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Cicli combinati a gas

Il gas naturale è stato presente nella produzione di energia elettrica in Italia fin dagli anni '60, anche se in modo marginale; esso ha poi avuto due momenti di deciso sviluppo: all'inizio degli anni '80 a seguito dell'accresciuta sensibilità ambientale e una seconda volta a fine anni '90 per il deciso sviluppo tecnologico dei cicli combinati.
Se fino agli anni '70 il gas era utilizzato in turbine a gas a ciclo aperto, essenzialmente per coprire le 'punte di carico', esso ha poi cominciato ad essere anche un combustile primario da utilizzarsi in produzioni per il 'carico di base'. Risale infatti ai primi anni '80 l'utilizzo, in modo peraltro poco efficiente, del gas naturale in caldaia (molte volte dietro richieste, accolte, di Autorità Locali) ed alla fine degli stessi anni '80 l'introduzione nel sistema italiano di turbine a gas per il ri-potenziamento di impianti a vapore convenzionali, sostituendo la caldaia tradizionale con una o due turbine a gas. I ri-potenziamenti delle Centrali Enel di Montalto di Castro, Turbigo Levante, Rossano Calabro, ecc. sono gli esempi più noti; il rendimento, seppur più elevato di quello della combustione in caldaia, era ancora relativamente basso (poco oltre il 40%).

Lo sviluppo tecnologico degli anni '90 ha portato la diffusione dei nuovi cicli combinati anche in Italia; la prima realizzazione significativa è stata la Centrale Leri Cavour dell'Enel a Trino Vercellese con rendimenti vicini al 50 %. Successivamente il ciclo combinato si è largamente diffuso in Italia con altre realizzazioni quali quelle delle Centrali Enel di La Spezia, La Casella, ecc. con rendimenti decisamente superiori al 50%.
A partire dal 2000 con il sorpasso sul petrolio il gas naturale è divenuto in Italia la fonte principale per la produzione di energia elettrica.
Con 152,7 TWh di energia elettrica prodotta nel 2010 (44,5 % della produzione nazionale), il gas naturale era la fonte principale per l'elettricità nazionale.
Nel panorama mondiale delle fonti energetiche un posto rilevante hanno da sempre i combustibili fossili, il 71% dell'energia elettrica prodotta oggi deriva da carbone, petrolio e gas naturale.
Anche le proiezioni fatte negli Stati Uniti da oggi al 2020 indicano una continuazione della tendenza all'aumento della frazione prodotta da gas naturale con la previsione di raggiungere il 33% a livello mondiale nel 2020 .

Le proiezioni di studi dell'Università di Chalmers fino al 2020 mostrano che la parte prevalente degli impianti più recenti (0-10anni) è a gas e che gli investimenti pianificati sono nella stragrande maggioranza dei casi dello stesso tipo.
Questo andamento crescente deriva dal fatto che il gas naturale è per sua natura tra i combustibili fossili il più pulito. Inoltre il recente imponente sviluppo tecnologico del ciclo combinato a gas naturale ha reso questi impianti i più ricercati su scala mondiale per la produzione di energia elettrica, per la loro elevata efficienza, i livelli di emissioni contenuti e i bassi costi d'installazione.
Purtroppo a fronte dei vantaggi sopra citati, il principale aspetto a sfavore dell'utilizzo del gas come combustibile, sta nel suo prezzo elevato che, legato a quello del petrolio, è in continua crescita sui mercati internazionali, in un modo che appare ormai strutturale più che congiunturale. Poiché nella generazione elettrica con gas naturale il costo del combustibile incide per circa l'80% sui costi totali di produzione del kWh, si intuisce facilmente come esso rappresenti il vero 'tallone d'Achille' di questa fonte. Si aggiungono a questo aspetto anche elementi tipicamente nazionali, quali le tasse e i vincoli imposti dai proprietari dei gasdotti.

In questa situazione, proprio perché il combustibile gas a fronte dei vantaggi descritti presenta il problema di avere costo elevato, occorre utilizzarlo al meglio. Questa esigenza costituisce la motivazione per la quale RSE  dedicare  parte dell'attività di ricerca a studi finalizzati ad aumentare l'efficienza, l'affidabilità e la flessibilità dei cicli combinati con gli obiettivi di :
 • Verificare la fattibilità di un esercizio flessibile degli impianti a ciclo combinato della prima generazione, in relazione alla progressiva migrazione da impianti di base ad impianti chiamati ad operare secondo criteri di merit order, identificando le possibili criticità e le relative soluzioni;
 • Caratterizzare sperimentalmente il comportamento dei componenti critici di macchine turbogas e valutare le prospettive reali di introduzione nel parco nazionale di generazione, incrementandone l'efficienza complessiva senza ridurre l'affidabilità e la sicurezza del servizio;
 • Sviluppare nuove metodologie e sistemi strumentali, affidabili ed efficaci, per la valutazione del degrado dei componenti critici dei turbogas;
 • Accertare le prestazioni di processi alternativi di abbattimento degli NOx emessi, avendo l'obiettivo di una loro riduzione a valori dell'ordine di 1 ppm;
 • Valutare quantitativamente il rilascio di altri inquinanti gassosi (particolato fine, formaldeide, ecc.) nei prodotti di combustione del gas naturale.