Un progetto per l`utilizzo sostenibile del calore negli

Transcript

Un progetto per l’utilizzo sostenibile
del calore negli impianti a biogas
Federico De Filippi
Vicenza, 15/11/2013
1 • 18/11/2013 Contract No. IEE/11/025/SI2.616366 • Project duration 5/4/2012 – 4/4/2015
Intelligent Energy Europe
 Scambio di esperienze e
soluzioni su temi
energetici
 Il partenariato di
BiogasHeat
 Sogesca
 Progetti
 Patto dei Sindaci
Perché BiogasHeat
 Sostenere l’utilizzo economico e sostenibile
del calore
 Aumentare la capacità dei territori di
sviluppare politiche e strategie imprenditoriali
3 • 18/11/2013 Contract No. IEE/11/025/SI2.616366 • Project duration 5/4/2012 – 4/4/2015 •
Output di Progetto
 Materiale tecnico
 Materiali informativi
 Workshops
 Verifiche di fattibilità
 Business case
 Investimenti
4 • 18/11/2013 Contract No. IEE/11/025/SI2.616366 • Project duration 5/4/2012 – 4/4/2015 •
Il possibili flussi del biogas
6 • 18/11/2013 Contract No. IEE/11/025/SI2.616366 • Project duration 5/4/2012 – 4/4/2015 • Supported by
Grazie per l’attenzione
[email protected]
www.sogesca.it
www.biogasheat.org
Vicenza, 15 novembre 2013
”Efficienza globale dell’impianto di
biogas: utilizzo del calore e recupero
dell’azoto”
© TSenergyGroup | 2013
1
Made in Italy 100%
Sede legale e amministrativa
via S. Lorenzo 34
39031 Brunico(BZ)
Service e laboratorio biologico
via Bachelet 21
46047 Porto Mantovano (MN)
Sup. coperta
Magazzino
1.900 m2
Logistica e uffici commerciali
via Vento 9
37010 Affi (VR)
Sup. coperta
Magazzino
3.400 m2
2
BTS Biogas: Struttura Aziendale
• BTS Biogas srl/GmbH formata da:
o
o
o
o
o
o
o
Tecnici
Biologi
Software engineers
Office staff
Sales agents
Installation staff
Service staff
• Prima Azienda in Italia con un proprio laboratorio dedicato al
biogas - METANlab
3
Sviluppo del mercato internazionale
4
Realizzazioni
Impianti Biogas in costruzione
• In costruzione:
10 (nuova tariffa 300-600kW)
Impianti Biogas in funzione
• Totale Italia : 145
• Totale Estero :
20
• Totale BTS :
165
Essiccatoi in funzione
• Totale Italia : 13
5
Efficienza globale
dell‘impianto biogas
•
•
•
•
•
•
Efficienza Agronomica
Efficienza Biologica
Efficienza Elettrica
Efficienza Energetica (E.E.+E.T.)
Continuità di funzionamento «Full power»
Valorizzazione del digestato
6
7
8
PRE-TRATTAMENTI
9
Metodo Weende
• pFOM – potentially
fermentable organic matter
• FOM – fermented organic
matter
• ADF – acid detergent fiber
• ADL – acid detergent lignin
• NFC – nonfibrous
carbohydrate
• NDF – neutro detergent
fibre
• iNDF – indigestable NDF
• iXP – indigestable crude
proteine
• XA – ashes
10
Lignocellulosa un substrato complesso
Paglia non trattata
Struttura
cellulare
non trattata
Paglia trattata
Lisi cellulare
dopo
trattamento
11
12
13
Service e Laboratorio
14
METANlab
2013: 128 impianti!!
15
ESSICCATOIO
16
Principio di funzionamento
 Utilizzo del calore in eccesso
proveniente dal modulo
cogenerativo
 Riduzione della quantità di
digestato
 Produzione di fertilizzante
solido/ liquido
 Funzionamento dipendente da:
 Potenza termica a disposizione
 Caratteristiche del digestato
17
Energia Termica disponibile
Potenza Termica immessa col combustibile
100 % (Q biogas x PCI)
Modulo CHP
Energia
Elettrica
Energia
Termica
41%
45%
25% - Autoconsumo
impianto
Perdite
14%
75% - Dissipazione
18
Diagramma Psicrometrico
Calcolo della portata d’aria in
ingresso all’essiccatorio
19
CalcoloTh capacità evaporativa
Potential - H2O OUT (min Vol at 110°C)
Flusso d'aria 55000 m³/h termica disp. 800kW
1300
1200
1100
l/h
1000
900
15°C 90%
800
20°C 80%
700
30°C 80%
600
500
400
300
200
100
0
110
105
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
°C
20
Schema di flusso
Potenza elettrica installata
1.000 kWe
Potenza termica disponibile
850-900 kWth
Energia termica disponibile
21.600 kWh / giorno
Capacità evaporativa
1,0 kg / kWth
Portata d‘aria essiccante
+ 60.000 m3/h
Acqua evaporata
7.500 – 8.000 t/anno
Variazioni stagionali
21
Bilancio di Massa semplificato
Riduzione del
volume
η = 34%
Digestato
Recupero Azoto
η = 45%
Essiccatoio
22.260
t/a
122
t/a N
40%
N org.
60%
N amm.
7.500
t/a
56,9
t/a N
58%
N org.
42%
N amm.
307
m3/a
799
t/a
21
t/a N
33,6
t/a N
0%
N org.
98%
N org.
100%
N amm.
2%
N amm.
Solfato di
ammonio
Granulato
22
Descrizione del Sistema
Tre fasi
1. Riscaldamento
dell‘aria
2. Essiccatoio a nastro
3. Lavaggio delle
emissioni gassose con
recupero dell‘azoto
23
Fase 1 - Riscaldamento aria
• Aria/Acqua
Scambio di temperatura tramite
il calore generato dal ciclo del
radiatore dei motori
-> Aria 25°C -> 70°C
• Aria/Fumi
Scambio di temperatura tramite
il calore generato dai fumi
-> Aria 70°C -> 110°C
24
FASE 2 - Essiccatoio a nastro
•
Camera di essiccazione
•
Miscelatore
•
Nastri
•
Trasmissione a catena
•
Dispositivo di ribaltamento
•
Dispositivo di scarico
25
Camera di essiccazione
• Costruzione in acciaio
zincato
• Parti laterali smontabili
rapidamente per eventuali
manutenzioni
26
Unità di Miscelazione
Nell’unità di miscelazione la fase
liquida viene miscelata con il solido
già essiccato, ottenendo un
addensamento del digestato:
 le coclee distribuiscono il materiale sul
nastro formando un letto con uno
spessore di 15 – 20 cm di granulato
essiccato
 il tubo girevole distribuisce
conformemente la frazione liquida del
digestato
27
Nastri
• Piastre perforate in acciaio
zincato e verniciato
• Permeabilità all‘aria
ottimale - con una
percentuale di passaggio
del 35%
• Opzione tra 2 o 4 nastri
28
Trasmissione a catena
• Le piastre sono fissate in due
punti alle due catene esterne di
trasporto
• La catena a rulli è sostenuta da
uno speciale sistema di guide
sviluppato per ridurre al minimo
la resistenza all‘avanzamento
29
Dispositivo di ribaltamento
• Speciale unità di volta
• Ribaltamento forzato
delle piastre per
scarico materiale e
pulizia della superficie
perforata
30
Dispositivo di scarico
• Misurazione diretta dell‘
umidità nel prodotto con
sensori induttivi (U=15%)
• Scarico in tramoggia di
raccolta
• Una parte del granulato
viene ritrasportata verso
il nastro, il resto in
deposito
31
Fase 3 - Lavaggio delle emissioni gassose
• Lavaggio con acqua e
acido solforico
• Produzione di solfato
d‘ammonio (NH4)2SO4
Acido solforico + ammoniaca → Solfato di ammonio
32
Lavaggio delle emissioni gassose
Depolverizzazione
33
Lavaggio delle emissioni gassose
Corpi di
riempimento
Struttura a nido
d‘ape
34
35
Sistema antincendio
• Sorveglianza di temperature
e integrazione nella catena
di sicurezza (SIL 2)
• Installazione di termostati di
sicurezza
• Sprinkler con gruppo a
secco
36
Controllo e regolazione calore
37
Prodotto finale
38
Classificazione dei prodotti finale
DECRETO FERTILIZZANTI - All.1 - D.Lgs.75/2010
Granulato
essiccato
• Concime organico azotato
• Concime organico NP
Solfato di
ammonio
• Concime Azotato Fluido (Namm> 6%)
• Concime Azotato Solido (Namm> 20%)
39
Referenze – BioDry BTS
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
12)
13)
Soc. Agr. Green Energy – Telgate (BS)
Soc. Agr. ReEnergy – Castelbelforte (MN)
Green Energy – Molinella (BO)
Soc. Agr. AGT – Gragnano Trebbiense (PC)
Az. Agr. Veggia – Cocconato (AT)
Az. Agr. Mirandola – Bovolone (VR)
Az. Agr. Cazzola – Salizzole (VR)
Soc. Agr. San Vittore – Tromello (PV)
Soc. Agr. Doiola – Tromello (PV)
Soc. Agr. Chiesa – Asola (MN)
Soc. Coop. Agr. Pieve Energia – Cengia de Botti (CR)
Az. Agr. La Valle Green Energy – Cerea (VR)
Az. Agr- Andretta – Marcon (VE)
40
Bonus – D.M. 6/07/12
Sottoprodotti
di origine
biologica
CAR +
recupero
Azoto 30%
Potenza
Tariffa Base
kW
€/MWh
€/MWh
€/MWh
€/MWh
€/MWh
1<P<300
180
176,4
40
30,0
20
300<P<600
160
156,8
40
30,0
20
600<P<1000
140
137,2
40
30,0
20
1<P<300
236
231,3
10
30,0
20
300<P<600
206
201,9
10
30,0
20
600<P<1000
178
174,4
10
30,0
20
Tipologia
Prodotti di
origine
biologica
CAR
CAR +
recupero
Azoto 60%
Tariffa Base
2014
41
Conclusioni
• Recupero dell‘energia termica
• Riduzione della quantità di digestato
• Produzione di un fertilizzante solido, stabile con alta
concentrazione di nutrienti (30 kg/t N, 30 kg/t P, 30 kg/t K)
• Produzione di solfato ammonico
• Eliminazione delle perdite di azoto
• Aumento dell‘efficienza complessiva dell‘impianto
ηglob>78%
42
43
Grazie per la cortese attenzione!
Federico Cona
E [email protected]
I www.bts-biogas.com
44
TM
BIOMET
+
TM
EVALED
La filiera biogas con il
trattamento del digestato
Vicenza 15 Novembre 2013
Ing. Ottavio Micheletti
Veolia Environnement:
il leader nei servizi ambientali
L’unica azienda al mondo
in grado di offrire una
gamma completa
di servizi per l’ambiente
Più di 318 376 dipendenti
in 77 paesi del mondo
Riferimento globale per i servizi del
settore acqua
- Dalkia
Fornitore leader in Europa
di servizi per l’energia
Riferimento globale
per i servizi delRiferimento globale per la gestione
settore acqua del rifiuto ed il recupero di materia
Leader mondiale
€ 12.6 mld
Leader europeo
€ 7.3 mld
Riferimento
La divisione
mondiale
tecnologica
€ 9.7
mld
del settore acqua
2.3 € miliardi di fatturato nel 2011
96.600 dipendenti in 69 paesi del mondo
132 filiali nel mondo
103 milioni di persone servite con acqua
Leader
europeo
10.800 dipendenti,
60% ricercatori,
potabile
€ 7.8mld
ingegneri,
Modello nella gestione
sicura e gestori progetto
73 milioni di persone servite per la gestione
sostenibile delle soluzioni per la
delle acque reflue
mobilità
Oltre 350 tecnologie*dati
di 2011
proprietà
2
2
Veolia Water
France
9%
revenue
36% 32%
revenue
revenue
Americas
Europe
(excl. France)
8%
Asia - Pacific
revenue
15%
AfricaMiddle East
revenue
€ 12.6 billion
revenue
96 650
employees in
69
countries
Revenue breakdown
3438
North America
Europe
(excl. France)
2163
1010
14%
revenue
France
27%
20%
€2.4
billion
revenue
revenue
1405
1548
South America
12%
revenue
Key figures
17%
AfricaMiddle East
1241
10%
revenue
revenue
employees
revenue
Asia-Pacific
VWS’ local teams
La sede
A Zoppola (Pordenone).
84 dipendenti, 50% laureati
4 tecnologie di proprietà
2000 impianti nel mondo
… dalla progettazione al prodotto finale
18/11/2013
Company Profile_Marcom Dept.
6
I numeri di VWS Italia - Pordenone
Solutions
soluzioni standard pre-ingegnerizzate
EVALED™ - tecnologie di evaporazione
IDRAFLOT™ - tecnologie di flottazione
IDRASCREEN™ - tecnologie di sgrigliatura
Design & Build
impianti chiavi in mano
BIOMET™ - UASB – EGSB – AnMBR impianti
anaerobici
Impianti di depurazione food&beverage
Acque industriali e demineralizzate
Service
servizi post-vendita
Consulenza; Analisi; Assistenza tecnica; Parti di
consumo e prodotti chimici; Manutenzione
AQUAMOVE™ - noleggio unità mobili
HYDREX™ - prodotti chimici
90 dipendenti, 50% laureati
Ingegneria impiantistica,
contratti chiavi in mano, unità
standard, service, prodotti
chimici, out-sourcing.
30 anni di esperienza nelle
tecnologie per l’alimentare
Know how nel trattamento di
acque di processo e reflue,
riutilizzo, recupero, ZLD, wasteto-energy
7
VWS Italia: centro di competenza nel
trattamento anaerobico
Tutto si trasforma
Leader mondiale
Oltre 30 anni di esperienza
a livello mondiale
Più di 500 referenze
VWSItalia2011_BIOMETTM_Ita
8
Digestione Anaerobica
IV
Digester:
5000-50000
Biomet™
(w/wo
ECRUSOR)
III
Anaerobic MBR:
Co-Digester
Memthane®
Biogenix process
Contact process:
500-5000
0-500
© Veolia Water Solutions & Technologies
TSS Concentration (ppm)
50K -100K
5%-10%
Tecnologie anaerobiche diversificate
per tutti i tipi di applicazione
II
I
Flocculent sludge:
Biothane® UASB
THANIUM
0-1500
Biobulk™
Biobed Advanced ®
Granular sludge:
Biothane® UASB
Biothane® EGSB
1500-25000
Anaerobic Digestion
25000-100000
COD Concentration (ppm)
Anaerobic Reactors
Digesters
> 100000
Tecnologie ad alto carico: fanghi granulari
UASB e EGSB
Impianti trattamento liquidi
Reflui con elevati tenori di COD
Birrifici, succhi, distillerie
Sottoprodotti liquidi del settore
alimentare
Carichi specifici: 10-20
kgCOD/m3 giorno
Rese ~ 80%
Tecnologie ad altissima resa: AnMBR
INPUT 60,000 mg/l COD
OUTPUT 200 mg/l COD
99.5% efficienza
Tecnologie a biomasse: BIOMETTM
Rendere lo scarto una risorsa:
Fanghi
Insilati
Rifiuti
Sottoprodotti alimentari
Carichi specifici: 3-4 kgCOD/m3 giorno
Rese ~ 70%
EVALEDTM: Trattamento e
riduzione del digestato con
valorizzazione dell’energia
termica disponibile da
cogenerazione
BIOMETTM: mappa dell’impianto
Riduzione volume digestato 10-30 volte
Opportunità di
cogenerazione
14
Cogenerazione ed energia termica
Utilizzi en. termica:
PERDITA GENERATORE 2%
BILANCIO ENERGETICO
Combustibile
100%
En.
Termica
56%
En.
meccanica
44%
Energia termica
effettiva
44%
Energia elettrica
42%
PERDITA DI ENERGIA: 12%
Riscaldamento processo di
digestione (obbligata)
Teleriscaldamento di edifici o
processi agro-industriali
Trattamenti termici del
digestato
Industria
Biogas da rifiuti
Az. Agricole vulnerabili
Bonus decreto rinnovabili
15
La soluzione di Veolia Italia
Utilizzo dell’energia termica per il trattamento del digestato
con tecnologie di evaporazione/cristallizzazione
Energia
elettrica
EVALEDTM
Motore
Biogas
Aircooler
Scambiatore di calore
Aircooler
16
Evaporazione
Fenomeno naturale e tecnologia di separazione
“pulita”, riconosciuta come BAT (Best Available
Technique) in diversi processi di trattamenti di
acque reflue
Gli evaportaori EVALEDTM sono sistemi industriali che
accelerano il natyurale processo di evaporazione
17
Digestato
Digestato
liquido
Separazione
solido liquido
distillato
Digestato
solido
Acqua a scarico
/ riutilizzo
18
Digestato
Digestato
liquido
Separazione
solido liquido
distillato
Digestato
solido
Correzione pH e
degasaggio:
riduzione alcalinità e
salificazione ammoniaca
presente
Acqua a scarico
/ riutilizzo
19
1 stadio di
concentrazione con
Digestato
unità EVALEDTM
sottovuoto a
circolazione forzata e
scambiatore esterno
Digestato
liquido
Separazione
solido liquido
distillato
Digestato
solido
Acqua a scarico
/ riutilizzo
20
Digestato
Digestato
liquido
Separazione
solido liquido
distillato
Digestato
solido
2 stadio di
concentrazione con
unità raschiata
EVALEDTM RW sotto
vuoto
Acqua a scarico
/ riutilizzo
21
Digestato
Digestato
liquido
Separazione
solido liquido
Digestato
solido
Post-trattamento dei
condensati prodotti con
unità di osmosi inversa
doppio
stadio
distillato
(concentrato inviato in
testa agli evaporatori
EVALEDTM )
Acqua a scarico
/ riutilizzo
22
Risultati:
Valorizzazione e concentrazione digestato liquido
fino a consistenza palabile
Possibilità di compostaggio sul concentrato
Riduzione dei costi di smaltimento e trasporto
nel caso di smaltimento o valorizzazione agronomica
Acqua di qualità scaricabile o riutilizzabile
come acqua di processo/industriale
Possibilità di usufruire di bonus previsti per
recupero/valorizzazione energia termica
Flessibilità: possibilità di realizzazione parziale
dello schema di trattamento
23
TM
EVALED
AC - Serie EW
Serie EW – evaporatore ad acqua calda, con circolazione forzata
e scambiatore di calore a fascio tubiero esterno.
24
EVALEDTM AC – Serie RW
Serie RW – evaporatore ad acqua calda e scambiatore di calore
con superficie riscaldante raschiata.
25
EVALEDTM AC – caratteristiche acqua calda
Condizioni di evaporazione: 4 - 30 kPa, 30 - 70 C
Energia elettrica (pompe di circolazione riscaldanti e
raffreddanti): 12-30 kWh/ton di distillato
Energia da acqua calda: 300/600 kWh/ton di distillato
Fonte di calore da impianti di cogenerazione
26
Conclusioni
Completamento filiera BIOMETTM con:
Valorizzazione anche economica (bonus): energia termica
disponibile altrimenti inutilizzata
Miglioramento gestione digestato liquido: spandimento o
smaltimento
Gestione del digestato anche in contesti in cui non è possibile
lo spandimento: rifiuti, industrie ecc. con ottimizzazione dei
costi di gestione
Possibilità di riutilizzo con produzione di acqua industriale
di ottima qualità
27
Un esempio
Impianto da 999 kW elettrici da scarti agroindustriali o FORSU
Energia termica disponibile: circa 1000 KW termici
Energia termica richiesta da processo BIOMETTM in termofilia :
circa 20-25% grazie a ottimizzazioni costruttive del processo stesso
Quantità di digestato liquido: circa 30-35 ton/giorno
Energia termica richiesta per soluzione EVALEDTM EW+RW:
circa 700-750 kW
Recupero e sfruttamento quasi totale
dell’energia termica (CHP alta eff.)
28
Un esempio
Parametro
pH
TS
COD
N-NH4
Cloruri
Fosforo
UM
%
mg/l
mg/l
mg/l
mg/l
Digestato ingresso
Condensato in uscita
7-8
2-4
15-35.000
2-5.000
1500-3000
150-500
6-9
<0,1
<160
<15
<10
<5
(dopo separazione solido-liquido)
Tutti i nutrienti rimangono nel
concentrato valorizzabile!!!
29
Bilancio di materia
Digestato dopo separazione solido liquido
Portata: 35 m3/giorno
TS: 2%
EVALEDTM EW 60000
Dist 90-92%
37-38 m3/giorno
Concentrato
3-4 m3/giorno
TS 18-20%
EVALEDTM RW 6000
Conc RO a evaporazione
5-7 m3/giorno
RO
doppio stadio, doppio passaggio
Permeato allo
scarico
33.5-34 m3/giorno
Dist 70-75%
2.5-3 m3/giorno
Concentrato
1-1.5 m3/giorno
TS60-65%
alla valorizzazione
agronomica
o compostaggio o
smaltimento
Resa globale > 96%
30
Alcune foto
31
Alcune foto
32
Grazie
Ottavio Micheletti
[email protected]
www.veoliawaterst.it
+39 335 6413529
VWSItalia2011_BIOMETTM_Ita
33
Hauptversammlung 2012
28.08.2012, Heek
Christian Grotholt
Vorstandsvorsitzender
La cogenerazione in ambito biogas:
opportunità e soluzioni 2G
2G Energy
AG
Seminario
Agroenergia
- Vicenza 15/11/2013
Ing. Dino Viccari
www.2-g.it
1
Indice
1.
Presentazione Aziendale
2.
Motori 2G - Recupero termico e possibili applicazioni
3.
Normativa Italiana
4.
Caso applicativi
www.2-g.it
2
Sviluppo Aziendale
SVILUPPO STRATEGICO – 2G CAMBIA!
1995 – 2004
•
•
•
•
www.2-g.it
Fondazione
Crescita Competenze
Acquisizione di
esperienza
Sviluppo commerciale
nel mercato tedesco
biogas (regionale)
2004 – 2007
• Produzione e installazione dei
primi prodotti a gas naturale
• Sviluppo Commerciale nel
mercato tedesco biogas (a livello
nazionale)
• Primi ordini esteri
2007 – 2011
• Inizio della ottimizzazione dei
motori a gas
• Sviluppo della leadership
tecnologica
• Ampliamento della rete interna e
fondazione di diverse società
controllate
• Ampliamento della rete del gas
naturale in Germania
2011
• Istituzione di strutture aziendali
• Coinvolgimento concreto nella
realizzazione della rivoluzione
dell'energia attraverso 2G
soluzioni high-tech
• Aumento della domanda mondiale
di prodotti di cogenerazione 2G
3
Sviluppo Aziendale
Presenza a livello mondiale con installazioni in oltre 20 Paesi
www.2-g.it
4
Sviluppo Aziendale
Mercati di riferimento
Nordamerica
USA
Canada
www.2-g.it
Asia
Europa
Germania
Italia
Spagna
Francia
Gran Bretagna
Repubblica Ceca
Lettonia
Polonia
Turchia
Russia
Giappone
5
Sviluppo Aziendale
Numero di Dipendenti
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
www.2-g.it
470
430
300
219
127
50
60
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
6
Struttura del Gruppo
100%
90%
80%
90%
100%
100%
100%
100%
49%
2G Energietechnik
GmbH
2G Home GmbH
2G Drives GmbH
2G Solutions of
Cogeneration S.L.
2G Italia Srl
2G Energy Ltd.
2G Polska
Sp. z o.o.
2G Manufacturing
Inc.
2G Cenergy Power
Systems
Technologies Inc.
Fondazione: 1995
Fondazione: 1999
Fondazione: 2010
Fondazione: 2008
Fondazione: 2011
Fondazione: 2011
Fondazione: 2011
Fondazione: 2012
Fondazione: 2009
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7
Prodotti e Referenze
2G Portfolio
Prodotto
Potenza Elettrica
Alimentazione
G-Box
20 to 50 kW
Natural Gas
50 to 150 kW
Biogas
100 to 400 kW
Natural Gas / Biogas
200 to 450 kW
500 to 2.000 kW
2G-KWK-Serie
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8
Referenze Italia
9
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9
Referenze Italia
Serie
n. motori
kW installati
Filius
18
1.750
KWK
23
5.590
Agenitor
28
7.650
Avus
19
17.585
Totale
88
32.575
Numero moduli
20%
Potenza media = 370 kWe
22%
32%
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26%
Filius
KWK - MAN
Agenitor
Avus
10
Indice
1.
2.
3.
Normativa Italiana
4.
Caso applicativi
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11
Recupero del calore
Produzione di:
- Acqua calda;
- Acqua surriscaldata;
- Vapore
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12
Collettore di calore e gruppi di processo
Modalità di funzionamento
• Il sistema di distribuzione del calore può usufruire di un
sistema combinato di separatore idraulico e collettore
di calore
• Il separatore idraulico serve per bilanciare i circuiti
di mandata e di ritorno
• Il collettore di calore mette a disposizione il calore
disponibile ai diversi circuiti di utenza che ne
necessitano
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13
Collettore di calore e gruppi di processo
Modalità di funzionamento dei gruppi di processo
• Il gruppo di processo serve per alimentare con la corretta
potenza termica la relativa utenza.
• Modalità di funzionamento
miscelazione
secondo
il
principio
della
• Il componente principale è la valvola a tre vie
• Il circuito secondario di utenza è equipaggiato con una
pompa al fine di assicurare il flusso desiderato
• A seconda della richiesta termica, la valvola a tre vie miscela
nel circuito di utenza più o meno acqua calda proveniente dal
collettore.
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14
Recupero del calore
Un impianto che dissipa calore, non è un impianto efficiente.
Gli incentivi e le autorizzazioni sono sempre più legate alla COGENERAZIONE
41% - elettrico
15% - termico
28% - termico
Agenitor 306 – 250 kWe
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15
Utilizzo Calore
Allevamenti – Suinicoli ed avicoli (Teleriscaldamento)
La necessità di calore per la crescita di suini e broilers varia in base allo stadio di
crescita.
Durante i primi giorni le temperature da garantire all’interno dei capannoni passa
dai 33 C – 35 C nei primi giorni ai 20 C durante la fase finale.
Caldaie alimentate a GPL o gasolio sono la tecnologia maggiormente diffusa.
Sfruttare il calore del cogeneratore implica un risparmio di carburante.
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16
Utilizzo Calore
Essiccazione





Fieno;
Erbe;
Separato solido;
Cippato;
Cereali;
L’aria insufflata sui materiali viene scaldata direttamente dall’acqua proveniente dal
motore;
Ogni tipologia di materiale richiede temperature più o meno elevate.
Cippati, pellets ed altri prodotti legnosi richiedono alte temperature, mentre
materiali quali digesto ed erbe necessitano di bassa temperatura.
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17
Utilizzo Calore
Serre
Le serre rappresentano una delle applicazioni più interessanti nello sfruttamento
del calore residuo, grazie alla necessità di mantenere oltre 20 C la temperatura
interna con condizioni climatiche esterne particolarmente rigide.
E’ impensabile sostituire del tutto i sistemi tradizionali di riscaldamento, considerato
che nel periodo invernale, l’energia termica disponibile diminuisce a causa della
maggiore richiesta del fermentatore.
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18
Utilizzo Calore
Sistemi di abbattimento azoto - Scrubber
Lo
strippaggio
a
caldo
dell’ammoniaca rappresenta una
delle tecnologie più utilizzate per
ridurre l’azoto nel digestato.
Questo processo necessità di
molta energia termica per
prescaldare
il
liquame
in
ingresso,
aumentando
così
l’efficienza dello strippaggio
stesso.
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19
Indice
1.
2.
3.
Normativa Italiana
4.
Caso applicativi
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20
Normativa Nazionale
Decreto Ministeriale 06 Luglio 2012
Comma 8 – art. 8
Alla tariffa di riferimento per gli impianti a biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili
operanti in cogenerazione ad alto rendimento, spetta un premio così differenziato:
a) 40 €/MWh, per impianti alimentati dalle tipologie di cui al comma 4, lettera a), e
da bioliquidi sostenibili;
b) 40 €/MWh, per impianti a biomasse di cui al comma 4, lettera b), qualora il
calore cogenerato sia utilizzato per teleriscaldamento;
c) 10 €/MWh per gli altri impianti.
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21
Normativa Nazionale
Decreto Ministeriale 06 Luglio 2012
Comma 13 – art. 8
Il GSE eroga il premio di cui al comma 8, da applicare alla sola produzione netta
riconosciuta come energia elettrica cogenerata, con periodicità compatibile con
la verifica, da parte del GSE stesso, del rispetto delle condizioni stabilite dal decreto
del Ministro dello sviluppo economico 4 agosto 2011.
Il premio CAR (10 €/MWh) va moltiplicato solo per l’Energia Elettrica COGENERATA
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22
Normativa Nazionale
- Decreto Ministeriale 04 Agosto 2011
- Decreto Ministeriale 05 Settembre 2011
- Linee guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo
Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)
Concetti base:
 Un impianto si definisce CAR se il valore di PES (Primary Energy Saving):
> 0 per impianti di potenza < 1 MWe;
> 0,1 per impianti di potenza > 1 MWe.
 Il Calore utilizzato per scaldare il digestore NON è considerato «Calore Utile»
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23
Esempio
Impianto biogas 300 kWe (Agenitor 408) – Allevamento suino
Ore funzionamento: 8.500 h/anno
Energia introdotta: 732 kW x 8.500 h/y = 6.220.000 kWh
Energia elettrica generata: 300 kW x 8.500 h/y = 2.550.000 kWh
Potenza termica disponibile: 311 kWt
Potenza termica media per digestore: 100 kWt
Potenza termica utile per riscaldamento allevamento: 211 kW
Ore di utilizzo stimate: 2.000 h/anno circa
Energia termica utile: 422.000 kWh
Energia elettrica cogenerata: 316.500 kWh
Premio CAR annuale: 0,01 €/kWhe * 316.500 kWh = 3.165 €
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24
Esempio
Impianto biogas 300 kWe – Allevamento suino
Conviene?
L’investimento per la realizzazione della linea di teleriscaldamento non verrebbe
ripagato dal solo premio CAR, ma considerando anche il risparmio di combustibile
(GPL, Gasolio) la spesa iniziale può essere giustificata.
E’ opportuno valutare:
- Potenza termica disponibile;
- Lunghezza rete TLR da realizzare;
- Ore anno di utilizzo del calore;
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25
Strumentazione CAR
Strumentazione necessaria :
-
Contacalorie; UNI EN 1434-1 (2007) - Appendice C Linee Guida
Contatore energia elettrica; CEI EN 50470-1, 50470-2, 50470-3 (2007) - Appendice C Linee Guida
Misuratore portata biogas; UNI EN ISO 5167-1, 5167-2, 5167-3, 5167-4 (2004) – Linee Guida
Analizzatore biogas (% CH4)
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26
Indice
1.
2.
3.
Normativa Italiana
4.
Caso applicativi
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27
Progetto: Bio-Molkerei Söbbeke (Caseificio)
• Avus 500b (Biogas)
• 526 kW elettrici/ 675 kW termici
• CHP satellite nei pressi del caseificio
• Impiego di una struttura prefabbricata per ridurre al
massimo le emissioni acustiche (max. 45 dB(A) a
10 m)
• Ottima integrazione architettonica con la struttura
industriale
• Posizionamento all‘interno del parcheggio
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28
Progetto: Bio-Molkerei Söbbeke (Caseificio)
Rete biogas 1,2 Km
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29
Bio-Molkerei Söbbeke (Caseificio) – rete di microgas
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30
Progetto: Azienda Agricola Mucchiut
• KWK 370 (Biogas)
• 330 kW elettrici/ 393 kW termici
• Installazione in sala macchina
• Impiego di una cofanatura insonorizzante per ridurre
al massimo le emissioni acustiche (max. 65 dB(A) a
10 m)
• Utilizzo di calore per scaldare gli allevamenti di polli
da carne, sostituendo parzialmente le caldaie a
gasolio
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31
teleriscaldamento
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32
Allevamenti
Biogas
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33
Il nostro successo è
la soddisfazione dei nostri clienti
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34
Grazie per l‘attenzione
2G Italia Srl
Via della Tecnica, 7
37030 – Vago di Lavagno (VR)
Tel.: +39 045 8340861
Fax: +39 045 4720286
E-Mail: [email protected]
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35
BIOMASSE E BIOGAS:
ESPERIENZE GESTIONALI NEL
TELERISCALDAMENTO
dr. Andrea Ventura
Amministratore Delegato
Gruppo BIO ENERGIA
Consigliere Nazionale FIPER
Vicenza, venerdì 15 novembre 2013
18/11/2013
1
I NOSTRI IMPIANTI DI
TELERISCALDAMENTO


Impianto a biomasse legnose di Cavalese – Val
di Fiemme (Trento) - Bio Energia Fiemme SpA
Impianto a rifiuti organici e verde per la
produzione di biogas di Faedo – Bio Energia
Trentino srl
18/11/2013
Teleriscaldamento
Potenza
Caldaia per i carichi di picco
Per i carichi di base:
p.e. Cogeneratore biogas
Ore [h]
3
Teleriscaldamento
Sostenibilitá ecnonomica del teleriscaldamento dipende da:
•
Costo dell‘energia termica
•
Dimensionamento della rete
•
Consumo d‘energia termica / m di rete (kW/m).
Ottimale 1 kW allaccio /m
Importante distinguere tra carico di base e carico di punta:
Carico di punta é necessario soltanto in poche ore dell‘anno
è funzione del fattore di contemporaneitá
Il carico di base corrisponde in generale 30 – 50% del carico di punta
Per il fabbisogno massimo deve essere installata una caldaia ausiliaria che puó
esser utilizzata anche come caldaia di emergenza
4
Teleriscaldamento
5
Cosa facciamo oggi a Cavalese nella
nostra centrale a biomassa
associata al teleriscaldamento?




Produciamo circa 30.000.000 di kwh di
energia termica da biomasse legnose;
Evitiamo la combustione di 4.000.000 di litri di
gasolio
Produciamo circa 9.000.000 di kwh elettrici in
cogenerazione ad alta efficienza
Produciamo energia fotovoltaica
18/11/2013
6
La produzione di energia termica:
i combustibili utilizzati e potenziali
Refili da
segherie
il cippato in
scaglie
18/11/2013
7
Gli scarti del taglio forestale
18/11/2013
8
Le criticità delle biomasse






Umidità elevata (oltre 40%)
Pezzatura non sempre omogenea
Stagionalità d’utilizzo
Necessità di grande stoccaggio
Utilizzo fortemente concentrato in inverno
(dicembre-marzo)
Mercato sbilanciato da impianti per la
produzione elettrica realizzati senza la
disponibilità di biomassa sul territorio
18/11/2013
9
La produzione di energia termica


18/11/2013
Due caldaie a biomassa per
un totale di 9 MW di potenza
termica istallata
Una caldaia a biomassa da 6
MW associata a una turbina
elettrica da 1 MW
10
Il nostro teleriscaldamento






Avviamento: 1998
Allacciamenti attuali 650
Potenza integrazione: 4,5 MW (a gas)
Potenza soccorso: 5,5 MW (a gas)
Kwh Prodotti 2012/2013: 30.000.000
Kwh
Rapporto elettrico/termico: 1 : 4,4
18/11/2013
11
Il fabbisogno termico del territorio
12700
12200
11700
11200
10700
10200
9700
9200
8700
8200
7700
7200
6700
6200
5700
5200
4700
4200
3700
3200
2700
2200
1700
1200
700
200
1.
00
2.
00
3.
00
4.
00
5.
00
6.
00
7.
00
8.
00
9.
00
10
.0
0
11
.0
0
12
.0
0
13
.0
0
14
.0
0
15
.0
0
16
.0
0
17
.0
0
18
.0
0
19
.0
0
20
.0
0
21
.0
0
22
.0
0
23
.0
0
0.
00
Potenza
Carico termico
h
18/11/2013
12
La posa della rete
Oltre 35 Km di rete posata di diversa dimensione...
18/11/2013
13
Le misure fiscali per il teleriscaldamento
a biomassa


Art.8 comma 10, lettera f legge 448 dd
23.12.1998: 0,01032 €/kwh
Art.4 comma 4 ter, legge 354 dd
23.11.2000: 0,01549 €/kwh
Con legge finanziaria 448/98 art. 8 comma 10 lettera f (e successive modificazioni) veniva
riconosciuto agli utenti allacciati alle reti di teleriscaldamento alimentate a biomassa uno sconto
sulla tariffa di£.20 per kwh. termico utilizzato.
Successivamente, con legge 23.11.2000 n 354, per il periodo 3 Ottobre 2000 - 31 Dicembre 2000,
prorogato con la finanziaria 2001 a tutto il 30 Giugno 2001, la precedente riduzione di £.20 al kwh.
è stata elevata a £.50.
L’art. 29 della Finanziaria 2001 prevede inoltre che, agli utenti che si collegano dal 1 gennaio 2001
alle reti di teleriscaldamento alimentate da biomassa, è concesso un contributo pari a £.40.000 per
ogni KW di potenza allacciata.
Gli importi sopra indicati devono essere riconosciuti direttamente all’utente dalle Società di
produzione e possono essere recuperati quale Credito d’Imposta per compensazione, con la
presentazione mensile del mod. F24.
18/11/2013
14
Gli impianti a biogas e le
potenzialità di valorizzazione del
calore?
Impianti biogas in generale non seguono il
fabbisogno termico dell‘ utenza
Impianto di cogenerazione é ottimizzato per la
produzione d‘energia elettrica:
Energia termica é soltanto un „bonus“ aggiuntivo
15
Cosa facciamo oggi a Faedo nella
nostra centrale a FORSU associata
al teleriscaldamento?






Trattiamo 25.715 tonnellate di FORSU
Trattiamo 8.500 tonnellate di verde urbano
Produciamo in termofilia (55 gradi) biogas con
metano mediamente tra il 56% e il 60%
Alimentiamo un gruppo di cogenerazione da 1
Mw elettrico
Immettiamo in una micro rete di
teleriscaldamento in costruzione l’energia
termica eccedente
Produciamo 12.000 ton di compost
18/11/2013
16
5. ASPETTI GESTIONALI
FRAZIONE UMIDA
25.715 t/anno
FRAZIONE VERDE
8.500 t/anno
PRETRATTAMENTO
IMPURITÁ – 400
t/a
DIGESTIONE
ANAEROBICA
BIOGAS – 5.104
t/a
BIOOSSIDAZIONE
MATURAZIONE
PERDITE DI
PROCESSO 18.417 t/a
RAFFINAZIONE
IMPURITÁ –
1.369 t/a
STOCCAGGIO
COMPOST –
12.000t/a
17
BIOENERGIA TRENTINO
L‘impianto:
•
•
•
•
•
Rilascia emissoni odorigene
Rilascia emissioni atmosferiche
Rilascia scarichi idrici
Consuma risorse naturali
È una fonte di rumore
La questione non é il SE, ma il QUANTO
18
SCELTA DEL SITO per impianto a
biogas da rifiuti
19
Layout dell‘impianto di Faedo
CANNA
FUMARIA
BIOFILTRO
20
Generale
Recupero dell‘ energia termica
Generatore
Motore
Valorizzazione di
calore
G
TI
C
Scambiatore di
calore 1:
Raffredamento
motore
Scambiatore di
calore 2
Recupero termico gas
di scarico
21
La rete di teleriscaldamento
connessa all’impianto a biogas
•
La sua convenienza dipende dalle utenze a valle
•
Infrastruttura complessa che necessità di caldaie di soccorso e integrazione per
garantire la continuità del servizio
•
Schema funzionale con cogenerazione a biogas presso l’impianto che svolge
funzione di base e con caldaia integrazione per i picchi o per periodi di fermo
•
Extra costi importanti da valutare in funzione del calore collocabile a valori di
mercato sull’utente finale tenuto conto pure delle agevolazioni all’utente generate
dai crediti d’imposta.
Ci sono alternative?
•
Possibilità di valutare lo spostamento della cogenerazione in zona limitrofa agli
utenti realizzando un gasdotto per il trasferimento del biogas e utilizzando in loco
solo parte del biogas per il calore di processo.
22
23
Grazie per l’attenzione...





Bioenergia Fiemme SpA via Pillocco, 4
38033 Cavalese (TN)
Tel 0462-235173
Fax 0462-239609
www.bioenergiafiemme.it
[email protected]
18/11/2013
24
Il recupero del calore dagli
impianti a biogas
Utilizzo di calore residuo per la produzione di
energia elettrica
Vicenza – 15/11/2013
Romano Selva – SOGESCA srl
CONTESTO
1. Impianti di generazione elettrica da fonte rinnovabile si sono diffusi
rapidamente nel mercato italiano grazie ad un sistema di incentivazione in
conto energia che remunera efficacemente gli investimenti (certificati verdi e
tariffe omnicomprensive).
2. I meccanismi di incentivazione introdotti prima dell’ultima revisione del 6 luglio
2012 non premiano l’assetto cogenerativo degli impianti e ciò ha determinato la
diffusione di impianti in assetto esclusivamente elettrico;
3. Ciò determina la possibilità di introdurre sistemi di recupero energetico su fumi
e camicie dei generatori al fine di valorizzare il calore prodotto sotto forma di
energia termica ad eventuali utenze termiche limitrofe o attraverso la
produzione di energia elettrica attraverso l’installazione di macchine a fluido
organico (ORC), che possono lavorare a bassa temperatura d`ingresso (LTORC);
4. In particolare l’installazione di un LT-ORC in testa ad un cogeneratore ad olio
vegetale può determinare un aumento della potenza elettrica resa a parità di
combustibile impiegato compreso tra il 5% e il 10% della potenza nominale del
generatore sottostante.
RECUPERO TERMICO COGENERAZIONE
1. Impianti di generazione elettrica alimentati a biomassa realizzati fino al 31
dicembre 2012 godono di un sistema di incentivazione introdotto con il dlgs
28/2011; in particolare è attribuita una tariffa omnicomprensiva di 0,28 €/kWh
per gli impianti di potenza inferiore a 1 MW
2. I meccanismi di incentivazione introdotti prima dell’ultima revisione del 6 luglio
2012 non premiano l’assetto cogenerativo degli impianti e ciò ha determinato la
diffusione di impianti in assetto esclusivamente elettrico;
3. Ciò determina la possibilità di introdurre sistemi di recupero energetico su fumi
e camicie dei generatori al fine di valorizzare il calore prodotto sotto forma di
energia termica ad eventuali utenze termiche limitrofe o attraverso la
produzione di energia elettrica attraverso l’installazione di macchine a fluido
organico (ORC), che possono lavorare a bassa temperatura d`ingresso (LTORC);
4. In particolare l’installazione di un LT-ORC in testa ad un cogeneratore può
determinare un aumento della potenza elettrica resa a parità di combustibile
impiegato compreso tra il 5% e il 10% della potenza nominale del generatore
sottostante.
FUNZIONAMENTO DI UN IMPIANTO ORC
1. Il calore disperso viene intercettato
dall’evaporatore nel quale il fluido di
lavoro viene portato ad ebollizione,
trasformandolo
in
vapore
sotto
pressione;
2. Il vapore passa attraverso l’espansore
a doppia vite che collegato ad un
generatore produce energia elettrica;
3. Il vapore espanso viene fatto
raffreddare e condensare, fino a
tornare allo stato liquido all’interno del
condensatore;
4. Il ciclo si completa con il fluido di
lavoro che viene pompato a pressione
più elevata, tornando così alle
condizioni iniziali.
SCHEMA ESEMPLIFICATIVO
D’IMPIANTO
SCHEMA DI IMPIANTO
La Green Machine recupera l’energia termica generata
dall’impianto di generazione elettrica sottostante dai fumi
e camicie, per incrementare la produzione di energia
elettrica. L’intervento si configura come una variante non
sostanziale
dell’autorizzazione
dell’impianto
di
generazione esistente
Impianto di
generazione
da FER
ORC
Contatore elettrico
Alternatore
Contacalorie
Scambiatore
Rete elettrica
Trasformatore
SCENARI DI INTERVENTO
1. Possono essere ipotizzati due scenari di intervento in cui ORC determina un
miglioramento dell’efficienza elettrica dell’impianto:
SCENARIO 1 - incremento della potenza elettrica dell’impianto sottostante;
SCENARIO 2 - riduzione dei consumi di MATERIA PRIMA a parità di potenza
resa;
2. La tabella seguente mostra le condizioni di applicabilità dei due schemi:
A che impianti si applica
Azioni da attivare per
applicazione
P < 950 kW in TO e
P qualsiasi per impianti
soggetti a CV
Variante non sostanziale;
comunicazione a GSE;
comunicazione ad ENEL aumento
potenza immessa
P >= 950 in TO o impianti
iscritti a registro
Necessario Decreto del MISE che
disciplini regole di comportamento
Qualsiasi impianto
Variante non sostanziale;
comunicazione variante a GSE
Scenario 1
Scenario 2
SCENARIO 1
Caratteristiche generali impianto
Caratteristiche Impianto
Potenza nominale ORC
Potenza netta ORC
Ore equivalenti di funzionamento
Produttività annua impianto
Valore Tariffa omnicomprensiva percepita dall’impianto
Vita media stimata dell'impianto e concessione incentivo
Costo impianto
Unità
37,7
kWe
34
kWe
8.000
hequ
272.000,00
da 0,28
15
300.000
kWhe/anno
€/kWh
anni
€
Durata finanziamento
10
anni
Equity
30
%
SCENARIO 1
Prospetto finanziamento impianto
Investimento
Mutuo
Equity
tasso
€ 300.000,00
€ 210.000,00
€ 90.000,00
30%
7,50%
rientro al 31/12
Anni
Piano decurtazione
capitale (anni)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
TOT
€
€0
-€ 36.750
-€ 35.175
-€ 33.600
-€ 32.025
-€ 30.450
-€ 28.875
-€ 27.300
-€ 25.725
-€ 24.150
-€ 22.575
€0
€0
€0
€0
€0
€
0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
10,0%
0,0%
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0,0%
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100%
-
decurtaz
interessi
€
€0
-€ 15.750
-€ 14.175
-€ 12.600
-€ 11.025
-€ 9.450
-€ 7.875
-€ 6.300
-€ 4.725
-€ 3.150
-€ 1.575
€0
€0
€0
€0
€0
296.625,00 86.625,00 -
decurtazione
capitale
€
€0
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
-€ 21.000
€0
€0
€0
€0
€0
210.000,00
fido c/c
€
€ 210.000
€ 210.000
€ 189.000
€ 168.000
€ 147.000
€ 126.000
€ 105.000
€ 84.000
€ 63.000
€ 42.000
€ 21.000
€0
€0
€0
€0
€0
SCENARIO 1
Cash Flow
Cash flow ORC 34 kW lordi integrati su cogeneratore a tariffa omnicomprensiva (decreto del fare)
Profit & Losses 2014-2028
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
€uro
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
Earnings
107.392
100.096
81.382
81.715
82.055
93.825
94.179
94.539
94.907
95.281
95.664
96.054
96.452
96.858
97.272
1.407.671
risparmi di produzione per mancato consumo ausiliari
16.000
16.320
16.646
16.979
17.319
17.665
18.019
18.379
18.747
19.121
19.504
19.894
20.292
20.698
21.112
276.695
tariffa omnicomprensiva
91.392
83.776
64.736
64.736
64.736
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
76.160
1.130.976
4.000
4.120
4.244
4.371
4.502
4.637
4.776
4.919
5.067
5.219
5.376
5.537
5.703
5.874
6.050
74.396
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
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4.000
4.120
4.244
4.371
4.502
4.637
4.776
4.919
5.067
5.219
5.376
5.537
5.703
5.874
6.050
74.396
Earnings - Cost of goods sold
103.392
95.976
77.139
77.344
77.553
89.188
89.402
89.619
89.839
90.062
90.288
90.517
90.749
90.984
91.221
1.333.275
Personell Costs
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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Amministratore unico
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Tecnico di centrale
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Guardiania
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Personale amministrativo
0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Miscellaneous (costi elettricità, ufficio, fax, acqua, telefoni ecc)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
EBITDA
103.392
95.976
77.139
77.344
77.553
89.188
89.402
89.619
89.839
90.062
90.288
90.517
90.749
90.984
91.221
1.333.275
210.000
Cost of goods sold
affitto area
manutenzione full
Amortization
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
21.000
0
0
0
0
0
Leasing/Funding
0
0
0
0
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0
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
EBIT
82.392
74.976
56.139
56.344
56.553
68.188
68.402
68.619
68.839
69.062
90.288
90.517
90.749
90.984
91.221
1.123.275
Straordinary Expenses (costo affitto azienda)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
interest
15.750
14.175
12.600
11.025
9.450
7.875
6.300
4.725
3.150
1.575
0
0
0
0
0
86.625
1.036.650
Gross Profit
66.642
60.801
43.539
45.319
47.103
60.313
62.102
63.894
65.689
67.487
90.288
90.517
90.749
90.984
91.221
Taxes
14.742
27.526
18.716
16.370
17.484
19.846
22.809
22.467
23.035
23.354
29.517
34.137
32.974
33.402
33.395
369.773
Net Profit
51.900
33.275
24.822
28.949
29.619
40.467
39.293
41.428
42.655
44.134
60.771
56.381
57.775
57.581
57.826
666.877
Cumulative Net Profit
51.900
85.175
109.998
138.947
168.566
209.033
248.327
289.754
332.409
376.543
437.314
493.695
551.470
609.051
666.877
SCENARIO 1
Grafico Cash flow e IRR
Cash Flow cumulativo impianto ORC
800.000,00
700.000,00
Profitto netto dopo le tasse
600.000,00
500.000,00
IRR unlevered (prima delle imposte)
29,35%
IRR unlevered (dopo le imposte)
17,85%
IRR levered 30/70 (prima delle imposte)
18,78%
IRR levered 30/70 (dopo le imposte)
10,73%
400.000,00
300.000,00
200.000,00
100.000,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Esempi - ELECTRATHERM
 Fondata nel 2005
 Circa 50 impiegati
 Tecnologie brevettate e in attesa di
brevetto
 25 macchine operative
 Oltre 110.000 ore di lavoro
 Sede centrale: Reno, Nevada, USA
 Vendita e assistenza in UE :
• Verona, Italia
• Brno, Repubblica Ceca
• Oradea, Romania
CASI STUDIO
1. MOTORE A COMBUSTIONE INTERNA IN USA
Sito
Texas,USA
Potenza lorda media prodotta
20 kWe
Ore di funzionamento
5075 ore
Calore in ingresso
235 – 450 kWt
Temperatura acqua calda ingresso
82 – 88 °C
Portata acqua calda
12.6 l/s
Raffreddamento con condensatore ad aria
Temperatura ambiente
-1 °C - 38 °C
2. BIOGAS IN GERMANIA
Sito
Treckwitz, Germania
30 - 35 kWe
5240 ore
Calore in ingresso
375 – 450 kWt
90 – 95 °C
Portata acqua calda
39 m3/h
0 °C - 15 °C
CASI STUDIO
3. BIOGAS IN REPUBBLICA CECA
Sito
Straznice,Rep. Ceca
30 - 40 kWe
3759 ore
Calore in ingresso
500 kWt
95 - 103 °C
Portata acqua calda
35 m3/h
Raffreddamento ad acqua
0 °C - 20 °C
4. CALDAIA A BIOMASSA CON GASSIFICAZIONE IN ITALIA
Sito
Modena, Italia
40 - 50 kWe
522 ore
Calore in ingresso
750 kWt
110 - 116 °C
Portata acqua calda
10 l/s
Temperatura ambiente media
10 °C
L’opzione biometano e l’utilizzo integrale del biogas
Vicenza, 15 novembre 2013!
Piero Mattirolo - AdMil srl
Strada Savonesa 9
15057 Tortona AL
[email protected]
!
Agroenergia
EnergEtica
•  Costituzione di EnergEtica, nel 2007,
come Onlus, per unire agricoltori e
industriali interessati allo sviluppo
delle agroenergie !
Obiettivi
• 
Creare un distretto agroenergetico
nel Nord Ovest italiano
• 
Fare lobbying per le agroenergie in
un contesto dominato dagli ex
monopolisti dell’energia
• 
Promuovere una visione etica ed
ambientalmente compatibile
dell’innovazione in agricoltura!
www.agroenergia.eu!
Ambiti
• 
Comunicazione e formazione
• 
Ricerca
• 
Diffondere informazioni complete ed
obiettive sulle nuove tecnologie e
pratiche
• 
Servizi per favorire il decollo di
progetti agroenergetici con la
rimozione dei principali ostacoli:
burocrazia, incertezze
tecnologiche, risorse finanziarie,
etc.!
Attività di informazione e studio
• 
• 
Mostra Convegno Agroenergia
Seminari presso le province:
– 
– 
– 
– 
– 
– 
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– 
Alessandria
Pavia
Cuneo
Vercelli
Torino
Mantova
Padova
Siracusa
Enna
Udine
Bologna
Piacenza
Grosseto
Pordenone
Ragusa
Bari
Viterbo
Ravenna
Salerno
Ferrara
Foggia
Treviso
Latina
Caltanissetta
Oristano
Caserta
(Questi eventi si propongono espressamente come
occasione di confronto con tutti gli attori della filiera e
con
l’ente
pubblico,
(provincia,
ARPA, etc.).
Piero
Mattirolo
- AdMil
srl
!
Strada Savonesa 9
15057 Tortona AL
[email protected]
!
www.agroenergia.eu!
Osservatorio Agroenergia – Il Biometano
Presentato a Milano il 12 febbraio
2013: analisi delle esperienze
internazionali, valutazione del
potenziale e delle prospettive di
sviluppo, conti economici e proposte di
policy.
Documento scaricabile sul sito
www.agroenergia.eu!
www.agroenergia.eu!
I principali vantaggi del biometano
Uso efficiente delle risorse (cogenerazione delocalizzata)
Pluralità d’usi, trasportabilità
Filiera carbon-negative
Sviluppo dell’economia locale (biogas filiera italiana)
Programmabile (come biogas)
Riduzione fuel risk (produzione da feedstock nazionali)
Maggiore flessibilità rispetto al biogas
www.agroenergia.eu
LCA a confronto
www.agroenergia.eu!
Un punto sul biogas in Italia
•  989 impianti realizzati e allacciati a fine 2012
•  Impianti realizzati in T.O. (tariffa onnicomprensiva): 622
•  Taglia media impianti realizzati in T.O.: 958 kW/h
•  (Prima della T.O., la taglia media era 654 kW/h)
La maggior parte degli impianti realizzati in T.O. è stata della taglia massima
consentita dalla tariffa (999 kW/h) !!
www.agroenergia.eu!
L’alimentazione degli impianti italiani
In crescita!
•  Dati indicativi (alimentazione
può variare nel tempo, in
funzione evoluzione prezzi)
FORSU
6%
Effluenti e
sottoprodott
i
22%
•  Netta prevalenza di colture
energetiche, rispetto a
sottoprodotti
Colture
energetiche
+ altro
72%
!
Elaborazione su dati Censimento impianti biogas 2013, CRPA e Rapporto ISPRA 2013
www.agroenergia.eu!
Per il biometano la situazione si inverte
FORSU, 4%!
Agricoli,
96%!
Più semplice
gestire effluenti
zootecnici in
impianti per
rifiuti, che
gestire rifiuti in
impianti agricoli!
FORSU,
70%!
Agricoli,
30%!
Ieri!
Domani?!
Problematiche:!
•  Vincolo di utilizzo
sottoprodotti comporta
dimensioni di impianto
maggiori rispetto a
biomasse coltivate!
•  Produzione di biometano
si avvantaggia di
economie di scala!
Struttura costi biometano
Osservatorio Agroenergia 2013!
www.agroenergia.eu!
I conti del biometano
•  La slide successiva evidenzia i costi di produzione rilevati su 3
impianti, sostanzialmente identici, su un territorio comune e
alimentati con biomasse coltivate
•  Il costo risultante in basso è quello del contenuto di biometano, a
metro cubo, prima dell’aggiunta dei costi di upgrading e
compressione per la messa in rete
Costi del biogas agricolo da biomasse coltivate
!
Costo biomasse a giorno €!
Imp. 1!
3000!
Note!
!
40 ton x 50€ mais; 10 !
ton farina gl. a 100€!
Imp. 1!
3500!
Note!
!
Imp. 1!
56 ton mais;1,5 ton farina !
mais!
1700!
Costo biomasse anno!
1095000!
!
!
1277500!
!
!
620500!
Ammortamenti senza elettrico!
333333!
!
!
333333!
!
!
333333!
Personale!
40000!
!
!
40000!
!
!
50000!
Contratto full service!
120000!
Senza parte elettrica! !
130000!
Senza parte elettrica!
!
120000!
Autoconsumi!
100000!
?!
!
40000!
Con f.v.!
!
100000!
Gasolio e ammortamenti mezzi!
20000!
!
!
15000!
!
!
50000!
1711333!
!
!
1705833!
!
!
1275533!
! !
!
! !
!
! Produzione elettrica kWe!
8000000!
!
!
8000000!
!
!
8000000!
Equivalente biometano!
2352941!
!
!
2352941!
!
!
2352941!
! !
!
! !
!
Costo biometano per upgrading !
€ 0,73!
!
!
€ 0,72!
!
!
€ 0,54!
Costo upgrading!
€ 0,12!
!
!
€ 0,12!
!
!
€ 0,12!
Costo compressione e distribuzione!
€ 0,15!
!
!
€ 0,15!
!
!
€ 0,15!
! !
!
! !
!
€ 1,00!
!
!
€ 0,99!
!
!
Totale costi senza cogenerazione!
!
!
!
Costo biometano!
www.agroenergia.eu!
!
!
€ 0,81!
I livelli di prezzo
•  Nel grafico che segue sono riportati rispettivamente:
–  Il livello di prezzo medio GME per Sm3 (che dovrebbe
costituire il riferimento per i nuovi incentivi)
–  Il livello stimato dei CIC (Certificati Immissione al Consumo),
conteggiato in base alle Gcal equivalenti, in funzione del
differenziale del biodiesel su diesel petrolifero (150 €/ton)
–  Viene anche riportato, per semplice confronto, il livello della
Tariffa Onnicomprensiva (TO) in vigore per la produzione
elettrica fino allo scorso anno, equivalente a 1,05€/Sm3
Costi e prezzi di mercato
€/Sm3!
Livello TO elettrica
(0.28 €=1.05€)
!
!
Ipotesi incentivo fino a 500 Sm3/h e alimentazione rifiuti.
!
Prezzo di mercato comprensivo C.I.C.
0,30€ (Prezzo GME)!
!
Dimensione impianto kWh equivalenti
www.agroenergia.eu!
Caro biometano, ma quanto mi costi?
(€ per Sm3)!
1,20 !
1,00 !
0,80 !
0,60 !
Margine Distribuzione!
0,40 !
0,20 !
0,00 !
Prezzo medio Prezzo alla Prezzo GME Ritiro GME x
GME!
pompa senza
+ CIC!
alim. rifiuti e
IVA!
sottoprod.!
Costo
Costo
biometano biometano da
agricolo!
rifiuti!
Costo
biometano
agricolo
"marginale"
extra rete!
Il biometano agricolo
Scarsa competitività, alle attuali condizioni di mercato, del
biometano agricolo rispetto al gas naturale!
Gli impianti potrebbero produrre fino 60% di biogas in più,
sostanzialmente senza ulteriori investimenti!
Poiché i costi di ammortamento e gestione costituiscono circa il
25-30% del costo del biogas, questo biogas aggiuntivo,
“marginale”, potrebbe avvicinarsi alla competitività!
www.agroenergia.eu!
Il biometano agricolo “marginale”
Quanto sarà la decurtazione
nella versione finale del
decreto?!
!
Decreto
0,80biometano: ipotesi incentivo fino a 500 Sm3/h e alimentazione rifiuti.
0,70
0,68
0,64
Prezzo di mercato comprensivo C.I.C.!
!
0,60incentivo fino a 500 Sm3/h e alimentazione rifiuti, ma con decurtazione 50% per rifacimenti o potenziamenti
Ipotesi
0,52
0,50
0,50
0,40
0,30
0,30€ (Prezzo
GME)!
0,20
Colture energetiche
0,10
Misto
0,00
500 kWh
1000 kWh
Le concentrazioni di impianti non sono un
problema ma un’opportunità per il biometano!
Nord: 870(88%)!
Sardegna: 10(1%)
5 MWe !
Centro: 80 (8%)!
Sud: 29 (3%)!
www.agroenergia.eu!
Impianti agricoli consortili e utilizzo diretto
Digestore!
Digestore!
Upgrading!
Digestore!
Digestore!
Conclusioni
• 
Esistono buone potenzialità per lo sviluppo di biometano da rifiuti. Il suo
utilizzo diretto, nei mezzi pubblici in particolare è sicuramente opportuno
• 
Non si vedono possibilità per biometano da impianti agricoli ad hoc,
salvo in dimensioni particolarmente grandi
• 
Esistono possibilità interessanti per biometano da impianti agricoli
esistenti, se non gravato dai costi di investimento (impianti biogas
elettrici a fine incentivazione o eccedenze da cogenerazione)
• 
Potrebbe avere un ruolo più importante in un ridisegno dei prezzi dei
carburanti, che riflettesse il loro impatto ambientale, anziché le
necessità di cassa dello Stato (il più penalizzato sarebbe il metano
fossile, oggi non soggetto ad accise)
Grazie per l’attenzione
Contatti:
Piero Mattirolo
Agroenergia
[email protected]
Tel. 0131 860 900 / 3482210678!
Piero Mattirolo - AdMil srl
Strada Savonesa 9
15057 Tortona AL
[email protected]
!
www.agroenergia.eu!

Un progetto per l`utilizzo sostenibile del calore negli

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