Presentazione di Davide Poli, ingegnere elettrico e professore associato presso l’Università di Pisa, durante l'evento "Integrazione e Gestione Sistemi Elettrici e Termici" organizzato da Sardegna Ricerche a Macchiareddu il 16 marzo 2018.

1. 1
Progetto Complesso
"Reti Intelligenti per la gestione efficiente dell'energia"
Davide Poli – Università di Pisa
Cagliari, 16 marzo 2018
Integrazione e Gestione di Sistemi Elettrici e Termici
Prima Parte

2. Indice della presentazione
• Integrazione fra sistemi elettrici e termici a livello “macro”
• Integrazione a livello di utenza
– Struttura potenziale di un odierno prosumer
– Problematiche e metodi di ottimizzazione della gestione
– Il dimensionamento ottimale dei componenti
• I sistemi cogenerativi
– Aspetti tecnologici, regolatori e tariffari
– La scelta della taglia, della tecnologia e della logica di gestione: un approccio euristico
– Dagli scenari di dimensionamento e di esercizio ai bilanci energetici
– Dal bilanci energetici a quelli economici: l’analisi dei flussi di cassa
• Esiste un investimento “ottimo” in termini assoluti?

3. Integrazioni a livello di sistema (“macro”)
Si tratta di connessioni funzionali fra i grandi sistemi di trasporto dell’energia:
• sistema elettrico
• sistema dei gasdotti
• sistemi di trasporto dei combustibili
• …
Alcuni classici esempi di integrazione e interazione a livello “macro” :
• le centrali di produzione dell’energia elettrica alimentate a olio/gas
• i sistemi di pompaggio dei combustibili liquidi
• i sistemi di compressione/trasporto del gas, se alimentati elettricamente
Soluzione tradizionale (gas-only): spillamenti del gas trasportato, per alimentare
gli impianti di compressione e rilancio del metano (turbogasàcompressore gas)
Soluzione innovativa: azionamento elettricoàmotore elettricoàcompressore gas
Maggiore flessibilità ed efficienza complessiva
• piccoli impianti di produzione di energia elettrica presso le cabine
di decompressione del gas (recupero parziale dell’energia di compressione)
• Power-to-Gas

4. Interconnessione di reti energetiche
distribuzione
del calore
cogenerazioneriduzione trasformatore
Rete elettrica Rete gas
Combustibili
liquidi e solidi
interconnessione
ss

5. Integrazioni a livello di utilizzo dell’energia
Un tempo le utenze elettriche e termiche erano alimentate in maniera sostanzialmente
indipendente:
• prelevando energia elettrica dalla rete
• utilizzando caldaie di varia natura per alimentare le utenze termiche
(civili o industriali, di riscaldamento o di processo)
• con pochi punti di contatto fra i due mondi (es. frigoriferi)
Oggi la tecnologia ha moltiplicato le possibili interazioni fra l’utenza elettrica e quella termica:
• produzione combinata di energia elettrica e calore (CHP)
• pompe di calore
• accumuli termici ed elettrochimici
• produzione di energia elettrica e termica da FER, spesso incentivata

6. CHP
E
rete elettrica con obbligo di connessione di terzi
PCCint
PCCext
limiti di batteria
accumulo
elettrico
gestionale
carico
elettrico
cogeneratore
generazione
el. "esterna"
da fonte
rinnovabile
caldaia di
integrazione
accumulo
termico
gestionale
carico
termico
fonti
parte termica
parte elettrica
HP
generazione
el. "interna"
da fonte
rinnovabile
fontefossile
generazione di calore
da fonte rinnovabile
TT
fonterinnovabile
E
outdoor
indoor
pompa
di
calore
Un odierno prosumer elettrico/termico

7. Gestione ottimale di un prosumer elettrico/termico
Ottimizzazione tecnico-economica dell’utilizzo (“esercizio”) degli accumuli e delle risorse
dispacciabili disponibili:
Approccio euristico (magari suggerito da logiche standard: inseguimento elettrico, inseguimento termico,
load following, battery charging,…)
Ottimizzazione vera e propria:
Step by step (“greedy”), a priorità (solo senza accumuli)
Mixed-Integer Linear Programming
(Unit Commitment, Dispatching, efficienze a gradini)
Modelli non lineari (es. curve di efficienza o perdite quadratiche)
Gestione delle aleatorietà (carico(t), RES(t), guasti)
Deterministico
Probabilistico analitico
Simulazioni Monte Carlo
(cicli scheduling/event.advance dispatching/real_time)
Orizzonte temporale ciclicità annuale, per giorni tipici (con effetti di bordo su SoC)
In rete (a flussi liberi o vincolati) o off-grid
Software proprietari, ambienti di ottimizzazione generici, software specifici per i prosumer

8. Il dimensionamento dei componenti (PPV / WIND, P ed E accumuli, …) avviene solitamente
ottimizzando la gestione di possibili scenari di taglia.
Le tecniche di intelligenza artificiale (es. Particle Swarm Optimization) possono aiutare
la selezione degli scenari da sottoporre a indagine, sostituendo il tradizionale approccio
euristico.
Viene selezionato lo scenario di taglie la cui gestione ottimizzata dà i migliori risultati
in termini economici complessivi:
- costi di investimento
- saldo costi/ricavi di esercizio
- valore dell’energia non fornita
Design ottimo di un prosumer elettrico/termico
Possibili approcci economici:
• Costo equivalente annuo
• Net Present Cost pluriennale
Investimento in proprio - 19,9 kWp fotov monocristallino - Toscana
Con e senza incentivo in conto capitale 20%
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
k€
Anni

9. CHP
E
rete elettrica con obbligo di connessione di terzi
PCCint
PCCext
limiti di batteria
accumulo
elettrico
gestionale
carico
elettrico
cogeneratore
generazione
el. "esterna"
da fonte
rinnovabile
caldaia di
integrazione
accumulo
termico
gestionale
carico
termico
fonti
parte termica
parte elettrica
HP
generazione
el. "interna"
da fonte
rinnovabile
fontefossile
generazione di calore
da fonte rinnovabile
TT
fonterinnovabile
E
outdoor
indoor
pompa
di
calore
Il prosumer nella Smart Grid
• Da Virtual Power Plant
a Large Scale Virtual Power Plant
• Si considerano i vincoli di trasporto
(ed eventualmente di tensione)
della rete di distribuzione
• Gestione di aggregati di prosumers
in presenza di vincoli di trasporto:
da competizione a sinergia
• Attenzione al punto di scambio (PCC),
alle tariffe di trasporto
e alla titolarità dell’energia
• Verso Mercati Energetici locali...
Un esempio
in letteratura

10. Aspetti tecnico-economici
relativi all’ottimizzazione
di piccoli-medi impianti
di cogenerazione distribuita

11. Sintesi delle principali tecnologie per la cogenerazione
distribuita
• motori a combustione interna (gas o diesel)
rend. el. da ~25% (decina di kWe) a 40% (1 MWe) a 49% (10 MWe)
rend. tot fra 85 e 90% → la taglia da 1 MWe ha Pth/Pel ≈ 1
Circa metà della Pth è a bassa temperatura (fluidi raffredd.)
Molte taglie commerciali e produttori. Tecnologia molto matura.
• microturbine a gas
Es. Capstone 40 45 80 250 kWe, ~ 900 €/kW (+300 in assetto cogen.)
Es. Turbec (ora Ansaldo) 100 kWe e 630 kWe, 700-900 €/kW
rendimento elettrico da 23-24% a 34-35%
rendimento complessivo ~ 85 e 90% → Pth/Pel ≈ 1,5-2,5
Sotto 1 MWe: poche taglie commerciali e produttori
Tecnologia abbastanza matura

12. • cicli a vapore
Bassissimo rendimento elettrico sotto 1 MWe (<12%),
con elevatissimo rapporto Pth/Pel . Problemi di presidio.
Per basse potenze: motori volumetrici (a pistoni), poi turbine vap.
• cicli Organic Rankine Cycle
Es. Turboden (250kWe) 500kWe 1000 kWe
Prezzo ~ 2,5 M€ ~4,5 M€ (4500-5000 €/kW)
Rendim el ciclo 22-23% 25-26%
Rendim el. netto ~ 16% ~ 18% (elevato assorbimento degli ausiliari)
Tecnologia in via di affermazione
• microturbine a combustione esterna
Prototipo UNIPI-Metalref 75 kWe 500 k€
Commercializzazione GENERA con scamb.ext: 650-750 k€
(8.000-10.000 €/kW)
Rendim el. netto ~ 17-18%
Fase post-prototipale

13. EFFETTO SCALA
ESEMPIO SU IMPIANTI DI COGENERAZIONE A COMBUSTIONE INTERNA
600
400
800
1000
1200
€/kWe
10 100 10000.10.01
MWe
0
0.8
0.6
0.4
0.2
efficienza
1
•necessità di un fabbisogno continuativo e localizzato di calore
•il calore va reso disponibile alle temperature richieste dall’utenza/processo

14. 56%
118,1
62,5
27,5
La cogenerazione
Definizione tecnica e normativa (CAR)
DM 5/9/11 e s.m.i.
min
_ _
_ _
1
1
th CHP el CHP
th rif el rif
PES PES
h h
h h
= - >
+
_ _
/ 0,086 ( )CHP CHP
CHP
el rif th rif
E H
TEE y k F= × × + -
h h
• Titoli di Efficienza Energetica per 10 anni
(15 anni se teleriscaldamento)
• (Esonero dall’acquisto di Certificati Verdi)
• Priorità di dispacciamento e semplificazione autorizzazioni
• Agevolazioni fiscali accisa gas metano
• (SEUàno oneri di sistema sull’en.prodotta e autoconsumata)
• Se CAR da biometano: tariffa omnicomprensiva incentivante
• Scambio sul posto fino a 200 kW
-15,3%
di energia primaria
rispetto alla produzione separata

15. ore
kW
Rete
G
A
B
C Energia prodotta (al netto dei servizi aux) = C
Energia ceduta = A Energia assorbita = B
Energia richiesta dal carico locale = (C-A)+B
Produzione
di energia
elettrica
in presenza
di carico
locale
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B B
C
A
-A
Acquisto residuo Costo evitato di acquisto Eccedenze

16. TARIFFE DI ACQUISTO PER CLIENTI NON DOMESTICI
CLIENTE CON CONTRATTO
SUL MERCATO LIBERO
SALVAGUARDIA
COMPONENTI “Asos+ Arim”
TARIFFA
DI
FORNITURA
(+ perdite)
Prezzo
Energia e
Dispacciamento (PED)
DISPACCIAMENTO
DISTRIBUZIONE
MISURA
TRASMISSIONE
COMPONENTI UC3 UC6
PCV + DISPbt
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
CLIENTE SOTTO
MAGGIOR TUTELA
MISURA MISURA
TARIFFA
DI
SALVAGUARDIA
Energia
Commercializzazione
Dispacciamento
PPE
COMPONENTI “Asos+ Arim”
COMPONENTI UC3 UC6
COMPONENTI “Asos+ Arim”
COMPONENTI UC3 UC6

17. Ulteriori Costi
di perequazione territoriale
dei costi di distribuzione e qualità
Definiti dall’AEEGSI (trim)
€/anno + €/MWh
Dipendenti da V e uso
Tariffa di Misura
Definita dall’AEEGSI (TIME).
€/anno
Dipendente dalla V
Esempio numerico di cliente sul mercato libero
Cliente non domestico e non energivoro allacciato in MT, 12 GWh/y e 1500 kWp
Tariffa di Trasmissione
Definita dall’AEEGSI (TIT).
Tariffa monomia BT MT (€/MWh)
e binomia AT (€/MWh+€/kW/anno)
Tariffa di Distribuzione
Definita dall’AEEGSI (TIT)
Dipende da V, uso, Pdisp , Pimpegnata
1) €/anno
2) €/mese/kWimpegnati
3) €/MWh
Definita dal contratto
siglato con il fornitore
Tipicamente monomia
(€/MWh) con prezzi:
- distinti per fasce orarie
- fissi o indicizzati
Corrispettivi a copertura
dei costi di dispacciamento
(Del.111/06, pagati a TERNA
tramite l’utente del dispacc.)
€/MWh
COMPONENTI “A”
TARIFFA
DI
FORNITURA
(+ perdite)
DISPACCIAMENTO
DISTRIBUZIONE
MISURA
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC6
50.8+0.3
salvo
sconto
energivori
3.8
6.64
0.02
~130-142
€/MWh (+IVA)
~9
~8-14
52
÷
58
IMPOSTE DI
CONSUMO
Erariali, €/MWh, a scaglioni
e in base al volume mensile.
Sul CONSUMO e non
sui prelievi (salvo FER<20kW)
Oneri Addizionali
Definiti dall’AEEGSI/ARERA (trim)
Asos (= f(energivorità)) + Arim
€/anno €/kW/anno €/MWh

18. Possono essere valorizzate alternativamente come:
- “ritiro dedicato” Del.280/07: max(Pzonale; minimo_garantito se <1MW)
<10MVA + FER_non_programmabili + autoproduttori
- “scambio sul posto” Del.571/12 e s.m.i.: Pzonale+ bonus pari a parte della tariffa di trasporto
dell’energia “scambiata” (=min(giallo;blu))
FERpost2015 <500 kWe e CAR <200 kWe
- “Incentivi FER-elettriche non FV” DM 6/7/12 e DM 23/6/16
Tariffa omnicomprensiva (Tb+Pr; <500kW) o Incentivo (Pz+(Tb-Pz)+Pr)
Nuove FER dal 2013, eccetto FV.
- “vendita” a un cliente finale, a un grossista o su MGP. Ma: bilanciamento!
In sostanza: dal 2013,
• per chi va ad omnic./incentivante (FER non-FV), occorre MASSIMIZZARE IL GIALLO
• per tutti gli altri (nuovo FV compreso) che prendono RD/SSP (quasi sempre meglio lo SSP),
conviene MASSIMIZZARE IL ROSSO (costo evitato >> del valore della cessione)
E le eccedenze di produzione?

19. I punti chiave per valutare la redditività dell’investimento
• scelta della tecnologia e della taglia dell’impianto
→ Costi di investimento e di esercizio
Mantenimento dell’adeguatezza tecnologica
Poche soluzioni tecnologiche per le taglie piccole
• scelta della modalità di gestione dell’impianto
→ Aspetto molto critico per la cogenerazione:
fortemente legato a tecnologia, taglia
e profili di assorbimento delle utenze locali
• corretta stima di producibilità (elemento critico in eolico e FV; nel CHP il problema è solo la manutenzione)
• reperibilità energia primaria (solo se biomassa: quantità, prezzi, logistica)

20. Problematiche di dimensionamento
Tipologia e taglia
Inseguimento elettrico
Inseguimento termico
Inseguimento misto
profili di carico
(elettrico e termico; temperatura)
tipo di gestione

21. Potenza termica utile
Potenzaelettrica

22. Note le esigenze del carico elettrico e termico, si lavora per scenari di:
• tecnologia (àcurve di Pel/Pth; curve di rendimento; combustibile)
• taglia (Pel-nominale)
• modalità di gestione
Profili orari delle potenze elettriche e termiche
ore
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B B
C
A
-A
ore
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B BB B
CC
AA
-A
Bilancio energetico
Bilancio
economico- finanziario
(funzione anche della
forma di finanziamento)
Criteri di confronto e scelta
dello scenario migliore
Taglia, tecnologia e gestione sono aspetti fortemente interconnessi.
Come se ne esce?
Per ognuno di essi:

23. Giorno feriale
0
500
1000
1500
2000
2500
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Fine settimana
0
200
400
600
800
1000
1200
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Chiusura stabilimento
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Esempio 1: Inseguimento termico puro
CHP a gas, 1000 kWe / 600 kWt + 1500 kWt integrazione
0
2
4
6
8
10
12
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia elettrica annua
En.el. Prodotta En.el. Acquistata En.el. Ceduta Carico elettrico
0
2
4
6
8
10
12
14
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia termica annua
Calore utile da cogen. Calore da caldaia Calore in esubero Carico termico

24. Esempio 2: Inseguimento elettrico puro
CHP a gas, 1000 kWe / 600 kWt + 1500 kWt integrazione
Giorno feriale
0
500
1000
1500
2000
2500
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Fine settimana
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Chiusura stabilimento
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
0
2
4
6
8
10
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia elettrica annua
En.el. Prodotta En.el. Acquistata En.el. Ceduta Carico elettrico
0
2
4
6
8
10
12
14
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia termica annua
Calore utile da cogen. Calore da caldaia Calore in esubero Carico termico

25. Esempio 3: Trigenerazione
0
2
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia elettrica annua
En.el. Prodotta En.el. Acquistata
En.el. Ceduta Carico elettrico escluso condiz.
Carico el. integrativo per condiz.
0
1
1
2
2
GWh
Fonti Utilizzi
Calore
Calore utile da cogen. Calore da caldaia Calore in esubero
Utenza calore Perdite chiller Utenza freddo
0
0
0
1
1
1
1
GWh
Copertura della domanda di freddo
Tramite chiller Tramite en.el.

26. La valutazione del Payback Time e di altri indicatori economico-finanziari si basa
in genere sul confronto tra i flussi di cassa in assenza e in presenza di
cogenerazione.
Presuppone la stima dei bilanci energetici, nonché la perfetta conoscenza delle
tariffe di acquisto/cessione/scambio dell’energia e di acquisto dei combustibili.
Carico elettrico e termico in assenza di cogenerazione
(situazione preesistente):
Flussi annui di cassa (solo negativi):
• oneri di acquisto dell’energia elettrica (fabbisogno elettrico totale)
• oneri di acquisto del combustibile (fabbisogno termico totale)
• (event.oneri di manutenzione/esercizio d’interesse, p.es. caldaie da dismettere)
Dalle valutazioni energetiche a quelle economiche

27. Con impianto cogenerativo (situazione in esame)
Flussi annui di cassa negativi:
• SOLO ALL’ANNO ZERO: oneri di investimento
• eventuali oneri di finanziamento (es. rata mutuo)
• oneri di acquisto dell’energia elettrica (eventuale fabbisogno residuo, più oneri fissi,
di potenza e imposte sul consumo)
• oneri di acquisto del combustibile (per cogenerazione ed eventuali caldaie
ad integrazione)
• oneri di esercizio (manutenzione, MdO, assicurazioni,…)
Flussi annui di cassa positivi:
• SOLO ALL’ANNO ZERO: event. incentivi in conto capitale e finanziamenti
• certificati bianchi
• in alternativa (se FER): incentivi alle rinnovabili
• vendita/ritiro_dedicato/conto_scambio dell’energia elettrica eccedente
• eventuale vendita del calore in eccesso a soggetto prospiciente

28. Anno per anno, si valuta la variazione dei flussi di cassa dovuta all’investimento.
La serie temporale dei flussi di cassa differenziali viene elaborata con le usuali
tecniche di valutazione degli investimenti (attualizzazione, calcolo Payback Time, TIR,
VAN):
Flussi di cassa differenziali (attualizzati)
Loro cumulata e calcolo del tempo di ritorno
-800
-600
-400
-200
-
200
400
600
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
anni
k€Somma algebrica
flussi di cassa con CHP
- Somma algebrica
flussi di cassa senza CHP

29. Come emerge dall’analisi delle tariffe citate:
• per un calcolo preciso, i bilanci energetici devono avere dettaglio orario,
in modo da ricostruire i volumi di fascia oraria
(v. tariffe e realistica previsione del Pz medio di fascia)
• si effettua un confronto fra i flussi di cassa (anziché confrontare i volumi energetici
e poi monetizzare la loro variazione), perché:
→ molte tariffe sono “a scaglioni di volume” o oggetto di “sconto quantità”, per cui
il prezzo unitario dipende dai volumi energetici messi in gioco
→ occorre tener conto degli oneri fissi (€/anno) e, in via cautelativa, di quelli di impegno
delle reti (€/kWp/anno, €/(Smc/g)/anno,….)
→ alcune voci tariffarie sono “trasparenti” all’autoproduzione (imposte sul consumo
di energia elettrica)
→ molte tariffe dipendono dalla tipologia d’uso

30. Breve nota sugli strumenti di finanziamento
degli impianti di produzione
• Diversificati e personalizzati (leasing, global service, conto trasformazione, project financing,
mutuo, cessione del credito….)
• Da valutarne attentamente l’impatto sui flussi di cassa del progetto
• Per scegliere l’investimento “migliore”, occorre selezionare l’indicatore finanziario più
opportuno in base al tipo di investitore e alla sua propensione al rischio (Payback, VAN, TIR) :
Investimento in proprio - 19,9 kWp fotov monocristallino - Toscana
Con e senza incentivo in conto capitale 20%
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
k€
Anni
Cumulata dei FC attualizzati
Impianto totalmente finanziato
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
k€
AnniMutuo 20y 4,5% Cessione conto energia

31. Regole
certe
Efficienza
Vera Concorrenza
Politica energetica
TrasparenzaQualità
del
servizio
Domanda
aggregata
Flessibilità
Potere contrattuale
Risparmio
Business
Finalità
sociali
Ricerca Offerta
differenziata
Progresso
tecnologico
Costi
e rendim.
Investimenti
Multi-
utilities
Iter autorizzativi
Nuovi
impianti
FontiRete
Import
Dipendenza
energetica
Eco-sostenibilitàCombust(t)
Sicurezza
Approv-
vigionamenti
Strategie Fonti
rinnovabili
Tariffe
IncentiviSegnali
economici
Risparmio
energetico
Libera
iniziativa
Controllo
Drivers
Penali
Regolazione Uso
razionale
Sviluppo
industriale
Settore

32. 1883: Prima centrale elettrica dell’Europa continentale (Londra:1882)
Alimentata a carbone! 350 kW, 4 macchine alternative a vapore + dinamo
Illuminava il Teatro alla Scala, la Galleria e parte di piazza del Duomo
www.storiadimilano.it/citta/milanotecnica/elettricita/radegonda0.htm

33. Per ulteriori informazioni:
Prof. ing. Davide Poli
Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio
e delle Costruzioni - DESTEC
Università di Pisa
davide.poli@unipi.it