03 EPIc informa: illuminazione del posto di lavoro

07 indicatori finanziari parte 1

Alla ECOREX di Monselice il prestigioso premio GBE Factory

La monselicense Ecorex appartenente al vicentino Gruppo Ethan e specializzata nel recupero di rifiuti speciali, ha ottenuto il premio GBE Factory project per la sua sede produttiva di Monselice (Padova). Il riconoscimento, promosso da un gruppo di Camere di Commercio europee, è riservato alle PMI che installino almeno 100 kW di produzione energetica da fonti rinnovabili su propri edifici commerciali. Un premio che l’aziende deve in parte alla consorella Energol di Grisignano di Zocco (Vicenza), anch’essa di Gruppo Ethan e specializzata nelle fonti rinnovabili.

L’azienda vede così riconosciuta la scelta di installare sia un impianto fotovoltaico su tetto che un sistema di climatizzazione a pellet di legno finalizzati entrambi all'autonomia energetica della propria sede, che occupa dal 2010.

L’impianto fotovoltaico copre una superficie di 700 metri quadri pari al 50% per cento del coperto, mentre il sistema a pellet consuma 25 quintali di pellet, con un risparmio, in termini di CO2, pari a 4 tonnellate.

GBE Factory project mira ad accelerare lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili, ed è frutto di un accordo di collaborazione fra Camere di Commercio e aziende di settore di cinque Stati europei: Italia, Austria, Slovacchia, Bulgaria, Germania. Per l’Italia l’ente aderente è Unioncamere Veneto.

"Gruppo Ethan e noi in particolare” ha dichiarato il dott. Mirko Muraro, amministratore di Ecorex “Questo riconoscimento ci onora e rende ancora più visibile un impegno dimostrato anche dalla nostra certificazione ISO 14001, strumento di supporto per la riduzione dei costi mediante l'utilizzo efficiente delle risorse naturali ed energetiche".

"Questi riconoscimenti rendono evidente che la transizione dalle fonti fossili è ormai innescata e inarrestabile” ha dichiarato l'amministratore di Energol ing. Luca Vecchiato. “Il mondo sta cambiando e ci fa felici che un nostro impianto ottenga un riconoscimento tanto prestigioso".

La diagnosi energetica domestica: how-to

La diagnosi energetica si pone l’obiettivo di capire in che modo l’energia viene utilizzata, quali sono le cause degli eventuali sprechi ed eventualmente quali interventi possono essere suggeriti all’utente, ossia un piano energetico che valuti non solo la fattibilità tecnica ma anche e soprattutto quella economica delle azioni proposte. I Paesi membri dell’Unione Europea hanno da tempo avviato procedure per la certificazione energetica degli edifici atte a correggere gli sprechi energetici e promuovere azioni successive che portino ad una riduzione dei consumi. 

UNI ha stabilito i requisiti minimi di una diagnosi energetica nella norma UNI CEI/TR 11428:2011. Per un audit indicativo e “fa-da-te” sono molto utili le indicazione del Department of Energy:

http://energy.gov/energysaver/articles/do-it-yourself-home-energy-audits

La bioraffineria di ENI è un biglietto vincente alla lotteria: non buttiamolo via

Intervento di Simone Padoan, vice presidente APIndustria Venezia.

Se ENI porterà a termine l'investimento per la “Green Refinery”, il nostro Territorio avrà vinto un biglietto vincente alla lotteria, il cui valore supera quello di un intero filare di Palais Lumière. 

Che la bioraffineria sia un investimento possibile per Porto Marghera era, sulla carta, dimostrato ormai da anni: già nel 2007 ho inserito la proposta per lo sviluppo di una bioraffineria integrata nel Protocollo di Condivisione delle linee strategiche per la riqualificazione e lo sviluppo di Porto Marghera, mentre la Grandi Mulini prospettava un impianto di produzione di bioetanolo. 

Il problema però, è che la produzione di biocarburanti deve tenere di conto di una quantità di variabili che possono trasformare l'investimento in un incubo, a partire dalla logistica, che se non è strategicamente piazzata, può incidere significativamente sul costo del prodotto finito. 

Per questo motivo, nonostante tanti sforzi, identificare un investitore che dovesse farsi carico di individuare l'area ideale sulla quale imbastire una trattativa di acquisto, condizionata dall'incognita bonifica, è sempre stato come costruire un castello di sabbia asciutta. 

Considerando che una delle poche aree adatte è la zona compresa tra la raffineria e la Petroven, mi ricordo una riunione informale, tenutasi a settembre del 2009, proprio negli uffici Petroven, durante la quale il massimo sforzo che si poteva immaginare da parte di ENI sarebbe potuto essere quello di locare un appezzamento di terra, ma sicuramente non quello di investire del suo, anzi, l'impressione che permeava era quella che a Porto Marghera, ENI, non avrebbe più investito su alcunché. 

A partire da quella data, ho sempre temuto di aprire il giornale la mattina e vedere la notizia della dismissione della Raffineria e, nell'ultimo anno, più di qualche volta o pensato che i miei timori fossero sul punto di esser dimostrati, soprattutto quando, a distanza di pochi mesi, era stato annunciato che ENI avrebbe investito 1,2 miliardi di Euro a Proto Torres per avviare una bioraffieria, mentre avrebbe chiuso Porto Marghera per sei mesi. 

Non a caso, nel dossier sui biocarburanti, pubblicato, alla fine dello scorso anno, proprio sulla rivista Equilibri della Fondazione ENI Enrico Mattei, auspicavo che ENI prendesse in considerazione anche Porto Marghera per investimenti simili. 

In linea teorica, il valore strategico di una bioraffineria per questo Territorio, può superare le potenzialità espresse dal polo chimico negli anni d'oro: oltre a quella dei biocarburanti, infatti, è possibile innescare una serie di produzioni, a partire da bio-lubrificanti, bio-tensioattivi, bio-solventi, bio-vernici, bio-collanti, bio-inchiostri, bio-resine, bio-polimeri, bio-plastificanti,  bio-plastiche, il cui risultato può essere quello di alimentare filiere che valorizzano competenze professionali ed imprenditoriali del Territorio, in ambito chimico ed impiantistico, che valorizzano una componente scientifica dell'Alto Adriatico di eccellenza mondiale nel settore delle biomasse e chimica verde (agrochimica), che attraggono investimenti complementari ed intersettoriali tra Piccola/Media Impresa e Grande Impresa e attraggono Capitali Esteri e che raccolgono le sfide del nuovo secolo: sostenibilità economica ed ambientale, legame tra mercato globale e locale. 

Con 100 milioni di euro, è possibile realizzare una linea produttiva di green diesel, adeguata a coprire i quantitativi di biocarburante da miscelare ai tradizionali che vengono distribuiti da questa raffineria, non si tratta, di per sé stesso, di un investimento che da solo può generare un cambiamento così epocale, ma se lo aggiungiamo anche ad altri interventi analoghi, prospettati o compiuti anche da altri soggetti, come quelli, ad esempio dell'Oleificio Medio Piave e di Cereal Docks, otteniamo un insieme che è molto più che simbolico: è un vero inizio. 

Il punto è che ENI ha consegnato il biglietto vincente a questo Territorio, ma sta a noi ed alle nostre Amministrazioni andare ad incassarlo: non è solo una questione di autorizzazioni, serve ora un processo di integrazione infrastrutturale che, anche se, considerando i progetti dell'Autorità Portuale, ha già enormi potenzialità per quanto riguarda la logistica, è ancora privo di una piano strategico che sia in grado di attirare investimenti per la realizzazione di laboratori di ricerca per nuovi materiali, per il trasferimento delle loro applicazioni su tecnologie e prodotti destinati al mercato di consumo e, per questo, in grado di avviare produzioni ad alto valore aggiunto  e, quindi, ad avviare nuova imprenditorialità industriale ed artigianale. 

Il fatto che ENI abbia preso questa decisione, proprio adesso, non può non avere a che fare con il percorso intrapreso dall'Accordo di programma del 16 aprile, “per la bonifica ed il ripristino ambientale di Porto Marghera e per favorire lo sviluppo di attività produttive sostenibili”, un percorso che ha visto il patrocinio attivo del Ministero dell'Ambiente ed ha avuto la fortuna di avere un coordinamento attento e capace, ma che non ha ancora avuto la possibilità di esprimere una piena convergenza delle strategie della Amministrazioni coinvolte: sarebbe importante, infatti, capire assieme, attorno al Tavolo Permanete per Porto Marghera, come condividere un piano di incentivazione della Chimica Verde, capire quale ruolo possano avere le varie Agenzie e società partecipate e le Università, quali spazi possono esser velocemente convertiti per questo specifico scopo e come si possa promuovere il Territorio per attrarre investitori esteri interessati a questo specifico tema.

Energy manager vs. plant managers

If your plant is similar to the many hundreds of plants I have worked with, you likely have to compete for the attention and support of plant management. This simple fact is inevitable. Every single organization has numerous ongoing efforts with the intent to help support and achieve the goals which the organization values and aims to achieve. A colleague, and friend, of mine best illustrated this scenario with the simple concept of water sprinkler system in one’s yard. Perhaps I can get Mr. Isenhour to share his thoughts on the topic by commenting!

For your efforts or programs to succeed it is vital that you gain as much “Buy-in” / support from as many people within the organization as possible. Although everyone’s support is important, I fully believe Plant Management is the most critical. When I say “Plant Management”, Im specifically talking about the plant manager! There is a high probability of gaining maximum “Buy-in” if you are able to get the plant manager as an advocate of your efforts.

A few months ago I had the pleasure of spending a few hours with a plant manager of a very large operation (well over a thousand employees). Our conversation spanned across many topics from safety issues, production capabilities, reliability opportunities, projects, applicable new technologies, personnel, budgets, the community, and an assortment of problems and opportunities. I was pleasantly surprised that he spent nearly four times as much of our time together speaking directly about the opportunities and solutions rather than speaking about the problems they faced. He is an extremely busy man with hundreds of items at the plant that command his attention not to mention the many more items at the corporate level that demand his attention. So, I was mildly surprised when our conversation turned to energy. He was able to quickly covey to me exactly where his plant was relative to their industry vertical and the main areas where they were in the midst of making strides to reduce their energy usage. He even boasted, “Our plant efficiency has improved by a bit more than 4% versus last year”. I thought to myself, I’ve got to meet their site energy manager as this person is doing a fabulous job at getting the message and direction conveyed.

When introduced to the site energy management team and their manager, I commended them for their efforts which were so easily identified while walking through the plant and talking to the many individuals I had the pleasure of speaking with. I specifically asked their energy manager how she had been so successful in getting the all important “Buy-in”. Her response rang so true…”Consistent quick and concise information”. She was spot on! She understood that to get maximum benefit for their energy program she would need to present their efforts in a way that captures the plant manager’s attention while taking little or no time.

I’ve personally found that organizing your information in a repetitive fashion has benefits. What do I mean by this? Well, it’s this simple…setup a system to communicate to your boss or plant manager the right dose of information at the right time or frequency. Keep this one simple rule in mind, “speak their language”. To do this you’ve got to understand what drives them and what their pressing interests and concerns are. If you can do this, you will grab their ear and have the opportunity of obtaining their advocacy.

If you’re an energy manager, try the following: (all other mangers, adopt according to your efforts)

Daily Report: this should be the information that your plant manger sees each and every morning. This is the report that usually includes everything about the plant which best resembles the plants vital signs. From an energy perspective this needs to include two numbers which summarize the overall plant energy consumption. Make these numbers meaningful by speaking the language and representing them in terms well understood. What are they? The first one is straight energy units in a certain time period (e.g., BTU/yr., Kcal/hr., MW, or kJ); the second one is the relative number based on production (BTU/lb of finished product, MW/klb of finished product. These two numbers should be presented daily and displayed against a reference number (e.g., goals, budgeted).

Weekly Report: keep this to no more than two short paragraphs so the plant manager can read it in under 3 minutes. Provide a summary of the energy consumption with any explanation of why the number is what it is (positive or negative). Finish by telling the plant manager what energy related items took place the past week and what should be expected to take place next week.

Monthly Progress Report: the purpose of this report is provide a bit more information and detail about individual systems or projects which are either being improved or considered for improvements. Use this report to look back over the previous month and compare against expectations while providing insight for the plant manager as what to expect in the coming month. The report should be written in bullitized format with no more than a couple of sentences of details. The goal here is to highlight the efforts, mention any concerns and potential road blocks, and describe the road map through action items. if you have an energy manage,entteam this is a great place to put it items from team meetings. Because we want this report to be no more than one page, be careful not to break down each individual energy contributor. Pulling this information into large groupings (electrical, steam, water, coal, fuel, furnace efficiencies, etc.) works well.

Quarterly Report: here is your opportunity to shine! Hold a 60 minute meeting with your plant manager and leadership team. Make sure the entire energy management team is present so they too can present items they were involved with to improve overall plant efficiencies. This 60 minute meeting should be split into two segments; 30 minutes of presentation followed by open dialogue of questions and answers. This is an area where I am not real flexible. Make sure your information is put together with great attention to detail and flow. If you can’t present your message in thirty minutes then you will have a hard time gaining the support you are after. Answering their questions while soliciting for suggestions and input is vital.

So, what should you cover in this 30 minute report? Consider the following; list of improvements/projects, failures or setbacks and why they occurred, how any failures or setbacks will be fixed moving forward, ideas for new projects, budget impacts, and ROI’s realized. Keep in mind, be consistent, quick and concise with your presentation to keep the attention of your audience. Be enthusiastic, it’s contagious.

Annual Report: this report should be looked at as your opportunity to show the entir program’s accomplishments and outline how energy projects will be implemented during the new fiscal year. Be sure to highlight the involvement and input from all partis that were involved and engaged I the efforts. Include what you want to see in the next budget along with the business case for spending. Dedicate one small section of the report to present problems that occurred and how they were resolved. Make sure you focus on the positives and solutions rather on the negatives and road blocks. Corporate Executives and Plant Leadership want people leading efforts that are focused on solutions and improvements instead of pointing out all the negatives and why things either can’t or are slow to happen. This report should beno more than 15 to 20 pages and should begin with a summary tablets everything included in the report. Summary table = item of focus and one sentence describing results or solutions.

I hope you will give this system of communication a try because I know it can help you with your efforts. By improving the way you present information, you stand to make your plant manager a believer and advocate of your energy management efforts. Give it a try and let me know how it works. Also, if you have other suggestions or thoughts on this topic please feel free to share by commenting on this blog.

Dm Ambiente 7 marzo 2012: nuove occasioni per le ESCo

“Adozione dei criteri ambientali minimi da inserire nei bandi di gara della PA” 

Il nuovo Dm Ambiente 7 marzo 2012 ha definito i criteri ambientali minimi che le pubbliche amministrazioni devono inserire nei bandi di gara per l’acquisto dei seguenti servizi energetici degli edifici, affinché i relativi contratti d’appalto possano essere definiti verdi, quali ad esempio:

-          servizio di illuminazione e forza motrice

-          servizi relativi alla mobilità elettrica

-          servizio di climatizzazione

Tra i requisiti chiesti dal DM si segnale che “Oltre a quanto previsto dalle leggi vigenti, i candidati per essere ammessi  alla gara d’appalto debbono avere capacità organizzativa, diagnostica, progettuale, gestionale, economica e finanziaria almeno pari a quelle previste dalla norma Uni Cei 11352 sulle società che forniscono servizi energetici e disporre di personale con le competenze tecniche necessarie a realizzare correttamente il servizio, riducendone gli impatti ambientali”.

Il rispetto di tale criterio è dimostrato dalla presentazione da certificazione di parte terza che attesti il rispetto dei requisiti di cui alla norma Uni Cei 11339 o il rispetto dei requisiti di cui alla norma Uni Cei 11352.

ENERGOL, struttura di eccellenza per la consulenza in campo energetico, propone per la esperienza per:

-          consulenza orientata alla certificazione UNI 11352;

-          assunzione incarichi Esperto in Gestione Energia secondo UNI 11339.

-          consulenza sulla contrattualistica ESCO;

-          ottenimento dei Titoli di Efficienza Energetica;

 CHIEDI AD ENERGOL INFORMAZIONI SUL SERVIZO: TELEFONA A ENERGOL ALLO 0444-414125

ESTAR: la mobilità elettrica parla veneto

Il Fondo Kyoto

E' partito il Fondo Kyoto, 600 M€ messi a disposizione dalla Cassa Depositi e Prestiti per progetti di riduzione della CO2 (ma non solo).

I dettagli sono riportati nel sito della CDDPP:

http://www.cassaddpp.it/cdp/Areagenerale/FondoKyoto/index.htm

e nella circolare esplicativa:

http://www.cassaddpp.it/cdp/Areagenerale/FondoKyoto/ssLINK/011516.pdf

Quando la cogenerazione conviene?

Si prende in considerazione una azienda chimica che ha elevati consumi elettrici (prelevati da rete) e termici (vapore prodotto da gas naturale). L'azienda decide di valutare la convenienza di un investimento in un impianto di cogenerazione a metano.

Le valutazioni preliminari vanno fatte sul consumo elettrico complessivo e sul consumo termico complessivo, verificando che ci sia una sufficiente continuità nel corso dell'anno e anche una buona contemporaneità tra i due utilizzi. Il parametro riassuntivo di questa analisi è il T/E, rapporto tra consumo termico e consumo elettrico. Si assume che il rapporto sia ca. 2 e ca. costante per almeno 7000 h/anno (quindi ciclo continuo). Si assume che il consumo elettrico sia mediamente 1,5 MW.

Si valuta quindi l'inserimento di un gruppo cogenerativo turbogas della potenza di 1,5 MW elettrici, con caldaia a recupero in grado di erogare vapore alla pressione di rete per ca. 3 MW termici.

Ipotizzando che il nuovo gruppo abbia un rendimento elettrico del 30% e un rendimento termico del 60% (contro un rendimento termico delle caldaie esistenti dell'80% e un rendimento di produzione dell'EE di rete del 40%) l'indice di risparmio energetico vale:

IRE=1-1/(30/40+60/80)=33%

Il consumo dell'azienda è:

Consumo gas = 2000 kW / 80% / 35000 (PCI metano kJ/Nmc)=0,07 Nmc/sec

Per un costo complessivo di 107 €/h + 100 €/h di acquisto EE (valorizzata a 0,1 €kWh).

Il consumo orario di metano con coge sarà:

consumo = 1000 kW / 30%(rendimento) / 35000 (PCI metano kJ/NMc) = 0,1 Nm3/sec

Per un costo orario di 137 €/h (metano valorizzato a 0,4 €/Nmc).

Quindi il gruppo permette un risparmio di 207-137 = 70 €/h e di 490.000 €/anno.

Se si stima l'investimento in 2,5 M€ il pay-back (non attualizzato) è di ca. 5 anni. Va tenuto conto che l'intervento potrebbe godere anche dell'incentivazione con titoli di efficienza energetica, che andrebbero a ridurre il pay-back appena calcolato.

Nella valutazione va tenuto conto anche di:

• disponibilità di spazi all'interno dello stabilimento;
• cambiamenti di lay-out logistico e di distribuzione utilities;
• cambiamenti organizzativi (nuovo personale / formazione del personale esistente);
• modifiche nel regime autorizzativo (emissioni);
• modifiche contrattuali per la fornitura del gas;
• tempi di fermo impianto per installazione e collegamento del gruppo coge;
• Per tutte queste voci vanno valutati i costi e le criticità relative.

La convenienza e la fattibilità dell’impianto devono essere attentamente valutate, soprattutto alla luce dei dati che emergono dalle analisi economiche contenute nei business plan. Qui di seguito vi presentiamo i dati relativi a tre impianti di cogenerazione a olio vegetale, sviluppati, realizzati e gestiti da una ditta specializzata.

Nel caso degli impianti a olio vegetale, la ditta si è strutturata in modo tale da coprire l’intera filiera dell’olio vegetale: dalla coltivazione agricola, passando per la spremitura dei semi tracciati, fino alla fornitura dell’olio al cliente.

Gli impianti analizzati negli esempi hanno tutti una potenza elettrica di 990 kW, una produzione di 7.920 MWh/anno e utilizzano olio vegetale tracciato ai sensi del regolamento (CE) n. 73/2009. Possono quindi beneficiare della Tariffa fissa onnicomprensiva di 0,28 €/kWh. I business plan sono sviluppati su un arco temporale di 15 anni (2011-2025), che corrisponde alla durata della Tariffa onnicomprensiva.

Ricordiamo che la Tariffa onnicomprensiva consiste nel riconoscimento, per un periodo di 15 anni, di una tariffa incentivante per ogni kWh di elettricità netta prodotto dall'impianto e immesso nella rete elettrica. Per quanto riguarda le biomasse, la Tariffa onnicomprensiva è pari a 0,28 €/kWh per biogas, biomasse e “oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009”. Nel caso invece di utilizzo di “gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi (e quindi eventualmente anche oli vegetali, ma non tracciabili) la Tariffa è pari a 0,18 €/kWh.

I dati economici relativi ai tre impianti differiscono tra loro a seconda del livello di recupero dell’energia termica in cogenerazione (nessun recupero, recupero parziale, recupero totale). Determinanti ai fini di una migliore reddittività economica sono i “costi evitati”, grazie all’autoconsumo del calore prodotto o eventualmente della cessione dello stesso. Calore che può essere utilizzato per produrre acqua calda sanitaria, riscaldare gli ambienti o per applicazioni industriali.

Gli indicatori energetici nella gestione dell'energia in azienda

Gli indici energetici sono strumenti fondamentali per la gestione dell'energia in un'azienda perchè rappresentano la gestione in modo chiaro e sintetico. Alcuni indici che l'azienda potrebbe monitorare sono:

• Consumo totale di energia: va calcolato riportando tutti i consumi primari (combustibili fossili, EE, scarti termovalorizzati, acquisti di utilities) a una base energetica comune (MJ o TEP);
• Consumo specifico: è il consumo specifico diviso la produzione dell'azienda (n° pezzi prodotti, n° tonn prodotte, km percorsi, ecc.). E' un indice significativo solo se la produzione è sufficientemente standardizzata da poter essere considerata indifferente dal punto di vista energetico. In questo caso è spesso utile separare una quota di consumo fisso (indicativamente il consumo dello stabilimento a produzione ferma) da una quota di consumo variabile (dipendente solo dalla produzione). Da notare che spesso il legame consumo energetico / produzione è non lineare.
• Rendimento termico: è il rapporto tra la produzione di energia utile di una macchina termica e l'energia introdotta come combustibile (di solito calcolata sul CPI). Questo indice da utilissime indicazioni sullo stato di manutenzione della macchina ed eventualmente sulla convenienza di sostituirla.
• COP: nelle macchine frigorifere è il rapporto tra frigorie ottenute ed energia utilizzata dal gruppo frigo. Come il rendimento dà indicazioni sulla manutenzione ma (in ambito climatizzazione) risente fortemente di fattori esterni quali la temperatura ambiente.
• Consumo specifico per la produzione di utilities: è usato ad esempio per il controllo delle centrali aria compressa ed è calcolato come kWh/Nmc di aria compressa. Permette di riassumere semplicemente le prestazioni di una centrale.

Volendo impostare l'attività di un'azienda sul benchmarking è necessario disporre di dati di aziende comparabili (per esempio altri stabilimenti dello stesso gruppo o provenienti da analisi del settore). Per esempio nella raffinazione viene utilizzato l'indice Solomon che, tra gli altri dati, utilizza anche indici di intensità energetica. La disponibilità di confronti di questo tipo richiede la creazione di standard (p.e. Correlazioni tra consumi e fattori energetici), l'implementazione di politiche di budget e la valutazione attenta degli scostamenti tra i dati attesi e quelli ottenuti. Valutazioni di questo tipo sono utili se ripetute periodicamente, in quanto tengono conto del miglioramento medio di un settore.

La diagnosi energetica: strumento di gestione aziendale

La diagnosi energetica è lo strumento fondamentale per ordinare e mettere ordine negli interventi di efficientamento che un organizzazione vuole implementare: la diagnosi deve partire necessariamente da un'analisi energetica dello stabilimento e quindi da un censimento di tutti i consumi di energia primaria e delle eventuali produzioni di energia interne allo stabilimento. Questa analisi deve essere condotta su un periodo significativo: almeno 1 anno e comunque un periodo che comprenda eventuali ciclicità dell'attività produttiva. Vanno individuati gli usi e consumi energetici dividendoli per esempio per area di consumo secondo l'organizzazione dell'azienda (produzione, logistica, ecc.) o per tipo di energia utilizzato: vanno presi in considerazione combustibili fossili (gas naturale, gasolio, carbone, ecc.), fonti energetiche interne (scarti di produzione termovalorizzati, residui organici usati per la produzione di biogas, impianti fotovoltaici, eolici, ecc.), vettori energetici acquistati all'esterno (EE, vapore, aria compressa, ecc.).

Tali usi e consumi vanno valorizzati su una base comune (p.e. TEP o MJ) per avere una stima dell'incidenza statistica sul consumo totale dello stabilimento. Questa stima serve anche per individuare delle soglie di significatività al di sotto della quale il consumo può essere monitorato con minore attenzione.

A questo punto vanno valutate le opportunità di miglioramento su ciascuna area di consumo, valutando contemporaneamente idoneità delle procedure utilizzate, idoneità del controllo operativo, confronto con le best practices. Dove si rilevi per uno di questi motivi consumi superiori alle attese si prospetta un'opportunità di miglioramento che può riguardare:

implementazione di nuove procedure: p.e. spegnimento delle macchine durante i periodi di inattività, rotazione nel funzionamento delle apparecchiature energivore;

miglioramento del controllo operativo: p.e. affinamento dei compiti di controllo dei capiturno e capireparto, aumento delle frequenze di manutenzione delle apparecchiature;

interventi impiantistici: inserimento di impianti di produzione energetica (cogenerazione, utilizzo di scarti, ecc.), inserimento di recuperi termici, nuovi corpi luminosi, ecc.

Di ciascuno degli interventi individuati andrà indicato:

costo indicativo dell'implementazione;

• eventuali incentivi disponibili;
• risparmio conseguibile;
• ritorno economico (ad esempio pay-back, TIR, VAN).

Per interventi particolarmente onerosi andrà abbozzata una sensitivity analisys ai principali parametri che possono influenzare l'investimento.

Quali interventi per il miglioramento dell'efficienza?

Quali interventi di miglioramento energetico implementare in un'azienda manifatturiera? Come scremare gli interventi ed ottenere i massimi risultati tecnico-economici?

Prima di procedere a individuare gli interventi più interessanti va effettuata una diagnosi energetica che individui le aree e le apparecchiature di maggior consumo su un arco di tempo significativo. I dati più importanti da analizzare sono:

aree / apparecchiature di maggior consumo;

anzianità e stato di conservazione delle apparecchiature

andamento del consumo energetico complessivo e (per quanto riguarda il consumo elettrico) consumo ripartito nelle fasce F1, F2 e F3 ed valore dello sfasamento cos phi

A fronte di questa analisi alcuni interventi da valutare sono:

sostituzione delle apparecchiature vetuste con apparecchiature nuove;

• sostituzione di motori a bassa efficienza con motori a efficienza più elevata
• inserimento di azionamenti ad inverter per utenze molto variabili;
• gestione automatizzata di gruppi di apparecchiature, per esempio compressori aria compressa o centrali frigo.

Anche se non strettamente correlati alla riduzione dei consumi ma molto attinenti al campo energetico sono le seguenti valutazioni:

• inserimento di rifasatori nel caso il cos phi sia basso e causa di penali;
• valutazione della sostituzione di utenze elettriche con utenze termiche (per esempio compressori mossi da turbine a vapore). Tale intervento può anche avere lo scopo di bilanciare il T/E complessivo e rendere più conveniente un impianto di cogenerazione

Di ciascun intervento andrà definito costo d'investimento e d'esercizio, risparmio conseguibile, eventuali incentivazioni, ritorno economico (Pay-back, VAN, TIR).

L'autoproduzione di energia elettrica è da valutare ad esempio nei casi:

• indisponibilità del fornitore a un aumento della potenza elettrica necerssaria oppure frequenti black-out di rete: in questo caso può essere interessante inserire un gruppo elettrogeno, ad esempio a gasolio;
• disponibilità di scarti prodotti dall'attività e di difficile gestione/smaltimento: se il PCI di questi è sufficientemente elevato può essere interessante valutare l'investimento in un impianto di termovalorizzazione;
• disponibilità in loco di fonti alternativi (crinali ventosi per l'eolico, tetti ben esposti per il FV);
• elevati consumi elettrici e termici e contemporaneità di utilizzo di EE e calore: risulta molto interessante l'investimento in un impianto di cogenerazione a gas oppure a biocombustibili.