Bozza di indice:

Osservatorio Agroenergia
Il Biometano.
Potenzialità, economics e
prospettive di sviluppo
In collaborazione con:
Il biometano.
biometano
Potenzialità, economics e prospettive di sviluppo
Alessandro Marangoni
Idiano D’Adamo
Pi
Piero Mattirolo
M tti l
In collaborazione con:
Si ringraziano per la preziosa collaborazione i partner del rapporto. Si intende tuttavia che la
responsabilità circa i contenuti, le valutazioni e le tesi sostenuti rimane a totale carico dell’Autore.
Il biometano
Sommario
1. Introduzione ........................................................................................................................... 3
2. Il biometano come fonte alternativa *...................................................................... 5
2.1 Lo sviluppo delle energie rinnovabili e il biometano ...................................... 5
2.2 Perché il biometano? ...................................................................................................... 7
2.3 Lo sviluppo tecnologico e industriale ..................................................................... 8
2.4 Alcune esperienze internazionali ...........................................................................10
3. Gli economics del biometano ..................................................................................... 18
3.1 L’analisi economica.......................................................................................................18
3.2 Il biogas e il biometano: profili tecnico-energetici .........................................20
3.3 I costi di produzione del biometano .....................................................................27
3.3.1 Il costo di produzione del biogas .........................................................27
3.3.2 Il costo di upgrading .................................................................................30
3.3.3 Il costo di compressione e distribuzione ..........................................32
3.3.4 Il costo di produzione del biometano ................................................33
3.4 Le alternative di impiego ...........................................................................................34
3.4.1 L’autotrazione ..............................................................................................34
3.4.2 La produzione combinata di energia termica ed elettrica ........43
3.4.3 L’immissione nella rete gas ....................................................................54
4. Il ruolo del biometano nello scenario energetico italiano......................... 56
4.1 Il potenziale del biometano * ....................................................................................56
4.2 Il biometano nel contesto energetico italiano ..................................................58
4.3 Le prospettive e le proposte di sviluppo .............................................................60
Bibliografia ................................................................................................................................ 63
* A cura di Piero Mattirolo, Energetica
1
2
Il biometano
1. Introduzione
L’obiettivo di questo rapporto 2013 dell’Osservatorio Agroenergia è esaminare il settore italiano del biometano, tracciandone i principali profili tecnici ed
economici, identificando i fattori che ne possono favorire o ostacolare la diffusione e stimandone il potenziale di sviluppo. L’analisi economica e strategica,
sia a livello di sistema che aziendale, si completa con alcune riflessioni sulle
possibili politiche per favorire la crescita di questa fonte rinnovabile.
Il lavoro si articola, dunque, in tre aree principali:



l'analisi generale del biometano come fonte alternativa;
gli economics della produzione e dei possibili impieghi del biometano;
il ruolo del biometano nello scenario energetico italiano e le possibili
proposte di policy.
Lo studio inquadra, innanzitutto, il biometano nell’evoluzione, anche normativa, delle energie rinnovabili, individuandone le peculiarità e le prospettive di
sviluppo. La valorizzazione del biogas attraverso la produzione di biometano
offre una serie di vantaggi e può svolgere un ruolo importante nel settore dei
trasporti e della cogenerazione. La filiera del biogas-biometano, infatti, è carbon negative e permette di impiegare risorse rinnovabili nazionali provenienti dal settore agricolo e ambientale.
Le tecnologie disponibili consentono di garantire una qualità del biometano
analoga a quella del gas naturale e le esperienze internazionali, ad esempio
Germania, Svezia, Paesi Bassi e Svizzera, ne evidenziano le potenzialità, indicando i possibili utilizzi del biometano, i feedstock utilizzati e le tecnologie di
upgrading maggiormente adottate.
Lo studio esamina in breve i profili tecnico-energetici, delinea i vantaggi e gli
svantaggi delle biomasse utilizzabili e stima il potenziale del biometano per i
feedstock esaminati: di “tipo a” (triticale, mais 1°raccolto, mix di energy
crops), di “tipo b” (reflui zootecnici) e di “tipo d” (Forsu).
Il lavoro cerca, poi, di delineare gli economics del biometano, definendo uno
schema di analisi dove la prospettiva economica, che può essere aziendale o di
sistema, si interfaccia con le alternative di possibile utilizzo.
La filiera biogas-biometano si compone di diverse fasi, quali la produzione del
biogas, l’upgrading, la compressione e la distribuzione del biometano. Ciascuna è caratterizzata da un costo e al fine di fornire una stima fondata, è stata
condotta una review sul settore, tanto in Italia quanto in altri Paesi, che ha definito il costo di produzione del biometano in funzione dei feedstock utilizzati
e delle dimensioni degli impianti. Al fine di poter considerare i rendimenti di
impianti di piccola, media e grande taglia sono state considerate potenze da
200 kW, 500 kW, 1 MW e 2 MW.
3
La convenienza del biometano può dipendere anche dalla sua destinazione e
le alternative da prendere in considerazione sono: l’autotrazione, la produzione combinata di energia elettrica e termica e l’immissione nella rete gas.
Nel complesso, i costi del biometano sono in genere superiori a quelli del gas
naturale, ma le caratteristiche di fonte rinnovabile che valorizza le risorse agricole e di residui nazionali rende comunque interessante il suo sviluppo.
In alcuni casi, poi, la sostenibilità ambientale può accompagnarsi a quella economica. Ad esempio, nell’autotrazione il biometano prodotto dalla Forsu può
essere competitivo con il prezzo del gas naturale al distributore; le aziende di
servizi ambientali che raccolgono la Forsu possono quindi sviluppare impianti
per la produzione di biometano per alimentare la propria flotta di automezzi.
Nella cogenerazione, la possibilità di sfruttare appieno il calore, rende interessante l'impiego del biometano da alcuni feedstock. Questo, infatti, rispetto al
biogas può avere un’efficienza maggiore, consentendo una maggiore durata
degli apparecchi utilizzatori, data la sua maggior purezza.
Infine, l'impiego di feedstock nazionali rende il biometano un elemento da
non trascurare nel disegno di una strategia energetica che punti a ridurre la
dipendenza dall'estero. In questo caso l'immissione nella rete del gas è un'opzione da considerare, come già fatto da altri Paesi.
Il lavoro, inoltre, stima il potenziale di produzione di biometano, prendendo in
considerazione entrambe le principali filiere del biogas, cioè quella agricola e
quella della Forsu.
Infine, viene delineato il possibile ruolo del biometano nel contesto energetico
italiano. Ne emerge il quadro di un segmento importante per lo sviluppo delle
biomasse, con riflessi ambientali, sociali ed economici non trascurabili.
Sono, pertanto, auspicabili alcuni interventi dei policy maker che, nel disegnare le strategie per questo comparto nei prossimi anni, valutino alcune misure,
tra le quali in particolare:




l'introduzione di target di biometano per i mezzi delle aziende di servizi ambientali;
la fissazione di obiettivi di miscelazione di biometano per il gas per autotrazione nel quadro di quanto la Direttiva 20-20-20 prevede per i
biocarburanti;
lo spostamento degli incentivi esistenti per la generazione elettrica da
biogas alla cogenerazione a biometano (grants switch);
l'introduzione di target di immissione in rete di biometano e/o azioni
di grants switch a favore del biometano immesso in rete.
In conclusione, il biometano costituisce un’importante occasione di sviluppo
economico e di politica ambientale ed energetica per il nostro Paese. Al contempo, la crescita di questo settore sarebbe un’opportunità per il settore agricolo e industriale italiano.
4
Il biometano
2. Il biometano come fonte alternativa
2.1 Lo sviluppo delle energie rinnovabili e il biometano
Uno dei più vantaggiosi utilizzi delle biomasse per scopi energetici è quello
della produzione di biogas da digestione anaerobica. Nella direttiva
2009/28/CE, il biometano proveniente da rifiuti urbani organici, da letame
umido e da letame asciutto, viene espressamente indicato come uno dei biocarburanti con più alta percentuale di riduzione di gas serra (oltre l’80%) e al
massimo livello tra i biocarburanti producibili con le tecnologie attualmente
disponibili. Inoltre, lo stesso documento lo indica come il biocarburante con
più alta densità energetica, grazie al suo potere calorifico inferiore di 50
MJ/kg. La Direttiva 2009/28 stabilisce (12) che “l’utilizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per la
produzione di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione di calore e di elettricità sia nell’utilizzo come biocarburanti”. La stessa
direttiva definisce anche (27) la “ratio” delle politiche di incentivazione: “il
supporto del pubblico è necessario per conseguire gli obiettivi comunitari relativi alla diffusione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili,
in particolare fintantoché le tariffe elettriche nel mercato interno non rifletteranno pienamente i costi ambientali e sociali e i vantaggi delle fonti energetiche utilizzate”. La Direttiva 2009/28 afferma (41) il carattere prioritario che
deve essere riconosciuto agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili: “di conseguenza, le autorità nazionali, regionali o locali devono tenere
conto della struttura specifica del settore dell’energia da fonti rinnovabili
quando modificano le loro procedure amministrative di rilascio dei permessi
per la costruzione e la gestione di impianti e delle connesse infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di elettricità, riscaldamento e raffreddamento o di carburanti per autotrazione da fonti energetiche rinnovabili. Le procedure amministrative di approvazione degli impianti
che utilizzano energia da fonti rinnovabili dovrebbero essere semplificate con
calendari trasparenti. Occorre adeguare le norme di pianificazione e gli orientamenti per tenere conto delle apparecchiature di produzione di calore, di
freddo e di elettricità da fonti rinnovabili efficienti sotto il profilo dei costi e
non dannose per l’ambiente“. La Direttiva 2009/73, relativa a norme comuni
per il mercato interno del gas naturale, stabilisce (26) che “gli Stati membri
dovrebbero adottare misure concrete per favorire un utilizzo più ampio del
biogas e del gas proveniente dalla biomassa i cui produttori dovrebbero ottenere accesso non discriminatorio al sistema del gas, a condizione che detto accesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecniche e le esigenze
di sicurezza pertinenti”.
5
L’incentivazione
ha favorito
la crescita
del biogas
La Tariffa Onnicomprensiva (TO) per la generazione di elettricità applicata in
Italia è stata introdotta a partire dal 2010 ed è tra le più generose in Europa.
La TO ha dato un forte impulso al decollo del settore, infatti gli impianti di
biogas sono passati da 240, alla fine del 2009, a circa 850, alla fine del 20111.
Questo dato tiene conto sia degli impianti alimentati con materie prime di origine agricola, sia di quelli alimentati con la frazione organica dei rifiuti solidi
urbani (Forsu). Poiché la TO era accessibile per tutti gli impianti aventi potenza inferiore o uguale a 1 MW, la taglia tipica si è situata immediatamente al di
sotto di questa soglia, che consente di massimizzare i benefici
dell’incentivazione, ripartendo i costi fissi di gestione sul massimo volume
produttivo consentito (Tabella 1).
Tabella 1: Impianti di biogas installati a partire dal 2009
Impianti
PTOTALE
Nuovi
PTOTALE
Anno
installati
MW
impianti
MW
2009
240
157
2010
313
209
73
52
2011
531
379
218
170
2012 giugno
638
476
107
97
2012 proiezione
850
672
319
293
PMEDIA
MW
712
780
907
920
Fonte: GSE
Forsu e
sottoprodotti
agricoli sono
strategici
La preoccupazione di una potenziale concorrenza sulle risorse agricole da
parte di soggetti estranei all’agricoltura, attratti dalla remuneratività degli incentivi, ha motivato le organizzazioni agricole ed il legislatore a favorire impianti più piccoli (crescita dell’incentivo al decrescere della taglia di impianto). L’obiettivo è di favorire gli impianti alimentati da Forsu e da sottoprodotti
dell’attività dell’azienda, piuttosto che con biomasse coltivate. La minore generosità delle tariffe contribuisce, inoltre, a rendere meno conveniente
l’acquisto di materie prime sul mercato.
La TO ha avuto un fortissimo effetto trainante sul settore biogas, visto che circa ⅔ degli impianti è stato realizzato dopo la sua introduzione, sviluppando
una filiera tutta italiana. Non solo per le materie prime utilizzate. Dei circa
850 impianti in funzione a fine 2012, per un fatturato complessivo valutabile
intorno a 2,5 miliardi di Euro, circa il 70% è stato realizzato da aziende impiantistiche italiane. Inoltre le stesse aziende straniere si sono dotate di consistenti strutture organizzative in Italia. La TO ha portato, dunque, saldamente
in Italia un settore in precedenza dominato da aziende straniere e che oggi
comincia ad esportare con successo. Se questo comparto avrà la possibilità di
svilupparsi in direzione del biometano, questo darà un ulteriore impulso ad
1
6
Proiezione basata su dati GSE fine giugno 2012.
Il biometano
aziende italiane, perché farà leva su punti di forza del Made in Italy industriale, come l’impiantistica del gas naturale (Tabella 2).
Tabella 2: Le quote di mercato degli impianti di biogas in Italia
Azienda
La filiera
industriale
del biogas è
made in Italy
Quota di mercato
BTS *
18,3%
Rota Guido
17,7%
IES
12,1%
Sebigas
6,0%
Thöni
5,9%
UTS *
5,4%
Envitec
5,1%
MT-Energie
5,1%
Schmack
4,2%
Austep
3,5%
Simonini
2,9%
Biogas Engineering
2,5%
Idroengineering
2,4%
Seko
1,9%
Biomasse Energia
1,8%
Eisenmann
1,8%
EN+
1,8%
Biotec
0,7%
Bioconstruct
0,6%
Veolia
0,4%
* BTS include gli impianti costruiti prima del 2009 come UTS Italia
Fonte: Energetica
2.2 Perché il biometano?
La strada della produzione di biometano dal biogas offre una serie di vantaggi:

Lotta al cambiamento climatico
Il metano ottenuto dal biogas è in grado di sostituire perfettamente quello di
origine fossile e può così contribuire alla riduzione dei gas serra: le biomasse
da cui è derivato hanno sequestrato, al momento della loro crescita, la CO 2 che
si produce con la sua combustione. Pertanto esso può essere utilizzato senza
effetti negativi sul clima.

Riduzione della dipendenza dalle importazioni
L’Italia, secondo importatore al mondo di gas naturale, ne importa 70 miliardi
di metri cubi. Il biometano potrebbe compensare il progressivo esaurimento
del metano estratto in Italia, che rappresenta circa il 10% del consumo.

Sviluppo dell’economia locale
La produzione di biogas crea posti di lavoro, in primo luogo nel settore agricolo, nella logistica, nella progettazione e costruzione di impianti. Il biogas offre
un’interessante opportunità di reddito per gli agricoltori, contribuendo a rendere economicamente sostenibile l’attività agricola tradizionale.

Sostenibilità ambientale
Gli impianti di biogas possono essere alimentati in co-digestione con una serie
di sottoprodotti di altre attività agricole e scarti alimentari.
7

Un circuito chiuso
Le biomasse che servono per alimentare gli impianti di biogas provengono
per lo più da attività situate nelle vicinanze. In tal modo viene ridotto al minimo l’impatto della logistica. Inoltre, il digestato 2 può tornare sul campo da cui
provenivano le biomasse come fertilizzante naturale, riducendo così il ricorso
a concimi chimici, la cui produzione è basata su materie prime di origine fossile. Il biometano immesso in rete può sopperire alle esigenze di consumo locali,
risparmiando al sistema i costi di trasporto gravanti sul gas naturale, che è,
per la parte preponderante, importato dall’estero.

Una fonte rinnovabile programmabile
Il biogas e il biometano possono essere prodotti continuativamente per tutto
l’anno. Un impianto viene alimentato con materie prime insilate per lungo
tempo. Essi possono essere vantaggiosamente impiegati per compensare le
indisponibilità delle fonti energetiche non programmabili, come l’eolico o il
fotovoltaico. Questa fonte energetica può in un futuro divenire una pedina
fondamentale nella costruzione di reti intelligenti (Smart Grid) basate su fonti
rinnovabili, sia elettriche che di gas.

Massima flessibilità
L’immissione di biometano in rete offre la massima flessibilità di utilizzo, poiché rende questa fonte di energia rinnovabile disponibile esattamente là dove
serve e dove può essere utilizzata nel modo energeticamente più efficiente,
per cogenerazione ad alto rendimento, senza dipendere dall’ubicazione
dell’impianto di biogas, collocato generalmente lontano dai centri abitati. Il
biometano può essere miscelato con il metano per autotrazione, permettendo
il raggiungimento degli obiettivi di miscelazione per i biocarburanti oppure
essere prodotto e immagazzinato per coprire punti di distribuzione di metano
per autotrazione non raggiunti dalla rete.
2.3 Lo sviluppo tecnologico e industriale
Il biogas è composto dal 45 al 70 per cento di metano (CH4). Il secondo principale componente è l’anidride carbonica (CO2); inoltre contiene, in piccole percentuali, idrogeno solforato (H2S), ammoniaca (NH3) e vapore acqueo (H2O). Il
gas naturale di origine fossile contiene, a seconda della provenienza dal 85 al
98 per cento di metano. Per garantire una qualità del biometano analoga a
quella del gas naturale in rete è necessario aumentare la percentuale di CH4
nel biogas grezzo. In Figura 1 sono schematizzate le fasi del processo che fondamentalmente sono tre.
2
8
Nel caso delle Forsu va opportunamente trattato.
Il biometano
Figura 1: Dal biogas al gas in rete
Biogas
Rimozione
delle
impurità
Rimozione
di anidride
carbonica
Biometano
Post
trattamento
Gas per
rete
Fonte: Energetica
Fase 1 - La rimozione delle impurità evita la corrosione o l’intasamento della
componentistica dell’impianto ed elimina sostanze tossiche e/o inquinanti. Si
procede ad una rimozione di acqua (il biometano compatibile con l’iniezione
in rete deve essere secco), di acido solfidrico (proveniente dalla materia organica usata), di ossigeno ed azoto (è utilizzata una piccola quantità d’aria nelle
fasi precedenti), di ammoniaca (non sempre è necessario), di siliconi (presenti
nei Forsu e nei fanghi, sono abrasivi) e di particolato (usurano i componenti
meccanici).
Fase 2 – Sono diverse le tecnologie presenti sul mercato per la rimozione di
anidride carbonica.

PSA (Adsorbimento per oscillazione di pressione)
La tecnologia utilizza materiali come zeoliti o carboni attivi, che agiscono come setacci molecolari per trattenere le molecole di anidride carbonica sulla
propria superficie, a determinate condizioni di pressione. La CO2viene quindi
rilasciata nella fase di depressione.

PWS (Lavaggio ad acqua in pressione)
Il processo si basa sulla solubilità in acqua dell’anidride carbonica. Il gas viene
fatto gorgogliare attraverso un contenitore di acqua sotto pressione. Oltre alla
CO2, il processo è in grado di rimuovere anche una certa percentuale di ammoniaca e di idrogeno solforato, tuttavia, in presenza di elevate quantità di
quest’ultimo, è necessaria una prima desolforazione. Al termine del processo
è necessario procedere all’essicazione del gas.

Genosorb (marchio commerciale)
Anche questo processo di upgrading è basato su un lavaggio, tuttavia viene utilizzato, in luogo dell’acqua, un fluido con elevata capacità di trattenere CO2e
H2S. La rigenerazione avviene riscaldando il fluido.

Lavaggio amminico
Anche il lavaggio amminico si basa su un absorbimento chimico. A differenza
delle tecnologie di lavaggio ad acqua in pressione, i gas da rimuovere vengono
9
absorbiti attraverso reazioni chimiche. In questo modo è possibile aumentare
significativamente il carico del fluido di lavaggio.

Lavaggio monoetanolamminico (MEA)
Questo processo di lavaggio è vantaggioso quando occorra rimuovere esclusivamente la CO2, poiché ha basse esigenze di pressione, pur richiedendo una
temperatura di circa 40°C. Per questo motivo, trova applicazione dove vi è già
una disponibilità di calore.

Lavaggio dietanolamminico (DEA)
Questa tecnologia è molto simile alla MEA. La dietanolammina ha capacità di
adsorbimento superiori alla monoetanolammina, tuttavia è più inquinante per
l’ambiente.

Separazione a membrana
Il processo di separazione a membrana si basa sulle proprietà di semipermeabilità di alcuni polimeri, che sono impermeabili dal metano, ma permeabili
da parte dell’anidride carbonica. Per ottenere una buona separazione, è necessario spingere il gas attraverso la membrana ad una pressione da 25 a 40
bar.Questa tecnologia è in continuo perfezionamento e sembra vantaggiosa
per impianti di minori dimensioni. Fondamentale per la durata della membrana è la preventiva rimozione dell’H2S e di altre impurità.

Criogenico
Questa tecnologia si basa sul fatto che gas differenti hanno differenti temperature di liquefazione. Richiede notevoli quantità di energia per raggiungere
temperature molto basse e alte pressioni, tuttavia permette di ottenere grandi
volumi di metano ad alta purezza (99%) e CO2di purezza commerciale. Può
costituire un’opzione per impianti di grandi dimensioni e in particolari configurazioni che presentino disponibilità di energia o di freddo (es. in combinazione con impianti di rigassificazione).
Fase 3 – Il post trattamento consente di adeguare il biometano ottenuto alle
caratteristiche del gas naturale presente in rete. Si procede ad un condizionamento (aggiunta di propano per raggiungere il potere calorifico desiderato), all’odorizzazione (sostanza odorante che consente di percepire eventuali
perdite dal sistema di distribuzione) e alla regolarizzazione della pressione
(per adeguarla a quella della rete distributiva). E’ in fase di preparazione una
direttiva europea per l’unificazione degli standard per il biometano.
10
Il biometano
2.4 Alcune esperienze internazionali
Il numero degli impianti installati nel 2012 è pari a 219 di cui il 46% è localizzato in Germania e il 26% in Svezia. Anche se l’Europa può essere considerata
l’area principale di riferimento per lo sviluppo del biometano (93%), non va
trascurata l’esperienza degli Stati Uniti, dove nonostante il biogas non è utilizzato su larga scala (a settembre 2012 gli impianti esistenti sono appena 192)
e la rete di gas naturale non ha una copertura nazionale uniforme, sono stati
installati dodici impianti di produzione di biometano (Figura 2).
46% degli
impianti di
biometano
in Germania,
il 26% in Svezia
13
12
6
USA
Austria
3
Norway
16
The
Netherlands
57
Sweden
Germany
100
Switzerland
Figura 2: Numero totale degli impianti di upgrading 3
Fonte: DENA, IEA 4
Il lavaggio ad acqua, il PSA e il lavaggio chimico rappresentano l’83% delle
tecnologie di upgrading utilizzate. Tuttavia, negli impianti di minore dimensione e di più recente costruzione, la tecnologia a membrane sembra farsi
strada (Figura 3).
Figura 3: Tecnologie di upgrading utilizzate 5
82
48
Membrana
MEA, DEA
PSA
PWS
12
11
Genosorb
52
Fonte: DENA, IEA
3 A tali dati occorre aggiungere n.2 impianti Japan, Spain, Finland e France, n.1 impianto Canada, Ireland, South Korea, United Kingdom.
4 Le statistiche di DENA indicano un numero più elevato di impianti per la Germania,
rispetto a quello riportato da IEA; in compenso, riportano un numero maggiore per
Svezia e Svizzera. Poiché entrambe le statistiche riportano precisi riferimenti sugli
impianti, i due dati sono stati congiunti.
5 A tali dati occorre aggiungere n.2 impianti criogenico e selexol, n.1 impianto di
krysol, absorbimento chimico e lavaggio organico.
11
Le tipologie di alimentazione degli impianti di upgrading esistenti riflettono
una forte eterogeneità, a cui in parte contribuisce la mancanza di un criterio
univoco europeo per quanto riguarda la classificazione delle matrici. Questo
riguarda, in particolare, il termine “rifiuti biologici” (Biowaste, nella classificazione ufficiale), che comprende generalmente, ma non esclusivamente la Forsu. Osservando nel dettaglio la tipologia di alimentazione, si può osservare
come la categoria Rifiuti biologici sia un componente della maggior parte delle
combinazioni, insieme ai fanghi di depurazione e agli effluenti zootecnici
(Tabella 3).
Tabella 3: Tipologie di alimentazione
Substrati
Rifiuti biologici, fanghi depurazione
Rifiuti biologici, Effluenti zootecnici, fanghi depurazione
Rifiuti biologici, Effluenti zootecnici
Rifiuti biologici
Fanghi depurazione, Rifiuti biologici, coltivazioni energetiche
Effluenti zootecnici, Rifiuti biologici
Effluenti zootecnici, coltivazioni energetiche, Rifiuti biologici
Rifiuti biologici,effluentizootecnici
Sottoprodotti animali
Scarti distillazione, coltivazioni energetiche
Fanghi depurazione, scarti macellazione
Fanghi depurazione, scarti distillazione
Fanghi depurazione, Effluenti zootecnici
Fanghi depurazione
Effluenti zootecnici, coltivazioni energetiche
Effluenti zootecnici bovini, sottoprodotti dolciari, grassi
Effluenti zootecnici
Discarica
Coltivazioni energetiche, fanghi
Coltivazioni energetiche
Co-digestione agricola
Non specificato
Utilizzo
8,5%
1,7%
11,9%
0,6%
0,6%
1,1%
1,1%
3,4%
0,6%
0,6%
0,6%
0,6%
0,6%
19,1%
9,6%
0,6%
1,7%
9,6%
0,6%
16,4%
0,6%
10,2%
Fonte: IEA
Di seguito sono esaminate le esperienze dei primi quattro Paesi per numero di
impianti installati:
Germania
Il mercato tedesco è da sempre il punto di riferimento per lo sviluppo del biogas. Entro la fine del 2012, si prevede che siano operativi in Germania poco
meno di 8.000 impianti. Nonostante l’”anzianità” del settore biogas tedesco, la
produzione di biometano è uno sviluppo relativamente nuovo per la Germania: soltanto nel 2006 sono entrati in esercizio i primi due impianti. Tuttavia,
nel 2012 ne erano già in funzione circa 100.
12
Il biometano
La normativa per la rete gas, la GasNZV del 2010 pone l’obiettivo nazionale di
immissione in rete di 6 miliardi di metri cubi di biometano entro il 2020 e di
10 miliardi entro il 2030. La Germania importa circa 100 miliardi di metri cubi all’anno, di cui 40 dalla Russia. Il biometano viene quindi considerato strategico per diminuire la dipendenza energetica, con l’obiettivo di soddisfare il
10% dei consumi lordi. In Germania coesistono due reti diverse per il gas naturale, a seconda della provenienza e del potere calorifico del metano: la rete
H (high), contenente il 97% di gas combustibile e la rete L (low) l’89% e proveniente dalla Russia e dal Mare del Nord.
In Germania
il biometano
può soddisfare il
10% dei consumi
Gli incentivi tedeschi per il biogas sono contenuti nella EEG 2009, aggiornata Incentivi per la
con la EEG 2012 e sono molto articolati, essendo erogabili al raggiungimento cogenerazione
di una serie di condizioni, legate alle dimensioni di impianto, alle biomasse utilizzate ed altri criteri specifici di premialità (es. emissioni). Per quanto riguarda il biometano, il premio è riconosciuto esclusivamente per il suo impiego cogenerativo ed erogato in base alla produzione elettrica, similmente a
qualsiasi impianto di biogas, ma, grazie all’immissione in rete, con la possibilità di disaccoppiare la produzione di gas dalla cogenerazione. È da notare che
la EEG 2012 compie una drastica inversione di marcia rispetto al percorso seguito nell’ultimo decennio, limitando al 60% l’utilizzo del mais e puntando
all’impiego di colture non energetiche, per la preoccupazione di una eccessiva
“maisificazione” dell’agricoltura. Ciò ha provocato un freno al trend di sviluppo di nuovi impianti.
Per quanto riguarda il gas, la norma di riferimento è la GasNZV del 2010 (specifiche gas di DVGW). Tra gli aspetti più significativi di questa norma, che attua la direttiva 2009/73/CE, con l’obiettivo di eliminare tutti gli ostacoli
all’allacciamento di terzi alla rete:

ripartizione dei costi di allacciamento: 3/4 a carico del gestore di rete;

contributo massimo di 250.000 € a carico di chi ottiene la connessione, con impegno massimo a 1 Km di allacciamento;

disponibilità della connessione al 96% del tempo;

valutazione della fattibilità entro 3 mesi;

diniego allacciamento soltanto in caso di impossibilità tecnica o insostenibilità economica;

onere per il gestore rete dell’odorizzazione e deumidificazione;

riduzione della perdita di CH4 ammessa da 0,5% a 0,2%.
L’utilizzo di biometano per autotrazione non beneficia di incentivazioni, se
non l’esenzione dalla tassa sull’energia fino al 2015. Tuttavia i fornitori di gas
naturale tedeschi hanno sottoscritto un impegno non vincolante ad immettere
in rete biometano fino al 20% del consumo totale di gas come carburante automobilistico. La strategia nazionale per i biocarburanti è di raggiungere un
13
Impegno non
vincolante ad
immettere in rete
biometano fino al
20% del consumo
di gas
parco di 1,4 milioni di auto a metano entro il 2020 (+30% annuo). Una delle
prospettive tedesche per l’ulteriore sviluppo del biometano è quella
dell’utilizzo di fonti rinnovabili discontinue, l’eolico in modo particolare, per
ottenere biometano tramite elettrolisi dell’acqua e CO2 proveniente da processi di upgrading del biogas (processo Sabatier). In Germania, l’utilizzo del
biometano è stato orientato in misura preponderante verso la cogenerazione
e, in parte minore, verso applicazioni di riscaldamento (Figura 4).
Figura 4: Utilizzi del biometano in Germania
Fonte: DENA
Per quanto riguarda le dimensioni degli impianti di upgrading, oltre il 70%
degli impianti si colloca nella dimensioni tra 260 e 750 Nm3/h, che equivalgono, grossomodo a impianti di biometano con produzione elettrica di taglia
tra 1 e 3 MW 6. La tipologia di alimentazione degli impianti tedeschi riflette
la scelta strategica tedesca di sviluppo del biogas basato su biomasse coltivate ed effluenti zootecnici (Figura 5).
Figura 5: Germania – Dimensione impianti upgrading e substrati
Fonte: IEA
6
14
Corrispondono circa ad impianti di biogas di 500 kW e 1,5 MW.
Il biometano
Svezia
La Svezia è il Paese al mondo che più ha puntato su biogas e biometano nella
sua strategia energetica, indirizzato in misura preponderante al loro impiego
per autotrazione e mobilità pubblica. Inoltre, in Svezia la cogenerazione da
biogas non gode di alcun incentivo, essendo il paese autosufficiente per i propri consumi elettrici, grazie soprattutto all’energia idroelettrica (43%) e a
quella nucleare (circa 38%). Il biogas viene quindi utilizzato prevalentemente
per riscaldamento, tal quale, e per i trasporti, tramite upgrading (Figura 6).
Impiego del
biometano per
autotrazione
e mobilità
pubblica
Figura 6: Utilizzi del biometano in Svezia
Fonte: Energigas Sverige
Le dimensioni degli impianti di upgrading in Svezia si colloca su livelli molto
inferiori rispetto alla Germania e più del 60% degli impianti non supera i 250
Nm3/h. La maggior parte degli impianti è stata costruita nell’ultimo decennio.
Un’importante caratteristica del biogas svedese è quella di essere alimentato
in misura prevalente da fanghi di depurazione, spesso associati in codigestione a effluenti zootecnici e Forsu (Figura 7).
Figura 7: Svezia – Dimensione impianti upgrading e substrati
Fonte: IEA
L’agenzia svedese per il gas, Energigas, nel valutare il potenziale complessivo
di biometano punta soprattutto sulla gassificazione di biomasse legnose, da
cui potrebbe provenire ben l’80% del biometano (processo Sabatier), anche a
15
fronte di una prospettiva di digestione anaerobica decuplicata rispetto ai valori odierni. L’obiettivo è coprire l’intero consumo del settore dei trasporti,
pari a 75 TWh (la produzione di biogas attuale è 1,4 TWh).
Paesi Bassi
La rete nazionale del gas ha un’eccellente infrastruttura e i Paesi Bassi puntano a divenire il perno europeo degli scambi di gas. Il Paese è anche il primo
produttore europeo di gas naturale e questa fonte energetica sopperisce al
46% del fabbisogno di energia del paese. Gli impianti di biogas in funzione nel
2012 sono 230, di cui 16 con produzione di biometano. Le principali destinazioni d’uso del biogas sono per riscaldamento e produzione elettrica. La rete
nazionale è gestita da una società privata, la Gasunie. Anche nei Paesi Bassi
coesistono due reti, una ad alto ed una a basso potere calorifico. Quest’ultima
è la più diffusa. Il parco automobilistico a gas è di appena 4.300 veicoli e non
offre uno sbocco significativo per il biometano.I Paesi Bassi sono forse il paese
con la più lunga esperienza nella produzione di biometano: il primo impianto
risale infatti al 1989, tuttavia, la maggior parte degli impianti è stata costruita
a partire dal 2010.
Accrescere
il ruolo del
biometano
nei trasporti
L’incentivazione del biometano è basata su un prezzo per metro cubo immesso in rete, che viene rivisto ogni anno, in funzione del prezzo del gas naturale.
Gli incentivi prevedono cinque categorie, da 0,483 €/Nm3 a 1,035 €/Nm3(per
il 2012), in funzione della dimensione di impianto, ed hanno la durata di 12
anni. Non vi è un incentivo per la vendita del biometano per autotrazione, tuttavia può godere della remunerazione dei certificati di immissione in consumo per i biocarburanti. Per il 2013, il governo intende aumentare gli investimenti nelle rinnovabili e accrescere il ruolo del biometano nell’autotrazione,
finanziandoli con aumenti impositivi sui consumi energetici. Come in Germania il valore maggiore è nel range 250-750 Nm3/h ma a differenza di questo
Paese presenta una percentuale molto più alta degli impianti di piccola dimensione. Per quanto riguarda l’alimentazione, gli impianti non utilizzano
biomasse coltivate, bensì Forsu e scarti agroalimentari; inoltre, essi appartengono generalmente a municipalizzate o all’industria (Figura 8).
Figura 8: Paesi Bassi – Dimensione impianti upgrading e substrati
Fonte: IEA
16
Il biometano
Svizzera
Sono in funzione all’incirca 17 impianti di upgrading su un totale di circa 100
impianti di biogas. La maggior parte è stata realizzata nel primo decennio del
secolo. Essi sono stati realizzati in assenza di alcun incentivo, sono di proprietà di società municipalizzate e utilizzano esclusivamente rifiuti e biomasse di
scarto.
Rispetto agli altri principali paesi, le dimensioni di upgrading in Svizzera sono
sensibilmente inferiori, non superando in alcun caso la taglia dei 160 Nm3/h.
La piccola dimensione dell’impianto è un ostacolo alla sua redditività e i nuovi
impianti in costruzione saranno di dimensioni di diverse volte maggiori.Tra le
tecnologie adottate, vi è una netta prevalenza del PSA (Figura 9).
Figura 9: Svizzera – Dimensione impianti upgrading e tecnologie
Fonte: IEA
17
3. Gli economics del biometano
3.1 L’analisi economica
Il biometano è una fonte potenzialmente interessante per un sistema energetico sostenibile poiché, se da un lato offre una notevole versatilità di utilizzo,
come fornitore di elettricità, calore e combustibile, dall’altro utilizza materie
prime disponibili nel nostro Paese.
Biometano,
pluralità d'usi
e flessibilità
rispetto al
biogas
Il biometano è una fonte rinnovabile in grado di usufruire delle infrastrutture
esistenti, di bilanciare la produzione delle altre fonti rinnovabili (FER) e di sostituire una quota parte del gas naturale, che viene principalmente importato.
In Italia, a differenza di altri Paesi come la Germania, l’Olanda, la Svezia però
non viene ancora utilizzato.
La catena di produzione-consumo del biometano, confrontata con quella del
biogas, è schematizzata nella Figura 10.
Figura 10: La catena produzione-utilizzazione del biogas e del biometano
Fonte: Althesys
Sebbene buona parte degli output (o destinazioni) siano analoghi (elettricità e
calore), il biometano ha una filiera differente, più flessibile, potendo essere
impiegato sia nelle vicinanze del sito produttivo, sia a distanza, potendo essere immesso nella rete del gas naturale e quindi utilizzato in modo differente
nel tempo e nello spazio, oltre che poter essere anche impiegato nell'autotra-
18
Il biometano
zione. La produzione di biometano consente una diminuzione della dipendenza dall’estero per il rifornimento del gas naturale, una riduzione delle emissioni in atmosfera, la creazione di nuove opportunità di lavoro.
L’obiettivo di questo capitolo è di fornire delle valutazioni economiche, sia da
un punto di vista aziendale che da quello di sistema. Si procede, dapprima, ad
una descrizione sintetica dei fattori tecnici esaminando le potenzialità dei singoli feedstock e le caratteristiche degli impianti. Successivamente, si descrivono gli economics, individuandoli in funzione della materia prima, della dimensione dell’impianto, della tecnologia utilizzata e dell’utilizzo finale.
La convenienza alla realizzazione del progetto è definita dai benefici netti, che
variano a seconda della prospettiva di valutazione, vale a dire del decisore
considerato: l'impresa o il policy maker. Si analizza pertanto:

la profittabilità di un investimento nella costruzione ed esercizio di un
impianto di digestione anaerobica e di upgrading per la produzione di
biometano;

la convenienza di destinare la produzione di biometano ad impianti di
cogenerazione (CHP), piuttosto che all’autotrazione, piuttosto che
all'immissione in rete.
In Figura 11 è illustrato lo schema dell’analisi economica adottato in questo
lavoro, dove la prospettiva economica, che può essere aziendale o di sistema,
si interfaccia con le alternative di utilizzo.
Figura 11: Schema dell’analisi economica
Fonte: Althesys
19
3.2 Il biogas e il biometano: profili tecnico-energetici
Le biomasse sono sostanze di matrice organica, vegetale o animale, destinate
a fini energetici o alla produzione di ammendante agricolo. Classificandole in
funzione dello stato in input al processo di generazione di energia si suddividono in solide, liquide o gassose. Il biogas è ottenuto attraverso un processo di
digestione anaerobica a partire dai seguenti input (Tabella 4):





effluenti di allevamento;
residui colturali;
colture energetiche;
scarti organici;
frazione organica dei rifiuti.
Tabella 4: Vantaggi e svantaggi delle biomasse utilizzabili
Fonte: Navarotto
Le biomasse sono costituite da tre componenti: acqua, solidi volatili (SV) e ceneri (Figura 12). Solamente i SV (frazione organica) possono essere trasformati in biogas, con rese che dipendono dalla loro qualità ovvero dal tipo di
molecole che li compongono. Infatti il biogas è prodotto dalla degradazione
della sostanza organica contenuta che, assieme alle ceneri, compongono la sostanza secca (o solidi totali, ST) della biomassa (di tal quale, TQ). Il contenuto
di solidi volatili dà un’indicazione del contenuto di frazione organica e determina l'efficienza/velocità con cui il biogas è prodotto durante la digestione
anaerobica.
20
Il biometano
Figura 12: Composizione delle matrici organiche
Fonte: CRPA
In Tabella 5 è riportato il potenziale di biogas producibile dalle biomasse disponibili per la digestione anaerobica (Nm3/kgST) utile a definire il Biochemical Methane Potential (BMP) che quantifica la potenzialità produttiva di una
biomassa ed è espresso in Nm3/kgSV. La digestione anaerobica (AD) è la decomposizione biologica della sostanza organica in assenza di ossigeno e può
avvenire in ambiente controllato (digestore) con una produzione di biogas
con percentuale di metano pari al 55-65% o anche nelle discariche in seguito
alla decomposizione dei rifiuti e la percentuale di metano è pari al 45%.
La producibilità
di biogas
dipende
dal substrato
La produzione di biogas è in linea tanto con la Direttiva sull’Energia Rinnovabile (2009/28/CE) quanto con una politica sostenibile di gestione dei rifiuti.
In tale ottica occorre ridurre la quantità di rifiuti biodegradabili smaltiti in discarica (Direttiva 1999/31/CE) e favorire il riciclo e il recupero dei rifiuti (Direttiva 2008/98/CE).
Tabella 5: Il potenziale di biogas da diversi substrati
Materiali
Liquame suino
Liquame bovino
Letame b.- s.mais
Glicerina
Forsu
Siero di latte
S. macellazione-st
S. macellazione-sa
Pula di riso
Mais 1°raccolto
Mais 2°raccolto
Mais 3°raccolto
Segale
Miscugli Erbasilo
Triticale
Sorgo
Biogas
m 3 /t
21
37
30
583
158
104
408
90
565
197
180
185
166
123
83
76
Biogas
m 3 /tST
234
367
164
595
586
480
1010
736
656
649
585
591
498
563
454
505
ST
%TQ
9,07
10,2
18,56
98
27,03
21,59
40,44
12,28
86,14
30,36
30,77
31,36
33,35
21,81
18,28
15,12
SV
%ST
76,63
82,96
69,94
99,8
89,58
98,12
96,7
96,41
93,31
95,96
95,53
96,11
88,8
91,87
91,63
90,15
C
%ST
40,80
48,14
33,61
53,72
48,42
49,7
49,51
50,81
45,25
47,83
45,50
45,39
44,52
44,41
44,87
42,60
N
%ST
5,40
5,89
3,46
0,11
2,72
0,63
4,25
36,64
2,34
1,33
1,05
1,08
1,16
1,51
1,29
2,06
P
%ST
2,25
0,62
0,55
1,81
0,44
0
0,26
0,15
1,81
0,647
0,19
0,18
0,32
0,24
0,10
0,21
K
%ST
4,41
3,83
5,88
0,24
1,03
0
0,53
1,06
0,95
1,50
1,20
1,18
2,99
2,98
2,94
2,56
Fonte: Gruppo Ricicla
21
Le biomasse solide e il biogas possono compensare le fluttuazioni dell’energia
Il biometano
elettrica generata dall’eolico e dal solare. Infatti le reti elettriche non sono
valorizza
progettate in modo da essere funzionali ad una diseguale distribuzione regioil biogas
nale e le centrali elettriche convenzionali hanno la tendenza a bilanciare le
fluttuazioni della domanda di energia e non quelle generate dall’offerta. Il biogas grezzo può essere bruciato per produrre calore o elettricità dopo aver subito minimi trattamenti di filtrazione e depurazione. E’ possibile convertire il
biogas in un prodotto di maggior valore, il biometano, che può essere iniettato
nella rete del gas offrendo un percorso diretto al mercato (Figura 13).
Figura 13: Elementi della biometano chain
Fonte: E.ON
Il biometano
può essere
immesso
nella rete gas
Il biometano è il gas ottenuto da fonti rinnovabili avente caratteristiche e condizioni di utilizzo corrispondenti a quelle del gas metano e idoneo
all’immissione nella rete del gas naturale (DLgs 28/11 art. 2, comma 1 lettera
“o”). Potendo, quindi, utilizzare tale rete e per i motivi sopra-esposti potrebbe
svolgere un ruolo significativo nel raggiungimento degli obiettivi energetici
(Smyth et al. 2011). La filiera biogas-biometano offre i seguenti benefici:






può sostituire la fonte fossile;
è una fonte programmabile;
può essere accumulato come il gas naturale;
facilita l’integrazione con le FER non programmabili ed intermittenti;
può essere utilizzato a distanza dai luoghi di produzione;
è realizzabile a livello decentrato e consente la realizzazione di ”isole”
del biometano laddove sono presenti impianti di biogas e non la rete.
Il biogas è convertito in biometano mediante un processo di rimozione
dell’anidride carbonica, denominato upgrading, associato ad un trattamento
di purificazione, che ne migliora le caratteristiche energetiche e lo rende paragonabile al gas naturale (Tabella 6).
22
Il biometano
Tabella 6: Composizione percentuale del biogas e del gas naturale
Metano
Etano
Propano
Azoto
Ossigeno
Anidride carbonica
Acqua
H2S
Ammoniaca
Silossani
biogas
50-70
<3
<2
25-40
2-7
<1
<1
tracce
gas naturale
93-98
<3
<2
<1
<1
-
Fonte: Annesini et al.
La domanda di gas in Unione Europea dovrebbe aumentare di circa il 16% enIl biometano
tro il 2030 e ciò incrementa il rischio di essere dipendenti dalle importazioni;
consente un uso
il biometano può essere in parte una soluzione a tale problema e le tecnologie
più efficiente
di produzione consentono un uso efficiente delle risorse per:


le notevoli quantità di materie prime disponibili;
la molteplicità di risorse che possono essere potenzialmente convertite da queste tecnologie (Bordelanne et al. 2011).
delle risorse
In Tabella 7 sono proposte le caratteristiche di tre substrati specifici (letame
di suino, paglia di frumento e glicerina). La produzione di CH4 dipende dal
contenuto dei ST, dal rapporto tra ST e SV e dal potenziale di CH4 associato al
singolo substrato. Ad esempio da 20.000 t di letame suino la produzione annuale di CH4 è: (362,50*44,80*20.000)/1000=324.800 m3CH4/y. Se il CH4 nel
biogas è il 62%, si rileva una produzione annuale di (324.800/0,62)=523.871
m3/y di biogas. Il contenuto energetico del biogas è definito dal suo potere calorifico inferiore (LHV) e dalla quota percentuale di metano in esso presente.
Dato che il LHV del metano è 9,97 kWh/m3, se il biogas ha ad esempio un contenuto di CH4 al 55%, il suo LHV è pari a 5,48 kWh/m3.
Tabella 7: Produzione di CH4 in funzione del substrato
Substrati
Input (t feedstock/y)
ST (g ST/kg feedstock)
ST/SV (%)
SV (g SV/kg feedstock)
m 3CH4/t SV
m 3 CH4 /y
m 3 Biogas/y
Letame suino
20.000
56,00
80,00
44,80
362,50
324.800
523.871
P.frumento
10.000
850,00
94,00
799,00
334,89
2.675.800
4.315.806
Glicerolo
15.000
800,00
95,00
760,00
631,58
7.200.000
11.612.903
Totale
45.000
10.200.600
16.452.581
Fonte: Karellas et al.
Le taglie di un impianto in biogas sono usualmente proposte in kW e al fine di
convertirle in m3/h occorre definire alcune condizioni. Se si ipotizza una potenza installata di 500 kW, considerando 8.000 h di funzionamento
dell’impianto, la produzione elettrica annua è pari a 4.000.000 kWh. Per otte-
23
nere questi kWhel 7 occorre avere dal biogas un potenziale di 10.000.000
kWhth 8 (si ipotizza una resa cautelativa dei motori al 40%). Considerando un
potere calorifico del metano a 10 kWh/m3 e che il contenuto di metano presente nel biogas è al 55% (quindi LHV=5,5 kWh/m3) occorrono 1.800.000 m3
di biogas ovvero una capacità di 225 m3/h.
Il biogas è prodotto dalla degradazione della sostanza organica contenuta nella componente secca di una biomassa. In questo lavoro il potenziale di produzione per unità di feedstock (Tabella 8) è calcolato integrando il potenziale
espresso in funzione dei solidi totali con la componente percentuale dei solidi
volatili in essi contenuti (Tabella 5). Per quanto concerne l’impianto energy
crops si ricorda che i valori fanno riferimento al valore medio delle colture
energetiche esaminate in Tabella 5 e per l’impianto misto si considera, invece,
uno scenario in cui il feedstock è composto dal 30% di colture energetiche e
dal 70% di liquame proveniente dai suini e dai bovini (a loro volta tali contributi sono considerati cadauno al 35%).
Il contenuto di CH4 nel biogas per le singole biomasse non è definito in modo
univoco e quindi dopo aver individuato il valore che più lo caratterizza 9 si
procede a farlo variare in due scenari alternativi:

%CH4 low: la percentuale di CH4 è diminuita del 10%;

%CH4 high: la percentuale di CH4 è aumentata del 10%.
Tabella 8: Potenziale del biometano per alcuni feedstock
Biogas potenziale
Feedstock (t)
Biogas (m3)
%CH4 nel biogas
Biometano (m3)
(m3/t)
Misto
47,09
1
47,09
57%
27,15
Forsu
141,54
1
141,54
60%
84,92
Colture e.
102,39
1
102,39
58%
59,38
Mais1°r
189,04
1
189,04
65%
122,88
Triticale
76,05
1
76,05
50%
38,03
Fonte: Althesys
Il potenziale del
biometano è in
funzione del
feedstock
Nello scenario teorico di raccolta e lavorazione di una singola tonnellata di feedstock la produzione di biometano maggiore si ha con il mais primo raccolto
(≈ 123 m3), che presenta un valore più grande di un terzo rispetto a quello
della Forsu (≈ 85 m3). L’impianto misto ha un dato più basso a causa del contributo del liquame suino (≈ 9 m3) e del liquame bovino (≈ 18 m3).
kWh elettrici = kWhel. In questo lavoro si considera kWhel = kWh.
kWh termici = kWhth.
9 Consorzio Italiano Compostatori per la Forsu; Araldi, F. – Progetto Probitec per il
mais, il triticale e l’energy crops; Fondazione Politecnico di Milano per il liquame bovino e suino.
7
8
24
Il biometano
Il contenuto di metano presente nel biogas corrisponde al potenziale del biometano producibile e, come osservato in precedenza, tale valore può variare.
In Tabella 9 si evidenzia che la produzione di biometano da 1 t di mais
1°raccolto può variare da un minimo di 111 m3 ad un massimo di 135 m3 e al
pari degli altri substrati la variazione è pari al 22%.
Tabella 9: Produzione di biometano da feedstock in funzione di CH4, ( m3)
Misto
Forsu
Energy Crops
Mais 1°r
Triticale
%CH4 low
24,43
76,43
53,45
110,59
34,22
%CH4 base
27,15
84,92
59,38
122,88
38,03
%CH4 high
29,86
93,41
65,32
135,16
41,83
Fonte: Althesys
Nello scenario ipotetico di dover produrre 1 Gm3 di biometano in Tabella 10
sono individuate le tonnellate di feedstock necessarie valutando i diversi scenari in funzione del contenuto di metano nel biogas. La variazione è sempre
del 22% (la percentuale di CH4 varia linearmente rispetto all’output) e si può
osservare che nello scenario base occorrono 8,14 Mt di mais o in alternativa
11,78 Mt di Forsu. Per quanto concerne l’impianto misto nello scenario base
sono richieste 5,05 t di colture energetiche e 52,50 t di liquami; nello scenario
%CH4 low 5,61 t di colture energetiche e 58,33 t di liquami; nello scenario
%CH4 high 4,59 t di colture energetiche e 47,72 t di liquami.
Tabella 10: Mt di feedstock necessari per avere un Gm3 di biometano
Misto
Forsu
Energy Crops
Mais 1°r
Triticale
%CH4 low
40,93
13,08
18,71
9,04
29,22
%CH4 base
36,83
11,78
16,84
8,14
26,30
%CH4 high
33,48
10,71
15,31
7,40
23,91
Fonte: Althesys
La filiera biogas-biometano è carbon negative poiché il biometano va a sostituire il gas naturale di origine fossile. Se dalla combustione dei carburanti fossili è emessa ex novo CO2, quella diffusa dalla combustione del biogas è pari
alla CO2 fissata dalle piante (o assunta dagli animali in maniera indiretta tramite le piante). Inoltre l’utilizzo del biogas impedisce la diffusione del metano
emesso naturalmente durante la decomposizione di carcasse e vegetali ed è
auspicabile la sua combustione perché bruciando degrada in CO2 ed H2O.
La filiera biogasbiometano
è carbon
negative
25
L’emissione di 1 kg di CH4, in un orizzonte temporale di 100 anni, equivale ad
emettere 21 kg di CO2 (Rehl et al. 2012). In Tabella 11 è proposta la Life Cycle
Assessment di un impianto situato in Germania 10 ed emerge come l’utilizzo
del biometano in alternativa al gas naturale consenta una riduzione delle emissioni dei gas serra pari a 200 gCO2eq/kWh ovvero circa 5,5 volte in meno.
Tabella 11: GHG del biometano e del gas naturale, dati in gCO2eq/kWh
Natural gas
German mix
Residue fertilizer credit
CH4 emissions overall
Upgrading, heat
Upgrading, power
Residue management
Fermenter, power
Fermenter, heat
Substrate production
GHG emissions
Biomethane
Estimation
-31,8
16,6
3,2
245
245
13,2
66,6
67,8
Biomethane
Experience
1,8
0,85
6,32
8,46
0,25
26,96
44,64
Fonte: Adelt et al.
Nel settore dei trasporti, se allo stato attuale l’utilizzo di un’auto a metano
consente un risparmio di emissioni del 21% e del 24% rispetto al diesel e alla
benzina, in futuro una miscela con il 20% di biometano potrebbe consentire
un’ulteriore riduzione del 19%. Se alimentata al 100% di biometano un veicolo emette “solo” 5 gCO2eq/km (Tabella 12). L’analisi sui prodotti da biomassa
ha messo a confronto la resa in chilometri per ettaro dei vari combustibili di
origine agricola: un ettaro di coltura energetica fatta fermentare per ricavarne
il biometano permette di percorrere 67.700 km, un valore circa triplo rispetto
al biodiesel (23.300 km) e al bioetanolo (22.400 km). Il biometano offre
un’efficienza ben maggiore rispetto agli altri carburanti rinnovabili
(Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 2009).
Tabella 12: Greenhouse gas emissioni dei biocarburanti (gCO2eq/km)
Fossil fuels
Biofuels
Electric drive
Biocarburanti
Benzina
Diesel
GPL
Gas naturale (metano)
Metano (biometano 20%)
Biometano 100%
Etanolo
Biodiesel
Elettrico (attuale mix energetico)
Elettrico (100% eolico)
GHG emissioni
164
156
141
124
100
5
111
95
75
5
Fonte: DENA
10
26
Einbeck.
Il biometano
3.3 I costi di produzione del biometano
Il costo di produzione del biometano è composto dai seguenti elementi:



costo di produzione del biogas;
costo di upgrading;
costo di compressione e di distribuzione.
3.3.1 Il costo di produzione del biogas
I costi di produzione di un impianto a biogas dipendono da una pluralità di
fattori, quali la materia prima, la dimensione e la tecnologia. E’ possibile suddividerli in:

costi di investimento, quali opere strutturali, impianti meccanici ed elettrici, vasche di stoccaggio, componentistica generale e decommissioning;

costi di esercizio, quali manutenzione degli impianti, consumo elettrico e termico per il loro funzionamento, eventuali costi di feedstock (ad
esempio per gli insilati occorre considerare la coltivazione), smaltimento del digestato (ad esempio per i Forsu non può essere applicato
ai terreni agricoli).
Inoltre i costi variano in funzione del Paese in cui gli impianti sono realizzati,
date le diverse caratteristiche del sistema industriale, agricolo e dell'assetto
del sistema energetico ed istituzionale.
In Italia il costo per impianti da 500 kW e da 1 MW è compreso tra poco meno
di 0,70 €/m3 e poco più di 0,80 €/m3 se si utilizzano le colture energetiche, tra
circa 0,50 e 0,70 €/m3 se è misto (colture energetiche e reflui zootecnici) e nel
range 0,60-0,80 €/m3 se viene impiegata la Forsu.
In Tabella 13 è proposta una stima del costo di produzione annuale del biogas
ottenuto da colture energetiche, dettagliando i costi di approvvigionamento
del feedstock, quelli di gestione e manutenzione e le quote di ammortamento
dell'investimento. L’approvvigionamento della biomassa ha un peso significativo tanto per le colture dedicate quanto per gli scarti o sottoprodotti
dell’industria agro-alimentare; per i liquami/letami si considera un valore estremamente ridotto e per i rifiuti organici valori anche negativi, poiché
l’operatore può essere pagato per il loro smaltimento. Le dimensioni proposte
sono 500 kW e 1 MW, che corrispondono usualmente a ≈ 250 m3/h e ≈ 500
m3/h di biogas. Il range individuato è 0.67-1.00 €/m3 per un impianto da 500
kW e 0.56-0.78 €/m3 per un impianto da 1.000 kW; la riduzione legata alle
economie di scala è pari al 18%. Il valore minimo si registra con il substrato
triticale mentre quello massimo con il substrato segale.
27
Tabella 13: Costo di produzione del biogas da colture, dati in €/kWh
Costo
App
G&M
Amm
Tot
Tot (€/m3)
11
Size (MW)
Mais 1°r
Mais 2°r
Mais 3°r
Segale
Mix Erbasilo
Triticale
Sorgo
Segale+M.1°r
ErbaSilo+M.2°r
Triticale+Sorgo
Triticale+M.3°r
0,5
0,08
0,11
0,12
0,15
0,09
0,07
0,12
0,13
0,11
0,11
0,09
1
0,08
0,11
0,12
0,15
0,09
0,07
0,12
0,13
0,10
0,10
0,09
0,5
0,06
0,06
0,06
0,06
0,07
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
1
0,04
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,5
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,05
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
1
0,04
0,04
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,5
0,20
0,23
0,24
0,27
0,22
0,18
0,24
0,25
0,23
0,23
0,21
1
0,16
0,18
0,20
0,23
0,17
0,15
0,20
0,21
0,18
0,18
0,17
0,5
0,74
0,85
0,89
1,00
0,81
0,67
0,89
0,93
0,81
0,81
0,78
1
0,59
0,67
0,74
0,85
0,63
0,56
0,74
0,78
0,67
0,67
0,63
Medio
0,11
0,11
0,06
0,03
0,06
0,05
0,23
0,18
0,83
0,68
App= approvvigionamento; G&M= gestione&mtz; Amm= ammortamento; Tot= totale
Fonte: Schievano et al.
Modificando il substrato e considerando impianti misti, i cui input sono colture energetiche (30%) e sottoprodotti (liquame bovino 35% e liquame suino
35%), si rileva che il costo di produzione è 0,20 €/kWh e 0,14 €/kWh rispettivamente per le dimensioni da 500 kW e da 1 MW. Se si analizza un impianto
da rifiuti da 1 MW il costo risulta essere di 0,16 €/kWh (Adani et al. 2012).
L’impianto misto presenta un costo di approvvigionamento inferiore, determinato dalla presenza di sottoprodotti e scarti dell’industria agroalimentare,
mentre per l’impianto da rifiuto si considera un valore nullo 12. L’effetto delle
economie di scala negli impianti misti è pari al 30%.
Tanto per gli impianti da 500 kW quanto per quelli da 1 MW si ha un costo di
produzione più basso con l’impianto misto rispetto al valore medio
dell’impianto con colture. Se si analizzano, invece, nello specifico i singoli substrati si evince che il mais 1°raccolto presenta lo stesso costo, mentre se viene
lavorato il triticale si ottengono dei costi di produzione inferiori (ciò vale per
entrambe le dimensioni).
Per l’impianto con rifiuti rispetto agli impianti con colture energetiche limitatamente alla dimensione da 1 MW valgono le stesse considerazioni. Per la di-
1 m3CH4 = 3,7 kWhel ottenuto da 1 m3CH4 = 36 MJ e 1 kWh = 3,6 MJ → 1 m3CH4 =
(36/3,6) kWh e ηel = 37% → 1 m3CH4 = (10*37%) kWhel.
12 L'impiego di rifiuti e Forsu comporta generalmente un ricavo, dovuto al corrispettivo pagato dal loro produttore per lo smaltimento. A fronte di tale ricavo si devono
però sostenere costi necessari per gli opportuni pretrattamenti. In seguito si stima la
riduzione di costo del biogas ascrivibile a questi ricavi netti, valutabile in circa 0,27
€/m3. Si veda il paragrafo 3.4.1.
11
28
Il biometano
mensione da 500 kW ipotizziamo un costo di produzione pari a 0,22 €/kWh
con economie di scala al 27% (Tabella 14).
Tabella 14: Stima iniziale del costo di produzione del biogas, dati in €/m3
Dimensione
Energy crops
Misto
Rifiuti
500 kW
0,83
0,74
0,81
1 MW
0,68
0,52
0,59
Fonte: Adani et al.
In Germania il costo di produzione per un impianto Forsu da 500 kW è 0,34
€/m3 e per gli impianti a colture energetiche da 500 kW e da 1 MW è rispettivamente 0,61 €/m3 e 0,56 €/m3.
Tali valori sono decisamente minori rispetto a quelli italiani: il loro costo di
investimento è inferiore nell’ordine del 15%-20% rispetto al nostro. Le economie di scala hanno un’influenza significativa e si ha una riduzione dei costi
del 22% passando da un impianto da 200 kW ad uno da 500 kW e del 19% in
quello da 500 kW ad 1 MW (European Biomass Association 2009).
In Tabella 15 sono analizzati gli scenari con impianti misti (30% reflui zootecnici e 70% colture energetiche) in cui si evince il costo elevato per piccole
dimensioni: riduzione di 0,21 €/m3 di un impianto da 150 kW rispetto a quello da 75 kW e 0,13 €/m3 confrontando il 350 kW con il 150 kW.
Il costo di
investimento
del biogas in
Germania è
inferiore
all’Italia
Tabella 15: Costo di produzione del biogas in Germania, dati in k€/y
Scenario
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
Size (kW)
75
150
350
350
500
500
500
1.000
Substrate
51,8
95,8
226,6
238,1
273,6
335,8
40,0
638,0
Consumables
17,6
29,4
36,0
42,9
45,9
51,8
57,5
106,5
Repairs&mtz
12,9
17,7
57,4
58,2
73,7
79,0
76,5
152,8
Laboratory
0,7
0,7
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
2,9
Variable(a)
83,0
143,6
321,4
340,6
394,6
468,0
175,4
900,6
Depreciation
56,3
78,4
110,4
113,8
117,2
135,3
143,7
226,3
Interest
10,7
15,0
27,0
27,2
27,8
32,7
35,3
54,3
Insurance
2,7
3,8
6,8
6,8
6,9
8,2
8,8
13,6
Labour
10,8
17,8
33,5
34,0
33,1
39,6
34,6
61,3
Fixed (b)
80,4
115,0
177,6
181,8
185,1
215,9
222,3
355,5
Overheads(c)
0,8
1,5
3,5
3,5
5,0
5,0
5,0
10,0
Total (a+b+c)
164,1
260,1
502,5
525,8
584,7
688,9
402,7
1266,1
€/kWh
0,265
0,209
0,174
0,182
0,139
0,166
0,095
0,152
I, II, III = 30% manure 70% Energy crops; IV, VI, VIII = Energy crops; V = by products; VII = Biowastes
Fonte: Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit
A conferma della disparità dei dati nei vari Paesi, vi sono anche i valori relativi
agli impianti di biogas in Austria, dove in impianti con insilato di mais da 100
kW, 250 kW e 500 kW si registrano costi pari a 0,98 €/m3, 0,87 €/m3 e 0,81
€/m3 (Walla et al. 2008). Le economie di scala associate alle due classi di potenza sono l’11% e il 7%. In Irlanda un impianto Forsu da 350 kW ha un costo
di 0,709 €/m3 e un impianto misto (foraggi insilati e liquami agricoli) da 200
29
kW è 0,833 €/m3 (Browne et al. 2011). L'insieme di questi dati internazionali
pone in luce due aspetti:

vi sono margini di miglioramento sulla riduzione dei costi di investimento, prendendo a riferimento la Germania in cui la produzione elettrica da biogas nel 2012 è quadruplicata rispetto al 2005. La crescita
in Italia è stata più contenuta ma con margini di crescita elevati, dato
che il valore di generazione elettrica si è triplicato;

è opportuno utilizzare come valori di riferimento quanto proposto in
Tabella 14. In Tabella 16 sono indicati anche i valori associati alle dimensioni da 200 kW (≈ 100 m3/h) e da 2 MW (≈ 1.000 m3/h). In base
alle informazioni sopra riportate si è ipotizzato un incremento del
20% rispetto all’impianto da 500 kW ed una riduzione del 15% rispetto a quello da 1 MW.
Tabella 16: Costo di produzione del biogas, dati in €/m3
Dimensione (m3/h)
100
250
500
1.000
Colture energetiche
1,00
0,83
0,68
0,58
Misto
0,89
0,74
0,52
0,44
Rifiuti
0,97
0,81
0,59
0,50
Fonte: Althesys
3.3.2 Il costo di upgrading
I costi di upgrading sono racchiusi in un range 0,11-0,25 €/m3 per sistemi che
trattano da 100 a 1.000 m3/h di biogas (Browne et al. 2011).
Dall’analisi di un impianto localizzato in Italia, con capacità pari a 530 m3/h di
biogas e tecnologia ad adsorbimento a pressione oscillante (PSA), si rileva un
costo che può variare tra 0,242-0,250 €/m3 e 0,177-0,187 €/m3 partendo da
una corrente di biogas rispettivamente al 50% e al 65% di CH4 (Annesini et al.
2012). Utilizzando il lavaggio ad acqua sotto pressione (PWS) in Irlanda impianti da 700 m3/h e 460 m3/h di biogas hanno rispettivamente un costo di
0,165 €/m3 e 0,191 €/m3 (Browne et al. 2011). In Tabella 17 sono indicati i
costi per le tecnologie PWS e PSA in funzione della dimensione dell’impianto
calcolati in funzione dei valori sopra-riportati.
Tabella 17: Stima iniziale dei costi di upgrading, dati in €/m3
Potenzialità (m3/h biogas)
250
500
1.000
1.500
Tecnologia PSA
0,218
0,166
0,122
0,110
Tecnologia PWS
0,228
0,166
0,133
0,119
Fonte: Althesys
30
Il biometano
Un confronto interessante è quello relativo ai costi di impianti di upgrading in
Germania in funzione della tecnologia (adsorbimento a pressione oscillante,
lavaggio ad acqua sotto pressione e lavaggio chimico (MEA)) e della potenzialità oraria di biogas trattato (Tabella 18). Sia per quanto concerne la tecnologia PWS che per quella PSA emerge una variazione minima rispetto alle nostre
ipotesi. Il range 0,013-0,023 €/kWh è un ulteriore conferma dei valori proposti in Tabella 18 (Hahn 2011) 13.
Tabella 18: Costi di upgrading in funzione di dimensione e tecnologia
m3/h
PSA
PWS
MEA
250
€/kWh
0,023
0,024
0,020
€/m3
0,215
0,223
0,186
500
€/kWh
0,016
0,017
0,016
€/m3
0,156
0,159
0,150
1.000
€/kWh
0,013
0,014
0,014
€/m3
0,124
0,133
0,128
1.500
€/kWh
0,012
0,012
0,013
€/m3
0,118
0,117
0,121
Fonte: Urban et al.
Alla luce di questi dati emerge che, a differenza del costo di produzione del
biogas, non vi sono differenze significative tra i vari Paesi e il costo ipotizzato
in questo lavoro è riportato in Tabella 19. Per le dimensioni da 250 m3/h, 500
m3/h e 1.000 m3/h si fa riferimento ai valori medi tra quanto riportato in Tabella 17 e Tabella 18, per la dimensione da 100 m3/h si ipotizza un incremento del 24% rispetto all’impianto da 250 m3/h 14.
Tabella 19: Costi di upgrading, dati in €/m3
Dimensione
PSA
PWS
100 m3/h
0,268
0,280
250 m3/h
0,217
0,226
500 m3/h
0,171
0,163
1.000 m3/h
0,123
0,133
Fonte: Althesys
1 m3 biometano = 34,4 MJ → 1 m3 biometano = (34,4/3,6) = 9,5 kWh.
E' in fase di realizzazione un impianto italiano a tecnologia ibrida a membrane,
all’interno di un progetto di ricerca “green-NG”, finanziato dalla regione Piemonte,
nell’ambito del Polo di Innovazione delle Energie Rinnovabili di Rivalta Scrivia - Polibre. Un prototipo di piccola scala sarà installato nel corso dell’estate 2013 a Pinerolo
(TO) presso l'ACEA PInerolese. I costi di upgrading sono inferiori rispetto a quelli utilizzati in questo lavoro e sono pari a 0,18-0,22 €/m3 per la dimensione da 100 m3/h e
0,09-0,12 €/m3 per la dimensione da 500 m3/h.
13
14
31
3.3.3 Il costo di compressione e distribuzione
Il biometano è compresso a circa 250 bar per essere stoccato in loco e successivamente trasportato in una stazione di servizio o in alternativa è immesso
direttamente nella rete del gas.
La rete di distribuzione del gas funziona a circa 4 bar e il prodotto proveniente dal processo di upgrading è pressurizzato al massimo a 7-9 bar. I relativi
costi sono riportati in Tabella 20 e il costo di compressione include tanto la
quota capitale quanto quella di esercizio.
Tabella 20: Stima iniziale dei costi di compressione & distribuzione (€/m3)
Dimensione (m3/h)
Compression
Distribution
Total cost of compression and distribution
460
0,11
0,039
0,149
700
0,11
0,025
0,135
Fonte: Browne et al.
Per quanto concerne i costi di compressione limitatamente alla componente
di esercizio si rileva un valore di 0,05 €/m3 (Amiri et al. 2013), mentre per la
componente di capitale si può fare riferimento ad un valore di 0,064 €/m3
(Murphy et al. 2009). Si ottiene quindi un valore di 0,114 €/m3 che è prossimo
a quanto proposto in Tabella 20. A conferma dell’attendibilità di tale valore vi
è un ulteriore analisi che lo stima a 1,1 cent€/kWh ovvero 0,11 €/Nm3
(Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 2009).
I costi di trasmissione previsti per un impianto in Germania sono 0,41
cent€/kWh ovvero 0,041 €/Nm3, un valore coerente con quanto riportato in
Tabella 20 (Gas High Way 2012).
In Tabella 21 sono indicati i costi di compressione e distribuzione ipotizzati in
questo lavoro: non si registra una differenza per le dimensioni analizzate e
tanto per la compressione quanto per la distribuzione sono stati considerati i
valori medi sopra-riportati. Inoltre si evidenzia che qualora il luogo di produzione sia più lontano dalla rete di distribuzione gli elevati costi di investimento, pari a 70 k€/km pipeline, sconsigliano la realizzazione del progetto
(Börjesson 2012).
Tabella 21: Costi di compressione e di distribuzione, dati in €/m3
Dimensione (m3/h)
Costo di compressione e distribuzione
100
0,146
250
0,146
500
0,146
1.000
0,146
Fonte: Althesys
32
Il biometano
3.3.4 Il costo di produzione del biometano
Il costo di produzione del biometano, distinto per substrato e dimensione, è
indicato in Tabella 22 ed è ottenuto aggregando i valori di Tabella 16, Tabella
19 e Tabella 21. Le differenze tra le tecnologie PWS e PSA non sono significative sul costo complessivo di produzione del biometano e quindi la scelta dipende principalmente da motivazioni tecniche 15. In sintesi le principali conclusioni sono:
 tra le componenti di costo, la produzione di biogas ha un peso (67%)
decisamente maggiore rispetto all’upgrading (19%) e alla fase di compressione e distribuzione (14%), in particolare negli impianti di piccola taglia (es. ≈69% misto da 200 kW e ≈61% in quello da 2MW);
 il range del costo di produzione di impianti con Forsu 16 è 0,77-1,39
€/m3, quello di impianti misti (con colture energetiche e letame) è
0,71-1,31 €/m3 e quello per le colture energetiche è 0,85-1,42 €/m3.
Per quest’ultimo substrato si fa riferimento al valore medio mentre nel
caso specifico del triticale si ha un intervallo di 0,75-1,21 €/m3 e in
quello del mais 1°raccolto 0,77-1,30 €/m3.
Il costo di
produzione
del biogas è
preponderante
rispetto a quello
di upgrading
Tabella 22: Costi di produzione del biometano, dati in €/m3
Dimensione (m3/h)
100
250
500
Colture energetiche
Produzione del biogas
1,00
0,83
0,68
Upgrading
0,27
0,22
0,16
Compressione e distribuzione
0,15
0,15
0,15
Produzione del biometano
1,42
1,20
0,99
Impianto di Triticale
1,21
1,03
0,87
Impianto di Mais 1°raccolto
1,30
1,10
0,90
Misto (30% colture energetiche, 70% reflui zootecnici)
Produzione del biogas
0,89
0,74
0,52
Upgrading
0,27
0,22
0,16
Compressione e distribuzione
0,15
0,15
0,15
Produzione del biometano
1,31
1,11
0,83
Forsu
Produzione del biogas
0,97
0,81
0,59
Upgrading
0,27
0,22
0,16
Compressione e distribuzione
0,15
0,15
0,15
Produzione del biometano
1,39
1,18
0,9
1.000
0,58
0,12
0,15
0,85
0,75
0,77
0,44
0,12
0,15
0,71
0,50
0,12
0,15
0,77
Fonte: Althesys
Consideriamo il valore minimo tra le due tecnologie.
In questa fase del lavoro non sono considerati i ricavi derivanti dal trattamento dei
rifiuti.
15
16
33
3.4 Le alternative di impiego
La convenienza del biometano può dipendere dal suo impiego e le alternative
da prendere in considerazione sono:



Vendita
on site o
immissione
in rete?
l’autotrazione;
la produzione combinata di energia termica ed elettrica;
l’immissione nella rete gas.
L’utilizzo come vendita diretta o come immissione in rete dipende dalla qualità del prodotto e dal rispetto di talune specifiche: ad esempio per la rete è il
codice di rete SNAM, per il carburante è l’eventuale miscela del biometano con
il gas. L’analisi dei costi contribuisce, ma non determina in modo assoluto, la
soluzione verso quale tendere, che può dipendere anche da considerazioni di
carattere strategico e politico.
In questo lavoro si considera che per l’autotrazione il costo di produzione del
biometano è determinato dalle componenti di produzione del biogas,
dell’upgrading e della compressione 17, mentre per la cogenerazione solo dalle
componenti di produzione del biogas e dell’upgrading 18.
3.4.1 L’autotrazione
In crescita Nel 2011 è avvenuto un importante cambiamento nelle abitudini di consumo
i veicoli a dei carburanti: da un lato le quantità di benzina e di gasolio sono diminuite a
causa degli elevati prezzi alla pompa e dall’altro tanto il gpl quanto il metano
metano
hanno registrato crescite significative (Tabella 23). Le immatricolazioni di
veicoli alimentati a metano 19 sono aumentate del 42,6% nei primi dieci mesi
del 2012 20.
L’Emilia Romagna è la Regione in cui sono avvenuti i maggiori consumi di metano per autotrazione (25%) e a seguire troviamo le Marche (13%), il Veneto
(11%), la Lombardia e la Toscana (9%); mentre vi è uno scarso utilizzo nelle
Regioni meridionali (Molise, Calabria, Basilicata) e in Friuli.
Non è considerato il contributo della trasmissione, pari a 0,04 €/m3, in quanto si
considera lo scenario in cui il rifornimento delle auto avviene nei pressi del sito produttivo.
18 Si considera l’utilizzo dell’energia elettrica e di quella termica nei pressi del sito
produttivo.
19 I veicoli a metano sono: i bi-fuel (alimentati a gas o a benzina), i dedicati a gas (tipico degli autobus) e i dual-fuel (miscela di gas e gasolio).
20 Dati UNRAE. L’Istituto di ricerca americano Pike Research ipotizza che il numero
dei veicoli a metano nel mondo entro il 2019 raggiungerà quota 25,4 milioni rispetto
ai 16,3 milioni attuali.
17
34
Il biometano
Tabella 23: Consumi dei carburanti
Carburante
Benzina
Gasolio
Gpl
Metano
Consumi 2010
9.866 Mt
17.165 Mt
1.219 Mt
849 Mm3
Consumi 2011
9.333 Mt
16.737 Mt
1.267 Mt
881 Mm3
∆%
-5,6
-2,5
3,9
3,8
Fonte: Osservatorio Metanauto
Il diffondersi dei carburanti gassosi è legato alla politica pubblica, che consapevole dei vantaggi ambientali, ha adottato una fiscalità favorevole applicando
delle accise ridotte. I dati di Tabella 24 mostrano come il gpl presenti un prezzo alla pompa inferiore rispetto agli altri carburanti, ma al fine di avere una
corretta percezione del rapporto tra i prezzi occorre considerare i rispettivi
poteri calorifici. Per il GPL occorre, inoltre, considerare che le caratteristiche
dipendono dal tenore di propano e butano utilizzati nella miscela e si ipotizza
che siano al 50%-50%, mentre per il metano considerando la massa volumica
pari a 0,72 kg/m3 si ha un potere calorifico pari a 50 MJ/kg.
Quindi 1 kg di gas naturale compresso (CNG) corrisponde a 1,39 m3 di CNG, a
1,39 l di gasolio, a 1,55 l di benzina e a 2,06 l di gas petrolio liquefatto; tale equivalenza è valida solo in termini energetici, infatti, per un confronto più rigoroso, occorre considerare il rendimento dei singoli motori. A parità di condizioni il rendimento di un motore diesel è maggiore rispetto a quello di un
motore a scoppio. Si può osservare come il prezzo per unità di energia del metano sia notevolmente inferiore rispetto agli altri tre carburanti.
Tabella 24: Caratteristiche dei carburanti
Carburante
Benzina
Gasolio
Gpl
Metano
Accise
0,704 €/l
0,593 €/l
0,144 €/l
0,003 €/m3
Prezzo
1,812 €/l
1,743 €/l
0,864 €/l
0,991 €/kg
Energia
32 MJ/l
36 MJ/l
24 MJ/l
36 MJ/m3
cent€/MJ
5,66
4,84
3,60
1,98
Fonte: NGVA Europe e Osservatorio dell’Energia
Anche nel campo dei mezzi di trasporto pesante si registrano novità significative: verso la metà del 2013 dovrebbe sorgere a Manerbio la prima stazione di
rifornimento di metano liquido (LNG). In questo caso il gas oltre che compresso è raffreddato, per raggiungere lo stato liquido e presenta una densità energetica tre volte superiore a quella del CNG. I limiti alla diffusione del gas compresso nei camion sono superati: i serbatoi sono pressoché identici a quelli
del gasolio e viene meno il limite dell’autonomia. I vantaggi ambientali ed e-
35
conomici sono gli stessi del CNG e vi è la possibilità di erogare il gas compresso e quello liquefatto nella stessa stazione (NGVA Europe 2013).
I distributori di gas di prima generazione sono mono-carburanti e presentano
compressori più potenti (1.000–2.000 m3/h) per poter erogare quantitativi di
CNG maggiori. I maggiori costi di investimento stanno spingendo verso distributori multi-carburante con compressori di dimensione più piccola (300-400
m3/h), caratterizzati da minori costi di investimento ed operativi e da una
redditività calcolata su un maggior numero di prodotti. La rete europea è costituita principalmente da distributori di piccola taglia (100-200 m3/h) (Mariani 2012).
In Svezia La Svezia (60%), la Germania (10%), la Finlandia (4%), la Francia (3%) e
gas miscelato l’Ungheria (1%) erogano biometano miscelato con gas naturale di origine foscon biometano sile. In Tabella 25 è evidenziato come l’Italia (≈ 2%) e la Svezia (≈ 1%) sono gli
unici Paesi tra gli EU 15 che presentano un numero di veicoli a gas naturale
(NGV) significativo. Dati recenti relativi al 2012 evidenziano che in Italia i veicoli a metano sono 785.000 e rappresentano l’1,9% dei 40,7 milioni di veicoli
in circolazione.
Il prezzo del gas varia significativamente e si passa da valori minimi in Lussemburgo, Italia e Grecia (0,63-0,65 €/m3) a valori massimi in Danimarca
(1,34 €/m3) e Svezia (1,60 €/m3). Nel caso dell’Italia il valore di 0,89 €/kg risulta essere differente da quanto proposto in Tabella 24 poiché fa riferimento
ad un dato rilevato a fine 2011; nel caso della Germania il prezzo di 1,07 €/kg
è maggiore rispetto a quello registrato dalla vendita del metano in altri distributori, in cui è 0,93 €/kg (Gas High Way 2012).
Tabella 25: Veicoli NGV e prezzo NGV in EU-15
Austria
Belgium
Denmark
Finland
France
Germany
Greece
Ireland
Italy
Luxembourg
Netherlands
Portugal
Spain
Sweden
United Kingdom
EU-15
EU-27
Tot Veicoli
4.980.700
6.270.150
2.450.827
3.456.925
37.212.000
47.560.362
6.152.872
2.169.811
40.894.491
395.491
8.882.000
5.757.400
27.613.145
4.802.668
34.457.011
233.055.853
271.094.273
Tot Veicoli NGV
7.065
355
14
1.172
13.300
95.162
526
1
746.470
253
5.201
586
3219
41.789
559
915.672
984.968
Price (€/m 3)
0,80
0,77
1,34
0,98
0,92
0,77
0,65
0,77
0,64
0,63
0,85
1,05
0,73
1,60
0,81
*
*
*
*
*
*
**
*
**
*
*
**
*
**
*
* = June 2012
** = December 2011
Fonte: NGVA Europe
36
Il biometano
L’analisi sulle applicazioni del biometano si basano sul confronto con il gas
naturale, ovvero il suo competitor nel mercato. Le proprietà del gas naturale
sono influenzate dalla sua composizione chimica, che varia a seconda della
zona di estrazione (Tabella 26) e in Tabella 27 sono proposti i prezzi del gas
naturale in funzione del Paese da cui è importato.
Il valore medio del 2012 è in crescita del 10% rispetto a quello del 2011 e ciò
avviene a causa della punta che si è manifestata nel primo trimestre (11,2
$/Mbtu). Ciò si riflette sul prezzo del gas per uso industriale e termoelettrico
che nel 2012 risulta essere pari a 0,46 €/kg rispetto ai 0,42 €/kg del 2011
(Tabella 28) 21.
Tabella 26: Composizione del gas naturale immesso in Italia
Nazionale
99,33
0,05
0,01
0,03
0,57
0,01
Metano (%)
Etano (%)
Altri idrocarburi (%)
Anidride carbonica (%)
Azoto (%)
Elio (%)
Russia
97,92
0,77
0,35
0,09
0,86
0,01
Olanda
90,31
4,83
1,63
1,14
2,05
0,04
Algeria
83,62
8,42
2,68
0,51
4,62
0,15
Fonte: Snam Rete Gas
Tabella 27: Prezzi del gas naturale alla frontiera
Russia
$/Mbtu
2010 8,3
2011 10,8
2012 12
€/GJ
6,1
8,0
8,8
Olanda
$/Mbtu
8,3
10,7
12
€/GJ
6,1
7,9
8,8
Algeria
$/Mbtu
7,1
7,8
8,2
€/GJ
5,2
5,8
6,0
Media
$/Mbtu
7,9
9,7
10,7
€/GJ
5,8
7,2
7,9
Fonte: Osservatorio dell’Energia
Tabella 28: Prezzi gas naturale uso industriale e termoelettrico in Italia
Trimestri
I
II
III
IV
Annuale
2011
$/Mbtu
10,01
10,81
12,05
12,91
11,45
€/GJ
7,4
8,0
8,9
9,5
8,4
€/m3
0,266
0,288
0,321
0,343
0,304
€/kg
0,369
0,398
0,444
0,476
0,422
2012
$/Mbtu
13,19
12,41
12,49
12,31
12,6
€/GJ
9,7
9,1
9,2
9,1
9,3
€/m3
0,350
0,329
0,331
0,327
0,334
€/kg
0,486
0,457
0,460
0,454
0,464
Fonte: Osservatorio dell’Energia
21
1 € = 1,2856 $ e 1 btu = 1.055 J.
37
Gli input necessari al confronto economico tra il gas e il biometano sono:
Il biometano è
economicamente
competitivo
con il gas?

il prezzo al netto delle imposte del CNG pari a 0,78 €/kg (Tabella 24).
Nell’ipotesi che il prezzo di acquisto sia 0,9 €/kg o 1,1 €/kg il relativo
prezzo al netto delle imposte diventa rispettivamente 0,71 €/kg e 0,87
€/kg;

il costo del gas naturale, che si suppone compreso intorno a 0,50-0,60
€/kg, dato che i minori volumi di acquisto dei distributori
determinano un prezzo maggiore rispetto a quello per il settore
termoelettrico, calcolato in Tabella 28 e pari a 0,46 €/kg;

il costo del biometano, stimato in 0,93-1,91 €/kg (Tabella 29), nella
quale si nota come gli impianti da 200 kW e da 500 kW abbiamo un
costo elevato;
Tabella 29: Costi di produzione del biometano, dati in €/kg 22
Dimensione
Colture energetiche
Triticale
Mais 1°raccolto
Misto
Forsu
200 kW
1,91
1,62
1,75
1,66
1,87
500 kW
1,61
1,37
1,47
1,48
1,58
1 MW
1,32
1,15
1,19
1,09
1,19
2 MW
1,12
0,98
1,01
0,93
1,01
Fonte: Althesys

il ricavo netto da Forsu, pari a 0,38 €/kg, dato che il trattamento dei
rifiuti è un servizio remunerato e quindi in questo caso il feedstock è
fonte di ricavo e non di costo per la produzione di biogas. Tuttavia, oltre ai ricavi per il ritiro dai produttori/raccoglitori di Forsu, si generano dei costi di gestione, necessari per gli opportuni pre-trattamenti,
che variano in funzione dei livelli di impurità presenti nei rifiuti.
Si può considerare un valore di partenza di 14 €/t per il ricavo netto
(Cucchiella et al. 2012) 23. Le variazioni delle normative sul sistema di
gestione dei rifiuti indicano che è una sottostima, così confrontandoci
con operatori del settore è emerso che il ricavo associato al trattamento dei rifiuti può valere tanto 65 €/t quanto 80 €/t e che i costi sono
22 I valori proposti sono quelli di Tabella 22 convertiti in funzione della densità pari a
0,72 kg/m3 e non considerano il costo di trasmissione.
23 Valore utilizzato anche nella Guida all’Analisi Costi-Benefici della Commissione Europea (2008).
38
Il biometano
nell’ordine del 60-70% di detti ricavi, quindi un ricavo netto intorno
tra 20 e 30 €/t 24.
Il valore assunto in questo studio è 23 €/t 25, che convertito in unità di
biometano 26 corrisponde a 0,38 €/kg. In Tabella 30 sono proposti
questi scenari e tale ricavo netto difatti produce una diminuzione del
costo di produzione delle Forsu.
Tabella 30: Ricavo netto generato dal trattamento dei rifiuti
Scenario
Pessimistico (-10%)
Base
Ottimistico (+10%)
Ricavo netto
20,7 €/t
0,24 €/m3
23,0 €/t
0,27 €/m3
25,3 €/t
0,30 €/m3
0,34 €/kg
0,38 €/kg
0,41 €/kg
Fonte: Althesys
Confrontando le dimensioni e i substrati emerge che:

la definizione della dimensione ottimale di un impianto non dipende La definizione
solo da questioni economiche (capitale iniziale disponibile, economie della dimensione
di scala) ma anche da valutazioni tecniche (ciò che produco prima di ottimale
essere immesso in rete deve rispettare precisi standard), ambientali
(un bacino di riferimento delle materie prime ampio, richiede trasporti maggiori) e sociali (NIMBY, NIMTO);

il minore costo associato alle Forsu è determinato dagli introiti che si Le Forsu
ottengono con il trattamento dei rifiuti. Infatti qualora tale voce non presentano i
fosse presente, per le dimensioni da 1 MW e 2 MW il misto sarebbe il costi minori
substrato più economico mentre il triticale lo sarebbe per le dimensioni da 200 kW e da 500 kW.
In Figura 14 è illustrato uno schema riassuntivo per la valutazione
dell’investimento nel settore dell’autotrazione. In base a quanto appena detto,
sono proposte tutte le dimensioni e l’analisi è ristretta alle Forsu e al mix dei
reflui zootecnici e delle colture energetiche (misto), dato che il mix di energy
crops è il meno economico tra i substrati analizzati.
Ricavo(R) = 65 €/t e Costo(C) = 60%R →Utile(U) = 26 €/t; R = 65 €/t e C = 70%R →
U = 20 €/t; R = 80 €/t e C = 60%R →U = 32 €/t; R = 80 €/t e C = 70%R →U = 24 €/t.
25 Valore medio tra 14, 26, 20, 32 e 24 €/t.
26 Il potenziale di biometano da 1 t di Forsu è 85 m3, con contenuto di CH al 60%
4
(Tabella 8).
24
39
Figura 14: Confronto economico tra biometano e gas naturale (€/kg)
Il biometano può
costare meno
del prezzo
ante imposte
del CNG
Fonte: Althesys
Gli impianti con potenza di almeno 1 MW, se supportati da adeguate politiche
incentivanti, possono essere competitivi con il gas naturale.
Qualora il distributore e l’impresa coincidano ed utilizzino per uso interno il
carburante, si ha un costo di produzione nell’impianto Forsu da 2 MW inferiore rispetto al prezzo, che sarebbe pagato acquistandolo alla pompa.
Il prezzo al netto delle imposte è proposto in un range, date le variazioni da
Regione a Regione e l’immissione nel mercato di nuovi operatori, che stanno
proponendo prezzi decisamente vantaggiosi 27.
Anche l’impianto da 1 MW presenta un costo di produzione inferiore rispetto
al margine superiore del prezzo al netto delle imposte.
Invece gli impianti misti hanno un costo di produzione maggiore di 0,38 €/kg
rispetto alle Forsu in entrambe le dimensioni esaminate e in alcun scenario
hanno un costo di produzione inferiore rispetto a quanto pagherebbero acquistandolo da terzi.
Il costo di produzione potrebbe diminuire nelle dimensioni da 1 MW e da 2
MW di 0,05 €/kg qualora le energy crops utilizzate fossero unicamente il triticale e il mais 1°raccolto.
Qualora il distributore e l’impresa non coincidano e il biometano sia immesso
in rete, il costo di produzione dovrebbe essere maggiorato di 0,06 €/kg (costi
di trasmissione). In questo caso il confronto va condotto con il costo del gas
naturale; nello scenario del maggior costo di acquisto del gas naturale e del
minor costo di produzione del biometano è presente una differenza di 0,09
€/kg.
Si consideri ad esempio che a gennaio 2013 il prezzo presente nella maggior parte
dei distributori in Lombardia è 0,990 €/kg e nella stessa Regione nelle stazioni di rifornimento della Coop è praticato un prezzo di 0,820 €/kg.
27
40
Il biometano
Nella filiera del gas (biometano) per autotrazione i soggetti coinvolti sono:

il produttore di biometano;

il distributore di carburante;

l’utente;

il decisore pubblico, ovvero lo Stato (Figura 15).
Figura 15: Road map - Soggetti interessati al progetto sul biometano
Fonte: Althesys
L’impresa interessata alla realizzazione di un progetto di biometano osserva
che ha un costo di produzione del gas pari a 0,63-1,19 €/kg in funzione del
substrato e della dimensione dell’impianto utilizzati. Il ricavo che può essere
attualmente ottenuto è 0,50-0,60 €/kg, ovvero il costo del gas naturale per i
distributori (ipotesi che a parità di prezzo il distributore opti per la fonte meno inquinante). Evidentemente a queste condizioni nessuno farebbe tale investimento.
Il biometano
ha un costo
superiore
a quello di
acquisto
del gas
Al distributore, invece, interessa che il suo margine di guadagno non sia diminuito. Nella sua ottica non vi è differenza se il prodotto che vende è gas naturale o biometano o una loro miscela, dato che i due elementi presentano le
stesse caratteristiche tecniche. La situazione cambia se il prodotto non è prelevato dalla rete del gas ma direttamente dal produttore; ciò accade se il costo
di acquisto della materia prima è inferiore, ma per i numeri visti in precedenza tale scenario non è reale.
Se, invece, l’impresa e il distributore di carburante coincidono emerge una
prospettiva interessante: la filiera corta consente vantaggi tanto economici
quanti ambientali, come riportato in Tabella 12, dove si evidenzia come il carburante composto al 100% da biometano inquini meno rispetto a miscele di
gas naturale e biometano.
41
L’automobilista è interessato principalmente al risparmio e quindi analizza il
prezzo al consumo: i carburanti sono caratterizzati in questo periodo da
un’impennata dei prezzi, che tende ad essere più debole per il metano in virtù
di politiche fiscali che incoraggiano l’utilizzo dei carburanti gassosi. Un costo
della materia prima maggiore (utilizzo del biometano in sostituzione al gas
naturale) tenderebbe a far aumentare il prezzo industriale, a catena il carico
fiscale aumenterebbe (pur mantenendo inalterata l’aliquota IVA) e quindi il
prezzo al consumo potrebbe salire.
Riduzione
del fuel risk,
benefici
ambientali,
opportunità
occupazionali
I benefici
ambientali del
biometano non
sono valorizzati
dal basso prezzo
della CO2
Passando dalla prospettiva aziendale a quella di sistema, lo Stato deve valutare se conviene favorire l’utilizzo del biometano in chiave ambientale e
nell’ottica di una strategia energetica nazionale. I benefici consistono innanzitutto in un contributo alla riduzione del fuel risk, poiché il Paese potrebbe ridurre (seppur in maniera non risolutiva) le importazioni di gas, perseguendo
una minor dipendenza energetica dall'estero, soprattutto dai fornitori a maggior rischio geopolitico. Inoltre, si potrebbero avere benefici ambientali, sia
per la riduzione delle emissioni di CO2 (e altre sostanze come SO2 e NOX) grazie al contributo delle rinnovabili al mix elettrico italiano, sia per quelle del
settore dei trasporti. Ulteriori vantaggi si avrebbero anche per l'evitato smaltimento dei residui e sottoprodotti che altrimenti andrebbero opportunamente trattati. Infine, vi possono essere ricadute occupazionali, tanto in fase di costruzione degli impianti quanto in quella di esercizio e manutenzione e in
termini valore aggiunto con effetti positivi sul prodotto interno lordo.
In tale lavoro si adotta un criterio di prudenza, sottostimando le voci di beneficio e considerando il contributo associato alla riduzione delle emissioni di
CO2eq che sono valorizzate al prezzo dello scambio di quote di emissioni (EU
ETS). Il valore delle quote di CO2 sui mercati è passato dai 95 G€ del 2011 ai
61 M€ del 2012 (-36%) con un valore per tonnellata che è diminuito da 11,2 €
a 6,4 € (Gestore Mercati Energetici 2013). L’Unione Europea, per far fronte al
deprezzamento, ha proposto per il 2013 una moratoria nel rilascio dei certificati al fine di sostenere i prezzi. Il valore di riferimento per questo studio è 6
€/tCO2eq.
I vantaggi ambientali proposti in Tabella 12 sono espressi in funzione dei chilometri. A tal proposito è valutato il consumo specifico di auto “nuove” a metano, che emettono 4,5 kg/100 km (AllaGuida 2012); per le auto “vecchie”, dotate di motori più inquinanti, si ipotizza 7 kg/100 km (+35%). Il consumo di
una singola auto è 1.100 m3 (≈ 881milioni m3/785.000 veicoli) ovvero 792 kg;
quindi la distanza percorsa in un anno è pari ad 11.000 km (≈ 792 kg*11
km/kg). In conformità a quanto riportato in Tabella 12 sono proposti due scenari di utilizzo dei carburanti (Tabella 31):
42

biometano miscelato al gas naturale (beneficio ambientale pari a
0,002-0,003 €/kg);

biometano puro (beneficio ambientale pari a 0,010-0,016 €/kg).
Il biometano
Tabella 31: Beneficio ambientale dall’uso del biometano come carburante
Carburante
Riduzione emissioni
Modello auto
km percorsi/kg CNG
kg CO2 eq/kg CNG
Valore emissione
Beneficio unitario
Biometano 20% Gas 80%
24 gCO2eq/km
Vecchia
Nuova
14 km
22 km
0,336
0,528
6 €/tCO2
0,002 €/kg
0,003 €/kg
Biometano 100%
119 gCO2eq/km
Vecchia
Nuova
14 km
22 km
1,666
2,618
6 €/tCO2
0,010 €/kg
0,016 €/kg
Fonte: Althesys
Il confronto dei carburanti è svolto rispetto al gas naturale e non ad altre miscele come il diesel o la benzina perché con il livello delle accise attuata dal
Governo nei fatti è già presente una politica di incentivazione. Inoltre, dato
che il biometano rappresenta una nuova frontiera di sviluppo, si ipotizza anche che non sia in grado di sostituire totalmente il gas naturale. Nello scenario
con biometano al 100% si ha, tanto per le auto “nuove” quanto per quelle
“vecchie”, un valore che è cinque volte maggiore rispetto al valore dello scenario in cui il contenuto di biometano è pari al 20%. In impianti di biogas è emerso come la voce “riduzione delle emissioni inquinanti” rappresenti il 64%
dei benefici sociali ed è quindi stimabile un valore complessivo di 0,025 €/kg.
Nel caso specifico delle Forsu è possibile considerare un ulteriore vantaggio
ambientale determinato dalle minori emissioni rispetto a quelle che verrebbero rilasciate dalla discarica. Definito un valore di 500 kgCO2eq/twaste (Cucchiella et al. 2013) e considerato che da 1 t di Forsu è possibile ottenere 61 kg
di biometano (Tabella 8), un kg di biometano ottenuto da Forsu evita
l’emissione di 8,2 kgCO2eq. Quindi il suo beneficio ambientale è 0,049 €/kg.
3.4.2 La produzione combinata di energia termica ed elettrica
La trasformazione del biogas in energia può avvenire:



attraverso un generatore per la produzione di elettricità;
per combustione in cogeneratori per la produzione combinata di calore ed energia elettrica;
per combustione in caldaia, con produzione di sola energia termica.
La produzione di sola energia elettrica mediante gruppi elettrogeni è una soluzione diffusa sopratutto negli impianti di biogas da discarica. Nelle altre applicazioni si preferisce la soluzione cogenerativa poiché il processo di digestione necessita di un apporto costante di calore, che può essere ricavato dalla
cogenerazione del biogas stesso. La produzione di energia elettrica è privilegiata rispetto a quella di calore in quanto quest’ultima richiede costi minori
ma è meno remunerativa; il freno principale è comunque rappresentato dagli
elevati costi di investimento delle reti di teleriscaldamento che possono essere ammortizzati solo se vi è la vicinanza ad un ampio tessuto residenziale
(Fruergaard et al. 2010).
L'elettricità
è privilegiata
rispetto al
calore
43
In questo lavoro si analizzano impianti Combined Heat and Power: la cogenerazione è la generazione di potenza elettrica e termica dallo stesso combustibile che consente di aumentare la resa dell’impianto (80-90%), con notevoli
benefici in termini ambientali e di risparmio energetico. Il processo di combustione che si realizza in un impianto a biogas consente di ottenere delle temperature molte elevate, sfruttate per azionare un ciclo di generazione di potenza elettrica e fornire potenza termica come sottoprodotto a bassa temperatura del ciclo stesso (Lantz 2012). La quantità di energia rilasciata dal processo di combustione è definita dal rendimento elettrico e termico dell’impianto
che sono stati assunti rispettivamente al 35% e al 50%, valori prossimi a quelli utilizzati in impianti italiani (Tabella 32).
Tabella 32: Rendimento elettrico e termico in un impianto CHP
η elettrico
30-40%
35-40%
35%
35%
η termico
35-55%
45-50%
52,5%
50%
Fonte
Lantz 2012
Kaparaju et al. 2011
Vio 2012
valore scelto
Il contenuto energetico del metano è pari a 36 MJ/m3 (Tabella 24) ed in un
impianto CHP da 1 m3 di CH4 è possibile ottenere 3,5 kWhel e 5 kWhth, considerando che 1 kWh = 3,6 MJ. Se il biogas ha il 60% di CH4 (Tabella 6), è possibile ottenere 2,1 kWhel e 3 kWhth; come evidenziato in Figura 16 da 1 m3 di
biometano si ha una produzione di energia maggiore, ma il confronto va svolto con quanto si ottiene da 1 m3 di biogas, ovvero 0,60 m3 di biometano 28.
Figura 16: Produzione elettrica e termica dal metano, biogas e biometano
Fonte: Althesys
Il contenuto di CH4 nel biometano dipende dal substrato e dalla tecnologia di
upgrading ed è quindi plausibile che tale valore vari nel range 93-98%. Nello
scenario con minor contenuto energetico la produzione è di 4,5 kWhel e 6,5
Si registra un valore leggermente inferiore a causa delle perdite prodotte dalla fase
di processo aggiuntiva.
28
44
Il biometano
kWhth, mentre in quello con maggior contenuto energetico è di 4,8 kWhel e
6,8 kWhth. I rendimenti sono legati ad aspetti termodinamici ed un loro cambiamento determina modifiche sugli input ipotizzati (es. costi di tecnologia 29).
Tale produzione energetica è convertita in termini economici al fine di confrontare le entrate di cassa con i flussi in uscita. Quest’ultimi sono indicati in
Tabella 33 30, mentre i ricavi sono determinati dal prezzo dell'energia e/o dagli incentivi per la produzione di energia elettrica e dalla vendita dell’energia
termica.
Tabella 33: Costo di produzione del biogas, dati in €/kWh
Dimensione
Energy crops
Triticale
Mais 1°r
Misto
Forsu 31
200 kW
0,27
0,22
0,24
0,24
0,26
500 kW
0,22
0,18
0,20
0,20
0,22
1 MW
0,18
0,15
0,16
0,14
0,16
2 MW
0,16
0,13
0,14
0,12
0,14
Fonte: Althesys
Il Decreto sulla Produzione di Energia Elettrica da Fonti Rinnovabili D.M. 6
Luglio 2012 prevede che l’incentivazione sia riconosciuta in riferimento
all’energia prodotta netta da impianti FER ed immessa in rete, ovvero al minor valore fra la produzione netta e l’energia effettivamente immessa in rete.
La potenza incentivabile annua delle diverse fonti rinnovabili è ripartita in
contingenti ripartiti secondo la modalità di accesso (Aste, Registri per impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, potenziati e ibridi nonché Registri
per rifacimenti). Per i nuovi impianti il decreto prevede due meccanismi incentivanti:
 Tariffa omnicomprensiva (To), per impianti di potenza non superiore
a 1 MW, determinata dalla somma di una tariffa incentivante base (Tb)
distinta per ciascuna fonte e per tipologia di impianto e di eventuali
premi (Pr) a cui ha diritto l’impianto → To = Tb + Pr;
 Incentivo (I), per impianti di potenza superiore a 1 MW e per gli impianti che non optano per la Tariffa omnicomprensiva, a cui alla tariffa
incentivante base e ai premi occorre sottrarre il prezzo zonale orario
(Pz) → I = Tb + Pr - Pz;
Nello scenario in cui varia solo il rendimento elettrico al 30% o al 40% si ha una
produzione di 4 kWhel o 5,3 kWhel, qualora a variare sia solo il rendimento termico al
45% o al 55% si ha una produzione di 6 kWhth o 7,3 kWhth.
30 Calcolati in base ai dati di Tabella 16 con 1 m3CH = 3,7 kWhel in conformità a quan4
to utilizzato in Tabella 13.
31 Tali valori nel business plan sono ridotti di 0,07 €/kWh, ovvero gli utili associati al
trattamento dei rifiuti. Tale valore è ottenuto dal rapporto tra 0,27 €/m 3 (Tabella 30)
e 3,7 kWhel/m3.
29
45
Gli incentivi
favoriscono le
biomasse
residuali
Tali valori si applicano agli impianti che entrano in esercizio nel 2013 e per gli
anni seguenti si prevede una riduzione del 2% annua fino al 2015; sono riconosciuti per un periodo di 20 anni, pari alla vita utile dell’impianto, e rimangono costanti in moneta corrente per tutto il periodo di incentivazione
(Tabella 34). Essi sono modulati per tipologia di alimentazione:




nel “tipo a” ricadono i prodotti agricoli destinati o destinabili al consumo umano, i prodotti derivanti dalla gestione del bosco e dalla silvicoltura non classificati come rifiuti o sottoprodotti (es. mais, triticale);
nel “tipo b” sono compresi esclusivamente i sottoprodotti riportati
nella Tabella 1-A dell’Allegato 1 del Decreto;
nel “tipo c” i rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta
forfetariamente;
nel “tipo d” ricadono i rifiuti non provenienti da raccolta differenziata
e diversi da quelli assoggettabili a forfait (“tipo c”) e i Forsu.
Per gli impianti a biogas di potenza non superiore a 1 MW se per
l’alimentazione sono utilizzati sottoprodotti ricadenti nel “tipo b” congiuntamente a biomasse rientranti nel “tipo a”, con una percentuale di queste ultime
non superiore al 30% in peso, all’intera produzione si può attribuire la tariffa
incentivante prevista per il “tipo b”.
Tabella 34: Incentivazione distinta per fonte e dimensione, dati in €/MWh
Tipologia
a) prodotti di origine biologica
b) sottoprodotti di origine biologica
d) rifiuti non provenienti
da raccolta differenziata ≠
da quelli della lettera c)
c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è
determinata forfetariamente
Potenza (kW)
1<P≤300
300<P≤600
600<P≤1.000
1.000<P≤5.000
P>5.000
1<P≤300
300<P≤600
600<P≤1.000
1.000<P≤5.000
P>5.000
1<P≤600
600<P≤1.000
1.000<P≤5.000
P>5.000
Tb
180
160
140
104
91
236
206
178
125
101
216
216
109
85
Pr(1)
40
40
40
40
40
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Pr(2)
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
Pr(3)
20
20
Pr(4)
15
15
20
20
15
15
20
15
Pr(1) = cogenerazione ad alto rendimento; Pr(2) = cogenerazione ad alto rendimento + recupero azoto per produrre fertilizzanti; Pr(3) = cogenerazione ad alto rendimento + recupero 30%
azoto per produrre fertilizzanti; Pr(4) = recupero 40% azoto per produrre fertilizzanti; num =
tra loro non cumulabili
Fonte: Gestore Servizi Energetici
L’incentivo attualmente è, quindi, concesso alla produzione di energia elettrica ma il premio attribuito alla cogenerazione lo estende indirettamente anche
all’energia termica. I ricavi da incentivi per la produzione di energia elettrica
si calcolano in base alla tariffa incentivante base e ai premi definiti in Tabella
46
Il biometano
34 (per il prezzo zonale orario si considera 77,5 €/MWh 32) e i ricavi da vendita di energia termica a partire da un prezzo unitario di 0,050 €/kWhth, dato
che il valore di mercato è poco inferiore rispetto alla metà di quello elettrico
(Cucchiella et al. 2013). Sono tre gli scenari di ricavo esaminati:



tariffa base + vendita del calore (R1);
tariffa base + vendita del calore + premio cogenerazione ad alto rendimento (R2);
tariffa base + vendita del calore + premio cogenerazione ad alto rendimento + recupero 30% azoto per produrre fertilizzanti (R3).
La produzione complessiva di biogas è determinata dal prodotto tra la dimensione e le ore di funzionamento dell’impianto (Tabella 35); la produzione energetica è calcolata in funzione dei potenziali energetici dei singoli substrati
(Tabella 8) e dei rendimenti elettrici e termici (Figura 16).
Tabella 35: Produzione annuale di biogas, dati in milioni di m3
Dimensione
Biogas (Mm3)
100 m3/h
0,8
250 m3/h
2
500 m3/h
4
1.000 m3/h
8
Fonte: Althesys
La produzione teorica ottenuta deve essere defalcata di un fattore di perdita 33
pari al 11% dell’energia elettrica prodotta lorda per ottenere la produzione
energetica reale (Tabella 36) 34.
Tabella 36: Produzione di energia elettrica e termica da 1 m3 di biogas
Substrato
Energy crops
Triticale
Mais 1°r
Misto
Forsu
kWhel teorico
2,03
1,75
2,28
2,00
2,10
kWhth teorico
2,90
2,50
3,25
2,85
3,00
kWhel reale
1,81
1,56
2,03
1,78
1,87
kWhth reale
2,58
2,23
2,89
2,54
2,67
Fonte: Althesys
Valore medio tra 75 €/MWh al Sud e 80 €/MWh al Nord.
Consumi attribuibili ai servizi ausiliari, alle perdite nei trasformatori principali e
alle perdite di linea fino al punto di consegna dell’energia alla rete elettrica. Per
l’energia termica si ipotizza lo stesso valore di perdita.
34 Sono valorizzati il 100% dell’energia elettrica “reale” e il 50% dell’energia termica
“reale”, dato che il calore al momento può essere sfruttato solo nel caso in cui vi sia un
utente nelle immediate vicinanze dell’impianto a biogas.
32
33
47
E’ possibile di seguito calcolare la redditività dell’impianto di biogas distinta
per dimensione dell’impianto, per substrato utilizzato e per scenario di ricavo
ipotizzato (Figura 17, Figura 18 e Figura 19).
Conviene
investire
in impianti
a biogas?
Figura 17: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R1, (k€)
Energy Crops
45122
-79 -5 -40
Triticale
47
340
146
-91 -21
Mais 1°r
915
Misto
Forsu
2 MW
514
203
152115
-42
-519
200 kW
500 kW
1 MW
-872
-1448-1300
Fonte: Althesys
Figura 18: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R2, (k€)
Energy Crops
137
45 25 59
Triticale
378
181
172
54 142
Mais 1°r
989
586
440
401
248
Misto
Forsu
2 MW
352
-21
-373 -377
200 kW
500 kW
1 MW
-650
-869
Fonte: Althesys
48
Il biometano
Figura 19: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R3, (k€)
Energy Crops
167
88
8 70 58
Triticale
452
253
234
126 223
Mais 1°r
989
586
440
401
248
Misto
Forsu
2 MW
352
-373 -377
200 kW
500 kW
1 MW
-650
-869
Fonte: Althesys
In sintesi le principali conclusioni sono:

la redditività è verificata nel 68% degli scenari e tale percentuale sale
all’84% se si limita il perimetro di analisi agli impianti con dimensione
al massimo di 1 MW;

la struttura incentivante privilegia le biomasse di “tipo b” e quelle di
“tipo d” che ricevono una tariffa base del 30% maggiore rispetto quelle di “tipo a”. Se si considera il premio associato alla cogenerazione ad
alto rendimento tale valore si riduce in media al 7%;

i valori proposti sono sottostimati, poiché non si considerano i ricavi
associati al recupero di azoto per fertilizzanti, che sono marginali rispetto alle altre voci in ingresso esaminate;

allo stato attuale, i costi sono tali che l’utilizzo dell’incentivo e non della tariffa onnicomprensiva per impianti di dimensione maggiore ad 1
MW non consente in molti scenari di raggiungere il break even point.
Per tutte le biomasse per i primi due scaglioni di potenza si ha la medesima diminuzione degli incentivi che raddoppia invece nel terzo
“scalino” di potenza, ad esempio per le biomasse di “tipo a” vi sono inizialmente diminuzioni pari al 11% e al 13%, che diventano del 26%
quando si analizza 1.000<P≤5.000 rispetto a 600<P≤1.000;

il rendimento economico degli impianti con potenza maggiore ad 1
MW non è detto che sia negativo, infatti qualora si acceda al premio
associato al recupero completo di azoto (+0,03 €/kWh) la situazione
si modifica. Il risultato economico annuale che si ottiene è -434 k€, 1
k€, -163 k€, 50 k€ e 801 k€ rispettivamente per le colture energetiche, il triticale, il mais 1°raccolto, il misto e le Forsu;
Il biogas è
redditizio
nel 68%
dei casi
49

perimpiantidipotenza>600kWunrecuperoparzialedell’azotonon
gioverebbeinterminidiincentiviequindipertalidimensionialfinedi
incrementarelaredditivitàsiè“costretti”adunrecuperototale;

ilsubstratoForsuèilpiùredditiziointutteledimensionianalizzate.
Pergliimpiantida200kW,da500kW,da1MWeda2MWsihanno
rispettivamenteutiliannualiparia167k€,452k€,989k€e352k€.
I ricavi netti provenienti dal trattamento dei rifiuti determinano tali
risultati,poichéinloroassenzal’impiantomisto(coltureenergetichee
refluizootecnici)presentairisultatipiùredditiziparia88k€,253k€
e586k€rispettivamenteperledimensionida200kW,da500kWe
da1MW.Laminoreproduzionedienergiarispettoaglialtrisubstrati
risulta, quindi, essere più che compensata dai minori costi di produ‐
zionedelbiogasedallavantaggiosatariffaincentivante;

neidatipropostinonèesaminatoloscenariopiùredditiziodegliim‐
piantidibiogas,ovveroquelloincuisonocumulatiipremilegatialla
cogenerazione ad alto rendimento e il recupero totale dell’azoto per
produrrefertilizzanti.
Considerandol’impiantoconForsusihaunredditoannuodi182k€
nell’impianto da 200 kW, 490 k€ in quello da 500 kW e 1.214 k€ in
quello da 1 MW. Rispetto allo scenario R3 si ha un incremento del
10%nelleduedimensioniminoriedel26%inquellapiùgrande,de‐
terminatodallastrutturaincentivanteche,traquestiscenaridiricavo
ipotizzatiperledimensioniinferioriougualia600kW,prevedeunin‐
cremento di 0,01 €/kWh, mentre per dimensioni maggiori un incre‐
mentodi0,03€/kWh;

i redditi unitari per potenza installata sono quasi sempre maggiori
nelle dimensioni da 1 MW per i vari substrati, l’unica eccezione con‐
cerneitreimpianticoncoltureenergetichenelloscenarioR3(èmag‐
giorenelladimensioneda500kWdatalastrutturadeipremi).
Sonoparia0,84€/W,0,90€/W,0,99€/We0,18€/Wnegliimpianti
Forsuda200kW,500kW,1MWe2MW;

in un impianto misto optando per la dimensione da 1 MW e non da
500 kW (viene meno il premio da 0,02 €/kWh associato al recupero
parziale dell’azoto) oppure per quella da 500 kW e non da 200 kW i
costisiriduconorispettivamentedel30%edel17%mentreladimi‐
nuzionedellatariffabaseèdel13%.
In un impianto Forsu vale quanto descritto per l’impianto misto con
riduzioni dei costi rispettivamente del 28% e del 15%, mentre per i
treimpianti acolture energetichela riduzionedeicostièsempredel
18%eladiminuzionedellatariffabaseèdel12%.
50
Il biometano
La trasformazione del biogas in biometano richiede un processo di upgrading
e i costi sono incrementati per tale componente in base ai valori indicati in
Tabella 19. I costi aggiuntivi 35 sono:

0,028 €/kWh per l’impianto da 200 kW;

0,023 €/kWh per l’impianto da 500 kW;

0,017 €/kWh per l’impianto da 1 MW;

0,014 €/kWh per l’impianto da 2 MW.
Scenario as is:
l’upgrading
aumenta i costi,
ma gli incentivi
non cambiano
Allo stato attuale non sono riconosciuti incentivi per la produzione del biometano, quindi i valori unitari di ricavo rimangono inalterati. Per le stesse motivazioni adottate per l’autotrazione, l’analisi si focalizza sui substrati Forsu e
misto (70% reflui zootecnici e 30% colture energetiche) e sulle quattro dimensioni finora considerate. La differenza tra la tariffa incentivante associata
all’energia elettrica e i costi di produzione del biometano 36 sono riportati in
Figura 20 . La redditività di un impianto a biometano è definita dai seguenti
contributi:

il prodotto tra la produzione di energia elettrica e il valore riportato in
Figura 20;

il prodotto tra la produzione e il prezzo di vendita del calore.
Figura 20: Differenze tra incentivi e costi di produzione del biometano
Fonte: Althesys
La produzione annuale di biometano (Tabella 37) è calcolata in funzione della
produzione annuale di biogas (Tabella 35) e della percentuale di CH4 presente
nei singoli substrati (Tabella 8).
Per omogeneità alla Tabella 18 1 m3 biometano = 9,5 kWh.
Tale costo include le spese sostenute tanto per produrre energia elettrica quanto
energia termica.
35
36
51
Tabella 37: Produzione annuale di biometano, dati in migliaia di m3
Substrato
Energy crops
Triticale
Mais 1°r
Misto
Forsu
100 m3/h
464
400
520
456
480
250 m3/h
1.160
1.000
1.300
1.140
1.200
500 m3/h
2.320
2.000
2.600
2.280
2.400
1.000 m3/h
4.640
4.000
5.200
4.560
4.800
Fonte: Althesys
La produzione annuale di energia elettrica e termica è definita dalla potenzialità energetica di 1 m3 di biometano (2,9 kWhel e 4,3 kWhth) 37. Di seguito si
procede definendo due scenari:
Con il biometano
si recupera il
calore senza
vincoli di
prossimità

50 - utilizzo del 50% di energia termica, al fine di rendere omogeneo il
confronto con il biogas;

100 - utilizzo del 100% di energia termica, al fine di valutare le potenzialità del biometano.
Il recupero parziale del calore non avviene per un limite tecnologico degli impianti, che hanno la possibilità di utilizzare tutto il calore generato, ma per la
mancanza di utenze nelle immediate vicinanze del sito produttivo.
Il primo scenario sottostima la redditività del biometano, che può essere trasportato al punto di consumo utilizzando la rete di distribuzione del gas.
L’energia è prodotta dove esiste la disponibilità di materia prima ed è trasportata dove può essere pienamente sfruttata.
La redditività degli impianti a biometano distinti per substrato, dimensione,
scenario di ricavo ipotizzato e scenario di utilizzo dell’energia termica è riportata in Tabella 38 e Tabella 39 38.
Qualora l’impianto sia distante da siti produttivi o abitativi, il confronto economico è svolto tra i valori dell’impianto di biogas indicati in Figura 17, Figura
18 e Figura 19 e quelli del biometano riportati in Tabella 39.
Se invece l’impianto è localizzato nelle vicinanze di siti produttivi o abitativi, i
valori dell’impianto di biogas sono confrontati con quelli del biometano riportati in Tabella 38 39.
La produzione teorica è 3,3 kWhel e 4,8 kWhth (Figura 16) e il fattore di perdita ipotizzato è pari al 11%, ovvero lo stesso utilizzato per il biogas. Tale scelta è una sottostima, dato che il biometano ha un’efficienza maggiore rispetto al biogas.
38 Il costo di produzione del biometano è aumentato di 0,004 €/kWh, ovvero il costo
della trasmissione (Tabella 21).
39 Nello scenario in cui tutta l’energia termica è utilizzata, i suddetti valori riferiti al
50% sono delle sottostime, ma ciò non altera il confronto tra le due fonti dato che per
entrambe è applicata la stessa riduzione.
37
52
Il biometano
Tabella 38: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 50 (k€)
Scenari
R1
R2
R3
kW
200 500 1.000 2.000 200 500 1.000 2.000 200 500 1.000 2.000
Colture e. -108 -158 -147
-1.513 -54
-23
122
-975
-27
44
122
-975
Triticale
-35
-20
-956
11
96
279
-492
35
154 279
-492
Mais 1°r
-76
-102 -14
-1.394 -15
49
287
-791
15
125 287
-791
Misto
8
63
-647
21
96
437
-515
47
162 437
-515
Forsu
78
240 738
15
92
275 808
154
119 345 808
154
47
371
Conviene investire
negli impianti
a biometano?
Fonte: Althesys
Tabella 39: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 100 (k€)
Scenari
R1
R2
R3
kW
200 500 1.000 2.000 200 500 1.000 2.000 200 500 1.000 2.000
Colture e. -63
-63
-1
-1.280 -4
99
Triticale
3
62
173
-755
54
Mais 1°r
-26
5
150
Misto
51
Forsu
361
-506
23
166 361
-506
201 485
-88
78
259 485
-88
-1.133 40
186 555
-266
71
261 555
-266
157 515
-418
70
216 672
-54
96
282 672
-54
124 339 890
256
138 374 960
395
165 443 960
395
Fonte: Althesys
In sintesi le principali conclusioni sono:

gli impianti di biometano sono tendenzialmente redditizi. Infatti nel
60% o 73% degli scenari si generano redditi positivi a seconda che si
manifesti un recupero parziale o totale del calore. Tali percentuali diventano rispettivamente del 73% e del 91% se si limita il perimetro di
analisi agli impianti con dimensione al massimo di 1 MW;

in tutti gli scenari le Forsu generano risultati positivi e lo stesso accade per gli impianti misti, ma limitatamente agli impianti di potenza
non superiore ad 1 MW;

allo stato attuale, se l’impianto è localizzato nelle vicinanze di siti produttivi o abitativi, l'investimento nel biometano non è conveniente rispetto a quello nel biogas;

tale situazione cambierebbe se l’impianto fosse decentrato, in tal caso
quasi tutti gli scenari hanno una redditività del biometano maggiore di
quella del biogas. Le eccezioni sono gli impianti Forsu da 500 kW e da
1 MW nei tre scenari di ricavo ipotizzati, mentre negli impianti da 200
kW i differenziali tra i due impianti sono esigui.
Il biometano è
redditizio
nel 60 o 73%
degli scenari
con un recupero
parziale o totale
del calore
53
Infine, in un'ottica di sistema, al pari di quanto svolto per l’autotrazione, si valuta il beneficio ambientale, che è pari a 0,0019 €/kWh; di questo valore
0,0012 €/kWh è la quota associata alla riduzione dell’inquinamento atmosferico utilizzando biometano e non una fonte fossile, pari a 0,177-0,200
kgCO2eq/kWh (Tabella 11).
E’ opportuno precisare che il lavoro potrebbe sottostimare la potenzialità economica del biometano rispetto al biogas alla luce di alcune recenti normative. Infatti, la Regione Piemonte sta introducendo l’obbligo del postcombustore
su tutti gli impianti, anche quelli già costruiti. Le limitazioni sulle emissioni di
carbonio organico totale (COT), che hanno origine nell’interpretazione restrittiva del D.Lgs 152/2006, rischiano di imporre oneri insostenibili, soprattutto
per gli impianti medio-piccoli. Il biometano, non essendo soggetto ad emissioni (tranne il methane slip), si sottrae a questa problematica e può rappresentare un’alternativa interessante.
3.4.3 L'immissione nella rete gas
L’attuale produzione di biogas avviene in impianti distribuiti sul territorio, situati in zone rurali e distanti in genere dai luoghi di consumo. Il trasporto
dell’energia prodotta, in particolare del calore, dà luogo a notevoli perdite dovute alla dissipazione. L’immissione del biometano nella rete di distribuzione
del gas, raggiungendo direttamente i consumatori finali non darebbe, invece,
luogo a perdite dovute al trasporto. Diverso per l'energia elettrica, ad oggi
prodotta però dal biogas, grazie alla capillarità della rete elettrica.
Biometano per
l'indipendenza
energetica
dall’estero
Inoltre, la direttiva 2009/73/CE è tesa a favorire l’apertura del mercato del
gas, ma richiede che l’accesso del biometano a tali reti non ponga problemi di
ordine tecnico o di sicurezza. Sono due i requisiti che devono essere verificati:
le specifiche per l’immissione in rete (ad esempio il contenuto di metano ed
anidride carbonica, l’indice di Wobbe, il potere calorifico) e le caratteristiche
della rete di distribuzione (l’immissione dovrebbe avvenire a livello locale
nelle condotte di 6a e 7a specie). Dopo la fase di upgrading il biometano ottenuto deve quindi essere sottoposto ad una fase di odorizzazione e di regolazione della pressione, necessarie per immetterlo in rete. La compressione è
vantaggiosa per condotte a media pressione (da 1 a 12 bar), mentre non lo è
per l’immissione in condotte in alta pressione (>12 bar).
L'immissione del biometano in rete, nonostante il suo costo sia generalmente
superiore a quello di approvvigionamento del gas naturale, trova una ragione
nella prospettiva di una strategia energetica nazionale tesa a ridurre la dipendenza dall'estero e i connessi rischi geopolitici. Non a caso, l’utilizzo di feedstock prodotti sul suolo nazionale costituisce un pilastro delle politiche di
indipendenza energetica dall’estero di diversi Paesi. Gli Stati Uniti, ad esempio, hanno favorito la diffusione di fonti energetiche prodotte internamente
54
Il biometano
anche laddove non vi era una giustificazione economica, per diversificare il
mix di approvvigionamento e ridurre il fuel risk.
Ugualmente, l'utilizzo del biometano per l'impiego cogenerativo è incentivato
in molti Paesi, ad esempio in Germania, dove si applicano lo stesso sistema tariffario relativo al biogas. La TO, i cui valori si riducono del 2% ogni anno, si
compone di una tariffa base e di premi. Tra questi è presente l’upgrading, rendendo così economicamente attraente il biometano (Tabella 40).
Germania:
incentivi per
l’utilizzo del
biometano in
cogenerazione
Tabella 40: Sistema incentivante del biometano in Germania
Potenza equivalente (kW)
> 150
≤ 500
≤ 750
≤ 5.000
Tb (€/MWh)
143
123
111
111
Bonus per upgrading (€/MWh)
≤ 700 Nm3/h: 30
≤ 1.000 Nm3/h: 20
≤ 1.400 Nm3/h: 10
Fonte: DENA
In conclusioni, le opportunità del biometano rispetto al biogas sono:



efficienza maggiore, dato che l’utilizzo non deve avvenire nelle vicinanze dell’impianto;
maggiore durata degli apparecchi utilizzatori, poiché il metano è purificato;
maggiore flessibilità, che si traduce in una gamma più ampia di soluzioni di utilizzo.
Infatti, è possibile utilizzarlo nella rete del metano, negli erogatori di carburante per i trasporti e nelle centrali di cogenerazione dove sono presenti produzioni industriali che necessitano di calore tutto l’anno.
55
4. Il ruolo del biometano nello scenario
energetico italiano
4.1 Il potenziale del biometano
Nel valutare il potenziale del biometano è indispensabile prendere in considerazione entrambe le principali filiere del biogas, cioè quella agricola e quella
della Forsu.
Il valore di partenza considerato è quello proposto dall’ENEA, su elaborazioni
di dati riportanti nell’Atlante delle Biomasse, che prospetta un potenziale di
4,55 miliardi di m3 di biometano (Tabella 41). Le biomasse residuali forniscono il contributo principale (39%) ma significativa è anche la quota attribuita
alle colture energetiche (23%) e ai reflui zootecnici (22%) rivestono un ruolo
importante 40.
Tabella 41: Stima iniziale del potenziale di biometano (milioni m3)
Substrati
Reflui zootecnici
Scarti macellazione
Forsu
Biomasse residuali
Colture energetiche
Totale
Biogas
1.827
43
1.330
3.200
1.950
8.350
Biometano
1.005
24
732
1.760
1.034
4.555
Fonte: ENEA
Occorre, inoltre, considerare la quantità di biogas ottenibile da fanghi di depurazione di reflui urbani, stimate complessivamente in 300 milioni di m3 (ENEA, 2009). Tale stima è molto conservativa, in quanto:
1. i dati sugli impianti di depurazione sono desunti dal censimento del
2000, pertanto è probabile che il miglioramento tecnologico renda
possibile l’abbassamento della taglia di impianto al disotto del limite
di 50.000 Abitanti Equivalenti Serviti, considerato il minimo economicamente sostenibile. Il limite di dimensione di 50.000 corrisponde al
64% della popolazione servita, per un totale di 212 impianti, ed esclude il 96% degli impianti;
40
56
Ipotesi che il contenuto di CH4 presente nel biogas sia pari al 55%.
Il biometano
2. per l’imprecisione dei dati del censimento, è difficile conoscere le reali
condizioni dei fanghi trattati ed è stato pertanto utilizzato un valore
estimativo medio.
Recenti stime sul potenziale di produzione di biometano in Italia evidenziano
che per le superfici dedicabili a colture energetiche si prevede una crescita
dagli attuali 85.000 ha a 400.000 ha nel 2030 (CIB 2012). Presupponendo
un’inversione della percentuale di utilizzo di biomasse dedicate, rispetto alle
biomasse di integrazione, dall’attuale 77% al 35% nel 2030 ed un indice di
produttività per ettaro di 7000 m3 di metano, si stima un potenziale entro il
2030 pari a 8 miliardi di m3 (Figura 21).
Figura 21: Stima del potenziale di biometano in Italia
Fonte: Consorzio Italiano Biogas e Gassificazione
Alla luce delle considerazioni esposte ed aggregando i dati sopra riportati stimiamo il potenziale lordo di biogas in 10,3 miliardi di m3, ovvero in un potenziale lordo di biometano di 5,6 miliardi di m3.
Nel valutare il potenziale netto di produzione di biometano, occorre tuttavia
tenere conto del quantitativo di biogas già impiegato ad oggi per la cogenerazione. Per stimarlo, abbiamo considerato che la potenza installata a fine 2012
è di 672 MW (Tabella 1) e che da un impianto di 1 MW sono prodotti in media
circa 4 milioni di m3 di biogas (Tabella 35). Quindi i substrati attualmente impiegati corrispondono alla produzione di 2,7 miliardi di m3 di biogas, ovvero a
1,5 miliardi di m3 di biometano. Quindi i relativi potenziali annui sono 7,6 miliardi di m3 di biogas oppure 4,1 miliardi di m3 di biometano (Figura 22).
Complesso
stimare il
potenziale
effettivo di
biometano
57
Figura 22: Il potenziale annuo del biometano, dati in milioni di m3
4110
Potenziale netto
5588
Potenziale lordo
Fanghi di depurazione
Colture energetiche
477
900
1590
1760
Biomasse residuali
Forsu
Scarti macellazione
Reflui zootecnici
24
43
732
1330
7612
10300
3000
3200
1005
1827
Biometano
Biogas
Fonte: Energetica
4.2 Il biometano nel contesto energetico italiano
Il bilancio energetico nazionale evidenzia che negli ultimi dieci anni da un lato
la quota di energia derivante da petrolio è notevolmente diminuita (11%),
dall’altro è aumentata la quota generata da gas naturale (3,5%) e soprattutto
quella dalle fonti rinnovabili (6%) (Ministero dello Sviluppo economico
2012). Il biometano quindi può contemporaneamente incrementare la quota
rinnovabile e sostituirsi al gas naturale.
Nel periodo 2007-2011 la produzione italiana media annua di gas naturale è
stata di 8.766 milioni di m3 rappresentando il 10% circa dei consumi lordi,
mentre le importazioni sono state pari a 73.158 milioni di m3 41.
Supponendo di avere un consumo lordo pari al valore medio del periodo
2007-2011, ovvero 81.764 milioni di m3, nel medio e lungo periodo si ipotizza
che il biometano copre il 5% (crescita moderata) o il 10% (crescita accelerata) del consumo lordo. I volumi prodotti sostituiscono e, quindi, riducono
l’importazione di gas naturale e sono rispettivamente pari a 4,1 miliardi di m3
e 8,2 miliardi di m3 (Tabella 42).
Tabella 42: Produzione di biometano a livello di sistema
Scenari
To be (moderata)
To be (accelerata)
Produzione FER/Consumo lordo
5%
10%
Biometano
4,1 miliardi m3
8,2 miliardi m3
Fonte: Althesys
Il consumo lordo di gas è composto dalla produzione, dall’importazione, dall’esportazione e dalle scorte.
41
58
Il biometano
Di seguito ipotizziamo i possibili consumi di biometano nel settore dei trasporti e in quello dell’elettricità.
Allo stato attuale i veicoli a gas (NGV) sono il 2% di quelli totali (TV) ed ipotizzando che tutti gli attuali NGV usino biometano in sostituzione del gas naturale è possibile definire il fabbisogno as is in 0,9 miliardi di metri cubi 42
(Tabella 43). In scenari di medio e lungo termine è possibile immaginare che il
grado di penetrazione presenti una crescita moderata, tale da raggiungere il
5% o una crescita accelerata giungendo al target del 10%. Individuati il numero dei veicoli (nuovi o da convertire) per raggiungere tali obiettivi gli scenari to be definiscono rispettivamente un consumo di 2,3 e 4,5 miliardi di m 3
di biometano.
Scenari
%NGV/TV
NGV
∆NGV
Biometano
Tabella 43: Consumo di biometano nell’autotrazione
As is
To be (moderata)
To be (accelerata)
2%
5%
10%
785.000
785.000
785.000
0
1,3 milioni
3,3 milioni
0,9 miliardi m3
2,3 miliardi m3
4,5 miliardi m3
Fonte: Althesys
Il Decreto sulla Produzione di Energia Elettrica da Fonti Rinnovabili D.M. 6
Luglio 2012 fissa per il periodo 2013-2015 dei contingenti annuali di potenza
per ciascuna fonte rinnovabile e nel caso delle bioenergie 43 per il 2014 e 2015
sono pari a 160 MW per i registri e 65 MW per i rifacimenti.
Alcune
ipotesi di
sviluppo
Considerato che allo stato attuale il biogas rappresenta il 31% della produzione elettrica da bioenergie 44 e che il settore elettrico in Italia si trova in una situazione di overcapacity, per scenari di breve e medio termine si ipotizza una
quota percentuale del biogas-biometano rispetto alle altre biomasse pari al
50% (scenario moderato) o al 70% (scenario accelerato, Tabella 44).
Il biometano producibile è determinato dall’ipotesi che in media da 1 MW di
potenza installata si producono 4 milioni di m3 di biogas (Tabella 35) e che il
contenuto di metano nel biogas è il 60%. Per raggiungere gli obiettivi prefissati nei vari scenari per il biennio 2014-2015 occorrono 0,54 e 0,76 miliardi di
m3 di biometano.
Consumo medio annuale di una singola auto è 1.100 m3.
Biomasse di cui all’ articolo 8, comma 4, lettere a), b) e d), biogas, gas di depurazione e gas di discarica e bioliquidi sostenibili.
44 Dal bilancio energetico nazionale 2011 emerge che la produzione elettrica per le
bioenergie è pari a 10.832 GWh, di cui 3.404 GWh da biogas.
42
43
59
Tabella 44: Consumo di biometano nel settore della cogenerazione
Scenari
% biometano/biomasse
Potenza da installare (MW)
Biogas (milioni m3)
Biometano 2014
Biometano 2015
To be (moderata)
20%
113
452
0,27 miliardi m3
0,27 miliardi m3
To be (accelerata)
25%
158
632
0,38 miliardi m3
0,38 miliardi m3
Fonte: Althesys
4.3 Le prospettive e le proposte di sviluppo
Il rapporto traccia una panoramica sintetica sul settore del biometano in Italia, sia da un punto legislativo che tecnico-economico e valuta le prospettive di
sviluppo derivanti dalla produzione di carburanti, energia elettrica e calore
dall’impiego di biomasse residuali.
Il biometano è una risorsa al momento inutilizzata nel mercato energetico italiano perché, nonostante presenti vari vantaggi, si caratterizza per un ritorno
dell’investimento non attraente rispetto al biogas a causa dei maggiori costi di
produzione.
E' una fonte rinnovabile programmabile, in grado di bilanciare la produzione
delle altre FER, di ridurre il fuel risk, di diminuire l’inquinamento ambientale,
di favorire lo sviluppo dell’economia locale e di consentire un uso efficiente
delle risorse, poiché può utilizzare le materie prime nazionali e fornire
un’ampia flessibilità nell’utilizzo finale.
I dati riportati dal mondo scientifico e le esperienze internazionali, ad esempio della Germania, dell’Olanda e della Svezia, testimoniano tanto le opportunità quanto l’attualità del tema.
Al pari delle altre fonti rinnovabili è difficile ipotizzare un suo utilizzo in assenza di una precisa politica energetica, che ne riconosca la strategicità per il
nostro Paese e preveda quindi adeguate misure per sostenerne la diffusione.
Alla luce dei risultati visti finora, le tipologie di investimento da favorire, tanto
per impianti nuovi quanto per impianti da integrare con processo di upgrading, concernono l’utilizzo di biometano:
60

dai sottoprodotti di tipo D (per esempio Forsu) per destinarlo all'alimentazione delle flotte aziendali delle stesse imprese attive nei servizi
ambientali che raccolgono la Forsu;

da impianti misti con biomasse di tipo A (ad esempio, colture energetiche) e di tipo B (come i reflui zootecnici), con quest’ultimi presenti
almeno al 70%, per destinarlo alle flotte aziendali o immetterlo in rete;
Il biometano
Sebbene i benefici economici e sociali possano non giustificare appieno tali
investimenti (dato anche che il prezzo della CO2 è a livelli minimi), una politica energetica attenta e lungimirante potrebbe indirizzare verso il biometano
come un tassello importante di una strategia di indipendenza energetica
dall’estero. Tali iniziative produrrebbero dei benefici ai seguenti soggetti:

le aziende agricole, che diversificano il loro portfolio ed aumentano il
proprio fatturato utilizzando delle materie prime disponibili;

il settore manifatturiero e quello impiantistico, dato che siamo tra i
leader europei nella produzione dei sistemi per la produzione di biogas e per il trattamento ed il trasporto del gas naturale;

l’industria automobilistica, poiché presentiamo il maggior numero dei
veicoli a metano in Europa e siamo i leader in Europa nella produzione
di questi veicoli;

le public utilities, soprattutto quelle attive nei servizi ambientali, che
potrebbero investire in progetti dal rendimento soddisfacente e dal rischio contenuto, creando delle filiere virtuose, alimentando i propri
veicoli per la raccolta dei rifiuti a biometano;

i cittadini, poiché si creano delle opportunità di lavoro e viene ridotto
l’inquinamento atmosferico.
In conclusione il biometano può rivestire un ruolo strategico nella politica per
le energie rinnovabili con risvolti ambientali, sociali ed economici interessanti. In concreto alcune possibili proposte di policy potrebbero essere centrate
su strumenti non economici o comunque che non alterino in modo significativo l'attuale dimensione economica degli incentivi alle fonti rinnovabili. Di seguito alcune possibili proposte.
Target di biometano per i mezzi delle aziende ambientali
Introdurre una norma che preveda per le aziende dei servizi ambientali l'obbligo di una quota, crescente nel tempo, di veicoli alimentati a biometano prodotto con la Forsu raccolta.
Un pacchetto
articolato di
proposte per
sviluppare il
biometano
I costi di produzione del biometano da Forsu, come abbiamo visto, sono competitivi rispetto al prezzo di acquisto del metano per autotrazione presso i distributori. Non sarebbero quindi necessari incentivi economici per gli impianti di maggiori dimensioni.
Le imprese di igiene urbana potrebbero realizzare gli impianti per la produzione di biometano presso i propri siti, trovando così una destinazione all'organico raccolto, e alimentare direttamente i mezzi aziendali per la raccolta dei
rifiuti e la raccolta differenziata.
61
Obiettivi di miscelazione di biometano per i biocarburanti
La Direttiva 20-20-20, come è noto pone un obiettivo di fonti rinnovabili del
10% per il settore dei trasporti.
Mentre nel settore elettrico, l'Italia soddisfa ampiamente gli obiettivi europei,
si trova ancora molto indietro su quelli per il trasporto, qualunque siano le
opzioni considerate, sia auto elettrica o biofuel.
In quest'ottica di potrebbe proporre un target specifico di miscelazione di
biometano nel gas per autotrazione.
Tale misura, tra l'altro, soddisferebbe il criterio del double counting, essendo il
biometano di produzione nazionale e a basse emissioni. Si tratta di definire un
obiettivo equilibrato che, dato il maggior costo del biometano rispetto al gas
naturale, comporti una variazione modesta sul costo medio ponderato del gas
distribuito.
Grants switch per la cogenerazione
Considerata l'overcapacity nel comparto elettrico, si potrebbe immaginare di
destinare gli incentivi (o parte di essi) oggi previsti per la generazione elettrica da biogas solo alla cogenerazione da biometano.
Data l'attuale struttura del meccanismo di incentivazione italiano, potrebbe
anche essere agevole seguire il modello tedesco, che prevede un premio per
l'upgrading.
Grants switch o target per immissione in rete
Lo stesso meccanismo di trasferimento degli incentivi dalla generazione elettrica al biometano potrebbe essere previsto nel caso di sua immissione in rete.
Dato l'attuale differenziale di costo tra biometano e gas naturale, il livello di
incentivazione sarebbe relativamente oneroso e quindi, a parità di risorse disponibili, i volumi immessi in rete piuttosto contenuti.
In alternativa, o in combinazione, potrebbero essere previsti obiettivi obbligatori di immissione nella rete del gas naturale, soddisfatti ovviamente i requisiti tecnici e di sicurezza.
Anche in questo caso, tuttavia, bisognerebbe fissare valori bilanciati in modo
che l'incremento del costo medio ponderato del gas distribuito sia molto contenuto.
In conclusione, è possibile immaginare un ventaglio di opzioni di policy che
permettano uno sviluppo equilibrato del biometano nel quadro dei più ampi
obiettivi per le fonti rinnovabili e nell'ottica di una strategia energetica nazionale attenta a favorire le produzioni nazionali e ridurre il fuel risk.
62
Il biometano
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Alessandro Marangoni
EEconomista
i
aziendale,
i d l è esperto di strategia
i e finanza
fi
neii settorii energia
i e
ambiente, sia a livello accademico che professionale.
Docente e consulente con una vasta esperienza in diversi settori industriali e dei
servizi, è autore di numerose pubblicazioni di strategia e di gestione aziendale.
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