Poligenerazione con Microcogeneratore

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CAPITOLO 1 Cogenerazione e microcogenerazione 
 
1.1 Definizione, limiti e vantaggi  
 
Si definisce sistema di cogenerazione un sistema che consente, a partire da 
un’unica fonte di energia primaria, la conversione di quest’ultima in due forme di 
energia utilizzabili: energia elettrica e/o meccanica ed energia termica. 
E’ noto dal secondo principio della termodinamica che non è possibile convertire 
integralmente in energia elettrica e/o meccanica l’energia termica disponibile da 
una sorgente a temperatura elevata: l’aliquota non convertita deve essere 
necessariamente ceduta ad una sorgente a temperatura inferiore. Attraverso la 
cogenerazione si cerca di utilizzare quest’aliquota di energia termica che andrebbe 
altrimenti ceduta all’ambiente esterno e quindi irrimediabilmente persa. 
Un impianto convenzionale di produzione di energia elettrica ha un’efficienza di 
circa il 39%, mentre il restante 61% viene disperso sotto forma di calore che, 
normalmente, non viene utilizzato. Con un sistema cogenerativo il calore prodotto 
dalla combustione non viene disperso, ma recuperato per altri usi (fig. 1.1), 
permettendo di raggiungere efficienze globali molto elevate ed un notevole 
risparmio di energia primaria. 
La fig. 1.1 evidenzia visivamente i vantaggi che derivano dall’utilizzo di un 
sistema di produzione combinata rispetto ad un sistema “tradizionale”, in cui le 
energie, elettrica e termica, sono rese all’utenza separatamente. 
I benefici conseguibili utilizzando sistemi cogenerativi sono rilevanti non solo dal 
punto di vista energetico, ma anche dal punto di vista dell’impatto ambientale. 
La cogenerazione rappresenta, infatti, una delle più significative misure da poter 
attuare al fine di ottenere una tangibile riduzione delle emissioni di gas nocivi ed 
inquinanti (nell’attesa che nasca l’”era dell’idrogeno”, e in mancanza di un largo 
utilizzo delle fonti rinnovabili); infatti, come appare in fig. 1.2, se si effettua un 
confronto tra le diverse tecnologie disponibili nel settore energetico, la produzione 
combinata è capace di garantire livelli emissivi di CO
2
 molto più contenuti.
8
 
 
Fig. 1. 1: confronto sistema cogenerativo- sistema tradizionale 
 
Onde poter soddisfare i target fissati dal protocollo di Kyoto, ratificato nel 1997 
(riduzione per l’Europa delle emissioni di gas serra dell’8% rispetto ai valori 
registrati nel 1990 relativamente al periodo di adempimento 2008-2012), l’Unione 
Europea ha stabilito che, a partire dal 2010, almeno il 18% della produzione totale 
di energia elettrica dovrà essere ottenuta mediante sistemi cogenerativi, ciò 
rappresenta un grande passo in avanti se si pensa che nel 1994 tale parametro era 
fissato solo al 9% . 
49 
IMPIANTO 
CONVENZIONALE 
12 
     
      61 
ENERGIA 
TERMICA 
PERDITE 
ENERGIA 
PRIMARIA 144 
 
31 
IMPIANTO 
CONVENZIONALE 
52 
     
      83 
ENERGIA 
ELETTRICA 
PERDITE 
PERDITE 
    49 
31 
ENERGIA 
ELETTRICA 
IMPIANTO 
               DI 
COGENERAZIONE 
20 
ENERGIA 
PRIMARIA 
        100 
ENERGIA 
TERMICA
9
 
Fig. 1. 2: comparazione emissioni nocive per diverse tecnologie 
 
Nell’Unione Europea a quindici, la cogenerazione ha fornito nel 2002 circa il 13% 
dell’intero consumo lordo di energia elettrica, con punte superiori al 35-40% in 
paesi come Finlandia, Olanda e, soprattutto, Danimarca (dove la quota 
cogenerativa supera il 50%). La potenza complessivamente installata supera i 
70000 MW
el
). 
Per quanto riguarda l’Italia, la situazione può essere riassunta con le seguenti due 
tabelle (tabelle I.1-I.2, da leggersi in maniera combinata). 
Dalla tabella I.1 si evince che in Italia al 2004 circa il 34,6% dell’energia 
termoelettrica prodotta deriva da impianti di cogenerazione, laddove è risaputo 
che nel nostro paese, così come accade più o meno marcatamente nel resto del 
mondo, l’energia elettrica di origine termica, cioè derivante da processi di 
combustione, rappresenta lo zoccolo duro nel bilancio energetico globale (tabella 
I.3).  
La potenza installata in Italia si aggira intorno ai 10000 MW
el
 (poco meno di un 
quinto dell’intera capacità termoelettrica nazionale), distribuiti su circa 1000 
impianti. Questi valori collocano il nostro paese in una posizione intermedia 
rispetto alle altre nazioni industrializzate, risultando migliori, ad esempio, rispetto 
a quelli della Francia o degli USA e sostanzialmente in linea con i valori medi 
dell’Unione Europea a quindici.
10
 
Tab. I. 1: produzione netta di energia termoelettrica tradizionale in Italia nel 2004 
 
 
Tab. I. 2: consumi specifici medi per energia primaria relativi alla produzione netta di energia 
termoelettrica tradizionale in Italia nel 2004
11
Cicli combinati
47%
Turbogas
7%
Motori alternativi
3%
Turbine a vapore 
(contropress.)
21%
Turbine a vapore 
(spill.)
22%
 
Fig. 1. 3: distribuzione della potenza elettrica cogenerativa in esercizio in Italia nel 2002 
Turbine a 
vapore 
(contropress.)
34%
Turbine a 
vapore (spill.)
10%
Cicli combinati 
8%
Turbogas
15%
Motori alternativi
33%
 
Fig. 1. 4: distribuzione degli impianti di cogenerazione in esercizio in Italia nel 2002  
Gas naturale
68%
Petroliferi
22%
Gas derivati
6%
Altri
3%
Carbone
1%
 
Fig. 1. 5: mix di combustibili per gli impianti di cogenerazione in esercizio in Italia nel 2002
12
Attualmente, come evidenziato in figura 1.3, circa la metà della potenza installata 
in Italia corrisponde ad impianti a ciclo combinato, ovviamente di grande potenza: 
questa tecnologia è quella che ha conosciuto lo sviluppo più rapido negli ultimi 
dieci anni, soprattutto grazie ai progressi compiuti nel campo delle turbogas, sia in 
termini di prestazioni che di costi. Basti pensare che, nel 1993, la capacità 
complessiva degli impianti a ciclo combinato in Italia copriva appena il 14% del 
totale cogenerativo installato, che era di circa 6000 MW. 
In termini di numero di impianti installati (figura 1.4), viceversa, le tecnologie più 
diffuse risultano quelle del motore alternativo e della turbina a vapore a 
contropressione, seguiti da turbogas, turbine a vapore a spillamento, ed impianti a 
ciclo combinato. 
Come evidenziato in figura 1.5, il combustibile più utilizzato è di gran lunga il gas 
naturale, anche per il preponderante contributo degli impianti basati sulla 
tecnologia delle turbine a gas, seguono derivati del petrolio, gas derivati ed altri. 
Sulla base di quanto detto è evidente dunque come la cogenerazione, in particolare 
quella che utilizza il gas naturale come fonte di energia primaria, rappresenti al 
giorno d’oggi una tecnologia ben consolidata a livello mondiale per la produzione 
di energia elettrica, con ampi margini di sviluppo in molti paesi, come l’Italia che 
deve tra l’altro rinunciare ad un’altra fonte di primaria importanza nel resto del 
mondo come quella nucleare. 
In alcuni casi le potenze elettriche fornite da tali sistemi sono abbastanza 
contenute e tali da ricadere in quell’intervallo di potenze che soddisfano le 
richieste dell’utenza domestica o piccola commerciale.  
A tali sistemi si è soliti dare il nome di sistemi di microcogenerazione intendendo 
che la potenza elettrica fornita non superi i 15 kW
el
, destinati ad utenze di tipo 
residenziale e del piccolo terziario.  
Affinché si possa realmente ottenere un’applicazione estesa della 
microcogenerazione, devono essere superati notevoli ostacoli che, ad oggi, ne 
limitano l’utilizzo, quali ad es.: 

 alti costi di produzione e scarsa propensione da parte dei piccoli 
consumatori a esborsi di capitale, anche con prospettive di un notevole 
risparmio sui costi di  esercizio;
13
 
Tab. I. 3: bilancio dell’energia elettrica in Italia 
 

 scarsa propensione verso nuove tecnologie in sostituzione di sistemi ultra 
collaudati e di basso costo (come le tradizionali caldaie domestiche); 

 basso prezzo attuale dell’energia elettrica; 

 resistenza opposta dalle grosse compagnie di produzione dell’energia 
elettrica basate sull’utilizzo di impianti centralizzati da cui si diparte la 
grossa rete di distribuzione; 

 condizioni di connessione delle unità microcogenerative alla rete elettrica 
differenti da paese a paese che finirebbero con l’ostacolare lo sviluppo di 
questa tecnologia nel quadro di un mercato europeo in continua 
espansione; 

 le utenze distribuite, in particolare quelle residenziali, hanno carichi 
elettrici e termici fortemente variabili e disaccoppiati, situazione questa 
che  rende necessario il più delle volte un interscambio con la rete. Infatti,
14
in generale, si adotta la strategia di inseguimento del carico termico, 
mentre si supplisce con la rete alla maggior parte del fabbisogno elettrico. 
Qualora si optasse, invece, per una soluzione del tipo “termico a seguire” 
(pilotaggio elettrico), tenendo conto che le abitazioni civili sono 
caratterizzate da una maggiore presenza di utenze elettriche, ci si potrebbe 
trovare nelle condizioni di non riuscire a smaltire l’energia termica 
recuperabile dal sistema. E’ evidente che la strategia di esercizio dipende 
non solo dalla tipologia di carico, ma anche dal costo e dalla 
remunerazione dell’energia elettrica prodotta; 

 assenza di figure professionali in grado di diffondere la conoscenza delle 
macchine microcogenerative e di stipulare contratti di manutenzione del 
tipo full-service. 
Tutto questo a fronte di numerosi vantaggi che potrebbero essere conseguiti  
mediante la  generazione di energia elettrica e termica direttamente presso le 
utenze: 

 risparmio di energia primaria dell’ordine del 35-40%, con relativa 
diminuzione dei costi energetici; 

 azzeramento delle perdite di distribuzione dell’energia termica (utilizzata 
in loco); 

 azzeramento delle perdite di distribuzione dell’energia elettrica (riversata 
direttamente nelle linee a bassa tensione o autoconsumata); 

 limitazione delle cadute di tensione sulle linee finali di utenza; 

 nessuna necessità di costruire grandi locali appositi; 

 limitazione della posa di linee elettriche interrate o tralicci, a parità di   
risultati; 

 salvaguardia ambientale. 
In conclusione uno degli elementi essenziali per commercializzare un sistema di 
cogenerazione per uso residenziale è la sua fattibilità tecnica, ovvero il 
soddisfacimento di una serie di caratteristiche (affidabilità, interfaccia d’utenza, 
periodo di funzionamento, rumorosità, etc…) che lo rendono simile ad un 
qualsiasi elettrodomestico.
15
I microcogeneratori (MCHPs – Micro Combined Heat and Power) rappresentano 
potenzialmente una forza dirompente all’interno del mercato mondiale 
dell’energia dato il loro considerevole impatto sulla forma tecnica e commerciale 
dell’emergente liberalizzazione dell’energia elettrica. 
La microcogenerazione potrà assumere un ruolo primario nel processo di 
produzione, consumo e distribuzione dell’energia a partire dall’effetto di 
decentramento: in tale ottica è auspicabile che la rete elettrica muti la sua funzione 
da mezzo di trasporto dell’elettricità a grandi distanze a mezzo di vettoriamento 
dell’elettricità dalle unità di microcogenerazione ad essa e viceversa. 
L’influenza simultanea di aspetti economici ed ambientali, insieme ad una 
maturità tecnologica, sta spianando la strada ai MCHPs che rappresentano, per le 
maggiori compagnie di produzione e vendita dell’energia elettrica, una nuova 
opportunità di mietere grandi profitti e non una minaccia alla loro leadership nel 
settore. 
Basati principalmente su motori Stirling e su motori a combustione interna, i 
sistemi di microcogenerazione sono venduti per utenze domestiche in Europa ed 
in Giappone ed in alcuni mercati, sono già pronti per competere effettivamente 
con i prezzi di offerta dell’energia elettrica. 
Anche il mercato nord-americano offre attraenti opportunità, particolarmente nelle 
aree in cui ci sono lunghi periodi di caldo e quindi con problemi conseguenti al 
soddisfacimento delle richieste elettriche estive per il condizionamento; infatti, in 
California, le unità da 5 kW sono state recentemente introdotte, incoraggiate 
anche dalle recenti esperienze di blackout.  
Si riporta di seguito una breve descrizione delle principali tecnologie disponibili 
per la microcogenerazione, con particolare rilievo posto sui MCHP con motore a 
combustione interna, che costituiscono l’oggetto di questo studio.  
 
1.2 Le tecnologie disponibili 
 
Vediamo quali sono le possibili tecnologie utilizzabili per micro-CHP di taglia 
inferiore ai 15 kW, destinati alle utenze residenziali e del piccolo terziario di 
nostro interesse.
16
1.2.1 Motori a combustione interna 
 
I motori a combustione interna, operanti secondo il ciclo otto (accensione 
comandata) o secondo il ciclo Diesel (accensione per compressione),  sono 
generalmente alimentati a gas naturale o G.P.L. (i primi), a gasolio od oli 
combustibili pesanti (i secondi), e presentano i pregi classici dei motori 
alternativi, quali la facilità d’installazione, di regolazione e d’adattamento ai 
carichi. Spesso, per aumentarne la potenza specifica e per migliorare il processo di 
combustione, entrambi i motori possono essere utilizzati anche nella versione 
sovralimentata. 
Il  recupero del calore si ottiene dall’acqua di raffreddamento, dall’olio e dai gas 
di scarico (fig. 1.6). D’altra parte il recupero termico è quasi totalmente associato 
ai gas di scarico ed all’acqua di raffreddamento del motore; ne consegue che la 
possibilità di utilizzo dell’energia termica recuperata è legata alla richiesta di 
utenze a bassa temperatura (acqua calda sanitaria, condizionamento ambientale). 
Per quanto riguarda i gas di scarico, il loro recupero non avviene integralmente 
poiché al di sotto di un fissato valore di temperatura (circa 140 °C) inizia la 
condensazione acida di alcuni componenti; volendo quindi evitare l’utilizzo di 
materiali resistenti alla corrosione, si può affermare che in linea di massima circa 
il 50% dell’energia termica dei gas di scarico risulta effettivamente recuperabile. 
Il recupero si realizza generalmente mediante un sistema di scambiatori in 
controcorrente che possono essere sia a fascio tubero che a piastre in acciaio 
inossidabile. 
Gli aspetti fondamentali che contraddistinguono l’applicabilità di sistemi di 
cogenerazione con motori alternativi sono: 

 investimento contenuto per unità di potenza installata; 

 avviamento in tempi brevi; 

 facilità di installazione e regolazione; 

 tempi di produzione e consegna molto contenuti; 

 elevata affidabilità e durata; 

 possibilità di realizzazioni modulari.
17
In linea di massima i prezzi di tali gruppi variano tra 500 e 700 Euro/kW
el
, con i 
valori più elevati allorché si considerano motori di taglia più piccola. 
Tali sistemi sono concettualmente simili ai gruppi di cogenerazione di taglia 
medio/grande che offrono una vasta gamma di modelli ormai consolidati per 
applicazioni nel settore terziario (scuole, ospedali, centri commerciali, alberghi, 
etc.) e nel settore industriale; per la cogenerazione domestica si ha invece una 
limitatissima scelta di motori da poter impiegare allo scopo. Ciò è essenzialmente 
dovuto alla difficoltà di reperire modelli di piccola cilindrata raffreddati ad acqua 
e con caratteristiche (numero di ore di funzionamento, ciclo a 4 tempi, peso, etc..) 
adatte all’uso cogenerativo. 
Volendo rivolgere l’attenzione all’aspetto ambientale connesso all’utilizzo di 
motori a combustione interna, si fa notare come le emissioni degli ossidi d’azoto 
(NO
x
), monossido di carbonio (CO) e di idrocarburi incombusti sono comuni a 
tutti i tipi di combustibili adoperati nei motori a combustione interna; per i motori 
che utilizzano olio combustibile vanno inoltre considerati anche gli ossidi di zolfo 
(SO
x
). Per limitare le emissioni inquinanti degli ossidi d’azoto e di carbonio 
vengono di solito adoperate due soluzioni, la prima che prevede l’uso di marmitte 
catalitiche che agiscono in maniera selettiva sugli inquinanti, la seconda che 
prevede una regolazione dell’eccesso d’aria in modo da ottenere una miscela 
magra.  
Si riporta infine una tabella riassuntiva delle varie tipologie di microcogeneratori 
basati su motori a combustione interna commercialmente disponibili (tabella I.4) 
e, volendo fornire ulteriori informazioni circa il prezzo di questa tecnologia, una 
tabella con i costi di alcuni microcogeneratori attualmente disponibili sul mercato 
(tabella I.5).
18
 
Fig. 1. 6: schema di microcogenerazione con motore a combustione interna 
 
 
Tab. I. 4:caratteristiche di alcuni microcogeneratori con motore a combustione interna sul mercato
19
MODELLO 
POTENZA 
PREZZO 
Elettrica [kW] Termica [kW]
 
HONDA Ecowill 1,00 3,25 € 3.800,00 
ECOPOWER 4,70 12,50 € 14.000,00 
Senertec Dachs 
HKA G 5,0 
5,00 12,30 € 14.000,00 
Home Power 
VectorCogen 
HP-5 
5,00 7,32 € 8.200,00 
Senertec Dachs 
HKA H 5,3 
5,30 10,40 € 14.000,00 
Senertec Dachs 
HKA G 5,5 
5,50 12,50 € 12.000,00 
POLAR POWER 6,00 8,78 € 9.700,00 
AISIN TOYOTA 6,00 13,50 € 12.000,00 
Totem Accorroni 
BK15 
15,00 39,00 € 30.000,00                         
Tab. I. 5: alcuni modelli di MCHP con motore a combustione interna e relativi prezzi 
 
1.2.2 Le altre tecnologie a disposizione 
 
Celle a combustibile  
 
Le celle a combustibile presentano, in prospettiva, promettenti vantaggi quali la 
buona efficienza e l’assenza di inquinamento ambientale. Sono costituite, 
sostanzialmente, da un generatore elettrochimico che trasforma direttamente 
l’energia chimica di un combustibile in energia elettrica (fig. 1.7). 
Per tali sistemi la tendenza attuale è quella di preferire le celle di materiale 
polimerico (PEM) rispetto alle altre tipologie disponibili. Tali dispositivi 
consentono, infatti, un funzionamento della cella a temperatura più bassa (fino a 
90°C) e quindi pongono meno problemi nel reperimento di sostanze  adatte  
all’impiego come elettrolita. 
Si prevede, inoltre, che le ricerche attualmente in corso su un fattibile  utilizzo nel 
campo dell’autotrazione, possano incidere sulla riduzione dei costi, ciò 
principalmente in riferimento al processo di reforming con il quale, a partire dal 
gas naturale di alimentazione, si ottiene l’idrogeno necessario al funzionamento 
della cella.
20
Attualmente, i progetti in corso sono riferiti a sistemi di circa 3 kW elettrici con 
efficienza elettrica variabile tra 35-40% ed una efficienza totale intorno al 90%. 
Altra tipologia di celle a combustibile è quella che prevede l’utilizzo  di materiale 
ceramico (SOFC). Queste ultime presentano un’efficienza elettrica più elevata 
(40%) ma, a causa dell’elevata temperatura a cui avvengono i processi all’interno 
della cella (800 °C), necessitano dell’impiego di materiali molto specifici, con una 
notevole ricaduta sui costi. Sono, infine, caratterizzate da tempi e costi maggiori 
d’installazione, manutenzione e riparazione. 
Per entrambi i dispositivi (PEM e SOFC) si segnala che, da un punto di vista 
impiantistico, il sistema è completato da un serbatoio d’accumulo termico e da 
una caldaia d’integrazione per coprire i picchi di richiesta termica. 
Fig. 1. 7: schema di funzionamento di una cella a combustibile 
 
Motore Stirling 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1. 8: microcogenerazione con motore Stirling
21
I sistemi basati su motore Stirling sono interessanti poiché permettono di 
conseguire notevoli vantaggi sotto diversi punti di vista, quali ad esempio la 
combustione esterna, l’elevato rendimento termodinamico, la riduzione delle fonti 
di rumore, l’economia dei lubrificanti, i ridotti costi di manutenzione. I sistemi 
adottati sono del tipo con “manovellismo” o a “pistoni liberi”, con quest’ultima 
tipologia in grado di fornire direttamente corrente alternata a tensione di rete. I 
valori del rendimento elettrico si aggirano in generale tra il 10% ed il 27%, mentre 
l’efficienza globale del sistema è circa del 90% (fig. 1.8).  
 
Ciclo Rankine 
 
E’ in fase di sperimentazione una piccola unità microcogenerativa, messa a punto 
in Australia, che permette di ottenere buone prestazioni lavorando secondo un 
ciclo Rankine. Il combustibile adoperato è il gas naturale. Il sistema è capace di 
fornire 11,0 kW termici e, attraverso un alternatore, 2,5 kW elettrici (figg. 1.9 e 
1.10).  
Questa macchina è comparsa sul mercato alla fine del 2004 e dovrebbe garantire  
indubbi vantaggi in termini di vita utile poiché, a differenza di un motore a 
combustione, interna o esterna, ha minori parti in movimento, consentendo, 
altresì, di ridurre gli interventi di manutenzione. Inoltre, le sue dimensioni sono 
minori di quelle di un boiler domestico, con un’efficienza superiore al 90%. 
In estrema sintesi, le caratteristiche tecniche delle tipologie di microcogeneratori 
descritte sono riportate nella seguente tabella I.6.