La produzione di energia: fonti energetiche fossili e rinnovabili

LA PRODUZIONE E GLI IMPIANTI DEL GRUPPO

Acea Produzione, il cui capitale è al 100% di Acea SpA, gestisce un insieme di impianti di generazione di energia elettrica composto da:

  • 2 centrali termoelettriche ubicate nel territorio del Comune di Roma: Montemartini (circa 80 MW) e Tor Di Valle (circa 145 MW);
  • 7 centrali idroelettriche localizzate tra il Lazio e l’Abruzzo (circa 120 MW),

per circa 345 MWe complessivi di potenza istallata disponibile.

A questi impianti di generazione elettrica vanno aggiunti i due termovalorizzatori della società A.R.I.A., controllata da Acea al100%, ubicati rispettivamente a San Vittore del Lazio e a Terni, per circa 37 MW di potenza complessiva. Al completamento dei lavori di revamping della linea 1 dell’impianto ubicato a San Vittoredel Lazio, la potenza waste-to-energy complessiva disponibile si avvicinerà a 50 MWe.

Il Gruppo dispone anche di un moderno parco generazione fotovoltaica per circa 14 MWe, conservato in proprietà di Acea dopo la vendita della maggior parte degli impianti fotovoltaici posseduti (circa 32 MWe), avvenuta nel 2012 (per un quadro generale della potenza elettrica installata vedi tabella n. 69).

L’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA

La produzione complessiva lorda di energia elettrica nel 2013 è stata di 786 GWh. L’aumento del 20% circa rispetto al dato 2012 (652 GWh) è dovuto principalmente agli effetti positivi – di maggiore efficienza- generati dai lavori di repowering, completati l’anno precedente, sulle centrali idroelettriche di Salisano e di Orte, congiuntamente alle condizioni climatiche favorevoli registrate nell’anno, con piogge superiori alle medie decennali. Una crescita sensibile della produzione, con 260 GWh (202 GWh dall’impianto di San Vittore e 58 GWh da Terni), si è verificata anche nel comparto della termovalorizzazione dei rifiuti (+19% rispetto al 2012), grazie al riavvio dell’impianto di Terni. Circa il 46% della produzione da termovalorizzazione è rinnovabile inquanto associata alla combustione della frazione biodegradabile del CDR, pari al 48% del totale e alla frazione biodegradabile del pulper, pari al 39% circa.

La quota complessiva di generazione da fonte rinnovabile, con circa634 GWh, è risultata nettamente predominante (circa l’81% del totale), con un contributo di 497 GWh dall’idroelettrico, 120 GWh dalla termovalorizzazione e 17 GWh da fotovoltaico (vedi tabella n. 65).

Infine, presso la Centrale termoelettrica di Tor di Valle è stata generata energia termica per circa 99 GWh, utilizzata per servire circa 34.000 abitanti in zona sud di Roma (Mostacciano, Torrino, Mezzo Cammino)94 attraverso una rete di teleriscaldamento dedicata.

TABELLA N. 65- ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA, SUDDIVISA PER FONTE ENERGETICA PRIMARIA (2011-2013)

FONTE ENERGETICA PRIMARIA 2011  2012 2013
   TJ  
   (GWh) (*)  
gasolio 16,8   7,0 4,7
  (4,7)   (1,9) (1,3)
gas naturale (cicli combinati e cogenerazione) 63,9   37,4 37,1
  (17,8)   (10,4) (10,3)
waste to energy (per il 2013: circa il 52% del totale) 268,9   392,9 505,8
  (74,7)   (109,1) (140,5)
totale termoelettrico 349,6   437,1 547,6
  (97,1)   (121,4) (152,1)
idro 1.155,2   1.298,9 1.788,1
  (320,9)   (360,8) (496,7)
waste to energy (per il 2013: circa il 46% del totale) 268,9   392,9 430,6
  (74,7)   (109,1) (119,6)
solare fotovoltaico 185,8   217,5 62,3
  (51,6)   (60,4) (17,3)
totale rinnovabili 1.609,9   1.909,3 2.281,0
  (447,2)   (530,4) (633,6)
totale generale 1.959,6   2.346,4 2.828,6
  (544,3)   (651,8) (785,7)

(*) 1 GWh=3,6TJ

Nel 2013 l’efficienza media di conversione dell’energia contenuta nelle fonti primarie (1.996,7 GWh) in energia elettrica (785,7 GWh), è risultata pari a circa il 39%.

94 Nel dettaglio il teleriscaldamento serve 34.152 abitanti (dato 2012) e riguarda edifici per una volumetria pari a 3.118.962 metri cubi.

TABELLA N. 66 - ENERGIA POTENZIALE, SUDDIVISA PER FONTE ENERGETICA PRIMARIA UTILIZZATA (2011-2013)

fonte energetica primaria201120122013
  TJ (GWh) (*)
gasolio 64,4
(17,9)
27,0
(7,5)
18,4
(5,1)
gas naturale (cicli combinati e cogenerazione) 197,6
(54,9)
141,1
(39,2)
154,1
(42,8)
waste to energy 2.378,2
(660,6)
3.273,8
(909,4)
4.419,72
(1.227,7)
idro 1.370,5
(380,7)
1.571,7
(436,6)
2.151,0
(597,5)
solare fotovoltaico 1.325,8
(368,3)
1.553,9
(431,6)
444,9
(123,6)
totale generale5.336,5
(1.482,5)
6.567,5
(1.824,3)
7.188,1
(1.996,7)

(*) 1 GWh=3,6TJ

Il dettaglio dell’efficienza per singolo impianto è fornito nella tabella n. 67.

TABELLA N. 67 - RENDIMENTI MEDI DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA (2011-2013)

centralerendimento medio 2011 (%)rendimento medio 2012 (%)rendimento medio 2013 (%)
Tor Di Valle (ciclo combinato - CCGT) 40,7 n.a (*) n.a.(*)
Tor Di Valle (sezione cogenerazione) 73,6 72,9 69,9
San Vittore 18,6 20,1 17,9
Terni repowering repowering 16,4
Montemartini 26,1 26,0 25,4
Salisano 85,8 88,0 87,9
S.Angelo 79,0 70,5 73,4
Orte 98,6 98,6 98,6
Castel Madama 83,0 82,6 83,0
Mandela 91,4 91,4 91,6
centrali minori 58,1 62,1 62,7
impianti fotovoltaici 14,0 14,0 14,0
(*) I livelli di produzione estremamente bassi rilevati del 2012 non hanno consentito di elaborare un significativo indicatore di rendimento; nel 2013 la produzione del ciclo combinato è pari a zero
NB: il rendimento medio è dato dal rapporto tra l’energia elettrica lorda prodotta e l’energia potenziale della fonte primaria utilizzata.

INCENTIVI ALLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI IN ITALIA

Le fonti di energia rinnovabile sono incentivate poiché le tecnologie a disposizione per la loro conversione in energia elettrica presentano costi di investimento e di gestione incompatibili con i meccanismi di mercato: non sarebbero, pertanto, competitive, se non fossero sostenute economicamente in ragione delle loro ridotte esternalità ambientali.

L’attuale quadro legislativo che regola l’accesso agli incentivi in Italia è complesso. La produzione da fonte solare (fotovoltaica) è incentivata dal 2005 con provvedimenti specifici, che entro il 2016 dovrebbero portare alla grid parity, cioè all’azzeramento del sussidio. A quella data la potenza totale fotovoltaica istallata in Italia dovrebbe raggiungere i 23.000 MW e comportare una spesa di incentivazione complessiva compresa tra 6 e 7 miliardi di euro/anno, a decrescere fino ad annullarsi nei 20 anni successivi. Le altre tipologie di fonte rinnovabile, individuate dalla Direttiva 2001/77/CE, sono incentivate con premi alla produzione (feed-in-tariff) differenziati tenendo conto del diverso costo di investimento e di gestione delle tecnologie.

Il provvedimento cardine, in questo contesto, è il Decreto Legislativo 28/2011. Il successivo DM Sviluppo economico 6 luglio 2012, Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici, ha implementato un sistema di accesso agli incentivi completamente diverso rispetto alle precedenti versioni e basato su aste e registri:

  1. gli impianti alimentati a fonti rinnovabili di potenza fino a 5 MW accedono agli incentivi secondo regole che discendono dall’iscrizione in appositi Registri;
  2. gli impianti di potenza superiore accedono agli incentivi con procedure di Aste al ribasso.

La logica ispiratrice di questo nuovo approccio è quella di ridurre i costi globali di incentivazione, introducendo elementi di controllo sul tetto massimo erogabile e aumentando la trasparenza complessiva del sistema.

Nell’ambito della produzione elettrica da fonti rinnovabili non solari, Acea vede alcuni dei propri impianti beneficiare di incentivi, in parte concessi secondo precedenti quadri legislativi. In particolare:

  • l’impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio (a regime potenza 36 MW) beneficia di incentivi CIP6 e per una quota residua di Certificati Verdi;
  • gli impianti idroelettrici di Salisano (Rieti – potenza 24,6 MW) e Orte (Terni – potenza 20 MW), dopo l’intervento di repowering completato nel 2012, hanno ottenuto il riconoscimento di Impianti Alimentati a Fonti Rinnovabili (IAFR) e sono stati ammessi al regime di incentivazione dei Certificati Verdi senza necessità di iscrizione al registro.

Nella tabella n. 68 e nelle schede successive sono forniti alcuni dati descrittivi delle centrali termoelettriche e idroelettriche del Gruppo. Gli impianti di termovalorizzazione vengono invece descritti nel capitolo dedicato (vedi anche il Bilancio ambientale).

Tabella n. 68 – LE CENTRALI ELETTRICHE DI ACEA PRODUZIONE

centrali termoelettrichecentrali idroelettriche
Centrale Tor di Valle: sezione ciclo combinato (*) (Roma) combustibile metano - potenza lorda 125,7 MW Centrale A. Volta di Castel Madama (Roma) potenza lorda 9,4 MW
Centrale Tor di Valle: sezione cogenerazione (**) (Roma) combustibile metano - potenza lorda 19,3 MW Centrale G. Ferraris di Mandela (Roma) potenza lorda 8,5 MW
Centrale Montemartini (Roma) combustibile gasolio - potenza lorda 78,3 MW Centrale Salisano (Rieti) potenza lorda 24,6 MW
  Centrale G. Marconi di Orte (Viterbo) potenza lorda 20 MW
  Centrale Sant’Angelo (Chieti) potenza lorda 58,4 MW
  Centrale Cecchina (Roma) potenza lorda 0,4 MW
  Centrale Madonna del Rosario (Roma) potenza lorda 0,4 MW
totale generale: potenza lorda 345 MW

(*) The combined-cycle unit of Tor di Valle’s plant has a bleeding system on its steam turbine
(**) The cogeneration gas turbine unit of Tor di Valle is open-cycle and provides the district heating service to the Roman neighborhoods of Torrino Sud, Mezzocammino and Mostacciano.

PRODUZIONE IDROELETTRICA

Produzione idroelettrica

PRODUZIONE IDROELETTRICA - CENTRALI MINORI

centraliminori.jpg

PRODUZIONE TERMOELETTRICA

TERMOELETTRICA

I dati sulla capacità installata sono distinti per fonte energetica e riportati in tabella n. 69. Si evidenzia, rispetto allo scorso anno, una variazione negativa nel solare fotovoltaico e una positiva nel waste to energy, coerentemente con la scelta strategica operata nel 2012, che prevede di sviluppare questo settore industriale mantenendo sostanzialmente stabile il resto della potenza istallata in attesa di segnali positivi dal mercato della generazione.

TABELLA N. 69 – POTENZA ELETTRICA INSTALLATA DEL GRUPPO SUDDIVISA PER FONTE ENERGETICA (2011-2013)

fonte energetica201120122013
  (MW)
gasolio 78,3 78,3 78,3
gas naturale (cicli combinati e cogenerazione) 144,9 144,9 144,9
waste to energy (*) 25 25 37
Idro 121,7 121,7 121,7
solare fotovoltaico (**) 52 46 13,5
totale generale421,9415,9395,4
(*) Nel 2013 l’impianto WtE di Terni è stato riavviato per il completamento dei lavori di revamping, mentre l’impianto di San Vittore del Lazio è stato considerato solo per le due linee in esercizio.
(**) In data 28.12.2012 sono stati ceduti circa 32,5 MWp, restando quindi, nel 2013, 13,5 MWp. Inoltre Acea Reti e Servizi Energetici ha realizzato impianti per terzi, per una potenza complessiva pari a 30 MWp.

Gli indici di disponibilità degli impianti di Acea Produzione, distinti per Centrale, sono riportati nella tabella n. 70.

Tabella n. 70 - Indici di disponibilità degli impianti di Acea produzione (2011 - 2013)

fonte energeticacentraledisponibilità totale (%)indisponibilità programmata (%)indisponibilità accidentale (%)
    2011 2012 2013 2011 2012 2013 2011 2012 2013
metano Tor Di Valle (ciclo combinato - CCGT) 95,2 95,9 95,6 0,0 0,0 0,0 4,8 4,1 4,4
  Tor Di Valle (sezione cogenerazione) 99,2 99,4 78,4 0,8 0,0 1,1 0,0 0,6 20,5
gasolio Montemartini 99,9 100,0 99,5 0,0 0,0 0,5 0,1 0,0 0,0
idro Salisano 37,1 99,3 97,7 62,9 0,1 0,2 0,0 0,6 1,8
  S.Angelo 86,9 92,3 94,5 8,4 4,1 0,2 4,6 3,6 5,2
  Orte 69,3 75,5 95,6 30,6 17,8 0,0 0,1 6,8 4,4
  Castel Madama 99,4 98,5 91,9 0,5 1,5 0,2 0,2 0,0 7,9
  Mandela 97,5 99,4 97,5 0,3 0,2 2,4 2,2 0,4 0,0
  centrali minori 94,7 85,2 99,7 0,1 0,0 0,0 5,2 14,8 0,3

NB: non è possibile fornire il dato delle ore di indisponibilità programmate/non programmate in quanto gli indici sono calcolati considerando anche le fermate parziali e le limitazioni di carico.

Per la corretta interpretazione dei dati esposti in tabella n. 70 è necessario tener conto delle seguenti definizioni:

  • disponibilità totale (%): indice riferito al periodo in cui l’impianto, o sezione di esso, è stato disponibile per la produzione, inclusi i periodi in cui è rimasto fermo per esigenze del mercato elettrico. È ottenuto dal rapporto tra l’energia disponibile - pari alla differenza tra l’energia massima generabile e l’energia indisponibile (vedi punti seguenti) - e l’energia massima generabile nel mese.
  • indisponibilità programmata (%): indice riferito al periodo in cui l’impianto, o sezione di esso, è stato indisponibile per eventi pianificati (manutenzione, ecc.). È ottenuto dal rapporto tra l’energia indisponibile nel periodo dell’evento programmato e l’energia massima generabile nel mese.
  • indisponibilità accidentale (%): indice riferito al periodo in cui l’impianto, o sezione di esso, è stato indisponibile per eventi di guasto. È ottenuto dal rapporto tra l’energia indisponibile nel periodo di guasto e l’energia massima generabile nel mese.