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Bologna, 2 ottobre 2007
E. Macchi – Dipartimento di Energetica, Politecnico di Milano
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
3
* Sono esclusi dal calcolo gli stivaggi marittimi internazionali e gli scambi di elettricità.
** La categoria “Altro” include energia geotermica, solare, eolica, calore, etc.Fonte: IEA – International Energy Agency, “Key World Energy Statistics”, 2006
Ripartizione dell’offerta globale di energia primaria* per tipologia di fonte (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio),
1973 e 2004
La fornitura mondiale di energia da fonti primarie è quasi raddoppiata, passando dai 6 miliardi di tonnellate equivalenti di petrolio del 1973 agli oltre 11 miliardi del 2004.Nell’ultimo trentennio non è cambiata la ripartizione relativa del peso delle diverse fonti energetiche.Si è però assistito alla riduzione della quota di petrolio (-23%) e all’incremento del gas naturale (+29%) e dell’energia nucleare.
Carbone24,8%
Gas naturale16,2%
Altro **0,1%
Petrolio45,0%
Rinnovabili e rifiuti
11,2%
Nucleare0,9%
Idroelettrico1,8%
Carbone25,1%
Gas naturale20,9%
Altro **0,4%
Idroelettrico2,2%
Nucleare6,5%Rinnovabili e
rifiuti10,6%
Petrolio34,3%
Totale: 6.035 Mtep Totale: 11.059 Mtep
1973 2004
L’evoluzione dell’offerta mondiale di energia primaria
4
Ripartizione percentuale della fornitura totale di energia primaria (TPES)*, 2004
Fonte: IEA – International Energy Agency, giugno 2007* Le quote di TPES escludono gli scambi di elettricità. È inoltre esclusa l’offerta di energia primaria inferiore allo 0,1% del totale.
46,2%
36,0%
32,8%
41,3%
40,8%
35,9%
47,8%
20,4%
19,6%
36,6%
22,6%
14,3%
22,8%
22,1%
37,5%
13,2%
53,9%
9,2%
24,6%
21,5%
23,5%
16,1%
21,8%
16,2%
61,4%
12,5%
41,6%
9,1%
13,8%
5,9%
2,7%
5,0%
0,8%
8,9%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Italia
Germania
Francia
Danimarca
USA
Regno Unito
Giappone
Russia
Cina
Petrolio Gas naturale Carbone Rinnovabili e rifiuti Geotermico/solare/eolico Idroelettrico Nucleare
%
• Tra i Paesi
esaminati, si osserva
come il petrolio
rappresenti la
principale fonte per
la produzione di
energia per
Giappone (47%),
Italia (46%), Stati
Uniti (41%) e
Germania (36%).
• In altre nazioni il
primato spetta al
gas naturale (Russia
e Regno Unito), al
carbone (Cina) o
all’energia nucleare
(Francia).
L’offerta mondiale di energia primaria: Benchmarking Internazionale
5
L’evoluzione dell’offerta mondiale di risorse naturali
6
L’evoluzione dell’offerta mondiale di energia elettrica
• Il 66% dell’elettricitàmondiale deriva da produzione termica (carbone, petrolio e gas naturale).
• Se nell’ultimo trentennio il carbone èrimasto la principale fonte per la generazione di elettricità, al contrario si è assistito alla contrazione del peso del petrolio (passato dal 25% del 1973 al 7% del 2004) e all’incremento del gas naturale (passato dal 12% al 20%). La quota dell’elettronucleare ha raggiunto il 16% del totale mondiale.
Fonte: IEA – International Energy Agency, “Key World Energy Statistics”, 2006** La categoria “Altro” include energia geotermica, solare, eolica, biomasse e rifiuti.
Generazione mondiale di energia elettrica per tipologia di fonte (TWh e valori percentuali), 1973 e 2004
Totale: 6.117 TWh(per il 75,1% da termoelettrico)
Totale: 17.450 TWh(per il 66,1% da termoelettrico)
Petrolio6,7%
Idroelettrico16,1%
Altro **2,1%
Nucleare15,7%
Gas naturale19,6% Carbone
39,8%
Petrolio24,7%
Idroelettrico21,0%
Carbone38,3%
Gas naturale12,1%
Nucleare3,3%
Altro **0,7%
1973 2004
7
L’Italia nel confronto internazionale: produzione dell’energia per tecnologia
• La situazione a livello mondiale appare piuttosto variegata.
• L’Italia, al pari di molti altri Paesi, fa largo uso di centrali termoelettriche, discostandosi però notevolmente dalla media EU-15 (caratterizzata anche da un elevato utilizzo del nucleare, assente invece in Italia).
• L’impiego di centrali idroelettriche èsuperiore alla media europea, mentre la voce “altro”, che include le fonti rinnovabili, risulta in linea con la media dell’UE a 15 Paesi, grazie soprattutto all’energia geotermica
termica nucleare idroelettrica altroStati Uniti 4.222,4 73,2% 19,1% 7,0% 0,7%Cina 2.450,7 82,7% 2,1% 15,2% 0,0%Giappone 1.067,7 63,4% 27,9% 8,3% 0,4%Russia 952,0 66,2% 16,8% 16,9% 0,1%India 691,6 82,5% 2,6% 14,4% 0,5%Germania 609,1 64,1% 26,8% 4,6% 4,5%Francia 574,9 11,4% 78,5% 9,9% 0,2%Brasile 405,2 13,6% 2,3% 84,0% 0,1%Corea 404,4 59,3% 36,3% 4,4% 0,0%Regno Unito 399,3 77,0% 20,4% 1,8% 0,8%Italia 303,7 83,3% 0,0% 14,1% 2,6%Spagna 291,9 65,4% 19,7% 7,9% 7,0%Messico 270,2 83,0% 4,0% 10,3% 2,7%Sud Africa 244,9 93,5% 5,0% 1,5% 0,0%Australia 242,6 92,8% 0,0% 6,7% 0,5%
EU-15 2.829,8 54,8% 31,8% 10,7% 2,7%Mondo 17.906,9 68,4% 15,4% 15,3% 0,9%
Paese (primi 15 Paesi per
produzione di energia elettrica)
Ripartizione per tipologieProduzione elettrica lorda
(TWh)
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Enerdata, 2006
8
Le emissioni mondiali di CO2
• L’introduzione di centrali elettronucleari.
• In parallelo si assiste ad una crescita delle fontirinnovabili: biomassee RSU, eolico, solare e geotermico.
• Innovazioni tecnologiche: i progressi nelle nuove tecnologie consentiranno di ridurre drasticamente le emissioni grazie alla diffusione di impianti con strumenti per la cattura delle emissioni di CO2.
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
10
Una prima anomalia dell’Italia è rappresentata dall’essere uno dei pochissimi Paesi che non produce la maggioranza dell’energia elettrica di cui ha bisogno utilizzando le due tipologie di centrali che consentono, grazie ai costi limitati del combustibile, di avere bassi costi operativi: le centrali a carbone e le centrali elettronucleari.
1 (mix delle fonti)
La prima anomalia
11
92%
5%
78% 79%
50%39%
69%
50%
34%27% 29%
17% 17%11%
3%
5%
78%
27%
36%19%
20%26% 23%
16%
4% 3%
3%
2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Su
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fric
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Fran
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Cin
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Carbone Nucleare
• In quasi tutti i Paesi analizzati, si ottiene una quota consistente della produzione elettrica attraverso centrali a carbone e/o elettronucleari, le due tecnologie che comportano minori costi diretti variabili.
• Dal Sudafrica alla Spagna questa quota copre almeno il 50% del totale
• L’Italia, anche scontando la scelta di aver escluso il nucleare, presenta una quota di energia elettrica prodotta mediante l’utilizzo del carbone piuttosto bassa rispetto la maggioranza degli altri Paesi.
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati IEA, 2006
Energia elettrica lorda prodotta dalla somma delle centrali a carbone ed elettronucleari in percentuale della produzione totale, 2004
La prima anomaliaConfronto internazionale carbone + nucleare
12
5,08 5,41 8,47
74,19
53,79
17,756,06
2,78
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Cicli a vaporeolio/gas
Cicli Combinatia gas
Centrali acarbone
Centralielettronucleari
Operation & Maintenance Combustibile
79,27
56,57
23,1614,53
Costi diretti variabili per la produzione di energia elettrica per diverse tecnologie di generazione (Euro per MWh)
• Il costo diretto variabile per la generazione di energia elettrica èdato dalla somma dei costi operativi e di manutenzione dell’impianto(personale, assicurazioni, reagenti chimici utilizzati, lubrificanti, ricambi, ecc.) e il costo dell’acquisto del combustibile.
• Le centrali elettronucleari e quelle a carbonehanno costi diretti variabili di gran lunga inferiori agli impianti a gas (sia i cicli combinati gas/vapore che, in misura ancora maggiore, cicli semplici).
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Politecnico di Milano, 2007
Per cicli a vapore olio/gas si intendono le centrali convenzionali alimentate a olio o gas dotate di turbine a vapore.I Cicli Combinati alimentati a gassono centrali dotate di turbine a gas (che producono energia elettrica dalla combustione del gas) e di turbine a vapore (che producono energia elettrica attraverso il vapore prodotto con i gas di scarico della turbina a gas). A partire da un certo quantitativo di gas si produce quindi energia elettrica con due sistemi: il ciclo gas e il ciclo vapore, ottimizzando l’utilizzo del combustibile.
La prima anomaliaConfronto dei costi diretti variabili per tecnologia di generazione
13
Una seconda anomalia dell’Italia, che deriva direttamente dalla precedente, riguarda la forte dipendenza della produzione elettrica da idrocarburi liquidi o gassosi, il cui costo èstrettamente legato all’andamento, fortemente volatile, del mercato petrolifero.
2 (mix delle fonti)
La seconda anomalia
14
16%8% 4%
49%
38% 27%
20%11%
1% 2%
2%1%
1% 4% 2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Ital
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Reg
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Un
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Spa
gna
EU-2
7
Ger
man
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Fran
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Pol
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Sve
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Derivati Petrolio Gas Naturale
• I principali Paesi europei produttori di energia fanno un utilizzo di idrocarburi (liquidi e gassosi) per produrre energia elettrica inferiore al 40% del totale (Regno Unito e Spagna), poco superiore al 10% (Germania) o addirittura intorno al 5% (Francia, Polonia). La media dei 27 Paesi dell’UE si attesta a 24%.
• L’Italia appare invece fortemente dipendente dagli idrocarburi (oltre il 60%). Rispetto alla media, appare piuttosto elevato soprattutto il peso percentuale dei derivati del petrolio (4 volte tanto), rispetto al gas (2,5 volte tanto)
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Eurostat, 2007
Energia elettrica lorda prodotta da derivati del petrolio e da gas naturale in percentuale della produzione totale, 2005
La seconda anomaliaConfronto internazionale derivati petrolio + gas naturale
15
• In Italia la ripartizione tra i combustibili fossili destinati alla produzione di energia elettrica ha subito una significativa evoluzione negli ultimi 10 anni: la quota di carbone èaumentata, ma in modo lieve, mentre èavvenuta l’inversione tra prodotti petroliferi e gas naturale come combustibile impiegato per produrre la metàdell’energia totale.
Quota percentuale di energia elettrica prodotta da combustibili fossili in Italia sul totale, 1995 e 2005
10,0%14,4%
50,0%
11,8%
19,2%
49,2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
1995 2005
Solidi (carbone e lignite) Prodotti petroliferi Gas NaturaleFonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Terna, “Dati Statistici – Anno 2005”
La seconda anomaliaEvoluzione della ripartizione di combustibile fossili per la produzione elettrica
16
Una terza anomalia dell’Italia risiede nel fatto di essere l’unico Paese al mondo in cui la metà della produzione elettrica viene effettuata con un combustibile (gas naturale), il cui approvvigionamento avviene in massima parte da pochissimi Paesi esteri, via gasdotto
3 (mix delle fonti/approvvigionamento)
La terza anomalia
17Fonte: International Energy Agency, 2005
La terza anomaliaEvoluzione della dipendenza dal gas importato
Italia: Andamento dei consumi e importazione gas
641552
479422
233 210 200 180
2002 2010 2015 2020
Produzione
450 Mld m³/a
Europa: Evoluzione della quantità di gas importata
Domanda
Gasdotto96,9%
Nave3,1%
Italia: Tipologia di infrastrutture di tarsporto
18
I costi dell’energia elettrica rappresentano una quarta anomalia del sistema elettrico italiano, essendo i più elevati tra i Paesi dell’UE e superandone la media del 25% nel caso dell’energia per uso industriale e del 41% nel caso di quella per uso domestico. Anche se i costi dell’elettricità dipendono da diversi fattori, il mix di fonti energetiche utilizzato èsenza dubbio uno dei più rilevanti che concorrono a determinare questa anomalia
4 (prezzo dell’energia)
La quarta anomalia
19
4,4 4,7
5,3 5,4 5,4 5,4 5,5
6,3 6,47,0
7,57,8 7,9 8,1 8,1 8,2 8,4 8,6 8,8 9,0 9,2 9,3 9,5 9,5 9,6
10,3 10,5
11,3
Lett
onia
Bulg
aria
Esto
nia
Fran
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Polo
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27
Rom
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Cipr
o
Irla
nda
Prezzo dell’energia elettrica per uso industriale, 1 gennaio 2007(Euro per 100 KWh, tasse escluse)
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Eurostat, 2007
La quarta anomaliaPrezzo dell’energia elettrica per uso industriale
20
Una quinta anomalia dell’Italia che emerge dal confronto internazionale può essere identificata nell’essere il primo Paese al mondo importatore di energia elettrica, sia in termini relativi che in termini assoluti.
5 (approvvigionamento)
La quinta anomalia
21
• Ogni Paese tra quelli rappresentati tende a bilanciare la richiesta elettrica interna con la propria produzione.
• Le due più rilevanti eccezioni a questa regola sono rappresentate dalla Francia, che esporta circa il 13% della sua produzione, e l’Italia, che, al contrario, importa quasi il 15% dell’energia richiesta
• L’Italia, che consuma il 2% dell’energia elettrica consumata nel mondo, è il primo importatore mondiale.
Paese (primi 15 Paesi per
produzione di energia elettrica)
Richiesta elettrica lorda (TWh)
Saldo importazioni-esportazioni
(TWh)
Incidenza saldo imp-esp sulla
domanda (%)
Stati Uniti 4.045,3 -23,8 -0,6%Cina 2.241,5 9,0 0,4%Giappone 1.029,4 0,0 0,0%Russia 863,2 -17,7 -2,1%India 644,1 1,6 0,2%Germania 568,7 -5,0 -0,9%Francia 487,8 -63,0 -12,9%Brasile 428,2 36,5 8,5%Corea 393,7 0,0 0,0%Regno Unito 389,4 8,3 2,1%Italia 330,4 49,2 14,9%Spagna 278,9 -1,4 -0,5%Messico 205,3 -1,3 -0,6%Sud Africa 228,6 -3,7 -1,6%Australia 202,4 0,0 0,0%
EU-15 2.734,7 -12,8 -0,5%Mondo 17.906,9 0,0 0,0%
Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Enerdata, 2006
La quinta anomaliaApprovvigionamento dell’energia
22
L’Italia presenta una distribuzione dell’utilizzo degli impianti di generazione (in particolare Cicli Combinati a gas) anomala (anche rispetto ad altri Paesi) ed economicamente non efficiente (considerando i costi totali di generazione).
6 (impiego degli impianti di generazione)
La sesta anomalia
23
Distribuzione della richiesta sulla rete elettrica e ripartizione del carico fra le varie tipologie di centrali, 2005
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Ore
0
10
20
30
40
50
60
Pote
nza
attiv
a, G
W
importazioni
idroelettrico
vapore a carbone
cicli combinati
rinnovabili
pompaggioturbine a gas di punta
vapore a olio/gas
anno 2005
combustibilidi risulta
cogenerativi a gas naturale(esclusi cicli combinati)
Fonte: ENEL - Politecnico di Milano - Prof. Paolo Chiesa e Prof. Ennio Macchi, “Scenari evolutivi del parco di generazione italiano nel prossimo ventennio”, marzo 2007
Ogni valore della scala delle ascisse rappresenta il numero di ore dell’anno in cui la potenza richiesta èstata uguale o superiore al corrispondente valore riportato sulla scala delle ordinate.Nel grafico sono riportati i contributi delle varie tecnologie alla generazione della potenza richiesta e le rispettive ore di funzionamento.
La sesta anomaliaModalità di utilizzo degli impianti di generazione
24
0
100
200
300
400
500
600
700
Cos
to d
ell'e
lettr
icità
, €/M
Wh
Turbinaa gas
Ciclocombinato
CentraleUSC
Centralenucleare
Investimento
O&M
Combustibile
Carbon tax
500 ore equivalenti
CentraleIGCC
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Cos
to d
ell'e
lettr
icità
, €/M
Wh
Investimento
O&M
Combustibile
Carbon tax
3000 ore equivalenti
Turbinaa gas
Ciclocombinato
CentraleUSC
Centralenucleare
CentraleIGCC
0
20
40
60
80
100
120
Cos
to d
ell'e
lettr
icità
, €/M
Wh
Investimento
O&M
Combustibile
Carbon tax
Massimo numero di ore equivalenti
Turbinaa gas
Ciclocombinato
CentraleUSC
Centralenucleare
CentraleIGCC
Turbinaeolica
Considerando i costi totali (che includono oltre ai costi del combustibile e di O&M anche la quota di ammortamento del capitale investito e i costi esterni relativi alle emissioni) della generazione di energia elettrica attraverso tecnologie alternative, si osserva che al variare della modalità di utilizzo degli impianti (numero di ore annue di funzionamento), varia la competitività di costo dei diversi impianti.
GENERAZIONE DI BASE MEDIO CARICO SERVIZIO DI PUNTA
La sesta anomaliaCosti di utilizzo degli impianti di generazione per differenti modalità di utilizzo
Ai costi indicati, le tecnologie economicamente più efficienti per la generazione di base sono le centrali a carbone (centrali a ciclo Rankine supercritico alimentate a carbone – USC) e quelle elettronucleari (NUC).
Per il medio carico appaiono più indicati i Cicli Combinati gas/vapore alimentati a gas naturale o integrati con un processo di gassificazione del carbone (IGCC) e nuovamente le centrali a carbone (soprattutto in ipotesi di assenza di carbon tax).
Per il servizio di punta, infine, la tecnologia più competitiva è quella delle turbine a gas operanti in ciclo semplice alimentate a gas naturale.
25
L’Italia presenta un’anomalia anche riguardo al rendimento degli impianti di generazione elettrica. In particolare il rendimento degli impianti di cogenerazione risulta essere inferiore al rendimento dei cicli combinati per sola generazione elettrica. Esiste pertanto un ampio spazio di miglioramento e recupero di efficienza per i primi, anche in vista dell’adeguamento alla Direttiva Europea sulla promozione della cogenerazione.
7 (rendimento degli impianti)
La settima anomalia
26
• I cicli combinati alimentati a gas naturale sono gli impianti che oggi mostrano le migliori prestazioni, prossime al 53-54%.
• Sorprendentemente, gli impianti a gas di cogenerazioneindustriale hanno un rendimento equivalente inferiore rispetto ai cicli combinati.
• Infine, i rendimenti degli impianti alimentati da prodotti petroliferi e da carbone/lignitesono rimasti nel quinquennio stabili attorno al 35%, un valore dovuto in particolare a un parco generazione obsoleto e di piccola taglia.
30
35
40
45
50
55
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
%
prodotti petroliferi
gas naturale CC (solo energia el.)
gas naturale (cogenerazione)
gas naturale(solo energia el.)
solidi
Andamento temporale dei rendimenti elettrici del parco termoelettrico italiano, 1998-2005
Fonte: Politecnico di Milano, 2007
%
La settima anomaliaEvoluzione del rendimento degli impianti in Italia
27
La settima anomaliaCentrali più efficienti e ridotte emissioni di CO2 grazie alle nuove tecnologie
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
29
Central power station Step-uptransformer
ReceivingStation
DistributionSubstation
DistributionSubstation
Commercial
Industrial
Commercial
Residential
Gas Turbine
RecipEngine
RecipEngine
FuelcellPhoto
voltaics
FlywheelBatteries
Fuel Cells
Distribuzione e generazionedistribuita
6-25 kV
AT: 130-380 kV
DistributionSubstation
Linee di distribuzione(AT 130-150 kV,
MT 10-20 kV,BT 380/220 V)
Micro-turbine
Rete di stabilimento es. 380 V trifase
Stazioni di trasformazione
AllacciamentoAT (P>5-10 MW),
MT (P>100-300 kW), BT (P minori)
Gas Turbine
Cabina di ricezione
Linee di trasporto primario o elettrodottiItalia ≈40.000 km; connessioni internazionali (≈16Ita)
Quali nuovi spazio per la generazione distribuita?
30
•Il contributo di tutte le fonti di energia rinnovabile (esclusi gli impianti idroelettrici) sono relativamente modesti (< 10% in totale in ogni nazione europea).
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Germania Francia RegnoUnito
Italia * Spagna Svezia EU 15 EU 25
%
1999
2004
EuropaLo sviluppo dell’energia rinnovabile
31
• In Italia, nel periodo 2002-2005, l’aumento delle energie rinnovabili è stato particolarmente sensibile per la produzione da biomasse e rifiuti (+9,2% rispetto al 2004; CAGR ’98-’05 del 25,9%) ed eolica (+26,9% rispetto al 2004; CAGR ’98-’05 del 39,2%).
Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici,“Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2007.
Andamento della produzione rinnovabile in Italia –Spaccato per fonte energetica, 1994-2005 (GWh)
Fonte rinnovabile 2002 2003 2004 2005CAGR
'98-'05Idrica 39.519,4 36.674,3 42.744,4 36.066,7 -1,9%Eolica 1.404,2 1.458,4 1.846,5 2.343,4 39,2%Solare 18,5 22,6 27,3 31,0 15,5%Geotermica 4.662,3 5.340,5 5.437,3 5.324,5 3,4%Biomasse e rifiuti 3.422,6 4.493,0 5.637,2 6.154,8 25,9%TOTALE 49.027,0 47.988,8 55.692,7 49.920,4 0,9%
ItaliaLo sviluppo dell’energia rinnovabile
32
Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici, “Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2006
2,2
3,0
2,6
0,1
0,0
0,0
8,7
5,9
56,9
147,7
177,8
409,3
560,5
586,5
382,3
0 100 200 300 400 500 600
Puglia
Campania
Sardegna
Sicilia
Abruzzo
Basilicata
Molise
Liguria
Lazio
Emilia Romagna
Toscana
Umbria
Trentino Alto Adige
Calabria
Veneto
GWh
Produzione lorda degli impianti EOLICI secondo regione, 2005
25,0%
Totale Italia: 2.343,5 MW
ItaliaLo sviluppo dell’energia eolica nelle regioni italiane
0,2
2,1
1,0
0,4
0,1
0,1
0,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Campania
Abruzzo
Puglia
Sardegna
Sicilia
Toscana
Calabria
GWh
Produzione lorda degli impianti SOLARI* secondo regione, 2005
53,8%
Totale Italia: 4,0 MW
33
Nota: Per gli impianti in co-combustione la potenza considerata è pari ad una quota della potenza dell’impianto calcolata in base alla produzione realizzata da biomasse e rifiuti rispetto a quella totale.
Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici, “Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2006
Potenza efficiente lorda da biomasse e rifiuti secondo
regione, 2005
Produzione lorda da biomassee rifiuti secondo regione, 2005
25,122,321,1
17,216,114,0
7,87,26,0
0,0
54,232,3
67,369,971,8
118,5
193,4342,9
111,9
0,8
0 50 100 150 200 250 300 350
Lombardia
Emilia Romagna
Calabria
Veneto
Toscana
Puglia
Lazio
Piemonte
Campania
Molise
Umbria
Friuli Venezia Giulia
Sardegna
Trentino Alto Adige
Sicilia
Marche
Basilicata
Liguria
Valle d'Aosta
Abruzzo
MW
129,1117,3105,2
80,476,365,2
45,823,622,1
0,02,3
421,3
1.968,4908,8
752,4
374,0372,4
290,4
130,2269,6
0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000
Lombardia
Emilia Romagna
Calabria
Puglia
Veneto
Lazio
Toscana
Piemonte
Umbria
Molise
Friuli Venezia Giulia
Campania
Trentino Alto Adige
Sicilia
Sardegna
Marche
Liguria
Basilicata
Valle d'Aosta
Abruzzo
GWh
28,6%
Totale Italia: 1.199,8MW
32,0%
Totale Italia: 6.154,8 MW
ItaliaLo sviluppo dell’energia da biomasse e rifiuti nelle regioni italiane
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
35Taglia impianto [kW]
Ren
dim
ento
ele
ttric
o, %
0 1 10 100 1000 104 105 106
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Celle a combustibile (Cap.5)
MCFC
Mot.Stirling
(Cap. 3)
Cicli ibridi con FC + turbina a gas (Cap. 5.6)
TPV(Cap. 6)
Micro-turbine a gas (Cap. 4)
Ciclicombinati
USC e IGCC
TG AD
TV
TG HD
PAFCSOFC
PEM
Motori a c.i (Cap. 3.1)
Impianti e rendimenti a confrontoLe tecnologie di oggi e di domani
MICRO MINI ALTRI
36
• Perché, se ben applicata, è imbattibile in termini di risparmio energetico.• E’ facile, senza grandi sforzi tecnologici, fare molto meglio dei migliori impianti per
sola generazione di energia elettrica (guadagnare un punto di rendimento con impianti convenzionali è un’impresa, guadagnarne quaranta punti di rendimento con la cogenerazione è facile).
• Perché i risparmi energetici corrispondono a importanti benefici ambientali.• In termini planetari sempre minori emissioni di gas serra. In termini locali, se
la tecnologia è all’altezza.• Perché forse è giunto il momento in cui è lecito sperare che si abbattano le
barriere (normative, tecniche, tariffarie, psicologiche…) che ne hanno sempre ostacolato la diffusione.
• Diversamente dalle fonti rinnovabili, non servono incentivazioni che vanno a penalizzare la bolletta dei contribuenti.
Perché tanto entusiasmo (almeno da parte mia) per lacogenerazione a gas naturale
37
Il ruolo dell’industriaRisparmio di energia primaria
38
ItaliaLa situazione attuale della co-generazione italiana
• E’ alimentata soprattutto da gas naturale (66 TWh su 92).• La tecnologia dominante è il ciclo combinato (72,6 TWh su 92).• E’ fortemente sbilanciata sulla produzione elettrica (92 TWhel contro 24,6 TWht).• I rendimenti energetici medie sono scarsi, se confrontate con il moderno stato dell’arte.• Gran parte degli impianti non raggiungono le prestazioni richieste dalla direttiva europea per
essere definiti ad “alto rendimento”.
DATI 2005
eta el
eta ter
PES (rif. 52.5 e
85%) % % % cicli combinati 44.6 11.0 -2.2 motori a C.I. 34.0 33.1 3.6 Vapore a CS 21.8 42.7 -8.9 Vapore a CP 15.0 68.4 8.3 turbine a gas 30.5 37.8 2.6 Totale 39.6 20.2 -0.7
39
Siderurgia
Chimica
Cartario
Alimentare
Tessile
Meccanico
Automobilistico
PlasticoCostruzioni
Estrazione
-2%
-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%
Raffinerie
Intensità Elettrica(KWh per € di produzione)
Cre
scita
dom
anda
ele
ttric
a 95
/04
(CA
GR
95/
04)
-2%
-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%
Intensità Elettrica(KWh per € di produzione)
Cre
scita
dom
anda
ele
ttric
a 95
/04
(CA
GR
95/
04)
Bancario
PA
Alberghiero
Commercio
Trasporti & Telco
Industria Terziario
• A livello di utenze industriali e utenze del terziario gli sviluppi futuri indicano
investimenti per l’aumento dell’efficienza energetica e la riduzione dell’impatto ambientale di specifici processi industriali.
• Inoltre molti operatori industriali stanno attuando politiche di autoproduzione e di
diversificazione delle proprie attività di business che, prendendo spunto dai cicli
energetici, legati ai loro processi industriali, consentano il riutilizzo di materiale di scarto
per la produzione di energia elettrica e termica.
Il ruolo dell’industriaIntensità elettrica e crescita della domanda elettrica nell’industria e nel terziario
40
Settori di attività Potenza media (MW)
Totale Potenza
installata(MW) Raffinerie 150,0 2.549 Industria chimica 93,9 2.253 Cartiere 17,2 859 Aeroporti 17,0 150 Industria motoristica 16,5 148 Riscaldamento e teleriscaldamento
10,8 508
Industria alimentare 9,9 167 Altri 9,0 266
Stato attuale della cogenerazione 2005
18 20,3 20,6 20,4
20,6 25,1 32,2 31,211,4
22,830,6 38,5
0
20
40
60
80
100
1995 2000 2005 2010
Industria Terziario Centrali Elettriche
Consumo di Gas: Domanda per settori (m3)
• Negli impianti di grande taglia servono cicli combinati molto più efficienti.
• Si riscontra un importante potenziale per applicazioni di teleriscaldamento.
• Raggiungere PES > 10% attraverso una gestione ottimizzata dell’impianto.
• Per impianti di taglia limitata (< 10 MWel/20 MWel) vi sono ampi spazi per centrali di
cogenerazione con turbine a gas a semplice recupero e motori alternativi.
Il ruolo dell’industriaIntensità elettrica e crescita della domanda di gas nell’industria e nel terziario
POMPA ALIMENTO
CONDENSATORE
DIVERTER
CAMINO DI BYPASS
7,7 MWe
G
GAS NATURALE
AL PROCESSO
4,0 MWeTURBINA A VAPORE
(Siemens)
G
PRERISCALDO CONDENSE
COMPRESSORE GAS NATURALE
POSTCOMBUSTIONE
CAMINO
CALDAIAA RECUPERO
TLRRECUPEROTERMICO
PER PULPER
RITORNO CONDENSE
POMPA CONDENSE
ARIA FRESCAARIA
(Air)
ACQUA CALDA
DEGASATORE (Deareator)DEGASATORE
Centrale di co-generazione in CartieraModifica “Topping” di impianto di generazione elettrica con turbina Siemens
TURBINA A GAS
(Siemens SGT300)
Ciclo vapore: 30 t/h 72 bar surriscaldato a 475°C
Generazione combinata energia elettrica/energia termica tramite:•Caldaia a fuoco•Turbina a vapore Condensatore/Spillamento•No teleriscaldamento (TLR)•Rendimento complessivo 32%
Generazione combinata energia elettrica/energia temica tramite:
•Turbina a gas•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Condensatore/Spillamento•Teleriscaldamento•Rendimento complessivo 45% (escluso TLR)
EX-ANTE EX-POST
Payback stimato in 4 anni, considerando che il progetto è un green field.
Centrale di co-generazione in CartieraIntervento di potenziamento impianto di cogenerazione con turbine a gas esistenti
Generazione combinata energia elettrica/energia termica tramite:•Turbine a gas 2 x 4 MWe•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Contropressione•Rendimento elettrico 28.5%
Generazione combinata energia elettrica/energia temica tramite:•Turbina a gas 1 x 13 MWe•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Contropressione•Rendimento elettrico 33.5%
EX-ANTE EX-POST
POMPA ALIMENTO
TURBINA A GAS
(Siemens SGT400)
DIVERTER
CAMINO DI BYPASS
12,9 MWe
G
GAS NATURALE
AL PROCESSO
4 MWe
G
PRERISCALDO CONDENSE
COMPRESSORE GAS NATURALE
POSTCOMBUSTIONE
CAMINO
CALDAIAA RECUPERO
RITORNO CONDENSE
POMPA CONDENSE
ACQUA CALDA
DEGASATORE (Deareator)DEGASATORE
TURBINA A VAPORECiclo vapore: 36 t/h 45 bar surriscaldato a 450°C
Payback stimato in 5/6 anni, considerando che si partiva da una situazione già cogenerativa.
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
44
• Non c’è solo la grande cogenerazione industriale
• L’Italia è piena di PMI
• Terziario
• Residenziale
Impianti di micro-cogenerazioneDai grandi ai piccoli impianti
45
•E’inevitabile che la generazione distribuita alimentata a gas naturale sia fortissimamente cogenerativa, perché solo grazie alla cogenerazione si possono ottenere i benefici energetici e ambientali che possono giustificare un (indispensabile) quadro normativo e tariffario incentivante e perché la valorizzazione del calore è fondamentale nel bilancio economico dell’ operazione.
•Si deve co-produrre elettricità e calore in modo “intelligente”, vale a dire recuperando sempre integralmente il calore e concentrando la produzione elettrica nei periodi in cui essa è più pregiata.
•Questo consentirebbe di ottenere un rendimento unitario (imbattibile, dal momento che anche le migliori centrali di grande scala per sola generazione elettrica non arrivano al 60%) nella generazione di energia elettrica da gas naturale, per di più in ore pregiate ed esente dalle perdite di rete.
Impianti di micro-cogenerazioneMicro-generazione o micro-cogenerazione?
46
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Rendimento termico, %
Ren
dim
ento
ele
ttric
o, %
Micro-turbine a gas (Cap. 4)
Motori a combustione interna (Cap. 3.1)
Celle a combustibile ad acido fosforico e PEM (Cap. 5.2 e 5.3)
Cicli ibridi con celle a combustibile + turbina a gas (Cap. 5.6)
Celle a combustibile MCFC e SOFC (Cap. 5.4 e 5.5)
Motori Stirling (Cap. 3.2)
Sistemi TPV (Cap. 6.1)
IRE=0 scenario convenzionale
IRE=0 scenario avanzato
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Rendimento termico, %
Ren
dim
ento
ele
ttric
o, %
Micro-turbine a gas (Cap. 4)
Motori a combustione interna (Cap. 3.1)
Celle a combustibile ad acido fosforico e PEM (Cap. 5.2 e 5.3)
Cicli ibridi con celle a combustibile + turbina a gas (Cap. 5.6)
Celle a combustibile MCFC e SOFC (Cap. 5.4 e 5.5)
Motori Stirling (Cap. 3.2)
Sistemi TPV (Cap. 6.1)
IRE=0 scenario convenzionale
IRE=0 scenario avanzato
Recupero termicorealistico
Impianti di micro-cogenerazioneTutte le tecnologie consentono risparmi energetici, se operano con recupero integrale del calore
47
Ci piacerebbe che, fra dieci anni, migliaia (milioni?) di cucine italiane si presentassero così: fra gli elettrodomestici anche un microcogeneratore
Motore Stirling (o altra tecnologia)
Il motore sostituisce/integra la caldaietta domestica nella generazione di calore (ogni anno, in Italia se ne vendono più di un milione) e contemporaneamente cogenera energia elettrica, interfacciandosi sulla rete BT, con cui scambia energia elettrica in modo “intelligente”, esportandola nei periodi in cui è pregiata, importandola quando èpoco pregiata.
48
• La domanda termica nei settori residenziale e terziario è fortemente stagionale: per molti mesi dell’anno il microgeneratore deve operare per periodi molto ridotti.
• La possibilità di recuperare il calore per generare freddo è fondamentale per ampliare il periodo di funzionamento del microgeneratore (e fa bene al diagramma di consumo annuale del gas).
• Per taglie non piccolissime, la soluzione è praticabile.
• Spesso conviene ampliare il campo operativo aggiungendo nel sistema trigenerativo oltre a un frigorifero ad assorbimento anche un sistema a compressione (frigorifero/pompa di calore).
Impianti di micro-cogenerazioneCogenerazione o tri-generazione?
49
– Perché è il combustibile fossile più pulito.
– Perché è diffuso capillarmente su gran parte del territorio nazionale e in
particolare nelle aree metropolitane.
– Perché si sposa particolarmente bene con le tecnologie di
microcogenerazione più avanzate.
– Perché siamo seri, e non è realistico ipotizzare a breve-medio termine la
disponibilità dell’unico vettore energetico più pulito del gas naturale
(l’idrogeno).
– La transizione verso l’economia dell’idrogeno ha tempi lunghi e incerti…
– Certamente la microcogenerazione è pienamente compatibile con
l’economia dell’idrogeno.
Impianti di micro-cogenerazionePerché la micro-cogenerazione deve essere basata sul gas naturale?
50
• I meriti energetici ed ecologici a livello planetario e su larga scala della microcogenerazione sono fuori discussione, ma…
• E’ fondamentalefondamentale garantire che il livello di emissioni specifiche di sostanze nocive (in particolare di ossidi di azoto, monossido di carbonio, particolato) del microcogeneratore sia inferiore, o almeno pari, a quello (già molto basso) delle caldaiette che va a sostituire, così da evitare ogni dubbio sui ricorrenti timori in merito agli effetti sull’inquinamento locale della generazione distribuita:
• Si aumenta il consumo di combustibile all’interno delle aree metropolitane, ma non si deve peggiorare la qualità dell’aria!
• E’ una sfida tecnologica difficile (soprattutto per i motori alternativi a combustione interna), ma i progressi nel settore sono continui.
• Certamente, in quest’ottica le celle a combustibile sono la soluzione piùattraente.
Impianti di micro-cogenerazioneEmissioni specifiche bassissime (quasi nulle)
51
Non si deve dimenticare che nel nostro Paese:
•La quasi totalità delle nuove centrali termoelettriche sono e saranno alimentate a gas naturale•La penetrazione del gas naturale per la generazione di calore nel settore residenziale, terziario, PMI è fortissima•La microcogenerazione, se correttamente realizzata, è una misura di risparmio energetico, produce beni che sostituiscono altri già prodotti a gas naturale, quindi la sua diffusione andrà a diminuire, non certo ad aumentare il consumo complessivo di gas naturale
Impianti di micro-cogenerazioneL’impatto della micro-cogenerazione sul sistema gas
52
Impianti di micro-cogenerazioneL’impatto della micro-cogenerazione sul sistema gas
53
Near to Mid Term
Portatile
Combat1 kW
Laptop50 W
Mobile2 W
2003
Methanol
Long Term…………….Near term
Trasporti
ShipsSubmarine
Car< 100 kW
Large Veh.> 100 kW
19991998/2001
Natural GasHydrogen
Long term…………………..Near to Mid Term
DG Power Plants> 10 kW
Stazionario
Residential< 10 kW
CoalNatural Gas
Central Power Plants> 10 MW
Natural GasHydrogen
Landfill GasBio Gas
Natural GasHydrogen
2006
2005 SECA HPDProof of Concept
Impianti di micro-cogenerazioneLe principali applicazioni delle celle a combustibile
1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri
2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie
3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili
4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita
5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?
6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico
Agenda
55
Generazione di energia elettrica
ConclusioniPossibili innovazioni tecnologiche per ridurre le 7 anomalie attuali
Industria Terziario e residenziale
-Te
cnol
ogie
di g
ener
azio
ne
-
• Ciclo combinato
avanzato
• Carbone pulito
• Nucleare
• Fonti rinnovabili
• Cogenerazione
• Cicli combintati
• Turbine a gas
• Motori alternativi
• Fonti rinnovabili
• Microcogenerazione
e trigenerazione
• Motori
• Motore stirling
• Celle a
combustibile
• Fonti rinnovabili
• Pompe di calore
Teleriscaldamento