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Cogenerazione oggi e domani. Nuovi combustibili, soluzioni Smart, spunti tecnologici I benefici di sistema della cogenerazione a biometano Giovanni Angius Corporate Strategy Snam Verona, 17 ottobre 218
Sintesi L attribuzione alle rinnovabili intermittenti dei costi di integrazione porta gli LCOE di sistema ad uguagliare gli LCOE della cogenerazione ad alto rendimento alimentata a biometano, se il calore cogenerato trova una valorizzazione basata sul costo del biometano. La traiettoria dei costi di produzione del biometano: si evidenzia che uno sviluppo sostenibile di lungo periodo comporta una progressiva sostituzione delle monocolture alimentari con biomasse sostenibili con conseguente riduzione dei costi. L analisi dei costi per unità di carbonio evitato nella generazione elettrica porta a valori confrontabili fra eolico/fotovoltaico e cogenerazione con biometano Per il calore cogenerato da CHP a biometano e utilizzato nel settore Heating and Cooling, si ottiene un costo del carbonio evitato inferiore a quello della tecnologia della pompa di calore elettrica qualora il calcolo dell energia rinnovabile recuperata dalle pompe di calore tenesse conto anche delle perdite di conversione, trasmissione e distribuzione del vettore elettrico. 2
Le fonti rinnovabili nella SEN 1% 9% SEN: crescita delle quota rinnovabili 215-23 Nel 215 l'italia ha già raggiunto una penetrazione delle rinnovabili sui consumi complessivi del 17,5% rispetto ad un target al 22 fissato dalla direttiva 29/28/CE del 17%. 8% 7% 6% 5% 4% 67% 45% 81% 7% 94% 79% L obiettivo della SEN è quello di arrivare ad una quota di rinnovabili di almeno il almeno il 28% sui consumi lordi finali al 23. Tale obiettivo sarà declinato nei seguenti target settoriali: 3% 2% 1% % 55% 34% 19% 3% 6% Elettriche Termiche Trasporti 21% 55% circa per le rinnovabili elettriche; 3% circa per le rinnovabili negli usi per riscaldamento e raffrescamento; 21% circa per le rinnovabili nei trasporti 3
Settore elettrico: sviluppo delle rinnovabili concentrato su fotovoltaico e eolico 8 7 6 5 4 3 2 1 46 Incremento della produzione rinnovabile 215-23 (TWh) 5 15 4 23 72 19 15 6 7 Idroelettrico Eolico Solare Bioenergie Geotermico Fotovoltaico: + 45 TWh Eolico: + 25 TWh Bioenergie: - 4 TWh Per i nuovi impianti di grande taglia meccanismi di gara competitiva riservati a tecnologie con strutture e livelli di costi affini simili Per le bioenergie di media e grande taglia, ritenuti caratterizzati da costi di generazione elevati, si ritiene non opportuno un ulteriore sviluppo nel sistema elettrico. Per gli impianti di piccola taglia (<7 kw) incentivi solo se la produzione è connessa all autoconsumo. 4
Settore elettrico: Il punto di vista SEN sull evoluzione dei costi nel lungo periodo «I costi di generazione di impianti di grandi dimensione da fonte eolica e fotovoltaica hanno manifestato un trend di riduzione che sta portando queste tecnologie verso la c.d. market parity. Ulteriori riduzioni di costo sono attese fino al 23.. Non è possibile fare un ragionamento della stesso tipo per le biomasse, anche se di grandi dimensioni, che, al contrario di altre fonti rinnovabili, hanno costi largamente imputabili all acquisto del combustibile, apparsi finora più difficilmente comprimibili.» (SEN 217) Il confronto di costo si limita alla sola fase della produzione, non considerando i costi di integrazione nel sistema. Il comparto delle biomasse è trattato come un tutt uno, senza differenziare per tipo di feedstock. Non viene considerato il caso della cogenerazione elettrica con biometano 5
Onere medio di incentivazione di Eolico, Fotovoltaico e Biogas 3 Costo medio di incentivazione per Eolico, Fotovoltaico e Biogas ( /MWh) 25 Incentivi al biogas ( /MWh) 224 25 2 2 15 168 154 15 1 29 286 1 16 5 97 5 Eolico Biogas Fotovoltaico Ex Cert. Verdi Tar. Onn. DM 6/7/212 DM 23/6/216 gli oneri totali di incentivazione del biogas si collocano tra quelli dell eolico e quelli del fotovoltaico. nel passare dallo schema di incentivazione basato su tariffa onnicomprensiva a quella del DM 23/6/216 l onere di incentivazione al biogas si è ridotto del 3% 6
TWh Miliardi di Euro Crescita degli oneri di dispacciamento 4 35 3 25 2 15 1 5 Evoluzione delle rinnovabili non programmabili e degli oneri di bilanciamento del sistema elettrico 36 37 38 3.8 32 3.4 11 1.7 21 2.4 2.9 2.9 21 211 212 213 214 215 Oneri di Dispacciamento Eolico & Fotovoltaico 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 IL COSTO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO «L aumento subito dalle diverse voci ha contribuito ad aumentare significativamente il corrispettivo unitario totale, che dal 29 al 213 è più che raddoppiato, con un incremento del 132%. Come evidenziato in precedenza, l incremento complessivo è in gran parte dovuto alla penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili, che richiedono maggiori risorse per il mantenimento in sicurezza del sistema.» RSE Energia elettrica, anatomia dei costi 215 (pag. 117) Stima Costo Dispacciamento Rinnovabili Intermittenti (2.9 mld - 1.7 mld ) /(38 TWh 11 TWh) = 44 /MWh RI 7
Le rinnovabili nella bolletta del consumatore: confronto fra Fonti Intermittenti e Biogas 3 275 25 225 2 175 15 125 1 75 5 25 21 Componente A3 Eolico & Fotovoltaico Le rinnovabili nella bolletta del consumatore al 215 ( /MWh rinnovabile ) 44 Oneri dispacciamento Eolico & Fotovoltaico 254 29 Totale (A3 + Componente A3 Biogas Dispacciamento) Eolico & Fotovoltaico I pesi unitari delle rinnovabili Intermittenti e del Biogas nella componente A3 all incirca si equivalgono. Ma le rinnovabili intermittenti hanno avuto un peso preponderante nel determinare l aumento degli oneri di dispacciamento passati da 1,7 a 2,9 miliardi di tra il 21 ed il 215, nonostante una discesa di circa il 2% nel prezzo all ingrosso dell energia elettrica. L analisi delle componenti della bolletta del consumatore mette in dubbio l esistenza di un reale vantaggio delle Rinnovabili Intermittenti sulle Bioenergie E per il futuro? 8
LCOE RI Pompaggi Batterie Trasmissione Distribuzione Bilanciamento Profilatura Overgeneration LCOE di Sistema RI LCOE CCGT CHP LCOE Microturbina CHP L effetto dei costi di integrazione: LCOE e LCOE di Sistema delle Rinnovabili Intermittenti 1 9 8 7 6 59.4 LCOE ed LCOE di Sistema - Rinnovabili Intermittenti e CHP biometano ( /MWh) 9.3 1.7 4.2 4.4 3.8 1. 1. 84.8 83.3 92.1 L attribuzione alle Rinnovabili Intermittenti (RI) dei costi di integrazione porta gli LCOE di Sistema a eguagliare gli LCOE della cogenerazione ad alto rendimento alimentata a biometano se il calore cogenerato trova una valorizzazione basata sul costo del biometano. 5 4 3 2 I costi di integrazione delle RI sono calcolati rispetto ad un benchmark costituito dalla cogenerazione ad alto rendimento alimentata a biometano e in riferimento a tre elementi caratterizzanti la produzione: 1 Variabilità Spazialità Incertezza 9
Rinnovabili intermittenti e bio-cogenerazione Rinnovabili intermittenti Cogenerazione Incertezza Bilanciamento nel tempo reale Errori di previsione rilevanti Errori di previsione minimi dati l alto fattore di disponibilità Spazialità Scelta dell ubicazione degli impianti La produzione tende a concentrarsi sui siti con alto irraggiamento e ventosità che sono spesso sono situati lontano dal baricentro dei consumi. La produzione tende a concentrarsi in prossimità dei luoghi di consumo Variabilità Profilo temporale della produzione Il momento della produzione è determinato da elementi della natura Il momento della produzione è determinato da una decisione di ottimo economico 1
Le cause dei costi di integrazione delle rinnovabili intermittenti CAUSE COSTI DOVE SI GENERANO Gli errori di previsione nel dayahead devono essere bilanciati nel tempo reale. Incertezza Costi di Bilanciamento CCGT/OCGT/Pompaggi La produzione tende a concentrarsi sui siti con alto irraggiamento e ventosità spesso situati lontano dal baricentro dei consumi. Spazialità Costi di Rete Trasmissione Interconnessioni Distribuzione Nel caso delle RI il momento della produzione è determinato da elementi della natura e non da una decisione di ottimo economico Variabilità COSTI DI PROFILATURA Adeguatezza (backup) Sottoutilizzo capacità convenzionale Sovraproduzione OCGT/Pompaggi CCGT/OCGT Pompaggi 11
Investimenti per reti ed accumuli previsti nel periodo 217-23 CapEx CapEx attribuiti a RI OpEx Totale Pompaggi 51 M 51 M 4 M 91 M Reti di Trasmissioni - Interconnessioni 11 M 365 M 6 M 372 M Reti di Distribuzione 284 M 42 M 13 M 433 M Batterie elettrochimiche 6 M 15 M 72 M 222 M TOTALE 451 M 1445 M 49 M 1935 M
La Curva di Carico Residuale per le centrali convenzionali Inferiore contributo all adeguatezza (backup) 1 MW di potenza aggiuntiva da RI non può sostituire 1 MW di potenza programmabile in termini di contributo alla copertura della domanda nel tempo reale, specialmente quando il carico raggiunge valori elevati. Per poter accogliere quote crescenti di RI occorre incrementare la ridondanza di capacità per mantenere un adeguato livello di sicurezza e adeguatezza. 1,5 /MWh RI Già contabilizzati entro CapEx e Fixed OpEX per pompaggi e batterie RLDC RI 1, /MWh RI LDC RLDC CHP bio Diversa composizione della generazione residua L ingresso di RI comporta un maggior utilizzo delle centrali convenzionali più costose (OCGT) e un minore utilizzo di quelle meno costose (CCGT) LDC - Curva di durata del carico RLDC RI - Curva residuale dopo ingresso RI RLDC CHP bio - Curva residuale dopo ingresso CHP biometano 1, /MWh RI Quando la produzione da RI supera il consumo diviene necessario tagliare la produzione. Economicamente questo è equivalente ad un incremento del LCOE delle RI. Produzione eccedentaria di RI: Ipotesi: 2,1% del totale. Al 23 1,5 TWh (RSE)
Costi di bilanciamento Prenotazione della capacità Costi di capacità I costi di bilanciamento dipendono dalla qualità della previsione delle condizioni metereologiche locali che influenzano la disponibilità di sole e vento Due fasi del Mercato del bilanciamento Già contabilizzati entro i costi di investimento per Accumuli Day-ahead Intraday Balancing Market Errore di previsione a 24 ore 12% (Best practice Spain) Riforma del mercato: gate closure vicino al real time 15 minutes-ahead Errore di previsione a 1 ora 5% Energia di bilanciamento Utilizzo della capacità Costi di energia 5% della produzione da RI 3,8 /MWh RI Energia di bilanciamento valorizzato al costo fuel di una OCGT 3,5 TWh al 23 Fonte: IEA-OECD The Power of transformation, 214
( /MWh) La traiettoria dei costi del biometano 8 7 6 5 4 3 2 1 Evoluzione del costo di produzione del biometano (83% agricolo - 17% Forsu) 215 22 225 23 Feedstock e Digestato Digestione Anaerobica Upgrading Immissione in rete Uno sviluppo sostenibile di lungo periodo comporta una progressiva sostituzione delle monocolture alimentari con biomasse sostenibili quali: colture di rotazione, prima e dopo il raccolto principale (cover crops); sottoprodotti/cascami agricoli e agroindustriali; reflui zootecnici; Fonte: Elaborazione su dati Consorzio Italiano Biogas Forsu 15
LCOE CHP Biometano LCOE CCGT CHP biometano ( /MWh) LCOE Microturbina CHP biometano ( /MWh) 14 12 1 8 6 4 2 118. Fuel 54.5 Valore del Calore 63.5 Costo netto fuel 1.7 5.1 Costo Capitale Costi Fissi O&M 4. Costi Variabli O&M 83.3 Costo Totale Elettricità 16 14 12 1 8 6 4 2 142. Fuel 76.6 Valore del Calore 65.4 Costo netto fuel 13.6. Costo Capitale Costi Fissi O&M 13.2 Costi Variabli O&M 92.1 Costo Totale Elettricità Il costo di produzione da cogenerazione è calcolato detraendo dal costo del fuel il «credito di calore». Il valore del calore cogenerato è calcolato in riferimento: al prezzo del biometano; alla produzione alternativa del calore mediante una caldaia con una efficienza del 9%. Fonte: Tavolo decarbonizzazione Presidenza del Consiglio 16
Il costo delle emissioni evitate di carbonio 8. 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1. Costo del carbonio evitato ( /tonco 2 ) 71 73 Nel settore elettrico Il costo del carbonio evitato con le due opzioni si mostra sostanzialmente allineato. Il costo del carbonio evitato dalla CHP a biometano nel settore H&C va poi confrontato con una opzione alternativa di decarbonizzazione del settore.. Eolico & Fotovoltaico - Settore Termoelettrico CHP Biometano - Settore Termoelettrico Ipotesi sui coefficienti emissivi di CO 2 :,49 tco 2 /MWh el nel settore elettrico,2 tco 2 /MWh th nel settore H&C 17
Costo del carbonio evitato nel settore H&C 1 Costo delle rinnovabili termiche (esclusi CapEx ed Opex) ( /MWh th) 16 Costo del carbonio evitato nel settore H&C ( /tonco 2 ) 9 8 7 14 12 6 1 5 4 3 2 61 57 83 8 6 4 113 14 152 1 2 Biometano PdC elettrica - RES calcolata sull'energia finale PdC elettrica - RES calcolata sull'energia primaria Biometano PdC elettrica - RES calcolata sull'energia finale PdC elettrica - RES calcolata sull'energia primaria Prezzo finale energia elettrica (escluso tasse): 17 /MWh COP 4, RES calcolata su energia finale = Calore Utile x (1-1/COP) RES calcolata su energia primaria= Calore Utile x (1-Fp/COP) Fp fattore di energia primaria fossile 1,95 Sono esclusi i CapEx e gli Opex per la caldaia e la PdC,2 tco2/mwhth nel settore H&C Il costo del carbonio evitato nel settore H&C grazie al calore cogenerato da biometano è inferiore qualora il calcolo dell energia rinnovabile recuperata dalle pompe di calore elettriche tenesse conto anche delle perdite di conversione, trasmissione e distribuzione del vettore elettrico 18
Conclusioni 1 9 8 7 6 Rinnovabili Intermittenti e CHP biometano: LCOE versus LCOE di sistema ( /MWh) 25 La cogenerazione a biometano è potenzialmente in grado di contribuire in modo efficiente al percorso di decarbonizzazione del paese in ragione del risparmio di costi di sistema che consente. 5 4 3 2 59 85 83 92 La traiettoria dei costi di produzione del biometano è la variabile cruciale per consentire tale sviluppo. 1 LCOE RI medio Costi di integrazione RI LCOE RI di sistema CCGT CHP Microturbina CHP Occorre creare strumenti di mercato nuovi per valorizzare il biometano e le fonti rinnovabili termiche (Garanzie di Origine del Biometano e Garanzie di Origine H&C) 19