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Le bioenergie: una fonte rinnovabile affidabile, programmabile e flessibile - Luigi Mazzocchi

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La presentazione realizzata il 6 novembre 2020 da Luigi Mazzocchi in occasione dell'evento "Il ruolo delle bioenergie nella transizione energetica.

L'appuntamento si è inserito nelle attività di divulgazione del Progetto Complesso "Reti Intelligenti per la gestione efficiente dell'energia", sviluppato nell'attuale programmazione comunitaria POR FESR Sardegna 2014-2020.

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Le bioenergie: una fonte rinnovabile affidabile, programmabile e flessibile - Luigi Mazzocchi

  1. 1. Le bioenergie: una fonte rinnovabile affidabile, programmabile e flessibile 6 Novembre 2020 L. Mazzocchi
  2. 2. Sommario • La decarbonizzazione dell’economia, obiettivi, conseguenze • La natura rinnovabile delle produzioni energetiche da biomasse/biogas • Gli aspetti positivi di questa fonte (producibilità, programmabilità, flessibilità, cogenerazione) • Le limitazioni e le barriere, reali e/o percepite, che condizionano lo sviluppo del settore • Nuove opzioni: biometano, Power to Gas • Cenni a studi ed esperienze condotte da RSE: – upgrading del biogas, – trattamento dei fumi da combustione di biomasse legnose
  3. 3. La decarbonizzazione del sistema elettrico Un nuovo mix di fonti, nuove esigenze L’Italia, come tutta l’Europa e gran parte del mondo, è impegnata nella lotta ai cambiamenti climatici La principale azione in corso è ridurre l’uso dei combustibili fossili, attraverso: • Utilizzo di fonti rinnovabili di energia (a partire dalla produzione elettrica, ma ormai in estensione ai settori calore, raffrescamento, trasporti) • Maggiore efficienza negli usi finali Il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima è, nel suo insieme, coerente con questi obiettivi, e li persegue con convinzione, assieme a quelli di: • costi ragionevoli • sicurezza di approvvigionamento
  4. 4. Il sistema elettrico: evoluzione al 2030 Capacità Installata 4
  5. 5. Generazione elettrica Il sistema elettrico: evoluzione al 2030 5
  6. 6. Il sistema elettrico: uno scenario al 2030 • Potenza installata e produzione da gas e idro sostanzialmente costanti • Scomparsa del carbone e dei derivati del petrolio • Forte incremento di eolico e fotovoltaico (x 3) • Permane basso utilizzo degli impianti a gas  rischio dismissione di una parte È lo scenario «PNIEC 2020», che risponde all’obiettivo europeo -43 % emissioni di CO2 al 2030. Si stanno elaborando scenari più ambiziosi (-55% al 2030, emissioni zero al 2050) • CRITICITA’? • Adeguatezza (= garanzia di soddisfare la domanda di punta) • Flessibilità (= capacità di un’unità di produzione, consumo e/o accumulo di modificare ampiamente e rapidamente lo scambio con la rete) 6
  7. 7. Qual è la fonte di energia ideale ? In una logica di de-carbonizzazione occorrerebbe una fonte di energia: • Rinnovabile (basse emissioni di CO2 sul ciclo di vita) • Con costi di produzione ragionevoli • Con accettabile impatto ambientale locale • Affidabile e disponibile • Manovrabile e flessibile Esiste ? In buona misura sì: idroelettrico a serbatoio bioenergie
  8. 8. La biomassa: una fonte di energia rinnovabile (a certe condizioni) • Biomassa legnosa in cogenerazione: emissione di CO2 sul ciclo di vita ≈ fotovoltaico su edificio (qualche decina di gCO2/kWh) • Biogas per produzione elettrica, calore, biometano: a seconda delle materie prime impiegate e di come si tratta il digestato, c’è un ampio range, emissioni anche fortemente negative (reflui zootecnici) e, all’opposto, confrontabili o addirittura superiori al GN (circa 350 gCO2/kWh). Occorre grande impegno nel perseguire la sostenibilità ambientale
  9. 9. Adeguatezza: quanta capacità? Secondo l’analisi riportata nel Rapporto Adeguatezza Italia 2019 di Terna, al 2030, con una penetrazione delle FERNP di +39 GW rispetto al 2018, «la capacità termoelettrica necessaria per garantire un sistema adeguato (LOLE = 3h) risulta pari a circa 55 GW» Servirà: • sostituire la capacità produttiva a carbone e derivati dal petrolio con capacità a gas • Utilizzare il termoelettrico in maniera sempre più flessibile (poche ore di funzionamento/anno ) Ma c’è spazio per altre tecnologie di tipo programmabile, fra cui biomasse/biogas 9
  10. 10. La biomassa: produttività, contributo all’adeguatezza POTENZA (MW) PRODUZIONE (GWh el) ORE/ANNO Fatt. di carico EOLICO 10715 20202 1885 22% FV 20865 23689 1135 13% BIOM. LEGNOSA 783 4197 5360 61% BIOGAS 1455 8277 5689 65% Dati TERNA 2019 Alta produttività (Eolico x 3, FV x 5)  compensa almeno in parte i CAPEX più alti Forte contributo all’adeguatezza del SE: • Bioenergie producono per oltre il 60 % del tempo • La fonte è sempre disponibile
  11. 11. La flessibilità Il sistema «de-carbonizzato» ha sempre più potenza non programmabile (sole e vento) e ha bisogno di flessibilità. Quali nuovi strumenti ? • Accumulo elettrico • Flessibilità delle FER programmabili: bioenergie, geotermia (ovviamente idro a bacino, risorsa non nuova) • Flessibilità delle FER Non Programmabili (Fotovoltaico, eolico) • Demand Response • Vehicle to grid • Interconnessioni con mercati confinanti Sono risorse limitate e, in diversa misura, costose. Di fatto, adeguatezza e flessibilità costringono a protrarre l’uso delle fonti fossili (soprattutto gas naturale). 11
  12. 12. La flessibilità del biogas 12
  13. 13. Può un impianto a biogas partecipare al mercato del bilanciamento? oggi domani? Il profilo di produzione piatto consente il conseguimento del massimo beneficio economico in relazione alla vigente normativa che regola l’accesso alle tariffe incentivanti Un profilo di produzione modulato potrebbe, nel rispetto della quantità di energia incentivata immessa in rete (su base giornaliera, settimanale, ...) consentire l’offerta di servizi ancillari ed il conseguimento di ulteriori benefici economici per il titolare dell’impianto 13
  14. 14. Offrendo ‘a salire’ al prezzo di 350 €/MWh, nell’anno preso come esempio si sarebbe avuto un utile di circa 36600 €, purché: • tutta l’energia offerta venga acquistata; • sia sempre possibile riacquistare la quantità di energia che occorre per riportare la produzione netta entro i limiti previsti per l’incentivo Partecipazione a MB: risultati 14
  15. 15. Perché non si fa? Gli impianti a biogas sono, in gran parte, già tecnicamente adatti per capacity market e MSD. Per modulare la produzione servono, al più, piccole modifiche e investimenti modesti. • Un impianto biogas ha, tipicamente, un gasometro con possibilità di accumulo di 2-3 ore (eventualmente incrementabile con un piccolo investimento) • La modulazione di un cogeneratore a biogas può, di norma, essere effettuata modulando fra il 50% e d il 100% Ma allora perché non si fa? 15
  16. 16. • DM 6 luglio 2012: accesso alla Tariffa Omnicomprensiva solo per impianti di potenza < 1 MW. Molti impianti hanno motori di taglia superiore, ma se superano anche per brevi periodi i 1000 kW rischiano la perdita dell’incentivo (elevato). Di fatto si scoraggia un utilizzo flessibile Queste barriere decadranno a fine incentivo, ma perché aspettare? 16 Le barriere regolatorie Gli impianti a biogas metterebbero a disposizione circa 1000 MW di potenza controllabile, di cui il sistema ha bisogno. Basterebbe stabilire che i 1000 kW sono non il valore istantaneo ma la media ad es. su un anno: non riduce la produzione da rinnovabili e non genera un aumento degli oneri in bolletta
  17. 17. PROD. ELETTRICA (GWh) PROD. TERMICA (GWh) ηEL (ipotesi) ηTH ηtot BIOMASSA SOLIDA 1993 5186 15% 39% 54% BIOGAS 5404 2485 37% 17% 54% La biomassa e la cogenerazione Elab. RSE su dati GSE e TERNA Solo impianti cogenerativi Rendimento globale inferiore all’ottimo (85 ÷ 90 %) per diverse ragioni: • Biomassa solida: funzionamento impianti anche fuori dalla stagione di riscaldamento (effetto degli incentivi elettrici) • Biogas: scarsa domanda termica nei pressi degli impianti Le bioenergie consentono la cogenerazione, ma il sistema va ottimizzato
  18. 18. Le biomasse: limitazioni, barriere (reali o percepite) Il costo di produzione • più alto di altre FER (CAPEX + OPEX) • Costo variabile ≠ zero (a differenza di sole, vento) Qualche risposta: • LCOE non tiene conto del valore della disponibilità / flessibilità • Incentivazione della sola produzione è superata, consentire e valorizzare i servizi • Maggiore efficienza globale in CHP migliora lo sfruttamento della biomassa, riduce l’incidenza della biomassa sui costi • Incentivi elettrici troppo generosi distorcono il mercato, non inducono a ottimizzare la filiera • Nuovi modelli di business (autoconsumo elettricità e calore, anche in Energy Communities) rendono le bioenergie economicamente sostenibili
  19. 19. Le biomasse: limitazioni, barriere (reali o percepite) Le emissioni locali • Non critiche per il biogas • Polveri, Nox  problema reale er combustione biomasse legnose, per taglie piccole/tecnologie inadeguate • Rendono problematica l’accettazione sociale Risposte: • Realizzare impianti medio-grandi (CHP > 0.5 ÷ 1 MWt, in teleriscaldamento) al posto di combustione «domestica» • Abbattimento polveri = problema risolto (filtri a maniche) • NOx facilmente risolvibile
  20. 20. Le biomasse: limitazioni, barriere (reali o percepite) Le emissioni locali • Non critiche per il biogas • Polveri, Nox  problema reale er combustione biomasse legnose, per taglie piccole/tecnologie inadeguate • Rendono problematica l’accettazione sociale Risposte: • Realizzare impianti medio-grandi (CHP > 0.5 ÷ 1 MWt, in teleriscaldamento) al posto di combustione «domestica» • Abbattimento polveri = problema risolto (filtri a maniche) • NOx facilmente risolvibile
  21. 21. Le biomasse: limitazioni, barriere (reali o percepite) Disponibilità di biomasse, uso del suolo, sostenibilità • Biomassa legnosa  distruzione di un «pozzo» naturale di CO2 (?) • Colture energetiche dedicate  competizione con produzioni alimentari (?) Risposte: • Biomassa legnosa molto abbondante: 36% del territorio, stock cresce del 2.8 %/annuo, sfruttato per 1/5. Possibile incremento: elettrico + 7.5 TWh (oggi 4.2), termico + 30 TWh • Digestione anaerobica (scarti agricoli/agroalimentari, reflui zootecnici, colture sostenibili, FORSU, fanghi) stimati 6 MLD Sm3 (equivalenti a 23 TWh elettrici)
  22. 22. Altre opzioni? Il biometano Il DM 5 dicembre 2013 ha aperto la strada alla produzione del biometano in Italia • Vettore energetico equivalente al gas naturale • Adatto a tutti gli utilizzi tradizionali per il gas naturale: riscaldamento, cottura, cogenerazione, impieghi nell’industria, autotrazione Il DM 2 marzo 2018 affina e modifica il precedente e si incentiva il biometano immesso in rete con destinazione specifica nei trasporti. Migliora il trattamento per la riconversione di impianti che già godono di incentivo elettrico 22
  23. 23. Il biometano Aspetti positivi: • Efficienza: con le rese attuali, in un impianto a biogas da 100 di energia a uscita digestore ricavo 38 EE, 17 Et. Gas naturale sostituito: 38/0,55+17/0,9 = 84 Ugrading a biometano: circa 8% Eaux, 100 di energia biogas  92 GN sostituito • Biometano gas rinnovabile: De-carbonizzazione sistema gas (industria, civile, trasporti) 23
  24. 24. Con una forte penetrazione delle rinnovabili non programmabili, la gestione ottimale della volatilità della generazione elettrica dovrà necessariamente coinvolgere l’intero sistema energetico (elettricità, gas, calore, …), promuovendo l’impiego di tecnologie in grado di accoppiare i diversi settori energetici. Tipicamente, il settore di partenza è quello elettrico  Power to X (P2X). 24 E dopodomani? La tecnologia Power to Gas (P2G) consente di connettere il sistema elettrico con il sistema gas, sfruttando le grandi capacità di accumulo della rete del gas naturale per immagazzinare l’energia intermittente prodotta dalle rinnovabili non programmabili.
  25. 25. • Si immette il metano nella rete gas esistente, che si configura così come un grande sistema di recupero e distribuzione dell’energia altrimenti inutilizzzabile 25 Il Power to Gas: come funziona? Si converte il surplus di energia elettrica immessa in rete, in idrogeno (tramite elettrolisi). Questo può essere utilizzato tal quale (per l’industria, l’autotrazione, etc…) oppure, • Si convertono H2 e CO2 in metano e acqua (metanazione-processo Sabatier) CO2+4H2  CH4+2H2O Poco efficiente (η=70%PCI idrolisi x 78%PCI metanazione=55%) ma perfetto per grandi accumuli (equivalente ai pompaggi). L’efficienza migliora se si recuperano calore e ossigeno (prodotto dall’idrolisi) • Si trova una fonte di CO2
  26. 26. 26 La metanazione catalizzatore inorganico catalizzatore biologico • Tipicamente base nichel (meno costoso) • T 300-550 °C • P 1-100 bar • Pbs avvelenamento • Criticità funzionamento dinamico • Impianto complesso • Microorganismi metanogeni idrogenotrofi (dominio Archaea) • T < 80 °C • P 1-10 bar • Robusto nei confronti delle impurezze • Adatto a funzionamento dinamico • Impianto semplice
  27. 27. Un impianto P2G (elettrolisi + metanazione) accoppiato al digestore • Permetterebbe di valorizzare la CO2 del biogas, massimizzando la produzione di biometano (incentivabile) a pari biomassa in ingresso (40% CO2 CH4) • Consentirebbe all’impianto di fornire servizi alla rete elettrica (utile per il sistema) • Consentirebbe di incrementare i ricavi (↑ produzione di metano, partecipazione a MSD) 27 Il Power to Gas e l’impianto a biogas
  28. 28. Un progetto di ricerca RSE: processo innovativo di upgrading (biogas  biometano)
  29. 29. Principali tecnologie disponibili Upgrading del biogas La scelta dipende da diversi fattori inclusa la qualità del biogas da trattare e quella del biometano da produrre. Nessuna delle tecnologie ora sul mercato sembra prevalere sulle altre. Margini per miglioramenti. Impianti commerciali tra poche centinaia m3/h e 10 000 m3/h di biogas.
  30. 30. acqua caldaacqua fredda acqua fredda CH4 97% vol. Biogas La proposta di RSE: processo con sorbente solido Unità a letto fisso di tipo “batch” che attuano un processo in continuo di cattura della CO2 grazie al loro funzionamento alternato e sequenziale come assorbitori o rigeneratori: • unità concepite come scambiatori di calore a fascio tubiero alettato con sorbente caricato nello spazio libero (intercapedini fra le alette) • raffreddate con acqua nella fase di assorbimento e riscaldate in rigenerazione • raffreddamento e riscaldamento indiretto del sorbente senza contatto con acqua
  31. 31. La proposta di RSE: schema impianto
  32. 32. La proposta di RSE: impianto pilota Vettore termico Installazione presso il Digestore Anaerobico del Centro di Biotrattamenti di ETRA S.p.A. Camposampiero (PD)
  33. 33. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 1000 2000 3000 4000 5000 CO2,CH4[%] Tempo [s] CO2 CH4 0 20 40 60 80 100 120 140 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Capacitàcattura(gCO2/kgsorbente) Numero cicli 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 50 100 150 200 250 300 350 400 ConcentarazioneCH4(%v/v) Tempo (sec.) Risultati della sperimentazione in campo: zeolite 13x
  34. 34. Un progetto di ricerca RSE: abbattimento combinato polveri/NOx su fumi di combustione di biomassa legnosa
  35. 35. Il problema: Ridurre le emissioni di NOx su una caldaia a cippato, dotata di filtri a maniche
  36. 36. Soluzione: Modificare il filtro inserendo un catalizzatore SCR De Nox in ciascuna mancia, su fumi già filtrati • Ingombro modesto • ΔP trascurabile • Facilmente retrofittabile • Temperatura fumi invariata • Costi intervento contenuti
  37. 37. Risultato:
  38. 38. Grazie per l’attenzione ! luigi.mazzocchi@rse-web.it

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