Risparmio Energetico, Fonti Rinnovabili e Innovazione - Scenari di Sviluppo e Opportunità di Nuovi Mercati - 18 aprile 2007 - Camera di Commercio di Forlì-Cesena Micro cogenerazione cogenerazione: opportunità e nuove soluzioni sperimentali
La cogenerazione produzione combinata, in un unico processo, di energia energia da fuel, Ec elettrica/meccanica e calore SISTEMA COGENERATIVO Ee, energia meccanica/elettrica autoconsumo vendita in AT/MT/BT calore di scarto Et, energia termica per usi civili/terziari (riscaldamento, condizionamento, acqua sanitaria) per usi industriali (sia calore che freddo per il processo produttivo)
La piccola/micro cogenerazione Impianto di piccola/micro generazione un impianto per la produzione di energia elettrica, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione non superiore a 1 MWe o a 50 kwe (Legge Marzano 239/04 e modifiche previste da Dlg n 20 del 8/2/2007) Gas naturale Gasolio Biomassa Rifiuti Elettricità/energ. meccanica calore Assorbitore freddo
Le applicazioni della piccola/micro generazione Generazione continua in parallelo con la rete elettrica nazionale ( grid connected ) Generazione continua ad isola Stand by per garantire sicurezza nella fornitura elettrica Peakshaving per far fronte ad elevate richieste di potenza per periodi di tempo limitato Power quality per garantire tensione e frequenza costante a salvaguardia di un processo produttivo
La definizione di cogenerazione secondo Direttiva 42/02 AEEG Cogenerazione Cogenerazione eʹ la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dallʹautoritaʹ per l Energia Elettrica e il Gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate (Decreto Bersani 79/99 AEEG 42/02)
La definizione di cogenerazione secondo Direttiva Europea 2004/8/CE (recepita con Dlg n 20 del 8 2 2007) 8 2007) Cogenerazione generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica e/o di energia meccanica, nel quale viene riconosciuta come elettricità da cogenerazione l elettricità generata in un processo abbinato alla produzione di calore utile e calcolata secondo la metodologia riportata nell allegato II della Direttiva stessa Cogenerazione ad alto rendimento cogenerazione conforme ai criteri indicati nell allegato III della Direttiva stessa Micro cogenerazione cogenerazione con capacità massima inferiore ai 50 kwe Piccola cogenerazione cogenerazione con capacità massima inferiore ai 1 MWe
Dalla 42/02 alla 2004/8/CE (Dlg n 20 del 8 2 2007) 8 2007) Delibera AEEG 42/02 (normativa in vigore) IRE > 0,1 si confronta il sistema cogenerativo con la produzione separata a parità di taglia e di combustibile utilizzato e tenendo conto delle perdite di trasmissione e trasformazione dell energia elettrica Direttiva 2004/8/CE (già recepita ed in vigore dal 2010) PES 0, 1 > 0 Confrontando il sistema cogenerativo con la produzione separata di grossa taglia a parità di combustibile utilizzato e tenendo conto delle perdite di trasmissione e trasformazione dell energia elettrica
Confronto piccola/micro cogenerazione tra 42/02 1.0 e 2004/8/CE Cogenerazione con MCI a gas naturale con autoconsumo in BT rendimento termico 0.8 0.6 0.4 η U = 0.75 ok 2004/8/CE e 42/02 ok 42/02 - no 2004/8/CE ok 2004/8/CE - no 42/02 0.2 C = 0.75 LT=0.33 PES=0 IRE=0.1 0.0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 η U = 1 rendimento elettrico
Vantaggi della piccola/micro cogenerazione rispetto alla generazione centralizzata e separata Di natura energetica Impiego razionale dei combustibili fossili (grazie a recupero termico) Sfruttamento di siti rinnovabili Riduzione delle perdite energetiche nel trasporto Per la sicurezza e la qualit Per la sicurezza e la qualità Riduzione del rischio di black out Alleggerimento del carico di alcune reti elettriche
Vantaggi della piccola/micro cogenerazione rispetto alla generazione centralizzata e separata Di natura economica Risparmi sui costi per gli approvvigionamenti energetici (acquisto della materia prima gas invece del prodotto finito energia elettrica ).. Di carattere ambientale Di carattere ambientale Riduzione delle grosse infrastrutture per il trasporto Mitigazione del problema legato all elettrosmog Rimozione della sindrome NIMBY Riduzione delle emissioni in atmosfera..
Problematiche della piccola/micro cogenerazione Per l installatore Iter autorizzativi (da semplificare secondo art. 1 comma 86 legge Marzano) Aspetti economici (scarsa valorizzazione dell energia elettrica ceduta alla rete, elevato costo specifico delle soluzioni più innovative, ecc.) Conciliazione della domanda elettrica/termica/ frigorifera (scelta della taglia e della tipologia di impianto) Per il sistema elettrico e del gas Impatto sul sistema elettrico (utilizzo delle reti di distribuzione in maniera attiva e non più passiva) Necessità di potenziare reti di distribuzione del gas Per gli Enti locali Gestire e controllare nuove sorgenti emissive in aree urbane o comunque densamente popolate
Le tecnologie
Le tecnologie per la piccola/micro cogenerazione Motori a combustione interna alternativi Microturbine e turbine a gas Motori Stirling Celle a combustibile (PAFC e PEM) Cicli Rankine a fluido organico Altri sistemi (Sistemi TPV e Termoelettrici)
Motori a Combustione Interna alternativi (MCI) VANTAGGI taglie da 1 kwe a circa 5 MWe tecnologia matura impiegata in diversi campi elevata affidabilità migliori rendimenti di conversione costi di investimento contenuti elevata flessibilità di esercizio SVANTAGGI elevati costi di manutenzione rumorosità e vibrazioni elevati valori di emissioni (NOx e CO)
Le prestazioni dei MCI: effetto taglia sul rendimento elettrico e sul costo 0.40 6000 rendimento elettrico 0.36 0.32 0.28 costo specifico [ /kw] 4000 2000 0.24 0.20 0 200 400 600 800 1000 Potenza elettrica [kw] 0 1 10 100 1000 potenza elettrica [kw]
Le Micro Turbine a Gas (potenze < 250 kwe) Non sono uno scale-down delle turbine a gas industriali, ma nascono da una nuova progettazione: turbina e compressori radiali (β=4) ciclo rigenerativo a basso rapporto di compressione elevata velocità rotazione variabile (50.000 120.000 rpm) turbine non raffreddate (TIT < 950 C)
MTG vs MCI VANTAGGI MTG ridotte emissioni di NOx e CO (<10 ppm @ 15% O2) ingombri e pesi contenuti bassa rumorosità e vibrazioni manutenzione ridotta (ogni 10.000 ore) SVANTAGGI MTG tecnologia emergente costo specifico elevato (1100 /kw) rendimenti elettrici inferiori bassa temperatura fumi (250 C) elevata vita utile (80.000 ore)
Le tecnologie disponibili non ancora commercialmente consolidate
Il ciclo Stirling ciclo chiuso a gas (elio, azoto, aria) calore introdotto e scaricato attraverso scambiatori di calore recupero completo rendimento uguale al ciclo di Carnot T=cost T=cost
Il ciclo Stirling: ciclo ideale vs reale variazione del volume continua (e non discontinua); introduzione e scarico calore attraverso scambiatori di calore esterni; spazio morto (rigeneratore, tubi, scambiatori) che riduce il rapporto di compressione; perdite di calore e inerzia termica del rigeneratore; perdite di pressione attraverso gli scambiatori ed il rigeneratore; trafilamenti tra cilindro e pistone; attriti meccanici; ecc.
Il motore Stirling combustione esterna e continua (libertà sulla scelta del combustibile, minori emissioni gassose e sonore) possibile recupero di flussi termici a bassa temperatura (250 C) taglie fino a qualche centinaio di kwe elevati tempi di avviamento η e =10 35 % complessità e varietà di architetture Costi 3000 /kw http://www.energyconcepts.co.uk
Il motore Stirling
Le celle a combustibile Cella dello Stack H 2 e - C e - - + e - Aria H e - H + H + H + H H O H Anodo: H 2 2H + + 2e - Catodo: 2H + + ½ O 2 + 2e - H 2 O H O Aria Acqua Calore Anodo Catalizzatore Pt P.E.M. Proton Exchange Membrane Catodo Catalizzatore Pt
Potenzialità cogenerative delle celle nella piccola/micro cogenerazione Tipologia ηe E e /E t Impiego Costi sistema cogenerativo a Gas Naturale PEMFC <0.45 ~1 Riscaldamento acqua 4500 /kwel sanitaria (50-60 C) Target: <600 MCFC <0.5 ~1.5 Vapore ad uso 5500 /kwel industriale (~500 C) Target: <600 SOFC <0.55 ~1.8 Vapore ad uso 6000 /kwel industriale (~800 C) Target: <600
IL PROGETTO YdroXel-UNIBO Studio delle potenzialità cogenerative di un sistema a cella a combustibile PEM alimentato direttamente ad idrogeno Realizzazione di un prototipo CHP da 5 kwe per applicazioni on-board
I cicli Rankine Organici ORC Cicli a vapore a combustione esterna che utilizzano fluidi frigoriferi (anche come bottomer di MTG)
Le tecnologie non ancora commercialmente disponibili
Tecnologie non ancora disponibili Sistemi Termofotovoltaici (TPV): conversione, attraverso celle fotovoltaiche, dell energia irraggiata in un processo di combustione (in commercio: unità da qualche centinaio di We, η e < 2%) emettitore filtro pannello fotovoltaico fuel air cogenerazione fumi + - DC
Tecnologie non ancora disponibili Sistemi Termoelettrici: circuito bimetallico percorso da corrente continua mostra una T nella giunzione tra i due metalli (Peltier-Seebeck) (in commercio: come gen. elettrici: applicazioni fino a qualche mw, come frigo per industria elettronica) DC + -
Potenzialità economiche: piccola/micro cogenerazione e mercato elettrico
A chi è destinata l energia l elettrica? autoconsumo Energia elettrica prodotta da piccolo/micro cogeneratore vendita Cliente finale o grossista Acquirente Unico
A quale prezzo? Costo evitato di acquisto Prezzo di borsa autoconsumo Energia elettrica prodotta da piccolo/micro cogeneratore vendita Cliente finale o grossista Contratti bilaterali + incentivi per rinnovabile + incentivi per cogenerazione Acquirente Unico
Incentivi per la piccola/micro cogenerazione fossile Priorità di dispacciamento (per tutti gli impianti di taglia < 10 MVA) Defiscalizzazione sull acquisto del gas per uso cogenerativo Scambio sul posto fino a 200 kw (con modalità da definire) Emissione di Titoli di Efficienza Energetica o Certificati Bianchi (solo per alcuni interventi cogenerazione) Prezzo di vendita fissato mensilmente dall AU secondo delibera 34/05 suddiviso per fasce orarie (per impianti < 10 MVA) Aumento dell energia elettrica prodotta (AEEG 168/03) e corrispettivo CTR (AEEG 5/04) (per tutti gli impianti connessi in BT o MT) Iter autorizzativi semplificati (come richiesto art.1 comma 86, Legge Marzano) Non soggetti ad Emission trading e IPPC Esenzione dalla quota di energia per il calcolo dei Certificati Verdi (sopra i 100 GWh/anno)
Incentivi per la piccola/micro cogenerazione rinnovabile (decreto lgs. 387/03 legge Marzano 239/04) Priorità di dispacciamento Emissione di Certificati Verdi Scambio sul posto fino a 200 kw (con modalità da definire) Net meetering secondo delibera 28/06 AEEG (rinnovabili < 20 kwe) Emissione di Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi) (solo per alcuni interventi di cogenerazione e fotovoltaici) Aumento dell energia elettrica prodotta (AEEG 168/03) e corrispettivo CTR (AEEG 5/04) (per tutti gli impianti connessi in BT o MT) Prezzo di vendita fissato mensilmente dall AU secondo delibera 34/05 suddiviso per fasce orarie o indifferenziato (per tutti i rinnovabili con potenza < 10 MVA e per tutti i rinnovabili non programmabili) Prezzo di vendita minimo garantito secondo delibera 34/05 per i primi 2 milioni di kwhe prodotti (per tutti i rinnovabili con potenza < 1 MW) Conto energia secondo delibera 188/05 (solo per fotovoltaici)
contatti: michele.bianchi@mail.ing.unibo.it 051 2093317
Certificati Verdi: incentivare le fonti rinnovabili Il decreto 79/99, art. 11, prevede che i produttori e importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili (per quantitativi eccedenti i 100 GWh/anno) abbiano l obbligo di immettere ogni anno in rete una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili. Tale quota èpari al 2% (con incrementi annui dello 0,35%) dell energia elettrica prodotta o importata da fonte non rinnovabile nell anno precedente. L obbligo di immissione di energia rinnovabile può essere soddisfatto con l acquisto di appositi titoli (Certificati Verdi) su di un mercato apposito organizzato dal GME (MCV) o attraverso contratti bilaterali Acquisisce diritto all emissione dei CV (D. lgs. 79/99, legge Marzano, DM MAP 24/10/2005): chi produce energia elettrica con fonti rinnovabili chi produce energia elettrica con lʹutilizzo dellʹidrogeno chi produce energia elettrica con celle a combustibile in impianti statici impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento. Il diritto alla vendita di CV è limitata ai primi 12 anni di esercizio (d.lgs. 152 del 3 aprile 2006)
Il valore economico dei Certificati Verdi Ambito di applicazione: per impianti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1 aprile 1999, per cogenerazione con teleriscaldamento, per idrogeno Risparmio conseguibile: circa 100 /MWhe per la vendita dei CV Valore certificati verdi [euro/mwh] Anno di riferimento GRTN medi Periodo di validità 2005 108,92 2005 2006 2007 2004 2003 2002 97,39 82,40 84,18 97,31 82,40 82,40 2004 2005 2006 2003 2002
Il valore economico della Defiscalizzazione Ambito di applicazione: impianti cogenerativi quota di combustibile defiscalizzato: 0,25 Sm 3 di combustibile per ogni kwhe prodotto Risparmio conseguibile: da 3 50 /MWhe in base all accisa prevista per l utenza (considerando un accisa su GN variabile all incirca da 0.01 a 0.20 /Sm 3 )
Lo scambio sul posto Ambito di applicazione: tutti i rinnovabili e fossili < 200 kwe (Dlg n 20 del 8 febbraio 2007) valorizzazione dell energia elettrica venduta alla rete vincolato al prezzo di quella acquistata dalla rete stessa reverse metering factor differenziato per fasce orarie
Lo scambio sul posto in net metering Ambito di applicazione: tutti i rinnovabili < 20 kwe (delibere 224/00 e 28/06 AEEG). consente di valorizzare l energia elettrica venduta alla rete allo stesso prezzo di quella acquistata dalla rete stessa NB: Il servizio di scambio sul posto èalternativo alla vendita di energia elettrica; l eventuale surplus di energia elettrica immessa in rete non comporta un ricavo economico, ma un credito in termini di energia da consumare entro tre anni
Certificati Bianchi o Titoli di Efficienza Energetica: incentivare il risparmio energetico Il DM 20/7/04 determina gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento di efficienza energetica che devono essere conseguiti dai distributori di energia elettrica e del gas, riducendo i consumi finali I distributori con più di 100.000 clienti devono conseguire tali obiettivi, in maniera proporzionale alla quota di energia distribuita, mediante interventi diretti o mediante acquisto di Titoli di Efficienza Energetica (o certificati bianchi) da altri soggetti che abbiano realizzato gli interventi (ESCO) I TEE, emessi dal GME, sono espressi in tep risparmiati e possono riguardare interventi di riduzione dei consumi di elettricità, di gas o di energia di altra specie I TEE sono oggetto di scambio come i CV, nell ambito di un mercato apposito organizzato dal GME Per acquisire il diritto a vendere i TEE occorre presentare un progetto di risparmio energetico all interno degli interventi previsti dalla legge (schede tecniche)
Certificati Bianchi o Titoli di efficienza energetica: alcuni degli interventi previsti Sostituzione di vecchie scaldabagni elettrici, elettrodomestici e caldaie a gas con sistemi maggiormente efficienti Miglioramento dell isolamento termico di edifici (doppi vetri, isolamento di pareti e coperture, ecc.) Interventi di sostituzione e ottimizzazione di sistemi di illuminazione Impiego di impianti fotovoltaici (< 20 kw) e collettori solari per produzione elettricità e calore (deliberazione 234/02 AEEG) Installazione di condizionatori e motori a più alta efficienza Recupero di energia dalla decompressione del gas naturale Installazione di pompe di calore elettriche in luogo di caldaie in edifici residenziali Riscaldamento di ambienti e produzione di acqua calda sanitaria tramite installazione e gestione di impianti di cogenerazione Climatizzazione ambienti e produzione di acqua calda sanitaria tramite l installazione e gestione di sistemi di teleriscaldamento Applicazione nel settore civile di piccoli sistemi di cogenerazione per la climatizzazione invernale ed estiva e la produzione di acqua calda sanitaria anche con teleriscaldamento (deliberazione 177/05 AEEG) Ottimizzazione di impianti di riscaldamento centralizzato (installazione di caldaie a 4 stelle, sistemi di termoregolazione, ecc.)
Il valore economico dei Certificati Bianchi (o TEE) Ambito di applicazione: rinnovabili e cogenerativi (solo per interventi approvati da delibere AEEG con riferimento ai decreti del 20 luglio 2004) Risparmi conseguibili: il calcolo dei tep risparmi dipende dal tipo di intervento proposto 80 /tep (tipo I risparmio energia elettrica) valore del TEE 95 /tep (tipo II riduzione consumo gas) 35 /tep (tipo III riduzione consumo altri fuel)
Il valore economico dei Certificati Bianchi (o TEE) ESEMPIO (scheda 21): sistemi di cogenerazione civile per climatizzazione estiva e invernale e produzione acqua calda 16 /MWh E 12 η E = 40% 20% 10% E /E = 0% F E 20% 10% E /E = 0% F E parametri di confronto: h T *=0,86 h E *=0,41 COP*=3 VTEE=100 /tep 8 4 η E = 30% 0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 E /Ε T Ε
I prezzi fissi mensili Ambito di applicazione: tutti i rinnovabili e cogenerativi con potenza < 10 MVA e tutti i rinnovabili non programmabili (secondo delibera 34/05 ) 180 /MWh 170 prezzo di borsa MAX 2005 150 120 prezzo "fisso" (dicembre 2005) 90 60 64 prezzo di vorsa MEDIA 2005 30 0 F1 F2 F3 F4 10 prezzo di borsa MIN 2005 NB solo i rinnovabili hanno l ulteriore possibilità di chiedere un prezzo mensile fisso non differenziato per fasce (per dicembre 2005, è stato di 64 /MWh)
I prezzi minimi garantiti Ambito di applicazione: primi 2 milioni di kwhe prodotti da tutti i rinnovabili con potenza < 1 MW (secondo delibera 34/05 ) 100 Fino a 500.000 kwhe da 500.000 a 1.000.000 kwhe da 1.000.000 a 2.000.000 kwhe Prezzo di ritiro da delibera 34/05 95 /MWhe 80 /MWhe 70 /MWhe [ /MWh] 90 80 70 prezzo "minimo garantito" Oltre 2.000.000 kwhe Prezzo fisso mensile AU 60 prezzo medio borsa - anno 2004 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 produzione annua [GWh]
Aumento dell energia elettrica prodotta e corrispettivo CTR Ambito di applicazione: tutti gli impianti connessi in BT e MT (delibere AEEG 5/04 e 168/03) Aumento convenzionale energia elettrica prodotta (per tener conto delle minor perdite di trasmissione) Corrispettivo CTR anno 2006 Aumento En. El. MT + 5.1 % BT + 10.8 % Corrispettivo CTR F1 8.2 /MWhe F2 5.3 /MWhe F3 3.5 /MWhe F4 1.6 /MWhe NB Il corrispettivo CTR è applicato all energia elettrica immessa in rete aumentata del 4.2% (MT) o del 9.9 % (BT) per tener conto delle perdite nelle reti di distribuzione.
Il conto energia (decreti MAP 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006) Ambito di applicazione: solo fotovoltaici < 1MW Obiettivo: raggiungere i 1000 MWe installati nel 2018 (attualmente circa 30 MWe) Le tariffe incentivanti di cui al presente decreto sono riconosciute per 20 anni Taglia impianto Incentivo (domande presentate nel 2007) Fino a 20 kwe 432 /MWhe da 20 a 50 kwe 446 /MWhe Fino a 1000 kwe A offerta. valore max: : 475 /MWhe
contatti: michele.bianchi@unibo.it 051 2093317