ASSOCIAZIONE NAZIONALE Convegno Nazionale ITALIANA …apps.cesi.it/applicativo_news/allegati/936/I_GIORNO-B_pdf/B... · • Fotovoltaico 51,6 64,6 56,8 ... Marche 2 C.C. 740 ... •

A N I P L AASSOCIAZIONE NAZIONALE ITALIANA PER L’AUTOMAZIONE

Convegno Nazionale

ENERSIS 2004Sistemi per

l’elettricità ed il gas

Auditorium CESIMilano

1-2 aprile 2003

Torna al programma

ANIPLA – ENERSIS Sistemi per l’elettricità ed il gas CESI - Milano, 01-04-04 2

Scenari di sviluppo dellaScenari di sviluppo dellagenerazione distribuita nelgenerazione distribuita nelsistema elettrico nazionalesistema elettrico nazionale

Prof. Ing. Michele Trovato

Politecnico di Bari


•• Generalità, fonti energetiche,Generalità, fonti energetiche,tecnologie di produzione, costi ditecnologie di produzione, costi diproduzione;produzione;

•• La GD nel contesto internazionale;La GD nel contesto internazionale;•• La GD nel contesto nazionale;La GD nel contesto nazionale;•• La GD nella pianificazioneLa GD nella pianificazione

energetica su scala regionale;energetica su scala regionale;•• Procedure per la valutazione deiProcedure per la valutazione dei

livelli di penetrazione della GD;livelli di penetrazione della GD;•• Esempi applicativi.Esempi applicativi.


GENERAZIONE DISTRIBUITA definizione (?)

unità generatrici elettriche o sistemi dicogenerazione con taglie di potenza daqualche decina di kW fino ad alcune decinedi MW collegati, a seconda della tagliaspecifica, ad una rete di distribuzionesecondaria, ad una rete di distribuzioneprimaria oppure, nel caso delle taglie piùelevate, ad una rete di subtrasmissione.


GENERAZIONE DISTRIBUITAobiettivi

Copertura della domanda di singoleutenze o gruppi di utenze(pertanto localizzata nel loro interno onelle immediate vicinanze)

cessione dell’energia prodotta alla retedi distribuzione


Fonti energetiche GDCombustibili fossili FER

FER non combustibili Combustibili rinnovabili

Solare

Geotermico

Idrico

Eolico

BiomasseResidui inorg.

di produz. Ind.liResidui urbanisolidi e liquidi

Residui agricoli

Resisidui forestali

Residui zootecnici

Scarti ind. trasformaz.

Colture energetiche


Tecnologie della GDTecnologie della GD

•• tecnologie che utilizzano tecnologie che utilizzano fontifontirinnovabili non combustibilirinnovabili non combustibili: : generatorigeneratorieolicieolici, , generatori generatori fotovoltaicifotovoltaici, , turbineturbineidraulicheidrauliche;;

•• tecnologie che utilizzano tecnologie che utilizzano combustibilicombustibilifossilifossili oppure oppure combustibili rinnovabilicombustibili rinnovabili::turbine a vaporeturbine a vapore, , turbine a gasturbine a gas,,microturbinemicroturbine, , motori a gasmotori a gas, , motorimotoridieseldiesel, , celle a combustibilecelle a combustibile..


Costi di produzione della DG (Costi di produzione della DG (cc€€//kWhkWh))Tecnologie di produzione per la GD Cmin Cmax Crif

• Mini-idro 4,40 10,3 7,0• Eolico 5,40 10,8 7,7• Fotovoltaico 51,6 64,6 56,8• Celle a combustibile 11,3 12,9 12,2• Biomasse solide 7,7 13,7 9,8• Biogas 4,4 7,0 4,7• Rifiuti urbani 5,1 20,5 11,4• Cicli combinati (10 MW) 5,2 9,5 6,7• Cicli combinati (50 MW) 3,7 7,1 4,9• Turbine a vapore 80 MW (carbone) 4,3 8,8 5,6• Microturbine (30-250 kW) 8,4 11,4 9,3• Turbogas (500-30.000 kW) (*) 4,4 6,2 5,3• Motori alternativi a gas (200-3000 kW) 4,6 7,5 5,5• Motori alternativi diesel (300-5000 kW) 5,1 7,9 6,2

Tecnologie di produzione su grande scala • Impianti termoelettrici a carbone 300MW 3,2 5,8 4,1• Impianti termoelettrici a carbone 600MW 2,9 5,4 3,7• Cicli combinati 300MW 2,9 5,3 3,9• Cicli combinati 600MW 2,6 4,7 3,6


La GD nel contesto internazionale (IEA-2001)La GD nel contesto internazionale (IEA-2001)

TPES Contributo FER Contributo FER per fonte

Zona Mtep Mtep % Idro Solare

eolico, geot.Biom. Comb.Rifiuti Urb.

Africa 514 257,5 50,1 2,6 0,2 97,2 A. Latina 450 125,3 27,9 35,4 1,5 63

Asia 1.152 384,1 33,3 3,9 3 93,1 Cina 1.157 239,8 20,7 9,9 0 90,1 Non-

OECD 99 8,8 8,9 46,5 0,7 52,8

ex USSR 945 29,6 3,1 69,0 0,3 30,7 Medio

Oriente 390 3,1 0,8 44,0 22,3 33,7

OECD 5.333 303,7 5,7 34,8 11,6 53,6 Mondo 10.039 1.351,9 13,5 16,4 3,7 79,9

Consumo interno lordo di fonti energetiche per aree geografiche


Potenza efficiente netta degli impianti a FER nell’UE (MW)

1990 1995 2000 2001 ∆% m.a.

Idroelettrica, di cui pompaggio

109.23922.179

114.98330.558

118.28831.574

118.54331.595

0,7 3,3

Geotermoel. 499 480 604 587 1,5 Solare PV 6 50 184 284 42,0 Eolico 474 2.471 12.813 17.136 38,6 Rifiuti Ind.li - - 313 346 - Rifiuti Urbani 845 1.429 2.270 2.280 9,4 Biomasse solide 2.922 3.452 4.514 5.083 5,2 Biogas 380 449 1.156 1.370 12,4 Maree 240 240 240 240 - Altre 267 705 920 711 9,8

Totale 114.872 124.259 141.302 146.580 2,2

(IEA-2001)


239026872928314533113376

47673697

275518541098536

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

GW

Capacità esistente Nuova capacità

Potenza elettrica nel mondoprevisioni al 2030 (IEA)


Potenza elettrica nel mondo:incrementi al 2030 per fonti

2039

1442

444 393247

150 100

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.0002.200

GW

GascarboneIdroAltre rinnovabiliOlio combustibileNucleareCelle a combustibile


Potenza elettrica nell’UE (E-15):previsioni al 2030 (GW)

Tipologia d’impianto 2000 2010 2020 2030 Nucleare 131,0 121,9 100,1 105,0Grande idro (escl. pompaggio) 87,7 88,9 88,9 89,2Mini-idro 2,1 8,1 12,2 14,5Eolico 12,8 69,9 94,8 120,2Altre rinnovabili 0,2 0,5 0,6 14,0Impianti termoelettrici (contributo della cogenerazione)

344,8(77,1)

399,5(102,3)

516,1(129,9)

608,1(146,4)

cicli aperti - combustibili fossili 276,9 214,7 135,8 113,3Carbone pulito e lignite 0,0 0,0 0,6 4,4Impianti polivalenti (carbone, lignite, biomasse, rifiuti) 0,0 0,4 51,0 114,6

Cicli combinati 46,0 157,3 279,3 323,0Microturbine a gas 21,0 25,9 48,2 51,4Geotermici 1,0 1,2 1,3 1,4

Totale 579,0 689,0 813,0 951,0


La GD nel contesto nazionaleLa GD nel contesto nazionaleTipologia di impianto Imp./sez.ni Potenza

Idroelettrici 1.865 7.728,5 Eolici 81 663,9 Fotovoltaici 11 6,6 Geotermoelettrici 30 573,0 Termoelettrici 1.537 6.019,2 • Produz. energia elettrica 611 1.561,2

- a combustione interna 520 428,2 - a turbine a gas 24 341,2 - a vapore a condensazione 50 714,7 - turboespansori 17 77,1

• Produz. di energ. elettr. e calore 926 4.458,0 - a combustione interna 352 434,3 - a turbine a gas 144 743,5 - a vapore a contropressione 308 1.548,6 - a vapore a cond. con spillamento 79 1.061,3 - a ciclo combinato 43 670,3

Totale 3.524 14.991,1

Impianti finoa 50 MW(19 % di

78.787 MW)

8.972 MW

6.919 MW


Iniziative per nuovi impianti a FER al 2001 Eolico Biom. Rifiuti Idro. Geot. Totale

NORD 298(11)

20 (2)

112 (6) - - 430

(19)

CENTRO 3.978(142)

80 (4)

40 (2) - 40

(1) 4.138 (149)

SUD 6.568(170)

68 (4)

30 (1) - - 6.666

(175)

ISOLE 5.518(128) - - 28

(1) - 5.546 (129)

ITALIA 16.362(451)

168 (10)

182 (9)

28 (1)

40 (1)

16.780 (472)

97,5 % eolico 2,5 % idro-biomasse-rifiuti


Richieste di connessione alla rete valideRichieste di connessione alla rete valideai sensi della Deliberazione 50/02ai sensi della Deliberazione 50/02

dell’AEEG e del Regolamento del GRTNdell’AEEG e del Regolamento del GRTNMW

Nord 22

Centro 242

Sud 1.682

Isole 3.323

totale 5.269

Eolico 95%


Distribuzione delle iniziative per regioneDistribuzione delle iniziative per regione

5.269891717 1 1Piemonte7373 2 2Abruzzo

11771177 25 25Sardegna66 1 1Liguria

717717 8 8Calabria2727 1 1Lazio

507507 10 10Campania9494 2 2Emilia Romagna

341341 8 8Puglia4848 1 1Molise

117117 2 2Basilicata21462146 28 28Sicilia

Totale(MW)N° IniziativeRegione


Centrali in autorizzazione (Centrali in autorizzazione (D.LGSD.LGS 55/02) 55/02)

44.802812.330C.C.4Veneto

800C.C.1Umbria1.040C.C.3Toscana3.832C.C.5Puglia5.040C.C.8Piemonte1.150C.C.2Molise

740C.C.2Marche7.690C.C.16Lombardia2.150C.C.3Liguria5.996C.C.11Lazio2.163C.C.4Emilia Romagna

400C.C.2Friuli V. Giulia4.661C.C.8Campania3.912C.C.6Calabria1.150C.C.2Basilicata1.748C.C.4Abruzzo

Totale(MW)

TipoImpiantoN° IniziativeRegione


Centrali autorizzateCentrali autorizzateprevisione entrata in servizioprevisione entrata in servizio

3.500

9.000

13.10014.200

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.000

2004 2005 2006 2007


La pianificazione energeticaLa pianificazione energeticasu scala regionalesu scala regionale

•• La Riforma del Titolo V della Costituzione (art. 3La Riforma del Titolo V della Costituzione (art. 3modifica art. 117) ha provocato notevoli fermentimodifica art. 117) ha provocato notevoli fermentinell’industria elettrica e, in generale, nel settorenell’industria elettrica e, in generale, nel settoreenergetico;energetico;

•• La legge 55/02 ed il La legge 55/02 ed il DdLDdL C C.3297.3297 sul riordino del sul riordino delsettore energetico non appaiono strumentisettore energetico non appaiono strumentilegislativi tali da opporsi efficacemente ad unalegislativi tali da opporsi efficacemente ad unanormativa di rango costituzionale.normativa di rango costituzionale.

•• D.lgs.D.lgs. 387/03 (D. 2001/77/CE): 387/03 (D. 2001/77/CE): autorizzazione unicaautorizzazione unicaanche per impianti a FER rilasciata dalla Regioneanche per impianti a FER rilasciata dalla Regione


•• Le Regioni possono esercitare le proprieLe Regioni possono esercitare le propriecompetenze in materia di energia attraversocompetenze in materia di energia attraversola redazione di unla redazione di un

Piano Energetico Regionale (PER)Piano Energetico Regionale (PER)

•• Nato in un contesto nel quale alle RegioniNato in un contesto nel quale alle Regioniera attribuita la competenza amministrativaera attribuita la competenza amministrativaresiduale in materia di energia, il residuale in materia di energia, il PERPER, alla, allaluce della recente riforma costituzionale, èluce della recente riforma costituzionale, èdiventato lo diventato lo strumento principale dellastrumento principale dellapolitica energetica regionalepolitica energetica regionale


Con il protocollo di Torino (06-2001)le Regioni si sono impegnate a predisporreentro l’anno 2002 un

Piano Energetico-Ambientale

Conferenza unificata del 5/9/2002, Accordotra Governo, regioni, province, comuni ecomunità montane in materia diproduzione di energia elettrica


Alcune regioni e province hannoadottato un piano energetico(Piemonte, Valle d’Aosta, Lazio,Sardegna, Province di Trento eBolzano);

Diverse regioni hanno approvatostudi preliminari e/o bozze di piano;

Altre regioni si sono orientateverso una legge di piano.


Direttiva settoriale 2001/77/CEDirettiva settoriale 2001/77/CE•• eolica, solare, geotermica, del moto ondoso,eolica, solare, geotermica, del moto ondoso,

idraulica, idraulica, biomassabiomassa, gas da discarica, gas, gas da discarica, gasresiduati da processi di depurazione eresiduati da processi di depurazione ebiogas;biogas;

•• obiettivo di copertura del consumo di energiaobiettivo di copertura del consumo di energiaelettrica da FER pari al 25% entro il 2010;elettrica da FER pari al 25% entro il 2010;

•• rimozione delle barriere rimozione delle barriere autorizzativeautorizzative e di e dicollegamento alla rete elettrica per lecollegamento alla rete elettrica per lecentrali elettriche a FER.centrali elettriche a FER.


Valutazione dei livelli di penetrazioneValutazione dei livelli di penetrazionedella GD nella pianificazione regionaledella GD nella pianificazione regionale

•• È indispensabile individuare:È indispensabile individuare:–– tutti gli interventi utili a sfruttare letutti gli interventi utili a sfruttare le

risorse energetiche di cui il territoriorisorse energetiche di cui il territoriodispone edispone e

–– tutte le azioni di tutte le azioni di energyenergy savingsaving

anche al fine di dimensionare laanche al fine di dimensionare lacapacità di generazione deglicapacità di generazione degliimpianti di produzione su larga scalaimpianti di produzione su larga scala


•• Necessità di un modello dettagliato delNecessità di un modello dettagliato delsistema energetico regionale in grado disistema energetico regionale in grado di

portare in contoportare in contole diverse tecnologie proprie della GDle diverse tecnologie proprie della GD

•• Messa a punto di procedure di ottimizzazioneMessa a punto di procedure di ottimizzazionetali da determinare il mix di tecnologie ditali da determinare il mix di tecnologie diproduzione in grado di assicurare:produzione in grado di assicurare:–– il soddisfacimento dei consumi energeticiil soddisfacimento dei consumi energetici–– il rispetto di vincoli di carattere ambientaleil rispetto di vincoli di carattere ambientale–– gli scambi di energia elettrica con legli scambi di energia elettrica con le

regioni limitrofe, in rapporto alla domandaregioni limitrofe, in rapporto alla domandainterna.interna.


Il modello del sistema energetico regionale


Tecnologie di produzione incluseTecnologie di produzione incluse

•• Produzione centralizzata: centraliProduzione centralizzata: centralitermoelettriche a vapore, cicli combinati;termoelettriche a vapore, cicli combinati;

•• Produzione industriale (Produzione industriale (elettricità/calore)elettricità/calore)::turbine a gas, turbine a vapore, cicliturbine a gas, turbine a vapore, ciclicombinati;combinati;

•• Produzione da impianti a FER: impianti aProduzione da impianti a FER: impianti abiomassebiomasse, RSU, biogas da discarica;, RSU, biogas da discarica;

•• Produzione nel settore civile: impianti PVProduzione nel settore civile: impianti PVmicroturbinemicroturbine a gas; impianti solari termici. a gas; impianti solari termici.


Sistema

Cogenerativo

industriale


Su tutto l’intervallo temporale considerato si determina il fabbisogno di infrastrutture

di produzione risolvendo il problema:

Minimizzare (CI+CF+CV+CE)nel rispetto di vincoli: - tecnici - strutturali - di politica energetica


Rinnovabili

Comb. Solidi [ktep]

Comb. Liquidi [ktep]

Comb. Gassosi[ktep]

Ris. nat.

[ktep]

Ris. loc.

[ktep]

Energia elettrica[ktep]

TOTALE[ktep]

Consumo interno lordo 6.980 5.040 1.640 111 89 -1.580 12.280 Conversione in energia elettrica -4.149 -1.352 -50 -111 -89 5.751 0 Consumi/perdite del sett. Energia -893 152 -30 0 0 -2.777 -3.558 Altri usi 128 815 0 0 0 943 Consumi finali 1.810 3.025 1.550 0 0 1.394 7.779

Bilancio energetico (2002)

Esempi applicativi


Fonte energetica Civile [ktep]

Industriale[ktep]

Agr&Pesca[ktep]

Trasporti [ktep]

TOTALE [ktep]

Combustibili solidi 33,7 1.776 0 0 1.809,7

Comb. liquidi 181,6 470,6 328,9 2.044,3 3.025,4 Comb. gassosi 692,2 853,6 2,4 2 1.550,2 Energia elettrica 584,9 745,6 50,1 13,3 1.393,9

TOTALE 1.492,5 3.846,0 381,4 2.059,6 7.779,0

Consumi finali (2002)


Esempi applicativiEsempi applicativi

•• Scenario baseScenario base–– osservanza delle prescrizioni contenute nelosservanza delle prescrizioni contenute nel

Protocollo di Protocollo di KyotoKyoto (riduzione del 6,5% sulle (riduzione del 6,5% sulleemissioni di COemissioni di CO22 rispetto al 1990, entro il 2012 rispetto al 1990, entro il 2012

36,27 36,27 MtMt/anno/anno););–– export: 7.000 export: 7.000 GWhGWh/anno;/anno;

•• Caso 1Caso 1–– Assenza di vincoli ambientali;Assenza di vincoli ambientali;

•• Caso 2Caso 2–– Ulteriore potenziale eolico pari a 300 MW.Ulteriore potenziale eolico pari a 300 MW.


Scenario base(a)

0

100

200300

400

500

60020

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

22

anni

MW

Centrali termoelettriche a vaporeCentrali a ciclo combinatoCogen. Ind.le - turbovaporeCogen. Ind.le - turbogas

Scenario base(b)

0

25

50

75

10020

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

22

anni

MW

Microturbine (settore civile)Impianti a biomasse/biogasImpianti a RU (CDR)Impianti eolici

Impianti dedicati: CC 2.265 MW TV 0 MWCogen. Ind.le: TV 462 MW TG 64 MW

Totale 2.791 MW

CDR 75 MW

Biomasse 72 MW

Micro TG 128 MW

Totale 275 MW

Scenario Base


Impianti dedicati: CC 422 MW TV 744 MWCogen. Ind.le: TV 677 MW TG 59 MW

Totale 1.902 MW

CDR 75 MW

Biomasse 0 MW

Micro TG 62 MW

Totale 137 MW

Caso 1(a)

0

100

200300

400

500

60020

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

22

anni

MW


Caso 1(b)

0

25

50

75

100

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

anni

MW


Caso 1


Impianti dedicati: CC 2.249 MW TV 0 MWCogen. Ind.le: TV 462 MW TG 65 MW

Totale 2.776 MW

Caso 2(a)

0100200300400500600

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

anni

MW


Caso 2(b)

050

100150200250300

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

anni

MW


Eolico 300 MWCDR 75 MWBiomasse 68 MWMicro TG 80 MW Totale 523 MW

Caso 2


0

1.000

2.000

3.000

4.000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

anni

MWScenario base Caso 1 Caso 2

34

36

38

40

42

44

46

48

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

anni

Mt Scenario base Caso 1 Caso 2

Emissioni di CO2

Incrementi dipotenza installata

Scenario base 3.066 MWCaso 1 2.039 MWCaso 2 3.299 MW


Una pianificazione energeticaUna pianificazione energeticasu base federalesu base federale

gaselettricità

R2

R3

R1

R4


111

111

11min

bxA

bxA

xf

=

=

T

iii

iii

iTi

bxA

bxA

xf

=

=

min

nnn

nnn

nTn

bxA

bxA

xf

=

=

min

…. ….

( )tDj

tGj

tj

tj PPθB −=

t

tDjiP


I primi risultati evidenziano che:I primi risultati evidenziano che:

•• la pianificazione su base federalela pianificazione su base federaleconsente un utilizzo più razionaleconsente un utilizzo più razionaledella rete di trasmissione;della rete di trasmissione;

•• notevoli differenze si osservano senotevoli differenze si osservano sesi impone un vincolo globale sullesi impone un vincolo globale sulleemissioni oppure vincoli locali;emissioni oppure vincoli locali;

•• i potenziali energetici da FER sonoi potenziali energetici da FER sonosempre utilizzati al massimosempre utilizzati al massimoquando sono imposti vincoli sullequando sono imposti vincoli sulleemissioni di COemissioni di CO22..


Nuova potenza installata

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

caso1

caso2

caso3

caso1

caso2

caso3

caso1

caso2

caso3

caso1

caso2

caso3

caso1

caso2

caso3

caso1

caso2

caso3

PUGLIA BASILICATA MOLISE CALABRIA CAMPANIA SICILIA

Cogenerazione TV CDR/Biomasse Eolico Ciclo combinato

Caso 1 - CO2 vincoli singoli, Export -4.400 GWh/anno (8.819 MW)Caso 2 - CO2 vincoli singoli, Export +4.400 GWh/anno (10.260 MW)Caso 3 - CO2 vincolo unico, Export +4.400 GWh/anno (10.189 MW)

MW


Emissioni di CO2

80

85

90

95

100

105

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

CO2Mton

Limite impostoCaso 1Caso 2Caso 3

anni

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