AbsoluteAbsolute AutomationAutomationIl ruolo dellIl ruolo dell’’industria per la competitivitindustria per la competitivitàà nellnell’’energia e nellenergia e nell’’ambienteambiente

Bologna, 2 ottobre 2007

E. Macchi – Dipartimento di Energetica, Politecnico di Milano

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

3

* Sono esclusi dal calcolo gli stivaggi marittimi internazionali e gli scambi di elettricità.

** La categoria “Altro” include energia geotermica, solare, eolica, calore, etc.Fonte: IEA – International Energy Agency, “Key World Energy Statistics”, 2006

Ripartizione dell’offerta globale di energia primaria* per tipologia di fonte (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio),

1973 e 2004

La fornitura mondiale di energia da fonti primarie è quasi raddoppiata, passando dai 6 miliardi di tonnellate equivalenti di petrolio del 1973 agli oltre 11 miliardi del 2004.Nell’ultimo trentennio non è cambiata la ripartizione relativa del peso delle diverse fonti energetiche.Si è però assistito alla riduzione della quota di petrolio (-23%) e all’incremento del gas naturale (+29%) e dell’energia nucleare.

Carbone24,8%

Gas naturale16,2%

Altro **0,1%

Petrolio45,0%

Rinnovabili e rifiuti

11,2%

Nucleare0,9%

Idroelettrico1,8%

Carbone25,1%

Gas naturale20,9%

Altro **0,4%

Idroelettrico2,2%

Nucleare6,5%Rinnovabili e

rifiuti10,6%

Petrolio34,3%

Totale: 6.035 Mtep Totale: 11.059 Mtep

1973 2004

L’evoluzione dell’offerta mondiale di energia primaria

4

Ripartizione percentuale della fornitura totale di energia primaria (TPES)*, 2004

Fonte: IEA – International Energy Agency, giugno 2007* Le quote di TPES escludono gli scambi di elettricità. È inoltre esclusa l’offerta di energia primaria inferiore allo 0,1% del totale.

46,2%

36,0%

32,8%

41,3%

40,8%

35,9%

47,8%

20,4%

19,6%

36,6%

22,6%

14,3%

22,8%

22,1%

37,5%

13,2%

53,9%

9,2%

24,6%

21,5%

23,5%

16,1%

21,8%

16,2%

61,4%

12,5%

41,6%

9,1%

13,8%

5,9%

2,7%

5,0%

0,8%

8,9%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Italia

Germania

Francia

Danimarca

USA

Regno Unito

Giappone

Russia

Cina

Petrolio Gas naturale Carbone Rinnovabili e rifiuti Geotermico/solare/eolico Idroelettrico Nucleare

%

• Tra i Paesi

esaminati, si osserva

come il petrolio

rappresenti la

principale fonte per

la produzione di

energia per

Giappone (47%),

Italia (46%), Stati

Uniti (41%) e

Germania (36%).

• In altre nazioni il

primato spetta al

gas naturale (Russia

e Regno Unito), al

carbone (Cina) o

all’energia nucleare

(Francia).

L’offerta mondiale di energia primaria: Benchmarking Internazionale

5

L’evoluzione dell’offerta mondiale di risorse naturali

6

L’evoluzione dell’offerta mondiale di energia elettrica

• Il 66% dell’elettricitàmondiale deriva da produzione termica (carbone, petrolio e gas naturale).

• Se nell’ultimo trentennio il carbone èrimasto la principale fonte per la generazione di elettricità, al contrario si è assistito alla contrazione del peso del petrolio (passato dal 25% del 1973 al 7% del 2004) e all’incremento del gas naturale (passato dal 12% al 20%). La quota dell’elettronucleare ha raggiunto il 16% del totale mondiale.

Fonte: IEA – International Energy Agency, “Key World Energy Statistics”, 2006** La categoria “Altro” include energia geotermica, solare, eolica, biomasse e rifiuti.

Generazione mondiale di energia elettrica per tipologia di fonte (TWh e valori percentuali), 1973 e 2004

Totale: 6.117 TWh(per il 75,1% da termoelettrico)

Totale: 17.450 TWh(per il 66,1% da termoelettrico)

Petrolio6,7%

Idroelettrico16,1%

Altro **2,1%

Nucleare15,7%

Gas naturale19,6% Carbone

39,8%

Petrolio24,7%

Idroelettrico21,0%

Carbone38,3%

Gas naturale12,1%

Nucleare3,3%

Altro **0,7%

1973 2004

7

L’Italia nel confronto internazionale: produzione dell’energia per tecnologia

• La situazione a livello mondiale appare piuttosto variegata.

• L’Italia, al pari di molti altri Paesi, fa largo uso di centrali termoelettriche, discostandosi però notevolmente dalla media EU-15 (caratterizzata anche da un elevato utilizzo del nucleare, assente invece in Italia).

• L’impiego di centrali idroelettriche èsuperiore alla media europea, mentre la voce “altro”, che include le fonti rinnovabili, risulta in linea con la media dell’UE a 15 Paesi, grazie soprattutto all’energia geotermica

termica nucleare idroelettrica altroStati Uniti 4.222,4 73,2% 19,1% 7,0% 0,7%Cina 2.450,7 82,7% 2,1% 15,2% 0,0%Giappone 1.067,7 63,4% 27,9% 8,3% 0,4%Russia 952,0 66,2% 16,8% 16,9% 0,1%India 691,6 82,5% 2,6% 14,4% 0,5%Germania 609,1 64,1% 26,8% 4,6% 4,5%Francia 574,9 11,4% 78,5% 9,9% 0,2%Brasile 405,2 13,6% 2,3% 84,0% 0,1%Corea 404,4 59,3% 36,3% 4,4% 0,0%Regno Unito 399,3 77,0% 20,4% 1,8% 0,8%Italia 303,7 83,3% 0,0% 14,1% 2,6%Spagna 291,9 65,4% 19,7% 7,9% 7,0%Messico 270,2 83,0% 4,0% 10,3% 2,7%Sud Africa 244,9 93,5% 5,0% 1,5% 0,0%Australia 242,6 92,8% 0,0% 6,7% 0,5%

EU-15 2.829,8 54,8% 31,8% 10,7% 2,7%Mondo 17.906,9 68,4% 15,4% 15,3% 0,9%

Paese (primi 15 Paesi per

produzione di energia elettrica)

Ripartizione per tipologieProduzione elettrica lorda

(TWh)

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Enerdata, 2006

8

Le emissioni mondiali di CO2

• L’introduzione di centrali elettronucleari.

• In parallelo si assiste ad una crescita delle fontirinnovabili: biomassee RSU, eolico, solare e geotermico.

• Innovazioni tecnologiche: i progressi nelle nuove tecnologie consentiranno di ridurre drasticamente le emissioni grazie alla diffusione di impianti con strumenti per la cattura delle emissioni di CO2.

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

10

Una prima anomalia dell’Italia è rappresentata dall’essere uno dei pochissimi Paesi che non produce la maggioranza dell’energia elettrica di cui ha bisogno utilizzando le due tipologie di centrali che consentono, grazie ai costi limitati del combustibile, di avere bassi costi operativi: le centrali a carbone e le centrali elettronucleari.

1 (mix delle fonti)

La prima anomalia

11

92%

5%

78% 79%

50%39%

69%

50%

34%27% 29%

17% 17%11%

3%

5%

78%

27%

36%19%

20%26% 23%

16%

4% 3%

3%

2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Su

d A

fric

a

Fran

cia

Cin

a

Au

stra

lia

Ger

man

ia

Cor

ea

Indi

a

Sta

ti U

nit

i

Reg

no

Un

ito

Gia

ppon

e

Spa

gna

Ru

ssia

Ital

ia

Mes

sico

Bra

sile

Carbone Nucleare

• In quasi tutti i Paesi analizzati, si ottiene una quota consistente della produzione elettrica attraverso centrali a carbone e/o elettronucleari, le due tecnologie che comportano minori costi diretti variabili.

• Dal Sudafrica alla Spagna questa quota copre almeno il 50% del totale

• L’Italia, anche scontando la scelta di aver escluso il nucleare, presenta una quota di energia elettrica prodotta mediante l’utilizzo del carbone piuttosto bassa rispetto la maggioranza degli altri Paesi.

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati IEA, 2006

Energia elettrica lorda prodotta dalla somma delle centrali a carbone ed elettronucleari in percentuale della produzione totale, 2004

La prima anomaliaConfronto internazionale carbone + nucleare

12

5,08 5,41 8,47

74,19

53,79

17,756,06

2,78

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Cicli a vaporeolio/gas

Cicli Combinatia gas

Centrali acarbone

Centralielettronucleari

Operation & Maintenance Combustibile

79,27

56,57

23,1614,53

Costi diretti variabili per la produzione di energia elettrica per diverse tecnologie di generazione (Euro per MWh)

• Il costo diretto variabile per la generazione di energia elettrica èdato dalla somma dei costi operativi e di manutenzione dell’impianto(personale, assicurazioni, reagenti chimici utilizzati, lubrificanti, ricambi, ecc.) e il costo dell’acquisto del combustibile.

• Le centrali elettronucleari e quelle a carbonehanno costi diretti variabili di gran lunga inferiori agli impianti a gas (sia i cicli combinati gas/vapore che, in misura ancora maggiore, cicli semplici).

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Politecnico di Milano, 2007

Per cicli a vapore olio/gas si intendono le centrali convenzionali alimentate a olio o gas dotate di turbine a vapore.I Cicli Combinati alimentati a gassono centrali dotate di turbine a gas (che producono energia elettrica dalla combustione del gas) e di turbine a vapore (che producono energia elettrica attraverso il vapore prodotto con i gas di scarico della turbina a gas). A partire da un certo quantitativo di gas si produce quindi energia elettrica con due sistemi: il ciclo gas e il ciclo vapore, ottimizzando l’utilizzo del combustibile.

La prima anomaliaConfronto dei costi diretti variabili per tecnologia di generazione

13

Una seconda anomalia dell’Italia, che deriva direttamente dalla precedente, riguarda la forte dipendenza della produzione elettrica da idrocarburi liquidi o gassosi, il cui costo èstrettamente legato all’andamento, fortemente volatile, del mercato petrolifero.

2 (mix delle fonti)

La seconda anomalia

14

16%8% 4%

49%

38% 27%

20%11%

1% 2%

2%1%

1% 4% 2%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Ital

ia

Reg

no

Un

ito

Spa

gna

EU-2

7

Ger

man

ia

Fran

cia

Pol

onia

Sve

zia

Derivati Petrolio Gas Naturale

• I principali Paesi europei produttori di energia fanno un utilizzo di idrocarburi (liquidi e gassosi) per produrre energia elettrica inferiore al 40% del totale (Regno Unito e Spagna), poco superiore al 10% (Germania) o addirittura intorno al 5% (Francia, Polonia). La media dei 27 Paesi dell’UE si attesta a 24%.

• L’Italia appare invece fortemente dipendente dagli idrocarburi (oltre il 60%). Rispetto alla media, appare piuttosto elevato soprattutto il peso percentuale dei derivati del petrolio (4 volte tanto), rispetto al gas (2,5 volte tanto)

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Eurostat, 2007

Energia elettrica lorda prodotta da derivati del petrolio e da gas naturale in percentuale della produzione totale, 2005

La seconda anomaliaConfronto internazionale derivati petrolio + gas naturale

15

• In Italia la ripartizione tra i combustibili fossili destinati alla produzione di energia elettrica ha subito una significativa evoluzione negli ultimi 10 anni: la quota di carbone èaumentata, ma in modo lieve, mentre èavvenuta l’inversione tra prodotti petroliferi e gas naturale come combustibile impiegato per produrre la metàdell’energia totale.

Quota percentuale di energia elettrica prodotta da combustibili fossili in Italia sul totale, 1995 e 2005

10,0%14,4%

50,0%

11,8%

19,2%

49,2%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1995 2005

Solidi (carbone e lignite) Prodotti petroliferi Gas NaturaleFonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Terna, “Dati Statistici – Anno 2005”

La seconda anomaliaEvoluzione della ripartizione di combustibile fossili per la produzione elettrica

16

Una terza anomalia dell’Italia risiede nel fatto di essere l’unico Paese al mondo in cui la metà della produzione elettrica viene effettuata con un combustibile (gas naturale), il cui approvvigionamento avviene in massima parte da pochissimi Paesi esteri, via gasdotto

3 (mix delle fonti/approvvigionamento)

La terza anomalia

17Fonte: International Energy Agency, 2005

La terza anomaliaEvoluzione della dipendenza dal gas importato

Italia: Andamento dei consumi e importazione gas

641552

479422

233 210 200 180

2002 2010 2015 2020

Produzione

450 Mld m³/a

Europa: Evoluzione della quantità di gas importata

Domanda

Gasdotto96,9%

Nave3,1%

Italia: Tipologia di infrastrutture di tarsporto

18

I costi dell’energia elettrica rappresentano una quarta anomalia del sistema elettrico italiano, essendo i più elevati tra i Paesi dell’UE e superandone la media del 25% nel caso dell’energia per uso industriale e del 41% nel caso di quella per uso domestico. Anche se i costi dell’elettricità dipendono da diversi fattori, il mix di fonti energetiche utilizzato èsenza dubbio uno dei più rilevanti che concorrono a determinare questa anomalia

4 (prezzo dell’energia)

La quarta anomalia

19

4,4 4,7

5,3 5,4 5,4 5,4 5,5

6,3 6,47,0

7,57,8 7,9 8,1 8,1 8,2 8,4 8,6 8,8 9,0 9,2 9,3 9,5 9,5 9,6

10,3 10,5

11,3

Lett

onia

Bulg

aria

Esto

nia

Fran

cia

Polo

nia

Finl

andi

a

Litu

ania

Svez

ia

Dan

imar

ca

Gre

cia

Slov

enia

Rep.

Cec

a

Aust

ria

Spag

na

Ung

heria

UE-

27

Rom

ania

Port

ogal

lo

Belg

io

Mal

ta

Paes

i Bas

si

Slov

acch

ia

Ger

man

ia

Regn

o U

nito

Luss

embu

rgo

Ital

ia

Cipr

o

Irla

nda

Prezzo dell’energia elettrica per uso industriale, 1 gennaio 2007(Euro per 100 KWh, tasse escluse)

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Eurostat, 2007

La quarta anomaliaPrezzo dell’energia elettrica per uso industriale

20

Una quinta anomalia dell’Italia che emerge dal confronto internazionale può essere identificata nell’essere il primo Paese al mondo importatore di energia elettrica, sia in termini relativi che in termini assoluti.

5 (approvvigionamento)

La quinta anomalia

21

• Ogni Paese tra quelli rappresentati tende a bilanciare la richiesta elettrica interna con la propria produzione.

• Le due più rilevanti eccezioni a questa regola sono rappresentate dalla Francia, che esporta circa il 13% della sua produzione, e l’Italia, che, al contrario, importa quasi il 15% dell’energia richiesta

• L’Italia, che consuma il 2% dell’energia elettrica consumata nel mondo, è il primo importatore mondiale.

Paese (primi 15 Paesi per

produzione di energia elettrica)

Richiesta elettrica lorda (TWh)

Saldo importazioni-esportazioni

(TWh)

Incidenza saldo imp-esp sulla

domanda (%)

Stati Uniti 4.045,3 -23,8 -0,6%Cina 2.241,5 9,0 0,4%Giappone 1.029,4 0,0 0,0%Russia 863,2 -17,7 -2,1%India 644,1 1,6 0,2%Germania 568,7 -5,0 -0,9%Francia 487,8 -63,0 -12,9%Brasile 428,2 36,5 8,5%Corea 393,7 0,0 0,0%Regno Unito 389,4 8,3 2,1%Italia 330,4 49,2 14,9%Spagna 278,9 -1,4 -0,5%Messico 205,3 -1,3 -0,6%Sud Africa 228,6 -3,7 -1,6%Australia 202,4 0,0 0,0%

EU-15 2.734,7 -12,8 -0,5%Mondo 17.906,9 0,0 0,0%

Fonte: rielaborazione The European House - Ambrosetti su dati Enerdata, 2006

La quinta anomaliaApprovvigionamento dell’energia

22

L’Italia presenta una distribuzione dell’utilizzo degli impianti di generazione (in particolare Cicli Combinati a gas) anomala (anche rispetto ad altri Paesi) ed economicamente non efficiente (considerando i costi totali di generazione).

6 (impiego degli impianti di generazione)

La sesta anomalia

23

Distribuzione della richiesta sulla rete elettrica e ripartizione del carico fra le varie tipologie di centrali, 2005

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Ore

0

10

20

30

40

50

60

Pote

nza

attiv

a, G

W

importazioni

idroelettrico

vapore a carbone

cicli combinati

rinnovabili

pompaggioturbine a gas di punta

vapore a olio/gas

anno 2005

combustibilidi risulta

cogenerativi a gas naturale(esclusi cicli combinati)

Fonte: ENEL - Politecnico di Milano - Prof. Paolo Chiesa e Prof. Ennio Macchi, “Scenari evolutivi del parco di generazione italiano nel prossimo ventennio”, marzo 2007

Ogni valore della scala delle ascisse rappresenta il numero di ore dell’anno in cui la potenza richiesta èstata uguale o superiore al corrispondente valore riportato sulla scala delle ordinate.Nel grafico sono riportati i contributi delle varie tecnologie alla generazione della potenza richiesta e le rispettive ore di funzionamento.

La sesta anomaliaModalità di utilizzo degli impianti di generazione

24

0

100

200

300

400

500

600

700

Cos

to d

ell'e

lettr

icità

, €/M

Wh

Turbinaa gas

Ciclocombinato

CentraleUSC

Centralenucleare

Investimento

O&M

Combustibile

Carbon tax

500 ore equivalenti

CentraleIGCC

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Cos

to d

ell'e

lettr

icità

, €/M

Wh

Investimento

O&M

Combustibile

Carbon tax

3000 ore equivalenti

Turbinaa gas

Ciclocombinato

CentraleUSC

Centralenucleare

CentraleIGCC

0

20

40

60

80

100

120

Cos

to d

ell'e

lettr

icità

, €/M

Wh

Investimento

O&M

Combustibile

Carbon tax

Massimo numero di ore equivalenti

Turbinaa gas

Ciclocombinato

CentraleUSC

Centralenucleare

CentraleIGCC

Turbinaeolica

Considerando i costi totali (che includono oltre ai costi del combustibile e di O&M anche la quota di ammortamento del capitale investito e i costi esterni relativi alle emissioni) della generazione di energia elettrica attraverso tecnologie alternative, si osserva che al variare della modalità di utilizzo degli impianti (numero di ore annue di funzionamento), varia la competitività di costo dei diversi impianti.

GENERAZIONE DI BASE MEDIO CARICO SERVIZIO DI PUNTA

La sesta anomaliaCosti di utilizzo degli impianti di generazione per differenti modalità di utilizzo

Ai costi indicati, le tecnologie economicamente più efficienti per la generazione di base sono le centrali a carbone (centrali a ciclo Rankine supercritico alimentate a carbone – USC) e quelle elettronucleari (NUC).

Per il medio carico appaiono più indicati i Cicli Combinati gas/vapore alimentati a gas naturale o integrati con un processo di gassificazione del carbone (IGCC) e nuovamente le centrali a carbone (soprattutto in ipotesi di assenza di carbon tax).

Per il servizio di punta, infine, la tecnologia più competitiva è quella delle turbine a gas operanti in ciclo semplice alimentate a gas naturale.

25

L’Italia presenta un’anomalia anche riguardo al rendimento degli impianti di generazione elettrica. In particolare il rendimento degli impianti di cogenerazione risulta essere inferiore al rendimento dei cicli combinati per sola generazione elettrica. Esiste pertanto un ampio spazio di miglioramento e recupero di efficienza per i primi, anche in vista dell’adeguamento alla Direttiva Europea sulla promozione della cogenerazione.

7 (rendimento degli impianti)

La settima anomalia

26

• I cicli combinati alimentati a gas naturale sono gli impianti che oggi mostrano le migliori prestazioni, prossime al 53-54%.

• Sorprendentemente, gli impianti a gas di cogenerazioneindustriale hanno un rendimento equivalente inferiore rispetto ai cicli combinati.

• Infine, i rendimenti degli impianti alimentati da prodotti petroliferi e da carbone/lignitesono rimasti nel quinquennio stabili attorno al 35%, un valore dovuto in particolare a un parco generazione obsoleto e di piccola taglia.

30

35

40

45

50

55

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

%

prodotti petroliferi

gas naturale CC (solo energia el.)

gas naturale (cogenerazione)

gas naturale(solo energia el.)

solidi

Andamento temporale dei rendimenti elettrici del parco termoelettrico italiano, 1998-2005

Fonte: Politecnico di Milano, 2007

%

La settima anomaliaEvoluzione del rendimento degli impianti in Italia

27

La settima anomaliaCentrali più efficienti e ridotte emissioni di CO2 grazie alle nuove tecnologie

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

29

Central power station Step-uptransformer

ReceivingStation

DistributionSubstation

DistributionSubstation

Commercial

Industrial

Commercial

Residential

Gas Turbine

RecipEngine

RecipEngine

FuelcellPhoto

voltaics

FlywheelBatteries

Fuel Cells

Distribuzione e generazionedistribuita

6-25 kV

AT: 130-380 kV

DistributionSubstation

Linee di distribuzione(AT 130-150 kV,

MT 10-20 kV,BT 380/220 V)

Micro-turbine

Rete di stabilimento es. 380 V trifase

Stazioni di trasformazione

AllacciamentoAT (P>5-10 MW),

MT (P>100-300 kW), BT (P minori)

Gas Turbine

Cabina di ricezione

Linee di trasporto primario o elettrodottiItalia ≈40.000 km; connessioni internazionali (≈16Ita)

Quali nuovi spazio per la generazione distribuita?

30

•Il contributo di tutte le fonti di energia rinnovabile (esclusi gli impianti idroelettrici) sono relativamente modesti (< 10% in totale in ogni nazione europea).

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Germania Francia RegnoUnito

Italia * Spagna Svezia EU 15 EU 25

%

1999

2004

EuropaLo sviluppo dell’energia rinnovabile

31

• In Italia, nel periodo 2002-2005, l’aumento delle energie rinnovabili è stato particolarmente sensibile per la produzione da biomasse e rifiuti (+9,2% rispetto al 2004; CAGR ’98-’05 del 25,9%) ed eolica (+26,9% rispetto al 2004; CAGR ’98-’05 del 39,2%).

Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici,“Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2007.

Andamento della produzione rinnovabile in Italia –Spaccato per fonte energetica, 1994-2005 (GWh)

Fonte rinnovabile 2002 2003 2004 2005CAGR

'98-'05Idrica 39.519,4 36.674,3 42.744,4 36.066,7 -1,9%Eolica 1.404,2 1.458,4 1.846,5 2.343,4 39,2%Solare 18,5 22,6 27,3 31,0 15,5%Geotermica 4.662,3 5.340,5 5.437,3 5.324,5 3,4%Biomasse e rifiuti 3.422,6 4.493,0 5.637,2 6.154,8 25,9%TOTALE 49.027,0 47.988,8 55.692,7 49.920,4 0,9%

ItaliaLo sviluppo dell’energia rinnovabile

32

Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici, “Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2006

2,2

3,0

2,6

0,1

0,0

0,0

8,7

5,9

56,9

147,7

177,8

409,3

560,5

586,5

382,3

0 100 200 300 400 500 600

Puglia

Campania

Sardegna

Sicilia

Abruzzo

Basilicata

Molise

Liguria

Lazio

Emilia Romagna

Toscana

Umbria

Trentino Alto Adige

Calabria

Veneto

GWh

Produzione lorda degli impianti EOLICI secondo regione, 2005

25,0%

Totale Italia: 2.343,5 MW

ItaliaLo sviluppo dell’energia eolica nelle regioni italiane

0,2

2,1

1,0

0,4

0,1

0,1

0,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

Campania

Abruzzo

Puglia

Sardegna

Sicilia

Toscana

Calabria

GWh

Produzione lorda degli impianti SOLARI* secondo regione, 2005

53,8%

Totale Italia: 4,0 MW

33

Nota: Per gli impianti in co-combustione la potenza considerata è pari ad una quota della potenza dell’impianto calcolata in base alla produzione realizzata da biomasse e rifiuti rispetto a quella totale.

Fonte: Rielaborazione The European House-Ambrosetti su dati GSE – Gestore Servizi Elettrici, “Statistiche sulle fonti rinnovabili in Italia. Anno 2005”, 2006

Potenza efficiente lorda da biomasse e rifiuti secondo

regione, 2005

Produzione lorda da biomassee rifiuti secondo regione, 2005

25,122,321,1

17,216,114,0

7,87,26,0

0,0

54,232,3

67,369,971,8

118,5

193,4342,9

111,9

0,8

0 50 100 150 200 250 300 350

Lombardia

Emilia Romagna

Calabria

Veneto

Toscana

Puglia

Lazio

Piemonte

Campania

Molise

Umbria

Friuli Venezia Giulia

Sardegna

Trentino Alto Adige

Sicilia

Marche

Basilicata

Liguria

Valle d'Aosta

Abruzzo

MW

129,1117,3105,2

80,476,365,2

45,823,622,1

0,02,3

421,3

1.968,4908,8

752,4

374,0372,4

290,4

130,2269,6

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

Lombardia

Emilia Romagna

Calabria

Puglia

Veneto

Lazio

Toscana

Piemonte

Umbria

Molise

Friuli Venezia Giulia

Campania

Trentino Alto Adige

Sicilia

Sardegna

Marche

Liguria

Basilicata

Valle d'Aosta

Abruzzo

GWh

28,6%

Totale Italia: 1.199,8MW

32,0%

Totale Italia: 6.154,8 MW

ItaliaLo sviluppo dell’energia da biomasse e rifiuti nelle regioni italiane

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

35Taglia impianto [kW]

Ren

dim

ento

ele

ttric

o, %

0 1 10 100 1000 104 105 106

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Celle a combustibile (Cap.5)

MCFC

Mot.Stirling

(Cap. 3)

Cicli ibridi con FC + turbina a gas (Cap. 5.6)

TPV(Cap. 6)

Micro-turbine a gas (Cap. 4)

Ciclicombinati

USC e IGCC

TG AD

TV

TG HD

PAFCSOFC

PEM

Motori a c.i (Cap. 3.1)

Impianti e rendimenti a confrontoLe tecnologie di oggi e di domani

MICRO MINI ALTRI

36

• Perché, se ben applicata, è imbattibile in termini di risparmio energetico.• E’ facile, senza grandi sforzi tecnologici, fare molto meglio dei migliori impianti per

sola generazione di energia elettrica (guadagnare un punto di rendimento con impianti convenzionali è un’impresa, guadagnarne quaranta punti di rendimento con la cogenerazione è facile).

• Perché i risparmi energetici corrispondono a importanti benefici ambientali.• In termini planetari sempre minori emissioni di gas serra. In termini locali, se

la tecnologia è all’altezza.• Perché forse è giunto il momento in cui è lecito sperare che si abbattano le

barriere (normative, tecniche, tariffarie, psicologiche…) che ne hanno sempre ostacolato la diffusione.

• Diversamente dalle fonti rinnovabili, non servono incentivazioni che vanno a penalizzare la bolletta dei contribuenti.

Perché tanto entusiasmo (almeno da parte mia) per lacogenerazione a gas naturale

37

Il ruolo dell’industriaRisparmio di energia primaria

38

ItaliaLa situazione attuale della co-generazione italiana

• E’ alimentata soprattutto da gas naturale (66 TWh su 92).• La tecnologia dominante è il ciclo combinato (72,6 TWh su 92).• E’ fortemente sbilanciata sulla produzione elettrica (92 TWhel contro 24,6 TWht).• I rendimenti energetici medie sono scarsi, se confrontate con il moderno stato dell’arte.• Gran parte degli impianti non raggiungono le prestazioni richieste dalla direttiva europea per

essere definiti ad “alto rendimento”.

DATI 2005

eta el

eta ter

PES (rif. 52.5 e

85%) % % % cicli combinati 44.6 11.0 -2.2 motori a C.I. 34.0 33.1 3.6 Vapore a CS 21.8 42.7 -8.9 Vapore a CP 15.0 68.4 8.3 turbine a gas 30.5 37.8 2.6 Totale 39.6 20.2 -0.7

39

Siderurgia

Chimica

Cartario

Alimentare

Tessile

Meccanico

Automobilistico

PlasticoCostruzioni

Estrazione

-2%

-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

Raffinerie

Intensità Elettrica(KWh per € di produzione)

Cre

scita

dom

anda

ele

ttric

a 95

/04

(CA

GR

95/

04)

-2%

-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

Intensità Elettrica(KWh per € di produzione)

Cre

scita

dom

anda

ele

ttric

a 95

/04

(CA

GR

95/

04)

Bancario

PA

Alberghiero

Commercio

Trasporti & Telco

Industria Terziario

• A livello di utenze industriali e utenze del terziario gli sviluppi futuri indicano

investimenti per l’aumento dell’efficienza energetica e la riduzione dell’impatto ambientale di specifici processi industriali.

• Inoltre molti operatori industriali stanno attuando politiche di autoproduzione e di

diversificazione delle proprie attività di business che, prendendo spunto dai cicli

energetici, legati ai loro processi industriali, consentano il riutilizzo di materiale di scarto

per la produzione di energia elettrica e termica.

Il ruolo dell’industriaIntensità elettrica e crescita della domanda elettrica nell’industria e nel terziario

40

Settori di attività Potenza media (MW)

Totale Potenza

installata(MW) Raffinerie 150,0 2.549 Industria chimica 93,9 2.253 Cartiere 17,2 859 Aeroporti 17,0 150 Industria motoristica 16,5 148 Riscaldamento e teleriscaldamento

10,8 508

Industria alimentare 9,9 167 Altri 9,0 266

Stato attuale della cogenerazione 2005

18 20,3 20,6 20,4

20,6 25,1 32,2 31,211,4

22,830,6 38,5

0

20

40

60

80

100

1995 2000 2005 2010

Industria Terziario Centrali Elettriche

Consumo di Gas: Domanda per settori (m3)

• Negli impianti di grande taglia servono cicli combinati molto più efficienti.

• Si riscontra un importante potenziale per applicazioni di teleriscaldamento.

• Raggiungere PES > 10% attraverso una gestione ottimizzata dell’impianto.

• Per impianti di taglia limitata (< 10 MWel/20 MWel) vi sono ampi spazi per centrali di

cogenerazione con turbine a gas a semplice recupero e motori alternativi.

Il ruolo dell’industriaIntensità elettrica e crescita della domanda di gas nell’industria e nel terziario

POMPA ALIMENTO

CONDENSATORE

DIVERTER

CAMINO DI BYPASS

7,7 MWe

G

GAS NATURALE

AL PROCESSO

4,0 MWeTURBINA A VAPORE

(Siemens)

G

PRERISCALDO CONDENSE

COMPRESSORE GAS NATURALE

POSTCOMBUSTIONE

CAMINO

CALDAIAA RECUPERO

TLRRECUPEROTERMICO

PER PULPER

RITORNO CONDENSE

POMPA CONDENSE

ARIA FRESCAARIA

(Air)

ACQUA CALDA

DEGASATORE (Deareator)DEGASATORE

Centrale di co-generazione in CartieraModifica “Topping” di impianto di generazione elettrica con turbina Siemens

TURBINA A GAS

(Siemens SGT300)

Ciclo vapore: 30 t/h 72 bar surriscaldato a 475°C

Generazione combinata energia elettrica/energia termica tramite:•Caldaia a fuoco•Turbina a vapore Condensatore/Spillamento•No teleriscaldamento (TLR)•Rendimento complessivo 32%

Generazione combinata energia elettrica/energia temica tramite:

•Turbina a gas•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Condensatore/Spillamento•Teleriscaldamento•Rendimento complessivo 45% (escluso TLR)

EX-ANTE EX-POST

Payback stimato in 4 anni, considerando che il progetto è un green field.

Centrale di co-generazione in CartieraIntervento di potenziamento impianto di cogenerazione con turbine a gas esistenti

Generazione combinata energia elettrica/energia termica tramite:•Turbine a gas 2 x 4 MWe•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Contropressione•Rendimento elettrico 28.5%

Generazione combinata energia elettrica/energia temica tramite:•Turbina a gas 1 x 13 MWe•Caldaia a recupero con Post-Combustione•Turbina a vapore Contropressione•Rendimento elettrico 33.5%

EX-ANTE EX-POST

POMPA ALIMENTO

TURBINA A GAS

(Siemens SGT400)

DIVERTER

CAMINO DI BYPASS

12,9 MWe

G

GAS NATURALE

AL PROCESSO

4 MWe

G

PRERISCALDO CONDENSE

COMPRESSORE GAS NATURALE

POSTCOMBUSTIONE

CAMINO

CALDAIAA RECUPERO

RITORNO CONDENSE

POMPA CONDENSE

ACQUA CALDA

DEGASATORE (Deareator)DEGASATORE

TURBINA A VAPORECiclo vapore: 36 t/h 45 bar surriscaldato a 450°C

Payback stimato in 5/6 anni, considerando che si partiva da una situazione già cogenerativa.

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

44

• Non c’è solo la grande cogenerazione industriale

• L’Italia è piena di PMI

• Terziario

• Residenziale

Impianti di micro-cogenerazioneDai grandi ai piccoli impianti

45

•E’inevitabile che la generazione distribuita alimentata a gas naturale sia fortissimamente cogenerativa, perché solo grazie alla cogenerazione si possono ottenere i benefici energetici e ambientali che possono giustificare un (indispensabile) quadro normativo e tariffario incentivante e perché la valorizzazione del calore è fondamentale nel bilancio economico dell’ operazione.

•Si deve co-produrre elettricità e calore in modo “intelligente”, vale a dire recuperando sempre integralmente il calore e concentrando la produzione elettrica nei periodi in cui essa è più pregiata.

•Questo consentirebbe di ottenere un rendimento unitario (imbattibile, dal momento che anche le migliori centrali di grande scala per sola generazione elettrica non arrivano al 60%) nella generazione di energia elettrica da gas naturale, per di più in ore pregiate ed esente dalle perdite di rete.

Impianti di micro-cogenerazioneMicro-generazione o micro-cogenerazione?

46

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Rendimento termico, %

Ren

dim

ento

ele

ttric

o, %

Micro-turbine a gas (Cap. 4)

Motori a combustione interna (Cap. 3.1)

Celle a combustibile ad acido fosforico e PEM (Cap. 5.2 e 5.3)

Cicli ibridi con celle a combustibile + turbina a gas (Cap. 5.6)

Celle a combustibile MCFC e SOFC (Cap. 5.4 e 5.5)

Motori Stirling (Cap. 3.2)

Sistemi TPV (Cap. 6.1)

IRE=0 scenario convenzionale

IRE=0 scenario avanzato

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Rendimento termico, %

Ren

dim

ento

ele

ttric

o, %

Micro-turbine a gas (Cap. 4)

Motori a combustione interna (Cap. 3.1)

Celle a combustibile ad acido fosforico e PEM (Cap. 5.2 e 5.3)

Cicli ibridi con celle a combustibile + turbina a gas (Cap. 5.6)

Celle a combustibile MCFC e SOFC (Cap. 5.4 e 5.5)

Motori Stirling (Cap. 3.2)

Sistemi TPV (Cap. 6.1)

IRE=0 scenario convenzionale

IRE=0 scenario avanzato

Recupero termicorealistico

Impianti di micro-cogenerazioneTutte le tecnologie consentono risparmi energetici, se operano con recupero integrale del calore

47

Ci piacerebbe che, fra dieci anni, migliaia (milioni?) di cucine italiane si presentassero così: fra gli elettrodomestici anche un microcogeneratore

Motore Stirling (o altra tecnologia)

Il motore sostituisce/integra la caldaietta domestica nella generazione di calore (ogni anno, in Italia se ne vendono più di un milione) e contemporaneamente cogenera energia elettrica, interfacciandosi sulla rete BT, con cui scambia energia elettrica in modo “intelligente”, esportandola nei periodi in cui è pregiata, importandola quando èpoco pregiata.

48

• La domanda termica nei settori residenziale e terziario è fortemente stagionale: per molti mesi dell’anno il microgeneratore deve operare per periodi molto ridotti.

• La possibilità di recuperare il calore per generare freddo è fondamentale per ampliare il periodo di funzionamento del microgeneratore (e fa bene al diagramma di consumo annuale del gas).

• Per taglie non piccolissime, la soluzione è praticabile.

• Spesso conviene ampliare il campo operativo aggiungendo nel sistema trigenerativo oltre a un frigorifero ad assorbimento anche un sistema a compressione (frigorifero/pompa di calore).

Impianti di micro-cogenerazioneCogenerazione o tri-generazione?

49

– Perché è il combustibile fossile più pulito.

– Perché è diffuso capillarmente su gran parte del territorio nazionale e in

particolare nelle aree metropolitane.

– Perché si sposa particolarmente bene con le tecnologie di

microcogenerazione più avanzate.

– Perché siamo seri, e non è realistico ipotizzare a breve-medio termine la

disponibilità dell’unico vettore energetico più pulito del gas naturale

(l’idrogeno).

– La transizione verso l’economia dell’idrogeno ha tempi lunghi e incerti…

– Certamente la microcogenerazione è pienamente compatibile con

l’economia dell’idrogeno.

Impianti di micro-cogenerazionePerché la micro-cogenerazione deve essere basata sul gas naturale?

50

• I meriti energetici ed ecologici a livello planetario e su larga scala della microcogenerazione sono fuori discussione, ma…

• E’ fondamentalefondamentale garantire che il livello di emissioni specifiche di sostanze nocive (in particolare di ossidi di azoto, monossido di carbonio, particolato) del microcogeneratore sia inferiore, o almeno pari, a quello (già molto basso) delle caldaiette che va a sostituire, così da evitare ogni dubbio sui ricorrenti timori in merito agli effetti sull’inquinamento locale della generazione distribuita:

• Si aumenta il consumo di combustibile all’interno delle aree metropolitane, ma non si deve peggiorare la qualità dell’aria!

• E’ una sfida tecnologica difficile (soprattutto per i motori alternativi a combustione interna), ma i progressi nel settore sono continui.

• Certamente, in quest’ottica le celle a combustibile sono la soluzione piùattraente.

Impianti di micro-cogenerazioneEmissioni specifiche bassissime (quasi nulle)

51

Non si deve dimenticare che nel nostro Paese:

•La quasi totalità delle nuove centrali termoelettriche sono e saranno alimentate a gas naturale•La penetrazione del gas naturale per la generazione di calore nel settore residenziale, terziario, PMI è fortissima•La microcogenerazione, se correttamente realizzata, è una misura di risparmio energetico, produce beni che sostituiscono altri già prodotti a gas naturale, quindi la sua diffusione andrà a diminuire, non certo ad aumentare il consumo complessivo di gas naturale

Impianti di micro-cogenerazioneL’impatto della micro-cogenerazione sul sistema gas

52

Impianti di micro-cogenerazioneL’impatto della micro-cogenerazione sul sistema gas

53

Near to Mid Term

Portatile

Combat1 kW

Laptop50 W

Mobile2 W

2003

Methanol

Long Term…………….Near term

Trasporti

ShipsSubmarine

Car< 100 kW

Large Veh.> 100 kW

19991998/2001

Natural GasHydrogen

Long term…………………..Near to Mid Term

DG Power Plants> 10 kW

Stazionario

Residential< 10 kW

CoalNatural Gas

Central Power Plants> 10 MW

Natural GasHydrogen

Landfill GasBio Gas

Natural GasHydrogen

2006

2005 SECA HPDProof of Concept

Impianti di micro-cogenerazioneLe principali applicazioni delle celle a combustibile

1 Il sistema energetico mondiale: stato attuale e scenari futuri

2 Il sistema energetico in Italia: le 7 anomalie

3 Quale futuro per la generazione distribuita: le rinnovabili

4 Il ruolo dell’industria nella generazione distribuita

5 Sviluppo della microgenerazione: un sogno?

6 Picture of the Future: lo sviluppo integrato del sistema energetico

Agenda

55

Generazione di energia elettrica

ConclusioniPossibili innovazioni tecnologiche per ridurre le 7 anomalie attuali

Industria Terziario e residenziale

-Te

cnol

ogie

di g

ener

azio

ne

-

• Ciclo combinato

avanzato

• Carbone pulito

• Nucleare

• Fonti rinnovabili

• Cogenerazione

• Cicli combintati

• Turbine a gas

• Motori alternativi

• Fonti rinnovabili

• Microcogenerazione

e trigenerazione

• Motori

• Motore stirling

• Celle a

combustibile

• Fonti rinnovabili

• Pompe di calore

Teleriscaldamento