PROSPETTIVE NELLA GENERAZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

Transcript

1 Torna al sommario PROSPETTIVE NELLA GENERAZIONE DI ENERGIA ELETTRICA Ennio Macchi Dipartimento di Energetica Politecnico di Milano Enersis CESI, 1 aprile 2004

2 Punti trattati nelle presentazione trend storici e scenari di riferimento ruolo insostituibile dei combustibili fossili prospettive per il gas naturale dai cicli a vapore ai cicli combinati la turbina a gas protagonista principale nei nuovi impianti cicli avanzati: prospettive a medio e lungo termine Il ruolo del carbone Gli impianti a polverino di carbone Gli impianti IGCC Le prospettive della microgenerazione Le prospettive delle energie rinnovabili Come i timori dei cambi climatici possono alterare il quadro BAU

3 IEA PREDICTIONS FOR 2020

4 PREVISIONI IEA FINO AL 2020 il nuovo è tutto gas e carbone

5 World Energy Demand. Sustained Growth Scenario and Other Cases. Exajoules (Exa = ) Shell "Sustained Growth" Shell "Spirit of the Coming Age World Energy Council "High Growth" Shell "Dynamics as Usual" World Energy Council "Ecologically Driven" open Geo/Ocean 400 Solar New biomass Wind Nuclear Hydro Natural gas Oil Coal Trad. biomass Source: Shell, World Energy Council

6 CONCORRENTE: CICLO COMBINATO O CENTRALI ESISTENTI?

7 Alcuni dati significativi Attualmente CC&GT circa 12% della capacità totale installata al mondo Ordini nel 2001: CC&GT circa 56% del totale (il doppio dei cicli a vapore) Evoluzione degli ordini di GT (nel mondo): dal 91 al 97: circa 20/30 GW/a nel 98: 56 GW/a nel 99: 77 GW/a nel 2000: 105 GW/a In Italia si hanno richieste al GRTN per circa 70 GW, quasi tutti CC da circa 400 MW

8

9

10

11 Frame F ~ ~

12 Frame G β=21 TIT=1430 C ~ TFUEL=200 C ~ TMAX=600 C

13 Frame F con RH β=30 ~ ~

14 Frame H ~ β=23 ~

15

16

17 ATS: raffreddamento delle palettature a vapore e aria in circuito chiuso a turbina MP circuito vapore pale statoriche da turbina AP al combustore aria in circuito aperto circuito aria pale rotoriche dal compressore

18 61.5 Net electric efficiency (LHV), % OL-AC CL-SC+SC CL-MC CL-SC OL-AC+SC Stato dell arte Specific work, kj/kg air

19 62 Net electric efficiency (LHV), % OL-AC+SC CL-SC+SC CL-SC OL-AC Turbine inlet temperature, C

20 OL-AC CL-SC OL-AC +SC CL-SC +SC CL-MC combustion overall blade cooling cooling heat transfer coolant discharge coolant pressure losses compressor gas turbine fluid-dynamic losses steam turbine HRSG heat transfer condenser miscellaneous in steam cycle elec./org./auxiliaries losses thermal losses leakages and filters heat rejection at stack combustor useful work LHV efficiency, % specific work, kj/kg air Operating conditions: Pressure ratio HP turbine TIT, C TIT, C ANALISI ENTROPICA Tutte le perdite sono di piccola entità, tranne le perdite di combustione Unica possibilità di fare un grande salto di qualità: Sostituire la combustione con altri processi di ossidazione

21 SCHEMATIC OF DIFFERENT TYPES OF FUEL CELL Fuel Cell Type Anode Reaction Ion Transport In Electrolyte Cathode Reaction Operating Temperature ( O C) PEM H 2 2e - + 2H + H + 2H + + 1/2 O 2 + 2e - H 2 O KOH 2e - + 2H 2 O H 2 + 2(OH) - OH - 2(OH) - H 2 O + 1/2 O 2 + 2e - <120 PAFC H 2 2e - + 2H + H + 2H + + 1/2 O 2 + 2e - H 2 O 200 CARBONATE 2e - + H 2 O + CO 2 H 2 + CO 3 = CO 3 = CO 3 = 1/2 O 2 + CO 2 + 2e SOFC 2e - + H 2 O H 2 + O = O = O = 1/2 O 2 + 2e _ e - + MF

22 MW Ultra fuel cell 100 MW 70 cicli ibridi ISTIG ICAD-CC AFC SOFC MCFC ISTIG LM 8000 ICAD-SC STIG PEMFC PAFC Cicli combinati cicli a vapore Cicli a vapore avanzati aeroderivati STIG combustione interna Motori a industriali Microturbine Cicli combinati avanzati RSU Turbina a gas (ciclo semplice) Potenza elettrica, MW Microturbine, kw Rendimento elettrico LHV, %

23 High Gas Prices High natural gas prices, coupled with relatively old and inefficient plant, contributed to recent power price spikes *Estimates of Cambridge Energy Research Associates Southern California Natural Gas Spot Prices Average Monthly Topock Price ($ per MMBtu) Source: Natural Gas Week Jan-96 May-96 Sep-96 Jan-97 May-97 Sep-97 Jan-98 May-98 Sep-98 Jan-99 May-99 Sep-99 Jan-00 May-00 Sep-00

24 California s Power Crisis: Current Situation Wholesale power prices +10 times higher than a year ago Blackouts have gone from threat to reality in Northern Southern California electricity spot prices On-peak quarterly average ($ per MWh) California * * Q is an estimated Source: Cambridge Energy Research Associates

25 amento del costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali Ct e del parametro PB % PV = % % % di Ct Anno bimestre P CARBONE P OLIO P GAS.NAT. Vt Delta Ct PB /Mcal /Mcal /Mcal /Mcal % /kwh /kwh % % % % % % % % % % % % % % % % % %

26 IL RUOLO DEL CARBONE NUOVI IMPIANTI SEMBRA QUASI NULLO!

27

28

29

30

31 I costi del carbone variano relativamente poco nel tempo (valor medio 37 /ton +/-20% - da 29 a 46 /ton)

32 Grande volatilità dei prezzi del gas naturale (300% in 2 anni)

33 LA TECNOLOGIA IMPERANTE Ultra Super Critical (USC) (evoluzione delle attuali centrali a polverino, ovviamente dotate di sistema trattamento fumi adeguato)

34

35

36

37

38

39 UN ALTERNATIVA PROMETTENTE Basata sulla tecnologia dei cicli combinati

40 IGCC

41

42

43

44

45

46

47 Tecnologie per la generazione distribuita

48 LE PREVISIONI (OTTIMISTE) IN LETTERATURA 140 Worldwide Annual Capacity Additions (GW ) e 2008e Total Capacity Additions Distributed Gen Capacity

49 CHP - Energy Outlook to % 18% 16% 14% 12% CHP, share under ongoing EU policy Target according to CHP strategy 10% 8% Source: Primes, (Autumn 1999): CHP electricity production, share of total Directorate General for Energy and Transport

50 CENTRO TERZIARIO SOLO PARALLELO E SOCCORSO RETE ENEL CESSIONE ECCEDENZE ELETTRICITA' ACQUA CALDA/FREDDA CENTRALE DI MICROCOGENERAZIONE (con pompa di calore e caldaia ausiliaria) GASDOTTO

51 IL QUADRO DI RIFERIMENTO ATTUALE La concorrenza delle grandi centrali è difficile da battere (quasi impossibile senza incentivi)! Stesso combustibile (gas naturale) Elevati rendimenti (prossimi al 60%) Bassi costi specifici ( /kw) Basse emissioni specifiche (Dry Low Nox) Combustibili molto più economici (carbone) Assenza di incentivi (certificati bianchi?) Uniche possibilità per GD (a breve termine): Elevata valorizzazione dell elettricità Risparmi energetici (grazie all utilizzo del calore) Tri-generazione

52 Hospitals Wastewater Plants Universities Data Centers Office Buildings

53 Stima del mercato potenziale nel settore terziario Potenza < 500 kw el Ospedali Alberghi Centri Commerciali Centri sportivi [MW] 13 di 14

54 IL FUTURO? tecnologie avanzate (rendimenti elettrici elevati anche per piccole taglie): microturbine a gas cicli ibridi celle a combustibile. il vettore idrogeno (soluzioni zero emission, non solo di inquinanti, ma anche di gas serra) Risparmi energetici e benefici ambientali (se effettivi) potrebbero giustificare incentivazioni economiche a carico della collettività

55 HIGH EFFICIENCY DFC /TURBINE POWER PLANT Compressed Air is Heated with Fuel Cell Waste Heat, Expanded, and then Used as the Fuel Cell Oxidant WATER Oxidizer Anode Cathode DIRECT FUEL CELL FUEL HRU GENERATOR Efficiencies of ~ 75% are possible AIR Potential to Significantly Lower $/kw Cost

56 DIRECT FUELCELL COST OF ELECTRICITY GENERATION POWER PLANT RATING 3.0 MW NATURAL GAS COST $2.5/MMBtu NATURAL GAS COST $4.0/MMBtu CAPITAL COST $1250/kW COST OF ELECTRICITY 4.2 cents/kwh COST OF ELECTRICITY 5.1 cents/kwh 15' 54' 83' STACK REPLACEMENT COST $380/kW (every 5 years) BALANCE OF PLANT LIFE 30 years LOAD FACTOR 95% O&M COST (Unmanned Plant) FIXED (Monitoring, etc.) $21,000/yr VARIABLE (Consumables) $89,000/yr COGENERATION STEAM NO CREDIT MO

57 CICLI IBRIDI (FUEL CELL + TG) RENDIMENTI oltre il 70%

58 Cumulative Photovoltaic Installed Capacity MWp World 313,5 371,2 431,8 501,7 580,1 669,2 795,3 948, EU15 127,6 187,7 284,4 391,6 Source: Eurec Agency, Observ ER

59 Impianto solare (un grado di libertà)

60

61

62

63 Sistema a 2 gradi di libertà

64 SOLAR TWO (California)

65 Centrale solare a ciclo combinato

66

67

68

69

70

71 Cumulative Wind Energy Installed Capacity MW European Union World Source: EWEA

72 EFFETTO SERRA Serie di diapositive tratte da IPCC

73 Projected levels of atmospheric CO 2 during the next 100 years would be Vostok Record IPCC IS92a Scenario Law Dome Record Mauna Loa Record higher than at anytime in the last 440,000 yrs Fig.2.3(fonte IPCC) CO 2 Concentration in Ice Core Samples a Projections for Next 100 Years Projected (2100) Projected (2100) Current (2001) Current (2001) CO2 Concentration (ppmv) , , , , Years Before Presen (BP 1950)

74

75 Conclusioni su effetto serra (I) La concentrazione di CO 2 nell atmosfera terrestre ha già raggiunto livelli mai registrati da quando l homo sapiens è apparso sulla terra e continua ad aumentare a ritmi mai verificatisi nel passato. Tale situazione è causata dalle grandi immissioni di CO 2 conseguenti a un utilizzo sempre più elevato di combustibili fossili per fini energetici; poiché i fabbisogni energetici dell umanità sono in continua crescita, la situazione non può che peggiorare. Più bassi saranno i livelli cui si riuscirà a stabilizzare la concentrazione di CO 2 nell atmosfera, più elevati saranno i vantaggi in termini di danni evitati alle condizioni climatiche del pianeta.

76 Conclusioni su effetto serra (II) Anche se le conseguenze degli elevati aumenti di concentrazione di CO 2 sul clima del pianeta non sono valutabili con certezza in quantità e tipologia, vi sono molti motivi per ritenere che il quadro sia molto preoccupante. Per modificare, o comunque mitigare, questa situazione, serve introdurre nuove regole del gioco, che non seguano solo i criteri economici, ma forzino il sistema verso una riduzione delle emissioni di CO 2.

77 The CO 2 Emissions Gap Mt of CO Business as usual Commitment 15 % Year Directorate General for Energy and Transport

78 CENTRALI ZERO EMISSIONS (con sequestro di CO2) Impianti alimentati mediante combustibili fossili che generano idrogeno (eventualmente anche elettricità e calore) e, invece di rilasciare la CO 2 generata in atmosfera, la rendono disponibile come flusso a sé stante, pronto per lo stoccaggio di lungo periodo. CARBONE IDROCARBURI CO 2 idrogeno acqua elettricità calore

79

80 Una visione moderna

81 Previsione dell evoluzione delle emissioni di gas serra del comparto elettrico italiano nel prossimo ventennio

82 Costo dell'elettricità, /kwh IGCC con sequestro CO2 costo totale (impianti nuovi) costo marginale (impianti esistenti) vapore a carbone eolico ciclo combinato IGCC a carbone Carbon tax, /tonnco2 nucleare ciclo combinato con sequestro CO2 Fig.3.2 Variazione del costo dell elettricità (per funzionamento di base) per diverse tecnologie al variare della carbon tax applicata. I valori si riferiscono all anno 2020.

83 180 Emissioni totali di CO2, Mton DATI STORICI PREVISIONE C.T.=10 C.T.=15 C.T.=31.5 C.T.=0 110 C.T.= Anni Fig. 3.1 Andamento delle emissioni globali annue di CO 2 del comparto termoelettrico italiano al variare della carbon tax (C.T) applicata. La combinazione di C.T. = 19.5 /tonn CO 2 dal 2003 al 2010 e di C.T.= 31.5 /tonn CO 2 nel decennio successivo consente di stabilizzare le emissioni a livelli inferiori al limite (125 Mtonn/anno) assunto per il rispetto del Protocollo di Kyoto

84 Figura 1/3

85 Figura 2/3

86 Figura 3/3

87 Figura 1/3

88 Figura 2/3

89 Figura 3/3

90 Consumi, MTep DATI STORICI PREVISIONE CV CV BAU low CT BAU high CT low CT high CT totale combustibili fossili gas naturale Anni

91 CONCLUSIONI (I) I risultati presentati forniscono spunti interessanti per valutare lo scenario futuro di generazione dell energia elettrica. Essi sfatano alcuni luoghi comuni ricorrenti nei media (grandi possibilità di contenimento dei gas serra da parte del comparto elettrico, discesa futura dei costi di generazione, ecc.). Nonostante lo studio sia basato su ipotesi volutamente semplificative, si ritiene che le seguenti conclusioni siano di validità generale:

92 CONCLUSIONI (II) In assenza di interventi specifici (scenario BAU) le emissioni complessive di CO 2 sono destinate a crescere, raggiungendo nel 2010 un valore di circa 30 Mton/a superiore all obiettivo fissato in coerenza con il Protocollo di Kyoto e nel 2020 un valore intorno ai 180 Mton/a. Crescono sensibilmente anche i consumi di gas naturale del comparto elettrico. In dipendenza della dinamica dei prezzi del gas naturale (con probabili aumenti, difficilmente prevedibili in quantità e nella tempistica) le scelte nella realizzazione di nuove centrali potrebbero, dopo alcuni anni di totale ricorso a cicli combinati alimentati a gas naturale, orientarsi verso centrali avanzate a carbone, supponendo che gli ostacoli legati alla sindrome NIMBY possano essere superati. In caso contrario (aumento del prezzo del gas naturale e impossibilità di realizzare nuove centrali a carbone), il costo medio di generazione di elettricità è destinato a crescere sensibilmente.

93 CONCLUSIONI (III) Torna al sommario Nel caso in cui si introduca una carbon tax dell ordine di 20 /kwh, sufficiente a raggiungere l obiettivo di Kyoto ma insufficiente a stabilizzare le emissioni nel decennio successivo, e la si mantenga inalterata nel decennio seguente, le emissioni riprenderebbero a crescere dopo il 2010, raggiungendo valori prossimi a 160 Mton/a nel Per l intero ventennio, tutte le nuove centrali alimentate a gas naturale (in piccola parte nuove centrali di cogenerazione, in maggioranza cicli combinati di grande taglia). Il risultato in termini economici di questo scenario sarebbe fortemente legato alla dinamica dei prezzi del gas naturale.