verticale

I benefici di sistema della cogenerazione a biometano

Le fonti rinnovabili nella SEN
Settore elettrico: sviluppo delle rinnovabili concentrato su fotovoltaico e eolico
Onere medio di incentivazione di Eolico, Fotovoltaico e Biogas
Crescita degli oneri di dispacciamento
Le rinnovabili nella bolletta del consumatore: confronto fra Fonti Intermittenti e Biogas
L’effetto dei costi di integrazione
Rinnovabili intermittenti e bio-cogenerazioneq

Scarica il PDF Scarica il PDF
Aggiungi ai preferiti Aggiungi ai preferiti


Atti di convegni o presentazioni contenenti case history
mcTER Cogenerazione - Verona ottobre 2018 Cogenerazione oggi e domani. Nuovi combustibili, soluzioni Smart, spunti tecnologici

Pubblicato
da Benedetta Rampini
mcTER Cogenerazione - Verona 2018Segui aziendaSegui




Settori: 

Parole chiave: 


Estratto del testo
Veronafiere 17 ottobre 2018 Gli atti dei convegni e pi di 9.500 contenuti su www.verticale.net I benefici di sistema della cogenerazione a
biometano
Giovanni Angius ' Corporate Strategy Snam Cogenerazione oggi e domani.
Nuovi combustibili, soluzioni Smart, spunti
tecnologici
Verona, 17 ottobre 2018 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 unit 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 Nel 2015 l'Italia ha gi raggiunto una
penetrazione delle rinnovabili sui consumi
complessivi del 17,5% rispetto ad un target al
2020 fissato dalla direttiva 2009/28/CE del 17%. L'obiettivo della SEN quello di arrivare ad una
quota di rinnovabili di almeno il almeno il 28%
sui consumi lordi finali al 2030
. Tale obiettivo sar declinato nei seguenti target settoriali: ' 55% circa per le rinnovabili elettriche; ' 30% circa per le rinnovabili negli usi per riscaldamento e raffrescamento; ' 21% circa per le rinnovabili nei trasporti 3 34% 55% 19% 30% 6% 21% 67% 45% 81% 70% 94% 79% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Elettriche Termiche Trasporti SEN: crescita delle quota rinnovabili 2015 - 2030 Settore elettrico: sviluppo delle rinnovabili concentrato su
fotovoltaico e eolico
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 (<70 kW)
incentivi solo se la produzione connessa
all'autoconsumo. 4 46 50 15 40 23 72 19 15 6 7 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Idroelettrico Eolico Solare Bioenergie Geotermico Incremento della produzione rinnovabile 2015-2030 (TWh) Fotovoltaico: + 45 TWh
Eolico: + 25 TWh
Bioenergie: - 4 TWh
Settore elettrico: Il punto di vista SEN sull'evoluzione dei costi nel
lungo periodo
' Il confronto di costo si limita alla sola fase della produzione, non considerando i costi di integrazione nel sistema. ' Il comparto delle biomasse trattato come un tutt'uno, senza differenziare per tipo di feedstock.
' Non viene considerato il caso della cogenerazione elettrica con biometano 5 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
2030'..
Non 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 pi difficilmente
comprimibili.
(SEN 2017) 106 224 168 154 0 50 100 150 200 250 Ex Cert. Verdi Tar. Onn. DM 6/7/2012 DM 23/6/2016 Incentivi al biogas ('/MWh) Onere medio di incentivazione di Eolico, Fotovoltaico e Biogas 6 '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 23/06/2016 l'onere di incentivazione al
biogas si ridotto del 30% 97 209 286 0 50 100 150 200 250 300 Eolico Biogas Fotovoltaico Costo medio di incentivazione per Eolico, Fotovoltaico e Biogas ('/MWh) Crescita degli oneri di dispacciamento IL COSTO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO
L'aumento subito dalle diverse voci ha contribuito
ad aumentare significativamente il corrispettivo
unitario totale, che dal 2009 al 2013 pi che
raddoppiato, con un incremento del 132%.
Come evidenziato in precedenza, l'incremento
complessivo 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 ' 2015
(pag. 117) 7 1.7 2.4 2.9 3.4 3.8 2.9 11 21 32 36 37 38 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2010 2011 2012 2013 2014 2015 M il ia rd i d i E u ro TW h Evoluzione delle rinnovabili non programmabili e degli oneri di bilanciamento del sistema elettrico Oneri di Dispacciamento Eolico & Fotovoltaico Stima Costo Dispacciamento Rinnovabili Intermittenti (2.9 mld ' - 1.7 mld ') /(38 TWh ' 11 TWh) = 44 '/MWh RI Le rinnovabili nella bolletta del consumatore: confronto fra Fonti
Intermittenti e Biogas
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 2010 ed il 2015,
nonostante una discesa di circa il 20% 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
8 210 254 209 44 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 Componente A3 Eolico & Fotovoltaico Oneri dispacciamento Eolico & Fotovoltaico Totale (A3 + Dispacciamento) Eolico & Fotovoltaico Componente A3 Biogas Le rinnovabili nella bolletta del consumatore al 2015 ('/MWh rinnovabile) E per il futuro' 59.4 84.8 83.3 92.1 9.3 1.7 4.2 4.4 3.8 1.0 1.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 LCOE ed LCOE di Sistema - Rinnovabili Intermittenti e CHP biometano ('/MWh) L'effetto dei costi di integrazione: LCOE e LCOE di Sistema delle Rinnovabili Intermittenti 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. 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:
' Variabilit
' Spazialit
' Incertezza 9 LC OE RI P om pa ggi Tr asm ission e Di strib uzi on e Bil an cia me n to Ba tt erie Pr of ila tur a Ov er gene ra tio n LC OE di Sis tem a RI LC OE CC G T CHP LC OE Micr oturb in a CHP Rinnovabili intermittenti e bio-cogenerazione 10 Variabilit Incertezza Spazialit Il momento della produzione determinato da elementi della natura La produzione tende a concentrarsi sui siti con alto irraggiamento e ventosit che sono spesso sono situati lontano dal baricentro dei consumi. Errori di previsione rilevanti Rinnovabili intermittenti Il momento della produzione determinato da una decisione di ottimo economico La produzione tende a concentrarsi in prossimit dei luoghi di consumo Errori di previsione minimi dati l'alto fattore di disponibilit Cogenerazione Profilo temporale della produzione Scelta dell'ubicazione degli impianti Bilanciamento nel tempo reale Le cause dei costi di integrazione delle rinnovabili intermittenti 11 Variabilit Incertezza Spazialit Nel caso delle RI il momento della produzione determinato da elementi della natura e non da una decisione di ottimo economico La produzione tende a concentrarsi sui siti con alto irraggiamento e ventosit spesso situati lontano dal baricentro dei consumi. Gli errori di previsione nel day-
ahead devono essere bilanciati
nel tempo reale. COSTI DI PROFILATURA Costi di Rete Costi di Bilanciamento Adeguatezza (backup) Sottoutilizzo capacit convenzionale Sovraproduzione DOVE SI GENERANO OCGT/Pompaggi CCGT/OCGT Pompaggi CCGT/OCGT/Pompaggi Trasmissione Interconnessioni Distribuzione COSTI CAUSE Investimenti per reti ed accumuli previsti nel periodo 2017-2030 CapEx Pompaggi 5100 M' Reti di Trasmissioni - Interconnessioni 11000 M' Reti di Distribuzione 28400 M' Batterie elettrochimiche 600 M' TOTALE 45100 M' 5100 M' 3650 M' 4200 M' 1500 M' 14450 M' CapEx attribuiti a RI 4000 M' 60 M' 130 M' 720 M' 4900 M' OpEx 9100 M' 3720 M' 4330 M' 2220 M' 19350 M' Totale La Curva di Carico Residuale per le centrali convenzionali Produzione eccedentaria di RI: Ipotesi: 2,1% del totale. Al 2030 1,5 TWh (RSE) Inferiore contributo all'adeguatezza (backup) 1 MW di potenza aggiuntiva
da RI non pu 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 capacit per mantenere
un adeguato livello di
sicurezza e adeguatezza. L'ingresso di RI comporta un maggior utilizzo
delle centrali convenzionali pi costose (OCGT)
e un minore utilizzo di quelle meno costose
(CCGT) Quando la produzione da RI
supera il consumo diviene
necessario tagliare la
produzione.
Economicamente questo
equivalente ad un incremento
del LCOE delle RI. 1,0 '/MWh RI 1,5 '/MWh RI 1,0 '/MWh RI LDC - Curva di durata del carico RLDC RI - Curva residuale dopo ingresso RI RLDC CHP bio - Curva residuale dopo ingresso CHP biometano Diversa composizione della generazione residua Gi contabilizzati entro CapEx e Fixed OpEX per pompaggi e batterie LDC RLDC RI RLDC CHP bio Costi di bilanciamento Riforma del mercato:
gate closure
vicino al real time Day-ahead ' Intraday ' Balancing Market 15 minutes-ahead Errore di previsione a 24 ore 12% (Best practice Spain) Errore di previsione a 1 ora 5% I costi di bilanciamento dipendono dalla qualit della previsione delle condizioni metereologiche locali che influenzano la disponibilit di sole e vento Energia di bilanciamento 5% della produzione da RI 3,5 TWh al 2030 Energia di bilanciamento valorizzato al costo fuel di una OCGT 3,8 '/MWh RI Due fasi del Mercato del bilanciamento Prenotazione della capacit Utilizzo della capacit Gi contabilizzati entro i costi di investimento per Accumuli Costi di capacit Costi di energia Fonte: IEA-OECD ' The Power of transformation, 2014 La traiettoria dei costi del biometano 15 Fonte: Elaborazione su dati Consorzio Italiano Biogas 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; 'Forsu 0 10 20 30 40 50 60 70 80 2015 2020 2025 2030 ('/ M W h ) Evoluzione del costo di produzione del biometano (83% agricolo - 17% Forsu) Feedstock e Digestato Digestione Anaerobica Upgrading Immissione in rete LCOE CHP Biometano Il costo di produzione da cogenerazione calcolato detraendo dal costo del fuel il credito di calore.
Il valore del calore cogenerato calcolato in riferimento:
'al prezzo del biometano;
'alla produzione alternativa del calore mediante una caldaia con una efficienza del 90%. 16 Fonte: Tavolo decarbonizzazione Presidenza del Consiglio 118.0 63.5 83.3 54.5 10.7 5.1 4.0 0 20 40 60 80 100 120 140 Fuel Valore del Calore Costo netto fuel Costo Capitale Costi Fissi O&M Costi Variabli O&M Costo Totale Elettricit LCOE CCGT CHP biometano ('/MWh) 142.0 65.4 92.1 76.6 13.6 0.0 13.2 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Fuel Valore del Calore Costo netto fuel Costo Capitale Costi Fissi O&M Costi Variabli O&M Costo Totale Elettricit LCOE Microturbina CHP biometano ('/MWh) Il costo delle emissioni evitate di carbonio 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. 17 Ipotesi sui coefficienti emissivi di CO2: '0,49 tCO 2/MWhel nel settore elettrico '0,20 tCO 2/MWhth nel settore H&C 71 73 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 Eolico & Fotovoltaico - Settore Termoelettrico CHP Biometano - Settore Termoelettrico Costo del carbonio evitato ('/tonCO2) Costo del carbonio evitato nel settore H&C 18 ' Prezzo finale energia elettrica (escluso tasse): 170 '/MWh
' COP 4,0
' 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
' 0,20 tCO2/MWhth nel settore H&C 61 57 83 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Biometano PdC elettrica - RES calcolata sull'energia finale PdC elettrica - RES calcolata sull'energia primaria Costo delle rinnovabili termiche (esclusi CapEx ed Opex) ('/MWh th) Il costo del carbonio evitato nel settore H&C grazie
al calore cogenerato da biometano 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 113 104 152 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Biometano PdC elettrica - RES calcolata sull'energia finale PdC elettrica - RES calcolata sull'energia primaria Costo del carbonio evitato nel settore H&C ('/tonCO2) Conclusioni 'La cogenerazione a biometano potenzialmente in grado di contribuire
in modo efficiente al percorso di
decarbonizzazione del paese in ragione
del risparmio di costi di sistema che
consente. 'La traiettoria dei costi di produzione del biometano la variabile cruciale per
consentire tale sviluppo. '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 59 85 83 92 25 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 LCOE RI medio Costi di integrazione RI LCOE RI di sistema CCGT CHP Microturbina CHP Rinnovabili Intermittenti e CHP biometano: LCOE versus LCOE di sistema ('/MWh)


In evidenza

2G Italia
Cogenerazione e trigenerazione dal leader tecnologico mondiale
SD Project
SPAC : Il Software per la progettazione Elettrica

Articoli correlati

© Eiom - All rights Reserved     P.IVA 00850640186