Un gruppo di scienziati guidato dall’Università Cattolica del Sacro Cuore in Italia ha condotto un’ottimizzazione tecnico-economica di un impianto di digestione anaerobica (AD) alimentato da energia agrivoltaica per la produzione di biometano.
È stato sviluppato un algoritmo genetico multi-obiettivo (Moga) abbinato a una tecnica di classificazione basata sulla preferenza di ordine per somiglianza alla soluzione ideale (Topsis) per ottimizzare contemporaneamente le prestazioni economiche e l’utilizzo del territorio.
“Questo studio presenta il primo quadro di ottimizzazione che integra sistemi agrivoltaici bifacciali (APV) con impianti di digestione anaerobica progettati specificamente per la produzione di biometano”, ha dichiarato l’autore corrispondente Amirhossein Nik Zad a pv magazine. “A nostra conoscenza, nessuna ricerca precedente ha combinato un algoritmo genetico multi-obiettivo con la metodologia di classificazione Topsis in questo contesto di APV-biometanazione”.
Al centro dell’ottimizzazione c’è un impianto di digestione anaerobica mesofila a Piacenza, in Italia, che richiede una temperatura costante di 37 °C. L’impianto richiede una quantità oraria di 4,75 tonnellate di materia prima e produce 6.789 Nm³/giorno di biogas, di cui circa 3.680 Nm³ sono biometano (BioCH4). Il fabbisogno energetico annuo totale è di 1.011,8 MWh, con un picco di 119 kW. L’impianto ha un fabbisogno termico di 1.340 MWh, con un picco a gennaio di 179 kW.
“Abbiamo analizzato otto scenari, raggruppati in tre scenari principali (sistemi APV bifacciali collegati alla rete) e cinque scenari alternativi: APV off-grid, solo rete (senza APV) e configurazioni convenzionali (solo cogenerazione)”, ha spiegato Nik Zad. “Per i tre scenari principali, il nostro quadro ottimizza contemporaneamente le prestazioni economiche e l’utilizzo del territorio. Per gli scenari alternativi, è stata condotta una valutazione tecnico-economica analitica per confrontare le loro prestazioni con le soluzioni ottimizzate”.
Lo scenario 1 includeva un sistema APV, un collegamento alla rete elettrica e una caldaia. Nello scenario 2, la caldaia è stata sostituita con una pompa di calore geotermica (Gwhp), mentre nello scenario 3 è stata sostituita con un’unità di cogenerazione (CHP). Lo scenario 4 utilizzava solo una CHP; lo scenario 5 combinava un collegamento alla rete elettrica con una Gwhp; e lo scenario 6 abbinava un collegamento alla rete elettrica con una caldaia. Lo scenario 7 includeva un sistema APV con un sistema di accumulo di energia a batteria (BESS) e una caldaia, mentre lo scenario 8 combinava un sistema APV con un BESS e una Gwhp.
In tutti gli scenari che includevano un sistema APV, i pannelli solari erano installati verticalmente e utilizzavano un sistema di inseguimento monoassiale o biassiale. Quando veniva utilizzata un’unità CHP, questa consumava il 24,05% del biogas prodotto.
“Il risultato più sorprendente è stata la notevole superiorità economica dell’elettrificazione delle pompe di calore rispetto alle strategie di combustione del biogas. Le configurazioni delle pompe di calore geotermiche hanno raggiunto un valore attuale netto (NPV) fino a 8,7 volte superiore rispetto alle alternative con caldaia a biogas o cogenerazione nei nostri scenari primari (ottimizzati)”, ha affermato Nik Zad. “Ciò si verifica perché l’elettrificazione del fabbisogno termico preserva il biogas per la trasformazione in biometano, che ha un valore di mercato significativamente più elevato rispetto all’elettricità in Italia, circa 5,5 volte il prezzo di acquisto dell’elettricità”.
Il gruppo di ricerca ha inoltre scoperto che la configurazione APV ottimizzata collegata alla rete che combina il tracciamento monoassiale con Gwhp (scenario 2) raggiunge prestazioni economiche superiori con un NPV di 2,88 milioni di euro (3,35 milioni di dollari), superando di 4,1 volte il riferimento CHP convenzionale (scenario 4).
“Un altro risultato interessante è stato il predominio costante dei sistemi di inseguimento monoassiale rispetto alle configurazioni biassiali e verticali in tutti gli scenari”, ha concluso Nik Zad. “Nonostante i sistemi biassiali catturino più energia, i costi aggiuntivi di capitale e operativi compensano questi guadagni. La configurazione monoassiale ha fornito costantemente l’equilibrio ottimale tra resa energetica ed efficienza dei costi, suggerendo che rappresenta una tecnologia matura pronta per la standardizzazione e l’implementazione su larga scala in sistemi agroenergetici integrati”.
Gli accademici hanno presentato il loro lavoro di ricerca nell’articolo “Techno-economic optimization of agrivoltaic-powered anaerobic digestion plant for biomethane production”, pubblicato su Energy Conversion and Management. Allo studio hanno partecipato scienziati dell’Università Cattolica del Sacro Cuore in Italia e dell’Università di Mälardalen in Svezia.
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