Solare e teleriscaldamento – Milano 09 09 2015
Impianti SDH in Italia: 4 casi studio
Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ AIRU – Dip. Energia. Politecnico di Milano
Introduzione
1
Il Teleriscaldamento solare è una soluzione possibile e sostenibile in Italia ? 4 casi studio per rispondere Polimi e AIRU Contesto del teleriscaldamento solare italiano Metodologia degli studi di fattibilità I casi studio Descrizione delle reti coinvolte L’integrazione solare I risultati energetici La valutazione economica Commenti e conclusioni Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Condizioni al contorno
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Il teleriscaldamento copre il 4% della domanda di riscaldamento
Fonti di calore
Mercato dell’elettricità
Energia annua in GWh Potenza MWth
Direttiva europea DHC Efficiente : •50 % energia rinnovabile; •50 % calore dai rifiuti; •75 % calore da cogenerazione ; •50 % di un mix.
Schema di incentivo I grandi (50-1000m²) impianti solari termici sono incentivati dal Conto termico 55€/m² all’anno per il ST convenzionale € 275.000 (fino al 65% dell’investimento) Dati annuario: AIRU 2013, report Terna 2013
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Processo
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Metodologia dello studio Incontro con il gestore Progettazione • motivi dell’integrazione del solare Dimensionamento dell’impianto solare • raccolta di dati tecnici Progetto d’integrazione nel TR Modello di simulazione (TRNSYS): Simulazione • modello solare + dati di Produzione del solare monitroaggio reti Frazione solare • simulazione oraria annuale Impatto sulla temperatura del TR Valutazione di fattibilità Economia • Valutazione dei risultati energetici Fase di ottimizzazione • Calcolo degli indicatori economici PBT, TIR Utility
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I quattro casi studio Energia Caso TR [GWh/a]
1
45
2
157
3
5,8
4
36
4
Impianto di generazione Sistema
Caldaie gas CCG (recupero terzi) Caldaie gas CCG Caldaie gas Motore a gas Recupero CHP Biomassa (terzi) Caldaie gas Motore a gas Recupero CHP Biomassa (terzi)
[MWth]
11,6 28 70,3 23,6 2,8 0,75
Inverno m TM-TR [°C]
4
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[°C]
100 nom 80 - 60 500 picco 800 nom 120 - 60 100 - 60 1200 picco
105 - 65
[m3/h]
80 100
85 -70
150 nom 225 picco
85 -70
75
115-65
150 nom 350 picco
85-65
25
0,8 29 4
[m3/h]
Estate TM-TR m
Perché il solare termico? Come? Quanto? Decisione con le aziende Centralizzato o distribuito Dimensione del campo solare
Solare centralizzato (casi 1,2,3) Obiettivi delle aziende: • aumento RES (legge, incentivo..) • Alternative economiche alle caldaie a gas • Immagine “green” Solare distribuito (caso 4) Obiettivi dell’azienda: • “Sconnettere” gli utenti periferici in estate (piccoli ST sui tetti) • Ridurre la temperature del TR per ridurre perdite importanti nella distribuzione estiva Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
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Obiettivo dell’integrazione Spazio disponibile Quadro finanziario • •
Dimensione dei pannelli: Disponibilità di spazio Incentivi 1000 m2 nei tre casi
Dimensione dei pannelli : • Disponibilità di spazio sui tetti • Disponibilità di spazio per i locali tecnici • 8 impianti sui tetti 100-150 m2
Caso. 1
7
• Energia erogata: 45 GWh/anno • Caldaie a gas– 12 MWth • Recupero Ciclo combinato a gas di terzi- 28 MWth • Temperature: Inv 105 - 65 °C / Est 80 - 60 °C • Portata: Inv 100 m3/h, Est 80 m3/h
Integrazione solare per coprire una certa quota del fabbisogno estivo, almeno le perdite (circa 1 MW di carico termico estivo) Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Caso. 1 Integrazione solare
8
Rete teleriscaldamento Centrale di generazione
60 °C 55 °C
• • • •
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Produzione solare: 541 MWh/a Frazione solare annua: 1,2 % Frazione solare estiva: 6,5 % Efficienza solare media: 42 %
Caso. 1 Parametri economici
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• Conto termico: 55 €/m2 di superficie solare per 5 anni (con un tetto del 65% del costo d’investimento) • Costo solare termico: 350 €/m2 • Pompaggio: 0,15 €/kWhel considerando un consumo elettrico del 2% della produzione solare termica • Manutenzione: ipotesi di costo precauzionale del 2% del investimento iniziale
Risultati finali
• PBT: 18 anni • TIR: 7,8%
Calcolo fatto dall’azienda con parametri finanziari interni
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Caso. 2
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• Energia erogata: 157 GWh/year • Caldaie a gas – 70,3 MWth • Ciclo combinato gas – 23,6 MWth • Temperature: Inv 120 - 60 °C / Est 100 - 60 °C • Portata: Inv 800 m3/h, Est 100 m3/h
Integrazione solare di 1000 m2 (2 sottocampi orientati a ovest e a sud)
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Caso. 2 Integrazione solare
• • • •
Produzione solare : 459 MWh/y Frazione solare annua: 0,3 % Frazione solare estiva: 1,8 % Efficienza solare media: 37 %
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Caso. 2 Parametri economici
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Risultati finali
• PBT: 19 anni • TIR: 6,5% Secondo calcolo di indicatori economici abbassando i costi di manutenzione (allineato all’esperienza dei paesi nordici) • M&O costo: ipotesi cautelativa del 2% 0,8 % costi iniziali
Risultati finali
• PBT: 13 anni • TIR : 10,3% Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Caso. 3
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• Energia erogata: 5,8 GWh/year • Caldaie a gas– 2,8 MWth • Ciclo combinato a gas – 0,75 MWth • Recupero cogeneratore a biomassa di terzi – 0,8 MWth • Temperature: Inv 85 - 70 °C / Est 85 - 70 °C • Portata: Inv 150 m3/h, Est 25 m3/h Rete teleriscaldamento Centrale di generazione
Recupero da terzi
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Caso. 3 Integrazione solare
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Strategia di controllo • P1: ∆T costante allo scambiatore • P2: temperatura all’ingresso dell’accumulo (80°C) • P3: temperatura all’uscita dello scambiatore di calore (
P3
• • • •
Produzione solare: 342 MWh/y Frazione solare annua: 6 % Frazione solare estiva: 22 % Efficenza solare media: 32 %
Risultati finali
• PBT: 11 anni • TIR: 5% Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Caso. 4 Solare distribuito
15 Rete teleriscaldamento
Carico TR Rami (magg-sett) [MWh]
a b c d
26,5 29,7 12,1 62,1
SF
Risparmio fonte fossile
Estate Anno [%] [%]
[MWh]
Impianti solari Collettori [m2]
Accumuli [m3]
140 6 160 11 50+30 4+2,5 50+70+120+75 3+3,5+6+5
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95 92 96 94
51 53 53 60
50 52 46 83
Caso. 4 Parametri economici
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Conto termico: 55 €/m2 di superficie solareper 5 anni (con un tetto del 65% del costo d’investimento) Costo solare: • Superficie pannelli <50 m2 850 €/m2 • Superficie pannelli 50÷100 m2 800 €/m2 • Superficie pannelli >100 m2 750 €/m2 Sconto sulla tariffa del TR Per i proprietari di edifici dove sono installati i collettori solari, compenso per ospitare i sistemi solari sui tetti di loro proprietà (10%)
Risultati finali
• PBT>20 anni • TIR<0 Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Risultati e commenti Caso
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Energia TR
Sistema di generazione
SF
PBT
[GWh/a]
System
[%]
[anni]
1,2
18
0,3
16-19
6
11
1
45
2
157
3
5,8
Caldaie gas CCG (recupero terzi) Caldaie gas CCG Caldaie gas Motore a gas Recupero CHP Biomassa (terzi)
Interesse elevato nel solare da parte delle aziende coinvolte, energia solare vista come opportunità Solare distribuito (caso 4) non è fattibile: • Costi d’investimento maggiori • Sconto per i clienti • Riscaldamento estivo economico grazie all'impianto di cogenerazione a biomassa PBT del solare centralizzato (1,2,3) sono inferiori a 20 anni e I TIR sono positivi. Il riscaldamento solare consente di ridurre l’uso delle caldaie a gas quando il prezzo dell’elettricità è troppo basso. Alice DENARIE – Matteo MUSCHERÀ
Commenti finali Variabili che influenzano i risultati: • Il costo d’investimento • Attuali incentivi: 55 €/m2 • Costi di manutenzione
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Incentivo favorisce grossi impianti solari centralizzati più di quelli distribuiti più piccoli. Costo di manutenzione precauzionale, scarsa esperienza italiana sui grossi impianti solari
Valutazione economica svolta dalle aziende con parametri interni
Risultati più difficili da paragonare, ma che gadagnano in concretezza
Integrazione potenziale da indagare – solare termico con termovalorizzatori di rifiuti
Priorità degli impianti RSU per alimentare la rete elettrica. L'integrazione solare permette di ridurre la quantità di vapore spillata dalla turbina, a vantaggio della produzione elettrica
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Grazie dell’attenzione Alice DENARIE –
[email protected] MATTEO MUSCHERÀ -
[email protected]
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