Analisi di fattibilità preliminare di sistemi energetici centralizzati e in assetto auto-trigenerativo

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DIVERSIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI TECNICI IN
UN COMPLESSO PRESIDIO TECNOLOGICO
Analisi di fattibilità preliminare di sistemi energetici centralizzati
e in assetto auto-trigenerativo
Ing. Vincenzo Carrarini, Mechanical & Energy Consultant
1 PREMESSA E OBIETTIVI
Il comprensorio che ospita il presidio tecnologico oggetto dell’analisi è composto da tre complessi edilizi
aventi destinazioni d’uso civile (immobili adibiti ad ufficio, denominati “E1” e “E2”) e di processo (fabbricato
adibito a servizi ICT, denominato “I1”), comprensivi dei rispettivi locali tecnici e della mensa generale.
L’obiettivo dello studio è quello di fornire alla Società una serie di valutazioni di fattibilità preliminare in
termini di ampliamento e diversificazione degli impianti tecnici al servizio del comprensorio, attraverso
l’auto-produzione centralizzata dei vettori energia elettrica e acqua calda/fredda, a parziale copertura dei
fabbisogni energetici di utenza.
Tutto ciò, analizzando le configurazioni degli impianti elettrici e termo-frigoriferi nella situazione attuale e
in quella proposta, sia sotto l’aspetto tecnico, sia sotto quello economico, anche attraverso l’eventuale
ricorso ad una società specializzata in lavori e servizi energetici (Energy Service Company, Energy
Performance Contracting e Finanziamento Tramite Terzi, “FTT”).
2 CARATTERIZZAZIONE DEI SISTEMI TECNICI ESISTENTI
2.1 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO ELETTRICO E TERMO-FRIGORIFERO
La fornitura di energia elettrica avviene attraverso un allaccio alla rete in MT e la trasformazione in bassa
tensione nelle rispettive cabine MT/bt al servizio degli edifici E1 e E2. La continuità della fornitura elettrica
per le utenze privilegiate, in caso di black out della rete di distribuzione, viene garantita dai gruppi
elettrogeni collegati in parallelo alla rete. La power quality e l’alimentazione elettrica dovuta alle
mini/micro-interruzioni è garantita dai sistemi statici di continuità (UPS).
Le centrali frigorifere producono acqua fredda mediante chiller (condensati ad acqua ed alimentati
dall’energia elettrica di rete)1
, che viene veicolata attraverso circuiti idronici presso le utenze,
rappresentate dalle batterie “fredde” delle unità di trattamento dell'aria primaria (“UTA”) al servizio degli
ambienti, dal raffreddamento locale dell'aria in prossimità delle apparecchiature ICT di I12
, dai
ventilconvettori al servizio dei locali ad uso ufficio.
1 Potenza frigorifera di 1,8 MWf/chiller ed EER≈4, potenza termica delle torri evaporative esterne di 2 MWt/unità.
2 Sono presenti anche unità di raffreddamento autonome suppletive ad espansione interna, alimentate elettricamente.

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L’impianto termico è centralizzato, a livello di singolo edificio (E1 e E2), e l’acqua calda prodotta nelle
centrali alimenta le linee dei fan-coil (riscaldamento) degli uffici, i servizi igienico sanitari (acqua calda
sanitaria) e la mensa generale.
2.2 ANALISI DEI CONSUMI ENERGETICI
I consumi energetici storici, desunti dalla media dei dati di fatturazione relativi alle ultime tre annualità,
ammontano rispettivamente a circa 30 GWhe/anno e 500.000 m3
/anno.
Gli assorbimenti elettrici, desunti dai dati aggregati mensili del distributore, presentano un andamento
all’incirca costante nell’arco annuale, ad eccezione di un lieve incremento nei mesi estivi, dovuto al
condizionamento degli ambienti civili. L’analisi delle curve di prelievo, incrociata con i profili di effettivo
utilizzo degli ambienti di lavoro, consente di ripartire preliminarmente i consumi elettrici (50% ICT di I1;
20% alimentazione degli impianti di condizionamento; 30% E1 e E2)
Un ulteriore approfondimento sui “profili di carico” disponibili, relativi ai consumi effettivi dell’energia
elettrica mensile (suddivisa per fasce orarie di consumo), all’energia frigorifera ripartita per I1 e E1, E2
(ottenuta da calcolo analitico), ed al profilo orario di “freddo” di I1 (campagna di misura spot e
ricostruzione analitica dei prelievi energetici) consente di stimare i fabbisogni frigoriferi ed elettrici3
di I1, al
fine di porre le basi per un dimensionamento di massima di un impianto di auto-produzione energetica in
assetto trigenerativo (costruzione approssimata delle curve di durata, come rappresentato graficamente
nel successivo paragrafo 4.2).
Il riscaldamento di E1 e E2 segue la normale curva termica stagionale degli edifici civili, i cui consumi di gas
sono concentrati nelle ore lavorative dei mesi invernali, mentre in quelli estivi emerge il contributo legato
all’acqua calda sanitaria (che può essere considerato costante durante l’arco annuale).
3 AMPLIAMENTO E DIVERSIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI TECNOLOGICI
3.1 IPOTESI DI INTERVENTO SULLE SEZIONI DI PRODUZIONE E
DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA
Gli interventi esaminati, volti a garantire una ridondanza ed un’elevata affidabilità nelle forniture dei vettori
energetici alle utenze, sono relativi alle sezioni di produzione e distribuzione dell’energia (elettrica e termo-
frigorifera). In particolare, essi consistono nella realizzazione di:
 un impianto di cogenerazione (“CHP”);
 una centrale frigorifera ad assorbimento (“ABS”);
 revamping, ottimizzazione e ampliamento dell’anello di distribuzione idronica (piping, valvole,
collettori, by pass);
 connessioni alla rete di distribuzione elettrica principale;
 opere civili accessorie.
Una schematizzazione semplificata del layout impiantistico di produzione/trasformazione e distribuzione
dell’energia nella configurazione esistente e in quella ipotizzata, è riportata in figura seguente, dove i
“blocchi” di colore grigio rappresentano gli stabili (ovvero le utenze E1, E2, I1), quelli di colore verde
3 Tuttavia, tali dati non costituiscono una base sufficientemente precisa per la verifica dei fabbisogni effettivamente richiesti dalle utenze (I1, E1,
E2), in quanto andrebbero analizzati in dettaglio i profili di assorbimento con frequenza oraria.

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rappresentano gli attuali impianti elettrici, quelli di colore rosa e celeste rispettivamente gli attuali impianti
termici e frigoriferi, mentre le linee di connessione rappresentano i rispettivi circuiti idronici caldo e
freddo/cavi elettrici (a tratto continuo nella configurazione attuale e con linea tratteggiata in quella
proposta).
Figura 1 - Schema a blocchi del layout impiantistico elettrico (a sinistra) e termo-frigorifero (a destra), nella situazione
attuale (tratto continuo) e in quella proposta (linea tratteggiata)
3.2 CONSIDERAZIONI ECONOMICHE E MODALITA’ REALIZZATIVE
In via del tutto preliminare e facendo riferimento ai dati disponibili, è possibile stimare l’importo dei lavori
da eseguire sulla base delle seguenti classi previste, e cioè:
a) fornitura e installazione di un package cogenerativo alimentato a gas naturale, allacciamenti
elettrici, ed annessa unità di produzione di acqua refrigerata (gruppo frigo ad assorbimento);
b) realizzazione di un nuovo circuito acqua refrigerata/acqua calda, connessioni all’anello idronico
esistente e interventi civili accessori;
c) connessioni al circuito elettrico esistente e interventi civili accessori.
Il computo metrico estimativo è stato effettuato a partire dal prezziario regionale aggiornato e da offerte
preliminari delle soluzioni impiantistiche (calcolo parametrico), nonché attingendo ai consuntivi desunti
dalla realizzazione di interventi analoghi. La fornitura e posa in opera di cui ai precedenti punti a), b) e c)
ammonta complessivamente a circa 3,4 M€.
La realizzazione dell’impianto di trigenerazione potrebbe essere acquistata “chiavi in mano”, attraverso la
sottoscrizione di un apposito contratto di Engineering, Procurement e Construction con un fornitore di
servizi energetici (al netto delle opere civili ed impiantistiche accessorie, che resterebbero in capo alla
Società), oppure affidata completamente ad una Energy Service Company (“ESCo”), attraverso la
sottoscrizione di un apposito contratto pluriennale di Energy Performance Contracting (“EPC”), avente ad
cabina MT 2cabina MT 1
E2 I1 E1
cabina
‘ponte’
Centrale
Frigo E2
Centrale
Frigo E1 e
I1
Centrale
Frigo I1
Centrale
Termica
E2
CHP
(sezione
elettrica del
trigeneratore)
E2 I1 E1
Centrale
Termica
E1
CHP
(sezione
termica del
trigeneratore)
CHP+ABS
(sezione
frigorifera del
trigeneratore)
E1 I1
Centrale
Termica
E1

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oggetto l’espletamento completo di lavori e servizi a fronte di un canone fisso annuale da pattuire (come
remunerazione parziale o totale dell’investimento in impianti ed opere civili accessorie, sostenuto dalla
ESCo) ed uno variabile sui risparmi in bolletta effettivamente conseguiti (a cui sommare, tutto o in
percentuale, il controvalore economico dei Certificati Bianchi (“CB”) eventualmente riconosciuti
all’impianto dal Gestore dei Servizi Energetici, “GSE”).
Quest’ultimo approccio avrebbe il vantaggio di allocare il rischio tecnico-economico integralmente sulla
ESCo, mantenendo presumibilmente la titolarità dei contratti di fornitura con le utility, a fronte di un
accordo pluriennale sull’espletamento integrale del servizio di conduzione, gestione e manutenzione
dell’impianto.
4 CONFRONTO SUGLI SCENARI TRIGENERATIVI DI INTERVENTO
4.1 METODOLOGIA E CRITERI DI VALUTAZIONE TECNICO-ECONOMICA
L’iter metodologico utilizzato per l’analisi tecnico-economica preliminare di un impianto di trigenerazione
(“CCHP”) pone le sue basi sulla definizione dei consumi elettrici e termo-frigoriferi di riferimento (con il
dettaglio delle fasce orarie)4
e della relativa spesa energetica (baseline economica) della Società.
Successivamente è stato effettuato un dimensionamento di massima dei gruppi cogeneratore e assorbitore
(potenze e rendimenti nominali), al fine di definire un piano di produzione del cogeneratore per fascia
oraria (dove possibile).
Il metodo adottato conduce all’utilizzo dell’energia termica prodotta dal cogeneratore, per alimentare i
fabbisogni termici degli edifici (riscaldamento e acqua calda sanitaria) ed il gruppo frigorifero ad
assorbimento, al fine di soddisfare parzialmente il fabbisogno di “freddo”. L’energia elettrica auto-generata
viene concepita per soddisfare parzialmente i fabbisogni elettrici del comprensorio (al resto provvede la
rete elettrica), considerando preliminarmente la riduzione dei carichi elettrici connessi all’energia
frigorifera che verrà prodotta congiuntamente dal gruppo ad assorbimento. Il soddisfacimento completo
dei fabbisogni di utenza richiede la quantificazione delle integrazioni dei vettori energetici necessari, da
fornire attraverso l’utilizzo dei sistemi tradizionali caldaia e chiller.
La simulazione dell’esercizio dell’impianto conduce al calcolo dell’indice di risparmio energetico Primary
Energy Saving (“PES”), al fine di verificare il rispetto del valore limite ammesso dal regime incentivante in
tema di efficienza energetica nella produzione combinata dell’energia elettrica e termica (Cogenerazione ad
Alto Rendimento, “CAR”)5
. Il mancato raggiungimento del limite previsto dalla normativa, deriva in genere
dall’eccessiva dissipazione delle produzioni termiche, e pertanto occorre ridurre le ore di esercizio del
cogeneratore, al fine di massimizzarne la resa energetica ed economica. Il calcolo del risparmio energetico
in fonte primaria consente di stimare il contributo connesso alla valorizzazione dei CB riconoscibili dal GSE.
Il PES rappresenta il primo parametro, in ordine di priorità, su cui si basa il criterio di valutazione e di scelta
adottato.
Il processo finale consiste nella valorizzazione economica della nuova configurazione impiantistica
(percentuali di fabbisogni soddisfatti con l’energia auto-prodotta e con quella derivante dai sistemi
integrativi esistenti), la cui differenza rispetto alla baseline conduce al valore lordo annuo del servizio.
4 Si evidenzia che, nel caso in questione, tali dati non costituiscono una base sufficientemente precisa per la verifica dei fabbisogni effettivamente
richiesti dalle utenze, in quanto andrebbero analizzati in dettaglio i profili di assorbimento con frequenza oraria.
5 PES ≥10%, per P>1 MWe e PES>0%, per P<1 MWe.

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Sottraendo al valore lordo i costi fissi e variabili6
legati al CCHP, si giunge alla determinazione del Valore
Attuale Netto (“VAN”) annuo del servizio, che rappresenta l’altro parametro su cui si basa il criterio di
valutazione adottato (il secondo, in ordine di priorità).
4.2 APPLICAZIONI E RISULTATI OTTENUTI
L’approccio valutativo adottato ha condotto all’espletamento di un’analisi di sensitivity al variare della
potenza e delle ore di funzionamento7
. Nel seguito vengono rappresentati i risultati ottenuti dai casi studio
più significativi8
, comprensivi delle valutazioni sulla convenienza tecnico-economica (VAN e saving rispetto
alla bolletta energetica storica, ovvero la baseline economica).
Figura 2 – Prospetto di sintesi sull’analisi di sensibilità dell’impianto di trigenerazione9
Tale prospetto di sintesi può essere ulteriormente illustrato con le considerazioni di seguito riportate, in
relazione alla configurazione tecnico-economica di maggiore interesse. In particolare, la taglia di potenza
del CHP da 2 MWe, operante per 5.500 ore/anno, consente di ottenere un PES idoneo ai fini
dell’ottenimento dei CB, generando complessivamente un VAN pari a 320.000 €/anno, ovvero un saving di
circa il 6% rispetto all’attuale spesa energetica.
Di seguito si riportano le curve di durata del carico elettrico (per gli immobili E1, E2, I1) e di quello
frigorifero (I1), ricostruite in base alle analisi rappresentate nel precedente paragrafo 2.2, con
l’introduzione dei dati di potenza nominale desunti dal dimensionamento del CCHP.
6
Manutenzione ordinaria e straordinaria programmata, olio motore, ammoniaca per SCR (Selective Catalyst Reduction), acqua per la torre di
raffreddamento, assicurazioni, personale di conduzione e gestione, ammortamento, oneri finanziari.
7 Considerando fissi i prezzi di energia elettrica e gas naturale, come desunti dalle fatture. In realtà, tali prezzi potrebbero essere oggetto di ulteriore
negoziazione contrattuale con il fornitore, in sede di approvvigionamento delle utility, rendendo al contempo economicamente meno vantaggiosi i
risultati derivanti da tali applicazioni.
8 In questa sede non viene trattata esplicitamente la taglia di potenza 4 MWe, il cui caso studio è stato analizzato per 7.500 ore/anno (caso limite
che massimizza la copertura del fabbisogno elettrico e frigorifero, penalizzando al contempo il requisito CAR, e globalmente privo di convenienza
economica) e 5.000 ore/anno (i cui risultati ottenuti PES>10%, VAN=550.000 €/anno e saving≈10% consentono la massimizzazione della
convenienza economica, ma si basano su assunzioni tecniche da verificare e assolutamente non conservative, in questa fase di fattibilità
preliminare).
9 La taglia di potenza pari a 2 MWe, il cui caso studio è stato analizzato anche per 7.500 ore/anno (eccessiva dissipazione del calore prodotto, pari a
circa il 34%, e bassa coincidenza tra il profilo orario del CCHP e quello del fabbisogno di “freddo”, la copertura ABS è pari a circa il 30%, e quindi
l’impianto non risulta classificabile come CAR) e 5.850 ore/anno (l’impianto non risulta classificabile come CAR), non desta interesse in questa fase
di studio preliminare. La taglia di potenza pari a 1 MWe, il cui caso studio è stato analizzato per 8.000 ore/anno, massimizza il numero delle ore di
funzionamento, ma risulta economicamente meno conveniente (VAN=180.000 €/anno e saving≈3%) rispetto al caso di seguito evidenziato (2 MWe e
funzionamento 5.500 ore/anno).
Potenza
di targa
[MWe]
Funzionamento
[h/anno]
Primary Energy
Saving PES
[%]
Certificati Bianchi
CAR
[si/no]
VAN
[€/anno]
Saving
[%]
7.500 ≈5% no - -
5.850 8,7% no - -
5.500 >10% si 320.000 5,7%
1 8.000 8,7% si 180.000 3,1%
2

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Figura 3 – Costruzione approssimata delle curve di durata elettrica (totale E1, E2, I1) e frigorifera (I1), con introduzione
della taglia del cogeneratore e dell’assorbitore prescelti
5 CONSIDERAZIONI FINALI
L’analisi preliminare sulla fattibilità di un impianto di trigenerazione al servizio del comprensorio ha
evidenziato una discreta convenienza tecnico-economica in relazione alla taglia di potenza elettrica del
cogeneratore di circa 2 MWe.
L’introduzione di un impianto di auto-generazione energetica, seppur non contribuisca ad una significativa
riduzione della spesa energetica, viene comunque inquadrato nell’ottica strategica della Società di
ampliare/diversificare gli impianti tecnici al servizio del comprensorio e di incrementare la sicurezza nella
fornitura, l’efficienza energetica e l’affidabilità del sistema energetico globale.
La tabella seguente riassume i parametri tecnico-economici complessivi richiesti dall’intervento
impiantistico auto-trigenerazione, al netto e al lordo delle connessioni alle reti di tele-raffrescamento/tele-
riscaldamento (TLR), nonché all’impianto elettrico del comprensorio.
Figura 4 – Impianto di trigenerazione e rete idronica caldo/freddo (finanziamento con mezzi propri)
La realizzazione dell’impianto CCHP e delle opere impiantistiche e civili/edili accessorie (ovvero al lordo del
piping e delle varie connessioni idrauliche ed elettriche) richiede complessivamente un investimento pari a
circa 3,4 M€, con un conseguente innalzamento del Pay Back Time (PBT) di circa 2,5 anni, nel caso in cui
tale investimento avvenisse esclusivamente a cura della Società stessa (eventualmente richiedendo un
finanziamento ad hoc ad un istituto di credito).
Investimento CCHP 2.200.000 [€]
Investimento CCHP+TLR 3.400.000 [€]
Flusso di Cassa 465.000 [€/anno]
Pay Back Time CCHP 4,7 [anni]
Pay Back Time CCHP+TLR 7,3 [anni]
Parametri decisionali Valori u.d.m

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L’alternativa a tale approccio potrebbe essere quella di operare attraverso un affidamento di lavori e servizi
ad una ESCo (rapporto pluriennale), al fine di ridurre sensibilmente l’impatto economico legato
all’investimento ed i rischi tecnici connessi all’esercizio e alla gestione delle nuove consistenze
impiantistiche in assetto auto-trigenerativo.
Una modalità di realizzazione “win win”, alternativa al finanziamento tramite mezzi propri, potrebbe
dunque essere rappresentata sinteticamente come segue, e cioè:
 la Società sottoscrive un contratto di EPC di durata pari a dieci anni con una ESCo;
 la ESCo sostiene integralmente l’investimento per la fornitura e posa in opera del CCHP, a fronte
della cessione completa dei flussi di cassa positivi ottenibili dall’esercizio decennale del CCHP
(valutati in circa 540.000 €/anno, per complessivi dieci anni);
 la ESCo sostiene integralmente gli investimenti sulle opere civili e impiantistiche accessorie (piping
nuovo, connessioni al circuito idronico esistente, collegamenti elettrici), a fronte di un canone fisso
annuo (funzione della spesa iniziale, degli oneri finanziari e del mantenimento in efficienza per
tutta la durata contrattuale, valutati in circa 130.000 €/anno, per complessivi dieci anni);
 la Società beneficia della proprietà degli asset impiantistici e delle opere accessorie, mantenute in
efficienza dalla ESCo nei dieci anni contrattuali, oltre a godere dei risparmi energetici in bolletta e
dei CB CAR per i successivi cinque anni (considerando un arco temporale di quindici anni nel
business plan).
La tabella seguente riporta gli attori del progetto e riassume i rispettivi parametri economici legati allo
scenario considerato (Finanziamento Tramite Terzi).
Figura 5 – Impianto di trigenerazione e rete idronica caldo/freddo (FTT)
Periodo post contrattuale
Investimento
[€]
Canone EPC
[€/anno x 10 anni]
Flussi di Cassa
[€/anno x 5 anni]
+ 540.000
+ 130.000
Società - - 130.000 + 320.000
ESCo - 3.400.000 -
Attori del
Progetto
Contratto EPC