Vito Pignatelli ENEA, Unità Tecnica Fonti Rinnovabili ... · Impianto di cogenerazione a biogas in...
Transcript of Vito Pignatelli ENEA, Unità Tecnica Fonti Rinnovabili ... · Impianto di cogenerazione a biogas in...
1
Vito PignatelliENEA, Unità Tecnica Fonti Rinnovabili
Presidente
Convegno FIPER“Biomasse: il futuro dell’energia e dell’ambiente”
Roma, 1 aprile 2011
Criteri di sostenibilità ambientale nella produzione di biomassa e biogas a fini energetici
2
La Direttiva CE n. 28/2009 sulla promozione delle fonti di energia rinnovabili
Obiettivi da raggiungere per il 2020:
• Ridurre le emissioni di CO2 del 20% rispetto ai livelli del 1990
• Incrementare del 20% l’efficienza negli usi finali dell’energia rispetto ailivelli attuali (Comunicazione CE del 19.10.2006 “Piano d’azione perl’efficienza energetica: concretizzare le potenzialità)
• Promuovere le energie rinnovabili con un obiettivo vincolante del 20% sultotale dei consumi energetici della UE, con valori diversi per i diversi paesi(per l’Italia il 17%) e del 10%, per ciascun paese membro, dei consuminel settore dei trasporti terrestri
• Stabilire uno stretto collegamento tra lo sviluppo della produzione dienergia da FER e l’aumento dell’efficienza energetica
Per poter essere considerati ai fini dell’assolvimento dell’obbligodi sostituzione dei combustibili fossili nel settore dei trasporti odel raggiungimento della quota stabilita di uso di energiarinnovabilie, biocarburanti e bioliquidi devono dimostrare ilrispetto di criteri di sostenibilità
3
Domanda di energia primaria per fonte in Italia (2009)
Fonte: ENEA - Rapporto Energia e Ambiente 2009
Elettricità
importata
5%
Combustibili
solidi
7%
Gas naturale
36%
Idrocarburi
liquidi
41%
Fonti
rinnovabili
11%
Domanda interna di energiaprimaria: 180,2 Mtep (192,1Mtep nel 2008)
Bioenergia~ 3,5 %
4
Importanza della bioenergia nella crescita complessiva delle FER in Italia
• La bioenergia è un fonte rinnovabile continua e programmabile, conprevisioni di sviluppo importanti in termini assoluti e relativi:
- 2009: 5.775 ktep - 28% totale produzione energia da FER in Italia
- 2020 (previsioni PAN): 19% elettricità (18.780 GWh), 54% calore eraffrescamento (5.670 ktep), 87% trasporti (2.530 ktep) su totaleconsumi energia da FER
• La bioenergia può contare su una pluralità di materie prime(biomasse residuali e/o da colture dedicate) e sulla disponibilità ditecnologie mature e affidabili (calore da biomasse solide; elettricitàda biomasse, biogas e bioliquidi; biocarburanti da colture zuccherine,cerealicole e oleaginose)
5
Le fonti energetiche rinnovabili (FER):caratteristiche e usi finali
FonteProgram-
mabile
NonProgram-
mabileElettricità Calore Trasporti
Idroelettrica √ √
Eolica √ √
Fotovoltaico √ √
Solare termico √ √ √
Geotermia √ √ √
Rifiuti √ √ √
Biomassa √ √ √
Biocombustibili √ √ √ √
Biogas / Biometano
√ √ √ √
6
Consumi di biomasse legnose in Italia (2009)
19
1,20,38 0,41
1,8
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22 Legna da ardere per uso domestico
Pellet per uso domestico
Cippato per minireti e uso domestico
Cippato per teleriscaldamento
Cippato per produzione elettricità
Milioni di t
Consumo di combustibililegnosi: 22,8 Mt (83% per ilriscaldamento domestico)
Fonte: AIEL, 2010
7
4.499 4.6755.107 5.257
5.966
7.631
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
2004 2005 2006 2007 2008 2009
GWh
Produzione di elettricità da biomasse in Italia(2004-2009)
Fonte: GSE, 2011
Consumo lordo totale di elettricitànel 2009: 299,9 TWh
Nota: i valori si riferiscono a biomasse, rifiutisolidi urbani (50% frazione biodegradabile),biogas e bioliquidi
8
Impianti per la produzione di elettricità da biomasse in Italia (2009)
Fonte: GSE, 2011
Tipologia di biomasseutilizzate
Numerodi impianti
Potenzainstallata(MWe)
Biomasse solide 122 1.255,4
di cui RSU 69 782,0
Biocombustibili liquidi 42 385,0
di cui oli vegetali grezzi 35 303,0
Biogas 272 378,2
di cui rifiuti 194 299,3
Totale 436 2.018,6
9
Composizione parco impianti di potenza a biomasse (esclusi RSU) in Italia nel 2009
Fonte: Elaborazione ENEA su dati GSE 2011
Biomasse solide50,5%
Biogas8,4%
Bioliquidi41,1%
Biomasse solide30,6%
Biogas24,3%
Bioliquidi45,1%
Potenza installata (MWe)
Numero di impianti
10
I limiti della situazione attuale
• Valorizzazione solo parziale delle biomasse disponibilisul territorio nazionale (forestali, agricole, zootecnicheecc.)
• Incertezza normativa (standard, procedureautorizzative per gli impianti, assimilazione ai rifiuti dialcune tipologie di biomasse, regolamentazione dell’usodel digestato ecc.)
• Presenza ancora limitata di filiere agro-energetichecomplete (importazione di legna e materie prime per ibiocarburanti)
• Incertezza sull’entità e sulle modalità di accesso agliincentivi economici previsti dagli ultimi aggiornamentidella legislazione (comune all’intero settore delle fontirinnovabili)
11
Importazioni di legna da ardere e residuilegnosi in Italia. Anni 1999 - 2009
Fonte: FAO Forestry database, 2011
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
5.000.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Metri cubi
Chips and Particles Wood Fuel Wood Residues
12
Approccio metodologico per la produzione sostenibile di energia da biomasse
• Analisi e valutazione del potenziale lordo e netto di biomasseresiduali provenienti dai settori agricolo e forestale (integrazione dellebasi statistiche con quelle cartografiche ed elaborazioni tramiteG.I.S.), dagli allevamenti zootecnici e dagli stabilimenti agroindustriali
• Analisi degli aspetti ambientali del ciclo delle biomasse, emissioni,reimpieghi, bilanci
• Individuazione delle filiere agro-energetiche più adatte perdeterminati contesti territoriali e dei siti ottimali per la realizzazionedegli impianti
• Analisi costi/benefici associati alle diverse opzioni e combinazionibiomasse/logistica/tecnologia
13
La sfida della sostenibilità
Una strategia complessiva per migliorare i bilanci energetici eridurre le emissioni di GHG:
• Minimizzare le distanze e ottimizzare l’uso dei sistemi di trasporto
• Convertire le biomasse in energia e/o biocombustibili con processi adelevata efficienza, utilizzando preferenzialmente l’intera pianta
• Controllare e ridurre le emissioni dovute alle pratiche colturali(lavorazione del suolo, consumi macchine agricole, fertilizzanti epesticidi) sia nel caso di colture dedicate che per l’uso di biomasseresiduali di origine agricola
14
Stima delle emissioni di CO2 dovute al trasportodella biomassa
120 km
280 km
CROTONE
150 km
BARI
TARANTOMiglia nautiche
Croazia - Taranto ~ 324
Ghana - Taranto ~ 4.000
Da: Valori calcolati emissioni(kg CO2 / ton. trasportata)
Crotone 22,1 – 27,7
gomma
Bari 12,4 – 15,5
gomma
Ghana via Taranto 93,6 – 161,7
nave + gomma
Croazia via Taranto 16,5 – 24,4
nave + gomma
15
Colture dedicate: il bilancio energetico
Fonte: ENEA, 1999
Bilancio energetico per la produzione di un kg di biomassa combustibile da coltivazioni di pioppo in SRF
Operazione MJ/kg
Coltivazione 0,60
(trapianto, controllo infestanti e parassiti, fertilizzazione, irrigazione, raccolta)
Trasporto 0,21
(distanza media considerata: 110 km)
Cippatura e stoccaggio 0,10
Totale input energetici 0,91
Pci del legno di pioppo: 10,4 MJ/kg
Rapporto Output /Input 11 : 1
16
Impianto di cogenerazione a biomasse diCalenzano della Biogenera s.r.l.
Ciclo termico• Bruciatore a griglia mobile di potenzialità in ingresso
di 5,9 MW• Caldaia a recupero ad olio diatermico da 4,5 MWt• Economizzatore sul circuito olio per un ulteriore
recupero di calore
Produzione di energia elettrica• Turbogeneratore ORC a ciclo Rankine con fluido organico
con una potenza di circa 790 kWe
17
L’approvvigionamento della biomassa:un esempio di filiera locale
L’impianto di cogenerazione a biomasse di Calenzano utilizza solo biomassadi provenienza locale (in media 13.000 t/anno) sotto forma di cippato:
• Potature di vigneti e uliveti (circa 2.000 t/anno)
• Materiale vegetale proveniente da interventi di manutenzione di alveifluviali (circa 1.500 t/anno)
• Materiale vegetale proveniente da cure e diradamenti forestali (circa8.000 t/anno)
• Residui della prima lavorazione, esclusivamente meccanica, di legnovergine (circa 1.500 t/anno)
Conferimento e stoccaggio della biomassa • Area stoccaggio biomassa legnosa pezzatura
media e grossa• Area stoccaggio cippato sotto copertura• Silo di cippato con rastrelli per dosatura ed
alimentazione impianto
18
La rete di teleriscaldamento: un esempioconcreto di efficienza energetica
La rete di teleriscaldamento, della lunghezza complessiva di circa 6 km, èalimentata con l’acqua calda (temperatura di mandata a 90-95 °C e ritornoa 70 °C) proveniente dal raffreddamento del modulo ORC o, in caso difermata del modulo, direttamente dal raffreddamento dell’olio diatermico
Rete principaleCostituita da due tubazioni di mandata e ritorno che dalla centrale termica a biomasseraggiungono il nodo più lontano della rete stessa, a circa 3 km di distanza
Rete secondariaCostituita da tutti i tratti di tubazione di mandata e ritorno che dalla rete primaria sidiramano per andare ad alimentare le utenze disposte lungo il percorso, per unapotenza termica installata di circa 9 MW
SottostazioniSono ubicate o all’interno degli edifici in appositi locali o in locali separatiappositamente realizzati, in funzione delle dimensioni delle centrali e dal singoloutilizzatore che intenderà allacciarsi alla rete. In alcune sottostazioni sono presentimacchine ad assorbimento per la produzione di acqua refrigerata per raffrescamento(potenza frigorifera di circa 3 MW)
19
Impianti di biogas operativi e/o in costruzione in Italia (marzo 2010)
Fanghi di depurazione civile (121)
Effluenti zootecnici + scarti organici + colture energetiche (273, di cui 74 in costruzione)
FORSU (14)
Reflui agro-industriali (32, di cui 2 in costruzione)
Biogas da discarica (Fonte APER) (232)
Fonte: CRPA, 2010
4
1
11
5
3
43
18
12
2121136
29
47
26
33
4
1
11
11
19
2
3
28
197
103
1
2
32
511
35
5 11
1
5
7
10
38
3312
7
21
102
3
5
1
1
1
1
2
1
4
1
2
1
2
3
2
1
Circa 450-500 MWe già installati
Il PAN si pone l’obiettivo al 2020 di 1.200 MWe
20
• Materie prime diffuse e abbondanti
• Opzione praticabile per aziende agricole medio-piccole
• Molteplici opzioni energetiche e disponibilità di tecnologie affidabili
Il biogas nel comparto agro-zootecnico:pregi e limiti
• Dispersione delle materie prime sul territorio
• Grandi volumi, limitato valore energetico
• Alcune materie prime stagionali, altre continue
• Destinazione del digestato
• Onerosità impiantistica per l’azienda
• Disponibilità limitata di statistiche ed informazioni
21
Distribuzione % degli impianti di biogas in Italiasecondo la tipologia di substrato utilizzato (marzo 2010)
Fonte: CRPA, 2010
Effluenti zootecnici + sottoprodotti agroindustriali +
colture energetiche
51%
sottoprodotti agroindustriali +
colture
energetiche8%
Substrati non specificati
8%
Solo effluenti
zootecnici33%
22
Impianto di cogenerazione a biogas in unaazienda agrozootecnica (Azienda Bruni, Sutri)
Impianto di cogenerazione• Potenza elettrica nominale: 500 kWe (due
cogeneratori Scania a punto fisso da 250 kWeciascuno)
• Potenza termica utilizzata: 250 kW• Ore di funzionamento annue: 8.000 h elettrica,
2.000 h termica• Produzione elettrica media annua: 4.000 MWh• Recupero termico medio annuo: 500 MWh
(autoconsumi aziendali e termoregolazionedigestore)
Impianto di digestione anaerobica• Due reattori da 1.100 m3 ciascuno, con miscelazione
del substrato tramite agitatori ad elica• Alimentazione meccanica (pala caricatrice) per le
matrici solide, idraulica con sistemi di pompaggioper quelle liquide e semiliquide
• Fermentazione mesofila (40 °C), con tempi diritenzione idraulica dell’ordine dei 50 giorni
23
Gestione del fondo e dell’allevamento• 200 ha impiegati per la produzione di mais, sorgo e loietto
destinati all’alimentazione dei bovini e in parte ad insilati perla produzione di biogas
• Allevamento di circa 700 vacche da latte di razza frisona(vendita prodotto alla Centrale del latte di Nepi)
• Riutilizzo completo del digestato in azienda per il ripristinodella sostanza organica nel suolo
• Contratti di filiera con frantoi e Cooperativa Ortofrutticola diMaccarese
L’approvvigionamento della biomassa: unesempio di “filiera corta”
L’impianto di cogenerazione a biogas dell’Azienda Bruni è alimentato da unmix di materie prime per il 70% di provenienza aziendale e per il restante30% da filiera corta (raggio inferiore a 70 km):
• Liquame bovino (16.200 t/anno)
• Letame bovino (3.600 t/anno)
• Insilati (1.500 t/anno)
• Scarti vegetali e acque di vegetazione(1.000 t/anno)
• Glicerina (700 t/anno)
24
Sviluppo previsto della bioenergia in Italia
Elettricità
Situazione al31 dicembre 2005
Previsioni per il 2020
Potenza installata
(MW)
Energia prodotta(GWh)
Potenza installata
(MW)
Energia prodotta(GWh)
Impianti alimentati con biomasse solide
653 3.477 1.640 7.900
Impianti alimentati con biogas 284 1.198 1.200 6.020
Impianti alimentati con bioliquidi - - 980 4.860
TOTALE 937 4.675 3.820 18.780
Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le EnergieRinnovabili, 30 giugno 2010
25
Sviluppo previsto della bioenergia in Italia
Riscaldamento e raffrescamento
Situazione al31 dicembre 2005
Previsioni per il 2020
Energia prodotta(Ktep)
Energia prodotta(Ktep)
Biomasse solide 1.629 5.254
Biogas 26 266
Bioliquidi - 150
TOTALE 1.655 5.670
Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le EnergieRinnovabili, 30 giugno 2010
26
Sviluppo previsto della bioenergia in Italia
Elaborazione ENEA su dati del Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili, 30 giugno 2010
3,48
1,20
0,00
7,90
6,02
4,86
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
elettricità da biomasse solide
elettricità da biogas elettricità da bioliquidi
Situazione al 31 dicembre 2005
Previsione per il 2020
Energia prodotta (TWh)
27
Sviluppo previsto della bioenergia in Italia
Elaborazione ENEA su dati del Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili, 30 giugno 2010
1,63
0,03 0,000,18
5,25
0,27 0,15
2,53
0
1
2
3
4
5
6
calore da biomasse
solidecalore da biogas calore da bioliquidi biocarburanti
Situazione al 31 dicembre 2005
Previsione per il 2020
Energia prodotta (Mtep)
28
Il futuro dei biocarburanti: la sfida della sostenibilità
Fonte: Direttiva 2009/28/CE
Biocarburanti - Riduzione minima emissioni GHG
All’entrata in vigore della Direttiva (*)
2017
Nuovi impianti entrati in funzione dopo il 1 gennaio
2017 (**)
35% 50% 60%
(*) dal 1 aprile 2013 per impianti in attività il 23 gennaio 2008
(**) dal 1 gennaio 2018
Biocarburanti e bioliquidi non devono essere prodotti su terreni ad alto livellodi biodiversità. Nel calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra (GHG)saranno considerate anche le emissioni causate dal cambiamento dell’uso delsuolo
29
Consumi di biocarburanti previsti per il 2020
Consumilordi FER(Ktep)
ai fini dell’obiettivo 10% (Ktep)
% sui consumi totali previsti
(33.972 ktep) *
Bioetanolo / bio-ETBE- di cui di II generazione- di cui importati
600100200
700200200
2,06
Biodiesel- di cui di II generazione- di cui importati
1.880250800
2.130500800
6,27
Idrogeno da FER - - -
Elettricità da FER- di cui nel trasporto su strada- di cui nel trasporto non su strada
36998
271
922245677
2,71
Altri (oli vegetali puri, biometano)- di cui di II generazione
5050
100100
0,29
Totale rinnovabili nei trasporti 2.899 3.419 11,33
* Elaborazione ENEA
Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili, 30 giugno 2010
30
Veicoli a gas naturale nei paesi UE (2010)
Fonte: Natural Gas Vehicle Association - NGVA Europe, 2011
60.27013.307
91.890
730.000
32.000
944.920
0
150.000
300.000
450.000
600.000
750.000
900.000
Bulgaria Francia Germania Italia Svezia Totale UE (*)
N. veicoli
(*) Esclusi Cipro, Malta e Romania
31
Riduzione delle emissioni di GHG per alcune filiere di produzione di biocarburanti (valori standard)
Fonte: Direttiva 2009/28/CE, Allegato V
Filiera di produzione del biocarburante Riduzione standard delle emissioni di
GHG
Etanolo da barbabietola da zucchero 52 %
Etanolo da mais, prodotto nella UE (calore da metano in cogenerazione)
49 %
Etanolo da canna da zucchero 71 %
Biodiesel da semi di colza 38 %
Biodiesel da soia 31 %
Biodiesel da olio di palma (processo non specificato) 19 %
Biodiesel da rifiuti vegetali o animali 83 %
Biometano da FORSU 73 %
Biometano da letame umido 81 %
Biometano da letame asciutto 82 %
32
Riduzione delle emissioni di GHG per alcune filiere di produzione di biocarburanti (valori standard)
Elaborazione ENEA da Direttiva 2009/28/CE, Allegato V
5249
71
31
38
83
73
82
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
etanolo da barbabietola
da zucchero
etanolo da mais UE
etanolo da canna da
zucchero
biodiesel da soia
biodiesel da semi di colza
biodiesel da rifiuti
biogas da FORSU
biogas da letame
asciutto
%
33
Percorrenza stimata per veicoli alimentati conbiocarburanti prodotti da 1 ha di coltura
Fonte: Elaborazione ENEA su dati FNR (Fachangentur Nachwachsende Rahstoffe e. V.), 2009
67.600
23.300
22.400
0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000
Biometano
Biodiesel da colza
Etanolo da cereali
km / anno
34
Impegni e prospettive per il futuro: vincere la sfidadella sostenibilità
Realizzare la piena integrazione tra e nelle filiere
• Integrare la produzione, raccolta delle biomasse, gliattori, la produzione energetica per cogliere leopportunità che il territorio può esprimere e mettere afrutto le sinergie
• Costruire e sviluppare relazioni, mettere insiemetecnologie, processi, coordinare azioni, chiudere i cicliproduttivi sul territorio
Usare al meglio gli strumenti di analisi disponibili
• Utilizzare gli strumenti metodologici ed i sistemi GIS perl'analisi economica, tecnica e organizzativa sin dalle fasiiniziali della prefattibilità di un impianto
E, soprattutto . . .
• Fare tesoro delle esperienze migliori e replicarne lemodalità operative e gestionali e le scelte tecnologiche
Grazie per l’attenzione
ITABIAAssociazione Italiana per le BiomasseVia Acireale 1900184 - Roma
Tel. 0670306036Fax 0670304833e-mail: [email protected]
ENEACoordinamento Tecnologie per leBiomasse e le BioenergieC.R. Casaccia, Via Anguillarese 30100123 - S.M. di Galeria, Roma
Tel. 0630484506Fax 0630486514e-mail: [email protected]
Dr. Vito Pignatelli