartreflex.eu · con i risultati dell’analisi di intervento per valutarne la ... Il seguente capitolo si ... L'origine riferimento non

Teleriscaldamento per Monte San Pietro

Caso studio – prefattibilità

Valutazione piccola rete a biomassa o a energia geotermica.

Valutazione rete teleriscaldamento per l’intera frazione

Febbraio 2017

Autori:

AIRU- Politecnico di Milano rif: [email protected]

SRF Project coordinator Riccardo Battisti Phone: +39 (0)2277441 +39 (0)3939413523 E-mail: [email protected]

Teleriscaldamento rinnovabile a Monte San Pietro

2

Contenuto

1 Caratteristiche principali, dati .......................................................................................................... 2

1.1 Analisi della domanda energetica ............................................................................................ 4

2 Soluzioni per la rete piccola ............................................................................................................. 5

2.1 Soluzione con caldaia a biomassa ............................................................................................ 6

2.1.1 Risultati soluzione con caldaia a biomassa....................................................................... 8

2.2 Soluzione con pompa di calore geotermica ........................................................................... 12

2.2.1 Risultati soluzione con pompa di calore geotermica ..................................................... 13

3 Rete di teleriscaldamento per l’intera frazione ............................................................................. 16

4 Conclusioni .................................................................................................................................... 19

5 Riferimenti ..................................................................................................................................... 20

1 Caratteristiche principali, dati

Monte San Pietro è un comune in provincia di Bologna di circa 11 000 abitanti. Nel 2010 l’amministrazione comunale ha commissionato un audit energetico dal quale è emerso un significativo potenziale di efficientamento relativo sia alle strutture che agli impianti termici di proprietà del Comune.

L’attenzione dell’amministrazione è principalmente rivolta alla frazione nord‐ovest di Calderino. In questa area circoscritta sono collocati cinque edifici pubblici: il Municipio, il centro culturale con biblioteca annessa, la scuola materna e il complesso di scuola elementare, media con auditorium e palestra. In particolare, l’interesse dell’amministrazione è quello di indagare la possibilità di sostituire i vari generatori con un'unica centrale termica che promuova il risparmio energetico e razionalizzi la spesa energetica comunale. Questo a fronte di alcuni suggerimenti che il comune ha ricevuto sulla prospettiva di connettere questi edifici in un'unica rete, sia da parte del documento di diagnosi che da parte di un’azienda locale. Il comune richiede dunque la valutazione di queste alternative proposte dal punto di vista tecnico, economico e ambientale.

Verrà sondata anche una possibile estensione ad una vera e propria piccola rete di teleriscaldamento che colleghi altri edifici pubblici e privati dell’intera frazione di Calderino.

Riassumendo, le soluzioni analizzate sono:

1. Piccola rete a servizio dei 5 edifici pubblici alimentata a biomassa locale 2. Piccola rete a servizio dei 5 edifici pubblici con pompa di calore geotermica 3. Rete di teleriscaldamento a servizio della frazione alimentata a biomassa e solare termico


3

Figura 1: a sinistra i cinque edifici comunali della frazione Calderino, a destra la mappatura energetica della frazione (fonte ARPAE ER ‐ RES H/C spread). La scala di colore rappresenta la diversa intensità di fabbisogno

Scopo di questo documento dunque è analizzare la domanda termica comunale e sviluppare le ipotesi di intervento sopra citate. Per quanto riguarda gli scenari di intervento proposti, l’audit energetico menzionato ha evidenziato innanzitutto la possibilità di centralizzare la produzione di calore di cui necessitano i cinque edifici comunali elencati, rendendo quindi interessante l’ipotesi di connessione degli edifici tramite una piccola rete di teleriscaldamento. Le fonti energetiche prese in considerazione derivano dall’auditor stesso, che propone lo sfruttamento della geotermia, dato il potenziale elevato in Emilia Romagna, e da un’azienda locale, che suggerisce lo sfruttamento della biomassa derivante dalla manutenzione del verde locale e del letto del fiume adiacente.

Per quanto riguarda la domanda di energia termica, il Comune ha messo a disposizione i dati di consumo dal 2007 al 2014, da cui si ricava un fabbisogno medio di circa 1,2 GWh annui per questi cinque edifici. Confrontando tale fabbisogno con le bollette energetiche, considerando inoltre i costi di gestione e manutenzione e attualizzando il costo del gas, è possibile ricavare il costo di ogni MWh fornito all’utenza nella configurazione attuale, ovvero circa 94 €/MWh (IVA compresa). Il parametro così ottenuto rappresenta il valore soglia, ovvero termine di confronto tra lo stato attuale e i risultati delle valutazioni sulle alternative di sviluppo, e permetterà di valutare la fattibilità economica delle ipotesi di intervento analizzate. Se le soluzioni di rete elaborate permetteranno una spesa inferiore saranno considerate economicamente sostenibili.

Il lavoro qui svolto non si limita alla sola valutazione economica, ma viene fatta una vera analisi costi‐benefici andando ad analizzare la sostenibilità tecnico energetica e ambientale degli interventi studiati.


4

1.1 Analisi della domanda energetica

La domanda di energia termica dei cinque edifici dal 2007 al 2014 ha subito oscillazioni piuttosto significative, intorno a un valore medio pari a circa 1,2 GWh, valore che sarà considerato per le ipotesi di intervento.

Figura 2: andamento della domanda di calore dei cinque edifici comunali, dal 2007 al 2014.

Per quanto riguarda l’analisi dei costi sostenuti dall’amministrazione, si fa riferimento alle spese relative all’anno 2013, illustrati in Tabella 1, ai fini del calcolo del costo dell’energia nella situazione attuale, riferimento per la fattibilità economica

Tabella 1: dettaglio dei consumi energetici e dei costi sostenuti nell’anno 2012‐2013.

Dati 2012‐2013 Consumi energetici

Costi bollette

Costo gas

Rendimento Fabbisogni energetici

[mc gas] [€] [€/mc] [‐] [MWh]

Municipio 13 652 13 040 0,96 0,90 136

Centro Culturale ‐ Biblioteca

13 674 13 042 0,95 0,85 136

Scuole media ed elementare T.P

90 425 82 461 0,91 0,94 899

Scuola materna moduli T.N.

9 758 9 436 0,97 0,94 97

TOTALE 127 509 117 978 0,93 0,91 1 268

Avendo stimato i costi di gestione nella misura di 6 €/MWh (stima progetto SRF) attualizzando il costo del gas a 71,75 c€/mc al 2015 [1] si ottiene una bolletta annuale pari a 119 223 €. Rapportando tale costo alla domanda energetica è immediatamente ricavabile il costo dell’energia, il quale risulta pari a circa 77 €/MWh IVA esclusa, che viene dunque considerato come costo di riferimento da confrontare con i risultati dell’analisi di intervento per valutarne la fattibilità.

Tabella 2: calcolo del costo al MWh del calore fornito ad oggi, con e senza IVA.

Costi gas Costi totali (gas+OM)

[€/anno] [€/mc] [€/MWh] [€/anno] [€/MWh]

Con IVA 111 615,00 0,88 88,03 119 223,00 94,03

Senza IVA 91 488,00 0,72 72,15 97 724,00 77,07


5

2 Soluzioni per la rete piccola

Come descritto nel primo paragrafo, le fonti energetiche considerate saranno biomassa e energia geotermica. Il seguente capitolo si sviluppa dunque con la verifica della fattibilità delle due ipotesi proposte:

Micro rete a servizio di 5 edifici pubblici alimentata da caldaia a biomassa centralizzata

Micro rete a servizio di 5 edifici pubblici alimentata da pompa di calore geotermica Gli edifici interessati dall’intervento sono quelli elencati e descritti in Tabella 3.Tabella 3

Tabella 3: dati dimensionali e potenza installata per gli edifici considerati nell’analisi.

Edifici Planimetria Volumetria Potenza installata

[m2] [m3] [kW]

Municipio 955 4 298 200

Centro Culturale ‐ Biblioteca 755 3 600 101

Scuole media ed elementare T.P 7 000 31 500 964

Scuola materna moduli T.N. 625 2 720 128

Come illustrato in Figura 1, gli edifici si collocano a distanza limitata l’uno dall’altro, in un’area di 2,5 ettari. Essi sono inoltre serviti da caldaie a gas di non recente acquisto, dunque vicine all’esaurimento della vita utile di servizio.

DATI DI INPUT

Nel seguito vengono descritte le ipotesi di intervento e presentati i relativi risultati. Nella Tabella 4 si riassumono i valori affidati ai parametri utili per il calcolo delle prestazioni energetiche ed economiche delle proposte elaborate.

Tabella 4: parametri di riferimento per la valutazione della prestazione economica delle proposte di intervento.

Parametro Valore U.M. Fonte

Tariffa calore 77,00 €/MWh Valore di riferimento –

costo attuale del gas, IVA esclusa [1]

Costo cippato 0,07 €/kg Comune

Costo energia elettrica 59,50 €/MWh (medio) PUN [2]

Costo tubazione 300,00 €/m Stima + [3]

Costo caldaia 65,00 €/kW Stima + [4]

Incidenza installazione caldaia

45% ‐ Stima

Costo accumulo 700,00 €/m3 [5]

Costo sottostazioni 130,00 €/MWh Stima

Incidenza design e accessori

30% ‐ Stima

O&M Caldaia 2,00 €/MWh PlanEnergi


6

2.1 Soluzione con caldaia a biomassa

La prima ipotesi di intervento prevede la realizzazione di una piccola rete di teleriscaldamento alimentata da un unico generatore a biomassa da 0,8 MW con un volume di accumulo pari a 10 m3 e un sistema di back up a gas. La simulazione è stata effettuata tramite il software EnergyPro Errore. L'origine riferimento non è stata trovata. che simula le performance dell’impianto con passo orario sull’intero anno; la logica di controllo prevede l’attivazione del sistema di generazione con minimo costo netto. La biomassa è prevista per soddisfare il carico di base, mentre la caldaia a gas è prevista per integrazione e riserva quindi per coprire i picchi di domanda e come backup.

Figura 3 Schema impianto rete a biomassa

Per poter effettuare la simulazione delle prestazioni della caldaia, è necessario un profilo di domanda su scala oraria. Poiché si hanno a disposizione i soli termini di consumo annuale per ogni utenza, il profilo di domanda è stato ricostruito tramite metodo BIN, applicato alla media dei fabbisogni annuali nel periodo 2007‐2014 (ovvero 1 209,4 MWh). Il metodo BIN consente di calcolare il fabbisogno di energia in base alla distribuzione oraria della temperatura esterna, (metodo gradi giorno), e ai profili di utilizzo degli edifici reperiti nei documenti di diagnosi degli edifici.

Figura 4 Profilo consumo energia nei vari edifici

Sulla base dei profili di domanda così distribuiti, si è ipotizzata una regolazione climatica delle temperature di mandata agli impianti dei singoli edifici e una conseguente regolazione della temperatura della rete di teleriscaldamento. Non avendo dati di monitoraggio degli impianti, le temperature di funzionamento sono state stimate considerando il tipo di terminali, radiatori.

Nella seguente figura vengono illustrati i risultati dell’applicazione del metodo BIN sull’anno in termini di potenza, portata e temperature di mandata e di ritorno della rete di teleriscaldamento.

Caldaia biomassa 0,4 MW

Domanda calore

1268 MWh

0.2 km

70 °C

60 °C

Accumulo

10 m3

Caldaia gas

0.8 MW


7

Figura 5: distribuzione annuale di potenza termica, portata della rete, temperature di mandata e di ritorno.

La conformazione della rete è stata ipotizzata in Figura 6, in cui G è il punto che identifica la centrale termica che alloggia la caldaia a biomassa.

Figura 6 – Ipotesi di collegamento fra gli edifici.

Il dimensionamento delle tubazioni avviene in base ai valori di portata stimati per ogni tratto di rete, fissando dei valori massimi di velocità del fluido pari a 1,5 m/s per le tubazioni principali e pari a 1,0 m/s nelle diramazioni secondarie. Ipotizzando uno spessore di isolante pari circa a metà diametro del tubo, si possono stimare i coefficienti di dispersione termica.


8

Tabella 5: calcolo delle perdite termiche per le tubazioni della rete ipotizzata.

Parametro U.M. AB BC BD BE EF

Velocità massima m/s 1,5 1,0 1,0 1,5 1,5

Portata massima kg/s 2,6 2,1 3,1 7,9 17,2

Diametro mm 50 50 60 80 120

Lunghezza m 62 8 20 85 15

Perdite lineari W/m K 0,315 0,315 0,318 0,321 0,327

Applicando i coefficienti di dispersione all’opportuna differenza di temperatura media tra fluido e terreno, si possono stimare le perdite termiche della rete, le quali risultano pari a circa 4% del calore fornito all’utenza. Le perdite risultano decisamente limitate in quanto, rispetto a progetti di reti usuali, il fabbisogno è solo invernale e l’estensione della rete è molto limitata. I consumi per il pompaggio vengono valutati stimando le perdite di carico della rete a partire dai valori di velocità del fluido e dalle caratteristiche geometriche della configurazione idraulica proposta. Ulteriori output del modello di simulazione riguardano le perdite termiche dell’accumulo e la massa di combustibile necessaria per produrre il quantitativo energetico totale stimato.

2.1.1 Risultati soluzione con caldaia a biomassa

RISULTATI ENERGETICI

Tabella 6: risultati energetici della soluzione con caldaia a biomassa.

Risultato Valore. U.M.

Perdite termiche 44,7 MWh

Perdite accumulo 5,0 MWh

Energia fornita utenza 1 209,4 MWh

Energia prodotta totale 1 254,1 MWh

Consumo elettrico pompaggio 4,2 MWh

Consumo di gas naturale 9 335 m3

Consumo cippato 461 880 kg

I dati presentati in Tabella 6 sono i risultati di consumo dei vari sistemi di generazione della simulazione in EnergyPro e rappresentano i dati di ingresso per l’analisi economica illustrata nel seguito.

RISULTATI ECONOMICI

I costi annuali dell’impianto riguardano l’acquisto del combustibile e i costi di gestione e manutenzione comprensivi dell’energia elettrica necessaria per il pompaggio. I guadagni sono rappresentati dal consumo di gas risparmiato e dai costi di gestione e manutenzione imputabili ai sistemi individuali sostituiti. Si ipotizza che il costo del gas sia costante, quindi cautelativamente si trascura un possibile incremento annuale.

Tabella 7: costi e ricavi annuali relativi alla soluzione con caldaia a biomassa.

Guadagni

Gas non acquistato € 88 288,00

Gestione e manutenzione delle caldaie individuali

€ 4 835,80

RICAVI TOTALI € 93 123,80

Costi

Acquisto Cippato € 32 331,60

Acquisto gas € 6 720,95

Gestione e manutenzione caldaie € 5 012,00

Pompaggio € 250,00

COSTI TOTALI € 44 314,55

RICAVI ‐ COSTI € 48 809,25


9

I costi di investimento considerati sono elencati nella seguente tabella.

Tabella 8: costi di investimento relativi alla soluzione con caldaia a biomassa.

Costi di investimento

Rete € 60 000

Fornit. e install. caldaia cippato

€ 95 200

Fornit. e install. caldaia gas € 72 800

Accumulo € 7 000

Sottostazioni € 75 000

Costi Accessori e design € 18 000

TOTALE INVESTIMENTI € 360 800

A fronte dell’analisi economica effettuata, si ottiene un tempo di ritorno pari a circa 10 anni e un valore attuale netto pari a circa € 250'000 e un TIR di circa 12%.

Figura 7: andamento del valore attuale netto durante la vita utile di servizio della soluzione proposta.

RISULTATI AMBIENTALI

Di seguito si rappresentano i risultati di impatto ambientale della soluzione proposta con biomassa e back up a gas rispetto all’impatto emissivo stimato per la situazione attuale con caldaie individuali (dati emissivi per combustibile e tecnologia provenienti da INEMAR – ARPA/Ministero dell’ambiente). Come si può notare se da un lato le emissioni climalteranti (CO2) vengono drasticamente ridotte grazie alla biomassa, le emissioni di particolato aumentano.


10

Figura 8: emissioni in termini di CO2, SO2 e PM10, confronto tra situazione attuale e intervento proposto.

La soluzione analizzata prevede l’installazione del generatore a biomassa in prossimità delle utenze servite. Per verificare dettagliatamente l’impatto emissivo di questa soluzione ipotizzata, sarebbe opportuno uno studio di impatto ambientale di concentrazione al suolo nel tempo per vedere come le emissioni si distribuiscono nei dintorni della fonte emissiva. A titolo esemplificativo, si mostrano gli impatti di un impianto similare reperito in letteratura [6]: in prossimità del generatore la qualità dell’aria viene sensibilmente alterata a causa dell’emissione dei prodotti di combustione.

Figura 9: distribuzione della concentrazione di inquinanti normalizzata sulla distanza dalla fonte [6].

Si pone particolare attenzione alla distribuzione della concentrazione di PM10 al suolo al variare della distanza dalla sorgente emissiva, in quanto il PM10 rappresenta il prodotto di combustione più dannoso a breve termine. Tuttavia, è necessario tenere in considerazione anche gli altri prodotti illustrati nel grafico di figura, in quanto fonti “secondarie” che nel tempo degradano anch’essi in particolato. Considerando dunque che la centrale termica è prevista in prossimità di scuole per l’infanzia, si evidenzia la necessità di spostare la produzione in una zona più lontana

A valle delle considerazioni di cui sopra, si valuta la variabilità dei risultati energetici ed economici dell’intervento proposto al variare della distanza tra il centro abitato e il generatore a biomassa. In particolare, si presentano i risultati relativi ad una distanza di un chilometro.


11

Poiché il generatore si trova lontano dalle utenze, la lunghezza totale delle tubazioni di mandata e ritorno è sensibilmente maggiore rispetto al caso base, dunque è necessario ripetere i calcoli termici e idraulici relativi alla rete. In dettaglio, le perdite termiche salgono all’8% (99 MWh), mentre i consumi di pompaggio aumentano fino a 5,1 MWh.

Tabella 9: ricalcolo dei risultati energetici considerando una distanza di 1 km tra centrale termica e centro abitato.


Perdite termiche 99,0 MWh

Perdite accumulo 5,0 MWh

Energia fornita 1 209,4 MWh

Energia prodotta totale 1 308,4 MWh

Consumo elettrico pompaggio 5,1 MWh

Combustibile necessario (cippato) 691 248 kg

Dal punto di vista economico, l’analisi viene ripetuta tenendo conto della variazione dei seguenti termini:

Acquisto cippato € 34 562

Estensione rete € 357 000

Costi accessori e design € 107 100 Mettendo a grafico il VAN calcolato nella nuova configurazione, si può notare che il tempo di rientro dell’investimento è superiore alla vita utile dell’impianto, in quanto in corrispondenza dell’esaurimento della vita utile dell’impianto il valore attuale netto assume ancora valori negativi.

Figura 10: nuovo andamento del VAN, si evidenzia un tempo di ritorno oltre i 20 anni.

Un buon compromesso per allontanare la caldaia dal centro abitato e al contempo rendere l’investimento economicamente interessante consiste nel prevedere un progetto più grande, che coinvolga una fetta maggiore di territorio comunale: una vera e propria rete di teleriscaldamento con utenze pubbliche e private. Questa ipotesi progettuale viene trattata in seguito nel capitolo 3.


12

2.2 Soluzione con pompa di calore geotermica

La seconda ipotesi prende in considerazione la realizzazione di una rete alimentata da un sistema di generazione centralizzato che prevede l’accoppiamento di pompe di calore e sonde geotermiche. La pompa di calore e la rete sono disaccoppiate idraulicamente grazie a un piccolo serbatoio, mentre una caldaia di backup ha il compito di innalzare il livello termico fino alla temperatura richiesta dall’utenza.

La tecnologia selezionata per la pompa di calore dipende dal livello di temperatura richiesto dall’utenza. La temperatura di mandata della rete viene ipotizzata tramite curva climatica, che nella condizione di progetto (‐5°C temperatura ambiente) implica 80°C. Ipotizzando un salto di 25‐30°C tra mandata e ritorno, si ottengono temperature in ingresso alla pompa di calore dell’ordine dei 50‐55°C. Le classiche pompe di calore a compressione di vapore non sono in grado di operare a questo livello di temperatura, dunque la scelta ricade sulla tecnologia ad assorbimento.

La configurazione con generatore centralizzato è stata valutata più conveniente rispetto all’alternativa con generazione distribuita. La seconda soluzione infatti risulta di particolare interesse laddove le perdite di rete siano considerevoli, in quanto la rete distribuirebbe fluido a temperatura molto più bassa (anello freddo). Nel caso oggetto di studio, le dimensioni ridotte della rete rendono poco significativo tale vantaggio, aggiungendo inoltre oneri di tipo gestionale dovuti alla necessità di installare e manutenere cinque diversi sistemi di generazione.

Figura 11: schema di rete con particolare del sistema di generazione.


13

Il modello di simulazione, costruito con il software di simulazione dinamica Trnsys, è stato impostato fissando una temperatura pari a 15°C in uscita dalla sonda geotermica.

Figura 12: interfaccia modello di simulazione Trnsys.

Il sistema di generazione è composto da più pompe di calore in parallelo, con potenza termica nominale 45 kW circa ciascuna. Un’analisi di sensitività sulla potenza installata permette di stabilire il numero di pompe di calore che produce il massimo risparmio di combustibile rispetto alla configurazione attuale.

2.2.1 Risultati soluzione con pompa di calore geotermica

RISULTATI ENERGETICI

Figura 13: analisi di sensitività sul numero di pompe di calore installate in parallelo.

All’aumentare della potenza installata, il risultato delle simulazioni annuali mostra che aumenta l’energia fornita dalle pompe di calore e diminuisce il contributo dell’ausiliario, ma allo stesso tempo le macchine lavorano con prestazioni, un GUE1, inferiori. Il GUE decresce poiché la temperatura media al condensatore aumenta all’aumentare del contributo termico delle pompe di calore, spostando il punto di funzionamento delle macchine in un’area caratterizzata da prestazioni inferiori. Il grafico di destra mostra che il massimo risparmio di gas si ottiene con quattro o cinque pompe di calore. Ovviamente a pari risparmio si preferisce la configurazione che minimizza i costi di investimento, quindi quella che prevede quattro macchine, per una potenza installata totale di circa 180 kW.

1 Gas Utilization Efficiency, ovvero il rapporto tra potenza utile fornita e potenza termica assorbita dalla macchina. È l’equivalente del COP (Coefficent of Performance) per le pompe di calore elettriche.

DH

AUX

SERBPdC_GAHP

Mix_valve

Evap


14

L’analisi dei contributi di ausiliario e pompe di calore rispetto alla curva di distribuzione della domanda mostra chiaramente la suddivisione della copertura del fabbisogno tra i due sistemi di generazione del calore.

Figura 14: distribuzione della copertura del fabbisogno tra caldaia a gas e pope di calore.

Oltre i 350 kW di fabbisogno il funzionamento delle pompe di calore risulta discontinuo: la causa è da attribuire alla temperatura in ingresso al condensatore delle macchine. Infatti, all’aumentare del fabbisogno della rete, ovvero al diminuire della temperatura esterna, aumenta la temperatura di mandata secondo una regolazione con curva climatica. A questo corrisponde l’aumento della temperatura di ritorno dalla rete, ovvero della temperatura in ingresso alle pompe di calore a lato condensatore. Quando questa temperatura sale oltre 55°C le macchine si spengono, avendo raggiunto il limite operativo. Si nota inoltre che sotto i 150 kW di fabbisogno, le pompe di calore coprono il 100% della richiesta della rete.

In Tabella 10 vengono presentati i principali risultati, ottenuti a valle di una simulazione annuale con passo orario.

Tabella 10


Energia da PDC 571,66 MWh

Energia da ausiliario (AUX) 659,64 MWh

Energia fornita all’utenza 1 230,70 MWh

GUE medio PDC 1,36 ‐

Gas in PDC 393,60 MWh

Gas in AUX 732,94 MWh

Risparmio gas 18% ‐

Il fabbisogno di energia termica in ingresso in configurazione standard è stato valutato considerando una caldaia di rendimento medio pari al 90%. Da qui, la quantificazione del gas risparmiato, nella misura del 18% circa. Il contributo delle pompe di calore così come le loro performance sono piuttosto limitate rispetto al loro potenziale a causa delle elevate temperature richieste. Il sistema di emissione a radiatori richiede delle temperature di funzionamento molto alte rispetto a quelle ottimali di funzionamento delle pompe di calore. Poiché la resa della pompa di calore, il GUE, decresce all’aumentare della temperatura richiesta lato utenza, il campo di applicazione ottimale per questo tipo di tecnologia è per sistemi a temperatura più bassa, meglio ancora per i sistemi radianti a bassa


15

temperatura. Un risultato migliore si otterrebbe quindi se gli edifici subissero una importante riqualificazione energetica (es. isolamento dell’involucro e sostituzione dei serramenti) e si riuscisse quindi a diminuire la temperatura di funzionamento dei radiatori.

In parallelo all’analisi appena mostrata, è stato richiesto un parare al servizio geologico regionale circa il potenziale di geotermia nella zona del comune. Le principali considerazioni ricevute sono state:

Nella zona interessata non è disponibile una falda superficiale, quindi non è possibile adottare soluzioni a ciclo aperto, ovvero con pozzi.

È possibile optare per un ciclo chiuso, con sonde geotermiche, ma la composizione del terreno non è ottimale, e i costi sarebbero dunque eccessivi rispetto al risparmio previsto. Una grezza stima dei costi di investimento e di gestione hanno evidenziato la non sostenibilità economica dell’intervento.

Nonostante le potenzialità della soluzione tecnologica, il contesto e la conformazione del caso oggetto di studio rendono i risultati negativi. Date inoltre le difficoltà evidenziate dal punto di vista geologico, si ritiene di dunque che la soluzione non sia tecnicamente ed economicamente sostenibile.


16

3 Rete di teleriscaldamento per l’intera frazione

Come detto precedentemente, una soluzione per allontanare la caldaia dal centro abitato e al contempo rendere l’investimento economicamente interessante consiste nell’aumentare la domanda termica prevedendo un progetto più grande, che coinvolga una fetta maggiore di territorio comunale: una vera e propria rete di teleriscaldamento con utenze pubbliche e private.

Figura 15: ipotesi di estensione della rete all’area contrassegnata dal circolo rosso.

Si ipotizza di estendere la rete all’area arancione centrale e alla soprastante area rossa, illustrate in Figura 15, il che corrisponde a una domanda termica stimata di circa 5 GWh e ad una lunghezza della dorsale stimata intorno ai 2,5 km.


17

Per quanto riguarda il sistema di generazione, si valutano le seguenti alternative, la cui scelta viene argomentata commentandone i risultati:

Caldaia a biomassa da 1,4 MW e caldaia a gas di back up da 3 MW

Caldaia a biomassa da 1,0 MW e caldaia a gas di back up da 3 MW

Caldaia a biomassa da 1,0 MW, campo solare termico da 1000 m2 e caldaia a gas di back up da 3 MW

Figura 16: sistemi di generazione ipotizzati. In alto caldaia a biomassa e caldaia a gas (schema valido per le prime due alternative), in basso integrazione con solare termico (schema valido per la terza alternativa).

La Figura 17 mostra i risultati energetici, evidenziando il contributo dei diversi sistemi di generazione per i tre casi ipotizzati, mentre la Figura 18 esplicita le emissioni climalteranti e quelle inquinanti. Infine, in Figura 19 si presentano i risultati dell’analisi economica delle tre alternative.

Figura 17: contributo dei diversi sistemi di generazione alla copertura della domanda termica della rete.


18

Figura 18: emissioni di CO2 (sinistra) e particolato (destra) nelle tre configurazioni proposte.

Figura 19: andamento del VAN per le tre configurazioni proposte.

La prima soluzione (biomassa da 1,4 MW) prevede una copertura della domanda da parte della biomassa dell’81% circa, il che si traduce nella performance economica migliore tra le varie alternative proposte, presentando il tempo di ritorno dell’investimento minore (17 anni) e un valore attualizzato netto a 20 anni maggiore. Il quadro delle emissioni evidenzia il maggior abbattimento di produzione di CO2, ma l’emissione di particolato (PM10 e SO2) risulta particolarmente significativa.

Per mitigare quest’ultimo aspetto, la seconda configurazione prevede l’installazione di una caldaia a biomassa più piccola, aumentando quindi la quota di gas naturale. Il risultato consiste in un costo di investimento inferiore, ma in un tempo di ritorno maggiore (18 anni), a causa dei risparmi annuali


19

meno significativi dovuti a un maggiore utilizzo del gas. Il quadro emissivo risulta migliore per quanto riguarda gli elementi inquinanti, ma come prevedibile la CO2 prodotta aumenta.

La terza ed ultima configurazione proposta prevede l’introduzione del solare termico, con lo scopo di

ridurre l’utilizzo di gas e le conseguenti emissioni di CO2, pur senza incrementare la produzione di

polveri sottili. Il solare termico offre il suo contributo soprattutto in estate, quando il fabbisogno è

inferiore. In questo periodo non è previsto l’utilizzo della caldaia a biomassa, questo permette quindi

al solare termico di sostituirsi proprio al gas e non alla biomassa, come ben visibile in Figura 17. Le

emissioni di inquinanti sono paragonabili al caso con caldaia a biomassa da 1 MW, mentre la quantità

di CO2 prodotta è sostanzialmente media tra le altre due alternative. La prestazione economica, a

fronte di un investimento iniziale maggiore, presenta uguale PBT e VAN della seconda proposta.

4 Conclusioni

Per la soluzione a biomassa: la necessità di installare il generatore lontano dal centro abitato implica il crollo delle performance economiche dell’intervento. Per rendere sostenibile l’integrazione, è da v può valutare l’estensione della rete a un bacino d’utenza più ampio, come analizzato qui. La configurazione “in linea” del centro abitato risulta ottimale per lo scopo.

Per la soluzione con pompe di calore geotermiche: nello specifico caso di Monte San Pietro, la temperatura molto bassa ricavabile a livello di anello freddo e la temperatura molto alta richiesta dall’utenza implicano risultati energetici poco promettenti. In termini più generali, in presenza di un potenziale geotermico significativo e a valle di un processo di efficientemente edilizio che porti ad un abbassamento del fabbisogno e della temperatura di mandata alle utenze, l’ipotesi di intervento può risultare di interesse, ma non è applicabile al caso in esame.


20

5 Riferimenti

[1] AEEGSI, Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta, marzo 2015, Vol. I [2] GME ‐ http://www.mercatoelettrico.org/ [3] Autorità garante della concorrenza , Indagine conoscitiva sul settore del teleriscaldamento (IC

46) [4] Italian Biomass Association, Report Caldaie biomassa [5] Solar District Heating guidelines, SDH EU project [6] Gabriele Curci, Giovanni Cinque, Paolo Tuccella, Guido Visconti, Marco Verdecchia, Marco

Iarlori, Vincenzo Rizi, “Modelling air quality impact of a biomass energy power plant in a

mountain valley in Central Italy”, Atmospheric Environment, Volume 81, December 2013, Pages

716‐717

[7] http://www.emd.dk/energypro/

Documents

Teleriscaldamento per Monte San Pietro - smartreflex.eu · con i risultati dell’analisi di intervento per valutarne la ... Il seguente capitolo si ... L'origine riferimento non