23 Aprile 2015 Convegno Viessmann - Infobuild Energia · Convegno Viessmann Valutazione delle fonti e dei vettori energetici integrati fossili e rinnovabili. ... sistemi ibridi Incentivazioni

Etanomics Italia S.r.l.Piazzale Biancamano, 8I-20121 Milano

23 Aprile 2015

Convegno Viessmann

Valutazione delle fonti e dei vettori energetici integrati fossili e rinnovabili

Vettori energeticiEnergia primaria da fonti fossili e rinnovabiliCase historyEnergia secondaria: l’energia elettrica Lo spark spread

Autoconsumo ed autarchia energeticaCurve cumulate e profili di carico

Peak shaving e time shift

Sistemi di accumulo

Valutazione delle fonti e dei vettori energetici integrati fossili e rinnovabili

Sistemi On grid - Energia primaria da fonti fossili

Potere calorifico inferiore normato (AEEG 9/11 Tabella 1) pari a:

8250 kcal/Sm3 pari a 9,59 kWh/Sm3

Possibilità di accedere ai benefici derivanti da meccanismi incentivanti per l’efficienza: detrazioni e TEE, CAR

Possibilità di generazione a bassa temperatura

Possibilità di generazione combinata

Emissioni controllabili con dispositivi di qualità

Gas Naturale

Gas Naturale

Marco Rossi

Rete nazionale

Dispositivi di conversione efficienti e tecnologie mature

Sensibilità – non proporzionale -alle variazione del prezzo del barile di petrolio

Emissioni controllabili con dispositivi di qualità

Sensibilità alle variazione del prezzo del barile di petrolio

Fonte: AEEG

Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 m3

Sistemi On grid - Energia primaria da fonti fossili

13,7 14,4 14,1 14,1 14,2 14,4 14,3 14,3 14,2 14,4 14,5 14,9 15,1 15,5 17,0 16,4 16,6 15,9 14,5 14,7 14,7 14,8 14,7 15,0

6,9 6,9 6,9 6,8 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,8 7,0 7,1 7,1 7,27,1 7,1 7,1 5,7 5,7 6,9 6,9 5,7 5,8 5,8

20,6 19,3 21,1 23,4 25,3 25,1 26,0 27,2 30,1 33,2 34,9 35,7 37,5 37,9 37,8

35,0 34,4 34,2 35,6 31,4

27,0 31,7 31,5 28,5

27,0 26,9 27,2

27,5 27,9 27,8 28,0 28,2

28,6

29,7 30,0 30,2

30,6 30,7 31,0 30,4 30,3

30,4 30,4 29,9

29,1

29,8 29,7 29,2

68,3 67,569,3

71,874,1 74,1 75,0

76,579,7

84,186,4

87,990,2 91,2

92,8

88,9 88,486,2 86,3

83,0

77,8

82,0 81,778,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

III

2009

IV

2009

I 2010 II

2010

III

2010

IV

2010

I 2011 II

2011

III

2011

IV

2011

I 2012 II

2012

III

2012

IV

2012

I 2013 II

2013

III

2013

IV

2013*

I 2014 II

2014

III

2014

IV

2014

I 2015 II

2015

c€/m

3

Costi infrastrutturali Costi di vendita Materia prima Imposte

Sistemi Off grid - Energia primaria da fonti fossili

Gasolio, BTZ

Gasolio, BTZ: attenzione al rispetto dei limiti di emissioni inquinanti

BTZ: costi aggiuntivi per addititivi e scaldiglie; decadimento dei rendimenti di conversione; impossibilità di lavorare a basse T

Sensibilità all’andamento del prezzo del petrolio

Sistemi Off grid - Energia primaria da fonti fossili

GPL, GNL

GPL: ampissima capillarizzazione sul territorio

GNL: ottima soluzione per realtà energivore industriali e i teleriscaldamenti; prezzo non variabile con l’andamento del barile di petrolio; ottimi rendimenti di conversione e basse emissioni

Possibilità di produzione combinata

A seguire presentazione Liquigas

Incentivazioni molto interessanti: conto termico e meccanismo TEE

Elevato costo delle tecnologie se paragonate a dispositivi a combustibili fossili di pari potenza

Controllo emissioni

Basso costo del kWh di energia primaria

Potere calorifico inferiore variabile in funzione della qualità e del contenuto idrico del combustibile

Cippato: presenza di corpi estranei (sassi, ferro, plastica) deleteria per il funzionamento dei dispositivi

Importanza di idonei accumuli termici opportunamente dimensionati

Utilizzate per acqua calda/vapore/olio diatermico

Biomasse legnose

Sistemi Off grid - Energia primaria da fonti rinnovabili

Energia primaria da fonti rinnovabili

Biogas e biometano:

Biogas: miscela di CH4 (da 40% a 60%) e CO2 da in funzione delle tecnologie utilizzate

Biometano: upgrading del biogas a condizioni fisico chimiche idonee all’immissione in rete (deumidificazione, desolforazione, innalzamento del tenore di CO2)

In Italia circa 1000 impianti a digestione anaerobica funzionanti prevalentemente a insilato di mais e reflui zootecnici

In prospettiva:

- Reti di biometano ai fini di combustibile per autotrazione

- Reti di biometano per centrali di medie/grandi dimensioni per teleriscaldamenti

Biogas: DM 6 Luglio 2012 avvantaggia taglie «piccole» < 300 kW elettrici

Reflui zootecnici, matrici vegetali


Utilizzo di sorgenti «gratuite» di energia termica presenti in natura

Possibilità di utilizzo come sorgenti fredde o calde di cicli termodinamici

Ampissima possibilità di soluzioni tecnologiche condensate ad aria e ad acqua

Variabilità COP: sistemi ibridi

Incentivazioni e tariffa D1

Energia dal terreno e dall’aria: la pompa di calore

T m

an

da

ta

Negli ultimi anni grazie allo sviluppo di tecnologie con compressori scroll + inverter e valvole di espansione elettronica performances molto migliorate:

Incremento del 10% del COP rispetto a tecnologie ON/OFF

Il ciclo E.V.I. (Enhanced Vapour Injection) rende possibili temperature di mandata più elevate


Energia dal terreno e dall’aria: la pompa di calore

COP

+ 10%


Gratuità dell’energia primaria

Non programmabilità

Bassi costi di manutenzione

Tecnologie mature

Possibilità di abbinamento sistemi di accumulo sia termico che elettrico

Energia dal sole: fotovoltaico e solare termico

A seguire presentazione Nuove Energie

Marco Rossi

Energia primaria da fonti fossili e rinnovabili

Conclusioni:

Ampissima scelta di soluzioni tecnologiche per ogni vettore energetico disponibile

Possibilità di utilizzare più vettori energetici contemporaneamente/alternativamente per la produzione di energia termica

Possibilità di generazione combinata (cogenerazione)

Il sistema ibrido è «la soluzione» o può essere conveniente la concentrazione di più vettori energetici in uno solo?

Nella PMI situazioni «multivettore»

Diversi sistemi di generazione non ottimizzati

Diversi interventi effettuati negli anni

Difficile controllo e valutazione dei contratti di approvvigionamento

Energia primaria da fonti fossili e rinnovabiliPMI – aggregazione di più vettori: case history

492.311

402.145

437.468

340.435

311.991

228.844224.243

31.565

124.256

290.002

337.467

274.922

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

Consumi finali di energia termica divisi per fonte,

anno 2014 [kWh]

TOTALE BTZ GPL TELERISCALDAMENTO

kWh

term

ici u

tili

mese

Nella PMI situazioni «multivettore»

Diversi sistemi di generazione non ottimizzati

Diversi interventi effettuati negli anni

Difficile controllo e valutazione dei contratti di approvvigionamento

Energia primaria da fonti fossili e rinnovabiliPMI – aggregazione di più vettori: case history

492.311

402.145

437.468

340.435

311.991

228.844224.243

31.565

124.256

290.002

337.467

274.922

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

Consumi finali di energia termica divisi per fonte

anno 2016 [kWh]

GNL

kWh

term

ici u

tili

mese

Revamping con unica centrale in posizione baricentrica rispetto ai carichi

Unico contratto di approvvigionamento con maggior competitività dovuta ai volumi

Sistemi di accumulo

Incremento dei rendimenti

Minori perdite di distribuzione


82%

12%

6%

RIPARTIZIONE PERCENTUALE ENERGIA TERMICA UTILE

2014

% BTZ % GPL % TELE

100%

RIPARTIZIONE PERCENTUALE ENERGIA UTILE

2016

GNL

PMI – aggregazione di più vettori: case history

Lo studio di fattibilità del fuel switchingporta ad ottimi parametri di investimento

Il fuel switching renderà possibile in un prossimo futuro l’installazione di un cogeneratore con interessanti parametri di investimento


-€ 100.000

-€ 50.000

€ 0

€ 50.000

€ 100.000

€ 150.000

€ 200.000

€ 250.000

€ 300.000

€ 350.000

€ 400.000

€ 450.000

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

CASH FLOW CUMULATO ATTUALIZZATO

CASH FLOW ATTUALIZZATO

ENERGIA TERMICA

COSTI OPERATIVI EX ANTECOSTI OPERATIVI

EX POST

BTZ + GPL + TELE GNL

Approvvigionamento combustibili/tele€ 238.175 € 199.498

Scaldiglie BTZ € 11.174 -

Additivi € 23.922 -

Manutenzione € 3.300 € 2.000

Canone annuo impianto GNL - € 27.000

totale € 276.571 € 228.498

PMI – aggregazione di più vettori: case history

Tempo di

payback 1,1anni

NPV € 381.816

IRR 96,0%

Molti vettori energetici sono influenzati dal prezzo del barile di petrolio

Imprevedibilità nel breve periodo

Previsioni nel breve/medio termine

- 58% rispetto alle previsioni


Relazione del 2013 relativa le previsioni del prezzo del barile di petrolio

$/barile

Scenario 3

Scenario 1

Scenario 2

Scenario 4

Energia secondariaEnergia elettrica

Mercato libero

1 TEP di energia primaria = 0,187 MWh elettrico [EEN 3/08]

Rendimento medio delle centrali in Italia 46%

SEU e RIU

Tariffa D1 per le pompe di calore

Potenziale instabilità di rete causata dal proliferare di generazione distribuita

5,5 6

,3 6,4 6,5 6,6 6,8 7,2 7,7

7,6 8

,3 8,8 8,9

8,6

8,5 9,0 9,4 10

,2 11

,0

11

,7

11

,9

11

,0

10

,7

10

,4

10

,4

10

,2

9,6

9,4

9,3 9,4 9,5

9,5

9,4 10

,0 10

,9

10

,9

11

,0

10

,4

10

,0

10

,2

10

,0

9,8

9,4

9,3 9,5

8,6

8,3

3,8 3

,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3

,0 3,0

3,0

3,0 3

,0 3,0

3,1

3,1 2,6 2

,6 2,4

2,4

2,4 2,4

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5 2,5 2,5

2,5

2,5 2

,6

2,6

2,6 2,6

2,8

2,8 2,8

2,8

2,8

3,0

3,0 3,0

3,3

3,3

1,0

0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 0,7 0

,7 1,1

1,1 1

,4 1,5

1,7

1,7

1,6 1

,6 1,6

1,4

1,4 1,3

1,2

1,2

1,4

1,4

1,3

1,4

1,5

1,6

1,5 1

,9 2,2

2,2

2,4

3,1

3,2 3,3

3,4

3,6 3,6

3,7

4,0

4,1

4,1 4,3

4,4

4,4

1,9

1,9 1,9 2,0 2,0 2,0

2,0 2

,0 2,1

2,1

2,2 2,2

2,2

2,2

2,2 2

,3 2,3 2

,4

2,5 2,5

2,4

2,4

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,2

2,2 2

,3 2,3

2,3

2,4

2,5 2,5 2,6

2,5

2,5 2,6

2,5 2,6

2,5

2,5 2,6

2,5

2,5

12

,3

12

,2

12

,3

12

,4

12

,6

12

,8

12

,8 13

,4

13

,7 14

,5 15

,4

15

,6

15

,6

15

,5

15

,5

15

,9 16

,5 17

,2 17

,9

18

,1

17

,1

16

,8

16

,6

16

,6

16

,3

15

,8

15

,7

15

,6

15

,6 16

,2

16

,5

16

,5 17

,3

19

,1

19

,1

19

,4

19

,1

18

,9

19

,2

19

,0

19

,2

19

,0

19

,0

19

,3

18

,7

18

,5

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

I

2004

II III IV I

2005

II III IV I

2006

II III IV I

2007

II III IV I

2008

II III IV I

2009

II III IV I

2010

II III IV I

2011

II III IV I

2012

II **III IV I

2013

II III IV I

2014

II III IV I

2015

II

c€/k

Wh

imposteoneri generali di sistemacosti di reteenergia e approvvigionamento costi di rete oneri generali di sistema imposte tariffa totale

Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con 3 kW di potenza impegnata e 2.700 kWh di consumo annuo

Prezzi 2015

[€Cent/kWh]

Aumentoatteso

Attesa 2020

[€Cent/kWh]

Energia elettrica 18,5 3 % 27,06

Gas naurale 8,08 3 % 10,58

Lo spark spread

8,08 8,32 8,57 8,83 9,09 9,37 9,65 9,94

18,5 19,06 19,63 20,22 20,82 21,45 22,09 22,75

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Gas naturale Energia elettrica

Importantissimo indice da analizzare con cura per la fattibilità, e lo studio di efficaci logiche di funzionamento di:

Cogeneratori

Sistemi ibridi

Andamento e previsioni dello spark spread per applicazione residenziale in Italia

€C

en

t/kW

h

Residenziale anno 2008 vs. 2014

Lo spark spread in Italia non avvantaggia la microcogenerazione domestica

Lo spark spread: settore residenziale

Fonte: Eurostat

0

5

10

15

20

25

€ce

nt

SPARK SPREAD SETTORE RESIDENZALE

RESIDENZIALE 2008

RESIDENZIALE 2014

Quelle: Eurostat

Industria anno 2008 vs. 2014

In Italia le industrie e gli impianti di teleriscaldamento hanno sparkspread più elevato rispetto agli altri paesi

In Italia siamo avvantaggiati nella promozione della piccola cogenerazione come da direttiva europea 27/2012 (recepita da DL 102/2014)

Lo spark spread: settore industriale

Fonte: Eurostat

0

2

4

6

8

10

12

14

16

€ce

nt

SPARK SPREAD SETTORE INDUSTRIALE

INDUSTRIALE 2008

INDUSTRIALE 2014

Vettori energetici per produzione di energia termicaValutazione economica di 1° principio: costo dell’energia primaria

Il cippato è oggi fortemente competitivo, anche se con notevole scostamento min/max dovuto alla variabilità qualitativa del combustibile stesso

Oggi il BTZ è competitivo grazie al basso costo del barile di petrolio

Un’analisi di primo principio non fornisce informazioni significative

Gas

naturale

Energia

elettricaGasolio GPL Pellet BTZ Cippato GNL

max 73 97 97 93 65 75 75 63

min 36 69 76 59 43 44 21 47

73

97 9793

65

75 75

63

36

6976

59

43 44

21

47

0

20

40

60

80

100

120

€/M

Wh

COSTO SPECIFICO ENERGIA PRIMARIA

max min

Considerazioni valide per applicazioni con consumi annui di energia primaria superiore a 600 MWh

Vettori energetici per produzione di energia termicaValutazione economica di 2° principio: costo dell’energia utile

Gas naturale, GNL e GPL sono fortemente avvantaggiati grazie a rendimenti di conversione elevati

Le pompe di calore hanno ampia forbice min/max, dovuta alla variabilità del COP

Gas

naturale

Energia


max 81 105 114 103 79 94 100 70

min 34 30 84 60 51 54 25 44

81

105

114

103

79

94100

70

3430

84

60

51 54

25

44

0

20

40

60

80

100

120

€/M

Wh

COSTO SPECIFICO ENERGIA TERMICA UTILE

max min

Considerazioni valide per applicazioni con consumi annui di energia primaria superiori a 600 MWh

Vettori energetici per produzione di energia termicaValutazione economica di 2° principio corretta: costo dell’energia utile al netto dei costi di impianto e manutenzione

Le biomasse scontano gli elevati costi di impianto e di manutenzione

In queste analisi non sono stati considerati:

- benefici derivanti da incentivi

- i benefici ambientali e di immagine dell’utilizzo di tecnologie non inquinanti

Gas

naturale

Energia


max 85 115 118 107 90 98 115 76

min 38 40 88 64 63 58 40 49

85

115 118

107

9098

115

76

38 40

88

64 6358

4049

0

20

40

60

80

100

120

140

160

€/M

Wh

COSTO SPECIFICO ENERGIA TERMICA UTILE LA

NETTO DI COSTI DI IMPIANTO E DI

MANUTENZIONEmax min

ON GRID OFF GRID


Vettori energetici per produzione di energia termicaValutazione economica di 2° principio corretta: costo dell’energia utile al netto dei costi di impianto e manutenzione

Conclusioni:

Si per l’ONGRID che per l’OFFGRID: assenza di un vettore energetico dominante

Gli scostamenti tra min e max (elevati) sono dovuti a:

Bontà dei contratti di approvvigionamento

Qualità del combustibile

Performances dei dispositivi utilizzati

Corretta scelta, installazione e manutenzione della soluzione impiantistica adottata

Gas

naturale

Energia


max 85 115 118 107 90 98 115 76

min 38 40 88 64 63 58 40 49

85

115 118

107

9098

115

76

38 40

88

64 6358

4049

0

20

40

60

80

100

120

140

160

€/M

Wh

COSTO SPECIFICO ENERGIA TERMICA UTILE LA

NETTO DI COSTI DI IMPIANTO E DI

MANUTENZIONEmax min

ON GRID OFF GRID


Sistemi incentivanti incerti, non omnicomprensivi e premianti logiche di autoconsumo

Volatilità dei prezzi vettori energetici tradizionali

Assenza di un vettore energetico dominante

Spark spread elevato nel settore industriale

Prezzo al kWh sempre più gravato da oneri fissi e meno dalla materia prima/costi di produzione

«Trend» verso l’autoconsumo e soluzioni autarchiche

Vettori energetici

Ma come definiamo autoconsumo e autarchia?

��

��

Autoconsumo: definizioneAutoconsumo ed autarchia energetica

�� 100%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Totale fabbisogni [kWh] 410 420 400 470 500 750 500 450 500 800 600 500

Fotovoltaico [kWh] 0 0 0 50 150 220 250 220 150 50 0 0

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

ENERGIA ELETTRICA

��

��

Autoconsumo ed autarchia energetica

�� 50%

Autoconsumo: definizione

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22


Fotovoltaico_ [kWh] 0 0 0 350 1050 1540 1750 1540 1050 350 0 0

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

kW

h e

lett

rici

ENERGIA ELETTRICA

��

��


L’autoconsumo è una grandezza che si riferisce sempre ad un dispositivo specifico e:

Identifica quanto il dispositivo installato sia o meno a servizio della struttura/accumuli e quanto produce per cedere in rete / dissipare

In assenza di incentivi consistenti per la cessione in rete da massimizzare per la parte elettrica

L’autoconsumo è parametro importantissimo da tenere monitorato per le applicazioni CAR

Autoconsumo

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L’autarchia è una grandezza che si riferisce sempre ad una struttura e:

Identifica la percentuale di energia prodotta dai dispositivi istallati e consumata dalla struttura stessa rapportata al fabbisogno energetico complessivo della struttura

Pari al 100% sul termico se si hanno impianti autonomi

La convenienza di un elevato valore di autarchia elettrica è sempre da valutare a valle di accurati business plans

Autarchia: definizione

Autoconsumo -./012340565773638629459272:5/;5.9<=3736388397077<03

-./0123;5=48/992:3=3.7/405657736386294592:5=

>,@ABC

D@,DABC∗ 100% 38,5%

Autoconsumo ed autarchia energetica0

.00

1.0

0

2.0

0

3.0

0

4.0

0

5.0

0

6.0

0

7.0

0

8.0

0

9.0

0

10

.00

11

.00

12

.00

13

.00

14

.00

15

.00

16

.00

17

.00

18

.00

19

.00

20

.00

21

.00

22

.00

23

.00

Eigenverbrauch Einspeisung

Netzbezug Strombedarf

Energia prodotta e consumata

Energia assorbita dalla rete

Energia prodotta e ceduta

Carico richiesto

Autarchia -./012340565773638629459272:5/;5.9<=37363883970<7703

-./0123;5=48/992:3=3.7/39950L27363883970<77<03=>,@ABC

DD,DABC∗ 100% 48,6%

Curva cumulata dei carichi: valido strumento di dimensionamento?Autoconsumo ed autarchia energetica

Potente strumento per il dimensionamento di cogeneratori e sistemi di generazione di base

Ottenibile dalle letture al quarto d‘ora/orari

Ottenibile sia per energia elettrica che per energia termica

Curva cumulata dei carichi - cogenerazioneAutoconsumo ed autarchia energetica

Cogeneratore dimensionato sulla base dei consumi

Più ci si abbassa di potenza più sarà alta la probabilità che le ore con carico superiore alla potenza stessa saranno consecutive le une alle altre

Cogeneratore


Sarebbe molto semplice andare a dimensionare il fotovoltaico sulle richieste di picco

I picchi di carico non coincidono con i picchi di produzione

Questo approccio NON è applicabile alla realtà: è necessario uno studio dei profili di carico giornalieri, settimanali, mensili

Importanza dei sistemi di accumuloCogeneratore 1

Cogeneratore 2

PV1 PV2 PV3 PV4

Curva cumulata dei carichi – cogenerazione e fotovoltaico

Autoconsumo ed autarchia energeticaResidenziale: producibilità elettrica impianto fotovoltaico da 2,1 kW

Forte stagionalità

Non programmabilità

Tecnologie mature

Bassi costi

Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag


0

100

200

300

400

500

600

700

KW

H E

LET

TR

ICI

Energia elettrica

Autoconsumo ed autarchia energeticaResidenziale: producibilità elettrica microcogeneratore da 1 kW

Produzione combinata

Programmabilità

Tecnologie in fase di sviluppo di mercato

Microcogenerazione domestica: ad oggi necessita ancora di elevati costi di inevestimento

Enorme potenziale di sviluppo nel medio/lungo termine


Microcog [kWh] 98 46 76 181 282 469 532 510 436 369 244 204

0

100

200

300

400

500

600

700

KW

H E

LET

TR

ICI

Energia elettrica

Autoconsumo ed autarchia energeticaResidenziale: producibilità elettrica fotovoltaico + microcogeneratore


Microcog [kWh] 98 46 76 181 282 469 532 510 436 369 244 204


totale energia prodotta

[kWh]448 446 436 381 462 549 662 600 586 669 524 504

0

100

200

300

400

500

600

700

KW

H E

LET

TR

ICI

Energia elettrica

Autoconsumo ed autarchia energeticaResidenziale: producibilità elettrica fotovoltaico + microcogeneratore


Fabbisogno domestico [kWh] 210 220 210 170 264 360 520 450 460 470 340 304


totale energia prodotta [kWh] 448 446 436 381 462 549 662 600 586 669 524 504

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

100

200

300

400

500

600

700

800

KW

H E

LET

TR

ICI

Energia elettrica

Peak shaving

Peak shaving per l’utilizzatore finale dell’energia: limitare i picchi di ritiro dalla rete.

Vantaggi:

Evitare di incappare in «fasce» tariffarie svantaggiose

Aumentare l’autoconsumo dei dispositivi a fonti rinnovabili

Evitare di superare i limiti contrattuali di potenza ritirabile

Peak shaving attuabile con:

Sistemi di energy management

Sistemi di accumulo

Cambiamento delle abitudini

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Totale fabbisogni

[kWh]410 420 400 470 500 750 500 450 500 800 600 500

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

kW

h e

lett

rici

ENERGIA ELETTRICA

Sul lato produttore: logiche in uso da molti decenni sulla rete nazionale. es.: pompaggi

Time shift

Time shift: acquistare energia (o produrla) per immagazzinarla nelle ore in cui i prezzi sono bassi, al fine di rivenderla (o utilizzarla) nelle ore in cui i prezzi sono più elevati

Realizzabile tramite:

Sistemi di accumulo

Sistemi di energy management

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22


Fotovoltaico_ [kWh] 0 0 0 350 1050 1540 1750 1540 1050 350 0 0

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

kW

h e

lett

rici

ENERGIA ELETTRICA

Autoconsumo, autarchia energetica e logiche di gestione dei picchi

Conclusioni:

Una sovrapposizione delle aree nelle curve cumulate dei carichi non significa il raggiungimento dell’autarchia energetica totale in quanto consumi e produzioni sono variabili indipendenti nel tempo

Necessità di sistemi intelligenti in grado di generare quando serve in funzione del vettore energetico in quel momento più competitivo (in funzione ad esempio dello spark spread)

Sistemi di accumulo in grado di rendere l’energia disponibile nei momenti ad elevato costo di energia primaria

In quale modo è accumulata l’energia?

Accumuli di energia primaria

Combustibili solidiBIOMASSE

Combustibili gassosi e liquidiGNL BIOGAS

GPL GASOLIO

Marco Rossi

22.04.2015

Accumuli di energia secondaria

Energia termicafluidi caldi ghiaccio

Aria compressaservizi ausiliari accumuli sotterranei

Energia meccanica potenziale

pompaggi

Energia meccanicacinetica

volani

Energia elettricabatterie condensatori e

superconduttori

Energia chimicabiometano metano sintetico idrogeno

Marco Rossi+39 02 62032040+39 366 [email protected]

Etanomics Italia S.r.l.Piazzale Biancamano, 8I-20121 Milano

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