UNIVERSITÀ DI PISA
SCUOLA DI INGEGNERIA
Tesi di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica
Confronto fra vari scenari di gestione energetica di un impianto
di digestione anaerobica: Analisi di un caso studio
Relatori:
Candidato:
Dott. Andrea Baccioli Rocco Dipompa
Prof. Lorenzo Ferrari
Dott. Gianluca Caposciutti
Ing. Gianluca Pasini
I
Indice
ABSTRACT 1
INTRODUZIONE 2
Capitolo 1 IL BIOMETANO IN EUROPA E IN ITALIA 3
PREMESSA 3
1.1 BIOGAS E LA DIGESTIONE ANAEROBICA 5
1.1.1 Le biomasse utilizzabili per la digestione anaerobica 6
1.1.2 Gestione del processo di DA 7
1.1.3 Schemi impiantistici per la DA 9
1.1.4 Impieghi di biogas e digestato 10
1.1.5 I motivi dell’interesse per il biogas 11
1.2 IL BIOMETANO 12
1.2.1 Tecnologie per l’upgrading 13
1.2.1.1 Assorbimento fisico 14
1.2.1.2 Assorbimento chimico 16
1.2.1.3 Adsorbimento a pressione oscillante (PSA) 18
1.2.1.4 Separazione a membrane 19
1.2.1.5 Upgrading criogenico 21
1.3 GLI IMPIANTI DI BIOGAS E UPGRADING IN EUROPA 23
1.4 LA SITUAZIONE ITALIANA 26
1.4.1 Il DM 5 dicembre 2013 27
1.4.2 Il DM 2 marzo 2018 31
1.5 SCOPO DELLA TESI 33
Capitolo 2 DESCRIZIONE TECNICA DELL’IMPIANTO 34
2.1 CARATTERIZZAZIONE DEI RIFIUTI TRATTATI E DEL BIOGAS PRODOTTO 34
2.2 INTRODUZIONE ALL’IMPIANTO 34
II
2.4 ANALISI TERMODINAMICA DELL’IMPIANTO 38
2.4.1 Dati in ingresso 38 2.4.2 Ricircolo interno 39 2.4.3 Digestori 40 2.4.4 mGT 42 2.4.5 Sezione upgrading 45 2.4.6 Circuito fumi 45 2.5 FUNZIONAMENTO DELL’IMPIANTO 46 2.5.1 LOOP1 47 2.5.2 LOOP2 49 2.5.3 LOOP2 (Pturb =0) 50
Capitolo 3 CONSUMO PARCO MACCHINE 52
3.1 ANALISI PARCO MACCHINE 52
3.1.1 Classificazione dei veicoli 52
3.1.2 Produzione rifiuti 54
3.1.3 Consumo di metano 55
Capitolo 4 SIMULAZIONI DI PROCESSO 58
4.1 VALUTAZIONE DOMANDA ELETTRICA E TERMICA IMPIANTO 58
4.2 INSEGUIMENTO ELETTRICO 60
4.3 INSEGUIMENTO TERMICO 66
4.3.1 Scenario 0: Inseguimento termico mediante caldaia a biogas 66
4.3.2 Scenario 1: Inseguimento termico mediante cogeneratore 71
4.4 INSEGUIMENTO DOMANDA PARCO MACCHINE 77
4.4.1 Scenario 0: Inseguimento domanda parco macchine senza accumulo 77
Capitolo 5 ANALISI ECONOMICA 87
5.1 ANALISI COSTI E RICAVI 87
5.1.1 Investimenti specifici 88
III
5.1.3 Voci di ricavo 89
5.2 CONFIGURAZIONE SENZA PARCO MACCHINE 91
5.3 CONFIGURAZIONE CON PARCO MACCHINE 91
5.4 ANALISI DI SENSIBILITA’ 92
Capitolo 6 ANALISI AMBIENTALE 94
6.1 EMISSIONI EVITATE 94 CONCLUSIONI 96 INDICE FIGURE 97 INDICE TABELLE 100 BIBLIOGRAFIA 101 SITOGRAFIA 102
1
ABSTRACT
In questo studio sono stati confrontati diversi scenari di gestione energetica per un impianto di digestione anaerobica che produce biometano per alimentare il proprio parco macchine. I veicoli che fanno parte del parco macchine sono mezzi che gestiscono la raccolta differenziata dei rifiuti urbani e consegnano all'impianto la frazione organica dei rifiuti che verrà utilizzata come co-substrato per il processo di digestione anaerobica. A tale scopo, tramite il software MATLAB® è stato sviluppato il modello dell’intero sistema che include digestori, microturbina a biogas, linea di riscaldamento dei fanghi, circuiti per il trasferimento del calore ai fanghi, scambiatori e sistema di upgrading. Per ogni scenario è stata eseguita una simulazione in regime stazionario per il funzionamento di un anno dell’impianto utilizzando la temperatura media giornaliera ambiente e dei fanghi. Gli scenari analizzati sono quelli di inseguimento elettrico, inseguimento termico mediante cogeneratore, inseguimento termico tramite caldaia a biogas e inseguimento della domanda di biocarburante del parco macchine. In seguito, è stata condotta un’analisi economica valutando la convenienza della conversione del parco macchine e confrontando i vari scenari mediante il metodo del VAN. Infine, sono state stimate le emissioni di anidride carbonica evitate in seguito alla conversione del parco macchine con veicoli alimentati a bioCNG invece che con combustibile fossile.
2
INTRODUZIONE
Oggetto del presente elaborato è un impianto per la produzione di biometano di possibile futura realizzazione. Esso ricade all’interno di un più ampio progetto riguardante la costruzione di una piattaforma per la gestione dei rifiuti, volta al recupero e al riutilizzo sia della frazione secca (vetro, carta, legno, plastica, metalli, ecc.), sia alla valorizzazione del rifiuto organico attraverso un processo di digestione anaerobica. Per mezzo del processo denominato “upgrading”, è possibile effettuare una raffinazione del biogas prodotto all’interno dei fermentatori, ottenendo così il biometano. Questa iniziativa è promossa da un consorzio di comuni con l’intento di ottimizzare gli sforzi congiunti effettuati per la raccolta differenziata.
All’interno di questo contesto l’interesse della tesi è rivolto più specificatamente al reparto “energetico” della piattaforma tecnologica, ossia quello relativo allo sfruttamento della Frazione Organica del Residuo Solido Urbano (FORSU) finalizzato alla produzione di biometano da immettere all’interno della rete del gas naturale oppure da utilizzare come combustibile per il settore dei trasporti.
L’oggetto di questo elaborato ricade nei concetti più ampi di economia circolare e sostenibilità. Infatti, la filiera del biogas supporta la circolarità e la valorizzazione dei rifiuti. Inoltre, il biometano verrà utilizzato per alimentare gli stessi veicoli che consegnano i rifiuti urbani all’impianto chiudendo il ciclo sia dal punto di vista materiale che energetico.
3
Capitolo 1 IL BIOMETANO IN EUROPA E IN ITALIA
Lo scopo di questo Capitolo è di fornire un inquadramento generale sulla situazione europea ed italiana di sviluppo e diffusione del biometano. Si parte dalla Direttiva Europea per il raggiungimento degli obiettivi vincolanti atti a promuovere l’utilizzo delle fonti rinnovabili. In seguito, si passa ad una descrizione generale del biogas e delle modalità attraverso le quali viene ottenuto, per poi giungere alle varie tecnologie di upgrading. Al termine del Capitolo si fa cenno al Decreto Biometano del 2013 ed alla nuova proposta normativa.
PREMESSA
L’esaurimento dell’energia derivante da fonti fossili ha indotto da decenni ad una maggiore consapevolezza dell’importanza di promuovere nuove risorse energetiche. In quest’ottica le fonti rinnovabili (FER) assumono e continueranno ad assumere in futuro un ruolo sempre più determinante nel panorama energetico globale.
A livello europeo è considerato fondamentale aumentare la quota di FER utilizzate sia per la produzione di energia elettrica, sia per il settore dei Trasporti. L’obiettivo, infatti, è quello di ridurre sul lungo termine le emissioni climalteranti che derivano in larga parte dall’utilizzo di combustibili fossili.
Sebbene le fonti energetiche rinnovabili maggiormente utilizzate siano costituite dall’eolico e dal solare, esse risultano non programmabili. In questo contesto, l’utilizzo del biogas prodotto mediante digestione anaerobica da materiale organico fornisce una prospettiva molto interessante, dato che esso è una fonte continua di energia a differenza delle altre due. In particolare, di recente l’interesse si è rivolto alla purificazione del biogas per ottenere biometano, avente più alto potere calorifico. Il biometano, inoltre, può fungere da combustibile per autotrazione, contribuendo al soddisfacimento degli obblighi normativi per l’immissione in consumo annuale di biocarburanti, volta alla diminuzione delle emissioni di gas serra. Presentando caratteristiche identiche a quelle del gas naturale di origine fossile, il bio-CH4 può
essere utilizzato puro al 100%, senza le limitazioni tecniche di miscelazione richieste da etanolo e biodiesel.
La Direttiva 2009/28 del Parlamento europeo e del Consiglio, recepita con il Decreto Legislativo n. 28 del 3 marzo 2011, assegna all’Italia due obiettivi nazionali vincolanti
4 in termini di quota dei Consumi Finali Lordi (CFL) di energia1 coperta da FER al 2020; il primo – overall target – prevede una quota FER sui CFL almeno pari al 17%; il secondo, relativo al solo settore dei Trasporti, prevede una quota FER almeno pari al 10%. Con riferimento all’overall target, il successivo Decreto 15 marzo 2012 del Ministero dello Sviluppo Economico (decreto Burden sharing) fissa il contributo che le diverse regioni e province autonome italiane sono tenute a fornire ai fini del raggiungimento dell’obiettivo complessivo nazionale, attribuendo a ciascuna di esse specifici obiettivi regionali di impiego di FER al 2020. In questo quadro, il Decreto 11 maggio 2015 del Ministero dello Sviluppo Economico, nell’articolo 7, attribuisce al GSE, con la collaborazione di ENEA, il compito, tra l’altro, di predisporre annualmente “[…] un rapporto statistico relativo al monitoraggio del grado di raggiungimento dell’obiettivo nazionale e degli obiettivi regionali in termini di quota dei consumi finali lordi di energia da fonti rinnovabili, a livello complessivo e con riferimento ai settori elettrico, termico e dei trasporti”.
Nel Piano d’Azione Nazionale (PAN) trasmesso dall’Italia alla Commissione europea nel 2010 vengono individuate traiettorie indicative per il raggiungimento dei due obiettivi negli anni tra il 2010 e il 2020. La quota dei CFL di energia coperta da fonti rinnovabili rilevata nel 2017 (18,3%) è superiore sia al dato dell’anno precedente (17,4%) sia, per il quarto anno consecutivo, al target assegnato all’Italia dalla Direttiva 2009/28/CE per il 2020 (17%).
Per quanto riguarda invece il settore Trasporti, in Italia nel 2017 la quota dei consumi coperta da FER risulta pari al 6,5%, in flessione rispetto al dato 2016 e inferiore di 1,5 punti percentuali rispetto al dato previsto dal PAN; tale fenomeno è collegato principalmente all’effetto di alcune modifiche normative nelle premialità accordate ad alcune tipologie di biocarburanti, introdotte nel 20172[1].
1 La grandezza “Consumi finali lordi (CFL)” è stata introdotta dalla Direttiva 2009/28/CE; rispetto ai “Consumi
finali” contabilizzati nei bilanci energetici tradizionali essa comprende anche le perdite delle reti elettriche e i consumi ausiliari di generazione elettrica e termica
2 Più in dettaglio, tale dinamica è legata principalmente ad un disallineamento tra il sistema nazionale di obbligo di
miscelazione di biocarburanti, che per il 2017 ammette il riconoscimento del double counting a biocarburanti prodotti da residui quali gli acidi grassi provenienti dalla raffinazione degli oli vegetali, e la normativa europea (Direttiva 2015/1513 – cosiddetta ILUC), che per il medesimo anno non permette il riconoscimento della premialità a tali biocarburanti. Poiché la procedura di monitoraggio degli obiettivi fissati dalla Direttiva 2009/28/CE è impostata da Eurostat in coerenza con le disposizioni legislative comunitarie, nel presente rapporto si presentano i dati secondo tale impostazione, considerando pertanto i biocarburanti prodotti da acidi grassi come single counting. Questo disallineamento si andrà tuttavia a ricomporre nei prossimi anni, in quanto la normativa nazionale ha recepito i criteri fissati dalla Direttiva ILUC, stabilendo che a partire dal 1° luglio 2018 hanno accesso al double counting i soli biocarburanti prodotti da materie prime comprese nell’Allegato IX della direttiva ILUC.
5
1.1 BIOGAS E LA DIGESTIONE ANAEROBICA
Il biogas è un gas costituito prevalentemente da CH4 (tra il 50 e il 75% vol) e CO2
(45-20% vol) dotato di un potere calorifico inferiore (P.C.I.) compreso generalmente tra i 18,6 e i 21,6 MJ/Nm3 [2]. Il biogas viene prodotto mediante digestione anaerobica (DA), ossia biodegradazione della sostanza organica presente nelle biomasse in assenza di ossigeno. Un tipico schema è riportato in Figura 1.1.
Figura 1.1 - Schema di un impianto di digestione ad umido [3]
La DA è un processo biologico per mezzo del quale, in assenza di ossigeno, la sostanza organica contenuta nei materiali di origine vegetale e animale viene trasformata in biogas. La DA può essere condotta in condizioni mesofile (a temperature di circa 35°C), termofile (a circa 55°C) o, più raramente, a freddo (digestione psicrofila). La temperatura di reazione determina in genere anche la durata del processo (tempo di residenza). I tempi sono mediamente compresi tra 15 e 50 giorni se il processo avviene in mesofilia, tra 14 e 16 giorni se avviene in termofilia e di 16-120 giorni in psicrofilia. La digestione anaerobica è un processo molto complesso operato da differenti gruppi di batteri che agiscono in serie. La trasformazione avviene con una sequenza di fasi successive. Nella prima fase i batteri idrolitici “spezzano” i composti organici complessi (cioè carboidrati, proteine e grassi) in sostanze più semplici (fase idrolisi). Nella seconda fase tali sostanze vengono trasformate, in un primo stadio, in acidi organici mediante reazioni di acidogenesi e, successivamente, in acetato (COOH-CH3), anidride carbonica (CO2) e idrogeno (H2), attraverso processi acetogenesi (fase
6 di fermentazione). Nell’ultima fase i batteri metanigeni trasformano i prodotti formatisi nella fase precedente in metano (CH4) ed anidride carbonica, i principali
costituenti del biogas (metanogenesi) [3].
1.1.1 Le biomasse utilizzabili per la digestione anaerobica
Il processo di digestione anaerobica finalizzato alla produzione di biogas può essere teoricamente attivato a partire da qualsiasi sostanza di natura organica. Per motivazioni di reperibilità, resa e fattori economici la scelta dei substrati utilizzabili viene tuttavia limitata a quelli che possiedono ben determinate proprietà, e che ricadono in una delle seguenti categorie principali:
• Colture dedicate (mais, sorgo, triticale, ecc.); • Effluenti di allevamento (letami, liquami, pollina);
• Sottoprodotti dell’agro-industria e scarti animali e/o vegetali (scarti di macellazione, pula di riso, glicerina);
• Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano (FORSU); • Fanghi di depurazione.
Tale varietà di substrati è stata usata sia in processi di DA monomatrice, che in miscela in processi di co-digestione. Per co-digestione si intende l’utilizzo contemporaneo di diverse tipologie di matrici (co-substrati) in diversa proporzione [3]. L’utilizzo contemporaneo di diverse categorie di substrati nel processo di digestione anaerobica è una pratica diffusa che rientra in una logica di aumento di produttività e redditività dell’impianto. In Italia, la maggioranza degli impianti agro-zootecnici si basa sulla co-digestione di effluenti di allevamento, colture dedicate e/o sottoprodotti [4]. Alcune delle motivazioni che inducono alla scelta della co-digestione sono:
• A livello progettuale la possibilità di utilizzare substrati differenti permette di gestire la produzione di biogas con maggiore flessibilità.
• Sottoprodotti e materiale di scarto sono reperibili a costi solitamente vantaggiosi rispetto a quelli di produzione e/o acquisto di biomassa da colture energetiche dedicate; nel caso di scarti veri e propri è possibile ottenere una remunerazione dallo smaltimento.
• La dimensione dell’azienda e/o l’utilizzo dei soli effluenti di allevamento rappresentano una limitazione della potenza installabile.
7 • Compensa le fluttuazioni stagionali, evitando che i digestori siano
sopraccaricati o sottoalimentati.
• Possibilità di utilizzo di colture in sovrapproduzione o, alternativamente, può essere utile per una migliore standardizzazione della miscela in ingresso, incrementando l’efficienza globale del processo.
1.1.2 Gestione del processo di DA
Il processo di digestione anaerobica è molto delicato e necessita di particolari condizioni affinché possa avvenire al meglio. I principali parametri da tenere sotto controllo sono:
• Omogeneizzazione del materiale in ingresso; • Assenza di ossigeno;
• Temperatura: 30-40°C sistemi mesofili,40-55°C sistemi termofili;
• Ambiente neutro, con pH tra 6,7 e 7,4 (comunque sempre inferiore ad 8); • Elevata umidità nel substrato (>50%);
• Rapporto C/N compreso tra 20-40;
• Tempo di residenza (HRT) nel digestore adeguato; • Acidità volatile < 15 meq/L;
• Alcalinità >50 meq/L (il rapporto tra alcalinità e acidità volatile deve essere almeno 2-3:1).
La temperatura deve essere il più possibile costante, in quanto i batteri metanigeni sono molto sensibili a improvvise variazioni termiche. Per poter mantenere la temperatura a livelli ottimali e per evitare brusche variazioni della stessa, che potrebbero risultare dannose per i batteri, si utilizzano coibentazioni e sistemi per il riscaldamento della massa all’interno del digestore. La temperatura è quindi un parametro funzionale fondamentale, e al tempo stesso è anche un criterio tecnico-economico per il dimensionamento dell’impianto [4].
Se il reattore sta operando in condizioni di stabilità la produzione e la composizione del biogas risultano costanti. Una diminuzione nella produzione complessiva di biogas e un aumento nella percentuale di CO2 possono indicare fenomeni di inibizione a
danno della componente metanigena dovuti, ad esempio, all’eccessiva presenza di acidi grassi volatili. Ne consegue che l’analisi della produzione e della composizione percentuale del biogas dovrebbe sempre essere associata al controllo di parametri quali
8 la concentrazione degli acidi grassi volatili e l’alcalinità del mezzo. Si potrà osservare che in presenza di eccessivi carichi di substrato la percentuale di CO2 tende a crescere,
a scapito della presenza di metano, tutto ciò in stretta relazione con le variazioni di concentrazione degli acidi grassi volatili nel mezzo [4].
Il pH è un indicatore di stabilità dell’ambiente del digestore. Quando la materia organica viene digerita, il progredire del processo di digestione può essere seguito tramite le variazioni dell’acidità delle sostanze in concentrazione. Il valore del pH in un digestore è determinato essenzialmente dalla presenza di CO2 nel mezzo liquido, e
quindi dalla sua pressione parziale nel biogas e dai valori di concentrazioni degli acidi grassi volatili e dell’ammoniaca. Con pH di 5, la metanogenesi è meno della metà rispetto a quella che si verifica con pH pari a 7, e si arresta completamente con valori attorno al 4. L'effetto del pH non è dovuto ad un'azione battericida, ma piuttosto ad un'azione inibente dell'attività batterica: infatti ripristinando le condizioni di pH ottimali si ha un recupero, più o meno rapido in relazione al tempo di permanenza a bassi pH, della normale attività metanogenica. La permanenza a pH superiori al 7 causa gli stessi effetti ma in maniera più accentuata, infatti si è osservato che con pH attorno a 9 la metanogenesi si arresta ed il recupero è assai più lento rispetto ad una condizione di acidità [4].
La concentrazione degli acidi grassi volatili e l’alcalinità sono i due parametri che mostrano una più rapida variazione quando il sistema tende ad allontanarsi da condizioni di stabilità. Un parametro di stabilità è la variazione di concentrazione: variazioni rapide con incremento della concentrazione di acidi grassi indicano che la digestione sta scivolando verso processi acidogenici piuttosto che metanogenici. Poiché, in caso di problemi, la concentrazione degli acidi grassi tende ad aumentare mentre l’alcalinità tende a diminuire, un utile parametro da considerare è il rapporto tra queste due grandezze: valori del rapporto intorno a 0,3 indicano un digestore stabile, mentre valori superiori possono indicare l’insorgere di problemi di stabilità. La variazione della composizione del biogas permette di monitorare la stabilità del processo di digestione anaerobica. In generale si osserva che un incremento degli acidi volatili è conseguente all’aumento del carico di substrato da trattare che determina l’accelerazione dei fenomeni idrolitici ed acidogenici con conseguente sbilanciamento della catena trofica e variazione del sistema verso condizioni di basso pH. Una diminuzione nella produzione complessiva di biogas ed un aumento nella percentuale
9 di CO2 indicano inibizione della componente metanigena dovuti all’eccessiva presenza
di acidi grassi volatili [4].
1.1.3 Schemi impiantistici per la DA
In funzione della diversa percentuale di sostanza secca della biomassa da trattare esistono diversi schemi impiantistici per la digestione anaerobica. In particolare, i principali sono:
• Digestione ad umido (wet), la tecnologia più comune ed applicata spesso ai liquami zootecnici, adottata quando nel substrato da trattare vi è un contenuto di sostanza secca inferiore al 10%;
• Digestione a secco (dry), per tenori di sostanza secca superiori al 20%; • Digestione a semisecco (semi-dry), per contenuti intermedi di sostanza secca. È possibile differenziare i processi di digestione anaerobica anche fra monostadio e bistadio: nel primo caso, tutte le fasi di degradazione biologica avvengono in un unico digestore, nel secondo, invece, si ha un primo reattore nel quale il substrato viene sottoposto ad idrolisi e fermentazione acida, mentre la fase di metanogenesi avviene nel secondo reattore [3].
Una terza suddivisione dei processi di digestione anaerobica è basata sul tipo di alimentazione del reattore, che può essere:
• Continua, quando le matrici vengono miscelate all’interno del reattore;
• Discontinua, quando il substrato è spinto, lungo l’asse longitudinale, facendo sviluppare fasi di processo via via diverse (flusso a pistone).
La digestione ad umido costituisce la tecnologia impiantistica maggiormente consolidata. Normalmente viene impiegato il classico reattore completamente miscelato (CSTR) in condizioni di mesofilia.La biomassa, prima di essere caricata nel reattore anaerobico, subisce un trattamento finalizzato al raggiungimento di un giusto tenore di solidi totali e di un buon grado di omogeneizzazione; esso consiste principalmente in una diluizione effettuata mediante aggiunta di acqua (liquami vari e/o acqua di processo ricircolata dal digestore stesso) e in una rimozione sia di eventuali schiume che di eventuali plastiche, inerti e altri materiali grossolani potenzialmente dannosi per la meccanica dell’impianto [3]. Uno dei problemi che può essere connesso con la digestione anaerobica ad umido consiste nella corto-circuitazione idraulica del reattore: cioè, il flusso di materiale entrante, non perfettamente miscelato con il materiale già presente nel reattore, fuoriesce con tempi
10 di ritenzione ridotti rispetto a quelli previsti da progetto. Ciò, oltre a determinare una minore degradazione del substrato trattato, e quindi una minor produzione di biogas, può determinare problemi di igienizzazione dei fanghi effluenti. Per questo motivo alcuni brevetti prevedono uno step di pastorizzazione dell’effluente dal reattore di digestione. Un altro svantaggio sono i problemi di inibizione, poiché biomassa e sostanze inibenti sono in intimo contatto, e masse maggiormente digerite entrano in contatto con masse ancora non in fase di metanizzazione [4].
Lo scopo della digestione a secco è di trattare matrici con tenore di sostanza secca superiore al 20% senza la necessità di operare una diluizione. Si tratta di una tecnologia che ben si addice, perciò, al trattamento della frazione organica dei rifiuti solidi urbani. In genere l’unico pretrattamento previsto è costituito da una vagliatura grossolana per rimuovere le frazioni con dimensioni maggiori di 40 mm. Il fatto di limitare i pretrattamenti del materiale fresco rappresenta un indubbio vantaggio in quanto consente di contenere la perdita di sostanza organica biodegradabile utile alla produzione di biogas. Il tipo di reattore comunemente utilizzato in questo tipo di digestione è il reattore cosiddetto a pistone (PFR) con ricircolo. L’utilizzo di reattori plug-flow si rende utile soprattutto nel caso di carichi organici molto elevati, per i quali i reattori CSTR presenterebbero problemi.
La digestione a semi-secco, infine, impiega matrici con contenuto di sostanza secca intorno al 12-18%. Anche in questo caso è possibile il suo utilizzo con dieta FORSU e senza la necessità di pretrattamenti particolarmente impegnativi. Si utilizzano prevalentemente reattori CSTR, in regime mesofilo o termofilo (40-55 °C). I volumi dei reattori sono normalmente minori rispetto ai sistemi a umido anche se la necessità di diluire rifiuti aventi concentrazione di sostanza secca maggiore del 20-25% può comportare un aumento delle dimensioni dei reattori stessi, oltre ad un aumento della produzione di acque di processo e dei costi di esercizio per il mantenimento della temperatura ottimale di digestione. Per cui le volumetrie in gioco risultano essere maggiori dei sistemi a secco, anche se i rispettivi costi impiantistici sono confrontabili.
1.1.4 Impieghi di biogas e digestato
Il biogas ottenuto dal processo di digestione anaerobica può essere utilizzato in tre modi:
11 • Combustione in un cogeneratore, per la produzione di energia elettrica e termica. Il calore prodotto talvolta viene sfruttato anche in sistemi ad assorbimento per la produzione di energia frigorifera, dando luogo alla cosiddetta trigenerazione;
• Upgrading a biometano per autotrazione o per l’immissione nella rete gas. Sebbene l’impiego più comune sia costituito dalla cogenerazione, l’upgrading a biometano sta assumendo sempre maggiore rilevanza. Per l’alimentazione in caldaia o cogeneratore sono richiesti solamente alcuni semplici pretrattamenti di rimozione dell’umidità e dell’acido solfidrico (H2S). La digestione anaerobica, tuttavia, non porta
solamente alla produzione di biogas grezzo: in uscita al digestore si ottiene anche il digestato del processo che può essere utilizzato come materiale fertilizzante sulle principali colture agrarie. La digestione anaerobica, infatti, determina una riduzione della sostanza organica meno stabile, ma non riduce la dotazione di azoto, fosforo e potassio della biomassa caricata nel digestore. Esso mostra composizione e consistenza variabili a seconda dei substrati alimentati e della modalità di conduzione dell’impianto. In generale, comunque, le sue caratteristiche chimico-fisiche ed agronomiche sono tali da poterlo considerare un buon fertilizzante.
1.1.5 I motivi dell’interesse per il biogas
Il biogas è indicato dall'UE tra le fonti energetiche rinnovabili non fossili che possono garantire non solo autonomia energetica, ma anche la riduzione graduale dell'attuale stato di inquinamento dell'aria e quindi dell'effetto serra. Questa fonte energetica consente non solo di beneficiare degli incentivi relativi alla produzione di energia elettrica accompagnati a quelli dovuti alla possibilità di realizzare una rete di teleriscaldamento.
Per gli operatori del settore agro-alimentare il biogas rappresenta una seconda e nuova fonte di sostentamento che si sposa perfettamente con la loro normale attività. Molto successo hanno avuto, infatti, gli impianti di digestione anaerobica in quanto consentono una valorizzazione delle deiezioni animali, degli scarti agricoli, dei reflui zootecnici che possono essere elaborati all’interno di un fermentatore attraverso un processo di co-digestione, e che dovrebbero altrimenti essere smaltiti a spese dell’operatore. Non a caso, questa tipologia impiantistica si è diffusa in maniera estremamente più rapida rispetto a quella alimentata da colture dedicate, che devono
12 essere acquistate, non senza problemi di reperibilità a causa della variazione delle stagioni o dei prezzi di mercato.
Attualmente la gestione dei rifiuti costituisce un grosso onere per la pubblica amministrazione (costi relativi a raccolta, trattamenti, smaltimento). Al netto degli utili delle imprese coinvolte, ne consegue un impatto negativo per la comunità dal punto di vista ambientale e legato alla salute (inquinamento nelle aree dove sono localizzate le discariche). La valorizzazione della FORSU in impianti di digestione anaerobica permette una sensibile riduzione dei costi di smaltimento, oltre che un abbattimento dell'inquinamento ambientale, consentendo parallelamente ricavi dalla valorizzazione del biogas. Infatti, questo può essere diretto in una turbina per la produzione di energia elettrica e/o inviato in una sezione di upgrading per la trasformazione a biometano e consentendone parallelamente dei ricavi dalla sua vendita. In altre parole, per i comuni in cui si effettua una raccolta differenziata è possibile mettere a frutto una seconda valorizzazione energetica della frazione organica, soluzione non solo conveniente dal punto di vista economico, ma anche maggiormente sostenibile dal punto di vista ambientale.
1.2 IL BIOMETANO
Prima dell’utilizzo del biogas per uno qualsiasi degli scopi descritti in precedenza è importante provvedere alla rimozione dei contaminanti in esso contenuti. Il principale è costituito dall’acido solfidrico H2S, che risulta tossico per l’uomo e per l’ambiente e
può portare alla corrosione delle parti metalliche delle apparecchiature di processo. Nel caso di concentrazioni rilevanti, è inoltre necessario rimuovere N2, O2, silossani,
H2, eventuali composti organici volatili, CO, NH3, sebbene questi composti
normalmente siano presenti in quantità trascurabili. Inoltre, prima della combustione, è indispensabile un’essiccazione della corrente gassosa, che in genere si trova satura di vapore d’acqua. La presenza della CO2 nel biogas generalmente non è pericolosa
ma determina una diminuzione del suo potere calorifico. Per questo motivo, in molti casi si esegue un successivo upgrading a biometano, aggiustando il contenuto di anidride carbonica per raggiungere il potere calorifico ottimale. A seguito di questo processo, il biometano ottenuto presenta caratteristiche del tutto identiche a quelle del gas naturale e può essere immesso in rete o utilizzato come combustibile per autotrazione. A parità di contenuto energetico, il bioCH4 ha il vantaggio del minore
13 considerato un carburante di origine rinnovabile a basse emissioni climalteranti. Esso può essere stoccato nei veicoli in forma compressa (bioCNG) o liquefatta (bioLBM). Nel caso di CNG, il metano viene compresso e distribuito ad una pressione attorno i 200-250 bar. Tuttavia, dato che la quantità di energia stoccata in questo modo è significativamente inferiore rispetto a quella ottenibile da un egual volume di combustibile liquido (ad esempio, il diesel), talvolta il bioCH4 viene liquefatto ad alte pressioni e basse temperature. Questa soluzione, tuttavia, al momento attuale risulta molto costosa e viene utilizzata solamente per mezzi di trasporto pesanti.
1.2.1 Tecnologie per l’upgrading
Le principali tecnologie disponibili sul mercato per l’upgrading del biogas a biometano possono essere suddivise in cinque gruppi:
• Assorbimento fisico, con acqua o solventi organici;
• Assorbimento chimico, con soluzioni di ammine o saline (K2CO3);
• Adsorbimento a pressione oscillante (PSA – Pressure Swing Adsorption); • Separazione a membrane;
• Upgrading criogenico.
Nella Fig.1.2 vengono illustrate le diverse tipologie di processi, che verranno analizzate singolarmente nel seguito.
14 1.2.1.1 Assorbimento fisico
Le tecniche di assorbimento fisico sfruttano semplicemente la differente solubilità di CH4 e CO2 nel particolare liquido assorbente utilizzato. Il processo ha successo
solamente se le impurità presenti nel biogas alimentato risultano più solubili rispetto al metano. Ovviamente, è critica la scelta del liquido assorbente: per risultare efficiente ed economico esso deve presentare alta solubilità nei confronti della CO2, essere
facilmente disponibile, poco volatile, non pericoloso e di costo possibilmente basso e stabile nel tempo. In un impianto di upgrading con assorbimento fisico, il biogas grezzo viene posto in contatto in controcorrente con il solvente in una colonna di assorbimento. La soluzione liquida in uscita dall’assorbitore contiene la CO2 e le
eventuali altre impurità rimosse dal biogas alimentato, mentre il gas che esce dalla colonna ha un’alta concentrazione di CH4. È necessario un successivo stadio di
rigenerazione del liquido impiegato per garantire l’economicità di processo, altrimenti, si richiederebbe il continuo smaltimento di grandi portate di acqua/soluzione inquinata e il reintegro al contempo di nuovo solvente.
Nell’assorbimento con acqua ad alta pressione (HPWS – High Pressure Water
Scrubbing) il liquido assorbente utilizzato è l’acqua, in cui la solubilità del CH4 è molto
più bassa di quella della CO2 (di 26 volte a 25°C). Inoltre, a causa della sua natura
polare, è possibile disciogliere in H2O anche l’acido solfidrico, che risulta più solubile
dell’anidride carbonica. Sebbene alcuni impianti effettuino una rimozione contemporanea di H2S e CO2, è tuttavia consigliabile installare un pretrattamento di
rimozione dell’idrogeno solforato, in quanto esso risulta molto corrosivo in soluzione, può causare l’emissione di cattivi odori e provocare problemi operativi. Esistono in commercio due diverse tipologie impiantistiche, una a singolo passaggio (senza rigenerazione dell’acqua), l’altra più moderna ad assorbimento rigenerativo, nella quale l’acqua viene riutilizzata in modo continuo e di cui è riportato lo schema di processo in Figura 1.3.
15 Figura 1.3 - Schema semplificato del processo HPWS [6]
Lo stripping con aria non è raccomandato quando H2S il livello di concentrazione è
elevato poiché l'acqua si inquina rapidamente con lo zolfo elementare. Prima della nuova alimentazione alla colonna di assorbimento, infine, viene reintegrata l’acqua necessaria a garantire la continuità del processo. Questa tecnologia permette di ottenere una purezza del CH4 in uscita superiore al 98% [5], in base alla composizione
del biogas grezzo e alle dimensioni delle colonne utilizzate. Pur essendo un processo piuttosto semplice e diffuso, il HPWS richiede la circolazione in impianto di grandi portate d’acqua [5]. Per questo motivo, le apparecchiature utilizzate hanno dimensioni considerevoli, con costi di installazione elevati. È inoltre importante un adeguato controllo della temperatura: più alta è, più la solubilità della CO2 diminuisce ed allo
stesso tempo crescono le spese energetiche. Si richiede, infine, di smaltire quantità consistenti di acqua acidificata.
Un’alternativa, sempre di tipo fisico, è lo scrubbing con solventi organici OPS che ha lo stesso principio dell’assorbimento con acqua ma vengono usati solventi organici invece dell’acqua. Vari solventi organici come metanolo (CH3OH), N-metil
pirrolidone (NMP) ed eteri del polietilenglicole (PEG) vengono utilizzati per assorbire CO2 [5]. Lo schema di processo è riportato in Figura 1.4. La tecnologia è molto simile
al HPWS, tuttavia la solubilità della CO2 risulta anche 5 volte più alta nel solvente
organico che in acqua [7] e, per questo motivo, la portata di soluzione da ricircolare è decisamente inferiore rispetto al caso precedente [6]. Il solvente è in grado di assorbire eventualmente anche tracce di H2S e H2O presenti nel biogas, sebbene sia consigliabile
l’impiego di un pretrattamento. In questo caso, la pressione operativa è in genere pari a 6-8 bar, mente la temperatura viene mantenuta attorno ai 20°C [5]. Il solvente
16 arricchito viene leggermente riscaldato con uno scambiatore rigenerativo prima dell’alimentazione al flash dal quale si libera una buona parte del metano assorbito (assieme a CO2), che viene riciclato in alimentazione. La rigenerazione avviene a 1
atm previo preriscaldamento della soluzione a circa 40°C per facilitare il desorbimento dell’anidride carbonica. Le prestazioni in termini di purezza e recupero del CH4 sono
del tutto equivalenti a quelle del processo ad acqua.
Figura 1.4 - Schema semplificato del processo OPS [6] 1.2.1.2 Assorbimento chimico
In questa tecnologia vengono combinati assorbimento fisico e chimico: la soluzione impiegata, infatti, non solo è naturalmente in grado di disciogliere al suo interno la CO2, ma anche di reagire chimicamente con essa. Tradizionalmente, questo tipo di
processo sfrutta soluzioni di ammine, quali la monoetanoloammina (MEA) o dimetiletanolammina (DMEA). Oggi una miscela di MDEA e piperazina (PZ), chiamata MDEA (AMDEA), è comunemente usata in questo processo. L'assorbimento la capacità di AMDEA è significativamente più elevata rispetto a MDEA [5].
Si tratta di una tecnologia ben consolidata, già ampiamente sfruttata per il trattamento dei gas acidi di combustione (CO2 ed H2S) in impianti di grossa taglia o per la
deacidificazione del gas naturale.
Negli ultimi anni è stata riscalata ed utilizzata anche per l’upgrading del biogas. Lo schema di processo è riportato in Figura 1.5.
17 Figura 1.5 - Schema semplificato del processo con ammine [5]
Il biogas grezzo entra nell'assorbitore dal fondo mentre la soluzione di ammina è immessa dalla parte superiore della colonna per stabilire un contatto di flusso in controcorrente. La CO2 nel biogas reagisce con la soluzione di ammina e viene
assorbita. La reazione di assorbimento viene effettuata a pressione prossima a quella atmosferica e, essendo esotermica, comporta un riscaldamento della soluzione dai 20-40°C iniziali ai 45-65°C [6]. Di solito, la solubilità della CO2 in H2O aumenta con
temperatura decrescente in ammine scrubbing (AS), il tasso di reazione tra CO2 e la
soluzione di ammina aumenta con l'aumentare della temperatura, successivamente fornisce un maggiore assorbimento di CO2 [5]. Il gas prodotto (CH4) esce dalla parte
superiore della colonna. La soluzione arricchita dal fondo dell'assorbitore è dunque preriscaldata con uno scambiatore rigenerativo e pompata fino alla sommità della colonna di stripping dove è collegato un condensatore esterno per evitare rilevanti perdite d’acqua nell’off-gas. La parte inferiore della colonna di stripping è dotata di un reboiler operante a 120-150°C dove la soluzione di ammina viene fatta bollire. Il reboiler fornisce il calore di reazione per il rilascio di CO2 dalla soluzione di ammina
di scarto e rigenera la soluzione di ammina. Si richiedono una desolforazione preventiva, per evitare la corrosione e il verificarsi di reazioni indesiderate alle alte temperature di rigenerazione, ed un essiccamento. L’assorbimento con ammine è molto selettivo verso la CO2 e permette di ottenere perdite di CH4 inferiori allo 0,1%,
con purezze del biometano anche superiori al 99% [5]. Tuttavia, le soluzioni amminiche sono tossiche per l’uomo e per l’ambiente e la tecnologia richiede consistenti quantità di energia termica per la fase di rigenerazione.
18 L’assorbimento con solvente inorganico (ISS) è costituita dall’utilizzo di soluzioni
saline (ad esempio, di K2CO3) ad alte pressioni e temperature. L’assorbimento di CO2
in questa soluzione alcalina è assistito dall’agitazione. Sia la turbolenza nel solvente che il tempo di contatto tra il biogas e il liquido aumenta la diffusione della CO2 nel
solvente [5].
1.2.1.3 Adsorbimento a pressione oscillante (PSA)
Particolari materiali porosi ad elevata superficie specifica sono in grado di adsorbire determinati composti ad alta pressione (4-10 bar) [6], ed in seguito di rilasciarli a pressione inferiore (spesso sotto vuoto). Questo principio viene sfruttato dal processo di Pressure Swing Adsorption (PSA). In base al materiale utilizzato e alla pressione operativa è possibile adsorbire selettivamente CO2, O2, N2 ed altri composti
eventualmente presenti nel biogas. Normalmente, i materiali adsorbenti vengono danneggiati irreversibilmente dall’H2S; per questo motivo, esso deve essere rimosso
prima dell’ingresso del biogas nelle colonne di PSA. Inoltre, prima dell’alimentazione, è necessario un pretrattamento di deumidificazione.
Il ciclo classico di PSA è quello proposto da Skarstrom (Skarstrom, 1960) e si compone di quattro stadi:
• Adsorbimento (fase di alimentazione), in cui si ha l’alimentazione del biogas ad alta pressione e la produzione di biometano;
• Blow down: prima dell’ottenimento di un prodotto non in specifica, le valvole di alimentazione e prodotto vengono chiuse, mentre si apre quella di spurgo e si procede alla diminuzione della pressione in colonna fino a raggiungere quella di desorbimento;
• Spurgo (desorbimento): raggiunta la pressione di desorbimento (in genere si opera sottovuoto), essa viene mantenuta per un certo tempo per svuotare il più possibile la colonna dalla CO2. Per aiutare il processo spesso viene rinviata nel
letto una piccola parte del biometano prodotto;
• Ripressurizzazione in corrente parallela (con l’alimentazione di biogas) o in controcorrente (con una parte del biometano prodotto).
Talvolta, per migliorare le prestazioni del processo in termini di purezza e recupero del metano, è possibile inserire stadi ulteriori, ad esempio una depressurizzazione intermedia (fase di equalizzazione). Sebbene l’alimentazione di biogas alla colonna avvenga in modo discontinuo, il processo viene reso continuo ponendo in parallelo più
19 colonne: mentre la prima si trova nella fase di adsorbimento, la seconda opera in rigenerazione e così via. In genere, vengono utilizzate un totale di 4 o 6 colonne. Lo schema semplificato del processo è riportato in Figura 1.6.
Figura 1.6 - Schema semplificato PSA [5]
Il processo descritto permette di ottenere un biometano con purezza superiore al 98%, mentre le perdite di CH4 risultano variabili ma spesso sono dell’ordine del 2%, con un
massimo del 4% in processi non particolarmente ottimizzati [5]. Gli alti costi di installazione rendono applicabile questa tecnologia per grosse taglie impiantistiche (dai 500 Nm3/h di biogas grezzo in ingresso).
1.2.1.4 Separazione a membrane
In questi sistemi la CO2 ed altri componenti quali H2O, H2S e NH3 riescono a permeare
con maggiori o minori velocità attraverso una membrana di spessore sottile. Il CH4, al
contrario, non riesce a diffondere attraverso il materiale a causa delle dimensioni della sua molecola e/o dell’affinità con la membrana. La forza motrice del processo è costituita dal gradiente di pressione parziale dei gas ai due lati della membrana. Le proprietà di questa tecnica di separazione dipendono largamente dalla tipologia di membrana utilizzata.
Esistono due principali configurazioni:
• Separazione gas-gas, in cui da entrambi i lati della membrana vi è una fase gassosa;
20 • Separazione gas-liquido, in cui un solvente assorbe le molecole di gas
permeate.
Le membrane a secco per l’upgrading di biogas sono composte da materiali permeabili alla CO2, alla H2O(g), all’NH3, meno permeabili all’O2 e all’H2S, molto poco
permeabili al CH4 e l’N2. Tipicamente le membrane sono in forma di fascio di fibre
cave che vengono incorporate in una resina alla loro estremità e poi legate in un tubo di acciaio inossidabile. Il processo di separazione avviene in due o tre stadi. Infatti, prima di entrare nella membrana, dal gas vengono rimossi tutti i componenti che potrebbero causarne un malfunzionamento o una riduzione delle prestazioni (come il vapore d’acqua, polveri, gocce d’olio). Anche l’H2S deve venire rimosso
preventivamente per evitarne l’azione corrosiva.
Il biogas viene compresso fino a pressioni di 10-16 bar o anche superiori (25-40 bar) [5] a seconda della tipologia di membrana per poi venire inviato all’ingresso del condotto membranato. Dal momento che le molecole di CO2 possiedono un diametro
inferiore rispetto a quello del CH4 e sono inoltre più solubili nei polimeri, penetrano
molto velocemente all’interno dei micro-pori della membrana. In questo modo il metano si accumula nel cosiddetto “lato ad alta pressione” della membrana, mentre l’anidride carbonica, il vapore, l’ammoniaca, l’acido solfidrico residui rimangono intrappolati nel filtro. La progettazione più semplice prevede l’utilizzo di una singola unità a membrana; tuttavia, per aumentare il più possibile il recupero del CH4 è
necessario ricircolare in alimentazione una parte del permeato, come mostrato in Figura 1.7.
Figura 1.7 - Schema semplificato di una separazione a membrane a singolo stadio [5]
Lo svantaggio di questa tecnologia è che la concentrazione di CH4 nel biometano in
uscita si attesta a valori di 82-89% [5], mentre essa è pari al 10-12% negli offgas ricchi di CO2. Il vantaggio principale del trattamento con membrane è legato alla
21 disponibilità di una tecnologia compatta che richiede costi energetici e di impianto relativamente bassi; inoltre, essa è facilmente applicabile a piccole taglie impiantistiche a differenza di processi come la PSA o gli assorbimenti. Tuttavia, sebbene l’investimento iniziale sia basso, le membrane tendono ad usurarsi facilmente nel tempo perdendo di efficienza. È spesso necessario sostituire i moduli ogni 5 anni, a differenza di una tipica vita d’impianto per le altre tecnologie di 10 anni.
La tecnologia gas-liquido è invece in fase di studio. Le molecole in grado di diffondere attraverso la membrana vengono assorbite nel lato permeato da un particolare liquido che fluisce in controcorrente, spesso una soluzione amminica. Queste unità operano approssimativamente a pressione atmosferica ed è possibile raggiungere purezza e recupero desiderati in un singolo stadio. Le ammine possono essere poi rigenerate via riscaldamento, rilasciando una corrente di CO2 pura che può eventualmente trovare
utilizzo commerciale.
1.2.1.5 Upgrading criogenico
La separazione criogenica si fonda sul principio che, fissata una certa pressione, gas diversi liquefano a temperature diverse. In effetti, il punto di ebollizione del metano a 1 atm corrisponde a -161,5 °C e risulta decisamente più basso del corrispettivo della CO2 (-78,2 °C). Si opera comunque ad una pressione elevata per avere temperature di
liquefazione ragionevoli ed anche per evitare che la CO2 venga separata allo stato
solido (ghiaccio secco), ostruendo le tubazioni. Ovviamente, il biogas deve essere preventivamente desolforato ed anche deumidificato per impedire all’acqua di congelare lungo l’impianto. Le condizioni operative vengono mantenute utilizzando una serie di compressori e scambiatori di calore (Figura 1.8). Lo svantaggio principale di questo processo è l'uso di diverse apparecchiature di processo, principalmente turbine, scambiatori di calore, colonne di distillazione e compressori che ne aumentano costi di capitale e operativi con elevati requisiti energetici.
22 Figura 1.8 - Schema semplificato upgrading criogenico [5]
In generale servono quattro passaggi per l’upgrading del biogas. In primo luogo, l'umidità, H2S, particelle di polvere, alogeni, silossani e altri componenti indesiderati
vengono rimossi dal biogas grezzo. Nel secondo passaggio, il biogas viene compresso a 1000 kPa e successivamente raffreddato a -25 °C. Nella terza fase, il biogas è ulteriormente raffreddato fino a -55 °C e la CO2 liquefatta viene rimossa dal gas
miscela. Infine, il flusso di gas rimanente viene ulteriormente raffreddato fino al -85°C dove la CO2 raggiunge una forma solida e viene rimossa [5]. Il gas purificato è
depressurizzato e può essere utilizzato in varie applicazioni. Questa separazione è considerata una nuova tecnologia, che è ancora in fase di sviluppo ma alcuni impianti commerciali sono già in funzione. La separazione criogenica può essere utile se l'obiettivo è produrre biometano liquefatto (bioLBM) e gas naturale liquido (bioLNG).
23
1.3 GLI IMPIANTI DI BIOGAS E UPGRADING IN EUROPA
I dati più recenti disponibili relativi alla diffusione in Europa di biogas e biometano si riferiscono al 2017. La distribuzione degli impianti a biogas nei vari Paesi europei è riportata in Figura 1.9.
Figura 1.9 - Distribuzione degli impianti a biogas nei vari Paesi europei al termine del 2017 [8]
Alla fine del 2017 il numero di impianti a biogas presenti in Europa risulta pari a 17.783, negli ultimi 5 anni 3.122 nuovi impianti sono stati istallati, un aumento di circa il 18%. Nell’anno 2017 il numero di impianti è cresciuto del 2% rispetto all’anno precedente. Il paese con il più grande aumento di numero di impianti nel 2017 è stata la Germania (+122 impianti), seguita dall'Italia (+100 impianti), dalla Francia (+74 impianti), dal Regno Unito (+55 impianti) e Spagna (+43 impianti) [8].
La Germania è lo stato europeo ad aver investito maggiormente nella costruzione di impianti a biogas, per un totale di 10.971 al termine del 2017. Si tratta principalmente di installazioni di tipo agricolo, seguiti da impianti per il trattamento di liquami fognari, e infine per il trattamento di rifiuti (FORSU) o derivanti da scarti di altro tipo. L’Italia è al secondo posto, con una ripartizione in base al tipo di alimentazione che differisce tuttavia da quella tedesca. Sebbene infatti la dieta agricola rimanga prevalente (80%), la frazione di impianti dediti al trattamento di FORSU (12%) è più di due volte superiore rispetto a quella legata ai reflui fognari e altre alimentazioni (8%). Anche in Francia si rileva un numero piuttosto consistente di impianti a biogas
Germania 62% Italia 9% Francia 4% Svizzera 4% UK 3% Repubblica Ceca 3% Austria 2% Polonia 2% Olanda 2% Spagna 1% Svezia 1% Belgio 1% Altri 6%
24 con prevalenza del trattamento di rifiuti organici; essa è seguita, nell’ordine, da Svizzera, Repubblica Ceca, Regno Unito (anch’esso utilizza prevalentemente scarti da agricoltura), Austria, Svezia, Polonia, Olanda e Belgio.
Figura 1.10 - Sviluppo del numero di impianti di biogas in Europa [8]
La crescita annuale del numero degli impianti e il favorire una dieta piuttosto che l’altra dipende dalla Normativa e dal sistema incentivante nazionale. Generalmente, la potenza media erogata da un impianto di trattamento di liquami fognari si avvicina ai 200 kW, mentre quella derivante da dieta agricola o da altre alimentazioni è di circa 450 kW. Diverso è il discorso per il biogas ottenuto da rifiuti: per garantire l’economicità di processo occorrono impianti di dimensioni maggiori, con potenza di circa 1,3 MW.
La capacità elettrica installata totale degli impianti di biogas in Europa è aumentata del 5% nel 2017, raggiungendo un totale di 10.532 MW, come si nota in Figura 1.11. Nel 2014 sono stati installati e registrati 8.355 MWel in Europa. Tale cifra è aumentata
di 2.536 MWel negli ultimi quattro anni, di cui 547 MWel installati nel 2017. Lo sviluppo della capacità elettrica istallata degli impianti di biogas in Europa nel 2017 ha visto una crescita maggiore rispetto al numero di impianti di biogas, mostrando una tendenza verso le installazioni con capacità più elevate.
25 Figura 1.11 - Sviluppo capacità elettrica installata totale degli impianti di biogas in
Europa [8]
La produzione di elettricità da biogas è iniziata lentamente nei primi anni '90 ed è aumentata costantemente da circa 900 GWh nel 1990 (fonte: EUROSTAT) a 65.179 GWh in 2017 come mostrato in Figura 1.12. L'aumento totale degli ultimi tre anni è stato pari a 7.588 GWh. I 2.336 GWh prodotti nel 2017 riflettono un aumento del 4% su l'anno precedente. In Germania il 6,63% del fabbisogno di elettricità totale, consumata da ciascun membro della popolazione, è coperto dalla produzione di elettricità da biogas.
26 Il numero di impianti di biometano è aumentato rapidamente negli ultimi anni, da 187 impianti nel 2011 fino a un totale di 540 impianti nel 2017, come indicato Figura 1.13.
Figura 1.13 - Sviluppo del numero di impianti a biometano in Europa [8] Sebbene nel 2017 il mercato del biometano non sia cresciuto, la Germania ha ancora di gran lunga il più alto numero di impianti di biometano (195), seguito dal Regno Unito con 92 impianti. La nazione con più alto numero di istallazioni nell’ultimo anno però è la Francia visto i nuovi incentivi che spingono verso la produzione di bioCH4.
1.4 LA SITUAZIONE ITALIANA
Il settore del biogas si è sviluppato molto considerevolmente in Italia dai primi anni Novanta. La produzione è stata potenziata nel 1999 con l'introduzione di un sistema di certificazione ecologica (obbligo di quota del 2% di energia rinnovabile per i fornitori di energia), che ha mantenuto una crescita costante della produzione. Nel 2008 è stato introdotto la principale fonte di sostegno per la produzione di elettricità dal biogas in Italia: la tariffa onnicomprensiva per le piccole centrali elettriche a energia rinnovabile, che varia da 180 € per MWh per gli impianti che utilizzano rifiuti di discarica a 280 € per MWh per impianti a base di substrati di biomassa. Sebbene il settore italiano del biogas si sia sviluppato enormemente dal 2008, la sua crescita è rallentata dal 2012. Questa tendenza può essere parzialmente spiegata dall'evoluzione del quadro legislativo nazionale, infatti le tariffe incentivanti sono diminuite nel 2012, rendendo questo scenario meno attraente.
27 Sebbene l’Italia sia il secondo Paese europeo produttore di biogas ciò non è altrettanto vero per quanto riguarda il biometano a causa della mancanza di una Legislazione adeguata. L’Italia nel 2016 era il paese dell’UE che vantava la più grande flotta di veicoli basata sul gas: 2,26 milioni di veicoli a GPL e 1 milione a CGN o LNG. Inoltre, è il primo stato in Europa per numero di stazioni di rifornimento di gas che vendono più di 1 miliardo di m3 di gas all’anno [8]. Con un'infrastruttura del genere già esistente, il bioCH4 rappresenta uno dei modi migliori per decarbonizzare il settore dei
trasporti italiano in modo rapido ed economico. D’altra parte, sebbene l'aggiornamento del decreto sul biometano del 2017 promuova l'uso del bioCH4 come combustibile,
con sussidi per una produzione massima di 1,1 miliardi di m3 all'anno, l’Italia aveva solo 6 impianti di biometano, di cui 4 su scala dimostrativa. Questo aggiornamento della legislazione potrebbe facilitare una crescita molto significativa della produzione italiana di biometano negli anni futuri. Nel 2017 alcuni impianti dimostrativi sono stati chiusi, mentre nel 2018 sono stati istallati 4 nuovi impianti [8].
Alla luce di quanto detto sembra più interessante la prospettiva di utilizzarlo come combustibile per autotrazione, fatto che permetterebbe all’Italia di limitare una consistente importazione di biocarburanti per il soddisfacimento degli obblighi europei al 2020 sanciti dal Piano di Azione Nazionale (PAN), in recepimento della Direttiva Europea 2009/28/CE. Ovviamente, la diffusione dei veicoli a gas metano dipende in primo luogo dall’offerta (la FIAT è stata da sempre una delle società più attive in questo senso) ed in secondo dalla diffusione delle stazioni di rifornimento. Nonostante nel territorio nazionale vi sia una fitta rete di distributori di metano (1.541 a luglio 2019), essa risulta disomogenea, concentrandosi per oltre il 60% in sei regioni: Emilia-Romagna, Lombardia, Toscana, Marche, Piemonte e Veneto. Il principale limite della rete italiana va indicato nella mancanza di un servizio self-service. Tale deficit sarà presto colmato, grazie alla ratifica di un Decreto Interministeriale che introdurrà, seppur con alcune pesanti limitazioni, il rifornimento di metano in modalità self-service non presidiato.
1.4.1 Il DM 5 dicembre 2013
Il Decreto del 5 dicembre 2013, successivamente chiamato Decreto Biometano, ha definito operativamente le modalità di incentivazione del biometano in attuazione delle linee guida contenute nel Decreto Legislativo del 3 marzo 2011, n. 28. Gli incentivi previsti dal decreto si differenziano in base alle modalità di utilizzo:
28 • Immissione del biometano in rete senza destinazione specifica (Art. 3);
• Immissione del biometano in rete con destinazione ai trasporti (Art. 4);
• Biometano utilizzato in impianti CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento) (Art. 5);
• Riconversione di impianti a biogas esistenti (Art. 6).
La compravendita all’ingrosso del gas naturale in Italia può essere effettuata sia attraverso la negoziazione di contratti bilaterali, sia attraverso transazioni sui mercati e le piattaforme gestiti dal GME (Gestore dei Mercati Energetici). Tra questi ultimi si trova la Piattaforma di Bilanciamento (PB-GAS), mercato introdotto con la finalità di valorizzare gli sbilanci tra i quantitativi programmati e quelli effettivamente erogati in base al valore di mercato del gas necessario per conseguire il bilanciamento di Sistema. Il bilanciamento in particolare è l'attività funzionale a mantenere l'equilibrio nel tempo delle immissioni e dei prelievi di gas. Questa condizione è essenziale per l'esercizio della rete e, viceversa, in assenza di equilibrio, si pregiudicherebbe la sicurezza del sistema e la continuità delle forniture. Il responsabile del bilanciamento (SNAM) è tenuto a ricorrere alla PB-GAS per approvvigionarsi delle risorse necessarie alla copertura dello sbilanciamento complessivo della rete. Il valore del prezzo medio annuale nel 2018 si attesta al valore di 25,13 €/MWh [9], tale valore viene qui riportato in quanto costituisce il riferimento per il sistema di incentivazione che caratterizza il biometano.
Per l’immissione in rete del bio-CH4, l’incentivo ha durata ventennale a decorrenza
dalla data di entrata in esercizio dell’impianto. Il biometano viene venduto direttamente sul mercato; l’incentivo, invece, viene pagato dal GSE (Gestore Servizi Energetici) e valorizzato secondo la (1.1):
𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑣𝑜 = 2 ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑃𝐵 − 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑙𝑒 𝑃𝐵 (1.1) Il produttore vende cioè il proprio prodotto direttamente sul mercato e viene remunerato secondo il valore che emerge dalla suddetta differenza di valori, esponendosi al rischio della volatilità del prezzo del gas naturale. In base alla dieta utilizzata e alla taglia d’impianto è comunque possibile ottenere delle premialità rispetto all’incentivo base. Esse sono riassunte in Tabella 1.1.
29 Tabella 1.1 - Premialità per il biometano immesso in rete in funzione della dieta e della taglia impiantistica
Alimentazione ≤250 Sm3/h 251-500 Sm3/h 501-1000 Sm3/h >1000 Sm3/h Sottoprodotti o rifiuti <50% in peso Incentivo base (IB) + 10% IB - - - Sottoprodotti o rifiuti >50% in peso Incentivo base (IB) + 10% IB Incentivo base
(IB) + 10% IB Incentivo base
Incentivo base - 10% IB Sottoprodotti o rifiuti 100% in peso (Incentivo base +10% IB) + 50% (Incentivo base +10% IB) + 50% Incentivo base + 50 % (Incentivo base - 10% IB) + 50%
La maggiorazione del 50% è calcolata sull’incentivo base più l’eventuale incremento. I sottoprodotti sono definiti dalla Tabella 1A e 1B del Decreto Ministeriale del 6/7/12 e possono essere di origine animale non destinati al consumo umano (ad esempio carcasse), provenire da attività alimentari ed agroindustriali (ad esempio trasformazione del pomodoro, industria della panificazione), da attività agricola, di allevamento, di gestione del verde e forestale (effluenti zootecnici, paglia) o da attività industriali come la lavorazione del legno.
Con riferimento inoltre agli impianti di capacità produttiva massima pari a 500 Sm3/h di biometano, è possibile che sia il GSE a ritirare direttamente il bioCH4 prodotto. In
questo caso, l’incentivo base corrisponde semplicemente al doppio del prezzo medio della piattaforma di bilanciamento del gas metano del 2012, cui vengono applicate eventuali premialità in base alla dieta e alle dimensioni d’impianto, come evidenziato in Tabella 1.2.
Tabella 1.2 - Premialità per il biometano ritirato dal GSE per piccole taglie impiantistiche
Alimentazione ≤250 Sm3/h 251-500 Sm3/h Sottoprodotti o rifiuti
<50% in peso
Incentivo base ritiro GSE + 10% IB ritiro
GSE -
Sottoprodotti o rifiuti 50% in peso
Incentivo base ritiro GSE + 10% IB ritiro GSE
Incentivo base ritiro GSE + 10% IB ritiro GSE
Sottoprodotti o rifiuti 100% in peso
(Incentivo base ritiro GSE + 10% IB ritiro GSE) + 50%
(Incentivo base ritiro GSE + 10% IB ritiro GSE) + 50%
30 Per quanto riguarda il biometano per autotrasporto, l’incentivo corrisponde al rilascio, per un periodo di 20 anni, dei Certificati di Immissione in Consumo (CIC) di biocarburanti con le modalità descritte dal Decreto del Ministro delle Politiche Agricole, Alimentari e Forestali del 29 aprile 2008, n. 110. In linea con le direttive europee, anche in Italia (DM 29 aprile 2008, n.110) è stato introdotto l’obbligo per i fornitori di benzina e gasolio (identificati con il nominativo di “Soggetti Obbligati”) di immettere in consumo una quota minima di biocarburanti, al fine di svilupparne la filiera, aumentarne l’utilizzo e limitare l’immissione di CO2 in atmosfera. Nasce così
il meccanismo dei certificati di immissione in consumo che, associati ciascuno alla produzione di 10 Gcal di biocombustibile, vincola i Soggetti Obbligati a produrre una quantità di biocombustibili, o a pagare per un quantitativo equivalente di certificati. La gestione di questo meccanismo è affidata al GSE e avviene attraverso una piattaforma informatica riservata dove è possibile anche lo scambio dei certificati. Il GSE fissa inoltre delle sanzioni pecuniarie nel caso di inadempimenti da parte dei Soggetti Obbligati.
Inoltre, in base all’Art. 4, comma 3 e comma 6 del Decreto Biometano, è prevista una maggiorazione (Double Counting) per biometano da autotrasporto prodotto esclusivamente da FORSU, sottoprodotti che non presentino utilità produttiva o commerciale, alghe e materiale di origine non alimentare ed altri sottoprodotti definiti come in precedenza. In questi casi, è sufficiente l’immissione in consumo di 5 Gcal per avere diritto ad un CIC. Per gli impianti che producono bioCH4 pur sempre
rientrando nei vincoli descritti sopra, in co-digestione con altri prodotti di origine biologica in quantità comunque non superiore al 30% in peso, la maggiorazione relativa al principio del double counting (dell’articolo 33, comma 5, del decreto legislativo 28 del 2011) è riconosciuta sul 70% del biometano prodotto (per un quantitativo di altri prodotti di origine biologica superiore al 30% non sarà applicato il principio del Double Counting).
Per quanto riguarda il biometano in impianti di cogenerazione ad alto rendimento, esso è incentivato mediante il riconoscimento delle tariffe per la produzione di energia elettrica da biogas (Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, 6 luglio 2012). Nel caso in cui il bioCH4 sia utilizzato in un sito diverso da quello di produzione e trasportato tramite la rete del gas vanno invece applicate le disposizioni relative all’immissione in rete.
31 Infine, dal Decreto Biometano la riconversione di impianti a biogas per effettuare l’upgrading (completamente o solo per una parte del biogas prodotto) di fatto risulta sfavorita. Ad una situazione del genere, infatti, si applica il 40% dell’incentivo spettante all’analogo nuovo impianto nel caso dell’immissione in rete o dell’impiego per la cogenerazione ad alto rendimento. Se invece la destinazione d’uso del biometano è l’autotrasporto l’incentivo diventa del 70%. Varia tuttavia anche la durata del periodo incentivante: nel caso in cui l’impianto a biogas da riconvertire non benefici di incentivi per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile esso rimane di 20 anni; diversamente, esso diventa pari al residuo periodo di diritto agli incentivi per la produzione di energia elettrica incrementato di 5 anni.
A causa delle difficoltà riscontrate con questa Normativa, come detto nei paragrafi precedenti, non si sono sviluppati, in Italia, impianti di upgrading. Per questo motivo si è cercato di rettificare la Normativa in modo da rendere appetibile lo sviluppo della produzione di biometano.
1.4.2 Il DM 2 marzo 2018
Il Decreto si applica a tutti i nuovi impianti per la produzione di biometano e a quelli esistenti riconvertiti che entreranno in esercizio entro il 31 dicembre 2022, rispettando il limite massimo di producibilità complessivamente incentivata di 1,1 miliardi di m3/y. Gli incentivi proposti riguardano tre principali aspetti:
• Biometano immesso in rete destinato ai trasporti (Art. 5);
• Ritiro del biometano avanzato immesso in rete per autotrasporto (Art. 6); • Riconversione di impianti a biogas esistenti (Art. 8).
Nel caso del biometano destinato specificatamente ai trasporti, esso è incentivato tramite il rilascio al produttore, per 20 anni dalla data di decorrenza del periodo di incentivazione, di CIC. Le regole per il rilascio dei CIC sono analoghe al Decreto del 2013, il Double Counting si applica a biometano di origine di cui alle parti A e B dell’Allegato 3 del DM 10 ottobre 2014.
Per quanto riguarda i cosiddetti biocarburanti avanzati, essi sono definiti dal DM 10 ottobre 2014. Il bioCH4 può essere considerato parte di essi nel caso in cui venga
prodotto esclusivamente dalle materie prime/combustibili elencati nel Decreto (eventualmente, in co-digestione per un massimo del 30%). Questo DM mira a sostituire gli attuali biocarburanti come il biodiesel (per lo più di importazione), con il bioCH4 di filiera nazionale, aiutando l’economia circolare dei rifiuti e sottoprodotti e
