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Sector coupling: la cogenerazione a biometano come strumento di decarbonizzazione congiunta settori elettrico e termico

- I possibili modelli futuri di filiera del biogas
- Domanda di calore locale non sfruttata
- Elettricità da Biogas per servizi di flessibilità per la rete elettrica
- Costi di produzione biometano per classe di potenza
- Economicità della conversione Conversione
- Potenziale economico della cogenerazione ad alto rendimento
- Costi di riconversione impianti biogas

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mcTER Biometano-Biogas-Biomasse giugno 2019 Biogas, Biometano, BioGNL: Upgrading, nuovi incentivi e sostenibilità

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Gli atti dei convegni e più di 10.000 contenuti su www.verticale.net Bio-Gas - Biometano Termotecnica Industriale Pompe di Calore ''Sector coupling: la cogenerazione a biometano come strumento
di decarbonizzazione congiunta dei settori elettrico e termico'
Giovanni Angius '' SNAM - Corporate Strategy
Workshop mcTER - San Donato M. - 27/06/2019
RACCOMANDAZIONE DELLA COMMISSIONE SUL PNIEC ''RACCOMANDA ALL'ITALIA D'INTERVENIRE PER:
1. ['''.] innalzare il livello di ambizione per le fonti rinnovabili nel
settore del riscaldamento e del raffrescamento
, così da conseguire
l'obiettivo indicativo fissato all'articolo 23 della direttiva (UE) 2018/2001;
presentare misure per conseguire l'obiettivo nel settore dei trasporti
fissato all'articolo 25 della direttiva 2018/2001;» RACCOMANDAZIONE DELLA COMMISSIONE del 18.6.2019 sulla
proposta di piano nazionale integrato per l'energia e il clima dell'Italia
2021-2030
2 Le Bioenergie nella SEN La Strategia Energetica Nazionale «Grandi Impianti
In questo contesto, anche in considerazione delle connessioni con il sistema agroforestale, si
cercherà di non perdere l'attuale quota di produzione (eccetto i bioliquidi, per i quali il costo
di sostegno è destinato sostanzialmente all'importazione degli olii), tuttavia con strumenti
più efficienti di quelli recentemente introdotti per via legislativa'. Piccoli impianti
In particolare per il settore delle bioenergie, come più volte ripetuto caratterizzato da costi
di generazione elevati e connessi ai prezzi delle materie prime, nuove forme di
incentivazione tariffaria dovranno essere tendenzialmente limitate solo per gli impianti di
piccolissima taglia ''in assetti che premino l'efficacia e l'efficienza'» 3 L''efficienza globale di conversione del biogas 4 Fonte: Eurostat 2016 Pr odu zione di El et tricit à e Ca lor e Elettricità 8,3 TWh (39%) Perdite 10,6 TWh (50%) Biogas 21,3 TWh (100%) Dig es tione Anaer obica Calore 2,4 TWh (11%) Gli impianti di cogenerazione a biogas sono ubicati in
siti che non presentano un rilevante fabbisogno di
calore, risultando quindi impossibile conseguire alte
efficienze di cogenerazione. Il calore recuperato (11%) dagli impianti CHP viene
quasi interamente utilizzato nel processo di digestione
anaerobica. Circa la metà del biogas, pari 10,6 TWh (1,1 Mld di
m3 equivalenti di biometano), viene dissipato.
Nel 2016 il rapporto tra energia finale
ed energia primaria era del 39%
Una bassa efficienza e i conseguenti alti costi
implicano che gli impianti non sono in grado di
sopravvivere alla fine del periodo di
incentivazione
Conversione parziale per biometano al settore dei trasporti 5 Al 2022 circa 1,1 Mld di m3 di biometano verranno resi
disponibili al settore dei trasporti, dei quali:
' 0,75 Mld di m3 da nuova capacità;
' 0,35 Mld di m3 da capacità riconvertita.
Ciò comporterà un positivo effetto sull''efficienza della
filiera del biogas. Tuttavia le perdite complessive, pari a 9 TWh,
rappresenteranno ancora una parte non trascurabile
della filiera del biogas:
' 50% del biogas in cogenerazione
' 30% del totale biogas CH P (5 0% ) Elettricità 7,3 TWh (39%) Dig es tione Anaer obica Calore 2,4 TWh (11%) 19 TWh 10,5 TWh Biog as Upgr ading Biometano 10,4 TWh (Trasporti) Perdite 9,2 TWh (50%) Anche dopo l''immissione in rete di 1,1 Mld di
m3 di biometano per il settore dei trasporti, la
produzione elettrica da biogas presenterà
rilevanti perdite di conversione
I possibili modelli futuri di filiera del biogas Tre possibili modelli attualmente considerati in ambito EU per generare ulteriore valore nella
filiera del biogas e/o ridurne i costi al fine di assicurarne un ruolo nella strategia di
decarbonizzazione europea: 1. Upgrading in biometano e immissione in rete per forniture: i. ai settori finali (es. trasporti) ii. agli impianti CHP ad alta efficienza (CAR) 2. Domanda di calore locale: microreti integrate del biogas/calore ed eventualmente di energia
elettrica per servire comunità e usi del calore settore agricoltura, silvicoltura, alimentare 3. Produzione elettrica da biogas «flessibilizzata» per la fornitura di servizi ancillari alla rete
elettrica, grazie a: i. stoccaggi di biogas ii. (ulteriori) stoccaggi del feedstock iii. ulteriore capacità elettrica 6 Domanda di calore locale non sfruttata Maggiore è la distanza tra l'impianto di biogas e la
domanda di calore, maggiori sono i costi. Nella maggior parte dei progetti, le distanze sono
mantenute inferiori a 4 km. Un buon indicatore per l'efficienza delle reti di
riscaldamento è il calore trasportato annualmente
per metro di lunghezza della rete di riscaldamento
(in kWt/m*a). In Germania, questo indicatore deve essere minimo
di 500 kWt/ m * a per poter beneficiare di sostegno
pubblico 7 Domanda di calore locale:
 District Heating
 District Cooling
 Essicamento (es pellets, cereali) Elettricità da Biogas per servizi di flessibilità per la rete elettrica Servizi ancillari alla rete elettrica per
compensare:
 Variabilità della domanda
 Intermittenza di Eolico e Fotovltaico 8 Flessibilizzarne la produzione non risolve
l''aspetto della bassa efficienza energetica che
caratterizza la filiera del biogas. I maggiori fabbisogni di flessibilità per la rete
elettrica sorgeranno al Sud a causa della
crescita di potenza da Fotovoltaico ed Eolico
mentre gli impianti di biogas sono
prevalentemente ubicati al Nord. Nel Nord Italia è già installata una potenza di
4,9 GW di pompaggi idroelettrici (su un totale
di 7.4 GW) utilizzata per meno di 300 ore
all''anno. 100 kW CHP 132 kW 64 kW 68 kW Elettricità 32 kW Calore
52 kW
85% 5% perdite 7% perdite 50% perdite 64% Poiché il calore disponibile può essere quasi
integralmente recuperato, l''efficienza energetica
della cogenerazione ad alto rendimento può
superare il 90%, con un risparmio complessivo di
energia primaria anche superiore al 20% rispetto
alla produzione separata di calore ed energia
elettrica ottenibile con caldaie e centrali
termoelettriche convenzionali. Sector Coupling
Se alimentata con una fonte rinnovabile come il
biometano, la cogenerazione ad alto rendimento
è in grado di incorporare energia rinnovabile
simultaneamente in due settori, quello elettrico
e quello termico conseguendo anche un
guadagno di efficienza
Sector Coupling con cogenerazione ad alto rendimento Costi di produzione biometano per classe di potenza Gli impianti di potenza inferiori a 900 kW
non sono economicamente convertibili a
biometano se si assume un ricavo
unitario dalla vendita del biometano pari
alla somma di:  Prezzo della Commodity: 20'/MWh, ossia il prezzo del gas naturale al
Punto di Scambio Virtuale  Incentivo: 64 '/MWh, pari a 375 ' /10 Gcal moltiplicato per due (double
counting per i biocarburanti avanzati) 10 Commodity + Incentivo 84 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 ' / M W h MW Costo di produzione del biometano Connessione Upgrading Digestore Feedstock Economicità della conversione Conversione degli impianti
compresi tra 900 kW e 2 MW. Gli impianti di taglia superiore
convertiti per biometano nel
settore trasporti. 11 298 699 232 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 P<0.9 MW 0.9 MW<P<2 MW P>2 MW MW Distribuzione della potenza elettrica a biogas per taglia di impianto Non economicamente convertibili a biometano Conversione biometano CHP Conversione biometano per trasporti Il potenziale tecnico della conversione a biometano 12 La conversione a biometano e
l''immissione in rete di ulteriori 1,4 Mld
di m3 consentirebbero di raggiungere
siti con rilevanti fabbisogni termici. L''applicazione di tecnologie di
Cogenerazione ad Alto Rendimento
permetterebbe di recuperare 6 TWh di
calore (quasi 600 mln di m3 di
biometano equivalente) a parità di
feedstock in Digestione Anaerobica,
con minori emissioni per 1,1 MtCO2. CHP Dig es tione Anaer obica Calore 2,4 TWh Biog as 5,5
TWh
24 TWh Upgr ading Biom et ano 10 ,4 TWh (T rasporti ) Biom et ano 13 ,6 TWh Elettricità 5,4 TWh (40%) Calore 6,1 TWh (45%) CH P (8 5% ) Perdite 2 TWh
(15%)
Elettricità 2,1 TWh Potenziale economico della cogenerazione ad alto rendimento Nel 2013 un potenziale sfruttato di
calore CAR di 31 TWh (2,7 Mtep). Il potenziale incrementale stimato
dal GSE è di 18 TWh Il calore CAR da biometano se
interamente sfruttato (6 TWh)
occuperebbe circa un terzo del
mercato incrementale 13 23 11 1 6 7 1 0 5 10 15 20 25 30 35 Calore CAR 2013 Calore CAR Potenziale economico incrementale T W h Calore CAR nel 2013 e potenziale economico incrementale Industriale Terziario Residenziale Altri Settori (TLR) Costi di riconversione impianti biogas CapEx cumulati 2020-2038: 2,6 mld '
 Digestori Anaerobici: 1,6 mld '
 Upgrading: 0,7 mld '
 Connessioni: 0,3 mld ' 14 Altri costi cumulati nel periodo 2020-2038:
 OpEx: 4,1 mld '
 Feedstock: 4,6 mld ' 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 M ili o ni di euro CapEx per conversioni impianti biogas Digestori anaerobici Upgrading Connessione 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5 2 0 2 6 2 0 2 7 2 0 2 8 2 0 2 9 2 0 3 0 2 0 3 1 2 0 3 2 2 0 3 3 2 0 3 4 2 0 3 5 2 0 3 6 2 0 3 7 2 0 3 8 M il ioni di euro Costi Operativi e di Feedstock impianti riconvertiti OpEx Feedstock LCOE biometano:
79 '/MWh nel 2020
65 '/MWh nel 2038 Costi cogenerazione ad alto rendimento CapEx CHP: 2,8 mld '
 Industria: 1,6 mld '
 Terziario1,2 mld ' 15 Consumo di biometano annuo a regime di 13,6 TWh:
 Industria: 10,2 TWh ad un costo di 0,75mld '
 Terziario: 3,4 TWh ad un costo di 0,25 mld ' 0 100 200 300 400 500 600 700 800 20 20 20 21 20 22 20 23 20 24 20 25 20 26 20 27 20 28 20 29 20 30 20 31 20 32 20 33 20 34 20 35 20 36 20 37 20 38 M ili o n i d i e u ro CapEx impianti CHP Terziario Industria 0 2 4 6 8 10 12 14 16 20 20 20 21 20 22 20 23 20 24 20 25 20 26 20 27 20 28 20 29 20 30 20 31 20 32 20 33 20 34 20 35 20 36 20 37 20 38 TWh Consumo di biometano per CHP Industria Terziario Fabbisogno di incentivazione del biometano per CAR Il finanziamento della riconversione degli impianti di biogas richiederebbe un incentivo al
biometano pari a 59 '/MWh, un valore all''incirca allineato a quello riconosciuto al biometano
nel settore dei trasporti. Il biometano per CAR avrebbe per l''utilizzatore lo stesso costo del gas
fossile, parificando le redditività della CAR a biometano con la CAR alimentata a gas naturale 16 20 79 59 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Prezzo Gas PSV Incentivo Totale ' /M Wh Fabbisogno di incentivazione per biometano CHP 20 84 64 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Prezzo Gas PSV Incentivo Totale ' /M Wh Incentivazione per biometano trasporti Grazie per l''attenzione


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