La cogenerazione in Italia F. Sanson

CESI RICERCA
Giornata di confronto sull’applicazione della direttiva
europea 2004/8
Milano
La cogenerazione in Italia
F. Sanson
CESI Ricerca – Dip. Sistemi di Generazione
[email protected]
Fast 31 maggio 2007
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione
«cogenerazione»
la generazione simultanea in un unico
processo di energia Termica ed Elettrica e/o
di energia Meccanica
(Direttiva 2004/8/CE definizioni)
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione Benefici
Risparmio energetico
Minori emissioni di gas serra
Benefici ambientali
La vicinanza all’utenza permette una riduzione delle perdite di
rete
Attualmente alla cogenerazione si riconosce:
L’esenzione dall’obbligo di acquisto di certificati verdi relativi alla
quota di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili;
Il diritto all’utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta;
La qualifica di cliente idoneo per il mercato libero del gas;
L’ottenimento di titoli di efficienza energetica.
Fast 31 maggio 2007
Riferimenti
Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (aggiornata con Del.
n°296/05)
Direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio
11 Febbraio 2004
Decreto legislativo 8 febbraio 2007, n.20
Fast 31 maggio 2007
Classificazione impianti di cogenerazione
Gli impianti di cogenerazione possono essere classificati sulla base della
POTENZA in :
Micro cogenerazione: un'unità di cogenerazione con una capacità
massima inferiore a 50 kWe
Piccola cogenerazione: le unità di cogenerazione con una capacità
installata inferiore a 1MWe
Media cogenerazione: impianti con potenza compresa fra 1 e 10MWe
Grande cogenerazione: superiore ai 10MWe
Fast 31 maggio 2007
Direttiva 2004/8/CE (1)
Tecnologie di cogenerazione (ALLEGATO I)
a) Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore
b) Turbina a vapore a contropressione
c) Turbina a condensazione con spillamento di vapore
d) Turbina a gas con recupero di calore
e) Motore a combustione interna
f) Microturbine
g) Motori Stirling
h) Pile a combustibile
i) Motori a vapore
j) Cicli Rankine a fluido organico
k) Ogni altro tipo di tecnologia o combinazione di tecnologie che rientrano
nella definizione di cogenerazione (articolo 3, lettera a).
Fast 31 maggio 2007
Direttiva 2004/8/CE (2)
Elettricità da cogenerazione
Quando il rendimento annuale complessivo di primo principio è
>75% (o >80 % per CCC e CSC), tutta l’elettricità è considerata
elettricità da cogenerazione
se minore deve essere calcolata (allegato II b o art. 12).
Cogenerazione ad alto rendimento
1. la produzione mediante unità di piccola cogenerazione e di microcogenerazione (< 1 MWe) che forniscono un risparmio di energia
primaria può essere definita cogenerazione ad alto rendimento.
2. la produzione mediante cogenerazione delle unità di
cogenerazione (>1 MWe) che forniscono un risparmio di energia
primaria, pari almeno al 10 % rispetto ai valori di riferimento per la
produzione separata di elettricità e di calore.
Fast 31 maggio 2007
Direttiva 2004/8/CE (3)
L’indice di risparmio di energia primaria denominato PES deve quindi
essere:
≥ 10% per unità ≥ 1 MWe
> 0% per unità < 1 MWe
ed è calcolato con la formula
PES = ( 1 −
1
ηth CHP ηelCHP
+
ηth rif
ηel rif
) × 100
ηelCHP = Ee/Ec , ηthCHP = Et/Ec sono i rendimenti elettrici e
termici della produzione mediante cogenerazione,
ηelrif ηthrif sono i rendimenti elettrici e termici della tecnologia di
riferimento per la produzione separata di elettricità e calore.
Fast 31 maggio 2007
Direttiva 2004/8/CE (4)
Secondo la direttiva il rendimento elettrico di riferimento ηelrif
dipende dal combustibile ma non dalla taglia e tipologia dell’impianto.
Differenziato in funzione dell’anno di costruzione dell’impianto.
Rendimenti di riferimento per Gas naturale :
52,5% potenza elettrica
90% vapore/acqua calda
Commenti alla direttiva. I valori di riferimento dovranno essere corretti per tener
conto:
Perdite di rete evitate
Differenze climatiche tra gli stati membri
Fast 31 maggio 2007
Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (1)
Indice di risparmio di energia IRE :
IRE = 1 −
Ec
Etciv
Etind
Ee
+
+
η es ⋅ p η ts ,civ η ts ,ind
Ec energia primaria , Ee energia elettrica netta, ηes è il rendimento
elettrico di riferimento, p è un coefficiente che rappresenta le minori
perdite di trasporto;
ηts,civ è il rendimento termico di riferimento per la produzione di sola
energia termica per usi civili Etciv;
ηts,ind è il rendimento termico di riferimento per la produzione di sola
energia termica per usi industriali Etind.
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Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (2)
Secondo la Del. 42/02 (aggiornata con Delibera n°296/05) il
rendimento elettrico di riferimento ηes dipende dal combustibile e
dalla taglia dell’impianto.
Es. combustibile gas, taglia impianto >300 MW ηes = 55%
Per la generazione di calore il riferimento per il rendimento
termico è pari a:
0,9 (η
ηts,ind) per applicazioni industriali
0,8 (η
ηts,civ) per applicazioni civili
Fast 31 maggio 2007
Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (3)
Limite termico LT : è il rapporto tra l’energia termica utile
annualmente prodotta Et e l’effetto utile complessivamente
generato su base annua dalla sezione di produzione combinata
di energia elettrica e calore, pari alla somma dell’energia elettrica
netta e dell’energia termica utile prodotte (Ee + Et)
Et
LT =
Ee + Et
Fast 31 maggio 2007
Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (4)
Qualifica di “Cogenerazione”
La Delibera AEEG n°42/02 (aggiornata con Delibera n°296/05)
definisce “cogenerativo” un impianto CHP quando:
IRE ≥ 10% per le sezioni di nuova realizzazione
IRE ≥ 8% per i rifacimenti di sezioni
IRE ≥ 5% per le sezioni esistenti
Fast 31 maggio 2007
Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002 (5)
Qualifica di “Cogenerazione”
La delibera impone inoltre il raggiungimento di un valore limite LT
P ≤ 10 MWe
10 MWe < P ≤ 25 MWe
P > 25 MWe
LT > 33%
LT > 22%
LT > 15%
Valori del parametro LTmin in vigore dall’1 gennaio 2006 fino al 31
dicembre 2007 per le sezioni alimentate a gas naturale, GPL e gasolio
(Delibera n°296/05)
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione in Italia 2005 (1)
Potenza efficiente lorda secondo tipo d'impianto
a combustione interna (CIC)
a turbine a gas (TGC)
a ciclo combinato (CCC)
a vapore a contropressione (CPC)
a vapore a condensazione con spillamento (CSC)
Totale
MW
633,4
1024,8
12555,0
1887,7
2195,7
18296,6
Fonte : dati statistici TERNA
La potenza efficiente lorda complessiva degli impianti
termoelettrici è di 64645,6 MW, gli impianti cogenerativi
sono il 28 % di tale potenza.
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione in Italia 2005 (2)
Potenza efficiente lorda secondo tipo d'impianto
28% della potenza efficiente lorda degli impianti termoelettrici
combustione
interna (CIC)
3%
turbine a gas
(TGC)
6%
vapore a
condensazione
con spillamento
(CSC)
12%
vapore a
contropressione
(CPC)
10%
ciclo combinato
(CCC)
69%
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione in Italia 2005 (3)
Cicli Combinati ripartizione per classi di potenza
Potenza efficiente lorda
N. Sezioni e taglia media
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione in Italia 2005 (4)
Produzione netta di energia termoelettrica (esclusa geotermoelettrica) in
Italia 2005
239.808,8 GWh
L’energia elettrica netta prodotta da “CHP” è molto elevata:
91.437 GWh pari al 38 % dell’intera produzione termoelettrica
di cui 71.048 GWh (77,7%) sono prodotti da cicli combinati “CHP” in
prevalenza alimentati a gas naturale (55.652 GWh - 61%)
L’energia prodotta da cicli combinati “CHP” a gas naturale è paragonabile
a quella prodotta dai CC a gas naturale con sola produzione di energia
elettrica (57.116 GWh).
Fast 31 maggio 2007
Cogenerazione in Italia 2005 (5)
Produzione netta di energia termoelettrica CHP secondo tipo
d'impianto
a vapore a
contropressione
(CPC)
5,4%
a vapore a
condensazione
con spillamento
(CSC)
8,1%
a combustione
interna (CIC)
2,4%
a ciclo combinato
(CCC)
77,7%
a turbine a gas
(TGC)
6,5%
Fast 31 maggio 2007
Produzione combinata di elettricità e calore in Italia
Produzione combinata di energia elettrica e calore Italia 2000-2005
40
38
% Combinata su prod. Italia
% Combinata su prod. termoelettrica
35
31
31
30
240
35
200
28
25
24
180
25
160
TWh
22
%
Produzione termoel. Solo elettrico TWh
Produzione combinata elettr. e calore TWh
220
31
30
28
25
Produzione netta energia termoelettrica Italia 2000-2005
260
20
140
120
100
15
80
10
60
40
5
20
0
2000
2001
2002
2003
Anno
Anno
2001
2002
2003
2004
2005
2004
2005
0
2000
2001
2002
2003
2004
Anno
Crescita
annua %
9,0
7,5
2,5
15,9
13,6
Fast 31 maggio 2007
2005
Prestazioni degli impianti cogenerativi italiani
Impianti produzione combinata energia elettrica
calore 2005
a combustione interna (CIC)
a turbine a gas (TGC)
a ciclo combinato (CCC)
a vapore a contropressione (CPC)
a vapore a condensazione con spillamento (CSC)
Totale
Energia netta
GWh
2184,6
5932,9
71048,2
4908,1
7363,4
91437,2
Fattore
utilizzo
ore
3566
5930
5788
2831
3678
5161
Quanta di questa energia può essere classificata
cogenerativa ad alto rendimentoin base alla direttiva
2004/8/CE e alla Delibera AEEG 42/02 e successivi
aggiornamenti (AEEG 296/05) ?
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (1)
Potenza efficiente lorda installata – ripartizione per fonte
Biomasse e rifiuti 132 MW (77 sezioni)
12.5%
87.5%
Termico non rinnovabile 921 MW (554 sezioni)
Totale potenza : 1053 MW (pari a 631 sezioni)
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (2)
Produzione lorda e ripartizione dell’energia prodotta
Biomasse e rifiuti 512 GWh
10%
3.3%
5.3%
100%
22.1%
80%
60%
40%
82.1%
74.6%
20%
Termico non rinnovabile 3752 GWh
90%
Totale produzione : 4.26 TWh
Ripartizione fra termico non rinn. e
biomasse/rifiuti
12.6%
0%
Termico non rinn.
E. consumata loco
Biomasse e rifiuti
E. immessa in rete
Consumi sistemi aus.
Ripartizione fra e. consumata in
loco ed imm. rete
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (3)
Ripartizione per tecnologia impiegata
70,0
N°sezioni. Totali : 631
Potenza eff. Lorda. Totale : 1053 MW
60,0
Produzione lorda. Totale : 4.26TWh
50,0
%
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
Motori a
combustione interna
Turbine a gas
Turbine vapore
condensazione e
spill.
Turbine vapore in
contropressione
Cicli combinati
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (4)
Ripartizione per taglia di potenza
Più del 61% della potenza installata e del 63% della produzione è attribuibile a
piccoli motori a combustione interna (< 1 MW) e a turbine a gas (inferiori ai 5 MW)
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (5)
Ripartizione per tipo di combustibile
Colture e rifiuti agro
Altri
combustibili
1.9%
industriali 3.5%
RSU 5.9%
Biogas 2.6%
Carbone
0.3%
Altri
combustibili
gassosi 1.0%
Olio combustibile
1.5%
Gasolio
0.8%
Gas naturale
82.5%
Fast 31 maggio 2007
Media cogenerazione - dati nazionali 2004 (6)
Penetrazione sul territorio
Fast 31 maggio 2007
Piccola cogenerazione - dati nazionali 2004
Censiti :
• 209 sezioni (di cui 182 che impiegano fonti non rinnovabili)
• Potenza efficiente lorda : 83 MWe (pari a 208 GWh)
• In prevalenza piccolo motori a combustione interna (181
sezioni) che contribuiscono al 75% alla produzione elettrica
lorda e al 56% del calore utile complessivo
Fast 31 maggio 2007