Osservatorio Agroenergia

Il Biometano. Potenzialità, economics e

prospettive di sviluppo

In collaborazione con:

Il biometanoIl biometano. Potenzialità, economics e prospettive di sviluppo

Alessandro Marangoni

Idiano D’Adamo

Pi M tti lPiero Mattirolo

In collaborazione con:

Si ringraziano per la preziosa collaborazione i partner del rapporto. Si intende tuttavia che laresponsabilità circa i contenuti, le valutazioni e le tesi sostenuti rimane a totale carico dell’Autore.

Il biometano

1

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

2

Il biometano

3

1. Introduzione

L’obiettivo di questo rapporto 2013 dell’Osservatorio Agroenergia è esamina-

re il settore italiano del biometano, tracciandone i principali profili tecnici ed

economici, identificando i fattori che ne possono favorire o ostacolare la diffu-

sione 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 normati-

va, 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 car-

bon negative e permette di impiegare risorse rinnovabili nazionali provenien-

ti 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, indi-

cando 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. Ciascu-

na 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 de-

finito 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.

4

La convenienza del biometano può dipendere anche dalla sua destinazione e

le alternative da prendere in considerazione sono: l’autotrazione, la produ-

zione 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 a-

gricole e di residui nazionali rende comunque interessante il suo sviluppo.

In alcuni casi, poi, la sostenibilità ambientale può accompagnarsi a quella eco-

nomica. 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 interes-

sante 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'op-

zione 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 disegna-

re 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 ser-

vizi ambientali;

la fissazione di obiettivi di miscelazione di biometano per il gas per au-

totrazione 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 con-

tempo, la crescita di questo settore sarebbe un’opportunità per il settore agri-

colo e industriale italiano.

Il biometano

5

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 bio-

carburanti 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 agrico-

lo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per la

produzione di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle e-

missioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produ-

zione 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 re-

lativi alla diffusione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili,

in particolare fintantoché le tariffe elettriche nel mercato interno non riflette-

ranno pienamente i costi ambientali e sociali e i vantaggi delle fonti energeti-

che utilizzate”. La Direttiva 2009/28 afferma (41) il carattere prioritario che

deve essere riconosciuto agli impianti di produzione di energia da fonti rinno-

vabili: “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 del-

la rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di elettricità, riscal-

damento e raffreddamento o di carburanti per autotrazione da fonti energeti-

che 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 orien-

tamenti 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 otte-

nere accesso non discriminatorio al sistema del gas, a condizione che detto ac-

cesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecniche e le esigenze

di sicurezza pertinenti”.

6

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 ori-

gine agricola, sia di quelli alimentati con la frazione organica dei rifiuti solidi

urbani (Forsu). Poiché la TO era accessibile per tutti gli impianti aventi poten-

za 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

Anno

Impianti

installati

PTOTALE

MW

Nuovi

impianti

PTOTALE

MW

PMEDIA

MW

2009 240 157

2010 313 209 73 52 712

2011 531 379 218 170 780

2012 giugno 638 476 107 97 907

2012 proiezione 850 672 319 293 920 Fonte: GSE

La preoccupazione di una potenziale concorrenza sulle risorse agricole da

parte di soggetti estranei all’agricoltura, attratti dalla remuneratività degli in-

centivi, ha motivato le organizzazioni agricole ed il legislatore a favorire im-

pianti più piccoli (crescita dell’incentivo al decrescere della taglia di impian-

to). L’obiettivo è di favorire gli impianti alimentati da Forsu e da sottoprodotti

dell’attività dell’azienda, piuttosto che con biomasse coltivate. La minore ge-

nerosità 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 cir-

ca 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 im-

piantistiche italiane. Inoltre le stesse aziende straniere si sono dotate di consi-

stenti 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 Proiezione basata su dati GSE fine giugno 2012.

L’incentivazione ha favorito la crescita del biogas

Forsu e sottoprodotti agricoli sono

strategici

Il biometano

7

aziende italiane, perché farà leva su punti di forza del Made in Italy industria-

le, come l’impiantistica del gas naturale (Tabella 2).

Tabella 2: Le quote di mercato degli impianti di biogas in 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 CO2 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 agrico-

lo, nella logistica, nella progettazione e costruzione di impianti. Il biogas offre

un’interessante opportunità di reddito per gli agricoltori, contribuendo a ren-

dere 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.

Azienda 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

La filiera industriale del biogas è made in Italy

8

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 mini-

mo 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 fossi-

le. 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, poi-

ché 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 princi-

pale componente è l’anidride carbonica (CO2); inoltre contiene, in piccole per-

centuali, 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 fon-

damentalmente sono tre.

2 Nel caso delle Forsu va opportunamente trattato.

Il biometano

9

Figura 1: Dal biogas al gas in 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 orga-

nica 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 co-

me 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 am-

moniaca 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 u-

tilizzato, 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

Biogas Rimozione

delle impurità

Rimozione di anidride carbonica

Biometano Post trattamento

Gas per rete

10

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 esclusi-

vamente 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 semiperme-

abilità di alcuni polimeri, che sono impermeabili dal metano, ma permeabili

da parte dell’anidride carbonica. Per ottenere una buona separazione, è ne-

cessario 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 mem-

brana è la preventiva rimozione dell’H2S e di altre impurità.

Criogenico

Questa tecnologia si basa sul fatto che gas differenti hanno differenti tempera-

ture 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 confi-

gurazioni che presentino disponibilità di energia o di freddo (es. in combina-

zione 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 condizio-

namento (aggiunta di propano per raggiungere il potere calorifico desidera-

to), 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.

Il biometano

11

2.4 Alcune esperienze internazionali

Il numero degli impianti installati nel 2012 è pari a 219 di cui il 46% è localiz-

zato 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 utiliz-

zato 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).

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 dimen-

sione e di più recente costruzione, la tecnologia a membrane sembra farsi

strada (Figura 3).

Figura 3: Tecnologie di upgrading utilizzate 5

Fonte: DENA, IEA

3 A tali dati occorre aggiungere n.2 impianti Japan, Spain, Finland e France, n.1 im-pianto 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.

100 57

16 13 12 6 3

Ger

man

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Swit

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82

52 48

12 11

PW

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A, D

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Mem

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na

Gen

oso

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46% degli impianti di biometano in Germania, il 26% in Svezia

12

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 classifica-

zione ufficiale), che comprende generalmente, ma non esclusivamente la For-

su. 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

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 bio-

gas. 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 Germa-

nia: soltanto nel 2006 sono entrati in esercizio i primi due impianti. Tuttavia,

nel 2012 ne erano già in funzione circa 100.

Substrati Utilizzo

Rifiuti biologici, fanghi depurazione 8,5%

Rifiuti biologici, Effluenti zootecnici, fanghi depurazione 1,7%

Rifiuti biologici, Effluenti zootecnici 11,9%

Rifiuti biologici 0,6%

Fanghi depurazione, Rifiuti biologici, coltivazionienergetiche 0,6%

Effluenti zootecnici, Rifiuti biologici 1,1%

Effluenti zootecnici, coltivazioni energetiche, Rifiuti biologici 1,1%

Rifiuti biologici,effluentizootecnici 3,4%

Sottoprodotti animali 0,6%

Scarti distillazione, coltivazioni energetiche 0,6%

Fanghi depurazione, scarti macellazione 0,6%

Fanghi depurazione, scarti distillazione 0,6%

Fanghi depurazione, Effluenti zootecnici 0,6%

Fanghi depurazione 19,1%

Effluenti zootecnici, coltivazioni energetiche 9,6%

Effluenti zootecnici bovini, sottoprodotti dolciari, grassi 0,6%

Effluenti zootecnici 1,7%

Discarica 9,6%

Coltivazioni energetiche, fanghi 0,6%

Coltivazioni energetiche 16,4%

Co-digestione agricola 0,6%

Nonspecificato 10,2%

Il biometano

13

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 cu-

bi all’anno, di cui 40 dalla Russia. Il biometano viene quindi considerato stra-

tegico per diminuire la dipendenza energetica, con l’obiettivo di soddisfare il

10% dei consumi lordi. In Germania coesistono due reti diverse per il gas na-

turale, 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 pro-

veniente dalla Russia e dal Mare del Nord.

Gli incentivi tedeschi per il biogas sono contenuti nella EEG 2009, aggiornata

con la EEG 2012 e sono molto articolati, essendo erogabili al raggiungimento

di una serie di condizioni, legate alle dimensioni di impianto, alle biomasse u-

tilizzate ed altri criteri specifici di premialità (es. emissioni). Per quanto ri-

guarda il biometano, il premio è riconosciuto esclusivamente per il suo impie-

go cogenerativo ed erogato in base alla produzione elettrica, similmente a

qualsiasi impianto di biogas, ma, grazie all’immissione in rete, con la possibili-

tà di disaccoppiare la produzione di gas dalla cogenerazione. È da notare che

la EEG 2012 compie una drastica inversione di marcia rispetto al percorso se-

guito 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 svilup-

po di nuovi impianti.

Per quanto riguarda il gas, la norma di riferimento è la GasNZV del 2010 (spe-

cifiche gas di DVGW). Tra gli aspetti più significativi di questa norma, che at-

tua 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 connessio-

ne, 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 inso-

stenibilità 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 au-

tomobilistico. La strategia nazionale per i biocarburanti è di raggiungere un

In Germania il biometano può soddisfare il 10% dei consumi

Incentivi per la cogenerazione

14

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 pro-

cessi 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 equival-

gono, 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 colti-

vate ed effluenti zootecnici (Figura 5).

Figura 5: Germania – Dimensione impianti upgrading e substrati

Fonte: IEA

6 Corrispondono circa ad impianti di biogas di 500 kW e 1,5 MW.

Impegno non vincolante ad

immettere in rete biometano fino al 20% del consumo

di gas

Il biometano

15

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 pro-

pri 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).

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 co-

digestione 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

Impiego del biometano per autotrazione e mobilità pubblica

16

fronte di una prospettiva di digestione anaerobica decuplicata rispetto ai va-

lori 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 punta-

no 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 destina-

zioni 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.

L’incentivazione del biometano è basata su un prezzo per metro cubo immes-

so 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, tut-

tavia può godere della remunerazione dei certificati di immissione in consu-

mo per i biocarburanti. Per il 2013, il governo intende aumentare gli investi-

menti nelle rinnovabili e accrescere il ruolo del biometano nell’autotrazione,

finanziandoli con aumenti impositivi sui consumi energetici. Come in Germa-

nia 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 di-

mensione. Per quanto riguarda l’alimentazione, gli impianti non utilizzano

biomasse coltivate, bensì Forsu e scarti agroalimentari; inoltre, essi apparten-

gono generalmente a municipalizzate o all’industria (Figura 8).

Figura 8: Paesi Bassi – Dimensione impianti upgrading e substrati

Fonte: IEA

Accrescere il ruolo del biometano

nei trasporti

Il biometano

17

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 proprie-

tà 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

18

3. Gli economics del biometano

3.1 L’analisi economica

Il biometano è una fonte potenzialmente interessante per un sistema energe-

tico 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.

Il biometano è una fonte rinnovabile in grado di usufruire delle infrastrutture

esistenti, di bilanciare la produzione delle altre fonti rinnovabili (FER) e di so-

stituire 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 esse-

re 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-

Biometano, pluralità d'usi

e flessibilità rispetto al

biogas

Il biometano

19

zione. La produzione di biometano consente una diminuzione della dipenden-

za dall’estero per il rifornimento del gas naturale, una riduzione delle emis-

sioni 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 sin-

goli feedstock e le caratteristiche degli impianti. Successivamente, si descri-

vono gli economics, individuandoli in funzione della materia prima, della di-

mensione 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

20

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 suddivi-

dono 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 ce-

neri (Figura 12). Solamente i SV (frazione organica) possono essere trasfor-

mati 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 so-

stanza 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 deter-

mina l'efficienza/velocità con cui il biogas è prodotto durante la digestione

anaerobica.

Il biometano

21

Figura 12: Composizione delle matrici organiche

Fonte: CRPA

In Tabella 5 è riportato il potenziale di biogas producibile dalle biomasse di-

sponibili per la digestione anaerobica (Nm3/kgST) utile a definire il Biochemi-

cal Methane Potential (BMP) che quantifica la potenzialità produttiva di una

biomassa ed è espresso in Nm3/kgSV. La digestione anaerobica (AD) è la de-

composizione 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 produzione di biogas è in linea tanto con la Direttiva sull’Energia Rinnova-

bile (2009/28/CE) quanto con una politica sostenibile di gestione dei rifiuti.

In tale ottica occorre ridurre la quantità di rifiuti biodegradabili smaltiti in di-

scarica (Direttiva 1999/31/CE) e favorire il riciclo e il recupero dei rifiuti (Di-

rettiva 2008/98/CE).

Tabella 5: Il potenziale di biogas da diversi substrati

Fonte: Gruppo Ricicla

Materiali Biogas

m3/t

Biogas

m3/tST

ST

%TQ

SV

%ST

C

%ST

N

%ST

P

%ST

K

%ST

Liquame suino 21 234 9,07 76,63 40,80 5,40 2,25 4,41

Liquame bovino 37 367 10,2 82,96 48,14 5,89 0,62 3,83

Letame b.- s.mais 30 164 18,56 69,94 33,61 3,46 0,55 5,88

Glicerina 583 595 98 99,8 53,72 0,11 1,81 0,24

Forsu 158 586 27,03 89,58 48,42 2,72 0,44 1,03

Siero di latte 104 480 21,59 98,12 49,7 0,63 0 0

S. macellazione-st 408 1010 40,44 96,7 49,51 4,25 0,26 0,53

S. macellazione-sa 90 736 12,28 96,41 50,81 36,64 0,15 1,06

Pula di riso 565 656 86,14 93,31 45,25 2,34 1,81 0,95

Mais 1°raccolto 197 649 30,36 95,96 47,83 1,33 0,647 1,50

Mais 2°raccolto 180 585 30,77 95,53 45,50 1,05 0,19 1,20

Mais 3°raccolto 185 591 31,36 96,11 45,39 1,08 0,18 1,18

Segale 166 498 33,35 88,8 44,52 1,16 0,32 2,99

Miscugli Erbasilo 123 563 21,81 91,87 44,41 1,51 0,24 2,98

Triticale 83 454 18,28 91,63 44,87 1,29 0,10 2,94

Sorgo 76 505 15,12 90,15 42,60 2,06 0,21 2,56

La producibilità di biogas dipende dal substrato

22

Le biomasse solide e il biogas possono compensare le fluttuazioni dell’energia

elettrica generata dall’eolico e dal solare. Infatti le reti elettriche non sono

progettate in modo da essere funzionali ad una diseguale distribuzione regio-

nale e le centrali elettriche convenzionali hanno la tendenza a bilanciare le

fluttuazioni della domanda di energia e non quelle generate dall’offerta. Il bio-

gas grezzo può essere bruciato per produrre calore o elettricità dopo aver su-

bito 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 è il gas ottenuto da fonti rinnovabili avente caratteristiche e con-

dizioni 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 pa-

ragonabile al gas naturale (Tabella 6).

Il biometano valorizza il biogas

Il biometano può essere

immesso nella rete gas

Il biometano

23

Tabella 6: Composizione percentuale del biogas e del gas naturale

Fonte: Annesini et al.

La domanda di gas in Unione Europea dovrebbe aumentare di circa il 16% en-

tro il 2030 e ciò incrementa il rischio di essere dipendenti dalle importazioni;

il biometano può essere in parte una soluzione a tale problema e le tecnologie

di produzione consentono un uso efficiente delle risorse per:

le notevoli quantità di materie prime disponibili;

la molteplicità di risorse che possono essere potenzialmente converti-

te da queste tecnologie (Bordelanne et al. 2011).

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 an-

nuale 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 ca-

lorifico 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 con-

tenuto di CH4 al 55%, il suo LHV è pari a 5,48 kWh/m3.

Tabella 7: Produzione di CH4 in funzione del substrato

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 po-

tenza 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-

biogas gas naturale

Metano 50-70 93-98

Etano - <3

Propano - <2

Azoto <3 <1

Ossigeno <2 <1

Anidride carbonica 25-40 -

Acqua 2-7 -

H2S <1 -

Ammoniaca <1 -

Silossani tracce -

Substrati Letame suino P.frumento Glicerolo Totale

Input (t feedstock/y) 20.000 10.000 15.000 45.000

ST (g ST/kg feedstock) 56,00 850,00 800,00

ST/SV (%) 80,00 94,00 95,00

SV (g SV/kg feedstock) 44,80 799,00 760,00

m3CH4/t SV 362,50 334,89 631,58

m3 CH4/y 324.800 2.675.800 7.200.000 10.200.600

m3 Biogas/y 523.871 4.315.806 11.612.903 16.452.581

Il biometano consente un uso più efficiente delle risorse

24

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 pre-

sente 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 nel-

la componente secca di una biomassa. In questo lavoro il potenziale di produ-

zione 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 contri-

buti 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

Misto Forsu Colture e. Mais1°r Triticale

Biogas potenziale (m3/t) 47,09 141,54 102,39 189,04 76,05

Feedstock (t) 1 1 1 1 1

Biogas (m3) 47,09 141,54 102,39 189,04 76,05

%CH4 nel biogas 57% 60% 58% 65% 50%

Biometano (m3) 27,15 84,92 59,38 122,88 38,03 Fonte: Althesys

Nello scenario teorico di raccolta e lavorazione di una singola tonnellata di fe-

edstock 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 con-

tributo del liquame suino (≈ 9 m3) e del liquame bovino (≈ 18 m3).

7 kWh elettrici = kWhel. In questo lavoro si considera kWhel = kWh. 8 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 bovi-no e suino.

Il potenziale del biometano è in

funzione del feedstock

Il biometano

25

Il contenuto di metano presente nel biogas corrisponde al potenziale del bio-

metano 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)

%CH4 low %CH4 base %CH4 high

Misto 24,43 27,15 29,86

Forsu 76,43 84,92 93,41

Energy Crops 53,45 59,38 65,32

Mais 1°r 110,59 122,88 135,16

Triticale 34,22 38,03 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 sce-

nari 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

%CH4 low %CH4 base %CH4 high

Misto 40,93 36,83 33,48

Forsu 13,08 11,78 10,71

Energy Crops 18,71 16,84 15,31

Mais 1°r 9,04 8,14 7,40

Triticale 29,22 26,30 23,91 Fonte: Althesys

La filiera biogas-biometano è carbon negative poiché il biometano va a sosti-

tuire il gas naturale di origine fossile. Se dalla combustione dei carburanti fos-

sili 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 tra-

mite 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 biogas-biometano è carbon negative

26

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 e-

missioni 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

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 veico-

lo 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)

Fonte: DENA

10 Einbeck.

Natural gas Biomethane Biomethane

German mix Estimation Experience

Residue fertilizer credit -31,8

CH4 emissions overall 1,8

Upgrading, heat 0,85

Upgrading, power 16,6 6,32

Residue management 3,2

Fermenter, power 8,46

Fermenter, heat 13,2 0,25

Substrate production 245 66,6 26,96

GHG emissions 245 67,8 44,64

Biocarburanti GHG emissioni

Fossil fuels Benzina 164

Diesel 156

GPL 141

Gas naturale (metano) 124

Biofuels Metano (biometano 20%) 100

Biometano 100% 5

Etanolo 111

Biodiesel 95

Electric drive Elettrico (attuale mix energetico) 75

Elettrico (100%eolico) 5

Il biometano

27

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 sud-

dividerli in:

costi di investimento, quali opere strutturali, impianti meccanici ed e-

lettrici, vasche di stoccaggio, componentistica generale e decommis-

sioning;

costi di esercizio, quali manutenzione degli impianti, consumo elettri-

co e termico per il loro funzionamento, eventuali costi di feedstock (ad

esempio per gli insilati occorre considerare la coltivazione), smalti-

mento 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 significa-

tivo tanto per le colture dedicate quanto per gli scarti o sottoprodotti

dell’industria agro-alimentare; per i liquami/letami si considera un valore e-

stremamente 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.

28

Tabella 13: Costo di produzione del biogas da colture, dati in €/kWh

Costo App G&M Amm Tot Tot (€/m3) 11

Size (MW) 0,5 1 0,5 1 0,5 1 0,5 1 0,5 1

Mais 1°r 0,08 0,08 0,06 0,04 0,06 0,04 0,20 0,16 0,74 0,59

Mais 2°r 0,11 0,11 0,06 0,03 0,06 0,04 0,23 0,18 0,85 0,67

Mais 3°r 0,12 0,12 0,06 0,03 0,06 0,05 0,24 0,20 0,89 0,74

Segale 0,15 0,15 0,06 0,03 0,06 0,05 0,27 0,23 1,00 0,85

Mix Erbasilo 0,09 0,09 0,07 0,03 0,06 0,05 0,22 0,17 0,81 0,63

Triticale 0,07 0,07 0,06 0,03 0,05 0,05 0,18 0,15 0,67 0,56

Sorgo 0,12 0,12 0,06 0,03 0,06 0,05 0,24 0,20 0,89 0,74

Segale+M.1°r 0,13 0,13 0,06 0,03 0,06 0,05 0,25 0,21 0,93 0,78

ErbaSilo+M.2°r 0,11 0,10 0,06 0,03 0,06 0,05 0,23 0,18 0,81 0,67

Triticale+Sorgo 0,11 0,10 0,06 0,03 0,06 0,05 0,23 0,18 0,81 0,67

Triticale+M.3°r 0,09 0,09 0,06 0,03 0,06 0,05 0,21 0,17 0,78 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 coltu-

re 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 rispet-

tivamente 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, deter-

minato 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 sub-

strati 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 limita-

tamente alla dimensione da 1 MW valgono le stesse considerazioni. Per la di-

11 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 corrispet-tivo 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.

Il biometano

29

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 rispetti-

vamente 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 eco-

nomie 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 zoo-

tecnici 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 quel-

lo da 75 kW e 0,13 €/m3 confrontando il 350 kW con il 150 kW.

Tabella 15: Costo di produzione del biogas in Germania, dati in k€/y

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 po-

tenza 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

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

Il costo di investimento del biogas in Germania è inferiore all’Italia

30

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 investi-

mento, prendendo a riferimento la Germania in cui la produzione elet-

trica 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 di-

mensioni 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% rispet-

to 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 im-

pianti 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

Il biometano

31

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 potenzia-

lità oraria di biogas trattato (Tabella 18). Sia per quanto concerne la tecnolo-

gia 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 propo-

sti in Tabella 18 (Hahn 2011) 13.

Tabella 18: Costi di upgrading in funzione di dimensione e tecnologia

m3/h 250 500 1.000 1.500

€/kWh €/m3 €/kWh €/m3 €/kWh €/m3 €/kWh €/m3

PSA 0,023 0,215 0,016 0,156 0,013 0,124 0,012 0,118

PWS 0,024 0,223 0,017 0,159 0,014 0,133 0,012 0,117

MEA 0,020 0,186 0,016 0,150 0,014 0,128 0,013 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 Ta-

bella 17 e Tabella 18, per la dimensione da 100 m3/h si ipotizza un incremen-

to del 24% rispetto all’impianto da 250 m3/h 14.

Tabella 19: Costi di upgrading, dati in €/m3

Dimensione 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1.000 m3/h

PSA 0,268 0,217 0,171 0,123

PWS 0,280 0,226 0,163 0,133 Fonte: Althesys

13 1 m3 biometano = 34,4 MJ → 1 m3 biometano = (34,4/3,6) = 9,5 kWh. 14 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 - Poli-bre. 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 uti-lizzati 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.

32

3.3.3 Il costo di compressione e distribuzione

Il biometano è compresso a circa 250 bar per essere stoccato in loco e succes-

sivamente 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 provenien-

te 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) 460 700

Compression 0,11 0,11

Distribution 0,039 0,025

Total cost of compression and distribution 0,149 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 produ-

zione sia più lontano dalla rete di distribuzione gli elevati costi di investimen-

to, 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) 100 250 500 1.000

Costo di compressione e distribuzione 0,146 0,146 0,146 0,146 Fonte: Althesys

Il biometano

33

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 significa-

tive sul costo complessivo di produzione del biometano e quindi la scelta di-

pende principalmente da motivazioni tecniche 15. In sintesi le principali con-

clusioni sono:

tra le componenti di costo, la produzione di biogas ha un peso (67%)

decisamente maggiore rispetto all’upgrading (19%) e alla fase di com-

pressione e distribuzione (14%), in particolare negli impianti di picco-

la 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.

Tabella 22: Costi di produzione del biometano, dati in €/m3

Dimensione (m3/h) 100 250 500 1.000

Colture energetiche

Produzione del biogas 1,00 0,83 0,68 0,58

Upgrading 0,27 0,22 0,16 0,12

Compressione e distribuzione 0,15 0,15 0,15 0,15

Produzione del biometano 1,42 1,20 0,99 0,85

Impianto di Triticale 1,21 1,03 0,87 0,75

Impianto di Mais 1°raccolto 1,30 1,10 0,90 0,77

Misto (30% colture energetiche, 70% reflui zootecnici)

Produzione del biogas 0,89 0,74 0,52 0,44

Upgrading 0,27 0,22 0,16 0,12

Compressione e distribuzione 0,15 0,15 0,15 0,15

Produzione del biometano 1,31 1,11 0,83 0,71

Forsu

Produzione del biogas 0,97 0,81 0,59 0,50

Upgrading 0,27 0,22 0,16 0,12

Compressione e distribuzione 0,15 0,15 0,15 0,15

Produzione del biometano 1,39 1,18 0,9 0,77 Fonte: Althesys

15 Consideriamo il valore minimo tra le due tecnologie. 16 In questa fase del lavoro non sono considerati i ricavi derivanti dal trattamento dei rifiuti.

Il costo di produzione del biogas è preponderante rispetto a quello di upgrading

34

3.4 Le alternative di impiego

La convenienza del biometano può dipendere dal suo impiego e le alternative

da prendere in considerazione sono:

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 quali-

tà 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

Nel 2011 è avvenuto un importante cambiamento nelle abitudini di consumo

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

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 me-

tano 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.

17 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 pro-duttivo. 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 (tipi-co 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.

Vendita on site o

immissione in rete?

In crescita i veicoli a

metano

Il biometano

35

Tabella 23: Consumi dei carburanti

Carburante Consumi 2010 Consumi 2011 ∆%

Benzina 9.866 Mt 9.333 Mt -5,6

Gasolio 17.165 Mt 16.737 Mt -2,5

Gpl 1.219 Mt 1.267 Mt 3,9

Metano 849 Mm3 881 Mm3 3,8 Fonte: Osservatorio Metanauto

Il diffondersi dei carburanti gassosi è legato alla politica pubblica, che consa-

pevole dei vantaggi ambientali, ha adottato una fiscalità favorevole applicando

delle accise ridotte. I dati di Tabella 24 mostrano come il gpl presenti un prez-

zo 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 e-

quivalenza è valida solo in termini energetici, infatti, per un confronto più ri-

goroso, occorre considerare il rendimento dei singoli motori. A parità di con-

dizioni 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 me-

tano sia notevolmente inferiore rispetto agli altri tre carburanti.

Tabella 24: Caratteristiche dei carburanti

Carburante Accise Prezzo Energia cent€/MJ

Benzina 0,704 €/l 1,812 €/l 32 MJ/l 5,66

Gasolio 0,593 €/l 1,743 €/l 36 MJ/l 4,84

Gpl 0,144 €/l 0,864 €/l 24 MJ/l 3,60

Metano 0,003 €/m3 0,991 €/kg 36 MJ/m3 1,98 Fonte: NGVA Europe e Osservatorio dell’Energia

Anche nel campo dei mezzi di trasporto pesante si registrano novità significa-

tive: 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 compres-

so è raffreddato, per raggiungere lo stato liquido e presenta una densità ener-

getica tre volte superiore a quella del CNG. I limiti alla diffusione del gas com-

presso 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-

36

conomici sono gli stessi del CNG e vi è la possibilità di erogare il gas compres-

so 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 distri-

butori 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 co-

stituita principalmente da distributori di piccola taglia (100-200 m3/h) (Ma-

riani 2012).

La Svezia (60%), la Germania (10%), la Finlandia (4%), la Francia (3%) e

l’Ungheria (1%) erogano biometano miscelato con gas naturale di origine fos-

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 vei-

coli 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 Lus-

semburgo, 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 ri-

sulta 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 distri-

butori, in cui è 0,93 €/kg (Gas High Way 2012).

Tabella 25: Veicoli NGV e prezzo NGV in EU-15

Fonte: NGVA Europe

Tot Veicoli Tot Veicoli NGV Price (€/m3)

Austria 4.980.700 7.065 0,80 *

Belgium 6.270.150 355 0,77 *

Denmark 2.450.827 14 1,34 *

Finland 3.456.925 1.172 0,98 *

France 37.212.000 13.300 0,92 *

Germany 47.560.362 95.162 0,77 *

Greece 6.152.872 526 0,65 **

Ireland 2.169.811 1 0,77 *

Italy 40.894.491 746.470 0,64 **

Luxembourg 395.491 253 0,63 *

Netherlands 8.882.000 5.201 0,85 *

Portugal 5.757.400 586 1,05 **

Spain 27.613.145 3219 0,73 *

Sweden 4.802.668 41.789 1,60 **

United Kingdom 34.457.011 559 0,81 *

EU-15 233.055.853 915.672 * = June 2012

EU-27 271.094.273 984.968 ** = December 2011

In Svezia gas miscelato

con biometano

Il biometano

37

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 Russia Olanda Algeria

Metano (%) 99,33 97,92 90,31 83,62

Etano (%) 0,05 0,77 4,83 8,42

Altri idrocarburi (%) 0,01 0,35 1,63 2,68

Anidride carbonica (%) 0,03 0,09 1,14 0,51

Azoto (%) 0,57 0,86 2,05 4,62

Elio (%) 0,01 0,01 0,04 0,15 Fonte: Snam Rete Gas

Tabella 27: Prezzi del gas naturale alla frontiera

Russia Olanda Algeria Media

$/Mbtu €/GJ $/Mbtu €/GJ $/Mbtu €/GJ $/Mbtu €/GJ

2010 8,3 6,1 8,3 6,1 7,1 5,2 7,9 5,8

2011 10,8 8,0 10,7 7,9 7,8 5,8 9,7 7,2

2012 12 8,8 12 8,8 8,2 6,0 10,7 7,9 Fonte: Osservatorio dell’Energia

Tabella 28: Prezzi gas naturale uso industriale e termoelettrico in Italia

2011 2012

Trimestri $/Mbtu €/GJ €/m3 €/kg $/Mbtu €/GJ €/m3 €/kg

I 10,01 7,4 0,266 0,369 13,19 9,7 0,350 0,486

II 10,81 8,0 0,288 0,398 12,41 9,1 0,329 0,457

III 12,05 8,9 0,321 0,444 12,49 9,2 0,331 0,460

IV 12,91 9,5 0,343 0,476 12,31 9,1 0,327 0,454

Annuale 11,45 8,4 0,304 0,422 12,6 9,3 0,334 0,464 Fonte: Osservatorio dell’Energia

21 1 € = 1,2856 $ e 1 btu = 1.055 J.

38

Gli input necessari al confronto economico tra il gas e il biometano sono:

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 200 kW 500 kW 1 MW 2 MW

Colture energetiche 1,91 1,61 1,32 1,12

Triticale 1,62 1,37 1,15 0,98

Mais 1°raccolto 1,75 1,47 1,19 1,01

Misto 1,66 1,48 1,09 0,93

Forsu 1,87 1,58 1,19 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, ol-

tre ai ricavi per il ritiro dai produttori/raccoglitori di Forsu, si genera-

no 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 trattamen-

to 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 Eu-ropea (2008).

Il biometano è economicamente

competitivo con il gas?

Il biometano

39

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 Ricavo netto

Pessimistico (-10%) 20,7 €/t 0,24 €/m3 0,34 €/kg

Base 23,0 €/t 0,27 €/m3 0,38 €/kg

Ottimistico (+10%) 25,3 €/t 0,30 €/m3 0,41 €/kg Fonte: Althesys

Confrontando le dimensioni e i substrati emerge che:

la definizione della dimensione ottimale di un impianto non dipende

solo da questioni economiche (capitale iniziale disponibile, economie

di scala) ma anche da valutazioni tecniche (ciò che produco prima di

essere immesso in rete deve rispettare precisi standard), ambientali

(un bacino di riferimento delle materie prime ampio, richiede traspor-

ti maggiori) e sociali (NIMBY, NIMTO);

il minore costo associato alle Forsu è determinato dagli introiti che si

ottengono con il trattamento dei rifiuti. Infatti qualora tale voce non

fosse presente, per le dimensioni da 1 MW e 2 MW il misto sarebbe il

substrato più economico mentre il triticale lo sarebbe per le dimen-

sioni 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.

24 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 CH4 al 60% (Tabella 8).

La definizione della dimensione ottimale

Le Forsu presentano i costi minori

40

Figura 14: Confronto economico tra biometano e gas naturale (€/kg)

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 inferio-

re 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 ac-

quistandolo 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 triti-

cale 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.

27 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 ri-fornimento della Coop è praticato un prezzo di 0,820 €/kg.

Il biometano può costare meno

del prezzo ante imposte

del CNG

Il biometano

41

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 me-

no inquinante). Evidentemente a queste condizioni nessuno farebbe tale inve-

stimento.

Al distributore, invece, interessa che il suo margine di guadagno non sia dimi-

nuito. Nella sua ottica non vi è differenza se il prodotto che vende è gas natu-

rale o biometano o una loro miscela, dato che i due elementi presentano le

stesse caratteristiche tecniche. La situazione cambia se il prodotto non è pre-

levato 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 preceden-

za 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 car-

burante composto al 100% da biometano inquini meno rispetto a miscele di

gas naturale e biometano.

Il biometano ha un costo superiore a quello di acquisto del gas

42

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.

Passando dalla prospettiva aziendale a quella di sistema, lo Stato deve valuta-

re se conviene favorire l’utilizzo del biometano in chiave ambientale e

nell’ottica di una strategia energetica nazionale. I benefici consistono innanzi-

tutto in un contributo alla riduzione del fuel risk, poiché il Paese potrebbe ri-

durre (seppur in maniera non risolutiva) le importazioni di gas, perseguendo

una minor dipendenza energetica dall'estero, soprattutto dai fornitori a mag-

gior rischio geopolitico. Inoltre, si potrebbero avere benefici ambientali, sia

per la riduzione delle emissioni di CO2 (e altre sostanze come SO2 e NOX) gra-

zie al contributo delle rinnovabili al mix elettrico italiano, sia per quelle del

settore dei trasporti. Ulteriori vantaggi si avrebbero anche per l'evitato smal-

timento dei residui e sottoprodotti che altrimenti andrebbero opportunamen-

te trattati. Infine, vi possono essere ricadute occupazionali, tanto in fase di co-

struzione 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 bene-

ficio 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 certifi-

cati 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 chi-

lometri. A tal proposito è valutato il consumo specifico di auto “nuove” a me-

tano, che emettono 4,5 kg/100 km (AllaGuida 2012); per le auto “vecchie”, do-

tate 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 sce-

nari di utilizzo dei carburanti (Tabella 31):

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).

Riduzione del fuel risk,

benefici ambientali,

opportunità occupazionali

I benefici ambientali del

biometano non sono valorizzati

dal basso prezzo della CO2

Il biometano

43

Tabella 31: Beneficio ambientale dall’uso del biometano come carburante

Fonte: Althesys

Il confronto dei carburanti è svolto rispetto al gas naturale e non ad altre mi-

scele 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 an-

che 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 scena-

rio in cui il contenuto di biometano è pari al 20%. In impianti di biogas è e-

merso 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 verreb-

bero rilasciate dalla discarica. Definito un valore di 500 kgCO2eq/twaste (Cuc-

chiella 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 calo-

re ed energia elettrica;

per combustione in caldaia, con produzione di sola energia termica.

La produzione di sola energia elettrica mediante gruppi elettrogeni è una so-

luzione diffusa sopratutto negli impianti di biogas da discarica. Nelle altre ap-

plicazioni si preferisce la soluzione cogenerativa poiché il processo di dige-

stione necessita di un apporto costante di calore, che può essere ricavato dalla

cogenerazione del biogas stesso. La produzione di energia elettrica è privile-

giata 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 esse-

re ammortizzati solo se vi è la vicinanza ad un ampio tessuto residenziale

(Fruergaard et al. 2010).

Carburante Biometano 20% Gas 80% Biometano 100%

Riduzione emissioni 24 gCO2eq/km 119 gCO2eq/km

Modello auto Vecchia Nuova Vecchia Nuova

km percorsi/kg CNG 14 km 22 km 14km 22 km

kgCO2eq/kgCNG 0,336 0,528 1,666 2,618

Valore emissione 6€/tCO2 6€/tCO2

Beneficio unitario 0,002 €/kg 0,003 €/kg 0,010 €/kg 0,016 €/kg

L'elettricità è privilegiata rispetto al calore

44

In questo lavoro si analizzano impianti Combined Heat and Power: la cogene-

razione è la generazione di potenza elettrica e termica dallo stesso combusti-

bile che consente di aumentare la resa dell’impianto (80-90%), con notevoli

benefici in termini ambientali e di risparmio energetico. Il processo di combu-

stione che si realizza in un impianto a biogas consente di ottenere delle tem-

perature molte elevate, sfruttate per azionare un ciclo di generazione di po-

tenza elettrica e fornire potenza termica come sottoprodotto a bassa tempera-

tura del ciclo stesso (Lantz 2012). La quantità di energia rilasciata dal proces-

so di combustione è definita dal rendimento elettrico e termico dell’impianto

che sono stati assunti rispettivamente al 35% e al 50%, valori prossimi a quel-

li utilizzati in impianti italiani (Tabella 32).

Tabella 32: Rendimento elettrico e termico in un impianto CHP

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, consi-

derando che 1 kWh = 3,6 MJ. Se il biogas ha il 60% di CH4 (Tabella 6), è possi-

bile 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 svol-

to 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

28 Si registra un valore leggermente inferiore a causa delle perdite prodotte dalla fase di processo aggiuntiva.

η elettrico η termico Fonte

30-40% 35-55% Lantz 2012

35-40% 45-50% Kaparaju et al. 2011

35% 52,5% Vio 2012

35% 50% valore scelto

Il biometano

45

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 cam-

biamento determina modifiche sugli input ipotizzati (es. costi di tecnologia 29).

Tale produzione energetica è convertita in termini economici al fine di con-

frontare 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 da-

gli incentivi per la produzione di energia elettrica e dalla vendita dell’energia

termica.

Tabella 33: Costo di produzione del biogas, dati in €/kWh

Dimensione 200 kW 500 kW 1 MW 2 MW

Energy crops 0,27 0,22 0,18 0,16

Triticale 0,22 0,18 0,15 0,13

Mais 1°r 0,24 0,20 0,16 0,14

Misto 0,24 0,20 0,14 0,12

Forsu 31 0,26 0,22 0,16 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 mi-

nor 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 impian-

ti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, potenziati e ibridi nonché Registri

per rifacimenti). Per i nuovi impianti il decreto prevede due meccanismi in-

centivanti:

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 im-

pianti 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;

29 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 m3CH4 = 3,7 kWhel in conformità a quan-

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 €/m3 (Tabella 30) e 3,7 kWhel/m3.

46

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 rico-

nosciuti per un periodo di 20 anni, pari alla vita utile dell’impianto, e riman-

gono 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 con-

sumo umano, i prodotti derivanti dalla gestione del bosco e dalla silvi-

coltura 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” congiunta-

mente 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 Potenza (kW) Tb Pr(1) Pr(2) Pr(3) Pr(4) a) prodotti di origine bio-logica

1<P≤300 180 40 30 20 15 300<P≤600 160 40 30 20 15 600<P≤1.000 140 40 30 1.000<P≤5.000 104 40 30 P>5.000 91 40 30

b) sottoprodotti di origi-ne biologica d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata ≠ da quelli della lettera c)

1<P≤300 236 10 30 20 15 300<P≤600 206 10 30 20 15 600<P≤1.000 178 10 30 1.000<P≤5.000 125 10 30 P>5.000 101 10 30

c) rifiuti per i quali la fra-zione biodegradabile è determinata forfetaria-mente

1<P≤600 216 10 30 20 15 600<P≤1.000 216 10 30 1.000<P≤5.000 109 10 30 P>5.000 85 10 30

Pr(1) = cogenerazione ad alto rendimento; Pr(2) = cogenerazione ad alto rendimento + recupe-ro 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 elettri-

ca 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

Gli incentivi favoriscono le

biomasse residuali

Il biometano

47

34 (per il prezzo zonale orario si considera 77,5 €/MWh 32) e i ricavi da vendi-

ta 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 ren-

dimento (R2);

tariffa base + vendita del calore + premio cogenerazione ad alto ren-

dimento + recupero 30% azoto per produrre fertilizzanti (R3).

La produzione complessiva di biogas è determinata dal prodotto tra la dimen-

sione e le ore di funzionamento dell’impianto (Tabella 35); la produzione e-

nergetica 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 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1.000 m3/h

Biogas (Mm3) 0,8 2 4 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 kWhel teorico kWhth teorico kWhel reale kWhth reale

Energy crops 2,03 2,90 1,81 2,58

Triticale 1,75 2,50 1,56 2,23

Mais 1°r 2,28 3,25 2,03 2,89

Misto 2,00 2,85 1,78 2,54

Forsu 2,10 3,00 1,87 2,67 Fonte: Althesys

32 Valore medio tra 75 €/MWh al Sud e 80 €/MWh al Nord. 33 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.

48

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).

Figura 17: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R1, (k€)

Fonte: Althesys

Figura 18: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R2, (k€)

Fonte: Althesys

-79 -91 -42

-1448

-5

47 152

-872

-40 -21

115

-1300

45 146

514

-519

122

340

915

203

Energy Crops Triticale Mais 1°r Misto Forsu

200 kW 500 kW 1 MW

2 MW

-21

54

248

-869

45 172

401

-373

25 142

440

-650

59

181

586

-377

137

378

989

352

Energy Crops Triticale Mais 1°r Misto Forsu

200 kW 500 kW 1 MW

2 MW

Conviene investire

in impianti a biogas?

Il biometano

49

Figura 19: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R3, (k€)

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 quel-

le 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 ri-

spetto alle altre voci in ingresso esaminate;

allo stato attuale, i costi sono tali che l’utilizzo dell’incentivo e non del-

la 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 me-

desima diminuzione degli incentivi che raddoppia invece nel terzo

“scalino” di potenza, ad esempio per le biomasse di “tipo a” vi sono i-

nizialmente 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 energeti-

che, il triticale, il mais 1°raccolto, il misto e le Forsu;

8 126

248

-869

70

234 401

-373

58 223

440

-650

88

253

586

-377

167

452

989

352

Energy Crops Triticale Mais 1°r Misto Forsu

200 kW 500 kW 1 MW

2 MW

Il biogas è redditizio nel 68% dei casi

50

perimpiantidipotenza>600kWunrecuperoparzialedell’azotonongioverebbeinterminidiincentiviequindipertalidimensionialfinediincrementarelaredditivitàsiè“costretti”adunrecuperototale;

ilsubstratoForsuè ilpiùredditizio intutte ledimensionianalizzate.Pergliimpiantida200kW,da500kW,da1MWeda2MWsihannorispettivamenteutiliannualiparia167k€,452k€,989k€e352k€.

I ricavi netti provenienti dal trattamento dei rifiuti determinano talirisultati,poichéinloroassenzal’impiantomisto(coltureenergeticheerefluizootecnici)presentairisultatipiùredditiziparia88k€,253k€e586k€rispettivamenteperledimensionida200kW,da500kWeda1MW.Laminoreproduzionedienergiarispettoaglialtrisubstratirisulta,quindi, esserepiù checompensatadaiminori costidiprodu‐zionedelbiogasedallavantaggiosatariffaincentivante;

neidatipropostinonèesaminatoloscenariopiùredditiziodegli im‐piantidibiogas,ovveroquelloincuisonocumulatiipremilegatiallacogenerazione ad alto rendimento e il recupero totale dell’azotoperprodurrefertilizzanti.

Considerandol’impiantoconForsusihaunredditoannuodi182k€nell’impiantoda200kW,490k€ inquelloda500kWe1.214k€ inquello da 1 MW. Rispetto allo scenario R3 si ha un incremento del10%nelleduedimensioniminoriedel26%inquellapiùgrande,de‐terminatodallastrutturaincentivanteche,traquestiscenaridiricavoipotizzatiperledimensioniinferioriougualia600kW,prevedeunin‐crementodi 0,01€/kWh,mentre per dimensionimaggiori un incre‐mentodi0,03€/kWh;

i redditi unitari per potenza installata sono quasi sempre maggiorinelledimensionida1MWper ivari substrati, l’unicaeccezionecon‐cerneitreimpianticoncoltureenergetichenelloscenarioR3(èmag‐giorenelladimensioneda500kWdatalastrutturadeipremi).

Sonoparia0,84€/W,0,90€/W,0,99€/We0,18€/WnegliimpiantiForsuda200kW,500kW,1MWe2MW;

in un impiantomisto optandoper la dimensioneda 1MWenonda500kW(vienemeno ilpremioda0,02€/kWhassociatoal recuperoparzialedell’azoto)oppureperquellada500kWenonda200kWicostisiriduconorispettivamentedel30%edel17%mentreladimi‐nuzionedellatariffabaseèdel13%.

Inun impiantoForsuvalequantodescrittoper l’impiantomisto conriduzioni dei costi rispettivamentedel 28%edel 15%,mentreper itre impiantiacoltureenergetiche lariduzionedeicostièsempredel18%eladiminuzionedellatariffabaseèdel12%.

Il biometano

51

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.

Allo stato attuale non sono riconosciuti incentivi per la produzione del biome-

tano, quindi i valori unitari di ricavo rimangono inalterati. Per le stesse moti-

vazioni adottate per l’autotrazione, l’analisi si focalizza sui substrati Forsu e

misto (70% reflui zootecnici e 30% colture energetiche) e sulle quattro di-

mensioni 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).

35 Per omogeneità alla Tabella 18 1 m3 biometano = 9,5 kWh. 36 Tale costo include le spese sostenute tanto per produrre energia elettrica quanto energia termica.

Scenario as is: l’upgrading aumenta i costi, ma gli incentivi non cambiano

52

Tabella 37: Produzione annuale di biometano, dati in migliaia di m3

Substrato 100 m3/h 250 m3/h 500 m3/h 1.000 m3/h

Energy crops 464 1.160 2.320 4.640

Triticale 400 1.000 2.000 4.000

Mais 1°r 520 1.300 2.600 5.200

Misto 456 1.140 2.280 4.560

Forsu 480 1.200 2.400 4.800 Fonte: Althesys

La produzione annuale di energia elettrica e termica è definita dalla potenzia-

lità energetica di 1 m3 di biometano (2,9 kWhel e 4,3 kWhth) 37. Di seguito si

procede definendo due scenari:

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 poten-

zialità del biometano.

Il recupero parziale del calore non avviene per un limite tecnologico degli im-

pianti, 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 tra-

sportato al punto di consumo utilizzando la rete di distribuzione del gas.

L’energia è prodotta dove esiste la disponibilità di materia prima ed è traspor-

tata 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 ripor-

tata in Tabella 38 e Tabella 39 38.

Qualora l’impianto sia distante da siti produttivi o abitativi, il confronto eco-

nomico 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 ripor-

tati in Tabella 38 39.

37 La produzione teorica è 3,3 kWhel e 4,8 kWhth (Figura 16) e il fattore di perdita i-potizzato è pari al 11%, ovvero lo stesso utilizzato per il biogas. Tale scelta è una sot-tostima, 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.

Con il biometano si recupera il calore senza

vincoli di prossimità

Il biometano

53

Tabella 38: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 50 (k€)

Fonte: Althesys

Tabella 39: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 100 (k€)

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 di-

ventano 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 acca-

de 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 pro-

duttivi o abitativi, l'investimento nel biometano non è conveniente ri-

spetto 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.

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 47 -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 63 371 -647 21 96 437 -515 47 162 437 -515

Forsu 78 240 738 15 92 275 808 154 119 345 808 154

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 99 361 -506 23 166 361 -506

Triticale 3 62 173 -755 54 201 485 -88 78 259 485 -88

Mais 1°r -26 5 150 -1.133 40 186 555 -266 71 261 555 -266

Misto 51 157 515 -418 70 216 672 -54 96 282 672 -54

Forsu 124 339 890 256 138 374 960 395 165 443 960 395

Conviene investire negli impianti a biometano?

Il biometano è redditizio nel 60 o 73% degli scenari con un recupero parziale o totale del calore

54

Infine, in un'ottica di sistema, al pari di quanto svolto per l’autotrazione, si va-

luta il beneficio ambientale, che è pari a 0,0019 €/kWh; di questo valore

0,0012 €/kWh è la quota associata alla riduzione dell’inquinamento atmosfe-

rico 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 e-

conomica del biometano rispetto al biogas alla luce di alcune recenti normati-

ve. 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 restrit-

tiva del D.Lgs 152/2006, rischiano di imporre oneri insostenibili, soprattutto

per gli impianti medio-piccoli. Il biometano, non essendo soggetto ad emissio-

ni (tranne il methane slip), si sottrae a questa problematica e può rappresen-

tare un’alternativa interessante.

3.4.3 L'immissione nella rete gas

L’attuale produzione di biogas avviene in impianti distribuiti sul territorio, si-

tuati 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 do-

vute 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.

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 otte-

nuto deve quindi essere sottoposto ad una fase di odorizzazione e di regola-

zione 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 dipen-

denza dall'estero e i connessi rischi geopolitici. Non a caso, l’utilizzo di fee-

dstock prodotti sul suolo nazionale costituisce un pilastro delle politiche di

indipendenza energetica dall’estero di diversi Paesi. Gli Stati Uniti, ad esem-

pio, hanno favorito la diffusione di fonti energetiche prodotte internamente

Biometano per l'indipendenza

energetica dall’estero

Il biometano

55

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 ta-

riffario 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, ren-

dendo così economicamente attraente il biometano (Tabella 40).

Tabella 40: Sistema incentivante del biometano in Germania

Potenza equivalente (kW) Tb (€/MWh) Bonus per upgrading (€/MWh)

> 150 143 ≤ 700 Nm3/h: 30

≤ 500 123 ≤ 1.000 Nm3/h: 20

≤ 750 111 ≤ 1.400 Nm3/h: 10

≤ 5.000 111 Fonte: DENA

In conclusioni, le opportunità del biometano rispetto al biogas sono:

efficienza maggiore, dato che l’utilizzo non deve avvenire nelle vici-

nanze dell’impianto;

maggiore durata degli apparecchi utilizzatori, poiché il metano è puri-

ficato;

maggiore flessibilità, che si traduce in una gamma più ampia di solu-

zioni di utilizzo.

Infatti, è possibile utilizzarlo nella rete del metano, negli erogatori di carbu-

rante per i trasporti e nelle centrali di cogenerazione dove sono presenti pro-

duzioni industriali che necessitano di calore tutto l’anno.

Germania: incentivi per l’utilizzo del biometano in cogenerazione

56

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 conside-

razione 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 fornisco-

no 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 Biogas Biometano

Reflui zootecnici 1.827 1.005

Scarti macellazione 43 24

Forsu 1.330 732

Biomasse residuali 3.200 1.760

Colture energetiche 1.950 1.034

Totale 8.350 4.555

Fonte: ENEA

Occorre, inoltre, considerare la quantità di biogas ottenibile da fanghi di depu-

razione di reflui urbani, stimate complessivamente in 300 milioni di m3 (ENE-

A, 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 economi-

camente sostenibile. Il limite di dimensione di 50.000 corrisponde al

64% della popolazione servita, per un totale di 212 impianti, ed esclu-

de il 96% degli impianti;

40 Ipotesi che il contenuto di CH4 presente nel biogas sia pari al 55%.

Il biometano

57

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 sti-

miamo il potenziale lordo di biogas in 10,3 miliardi di m3, ovvero in un poten-

ziale 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 cogenera-

zione. 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 im-

piegati 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 mi-

liardi di m3 di biogas oppure 4,1 miliardi di m3 di biometano (Figura 22).

Complesso stimare il potenziale effettivo di biometano

58

Figura 22: Il potenziale annuo del biometano, dati in milioni di m3

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 accelera-

ta) 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

41 Il consumo lordo di gas è composto dalla produzione, dall’importazione, dall’espor-tazione e dalle scorte.

1827

43

1330

3200

3000

900

10300

7612

1005

24

732

1760

1590

477

5588

4110

Reflui zootecnici

Scarti macellazione

Forsu

Biomasse residuali

Colture energetiche

Fanghi di depurazione

Potenziale lordo

Potenziale netto

Biometano Biogas

Il biometano

59

Di seguito ipotizziamo i possibili consumi di biometano nel settore dei tra-

sporti e in quello dell’elettricità.

Allo stato attuale i veicoli a gas (NGV) sono il 2% di quelli totali (TV) ed ipotiz-

zando che tutti gli attuali NGV usino biometano in sostituzione del gas natura-

le 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 nu-

mero dei veicoli (nuovi o da convertire) per raggiungere tali obiettivi gli sce-

nari to be definiscono rispettivamente un consumo di 2,3 e 4,5 miliardi di m3

di biometano.

Tabella 43: Consumo di biometano nell’autotrazione

Scenari As is To be (moderata) To be (accelerata)

%NGV/TV 2% 5% 10%

NGV 785.000 785.000 785.000

∆NGV 0 1,3 milioni 3,3 milioni

Biometano 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.

Considerato che allo stato attuale il biogas rappresenta il 31% della produzio-

ne elettrica da bioenergie 44 e che il settore elettrico in Italia si trova in una si-

tuazione 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 prefissa-

ti nei vari scenari per il biennio 2014-2015 occorrono 0,54 e 0,76 miliardi di

m3 di biometano.

42 Consumo medio annuale di una singola auto è 1.100 m3. 43 Biomasse di cui all’ articolo 8, comma 4, lettere a), b) e d), biogas, gas di depurazio-ne 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.

Alcune ipotesi di sviluppo

60

Tabella 44: Consumo di biometano nel settore della cogenerazione

Scenari To be (moderata) To be (accelerata)

% biometano/biomasse 20% 25%

Potenza da installare (MW) 113 158

Biogas (milioni m3) 452 632

Biometano 2014 0,27 miliardi m3 0,38 miliardi m3

Biometano 2015 0,27 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 Ita-

lia, 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 ita-

liano 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 esem-

pio della Germania, dell’Olanda e della Svezia, testimoniano tanto le opportu-

nità quanto l’attualità del tema.

Al pari delle altre fonti rinnovabili è difficile ipotizzare un suo utilizzo in as-

senza 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 upgra-

ding, concernono l’utilizzo di biometano:

dai sottoprodotti di tipo D (per esempio Forsu) per destinarlo all'ali-

mentazione 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 energe-

tiche) e di tipo B (come i reflui zootecnici), con quest’ultimi presenti

almeno al 70%, per destinarlo alle flotte aziendali o immetterlo in re-

te;

Il biometano

61

Sebbene i benefici economici e sociali possano non giustificare appieno tali

investimenti (dato anche che il prezzo della CO2 è a livelli minimi), una politi-

ca 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 bio-

gas 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 ri-

schio 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 interessan-

ti. In concreto alcune possibili proposte di policy potrebbero essere centrate

su strumenti non economici o comunque che non alterino in modo significati-

vo l'attuale dimensione economica degli incentivi alle fonti rinnovabili. Di se-

guito alcune possibili proposte.

Target di biometano per i mezzi delle aziende ambientali

Introdurre una norma che preveda per le aziende dei servizi ambientali l'ob-

bligo di una quota, crescente nel tempo, di veicoli alimentati a biometano pro-

dotto con la Forsu raccolta.

I costi di produzione del biometano da Forsu, come abbiamo visto, sono com-

petitivi rispetto al prezzo di acquisto del metano per autotrazione presso i di-

stributori. Non sarebbero quindi necessari incentivi economici per gli impian-

ti di maggiori dimensioni.

Le imprese di igiene urbana potrebbero realizzare gli impianti per la produ-

zione di biometano presso i propri siti, trovando così una destinazione all'or-

ganico raccolto, e alimentare direttamente i mezzi aziendali per la raccolta dei

rifiuti e la raccolta differenziata.

Un pacchetto articolato di proposte per sviluppare il biometano

62

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 elettri-

ca 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 elet-

trica 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 di-

sponibili, i volumi immessi in rete piuttosto contenuti.

In alternativa, o in combinazione, potrebbero essere previsti obiettivi obbliga-

tori di immissione nella rete del gas naturale, soddisfatti ovviamente i requisi-

ti 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 con-

tenuto.

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 nazio-

nale attenta a favorire le produzioni nazionali e ridurre il fuel risk.

Il biometano

63

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Alessandro Marangoni

E i i d l è di i fi i i iEconomista aziendale, è esperto di strategia e finanza nei settori energia eambiente, sia a livello accademico che professionale.Docente e consulente con una vasta esperienza in diversi settori industriali e deiservizi, è autore di numerose pubblicazioni di strategia e di gestione aziendale.

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