Il nuovo impianto di cogenerazione di E.ON presso il sito Mannesmann di Costa Volpino (BG) riduce del 30% i consumi dello stabilimento ed evitare l’emissione in atmosfera di 3.000 tonnellate di CO2 ogni anno.
Mannesmann sceglie E.ON
Mannesmann sceglie la cogenerazione in forma di servizio di E.ON, per ridurre la bolletta contribuendo alla sostenibilità ambientale. Nello stabilimento Mannesmann di Costa Volpino è stato avviato un impianto di cogenerazione della potenza di 1,5 MW che produce energia elettrica e termica necessari al processo produttivo.
La scelta della cogenerazione, che permette di ridurre la bolletta fino al 30% e in modo proporzionale le emissioni climalteranti, rientra nel percorso aziendale verso la sostenibilità ambientale. L’impianto, contrattualizzato con E.ON in forma di servizio, infatti, contribuisce a ridurre la carbon foot print dell’azienda riducendo i consumi, elettrificando il calore e aumentando la quota di energia rinnovabile.
La cogenerazione come servizio
Da un punto di vista contrattuale, in linea con le strategie Mannesmann di outsourcing delle attività che non siano core business, è stata scelta la cogenerazione in forma di servizio di E.ON. Nessun investimento iniziale da parte dell’azienda manifatturiera, ma un contratto di servizio della durata di 10 anni che prevede la fornitura dell’energia elettrica e termica necessari allo stabilimento.
È l’operatore energetico a occuparsi di tutto, dalla progettazione del sistema di cogenerazione alla fase realizzativa, incluse le procedure di autorizzazione, fino alla gestione dell’impianto che preleva gas naturale dalla rete e lo converte in energia elettrica e termica che vengono forniti al cliente a tariffe convenienti.
Una piccola centrale elettrica E.ON collocata presso gli stabilimenti produttivi di Mannesmann, che non dovendosi occupare direttamente del sistema di cogenerazione, né da un punto di vista economico né da un punto di vista gestionale, potrà concentrare le risorse economiche sul suo core business. Numerosi i vantaggi:
- la possibilità di liberare risorse economiche che, anziché essere investite in un impianto energetico, possono essere destinate al core business aziendale.
- assenza dei rischi derivanti dalla proprietà e dalla gestione dell’impianto, come minori prestazioni, minor produzione e minori rendimenti.
Caratteristiche tecniche dell’impianto e situazione logistica
La nuova centrale, che permette di ridurre le emissioni di CO2 di circa 3.000 tonnellate ogni anno è basata su un motore cogenerativo a combustione interna alimentato a gas naturale da 1.501 kWel. La potenza termica nominale in immissione all’impianto è pari a circa 3.674 kWth, con un rendimento elettrico lordo al carico massimo pari a circa il 40,85% e un rendimento potenziale totale di circa 82%.
L’impianto di cogenerazione è costituito da un package “Combined Heat and Power” (CHP), che comprende: un motore endotermico alimentato a gas naturale, un generatore di vapore a recupero (GVR), atto a produrre vapore a partire dal calore residuo sensibile dei gas combusti. Prima del rilascio in atmosfera i fumi sono trattati con un sistema SCR (Selective Catalytic Reduction-riduzione catalitica selettiva), una tecnologia che consente di rimuovere gli ossidi di azoto dai gas di combustione e le emissioni monitorate costantemente con un Sistema di Analisi Emissioni.
Da un punto di vista logistico lo stabilimento si trova in un’area industriale condivisa con altre realtà, fra cui il gruppo Tenaris, di cui in passato ha fatto parte, sul confine fra Brescia e Bergamo e divisa tra le municipalità di Pisogne e Costa Volpino. Le complicazioni burocratiche conseguenti sono un esempio di quanto le vicissitudini storiche dei siti produttivi possano impattare su aspetti amministrativi e operativi, e dell’importanza di affidarsi a operatori energetici che propongono la cogenerazione con il modello ESCo, assumendosi quindi tutti gli oneri burocratici.
