Cogenerazione a gas: conviene ancora con la volatilità dei prezzi del metano?

L’impennata e la successiva volatilità dei prezzi del metano hanno instillato un dubbio legittimo in molti energy manager e imprenditori: investire in un impianto di cogenerazione a gas è ancora una scelta strategica sensata? Per anni, la risposta è stata un sonoro “sì”, basato su un semplice calcolo di risparmio energetico. Oggi, l’equazione è diventata molto più complessa. Le soluzioni convenzionali, come un dimensionamento approssimativo o una manutenzione puramente reattiva, non sono più sufficienti a garantire un ritorno sull’investimento (ROI) accettabile. L’approccio tradizionale, focalizzato unicamente sulla produzione di kWh a basso costo, si scontra con una realtà di mercato che punisce l’inefficienza operativa e premia la flessibilità strategica.

Ma se la vera chiave non risiedesse più nel “se” produrre, ma nel “come”, “quando” e “perché”? Questo articolo abbandona le banalità per adottare una prospettiva ingegneristica rigorosa, quella di un termotecnico esperto in impianti di potenza. Il nostro obiettivo non è convincervi che la cogenerazione conviene a prescindere, ma fornirvi gli strumenti analitici e le strategie operative per renderla profittevole anche, e soprattutto, in uno scenario di prezzi instabili. Analizzeremo le decisioni critiche che determinano il successo di un impianto: dal dimensionamento ottimale alla scelta del contratto di manutenzione, dalla gestione delle eccedenze fino alle tecniche di diagnostica predittiva che possono salvare il vostro investimento. Questo non è un elenco di vantaggi, ma un manuale operativo per trasformare un potenziale rischio in un vantaggio competitivo duraturo.

In questo approfondimento, analizzeremo nel dettaglio gli aspetti ingegneristici e gestionali che determinano la reale convenienza di un impianto di cogenerazione. Il percorso che segue è strutturato per guidare l’Energy Manager o l’imprenditore attraverso le decisioni cruciali che massimizzano l’efficienza e proteggono il ritorno sull’investimento nel lungo periodo.

Elettrico o Termico: su quale fabbisogno dimensionare il motore per non sprecare calore?

Il dilemma del dimensionamento è il primo e più critico bivio nel percorso della cogenerazione. Un errore comune è dimensionare l’impianto sul picco di richiesta elettrica, un approccio che spesso porta a un cogeneratore sovradimensionato. Questa scelta, apparentemente logica, si traduce in un funzionamento a carico parziale, dove il rendimento elettrico crolla drasticamente e, soprattutto, si genera un’enorme quantità di calore che l’utenza non è in grado di assorbire. Questo calore in eccesso deve essere dissipato, rappresentando un puro spreco energetico ed economico che vanifica il principio stesso della cogenerazione.

L’approccio ingegneristicamente corretto è il dimensionamento “a inseguimento termico”. Si parte analizzando il profilo di carico termico dell’edificio o del processo industriale, ora per ora. L’obiettivo è scegliere una taglia di motore la cui produzione di calore, quando l’impianto lavora a regime ottimale, sia il più possibile vicina al fabbisogno termico di base del sito. L’energia elettrica prodotta diventa una conseguenza di questa scelta. In questo modo, si massimizza l’utilizzo di entrambi i vettori energetici, garantendo che quasi ogni metro cubo di gas bruciato contribuisca a un risparmio tangibile. L’eventuale deficit elettrico verrà coperto dalla rete, ma il rendimento complessivo dell’investimento sarà enormemente superiore. Indicativamente, secondo le linee guida Viessmann per il dimensionamento ottimale, la potenza elettrica del cogeneratore non dovrebbe superare il 10-20% del picco massimo di carico elettrico dell’utenza per garantire il massimo autoconsumo termico.

Contratto Global Service o manutenzione interna: quale opzione protegge il ROI?

Una volta installato l’impianto, la strategia di manutenzione diventa il fattore determinante per la sua longevità e redditività. L’idea di gestire la manutenzione internamente può sembrare attraente per un presunto risparmio sui costi. Tuttavia, questa scelta nasconde insidie significative. Richiede personale altamente specializzato e costantemente formato, un magazzino ricambi fornito e, soprattutto, espone l’azienda al rischio di fermi macchina prolungati. Un guasto imprevisto può tradursi in decine di migliaia di euro di mancata produzione e acquisto di energia dalla rete a prezzi di picco, erodendo rapidamente il ROI.

Dall’altra parte, il contratto di manutenzione Global Service o Full Service, offerto dai produttori o da ESCO specializzate, trasforma la manutenzione da un costo variabile e imprevedibile a una spesa fissa e pianificabile. Questo approccio va oltre la semplice riparazione: include la manutenzione programmata, la diagnostica predittiva, la fornitura di tutti i ricambi e, aspetto cruciale, una garanzia di performance. Spesso, questi contratti includono clausole che garantiscono un rendimento elettrico minimo e tempi di intervento certi (SLA), di fatto assicurando il vostro piano di rientro economico. Il Total Cost of Ownership (TCO) di un contratto Full Service, su un orizzonte di 10-15 anni, risulta quasi sempre inferiore a quello della gestione interna, se si includono nel calcolo i costi indiretti dei fermi impianto.

L’immagine seguente mostra un tecnico specializzato durante un’operazione di manutenzione, un’attività fondamentale per garantire l’efficienza e la durata del cogeneratore.

La scelta tra gestione interna e Global Service non è solo tecnica, ma finanziaria. Il Global Service rappresenta un’assicurazione sul flusso di cassa generato dall’impianto.

Il confronto che segue, basato su dati di settore, evidenzia le differenze di costo e rischio nel lungo periodo, un’analisi fondamentale per una decisione informata.

Come sfruttare il calore estivo per fare freddo (Assorbitori) nei processi alimentari?

Uno dei limiti classici della cogenerazione è la stagionalità: d’estate, il fabbisogno di calore per riscaldamento crolla, costringendo a spegnere l’impianto o a dissipare calore prezioso. Questo problema è particolarmente sentito in settori come l’industria alimentare, che però ha una necessità costante di freddo per i cicli di produzione e la conservazione. La soluzione è la trigenerazione, ovvero l’integrazione di un gruppo frigorifero ad assorbimento nel sistema. Questa tecnologia, anziché utilizzare energia elettrica per comprimere un gas refrigerante (come un frigorifero tradizionale), usa il calore recuperato dal cogeneratore per alimentare un ciclo termochimico che produce acqua refrigerata.

Il calore recuperato dai fumi e dal circuito di raffreddamento del motore (acqua calda a 80-90°C) viene convogliato all’assorbitore. A seconda della tecnologia, si possono ottenere risultati diversi: i gruppi ad assorbimento a bromuro di litio (LiBr) sono ideali per produrre acqua refrigerata per il condizionamento (temperature positive), mentre quelli ad ammoniaca (NH3) possono raggiungere temperature negative, perfette per le celle frigorifere. Un esempio concreto è l’utilizzo di acqua fredda per raffreddare il latte dopo la pastorizzazione o per mantenere le temperature controllate nelle sale di lavorazione delle carni. L’adozione di un assorbitore permette di estendere il funzionamento del cogeneratore per migliaia di ore all’anno, portandolo dalle 4.500-5.000 ore tipiche della sola cogenerazione fino a oltre 7.000 ore/anno.

Questo aumento drastico delle ore di funzionamento a pieno regime massimizza la produzione elettrica in autoconsumo e aumenta il risparmio complessivo, spesso del 30% o più rispetto alla sola cogenerazione. Secondo le specifiche tecniche dei principali produttori, è possibile ottenere una temperatura dell’acqua refrigerata fino a 7°C, valore ideale per la maggior parte dei processi di condizionamento e raffreddamento industriale. L’investimento in un assorbitore trasforma un problema (il calore estivo in eccesso) in una risorsa preziosa, rendendo l’intero sistema energetico più resiliente ed efficiente durante tutto l’anno.

L’errore di spegnere e accendere il cogeneratore che distrugge il motore e il rendimento

Un cogeneratore non è un interruttore della luce. Trattarlo come tale, con frequenti cicli di accensione e spegnimento per inseguire un fabbisogno variabile, è l’errore operativo più grave e costoso che si possa commettere. Ogni avvio a freddo sottopone il motore a uno stress termico e meccanico enorme. I componenti metallici si espandono a velocità diverse, l’olio lubrificante non è ancora alla temperatura e viscosità ottimali e la combustione non è stabile. Questo non solo causa un’usura prematura di parti critiche come pistoni, cilindri e cuscinetti, ma distrugge anche il rendimento complessivo. Durante la fase di avvio, che può durare anche 20-30 minuti, l’efficienza elettrica è minima e le emissioni inquinanti sono massime.

La soluzione ingegneristica a questo problema è creare inerzia termica. Questo si ottiene installando un serbatoio di accumulo termico, comunemente detto “puffer”, correttamente dimensionato. Il puffer agisce come un volano termico: il cogeneratore funziona per periodi più lunghi e a carico costante (il suo punto di massimo rendimento), cedendo il calore in eccesso all’acqua nel serbatoio. Quando il fabbisogno termico del processo diminuisce, il cogeneratore si spegne, e il processo preleva il calore accumulato dal puffer. In questo modo, il numero di cicli on/off viene drasticamente ridotto, preservando la vita utile del motore e mantenendo il rendimento operativo sempre vicino ai valori di targa. Un puffer dimensionato per coprire almeno 4 ore di produzione termica è un investimento che si ripaga rapidamente in minori costi di manutenzione e maggiore efficienza.

L’immagine sottostante illustra un serbatoio di accumulo termico, componente chiave per ottimizzare il funzionamento di un impianto di cogenerazione.

Altre strategie includono la programmazione su turni con una modalità “stand-by caldo” (mantenendo il motore a >60°C) e l’adozione di sistemi di gestione energetica (EMS) predittivi, che ottimizzano il piano di marcia basandosi su previsioni di carico e costi energetici.

Vendere l’eccedenza o autoconsumo totale: come gestire lo scambio sul posto?

Uno degli aspetti più fraintesi della cogenerazione è la gestione dell’energia elettrica in eccesso. L’idea di produrre più del necessario e “vendere” il surplus alla rete è spesso vista come una fonte di guadagno aggiuntivo. La realtà, tuttavia, è ben diversa e richiede un’analisi finanziaria attenta. Come sottolineano gli esperti del settore:

Lo scopo è massimizzare l’autoconsumo e ridurre al minimo – possibilmente azzerare – la cessione in rete dell’elettricità, che è poco remunerativa rispetto ai suoi costi di produzione.

– Viessmann Industrial, Guida al dimensionamento cogeneratori 2025

Il valore di 1 kWh autoprodotto e autoconsumato è pari al costo che avremmo sostenuto per acquistarlo dalla rete (comprensivo di tasse, oneri di sistema, ecc.). Il valore dello stesso kWh immesso in rete attraverso meccanismi come lo Scambio sul Posto (SSP) o il Ritiro Dedicato (RID) è significativamente più basso, spesso inferiore al solo costo del gas necessario per produrlo. Pertanto, ogni kWh venduto rappresenta, di fatto, una perdita potenziale rispetto all’autoconsumo.

La strategia vincente è quindi quella di dimensionare e gestire l’impianto per massimizzare la quota di energia autoconsumata. Le opzioni per la gestione dell’eccedenza esistono, ma vanno viste come strumenti di ottimizzazione marginale, non come il core business dell’impianto. Per impianti di grande taglia (>1MW), la vendita diretta sul Mercato del Giorno Prima (MGP) può diventare interessante, ma richiede una gestione complessa e l’assunzione di rischi legati alla volatilità dei prezzi. I Power Purchase Agreement (PPA), contratti di vendita a lungo termine, offrono stabilità ma a un prezzo mediamente inferiore.

La tabella seguente riassume le principali modalità di gestione dell’energia in eccesso, evidenziandone pro e contro per orientare la scelta strategica.

Bolletta energetica ed efficienza: come imputare il costo kWh al singolo pezzo?

Per un’azienda manifatturiera, la cogenerazione non è fine a se stessa, ma uno strumento per ridurre i costi di produzione e aumentare la competitività. Tuttavia, per sfruttarne appieno il potenziale, è necessario superare la visione della bolletta energetica come un costo generale “di stabilimento”. La vera efficienza si raggiunge quando si è in grado di imputare il costo energetico specifico a ogni singolo lotto di produzione o addirittura a ogni singolo pezzo prodotto. Questo richiede un approccio metodico al monitoraggio e all’analisi dei dati.

Il primo passo è l’installazione di un sistema di sub-metering, con contatori dedicati per ogni linea produttiva o macchinario energivoro, in grado di registrare i consumi (elettrici e termici) con una granularità temporale elevata (es. ogni 15 minuti). Successivamente, è cruciale ripartire correttamente il costo del gas utilizzato dal cogeneratore tra i due vettori prodotti. Un metodo comunemente accettato in ingegneria energetica è quello basato sul potere calorifico, che tipicamente alloca circa il 40% del costo al kWh elettrico e il 60% a quello termico, riflettendo la ripartizione energetica del combustibile.

Una volta ottenuti questi dati, l’integrazione con il sistema MES (Manufacturing Execution System) aziendale permette di allocare automaticamente il costo energetico a ciascun ordine di produzione. Si creano così delle dashboard in tempo reale che mostrano il costo energetico unitario. Questo non è solo un esercizio contabile: permette di identificare immediatamente le produzioni meno efficienti, confrontare le performance di macchinari simili, individuare anomalie di consumo e prendere decisioni basate su dati oggettivi. Attraverso questo monitoraggio dettagliato è possibile ottenere una riduzione dei costi energetici del 15-20%, identificando e ottimizzando i processi più energivori.

Perché l’analisi delle vibrazioni rileva un guasto 3 mesi prima che si rompa il cuscinetto?

La manutenzione predittiva non è una spesa, ma uno degli investimenti a più alto ROI che si possano fare su un cogeneratore. Tra le varie tecniche, l’analisi delle vibrazioni è la più potente per anticipare guasti meccanici catastrofici. Ogni componente rotante di un motore (albero, cuscinetti, ingranaggi) produce una specifica “firma” vibrazionale quando funziona correttamente. Quando un componente inizia a degradarsi – ad esempio un cuscinetto che si usura o un albero motore che si disallinea – la sua firma vibrazionale cambia in modo sottile ma misurabile, molto prima che il problema diventi udibile o visibile.

Installando accelerometri in punti strategici del motore, è possibile monitorare continuamente queste firme. Algoritmi di analisi spettrale (FFT) scompongono il segnale vibratorio complesso nelle sue frequenze fondamentali, permettendo di identificare con precisione quale componente sta generando l’anomalia. La cosiddetta curva P-F (Potential Failure – Functional Failure) mostra che l’analisi vibrazionale può rilevare un difetto nella sua fase “potenziale” (P) mesi prima che causi un guasto funzionale (F). Questo permette di pianificare l’intervento di manutenzione, ordinare i ricambi senza urgenza e sostituire il componente durante un fermo programmato, con costi ridotti fino al 70% rispetto a una riparazione d’emergenza.

L’analisi vibrazionale è il pilastro di un approccio olistico alla diagnostica che include anche:

• Analisi degli oli lubrificanti: Per rilevare la presenza di particelle metalliche (indice di usura) e la degradazione dell’olio.
• Termografia a infrarossi: Per ispezionare componenti elettrici e isolamenti, individuando surriscaldamenti anomali.
• Analisi dei gas di scarico: Per controllare i livelli di NOx e CO, ottimizzare la combustione e rilevare problemi interni al motore.

Titoli di Efficienza Energetica (TEE): come finanziare il tuo nuovo impianto recuperando l’investimento?

I Titoli di Efficienza Energetica (TEE), o Certificati Bianchi, rappresentano uno dei più potenti strumenti per migliorare il business plan di un impianto di cogenerazione ad alto rendimento (CAR). Non sono un semplice “bonus”, ma una vera e propria fonte di ricavo che può accelerare significativamente il rientro dell’investimento. Per ogni tonnellata equivalente di petrolio (TEP) di energia primaria risparmiata grazie all’intervento di efficienza, il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) riconosce un certificato. Questi certificati possono poi essere venduti sul mercato gestito dal GME (Gestore dei Mercati Energetici) o ceduti a soggetti obbligati (come i grandi distributori di energia).

Il valore di un TEE è soggetto alle dinamiche di mercato, ma si è mantenuto su livelli molto interessanti. Secondo gli ultimi dati disponibili, il valore attuale di 250-260 €/TEE rende questo meccanismo estremamente attrattivo. Un impianto di cogenerazione ben dimensionato e gestito può generare un numero considerevole di TEE ogni anno, per un periodo che può arrivare fino a 10 anni, creando un flusso di cassa costante che si aggiunge al risparmio energetico. I dati ufficiali confermano la rilevanza di questo mercato: nel solo 2024, il GSE ha riconosciuto oltre 1,2 milioni di TEE per la cogenerazione ad alto rendimento, a testimonianza del ruolo centrale di questa tecnologia.

L’azienda ha due strade per monetizzare i TEE: gestire in autonomia le pratiche con il GSE e la vendita sul mercato, opzione che richiede competenze specifiche (la presenza di un EGE certificato) e accetta la volatilità del prezzo; oppure affidarsi a una Energy Service Company (ESCO). In questo secondo caso, la ESCO si fa carico di tutta la gestione burocratica e del rischio prezzo, riconoscendo all’azienda un corrispettivo fisso per ogni TEE, leggermente inferiore al prezzo di mercato ma garantito contrattualmente. Questa seconda opzione è spesso la più strategica, in quanto permette di avere ricavi certi e di concentrarsi sul proprio core business.

Valutare l’installazione di un cogeneratore oggi richiede un’analisi olistica che vada oltre il semplice costo del kWh. È necessario un approccio strategico che consideri il Total Cost of Ownership, le opportunità offerte dalla manutenzione predittiva e il potenziale finanziario dei Titoli di Efficienza Energetica. Per avviare un’analisi personalizzata e definire la strategia più adatta alla vostra realtà produttiva, il passo successivo consiste nel richiedere uno studio di fattibilità a un partner ingegneristico qualificato.