IL BIOMETANO LE OPPORTUNITA DI SFRUTTAMENTO DI UN INNOVATIVO VETTORE ENERGETICO

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1 IL BIOMETANO LE OPPORTUNITA DI SFRUTTAMENTO DI UN INNOVATIVO VETTORE ENERGETICO Maurizio Mora

2 DIRETTIVA EUROPEA 2009/28/CE del 23 aprile 2009 promozione dell uso dell energia da fonti rinnovabili Quota FER Italia al % degli usi FINALI di energia art. 3 rif. Tab.all 1/a % % % % % art. 3 rif. Tab.all 1/b Quota FER Italia al ,2% degli usi FINALI di energia INCREMENTO RELATIVO + 11,8%

3 CONSUMI ENERGETICI FINALI (ENEA) TWh ~ TWh INCREMENTO TWh BILANCIO F.E.R. (2009/28/CE) (5,2%) 81 TWh (17%) ~ 300 TWh 0,43% DI CUI BIOCARB. 10% PER TRASPORTI DIFFERENZA ATTESA AL NETTO DEI BIOCARBURANTI TWh

4 PER OTTEMPERARE ALLE OBBLIGAZIONI COMUNITARIE PREVISTE PER L ITALIA GLI IMPIANTI A FONTI RINNOVABILI DOVRANNO ESSERE IN GRADO DI SODDISFARE UN FABBISOGNO EQUIVALENTE ALL INCREMENTO DEI CONSUMI FINALI DI ENERGIA

5 IL SISTEMA ITALIANO DI INCENTIVAZIONE DELLE F.E.R. PRIVILEGIA L APPLICAZIONE DI TECNOLOGIE FINALIZZATE ALLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA INCENTIVI PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA BIOMASSE LEGGE 24/12/2007 N. 244 (FINANZIARIA ALL.TAB. 2) E LEGGE 23/7/2009 N. 99 (ART. 42) COEFF. MOLTIPLICATIVO C.V. 1,8 TARIFFA ONNICOMPRENSIVA 28 c /kwh LA LEGGE 24/12/2007 N. 244 PREVEDE CHE TALI INCENTIVI SIANO RICONOSCIUTI PER 15 ANNI E CHE I VALORI E I COEFFICIENTI DI VALORIZZAZIONE SIANO OGGETTO DI VARIAZIONE E AGGIORNAMENTO (ARTT. 145 E 148) OGNI 3 ANNI

6 PROCEDURA PER LA REALIZZAZIONE DI UN NUOVO IMPIANTO: - Studio di fattibilità - Piano finanziario e rapporti con le banche - Progettazione preliminare ed esecutiva - Pratiche autorizzative e rapporti con Enti pubblici - Definizione ordini per linea biogas e cogeneratore - Opere civili e meccaniche per costruzione impianto - Realizzazione cabina e allacciamento alla rete elettrica nazionale - Avviamento impianto e marcia sperimentale - Ottenimento qualifica IAFR da GSE - Esercizio definitivo e parallelo elettrico Si considera che l intera procedura richieda un anno di tempo

7 CHI DECIDE OGGI DI INTRAPRENDERE L INIZIATIVA DI REALIZZARE UN IMPIANTO DI DIGESTIONE ANAEROBICA PER LA PRODUZIONE DI BIOGAS NON POTRA FARE AFFIDAMENTO SULL OTTENIMENTO DELL ATTUALE TARIFFA INCENTIVANTE PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

8 PRODUZIONE ELETTRICA DA FONTE RINNOVABILE: 58 TWh SU 340 PARI AL 17% DEL TOTALE NAZIONALE (GSE 2008) RIFIUTI BIO 3% SOLARE 0% GEOTERMICA 9% BIOMASSE 5% BIOGAS (*) 3% EOLICA 8% IDRICA 72% RIPARTIZIONE PERCENTUALE (*) PARI A 1,6 TWh

9 EVOLUZIONE DELLA DOMANDA DI ENERGIA ELETTRICA (ENEL/CESI RICERCA 2009) TWh TWh TWh

10 PREVISIONI SVILUPPO CONSUMI FINALI DI ENERGIA (ENEA/GSE) 1560 TWh 1750 TWh

11 POTENZIALE MASSIMO DI SVILUPPO DELLE FER (MTEP) (POSITION PAPER GOV. IT. 2007)

12 I COSTI DELL INCENTIVAZIONE L INCENTIVAZIONE DELLE FER IN AMBITO ELETTRICO RISULTA ALQUANTO ONEROSA: E COSTATA NEL ,6 MILIARDI DI EURO SI STIMA CHE IL COSTO DI INCENTIVAZIONE DELLE FER IN AMBITO ELETTRICO AL 2020 SARA DI CIRCA 8,5 MILIARDI DI EURO L ONERE PER IL SOSTEGNO DI TALE POLITICA DI INCENTIVAZIONE AVRA UN PESO ECCESSIVO SULLA TARIFFA ELETTRICA ALL UTENZA

13 NONOSTANTE LO SFORZO ECONOMICO LO SVILUPPO DELLE RINNNOVABILI ELETTRICHE POTRA CONTRIBUIRE PER POCO PIU DI 1/3 AL RAGGIUNGIMENTO DEGLI OBIETTIVI UE 2020 RISULTA QUINDI EVIDENTE COME L IMPOSTAZIONE CORRENTE DI INCENTIVAZIONE DELLE FER ELETTRICHE SIA INADEGUATA E DIFFICILMENTE SOSTENIBILE IL RAGGIUNGIMENTO DEGLI OBIETTIVI COMUNITARI RICHIEDE NECESSARIAMENTE UNA PROFONDA RIVISITAZIONE DELLE POLITICHE A SOSTEGNO DELLE FONTI RINNOVABILI

14 L OGGETTO GLI OBIETTIVI EUROPEI DI UTILIZZO DELLE FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI FANNO RIFERIMENTO AI CONSUMI FINALI DI ENERGIA LA NORMATIVA LA DIRETTIVA EUROPEA 2009/28/CE NON FA ALCUNA DISTINZIONE TRA CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA O DI ENERGIA TERMICA IL POTENZIALE IL POTENZIALE DI SVILUPPO DELLE FER IN AMBITO TERMICO E CINQUE VOLTE SUPERIORE AGLI ATTUALI UTILIZZI I COSTI I COSTI DI IMPIANTO PER LO SFRUTTAMENTO DELLE FER IN AMBITO TERMICO SONO DI MOLTO INFERIORI ALL AMBITO ELETTRICO GLI INCENTIVI GLI ONERI DI INCENTIVAZIONE DELLE FER TERMICHE SONO DI GRAN LUNGA INFERIORI A QUELLI DELLE FER ELETTRICHE LA NECESSITA SOLO CON LO SVILUPPPO DELLE FER IN AMBITO TERMICO SARA POSSIBILE SODDISFARE LE OBBLIGAZIONI COMUNITARIE AL 2020 QUINDI LO SVILUPPPO DELLE RINNOVABILI IN AMBITO TERMICO E DA INTENDERSI UNA SCELTA OBBLIGATA

15 E VEROSIMILE CHE LA POLITICA DEGLI INCENTIVI A SOSTEGNO DELLE FONTI RINNOVABILI VENGA RIVISTA PER FAVORIRE LO SVILUPPO DELLA MIGLIORE EFFICIENZA ENERGETICA E DEGLI UTILIZZI TERMICI

16 BIOGAS BILANCIO ENERGETICO DI UN COGENERATORE A BIOGAS 20 PERDITE 100 COGENERATORE EN. ELETTRICA CALORE UTILIZZO 7 DISSIPAZIONE L ENERGIA ELETTRICA VENDUTA E SOLO QUELLA NETTA IMMESSA IN RETE 38 SOLO IL 10 ~15% DEL CALORE PRODOTTO VIENE EFFETTIVAMENTE UTILIZZATO

17 QUALE FUTURO PER IL BIOGAS? LA RIVISITAZIONE DELLA POLITICA DI INCENTIVAZIONE SPOSTERA I MAGGIORI PRIVILEGI VERSO GLI UTILIZZI TERMICI DELLE FONTI RINNOVABILI IN UN CONTESTO DI EFFICIENZA ENERGETICA DEI SISTEMI PRODUTTIVI GLI IMPIANTI DI PRODUZIONE E UTILIZZO DEL BIOGAS, PER LE LORO CARATTERISTICHE, VEDRANNO PROBABILMENTE RIDIMENSIONATI I VANTAGGI ECONOMICI FINORA GODUTI SOLO GLI IMPIANTI CHE MASSIMIZZANO L EFFICIENZA ENERGETICA POTRANNO BENEFICIARE DI FAVOREVOLI INCENTIVI TARIFFARI E SARANNO ECONOMICAMENTE SOSTENIBILI GLI IMPRENDITORI CHE PROGRAMMANO DI FARE PROFITTO IN VIRTU DALLA FAVOREVOLE ATTUALE POLITICA TARIFFARIA SARANNO COSTRETTI A RICONSIDERARE I LORO PIANI FINAZIARI E LE STARTEGIE DI INVESTIMENTO

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19 SCHEMA DI PRINCIPIO DI UN IMPIANTO A BIOMETANO BIOGAS UTILIZZI DIRETTI COGENERATORE PERDITE EN. ELETTRICA CALORE SEPARATORE PERDITE EN. ELETTRICA BIO METANO UTILIZZI RETE DI REMOTI TRASPORTO RETE DI TRASPORTO RETE DI TRASPORTO COGENERATORE COGENERATORE CALORE PERDITE EN. ELETTRICA CALORE

20 LA FILOSOFIA DELL INTERVENTO ANALISI ENERGETICA PRESSO LA PRODUZIONE OTTIMIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI MASSIMIZZAZIONE DELL EFFICIENZA ENERGETICA ANALISI ENERGETICA PRESSO LE UTENZE

21 I VANTAGGI DEL BIOMETANO

22 I VANTAGGI PER IL PRODUTTORE TUTTA LA PRODUZIONE ELETTRICA E TERMICA HANNO UN ADEGUATA VALORIZZAZIONE RIMANENDO SOTTO LA SOGLIA DEI 250 kw SI SEMPLIFICA TUTTA PROCEDURA AUTORIZZATIVA (DIA D.Lgs 387/03) L IMPIANTO DI DIGESTIONE ANAEROBICA NON HA VIRTUALMENTE ALCUN LIMITE DI DIMENSIONE NON SI VERIFICANO PERDITE DI PRODUZIONE GLI IMPIANTI DI PRODUZIONE ESISTENTI POSSONO ESSERE POTENZIATI I COSTI DI INVESTIMENTO E GLI ONERI DI MANUTENZIONE SI ABBATTONO GLI INTROITI SONO PARAMETRATI A UN VALIDO MIX DI INDICI DI RIFERIMENTO

23 I VANTAGGI PER L UTENTE IL VECCHIO IMPIANTO DI PRODUZIONE TERMICA SI TRASFORMA IN UN NUOVO IMPIANTO A FONTI RINNOVABILI GLI ONERI DI TRASFORMAZIONE IMPIANTISTICA SONO SOSTENUTI DAL GESTORE DEL SERVIZIO ENERGIA TUTTE LE PROBLEMATICHE LEGATE ALLA CONDUZIONE DELL IMPIANTO SONO RISOLTE NELL AMBITO DELLA GESTIONE DEL SERVIZIO L OTTIMIZZAZIONE DELL IMPIANTO RINNOVATO GARANTISCE AFFIDABILITA E UNA COSTANTE FRUIZIONE DEL CALORE L UTENTE HA LA POSSIBILITA DI AVVANTAGGIARSI DI UNA PROPOSTA TARIFFARIA SEMPRE CONVENIENTE

24 LE POSSIBILI SOLUZIONI IMPIANTISTICHE PER LA COGENERAZIONE ~ ~ MOTORE TURBINA

25 SCHEMA DI PRINCIPIO COGENERATORE 3% PERDITE PER IRRAGGIAMENTO PERDITE AL CAMINO 12% 100% GAS REC. FUMI MOTORE RAFFREDDAMENTO GENERATORE 50% CALORE 35% EN. ELETTRICA

26 (NEMEX)

27 SCHEMA DI PRINCIPIO TURBOGAS 1. GENERATORE 2. IMMISSIONE ARIA 3. COMPRESSORE 4. ARIA AL RECUPERATORE 5. 5CAMERA COMBUSTIONE 6. TURBINA 7. RECUPERATORE 8. FUMI ESAUSTI 9. SCAMBIATORE 10. SCARICO FUMI 11. USCITA ACQUA CALDA 12. INGRESSO ACQUA (TURBEC) (CAPSTONE)

28 (CAPSTONE)

29 INSERIMENTO DI UN GRUPPO DI COGENERAZIONE IN UNA CENTRALE TERMICA ESISTENTE ()

30 INSERIMENTO DI UN GRUPPO DI COGENERAZIONE IN UNA CENTRALE TERMICA ESISTENTE (/TURBEC)

31 COLLOCAZIONE DI MODULI DI COGENERAZIONE SULLA COPERTURA DI UN EDIFICIO (ARDEN REALTY)

32 S V I L U P P I A P P L I C A T I V I SISTEMA INTEGRATO DI TRIGENERAZIONE COGENERATORE (UNI RM) ASSORBITORE ENERGIA ELETTRICA CALORE RAFFRESCAMENTO (TURBEC) (SYIFA)

33 S V I L U P P I F U T U R I 1. RIGENERATORE ROTATIVO CERAMICO 2. COMBUSTORE LOW-Nox 3. TURBINA ASSIALE 3 STADI 4. COMPRESSORE ASSIALE 4 STADI (TURBOPOWER) RENDIMENTI η elettrico 50% η totale 90 %

34 (BTS) (CAPSTONE)

35 GRAZIE PER L ATTENZIONE Mascherpa Tecnologie Gestionali srl. Maurizio Mora maurizio.mora@mtgsrl.com

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