Osservatorio Agroenergia. Il Biometano. Potenzialità, economics e prospettive di sviluppo. In collaborazione con:

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1 Osservatorio Agroenergia Il Biometano. Potenzialità, economics e prospettive di sviluppo In collaborazione con:

2 Il biometano. Potenzialità, economics e prospettive di sviluppo Alessandro Marangoni Idiano D Adamo Piero Mattirolo Mtti In collaborazione con: Si ringraziano per la preziosa collaborazione i partner del rapporto. Si intende tuttavia che la responsabilità circa i contenuti, le valutazioni e le tesi sostenuti rimane a totale carico dell Autore.

3 Il biometano Sommario 1. Introduzione Il biometano come fonte alternativa * Lo sviluppo delle energie rinnovabili e il biometano Perché il biometano? Lo sviluppo tecnologico e industriale Alcune esperienze internazionali Gli economics del biometano L analisi economica Il biogas e il biometano: profili tecnico-energetici I costi di produzione del biometano Il costo di produzione del biogas Il costo di upgrading Il costo di compressione e distribuzione Il costo di produzione del biometano Le alternative di impiego L autotrazione La produzione combinata di energia termica ed elettrica L immissione nella rete gas Il ruolo del biometano nello scenario energetico italiano Il potenziale del biometano * Il biometano nel contesto energetico italiano Le prospettive e le proposte di sviluppo Bibliografia * A cura di Piero Mattirolo, Energetica 1

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5 Il biometano 1. Introduzione L obiettivo di questo rapporto 2013 dell Osservatorio Agroenergia è esaminare il settore italiano del biometano, tracciandone i principali profili tecnici ed economici, identificando i fattori che ne possono favorire o ostacolare la diffusione e stimandone il potenziale di sviluppo. L analisi economica e strategica, sia a livello di sistema che aziendale, si completa con alcune riflessioni sulle possibili politiche per favorire la crescita di questa fonte rinnovabile. Il lavoro si articola, dunque, in tre aree principali: l'analisi generale del biometano come fonte alternativa; gli economics della produzione e dei possibili impieghi del biometano; il ruolo del biometano nello scenario energetico italiano e le possibili proposte di policy. Lo studio inquadra, innanzitutto, il biometano nell evoluzione, anche normativa, delle energie rinnovabili, individuandone le peculiarità e le prospettive di sviluppo. La valorizzazione del biogas attraverso la produzione di biometano offre una serie di vantaggi e può svolgere un ruolo importante nel settore dei trasporti e della cogenerazione. La filiera del biogas-biometano, infatti, è carbon negative e permette di impiegare risorse rinnovabili nazionali provenienti dal settore agricolo e ambientale. Le tecnologie disponibili consentono di garantire una qualità del biometano analoga a quella del gas naturale e le esperienze internazionali, ad esempio Germania, Svezia, Paesi Bassi e Svizzera, ne evidenziano le potenzialità, indicando i possibili utilizzi del biometano, i feedstock utilizzati e le tecnologie di upgrading maggiormente adottate. Lo studio esamina in breve i profili tecnico-energetici, delinea i vantaggi e gli svantaggi delle biomasse utilizzabili e stima il potenziale del biometano per i feedstock esaminati: di tipo a (triticale, mais 1 raccolto, mix di energy crops), di tipo b (reflui zootecnici) e di tipo d (Forsu). Il lavoro cerca, poi, di delineare gli economics del biometano, definendo uno schema di analisi dove la prospettiva economica, che può essere aziendale o di sistema, si interfaccia con le alternative di possibile utilizzo. La filiera biogas-biometano si compone di diverse fasi, quali la produzione del biogas, l upgrading, la compressione e la distribuzione del biometano. Ciascuna è caratterizzata da un costo e al fine di fornire una stima fondata, è stata condotta una review sul settore, tanto in Italia quanto in altri Paesi, che ha definito il costo di produzione del biometano in funzione dei feedstock utilizzati e delle dimensioni degli impianti. Al fine di poter considerare i rendimenti di impianti di piccola, media e grande taglia sono state considerate potenze da 200 kw, 500 kw, 1 MW e 2 MW. 3

6 La convenienza del biometano può dipendere anche dalla sua destinazione e le alternative da prendere in considerazione sono: l autotrazione, la produzione combinata di energia elettrica e termica e l immissione nella rete gas. Nel complesso, i costi del biometano sono in genere superiori a quelli del gas naturale, ma le caratteristiche di fonte rinnovabile che valorizza le risorse a- gricole e di residui nazionali rende comunque interessante il suo sviluppo. In alcuni casi, poi, la sostenibilità ambientale può accompagnarsi a quella economica. Ad esempio, nell autotrazione il biometano prodotto dalla Forsu può essere competitivo con il prezzo del gas naturale al distributore; le aziende di servizi ambientali che raccolgono la Forsu possono quindi sviluppare impianti per la produzione di biometano per alimentare la propria flotta di automezzi. Nella cogenerazione, la possibilità di sfruttare appieno il calore, rende interessante l'impiego del biometano da alcuni feedstock. Questo, infatti, rispetto al biogas può avere un efficienza maggiore, consentendo una maggiore durata degli apparecchi utilizzatori, data la sua maggior purezza. Infine, l'impiego di feedstock nazionali rende il biometano un elemento da non trascurare nel disegno di una strategia energetica che punti a ridurre la dipendenza dall'estero. In questo caso l'immissione nella rete del gas è un'opzione da considerare, come già fatto da altri Paesi. Il lavoro, inoltre, stima il potenziale di produzione di biometano, prendendo in considerazione entrambe le principali filiere del biogas, cioè quella agricola e quella della Forsu. Infine, viene delineato il possibile ruolo del biometano nel contesto energetico italiano. Ne emerge il quadro di un segmento importante per lo sviluppo delle biomasse, con riflessi ambientali, sociali ed economici non trascurabili. Sono, pertanto, auspicabili alcuni interventi dei policy maker che, nel disegnare le strategie per questo comparto nei prossimi anni, valutino alcune misure, tra le quali in particolare: l'introduzione di target di biometano per i mezzi delle aziende di servizi ambientali; la fissazione di obiettivi di miscelazione di biometano per il gas per autotrazione nel quadro di quanto la Direttiva prevede per i biocarburanti; lo spostamento degli incentivi esistenti per la generazione elettrica da biogas alla cogenerazione a biometano (grants switch); l'introduzione di target di immissione in rete di biometano e/o azioni di grants switch a favore del biometano immesso in rete. In conclusione, il biometano costituisce un importante occasione di sviluppo economico e di politica ambientale ed energetica per il nostro Paese. Al contempo, la crescita di questo settore sarebbe un opportunità per il settore agricolo e industriale italiano. 4

7 Il biometano 2. Il biometano come fonte alternativa 2.1 Lo sviluppo delle energie rinnovabili e il biometano Uno dei più vantaggiosi utilizzi delle biomasse per scopi energetici è quello della produzione di biogas da digestione anaerobica. Nella direttiva 2009/28/CE, il biometano proveniente da rifiuti urbani organici, da letame umido e da letame asciutto, viene espressamente indicato come uno dei biocarburanti con più alta percentuale di riduzione di gas serra (oltre l 80%) e al massimo livello tra i biocarburanti producibili con le tecnologie attualmente disponibili. Inoltre, lo stesso documento lo indica come il biocarburante con più alta densità energetica, grazie al suo potere calorifico inferiore di 50 MJ/kg. La Direttiva 2009/28 stabilisce (12) che l utilizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per la produzione di biogas offre, grazie all elevato potenziale di riduzione nelle e- missioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione di calore e di elettricità sia nell utilizzo come biocarburanti. La stessa direttiva definisce anche (27) la ratio delle politiche di incentivazione: il supporto del pubblico è necessario per conseguire gli obiettivi comunitari relativi alla diffusione dell elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, in particolare fintantoché le tariffe elettriche nel mercato interno non rifletteranno pienamente i costi ambientali e sociali e i vantaggi delle fonti energetiche utilizzate. La Direttiva 2009/28 afferma (41) il carattere prioritario che deve essere riconosciuto agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili: di conseguenza, le autorità nazionali, regionali o locali devono tenere conto della struttura specifica del settore dell energia da fonti rinnovabili quando modificano le loro procedure amministrative di rilascio dei permessi per la costruzione e la gestione di impianti e delle connesse infrastrutture della rete di trasmissione e distribuzione per la produzione di elettricità, riscaldamento e raffreddamento o di carburanti per autotrazione da fonti energetiche rinnovabili. Le procedure amministrative di approvazione degli impianti che utilizzano energia da fonti rinnovabili dovrebbero essere semplificate con calendari trasparenti. Occorre adeguare le norme di pianificazione e gli orientamenti per tenere conto delle apparecchiature di produzione di calore, di freddo e di elettricità da fonti rinnovabili efficienti sotto il profilo dei costi e non dannose per l ambiente. La Direttiva 2009/73, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale, stabilisce (26) che gli Stati membri dovrebbero adottare misure concrete per favorire un utilizzo più ampio del biogas e del gas proveniente dalla biomassa i cui produttori dovrebbero ottenere accesso non discriminatorio al sistema del gas, a condizione che detto accesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza pertinenti. 5

8 L incentivazione ha favorito la crescita del biogas La Tariffa Onnicomprensiva (TO) per la generazione di elettricità applicata in Italia è stata introdotta a partire dal 2010 ed è tra le più generose in Europa. La TO ha dato un forte impulso al decollo del settore, infatti gli impianti di biogas sono passati da 240, alla fine del 2009, a circa 850, alla fine del Questo dato tiene conto sia degli impianti alimentati con materie prime di origine agricola, sia di quelli alimentati con la frazione organica dei rifiuti solidi urbani (Forsu). Poiché la TO era accessibile per tutti gli impianti aventi potenza inferiore o uguale a 1 MW, la taglia tipica si è situata immediatamente al di sotto di questa soglia, che consente di massimizzare i benefici dell incentivazione, ripartendo i costi fissi di gestione sul massimo volume produttivo consentito (Tabella 1). Tabella 1: Impianti di biogas installati a partire dal 2009 Anno Impianti installati P TOTALE MW Nuovi impianti P TOTALE MW P MEDIA MW giugno proiezione Fonte: GSE Forsu e sottoprodotti agricoli sono strategici La preoccupazione di una potenziale concorrenza sulle risorse agricole da parte di soggetti estranei all agricoltura, attratti dalla remuneratività degli incentivi, ha motivato le organizzazioni agricole ed il legislatore a favorire impianti più piccoli (crescita dell incentivo al decrescere della taglia di impianto). L obiettivo è di favorire gli impianti alimentati da Forsu e da sottoprodotti dell attività dell azienda, piuttosto che con biomasse coltivate. La minore generosità delle tariffe contribuisce, inoltre, a rendere meno conveniente l acquisto di materie prime sul mercato. La TO ha avuto un fortissimo effetto trainante sul settore biogas, visto che circa ⅔ degli impianti è stato realizzato dopo la sua introduzione, sviluppando una filiera tutta italiana. Non solo per le materie prime utilizzate. Dei circa 850 impianti in funzione a fine 2012, per un fatturato complessivo valutabile intorno a 2,5 miliardi di Euro, circa il 70% è stato realizzato da aziende impiantistiche italiane. Inoltre le stesse aziende straniere si sono dotate di consistenti strutture organizzative in Italia. La TO ha portato, dunque, saldamente in Italia un settore in precedenza dominato da aziende straniere e che oggi comincia ad esportare con successo. Se questo comparto avrà la possibilità di svilupparsi in direzione del biometano, questo darà un ulteriore impulso ad 1 Proiezione basata su dati GSE fine giugno

9 Il biometano aziende italiane, perché farà leva su punti di forza del Made in Italy industriale, come l impiantistica del gas naturale (Tabella 2). Tabella 2: Le quote di mercato degli impianti di biogas in Italia La filiera industriale del biogas è made in Italy 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 Fonte: Energetica 2.2 Perché il biometano? La strada della produzione di biometano dal biogas offre una serie di vantaggi: Lotta al cambiamento climatico Il metano ottenuto dal biogas è in grado di sostituire perfettamente quello di origine fossile e può così contribuire alla riduzione dei gas serra: le biomasse da cui è derivato hanno sequestrato, al momento della loro crescita, la CO 2 che si produce con la sua combustione. Pertanto esso può essere utilizzato senza effetti negativi sul clima. Riduzione della dipendenza dalle importazioni L Italia, secondo importatore al mondo di gas naturale, ne importa 70 miliardi di metri cubi. Il biometano potrebbe compensare il progressivo esaurimento del metano estratto in Italia, che rappresenta circa il 10% del consumo. Sviluppo dell economia locale La produzione di biogas crea posti di lavoro, in primo luogo nel settore agricolo, nella logistica, nella progettazione e costruzione di impianti. Il biogas offre un interessante opportunità di reddito per gli agricoltori, contribuendo a rendere economicamente sostenibile l attività agricola tradizionale. Sostenibilità ambientale Gli impianti di biogas possono essere alimentati in co-digestione con una serie di sottoprodotti di altre attività agricole e scarti alimentari. 7

10 Un circuito chiuso Le biomasse che servono per alimentare gli impianti di biogas provengono per lo più da attività situate nelle vicinanze. In tal modo viene ridotto al minimo l impatto della logistica. Inoltre, il digestato 2 può tornare sul campo da cui provenivano le biomasse come fertilizzante naturale, riducendo così il ricorso a concimi chimici, la cui produzione è basata su materie prime di origine fossile. Il biometano immesso in rete può sopperire alle esigenze di consumo locali, risparmiando al sistema i costi di trasporto gravanti sul gas naturale, che è, per la parte preponderante, importato dall estero. Una fonte rinnovabile programmabile Il biogas e il biometano possono essere prodotti continuativamente per tutto l anno. Un impianto viene alimentato con materie prime insilate per lungo tempo. Essi possono essere vantaggiosamente impiegati per compensare le indisponibilità delle fonti energetiche non programmabili, come l eolico o il fotovoltaico. Questa fonte energetica può in un futuro divenire una pedina fondamentale nella costruzione di reti intelligenti (Smart Grid) basate su fonti rinnovabili, sia elettriche che di gas. Massima flessibilità L immissione di biometano in rete offre la massima flessibilità di utilizzo, poiché rende questa fonte di energia rinnovabile disponibile esattamente là dove serve e dove può essere utilizzata nel modo energeticamente più efficiente, per cogenerazione ad alto rendimento, senza dipendere dall ubicazione dell impianto di biogas, collocato generalmente lontano dai centri abitati. Il biometano può essere miscelato con il metano per autotrazione, permettendo il raggiungimento degli obiettivi di miscelazione per i biocarburanti oppure essere prodotto e immagazzinato per coprire punti di distribuzione di metano per autotrazione non raggiunti dalla rete. 2.3 Lo sviluppo tecnologico e industriale Il biogas è composto dal 45 al 70 per cento di metano (CH 4). Il secondo principale componente è l anidride carbonica (CO 2); inoltre contiene, in piccole percentuali, idrogeno solforato (H 2S), ammoniaca (NH 3) e vapore acqueo (H 2O). 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 CH 4 nel biogas grezzo. In Figura 1 sono schematizzate le fasi del processo che fondamentalmente sono tre. 2 Nel caso delle Forsu va opportunamente trattato. 8

11 Il biometano Figura 1: Dal biogas al gas in rete Biogas Rimozione delle impurità Rimozione di anidride carbonica Biometano Post trattamento Gas per rete Fonte: Energetica Fase 1 - La rimozione delle impurità evita la corrosione o l intasamento della componentistica dell impianto ed elimina sostanze tossiche e/o inquinanti. Si procede ad una rimozione di acqua (il biometano compatibile con l iniezione in rete deve essere secco), di acido solfidrico (proveniente dalla materia organica usata), di ossigeno ed azoto (è utilizzata una piccola quantità d aria nelle fasi precedenti), di ammoniaca (non sempre è necessario), di siliconi (presenti nei Forsu e nei fanghi, sono abrasivi) e di particolato (usurano i componenti meccanici). Fase 2 Sono diverse le tecnologie presenti sul mercato per la rimozione di anidride carbonica. PSA (Adsorbimento per oscillazione di pressione) La tecnologia utilizza materiali come zeoliti o carboni attivi, che agiscono come setacci molecolari per trattenere le molecole di anidride carbonica sulla propria superficie, a determinate condizioni di pressione. La CO 2viene 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 CO 2, il processo è in grado di rimuovere anche una certa percentuale di ammoniaca e di idrogeno solforato, tuttavia, in presenza di elevate quantità di quest ultimo, è necessaria una prima desolforazione. Al termine del processo è necessario procedere all essicazione del gas. Genosorb (marchio commerciale) Anche questo processo di upgrading è basato su un lavaggio, tuttavia viene u- tilizzato, in luogo dell acqua, un fluido con elevata capacità di trattenere CO 2e H 2S. La rigenerazione avviene riscaldando il fluido. Lavaggio amminico Anche il lavaggio amminico si basa su un absorbimento chimico. A differenza delle tecnologie di lavaggio ad acqua in pressione, i gas da rimuovere vengono 9

12 absorbiti attraverso reazioni chimiche. In questo modo è possibile aumentare significativamente il carico del fluido di lavaggio. Lavaggio monoetanolamminico (MEA) Questo processo di lavaggio è vantaggioso quando occorra rimuovere esclusivamente la CO 2, poiché ha basse esigenze di pressione, pur richiedendo una temperatura di circa 40 C. Per questo motivo, trova applicazione dove vi è già una disponibilità di calore. Lavaggio dietanolamminico (DEA) Questa tecnologia è molto simile alla MEA. La dietanolammina ha capacità di adsorbimento superiori alla monoetanolammina, tuttavia è più inquinante per l ambiente. Separazione a membrana Il processo di separazione a membrana si basa sulle proprietà di semipermeabilità di alcuni polimeri, che sono impermeabili dal metano, ma permeabili da parte dell anidride carbonica. Per ottenere una buona separazione, è necessario spingere il gas attraverso la membrana ad una pressione da 25 a 40 bar.questa tecnologia è in continuo perfezionamento e sembra vantaggiosa per impianti di minori dimensioni. Fondamentale per la durata della membrana è la preventiva rimozione dell H 2S e di altre impurità. Criogenico Questa tecnologia si basa sul fatto che gas differenti hanno differenti temperature di liquefazione. Richiede notevoli quantità di energia per raggiungere temperature molto basse e alte pressioni, tuttavia permette di ottenere grandi volumi di metano ad alta purezza (99%) e CO 2di purezza commerciale. Può costituire un opzione per impianti di grandi dimensioni e in particolari configurazioni che presentino disponibilità di energia o di freddo (es. in combinazione con impianti di rigassificazione). Fase 3 Il post trattamento consente di adeguare il biometano ottenuto alle caratteristiche del gas naturale presente in rete. Si procede ad un condizionamento (aggiunta di propano per raggiungere il potere calorifico desiderato), all odorizzazione (sostanza odorante che consente di percepire eventuali perdite dal sistema di distribuzione) e alla regolarizzazione della pressione (per adeguarla a quella della rete distributiva). E in fase di preparazione una direttiva europea per l unificazione degli standard per il biometano. 10

13 Il biometano 2.4 Alcune esperienze internazionali Il numero degli impianti installati nel 2012 è pari a 219 di cui il 46% è localizzato in Germania e il 26% in Svezia. Anche se l Europa può essere considerata l area principale di riferimento per lo sviluppo del biometano (93%), non va trascurata l esperienza degli Stati Uniti, dove nonostante il biogas non è utilizzato su larga scala (a settembre 2012 gli impianti esistenti sono appena 192) e la rete di gas naturale non ha una copertura nazionale uniforme, sono stati installati dodici impianti di produzione di biometano (Figura 2). 46% degli impianti di biometano in Germania, il 26% in Svezia Figura 2: Numero totale degli impianti di upgrading Germany Sweden Switzerland The Netherlands USA Austria Norway Fonte: DENA, IEA 4 Il lavaggio ad acqua, il PSA e il lavaggio chimico rappresentano l 83% delle tecnologie di upgrading utilizzate. Tuttavia, negli impianti di minore dimensione e di più recente costruzione, la tecnologia a membrane sembra farsi strada (Figura 3). Figura 3: Tecnologie di upgrading utilizzate PWS PSA MEA, DEA Membrana Genosorb Fonte: DENA, IEA 3 A tali dati occorre aggiungere n.2 impianti Japan, Spain, Finland e France, n.1 impianto Canada, Ireland, South Korea, United Kingdom. 4 Le statistiche di DENA indicano un numero più elevato di impianti per la Germania, rispetto a quello riportato da IEA; in compenso, riportano un numero maggiore per Svezia e Svizzera. Poiché entrambe le statistiche riportano precisi riferimenti sugli impianti, i due dati sono stati congiunti. 5 A tali dati occorre aggiungere n.2 impianti criogenico e selexol, n.1 impianto di krysol, absorbimento chimico e lavaggio organico. 11

14 Le tipologie di alimentazione degli impianti di upgrading esistenti riflettono una forte eterogeneità, a cui in parte contribuisce la mancanza di un criterio univoco europeo per quanto riguarda la classificazione delle matrici. Questo riguarda, in particolare, il termine rifiuti biologici (Biowaste, nella classificazione ufficiale), che comprende generalmente, ma non esclusivamente la Forsu. Osservando nel dettaglio la tipologia di alimentazione, si può osservare come la categoria Rifiuti biologici sia un componente della maggior parte delle combinazioni, insieme ai fanghi di depurazione e agli effluenti zootecnici (Tabella 3). Tabella 3: Tipologie di alimentazione Substrati 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, coltivazionienergetiche, 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, coltivazionienergetiche 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% Fonte: IEA Di seguito sono esaminate le esperienze dei primi quattro Paesi per numero di impianti installati: Germania Il mercato tedesco è da sempre il punto di riferimento per lo sviluppo del biogas. Entro la fine del 2012, si prevede che siano operativi in Germania poco meno di impianti. Nonostante l anzianità del settore biogas tedesco, la produzione di biometano è uno sviluppo relativamente nuovo per la Germania: soltanto nel 2006 sono entrati in esercizio i primi due impianti. Tuttavia, nel 2012 ne erano già in funzione circa

15 Il biometano La normativa per la rete gas, la GasNZV del 2010 pone l obiettivo nazionale di immissione in rete di 6 miliardi di metri cubi di biometano entro il 2020 e di 10 miliardi entro il La Germania importa circa 100 miliardi di metri cubi all anno, di cui 40 dalla Russia. Il biometano viene quindi considerato strategico per diminuire la dipendenza energetica, con l obiettivo di soddisfare il 10% dei consumi lordi. In Germania coesistono due reti diverse per il gas naturale, a seconda della provenienza e del potere calorifico del metano: la rete H (high), contenente il 97% di gas combustibile e la rete L (low) l 89% e proveniente dalla Russia e dal Mare del Nord. 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 riguarda il biometano, il premio è riconosciuto esclusivamente per il suo impiego cogenerativo ed erogato in base alla produzione elettrica, similmente a qualsiasi impianto di biogas, ma, grazie all immissione in rete, con la possibilità di disaccoppiare la produzione di gas dalla cogenerazione. È da notare che la EEG 2012 compie una drastica inversione di marcia rispetto al percorso seguito nell ultimo decennio, limitando al 60% l utilizzo del mais e puntando all impiego di colture non energetiche, per la preoccupazione di una eccessiva maisificazione dell agricoltura. Ciò ha provocato un freno al trend di sviluppo di nuovi impianti. Per quanto riguarda il gas, la norma di riferimento è la GasNZV del 2010 (specifiche gas di DVGW). Tra gli aspetti più significativi di questa norma, che attua la direttiva 2009/73/CE, con l obiettivo di eliminare tutti gli ostacoli all allacciamento di terzi alla rete: In Germania il biometano può soddisfare il 10% dei consumi Incentivi per la cogenerazione ripartizione dei costi di allacciamento: 3/4 a carico del gestore di rete; contributo massimo di a carico di chi ottiene la connessione, con impegno massimo a 1 Km di allacciamento; disponibilità della connessione al 96% del tempo; valutazione della fattibilità entro 3 mesi; diniego allacciamento soltanto in caso di impossibilità tecnica o insostenibilità economica; onere per il gestore rete dell odorizzazione e deumidificazione; riduzione della perdita di CH 4 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 Tuttavia i fornitori di gas naturale tedeschi hanno sottoscritto un impegno non vincolante ad immettere in rete biometano fino al 20% del consumo totale di gas come carburante automobilistico. La strategia nazionale per i biocarburanti è di raggiungere un 13

16 Impegno non vincolante ad immettere in rete biometano fino al 20% del consumo di gas parco di 1,4 milioni di auto a metano entro il 2020 (+30% annuo). Una delle prospettive tedesche per l ulteriore sviluppo del biometano è quella dell utilizzo di fonti rinnovabili discontinue, l eolico in modo particolare, per ottenere biometano tramite elettrolisi dell acqua e CO 2 proveniente da processi di upgrading del biogas (processo Sabatier). In Germania, l utilizzo del biometano è stato orientato in misura preponderante verso la cogenerazione e, in parte minore, verso applicazioni di riscaldamento (Figura 4). Figura 4: Utilizzi del biometano in Germania Fonte: DENA Per quanto riguarda le dimensioni degli impianti di upgrading, oltre il 70% degli impianti si colloca nella dimensioni tra 260 e 750 Nm 3 /h, che equivalgono, grossomodo a impianti di biometano con produzione elettrica di taglia tra 1 e 3 MW 6. La tipologia di alimentazione degli impianti tedeschi riflette la scelta strategica tedesca di sviluppo del biogas basato su biomasse coltivate ed effluenti zootecnici (Figura 5). Figura 5: Germania Dimensione impianti upgrading e substrati Fonte: IEA 6 Corrispondono circa ad impianti di biogas di 500 kw e 1,5 MW. 14

17 Il biometano Svezia La Svezia è il Paese al mondo che più ha puntato su biogas e biometano nella sua strategia energetica, indirizzato in misura preponderante al loro impiego per autotrazione e mobilità pubblica. Inoltre, in Svezia la cogenerazione da biogas non gode di alcun incentivo, essendo il paese autosufficiente per i propri consumi elettrici, grazie soprattutto all energia idroelettrica (43%) e a quella nucleare (circa 38%). Il biogas viene quindi utilizzato prevalentemente per riscaldamento, tal quale, e per i trasporti, tramite upgrading (Figura 6). Impiego del biometano per autotrazione e mobilità pubblica Figura 6: Utilizzi del biometano in Svezia Fonte: Energigas Sverige Le dimensioni degli impianti di upgrading in Svezia si colloca su livelli molto inferiori rispetto alla Germania e più del 60% degli impianti non supera i 250 Nm 3 /h. La maggior parte degli impianti è stata costruita nell ultimo decennio. Un importante caratteristica del biogas svedese è quella di essere alimentato in misura prevalente da fanghi di depurazione, spesso associati in codigestione a effluenti zootecnici e Forsu (Figura 7). Figura 7: Svezia Dimensione impianti upgrading e substrati Fonte: IEA L agenzia svedese per il gas, Energigas, nel valutare il potenziale complessivo di biometano punta soprattutto sulla gassificazione di biomasse legnose, da cui potrebbe provenire ben l 80% del biometano (processo Sabatier), anche a 15

18 fronte di una prospettiva di digestione anaerobica decuplicata rispetto ai valori odierni. L obiettivo è coprire l intero consumo del settore dei trasporti, pari a 75 TWh (la produzione di biogas attuale è 1,4 TWh). Paesi Bassi Accrescere il ruolo del biometano nei trasporti La rete nazionale del gas ha un eccellente infrastruttura e i Paesi Bassi puntano a divenire il perno europeo degli scambi di gas. Il Paese è anche il primo produttore europeo di gas naturale e questa fonte energetica sopperisce al 46% del fabbisogno di energia del paese. Gli impianti di biogas in funzione nel 2012 sono 230, di cui 16 con produzione di biometano. Le principali destinazioni d uso del biogas sono per riscaldamento e produzione elettrica. La rete nazionale è gestita da una società privata, la Gasunie. Anche nei Paesi Bassi coesistono due reti, una ad alto ed una a basso potere calorifico. Quest ultima è la più diffusa. Il parco automobilistico a gas è di appena 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 L incentivazione del biometano è basata su un prezzo per metro cubo immesso in rete, che viene rivisto ogni anno, in funzione del prezzo del gas naturale. Gli incentivi prevedono cinque categorie, da 0,483 /Nm 3 a 1,035 /Nm 3 (per il 2012), in funzione della dimensione di impianto, ed hanno la durata di 12 anni. Non vi è un incentivo per la vendita del biometano per autotrazione, tuttavia può godere della remunerazione dei certificati di immissione in consumo per i biocarburanti. Per il 2013, il governo intende aumentare gli investimenti nelle rinnovabili e accrescere il ruolo del biometano nell autotrazione, finanziandoli con aumenti impositivi sui consumi energetici. Come in Germania il valore maggiore è nel range Nm 3 /h ma a differenza di questo Paese presenta una percentuale molto più alta degli impianti di piccola dimensione. Per quanto riguarda l alimentazione, gli impianti non utilizzano biomasse coltivate, bensì Forsu e scarti agroalimentari; inoltre, essi appartengono generalmente a municipalizzate o all industria (Figura 8). Figura 8: Paesi Bassi Dimensione impianti upgrading e substrati Fonte: IEA 16

19 Il biometano Svizzera Sono in funzione all incirca 17 impianti di upgrading su un totale di circa 100 impianti di biogas. La maggior parte è stata realizzata nel primo decennio del secolo. Essi sono stati realizzati in assenza di alcun incentivo, sono di proprietà di società municipalizzate e utilizzano esclusivamente rifiuti e biomasse di scarto. Rispetto agli altri principali paesi, le dimensioni di upgrading in Svizzera sono sensibilmente inferiori, non superando in alcun caso la taglia dei 160 Nm 3 /h. La piccola dimensione dell impianto è un ostacolo alla sua redditività e i nuovi impianti in costruzione saranno di dimensioni di diverse volte maggiori.tra le tecnologie adottate, vi è una netta prevalenza del PSA (Figura 9). Figura 9: Svizzera Dimensione impianti upgrading e tecnologie Fonte: IEA 17

20 3. Gli economics del biometano 3.1 L analisi economica Biometano, pluralità d'usi e flessibilità rispetto al biogas Il biometano è una fonte potenzialmente interessante per un sistema energetico sostenibile poiché, se da un lato offre una notevole versatilità di utilizzo, come fornitore di elettricità, calore e combustibile, dall altro utilizza materie prime disponibili nel nostro Paese. Il biometano è una fonte rinnovabile in grado di usufruire delle infrastrutture esistenti, di bilanciare la produzione delle altre fonti rinnovabili (FER) e di sostituire una quota parte del gas naturale, che viene principalmente importato. In Italia, a differenza di altri Paesi come la Germania, l Olanda, la Svezia però non viene ancora utilizzato. La catena di produzione-consumo del biometano, confrontata con quella del biogas, è schematizzata nella Figura 10. Figura 10: La catena produzione-utilizzazione del biogas e del biometano Fonte: Althesys Sebbene buona parte degli output (o destinazioni) siano analoghi (elettricità e calore), il biometano ha una filiera differente, più flessibile, potendo essere impiegato sia nelle vicinanze del sito produttivo, sia a distanza, potendo essere immesso nella rete del gas naturale e quindi utilizzato in modo differente nel tempo e nello spazio, oltre che poter essere anche impiegato nell'autotra- 18

21 Il biometano zione. La produzione di biometano consente una diminuzione della dipendenza dall estero per il rifornimento del gas naturale, una riduzione delle emissioni in atmosfera, la creazione di nuove opportunità di lavoro. L obiettivo di questo capitolo è di fornire delle valutazioni economiche, sia da un punto di vista aziendale che da quello di sistema. Si procede, dapprima, ad una descrizione sintetica dei fattori tecnici esaminando le potenzialità dei singoli feedstock e le caratteristiche degli impianti. Successivamente, si descrivono gli economics, individuandoli in funzione della materia prima, della dimensione dell impianto, della tecnologia utilizzata e dell utilizzo finale. La convenienza alla realizzazione del progetto è definita dai benefici netti, che variano a seconda della prospettiva di valutazione, vale a dire del decisore considerato: l'impresa o il policy maker. Si analizza pertanto: la profittabilità di un investimento nella costruzione ed esercizio di un impianto di digestione anaerobica e di upgrading per la produzione di biometano; la convenienza di destinare la produzione di biometano ad impianti di cogenerazione (CHP), piuttosto che all autotrazione, piuttosto che all'immissione in rete. In Figura 11 è illustrato lo schema dell analisi economica adottato in questo lavoro, dove la prospettiva economica, che può essere aziendale o di sistema, si interfaccia con le alternative di utilizzo. Figura 11: Schema dell analisi economica Fonte: Althesys 19

22 3.2 Il biogas e il biometano: profili tecnico-energetici Le biomasse sono sostanze di matrice organica, vegetale o animale, destinate a fini energetici o alla produzione di ammendante agricolo. Classificandole in funzione dello stato in input al processo di generazione di energia si suddividono in solide, liquide o gassose. Il biogas è ottenuto attraverso un processo di digestione anaerobica a partire dai seguenti input (Tabella 4): effluenti di allevamento; residui colturali; colture energetiche; scarti organici; frazione organica dei rifiuti. Tabella 4: Vantaggi e svantaggi delle biomasse utilizzabili Fonte: Navarotto Le biomasse sono costituite da tre componenti: acqua, solidi volatili (SV) e ceneri (Figura 12). Solamente i SV (frazione organica) possono essere trasformati in biogas, con rese che dipendono dalla loro qualità ovvero dal tipo di molecole che li compongono. Infatti il biogas è prodotto dalla degradazione della sostanza organica contenuta che, assieme alle ceneri, compongono la sostanza secca (o solidi totali, ST) della biomassa (di tal quale, TQ). Il contenuto di solidi volatili dà un indicazione del contenuto di frazione organica e determina l'efficienza/velocità con cui il biogas è prodotto durante la digestione anaerobica. 20

23 Il biometano Figura 12: Composizione delle matrici organiche Fonte: CRPA In Tabella 5 è riportato il potenziale di biogas producibile dalle biomasse disponibili per la digestione anaerobica (Nm 3 /kgst) utile a definire il Biochemical Methane Potential (BMP) che quantifica la potenzialità produttiva di una biomassa ed è espresso in Nm 3 /kgsv. La digestione anaerobica (AD) è la decomposizione biologica della sostanza organica in assenza di ossigeno e può avvenire in ambiente controllato (digestore) con una produzione di biogas con percentuale di metano pari al 55-65% o anche nelle discariche in seguito alla decomposizione dei rifiuti e la percentuale di metano è pari al 45%. La producibilità di biogas dipende dal substrato La produzione di biogas è in linea tanto con la Direttiva sull Energia Rinnovabile (2009/28/CE) quanto con una politica sostenibile di gestione dei rifiuti. In tale ottica occorre ridurre la quantità di rifiuti biodegradabili smaltiti in discarica (Direttiva 1999/31/CE) e favorire il riciclo e il recupero dei rifiuti (Direttiva 2008/98/CE). Tabella 5: Il potenziale di biogas da diversi substrati Materiali Biogas m 3 /t Biogas m 3 /tst ST %TQ SV %ST C %ST N %ST P %ST K %ST Liquame suino ,07 76,63 40,80 5,40 2,25 4,41 Liquame bovino ,2 82,96 48,14 5,89 0,62 3,83 Letame b.- s.mais ,56 69,94 33,61 3,46 0,55 5,88 Glicerina ,8 53,72 0,11 1,81 0,24 Forsu ,03 89,58 48,42 2,72 0,44 1,03 Siero di latte ,59 98,12 49,7 0, S. macellazione-st ,44 96,7 49,51 4,25 0,26 0,53 S. macellazione-sa ,28 96,41 50,81 36,64 0,15 1,06 Pula di riso ,14 93,31 45,25 2,34 1,81 0,95 Mais 1 raccolto ,36 95,96 47,83 1,33 0,647 1,50 Mais 2 raccolto ,77 95,53 45,50 1,05 0,19 1,20 Mais 3 raccolto ,36 96,11 45,39 1,08 0,18 1,18 Segale ,35 88,8 44,52 1,16 0,32 2,99 Miscugli Erbasilo ,81 91,87 44,41 1,51 0,24 2,98 Triticale ,28 91,63 44,87 1,29 0,10 2,94 Sorgo ,12 90,15 42,60 2,06 0,21 2,56 Fonte: Gruppo Ricicla 21

24 Il biometano valorizza il biogas 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 regionale e le centrali elettriche convenzionali hanno la tendenza a bilanciare le fluttuazioni della domanda di energia e non quelle generate dall offerta. Il biogas grezzo può essere bruciato per produrre calore o elettricità dopo aver subito minimi trattamenti di filtrazione e depurazione. E possibile convertire il biogas in un prodotto di maggior valore, il biometano, che può essere iniettato nella rete del gas offrendo un percorso diretto al mercato (Figura 13). Figura 13: Elementi della biometano chain Fonte: E.ON Il biometano può essere immesso nella rete gas Il biometano è il gas ottenuto da fonti rinnovabili avente caratteristiche e condizioni di utilizzo corrispondenti a quelle del gas metano e idoneo all immissione nella rete del gas naturale (DLgs 28/11 art. 2, comma 1 lettera o ). Potendo, quindi, utilizzare tale rete e per i motivi sopra-esposti potrebbe svolgere un ruolo significativo nel raggiungimento degli obiettivi energetici (Smyth et al. 2011). La filiera biogas-biometano offre i seguenti benefici: può sostituire la fonte fossile; è una fonte programmabile; può essere accumulato come il gas naturale; facilita l integrazione con le FER non programmabili ed intermittenti; può essere utilizzato a distanza dai luoghi di produzione; è realizzabile a livello decentrato e consente la realizzazione di isole del biometano laddove sono presenti impianti di biogas e non la rete. Il biogas è convertito in biometano mediante un processo di rimozione dell anidride carbonica, denominato upgrading, associato ad un trattamento di purificazione, che ne migliora le caratteristiche energetiche e lo rende paragonabile al gas naturale (Tabella 6). 22

25 Il biometano Tabella 6: Composizione percentuale del biogas e del gas naturale Le taglie di un impianto in biogas sono usualmente proposte in kw e al fine di convertirle in m 3 /h occorre definire alcune condizioni. Se si ipotizza una potenza installata di 500 kw, considerando h di funzionamento dell impianto, la produzione elettrica annua è pari a kwh. Per ottebiogas gas naturale Metano Etano - <3 Propano - <2 Azoto <3 <1 Ossigeno <2 <1 Anidride carbonica Acqua H2S <1 - Ammoniaca <1 - Silossani tracce - Fonte: Annesini et al. La domanda di gas in Unione Europea dovrebbe aumentare di circa il 16% entro 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 convertite 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 CH 4 dipende dal contenuto dei ST, dal rapporto tra ST e SV e dal potenziale di CH 4 associato al singolo substrato. Ad esempio da t di letame suino la produzione annuale di CH 4 è: (362,50*44,80*20.000)/1000= m 3 CH 4/y. Se il CH 4 nel biogas è il 62%, si rileva una produzione annuale di ( /0,62)= m 3 /y di biogas. Il contenuto energetico del biogas è definito dal suo potere calorifico inferiore (LHV) e dalla quota percentuale di metano in esso presente. Dato che il LHV del metano è 9,97 kwh/m 3, se il biogas ha ad esempio un contenuto di CH 4 al 55%, il suo LHV è pari a 5,48 kwh/m 3. Il biometano consente un uso più efficiente delle risorse Tabella 7: Produzione di CH 4 in funzione del substrato Substrati Letame suino P.frumento Glicerolo Totale Input (t feedstock/y) 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 m 3 CH 4 /t SV 362,50 334,89 631,58 m 3 CH 4 /y m 3 Biogas/y Fonte: Karellas et al. 23

26 nere questi kwhel 7 occorre avere dal biogas un potenziale di kwhth 8 (si ipotizza una resa cautelativa dei motori al 40%). Considerando un potere calorifico del metano a 10 kwh/m 3 e che il contenuto di metano presente nel biogas è al 55% (quindi LHV=5,5 kwh/m 3 ) occorrono m 3 di biogas ovvero una capacità di 225 m 3 /h. Il biogas è prodotto dalla degradazione della sostanza organica contenuta nella componente secca di una biomassa. In questo lavoro il potenziale di produzione per unità di feedstock (Tabella 8) è calcolato integrando il potenziale espresso in funzione dei solidi totali con la componente percentuale dei solidi volatili in essi contenuti (Tabella 5). Per quanto concerne l impianto energy crops si ricorda che i valori fanno riferimento al valore medio delle colture energetiche esaminate in Tabella 5 e per l impianto misto si considera, invece, uno scenario in cui il feedstock è composto dal 30% di colture energetiche e dal 70% di liquame proveniente dai suini e dai bovini (a loro volta tali contributi sono considerati cadauno al 35%). Il contenuto di CH 4 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: %CH 4 low: la percentuale di CH 4 è diminuita del 10%; %CH 4 high: la percentuale di CH 4 è aumentata del 10%. Tabella 8: Potenziale del biometano per alcuni feedstock Misto Forsu Colture e. Mais1 r Triticale Biogas potenziale (m 3 /t) 47,09 141,54 102,39 189,04 76,05 Feedstock (t) Biogas (m 3 ) 47,09 141,54 102,39 189,04 76,05 %CH 4 nel biogas 57% 60% 58% 65% 50% Biometano (m 3 ) 27,15 84,92 59,38 122,88 38,03 Fonte: Althesys Il potenziale del biometano è in funzione del feedstock Nello scenario teorico di raccolta e lavorazione di una singola tonnellata di feedstock la produzione di biometano maggiore si ha con il mais primo raccolto ( 123 m 3 ), che presenta un valore più grande di un terzo rispetto a quello della Forsu ( 85 m 3 ). L impianto misto ha un dato più basso a causa del contributo del liquame suino ( 9 m 3 ) e del liquame bovino ( 18 m 3 ). 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 bovino e suino. 24

27 Il biometano Il contenuto di metano presente nel biogas corrisponde al potenziale del biometano producibile e, come osservato in precedenza, tale valore può variare. In Tabella 9 si evidenzia che la produzione di biometano da 1 t di mais 1 raccolto può variare da un minimo di 111 m 3 ad un massimo di 135 m 3 e al pari degli altri substrati la variazione è pari al 22%. Tabella 9: Produzione di biometano da feedstock in funzione di CH 4, ( m 3 ) %CH 4 low %CH 4 base %CH 4 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 Gm 3 di biometano in Tabella 10 sono individuate le tonnellate di feedstock necessarie valutando i diversi scenari in funzione del contenuto di metano nel biogas. La variazione è sempre del 22% (la percentuale di CH 4 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 %CH 4 low 5,61 t di colture energetiche e 58,33 t di liquami; nello scenario %CH 4 high 4,59 t di colture energetiche e 47,72 t di liquami. Tabella 10: Mt di feedstock necessari per avere un Gm 3 di biometano %CH 4 low %CH 4 base %CH 4 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 sostituire il gas naturale di origine fossile. Se dalla combustione dei carburanti fossili è emessa ex novo CO 2, quella diffusa dalla combustione del biogas è pari alla CO 2 fissata dalle piante (o assunta dagli animali in maniera indiretta tramite le piante). Inoltre l utilizzo del biogas impedisce la diffusione del metano emesso naturalmente durante la decomposizione di carcasse e vegetali ed è auspicabile la sua combustione perché bruciando degrada in CO 2 ed H 2O. La filiera biogasbiometano è carbon negative 25

28 L emissione di 1 kg di CH 4, in un orizzonte temporale di 100 anni, equivale ad emettere 21 kg di CO 2 (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 gco 2eq/kWh ovvero circa 5,5 volte in meno. Tabella 11: GHG del biometano e del gas naturale, dati in gco 2eq/kWh Natural gas Biomethane Biomethane German mix Estimation Experience Residue fertilizer credit -31,8 CH 4 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 ,6 26,96 GHG emissions ,8 44,64 Fonte: Adelt et al. Nel settore dei trasporti, se allo stato attuale l utilizzo di un auto a metano consente un risparmio di emissioni del 21% e del 24% rispetto al diesel e alla benzina, in futuro una miscela con il 20% di biometano potrebbe consentire un ulteriore riduzione del 19%. Se alimentata al 100% di biometano un veicolo emette solo 5 gco 2eq/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 km, un valore circa triplo rispetto al biodiesel ( km) e al bioetanolo ( km). Il biometano offre un efficienza ben maggiore rispetto agli altri carburanti rinnovabili (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 2009). Tabella 12: Greenhouse gas emissioni dei biocarburanti (gco 2eq/km) 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 mixenergetico) 75 Elettrico (100% eolico) 5 Fonte: DENA 10 Einbeck. 26

29 Il biometano 3.3 I costi di produzione del biometano Il costo di produzione del biometano è composto dai seguenti elementi: costo di produzione del biogas; costo di upgrading; costo di compressione e di distribuzione Il costo di produzione del biogas I costi di produzione di un impianto a biogas dipendono da una pluralità di fattori, quali la materia prima, la dimensione e la tecnologia. E possibile suddividerli in: costi di investimento, quali opere strutturali, impianti meccanici ed e- lettrici, vasche di stoccaggio, componentistica generale e decommissioning; costi di esercizio, quali manutenzione degli impianti, consumo elettrico e termico per il loro funzionamento, eventuali costi di feedstock (ad esempio per gli insilati occorre considerare la coltivazione), smaltimento del digestato (ad esempio per i Forsu non può essere applicato ai terreni agricoli). Inoltre i costi variano in funzione del Paese in cui gli impianti sono realizzati, date le diverse caratteristiche del sistema industriale, agricolo e dell'assetto del sistema energetico ed istituzionale. In Italia il costo per impianti da 500 kw e da 1 MW è compreso tra poco meno di 0,70 /m 3 e poco più di 0,80 /m 3 se si utilizzano le colture energetiche, tra circa 0,50 e 0,70 /m 3 se è misto (colture energetiche e reflui zootecnici) e nel range 0,60-0,80 /m 3 se viene impiegata la Forsu. In Tabella 13 è proposta una stima del costo di produzione annuale del biogas ottenuto da colture energetiche, dettagliando i costi di approvvigionamento del feedstock, quelli di gestione e manutenzione e le quote di ammortamento dell'investimento. L approvvigionamento della biomassa ha un peso significativo tanto per le colture dedicate quanto per gli scarti o sottoprodotti dell industria agro-alimentare; per i liquami/letami si considera un valore 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 m 3 /h e 500 m 3 /h di biogas. Il range individuato è /m 3 per un impianto da 500 kw e /m 3 per un impianto da kw; la riduzione legata alle economie di scala è pari al 18%. Il valore minimo si registra con il substrato triticale mentre quello massimo con il substrato segale. 27

30 Tabella 13: Costo di produzione del biogas da colture, dati in /kwh Costo App G&M Amm Tot Tot ( /m 3 ) 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 11 Fonte: Schievano et al. Modificando il substrato e considerando impianti misti, i cui input sono colture energetiche (30%) e sottoprodotti (liquame bovino 35% e liquame suino 35%), si rileva che il costo di produzione è 0,20 /kwh e 0,14 /kwh rispettivamente per le dimensioni da 500 kw e da 1 MW. Se si analizza un impianto da rifiuti da 1 MW il costo risulta essere di 0,16 /kwh (Adani et al. 2012). L impianto misto presenta un costo di approvvigionamento inferiore, determinato dalla presenza di sottoprodotti e scarti dell industria agroalimentare, mentre per l impianto da rifiuto si considera un valore nullo 12. L effetto delle economie di scala negli impianti misti è pari al 30%. Tanto per gli impianti da 500 kw quanto per quelli da 1 MW si ha un costo di produzione più basso con l impianto misto rispetto al valore medio dell impianto con colture. Se si analizzano, invece, nello specifico i singoli substrati si evince che il mais 1 raccolto presenta lo stesso costo, mentre se viene lavorato il triticale si ottengono dei costi di produzione inferiori (ciò vale per entrambe le dimensioni). Per l impianto con rifiuti rispetto agli impianti con colture energetiche limitatamente alla dimensione da 1 MW valgono le stesse considerazioni. Per la di m 3 CH 4 = 3,7 kwhel ottenuto da 1 m 3 CH 4 = 36 MJ e 1 kwh = 3,6 MJ 1 m 3 CH 4 = (36/3,6) kwh e η el = 37% 1 m 3 CH 4 = (10*37%) kwhel. 12 L'impiego di rifiuti e Forsu comporta generalmente un ricavo, dovuto al corrispettivo pagato dal loro produttore per lo smaltimento. A fronte di tale ricavo si devono però sostenere costi necessari per gli opportuni pretrattamenti. In seguito si stima la riduzione di costo del biogas ascrivibile a questi ricavi netti, valutabile in circa 0,27 /m 3. Si veda il paragrafo

31 Il biometano mensione da 500 kw ipotizziamo un costo di produzione pari a 0,22 /kwh con economie di scala al 27% (Tabella 14). Tabella 14: Stima iniziale del costo di produzione del biogas, dati in /m 3 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 /m 3 e per gli impianti a colture energetiche da 500 kw e da 1 MW è rispettivamente 0,61 /m 3 e 0,56 /m 3. Tali valori sono decisamente minori rispetto a quelli italiani: il loro costo di investimento è inferiore nell ordine del 15%-20% rispetto al nostro. Le economie di scala hanno un influenza significativa e si ha una riduzione dei costi del 22% passando da un impianto da 200 kw ad uno da 500 kw e del 19% in quello da 500 kw ad 1 MW (European Biomass Association 2009). In Tabella 15 sono analizzati gli scenari con impianti misti (30% reflui zootecnici e 70% colture energetiche) in cui si evince il costo elevato per piccole dimensioni: riduzione di 0,21 /m 3 di un impianto da 150 kw rispetto a quello da 75 kw e 0,13 /m 3 confrontando il 350 kw con il 150 kw. Il costo di investimento del biogas in Germania è inferiore all Italia Tabella 15: Costo di produzione del biogas in Germania, dati in k /y Scenario I II III IV V VI VII VIII Size (kw) Substrate 51,8 95,8 226,6 238,1 273,6 335,8 40,0 638,0 Consumables 17,6 29,4 36,0 42,9 45,9 51,8 57,5 106,5 Repairs&mtz 12,9 17,7 57,4 58,2 73,7 79,0 76,5 152,8 Laboratory 0,7 0,7 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 2,9 Variable(a) 83,0 143,6 321,4 340,6 394,6 468,0 175,4 900,6 Depreciation 56,3 78,4 110,4 113,8 117,2 135,3 143,7 226,3 Interest 10,7 15,0 27,0 27,2 27,8 32,7 35,3 54,3 Insurance 2,7 3,8 6,8 6,8 6,9 8,2 8,8 13,6 Labour 10,8 17,8 33,5 34,0 33,1 39,6 34,6 61,3 Fixed (b) 80,4 115,0 177,6 181,8 185,1 215,9 222,3 355,5 Overheads(c) 0,8 1,5 3,5 3,5 5,0 5,0 5,0 10,0 Total (a+b+c) 164,1 260,1 502,5 525,8 584,7 688,9 402,7 1266,1 /kwh 0,265 0,209 0,174 0,182 0,139 0,166 0,095 0,152 I, II, III = 30% manure 70% Energy crops; IV, VI, VIII = Energy crops; V = by products; VII = Biowastes Fonte: Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit A conferma della disparità dei dati nei vari Paesi, vi sono anche i valori relativi agli impianti di biogas in Austria, dove in impianti con insilato di mais da 100 kw, 250 kw e 500 kw si registrano costi pari a 0,98 /m 3, 0,87 /m 3 e 0,81 /m 3 (Walla et al. 2008). Le economie di scala associate alle due classi di potenza sono l 11% e il 7%. In Irlanda un impianto Forsu da 350 kw ha un costo di 0,709 /m 3 e un impianto misto (foraggi insilati e liquami agricoli) da

32 kw è 0,833 /m 3 (Browne et al. 2011). L'insieme di questi dati internazionali pone in luce due aspetti: vi sono margini di miglioramento sulla riduzione dei costi di investimento, prendendo a riferimento la Germania in cui la produzione elettrica da biogas nel 2012 è quadruplicata rispetto al La crescita in Italia è stata più contenuta ma con margini di crescita elevati, dato che il valore di generazione elettrica si è triplicato; è opportuno utilizzare come valori di riferimento quanto proposto in Tabella 14. In Tabella 16 sono indicati anche i valori associati alle dimensioni da 200 kw ( 100 m 3 /h) e da 2 MW ( m 3 /h). In base alle informazioni sopra riportate si è ipotizzato un incremento del 20% rispetto all impianto da 500 kw ed una riduzione del 15% rispetto a quello da 1 MW. Tabella 16: Costo di produzione del biogas, dati in /m 3 Dimensione (m 3 /h) 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 Il costo di upgrading I costi di upgrading sono racchiusi in un range 0,11-0,25 /m 3 per sistemi che trattano da 100 a m 3 /h di biogas (Browne et al. 2011). Dall analisi di un impianto localizzato in Italia, con capacità pari a 530 m 3 /h di biogas e tecnologia ad adsorbimento a pressione oscillante (PSA), si rileva un costo che può variare tra 0,242-0,250 /m 3 e 0,177-0,187 /m 3 partendo da una corrente di biogas rispettivamente al 50% e al 65% di CH 4 (Annesini et al. 2012). Utilizzando il lavaggio ad acqua sotto pressione (PWS) in Irlanda impianti da 700 m 3 /h e 460 m 3 /h di biogas hanno rispettivamente un costo di 0,165 /m 3 e 0,191 /m 3 (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 /m 3 Potenzialità (m 3 /h biogas) Tecnologia PSA 0,218 0,166 0,122 0,110 Tecnologia PWS 0,228 0,166 0,133 0,119 Fonte: Althesys 30

33 Il biometano Un confronto interessante è quello relativo ai costi di impianti di upgrading in Germania in funzione della tecnologia (adsorbimento a pressione oscillante, lavaggio ad acqua sotto pressione e lavaggio chimico (MEA)) e della potenzialità oraria di biogas trattato (Tabella 18). Sia per quanto concerne la tecnologia PWS che per quella PSA emerge una variazione minima rispetto alle nostre ipotesi. Il range 0,013-0,023 /kwh è un ulteriore conferma dei valori proposti in Tabella 18 (Hahn 2011) 13. Tabella 18: Costi di upgrading in funzione di dimensione e tecnologia m 3 /h /kwh /m 3 /kwh /m 3 /kwh /m 3 /kwh /m 3 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 m 3 /h, 500 m 3 /h e m 3 /h si fa riferimento ai valori medi tra quanto riportato in Tabella 17 e Tabella 18, per la dimensione da 100 m 3 /h si ipotizza un incremento del 24% rispetto all impianto da 250 m 3 /h 14. Tabella 19: Costi di upgrading, dati in /m 3 Dimensione 100 m 3 /h 250 m 3 /h 500 m 3 /h m 3 /h PSA 0,268 0,217 0,171 0,123 PWS 0,280 0,226 0,163 0,133 Fonte: Althesys 13 1 m 3 biometano = 34,4 MJ 1 m 3 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 - Polibre. Un prototipo di piccola scala sarà installato nel corso dell estate 2013 a Pinerolo (TO) presso l'acea PInerolese. I costi di upgrading sono inferiori rispetto a quelli utilizzati in questo lavoro e sono pari a 0,18-0,22 /m 3 per la dimensione da 100 m 3 /h e 0,09-0,12 /m 3 per la dimensione da 500 m 3 /h. 31

34 3.3.3 Il costo di compressione e distribuzione Il biometano è compresso a circa 250 bar per essere stoccato in loco e successivamente trasportato in una stazione di servizio o in alternativa è immesso direttamente nella rete del gas. La rete di distribuzione del gas funziona a circa 4 bar e il prodotto proveniente dal processo di upgrading è pressurizzato al massimo a 7-9 bar. I relativi costi sono riportati in Tabella 20 e il costo di compressione include tanto la quota capitale quanto quella di esercizio. Tabella 20: Stima iniziale dei costi di compressione & distribuzione ( /m 3 ) Dimensione (m 3 /h) 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 /m 3 (Amiri et al. 2013), mentre per la componente di capitale si può fare riferimento ad un valore di 0,064 /m 3 (Murphy et al. 2009). Si ottiene quindi un valore di 0,114 /m 3 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 /Nm 3 (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 2009). I costi di trasmissione previsti per un impianto in Germania sono 0,41 cent /kwh ovvero 0,041 /Nm 3, un valore coerente con quanto riportato in Tabella 20 (Gas High Way 2012). In Tabella 21 sono indicati i costi di compressione e distribuzione ipotizzati in questo lavoro: non si registra una differenza per le dimensioni analizzate e tanto per la compressione quanto per la distribuzione sono stati considerati i valori medi sopra-riportati. Inoltre si evidenzia che qualora il luogo di produzione sia più lontano dalla rete di distribuzione gli elevati costi di investimento, pari a 70 k /km pipeline, sconsigliano la realizzazione del progetto (Börjesson 2012). Tabella 21: Costi di compressione e di distribuzione, dati in /m 3 Dimensione (m 3 /h) Costo di compressione e distribuzione 0,146 0,146 0,146 0,146 Fonte: Althesys 32

35 Il biometano Il costo di produzione del biometano Il costo di produzione del biometano, distinto per substrato e dimensione, è indicato in Tabella 22 ed è ottenuto aggregando i valori di Tabella 16, Tabella 19 e Tabella 21. Le differenze tra le tecnologie PWS e PSA non sono significative sul costo complessivo di produzione del biometano e quindi la scelta dipende principalmente da motivazioni tecniche 15. In sintesi le principali conclusioni sono: tra le componenti di costo, la produzione di biogas ha un peso (67%) decisamente maggiore rispetto all upgrading (19%) e alla fase di compressione e distribuzione (14%), in particolare negli impianti di piccola taglia (es. 69% misto da 200 kw e 61% in quello da 2MW); il range del costo di produzione di impianti con Forsu 16 è 0,77-1,39 /m 3, quello di impianti misti (con colture energetiche e letame) è 0,71-1,31 /m 3 e quello per le colture energetiche è 0,85-1,42 /m 3. 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 /m 3 e in quello del mais 1 raccolto 0,77-1,30 /m 3. Il costo di produzione del biogas è preponderante rispetto a quello di upgrading Tabella 22: Costi di produzione del biometano, dati in /m 3 Dimensione (m 3 /h) 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. 33

36 3.4 Le alternative di impiego La convenienza del biometano può dipendere dal suo impiego e le alternative da prendere in considerazione sono: Vendita on site o immissione in rete? l autotrazione; la produzione combinata di energia termica ed elettrica; l immissione nella rete gas. L utilizzo come vendita diretta o come immissione in rete dipende dalla qualità del prodotto e dal rispetto di talune specifiche: ad esempio per la rete è il codice di rete SNAM, per il carburante è l eventuale miscela del biometano con il gas. L analisi dei costi contribuisce, ma non determina in modo assoluto, la soluzione verso quale tendere, che può dipendere anche da considerazioni di carattere strategico e politico. In questo lavoro si considera che per l autotrazione il costo di produzione del biometano è determinato dalle componenti di produzione del biogas, dell upgrading e della compressione 17, mentre per la cogenerazione solo dalle componenti di produzione del biogas e dell upgrading L autotrazione In crescita i veicoli a metano 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 L Emilia Romagna è la Regione in cui sono avvenuti i maggiori consumi di metano per autotrazione (25%) e a seguire troviamo le Marche (13%), il Veneto (11%), la Lombardia e la Toscana (9%); mentre vi è uno scarso utilizzo nelle Regioni meridionali (Molise, Calabria, Basilicata) e in Friuli. 17 Non è considerato il contributo della trasmissione, pari a 0,04 /m 3, in quanto si considera lo scenario in cui il rifornimento delle auto avviene nei pressi del sito produttivo. 18 Si considera l utilizzo dell energia elettrica e di quella termica nei pressi del sito produttivo. 19 I veicoli a metano sono: i bi-fuel (alimentati a gas o a benzina), i dedicati a gas (tipico degli autobus) e i dual-fuel (miscela di gas e gasolio). 20 Dati UNRAE. L Istituto di ricerca americano Pike Research ipotizza che il numero dei veicoli a metano nel mondo entro il 2019 raggiungerà quota 25,4 milioni rispetto ai 16,3 milioni attuali. 34

37 Il biometano Tabella 23: Consumi dei carburanti Carburante Consumi 2010 Consumi 2011 % Benzina Mt Mt -5,6 Gasolio Mt Mt -2,5 Gpl Mt Mt 3,9 Metano 849 Mm Mm 3 3,8 Fonte: Osservatorio Metanauto Il diffondersi dei carburanti gassosi è legato alla politica pubblica, che consapevole dei vantaggi ambientali, ha adottato una fiscalità favorevole applicando delle accise ridotte. I dati di Tabella 24 mostrano come il gpl presenti un prezzo alla pompa inferiore rispetto agli altri carburanti, ma al fine di avere una corretta percezione del rapporto tra i prezzi occorre considerare i rispettivi poteri calorifici. Per il GPL occorre, inoltre, considerare che le caratteristiche dipendono dal tenore di propano e butano utilizzati nella miscela e si ipotizza che siano al 50%-50%, mentre per il metano considerando la massa volumica pari a 0,72 kg/m 3 si ha un potere calorifico pari a 50 MJ/kg. Quindi 1 kg di gas naturale compresso (CNG) corrisponde a 1,39 m 3 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 rigoroso, occorre considerare il rendimento dei singoli motori. A parità di condizioni il rendimento di un motore diesel è maggiore rispetto a quello di un motore a scoppio. Si può osservare come il prezzo per unità di energia del metano sia notevolmente inferiore rispetto agli altri tre carburanti. Tabella 24: Caratteristiche dei carburanti Carburante 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 /m 3 0,991 /kg 36 MJ/m 3 1,98 Fonte: NGVA Europe e Osservatorio dell Energia Anche nel campo dei mezzi di trasporto pesante si registrano novità significative: verso la metà del 2013 dovrebbe sorgere a Manerbio la prima stazione di rifornimento di metano liquido (LNG). In questo caso il gas oltre che compresso è raffreddato, per raggiungere lo stato liquido e presenta una densità energetica tre volte superiore a quella del CNG. I limiti alla diffusione del gas compresso nei camion sono superati: i serbatoi sono pressoché identici a quelli del gasolio e viene meno il limite dell autonomia. I vantaggi ambientali ed e- 35

38 conomici sono gli stessi del CNG e vi è la possibilità di erogare il gas compresso e quello liquefatto nella stessa stazione (NGVA Europe 2013). I distributori di gas di prima generazione sono mono-carburanti e presentano compressori più potenti ( m 3 /h) per poter erogare quantitativi di CNG maggiori. I maggiori costi di investimento stanno spingendo verso distributori multi-carburante con compressori di dimensione più piccola ( m 3 /h), caratterizzati da minori costi di investimento ed operativi e da una redditività calcolata su un maggior numero di prodotti. La rete europea è costituita principalmente da distributori di piccola taglia ( m 3 /h) (Mariani 2012). In Svezia gas miscelato con biometano La Svezia (60%), la Germania (10%), la Finlandia (4%), la Francia (3%) e l Ungheria (1%) erogano biometano miscelato con gas naturale di origine fossile. In Tabella 25 è evidenziato come l Italia ( 2%) e la Svezia ( 1%) sono gli unici Paesi tra gli EU 15 che presentano un numero di veicoli a gas naturale (NGV) significativo. Dati recenti relativi al 2012 evidenziano che in Italia i veicoli a metano sono e rappresentano l 1,9% dei 40,7 milioni di veicoli in circolazione. Il prezzo del gas varia significativamente e si passa da valori minimi in Lussemburgo, Italia e Grecia (0,63-0,65 /m 3 ) a valori massimi in Danimarca (1,34 /m 3 ) e Svezia (1,60 /m 3 ). Nel caso dell Italia il valore di 0,89 /kg risulta essere differente da quanto proposto in Tabella 24 poiché fa riferimento ad un dato rilevato a fine 2011; nel caso della Germania il prezzo di 1,07 /kg è maggiore rispetto a quello registrato dalla vendita del metano in altri distributori, in cui è 0,93 /kg (Gas High Way 2012). Tabella 25: Veicoli NGV e prezzo NGV in EU-15 Tot Veicoli Tot Veicoli NGV Price ( /m 3 ) Austria ,80 * Belgium ,77 * Denmark ,34 * Finland ,98 * France ,92 * Germany ,77 * Greece ,65 ** Ireland ,77 * Italy ,64 ** Luxembourg ,63 * Netherlands ,85 * Portugal ,05 ** Spain ,73 * Sweden ,60 ** United Kingdom ,81 * EU * = June 2012 EU ** = December 2011 Fonte: NGVA Europe 36

39 Il biometano L analisi sulle applicazioni del biometano si basano sul confronto con il gas naturale, ovvero il suo competitor nel mercato. Le proprietà del gas naturale sono influenzate dalla sua composizione chimica, che varia a seconda della zona di estrazione (Tabella 26) e in Tabella 27 sono proposti i prezzi del gas naturale in funzione del Paese da cui è importato. Il valore medio del 2012 è in crescita del 10% rispetto a quello del 2011 e ciò avviene a causa della punta che si è manifestata nel primo trimestre (11,2 $/Mbtu). Ciò si riflette sul prezzo del gas per uso industriale e termoelettrico che nel 2012 risulta essere pari a 0,46 /kg rispetto ai 0,42 /kg del 2011 (Tabella 28) 21. Tabella 26: Composizione del gas naturale immesso in Italia Nazionale 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 ,3 6,1 8,3 6,1 7,1 5,2 7,9 5, ,8 8,0 10,7 7,9 7,8 5,8 9,7 7, ,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 Trimestri $/Mbtu /GJ /m 3 /kg $/Mbtu /GJ /m 3 /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 = J. 37

40 Gli input necessari al confronto economico tra il gas e il biometano sono: Il biometano è economicamente competitivo con il gas? il prezzo al netto delle imposte del CNG pari a 0,78 /kg (Tabella 24). Nell ipotesi che il prezzo di acquisto sia 0,9 /kg o 1,1 /kg il relativo prezzo al netto delle imposte diventa rispettivamente 0,71 /kg e 0,87 /kg; il costo del gas naturale, che si suppone compreso intorno a 0,50-0,60 /kg, dato che i minori volumi di acquisto dei distributori determinano un prezzo maggiore rispetto a quello per il settore termoelettrico, calcolato in Tabella 28 e pari a 0,46 /kg; il costo del biometano, stimato in 0,93-1,91 /kg (Tabella 29), nella quale si nota come gli impianti da 200 kw e da 500 kw abbiamo un costo elevato; Tabella 29: Costi di produzione del biometano, dati in /kg 22 Dimensione 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, oltre ai ricavi per il ritiro dai produttori/raccoglitori di Forsu, si generano dei costi di gestione, necessari per gli opportuni pre-trattamenti, che variano in funzione dei livelli di impurità presenti nei rifiuti. Si può considerare un valore di partenza di 14 /t per il ricavo netto (Cucchiella et al. 2012) 23. Le variazioni delle normative sul sistema di gestione dei rifiuti indicano che è una sottostima, così confrontandoci con operatori del settore è emerso che il ricavo associato al trattamento dei rifiuti può valere tanto 65 /t quanto 80 /t e che i costi sono 22 I valori proposti sono quelli di Tabella 22 convertiti in funzione della densità pari a 0,72 kg/m 3 e non considerano il costo di trasmissione. 23 Valore utilizzato anche nella Guida all Analisi Costi-Benefici della Commissione Europea (2008). 38

41 Il biometano nell ordine del 60-70% di detti ricavi, quindi un ricavo netto intorno tra 20 e 30 /t 24. Il valore assunto in questo studio è 23 /t 25, che convertito in unità di biometano 26 corrisponde a 0,38 /kg. In Tabella 30 sono proposti questi scenari e tale ricavo netto difatti produce una diminuzione del costo di produzione delle Forsu. Tabella 30: Ricavo netto generato dal trattamento dei rifiuti Scenario Ricavo netto Pessimistico (-10%) 20,7 /t 0,24 /m 3 0,34 /kg Base 23,0 /t 0,27 /m 3 0,38 /kg Ottimistico (+10%) 25,3 /t 0,30 /m 3 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 trasporti 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 dimensioni da 200 kw e da 500 kw. In Figura 14 è illustrato uno schema riassuntivo per la valutazione dell investimento nel settore dell autotrazione. In base a quanto appena detto, sono proposte tutte le dimensioni e l analisi è ristretta alle Forsu e al mix dei reflui zootecnici e delle colture energetiche (misto), dato che il mix di energy crops è il meno economico tra i substrati analizzati. La definizione della dimensione ottimale Le Forsu presentano i costi minori 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 m 3, con contenuto di CH 4 al 60% (Tabella 8). 39

42 Il biometano può costare meno del prezzo ante imposte del CNG 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 inferiore rispetto al prezzo, che sarebbe pagato acquistandolo alla pompa. Il prezzo al netto delle imposte è proposto in un range, date le variazioni da Regione a Regione e l immissione nel mercato di nuovi operatori, che stanno proponendo prezzi decisamente vantaggiosi 27. Anche l impianto da 1 MW presenta un costo di produzione inferiore rispetto al margine superiore del prezzo al netto delle imposte. Invece gli impianti misti hanno un costo di produzione maggiore di 0,38 /kg rispetto alle Forsu in entrambe le dimensioni esaminate e in alcun scenario hanno un costo di produzione inferiore rispetto a quanto pagherebbero acquistandolo da terzi. Il costo di produzione potrebbe diminuire nelle dimensioni da 1 MW e da 2 MW di 0,05 /kg qualora le energy crops utilizzate fossero unicamente il triticale e il mais 1 raccolto. Qualora il distributore e l impresa non coincidano e il biometano sia immesso in rete, il costo di produzione dovrebbe essere maggiorato di 0,06 /kg (costi di trasmissione). In questo caso il confronto va condotto con il costo del gas naturale; nello scenario del maggior costo di acquisto del gas naturale e del minor costo di produzione del biometano è presente una differenza di 0,09 /kg. 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 rifornimento della Coop è praticato un prezzo di 0,820 /kg. 40

43 Il biometano Nella filiera del gas (biometano) per autotrazione i soggetti coinvolti sono: il produttore di biometano; il distributore di carburante; l utente; il decisore pubblico, ovvero lo Stato (Figura 15). Figura 15: Road map - Soggetti interessati al progetto sul biometano Fonte: Althesys L impresa interessata alla realizzazione di un progetto di biometano osserva che ha un costo di produzione del gas pari a 0,63-1,19 /kg in funzione del substrato e della dimensione dell impianto utilizzati. Il ricavo che può essere attualmente ottenuto è 0,50-0,60 /kg, ovvero il costo del gas naturale per i distributori (ipotesi che a parità di prezzo il distributore opti per la fonte meno inquinante). Evidentemente a queste condizioni nessuno farebbe tale investimento. Il biometano ha un costo superiore a quello di acquisto del gas Al distributore, invece, interessa che il suo margine di guadagno non sia diminuito. Nella sua ottica non vi è differenza se il prodotto che vende è gas naturale o biometano o una loro miscela, dato che i due elementi presentano le stesse caratteristiche tecniche. La situazione cambia se il prodotto non è prelevato dalla rete del gas ma direttamente dal produttore; ciò accade se il costo di acquisto della materia prima è inferiore, ma per i numeri visti in precedenza tale scenario non è reale. Se, invece, l impresa e il distributore di carburante coincidono emerge una prospettiva interessante: la filiera corta consente vantaggi tanto economici quanti ambientali, come riportato in Tabella 12, dove si evidenzia come il carburante composto al 100% da biometano inquini meno rispetto a miscele di gas naturale e biometano. 41

44 L automobilista è interessato principalmente al risparmio e quindi analizza il prezzo al consumo: i carburanti sono caratterizzati in questo periodo da un impennata dei prezzi, che tende ad essere più debole per il metano in virtù di politiche fiscali che incoraggiano l utilizzo dei carburanti gassosi. Un costo della materia prima maggiore (utilizzo del biometano in sostituzione al gas naturale) tenderebbe a far aumentare il prezzo industriale, a catena il carico fiscale aumenterebbe (pur mantenendo inalterata l aliquota IVA) e quindi il prezzo al consumo potrebbe salire. Riduzione del fuel risk, benefici ambientali, opportunità occupazionali I benefici ambientali del biometano non sono valorizzati dal basso prezzo della CO2 Passando dalla prospettiva aziendale a quella di sistema, lo Stato deve valutare se conviene favorire l utilizzo del biometano in chiave ambientale e nell ottica di una strategia energetica nazionale. I benefici consistono innanzitutto in un contributo alla riduzione del fuel risk, poiché il Paese potrebbe ridurre (seppur in maniera non risolutiva) le importazioni di gas, perseguendo una minor dipendenza energetica dall'estero, soprattutto dai fornitori a maggior rischio geopolitico. Inoltre, si potrebbero avere benefici ambientali, sia per la riduzione delle emissioni di CO 2 (e altre sostanze come SO 2 e NO X) grazie al contributo delle rinnovabili al mix elettrico italiano, sia per quelle del settore dei trasporti. Ulteriori vantaggi si avrebbero anche per l'evitato smaltimento dei residui e sottoprodotti che altrimenti andrebbero opportunamente trattati. Infine, vi possono essere ricadute occupazionali, tanto in fase di costruzione degli impianti quanto in quella di esercizio e manutenzione e in termini valore aggiunto con effetti positivi sul prodotto interno lordo. In tale lavoro si adotta un criterio di prudenza, sottostimando le voci di beneficio e considerando il contributo associato alla riduzione delle emissioni di CO 2eq che sono valorizzate al prezzo dello scambio di quote di emissioni (EU ETS). Il valore delle quote di CO 2 sui mercati è passato dai 95 G del 2011 ai 61 M del 2012 (-36%) con un valore per tonnellata che è diminuito da 11,2 a 6,4 (Gestore Mercati Energetici 2013). L Unione Europea, per far fronte al deprezzamento, ha proposto per il 2013 una moratoria nel rilascio dei certificati al fine di sostenere i prezzi. Il valore di riferimento per questo studio è 6 /tco 2eq. I vantaggi ambientali proposti in Tabella 12 sono espressi in funzione dei chilometri. A tal proposito è valutato il consumo specifico di auto nuove a metano, che emettono 4,5 kg/100 km (AllaGuida 2012); per le auto vecchie, dotate di motori più inquinanti, si ipotizza 7 kg/100 km (+35%). Il consumo di una singola auto è m 3 ( 881milioni m 3 / veicoli) ovvero 792 kg; quindi la distanza percorsa in un anno è pari ad km ( 792 kg*11 km/kg). In conformità a quanto riportato in Tabella 12 sono proposti due scenari 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). 42

45 Il biometano Tabella 31: Beneficio ambientale dall uso del biometano come carburante Carburante Biometano 20% Gas 80% Biometano 100% Riduzione emissioni 24 gco 2 eq/km 119 gco 2 eq/km Modello auto Vecchia Nuova Vecchia Nuova km percorsi/kg CNG 14 km 22 km 14 km 22 km kgco 2 eq/kgcng 0,336 0,528 1,666 2,618 Valore emissione 6 /tco 2 6 /tco 2 Beneficio unitario 0,002 /kg 0,003 /kg 0,010 /kg 0,016 /kg Fonte: Althesys Il confronto dei carburanti è svolto rispetto al gas naturale e non ad altre miscele come il diesel o la benzina perché con il livello delle accise attuata dal Governo nei fatti è già presente una politica di incentivazione. Inoltre, dato che il biometano rappresenta una nuova frontiera di sviluppo, si ipotizza anche che non sia in grado di sostituire totalmente il gas naturale. Nello scenario con biometano al 100% si ha, tanto per le auto nuove quanto per quelle vecchie, un valore che è cinque volte maggiore rispetto al valore dello scenario in cui il contenuto di biometano è pari al 20%. In impianti di biogas è 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 verrebbero rilasciate dalla discarica. Definito un valore di 500 kgco 2eq/twaste (Cucchiella et al. 2013) e considerato che da 1 t di Forsu è possibile ottenere 61 kg di biometano (Tabella 8), un kg di biometano ottenuto da Forsu evita l emissione di 8,2 kgco 2eq. Quindi il suo beneficio ambientale è 0,049 /kg La produzione combinata di energia termica ed elettrica La trasformazione del biogas in energia può avvenire: attraverso un generatore per la produzione di elettricità; per combustione in cogeneratori per la produzione combinata di calore ed energia elettrica; per combustione in caldaia, con produzione di sola energia termica. La produzione di sola energia elettrica mediante gruppi elettrogeni è una soluzione diffusa sopratutto negli impianti di biogas da discarica. Nelle altre applicazioni si preferisce la soluzione cogenerativa poiché il processo di digestione necessita di un apporto costante di calore, che può essere ricavato dalla cogenerazione del biogas stesso. La produzione di energia elettrica è privilegiata rispetto a quella di calore in quanto quest ultima richiede costi minori ma è meno remunerativa; il freno principale è comunque rappresentato dagli elevati costi di investimento delle reti di teleriscaldamento che possono essere ammortizzati solo se vi è la vicinanza ad un ampio tessuto residenziale (Fruergaard et al. 2010). L'elettricità è privilegiata rispetto al calore 43

46 In questo lavoro si analizzano impianti Combined Heat and Power: la cogenerazione è la generazione di potenza elettrica e termica dallo stesso combustibile che consente di aumentare la resa dell impianto (80-90%), con notevoli benefici in termini ambientali e di risparmio energetico. Il processo di combustione che si realizza in un impianto a biogas consente di ottenere delle temperature molte elevate, sfruttate per azionare un ciclo di generazione di potenza elettrica e fornire potenza termica come sottoprodotto a bassa temperatura del ciclo stesso (Lantz 2012). La quantità di energia rilasciata dal processo di combustione è definita dal rendimento elettrico e termico dell impianto che sono stati assunti rispettivamente al 35% e al 50%, valori prossimi a quelli utilizzati in impianti italiani (Tabella 32). Tabella 32: Rendimento elettrico e termico in un impianto CHP η elettrico η termico Fonte 30-40% 35-55% Lantz % 45-50% Kaparaju et al % 52,5% Vio % 50% valore scelto Il contenuto energetico del metano è pari a 36 MJ/m 3 (Tabella 24) ed in un impianto CHP da 1 m 3 di CH 4 è possibile ottenere 3,5 kwhel e 5 kwhth, considerando che 1 kwh = 3,6 MJ. Se il biogas ha il 60% di CH 4 (Tabella 6), è possibile ottenere 2,1 kwhel e 3 kwhth; come evidenziato in Figura 16 da 1 m 3 di biometano si ha una produzione di energia maggiore, ma il confronto va svolto con quanto si ottiene da 1 m 3 di biogas, ovvero 0,60 m 3 di biometano 28. Figura 16: Produzione elettrica e termica dal metano, biogas e biometano Fonte: Althesys Il contenuto di CH 4 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. 44

47 Il biometano kwhth, mentre in quello con maggior contenuto energetico è di 4,8 kwhel e 6,8 kwhth. I rendimenti sono legati ad aspetti termodinamici ed un loro cambiamento determina modifiche sugli input ipotizzati (es. costi di tecnologia 29 ). Tale produzione energetica è convertita in termini economici al fine di confrontare le entrate di cassa con i flussi in uscita. Quest ultimi sono indicati in Tabella 33 30, mentre i ricavi sono determinati dal prezzo dell'energia e/o dagli incentivi per la produzione di energia elettrica e dalla vendita dell energia termica. Tabella 33: Costo di produzione del biogas, dati in /kwh Dimensione 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 minor valore fra la produzione netta e l energia effettivamente immessa in rete. La potenza incentivabile annua delle diverse fonti rinnovabili è ripartita in contingenti ripartiti secondo la modalità di accesso (Aste, Registri per impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, potenziati e ibridi nonché Registri per rifacimenti). Per i nuovi impianti il decreto prevede due meccanismi incentivanti: Tariffa omnicomprensiva (To), per impianti di potenza non superiore a 1 MW, determinata dalla somma di una tariffa incentivante base (Tb) distinta per ciascuna fonte e per tipologia di impianto e di eventuali premi (Pr) a cui ha diritto l impianto To = Tb + Pr; Incentivo (I), per impianti di potenza superiore a 1 MW e per gli impianti che non optano per la Tariffa omnicomprensiva, a cui alla tariffa incentivante base e ai premi occorre sottrarre il prezzo zonale orario (Pz) I = Tb + Pr - Pz; 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 m 3 CH 4 = 3,7 kwhel in conformità a quanto utilizzato in Tabella Tali valori nel business plan sono ridotti di 0,07 /kwh, ovvero gli utili associati al trattamento dei rifiuti. Tale valore è ottenuto dal rapporto tra 0,27 /m 3 (Tabella 30) e 3,7 kwhel/m 3. 45

48 Gli incentivi favoriscono le biomasse residuali Tali valori si applicano agli impianti che entrano in esercizio nel 2013 e per gli anni seguenti si prevede una riduzione del 2% annua fino al 2015; sono riconosciuti per un periodo di 20 anni, pari alla vita utile dell impianto, e rimangono costanti in moneta corrente per tutto il periodo di incentivazione (Tabella 34). Essi sono modulati per tipologia di alimentazione: nel tipo a ricadono i prodotti agricoli destinati o destinabili al consumo umano, i prodotti derivanti dalla gestione del bosco e dalla silvicoltura non classificati come rifiuti o sottoprodotti (es. mais, triticale); nel tipo b sono compresi esclusivamente i sottoprodotti riportati nella Tabella 1-A dell Allegato 1 del Decreto; nel tipo c i rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta forfetariamente; nel tipo d ricadono i rifiuti non provenienti da raccolta differenziata e diversi da quelli assoggettabili a forfait ( tipo c ) e i Forsu. Per gli impianti a biogas di potenza non superiore a 1 MW se per l alimentazione sono utilizzati sottoprodotti ricadenti nel tipo b congiuntamente a biomasse rientranti nel tipo a, con una percentuale di queste ultime non superiore al 30% in peso, all intera produzione si può attribuire la tariffa incentivante prevista per il tipo b. Tabella 34: Incentivazione distinta per fonte e dimensione, dati in /MWh Tipologia Potenza (kw) Tb Pr(1) Pr(2) Pr(3) Pr(4) a) prodotti di origine biologica 1<P <P <P <P P> b) sottoprodotti di origine biologica d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata da quelli della lettera c) c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfetariamente 1<P <P <P <P P> <P <P <P P> Pr(1) = cogenerazione ad alto rendimento; Pr(2) = cogenerazione ad alto rendimento + recupero azoto per produrre fertilizzanti; Pr(3) = cogenerazione ad alto rendimento + recupero 30% azoto per produrre fertilizzanti; Pr(4) = recupero 40% azoto per produrre fertilizzanti; num = tra loro non cumulabili Fonte: Gestore Servizi Energetici L incentivo attualmente è, quindi, concesso alla produzione di energia elettrica ma il premio attribuito alla cogenerazione lo estende indirettamente anche all energia termica. I ricavi da incentivi per la produzione di energia elettrica si calcolano in base alla tariffa incentivante base e ai premi definiti in Tabella 46

49 Il biometano 34 (per il prezzo zonale orario si considera 77,5 /MWh 32 ) e i ricavi da vendita di energia termica a partire da un prezzo unitario di 0,050 /kwhth, dato che il valore di mercato è poco inferiore rispetto alla metà di quello elettrico (Cucchiella et al. 2013). Sono tre gli scenari di ricavo esaminati: tariffa base + vendita del calore (R1); tariffa base + vendita del calore + premio cogenerazione ad alto rendimento (R2); tariffa base + vendita del calore + premio cogenerazione ad alto rendimento + recupero 30% azoto per produrre fertilizzanti (R3). La produzione complessiva di biogas è determinata dal prodotto tra la dimensione e le ore di funzionamento dell impianto (Tabella 35); la produzione 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 m 3 Dimensione 100 m 3 /h 250 m 3 /h 500 m 3 /h m 3 /h Biogas (Mm 3 ) 0, 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 m 3 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. 47

50 E possibile di seguito calcolare la redditività dell impianto di biogas distinta per dimensione dell impianto, per substrato utilizzato e per scenario di ricavo ipotizzato (Figura 17, Figura 18 e Figura 19). Conviene investire in impianti a biogas? Figura 17: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R1, (k ) Energy Crops Triticale Mais 1 r Misto Forsu MW kw 500 kw 1 MW Fonte: Althesys Figura 18: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R2, (k ) Energy Crops Triticale Mais 1 r Misto 989 Forsu 2 MW kw 500 kw 1 MW Fonte: Althesys 48

51 Il biometano Figura 19: Utili o perdite annuali di impianti a biogas, scenario R3, (k ) 8 Energy Crops Triticale Mais 1 r Misto Forsu MW kw 500 kw 1 MW Fonte: Althesys In sintesi le principali conclusioni sono: la redditività è verificata nel 68% degli scenari e tale percentuale sale all 84% se si limita il perimetro di analisi agli impianti con dimensione al massimo di 1 MW; la struttura incentivante privilegia le biomasse di tipo b e quelle di tipo d che ricevono una tariffa base del 30% maggiore rispetto quelle di tipo a. Se si considera il premio associato alla cogenerazione ad alto rendimento tale valore si riduce in media al 7%; i valori proposti sono sottostimati, poiché non si considerano i ricavi associati al recupero di azoto per fertilizzanti, che sono marginali rispetto alle altre voci in ingresso esaminate; allo stato attuale, i costi sono tali che l utilizzo dell incentivo e non della tariffa onnicomprensiva per impianti di dimensione maggiore ad 1 MW non consente in molti scenari di raggiungere il break even point. Per tutte le biomasse per i primi due scaglioni di potenza si ha la medesima diminuzione degli incentivi che raddoppia invece nel terzo scalino di potenza, ad esempio per le biomasse di tipo a vi sono i- nizialmente diminuzioni pari al 11% e al 13%, che diventano del 26% quando si analizza 1.000<P rispetto a 600<P 1.000; Il biogas è redditizio nel 68% dei casi il rendimento economico degli impianti con potenza maggiore ad 1 MW non è detto che sia negativo, infatti qualora si acceda al premio associato al recupero completo di azoto (+0,03 /kwh) la situazione si modifica. Il risultato economico annuale che si ottiene è -434 k, 1 k, -163 k, 50 k e 801 k rispettivamente per le colture energetiche, il triticale, il mais 1 raccolto, il misto e le Forsu; 49

52 per impianti di potenza > 600 kw un recupero parziale dell azoto non gioverebbe in termini di incentivi e quindi per tali dimensioni al fine di incrementare la redditività si è costretti ad un recupero totale; il substrato Forsu è il più redditizio in tutte le dimensioni analizzate. Per gli impianti da 200 kw, da 500 kw, da 1 MW e da 2 MW si hanno rispettivamente utili annuali pari a 167 k, 452 k, 989 k e 352 k. I ricavi netti provenienti dal trattamento dei rifiuti determinano tali risultati, poiché in loro assenza l impianto misto (colture energetiche e reflui zootecnici) presenta i risultati più redditizi pari a 88 k, 253 k e 586 k rispettivamente per le dimensioni da 200 kw, da 500 kw e da 1 MW. La minore produzione di energia rispetto agli altri substrati risulta, quindi, essere più che compensata dai minori costi di produzione del biogas e dalla vantaggiosa tariffa incentivante; nei dati proposti non è esaminato lo scenario più redditizio degli impianti di biogas, ovvero quello in cui sono cumulati i premi legati alla cogenerazione ad alto rendimento e il recupero totale dell azoto per produrre fertilizzanti. Considerando l impianto con Forsu si ha un reddito annuo di 182 k nell impianto da 200 kw, 490 k in quello da 500 kw e k in quello da 1 MW. Rispetto allo scenario R3 si ha un incremento del 10% nelle due dimensioni minori e del 26% in quella più grande, determinato dalla struttura incentivante che, tra questi scenari di ricavo ipotizzati per le dimensioni inferiori o uguali a 600 kw, prevede un incremento di 0,01 /kwh, mentre per dimensioni maggiori un incremento di 0,03 /kwh; i redditi unitari per potenza installata sono quasi sempre maggiori nelle dimensioni da 1 MW per i vari substrati, l unica eccezione concerne i tre impianti con colture energetiche nello scenario R3 (è maggiore nella dimensione da 500 kw data la struttura dei premi). Sono pari a 0,84 /W, 0,90 /W, 0,99 /W e 0,18 /W negli impianti Forsu da 200 kw, 500 kw, 1 MW e 2 MW; in un impianto misto optando per la dimensione da 1 MW e non da 500 kw (viene meno il premio da 0,02 /kwh associato al recupero parziale dell azoto) oppure per quella da 500 kw e non da 200 kw i costi si riducono rispettivamente del 30% e del 17% mentre la diminuzione della tariffa base è del 13%. In un impianto Forsu vale quanto descritto per l impianto misto con riduzioni dei costi rispettivamente del 28% e del 15%, mentre per i tre impianti a colture energetiche la riduzione dei costi è sempre del 18% e la diminuzione della tariffa base è del 12%. 50

53 Il biometano La trasformazione del biogas in biometano richiede un processo di upgrading e i costi sono incrementati per tale componente in base ai valori indicati in Tabella 19. I costi aggiuntivi 35 sono: 0,028 /kwh per l impianto da 200 kw; 0,023 /kwh per l impianto da 500 kw; Scenario as is: l upgrading aumenta i costi, ma gli incentivi non cambiano 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 biometano, quindi i valori unitari di ricavo rimangono inalterati. Per le stesse motivazioni adottate per l autotrazione, l analisi si focalizza sui substrati Forsu e misto (70% reflui zootecnici e 30% colture energetiche) e sulle quattro dimensioni finora considerate. La differenza tra la tariffa incentivante associata all energia elettrica e i costi di produzione del biometano 36 sono riportati in Figura 20. La redditività di un impianto a biometano è definita dai seguenti contributi: il prodotto tra la produzione di energia elettrica e il valore riportato in Figura 20; il prodotto tra la produzione e il prezzo di vendita del calore. Figura 20: Differenze tra incentivi e costi di produzione del biometano Fonte: Althesys La produzione annuale di biometano (Tabella 37) è calcolata in funzione della produzione annuale di biogas (Tabella 35) e della percentuale di CH 4 presente nei singoli substrati (Tabella 8). 35 Per omogeneità alla Tabella 18 1 m 3 biometano = 9,5 kwh. 36 Tale costo include le spese sostenute tanto per produrre energia elettrica quanto energia termica. 51

54 Tabella 37: Produzione annuale di biometano, dati in migliaia di m 3 Substrato 100 m 3 /h 250 m 3 /h 500 m 3 /h m 3 /h Energy crops Triticale Mais 1 r Misto Forsu Fonte: Althesys La produzione annuale di energia elettrica e termica è definita dalla potenzialità energetica di 1 m 3 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; Con il biometano si recupera il calore senza vincoli di prossimità utilizzo del 100% di energia termica, al fine di valutare le potenzialità del biometano. Il recupero parziale del calore non avviene per un limite tecnologico degli impianti, che hanno la possibilità di utilizzare tutto il calore generato, ma per la mancanza di utenze nelle immediate vicinanze del sito produttivo. Il primo scenario sottostima la redditività del biometano, che può essere trasportato al punto di consumo utilizzando la rete di distribuzione del gas. L energia è prodotta dove esiste la disponibilità di materia prima ed è trasportata dove può essere pienamente sfruttata. La redditività degli impianti a biometano distinti per substrato, dimensione, scenario di ricavo ipotizzato e scenario di utilizzo dell energia termica è riportata in Tabella 38 e Tabella Qualora l impianto sia distante da siti produttivi o abitativi, il confronto economico è svolto tra i valori dell impianto di biogas indicati in Figura 17, Figura 18 e Figura 19 e quelli del biometano riportati in Tabella 39. Se invece l impianto è localizzato nelle vicinanze di siti produttivi o abitativi, i valori dell impianto di biogas sono confrontati con quelli del biometano riportati in Tabella 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 sottostima, dato che il biometano ha un efficienza maggiore rispetto al biogas. 38 Il costo di produzione del biometano è aumentato di 0,004 /kwh, ovvero il costo della trasmissione (Tabella 21). 39 Nello scenario in cui tutta l energia termica è utilizzata, i suddetti valori riferiti al 50% sono delle sottostime, ma ciò non altera il confronto tra le due fonti dato che per entrambe è applicata la stessa riduzione. 52

55 Il biometano Tabella 38: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 50 (k ) Scenari R1 R2 R3 kw Colture e Triticale Mais 1 r Misto Forsu Conviene investire negli impianti a biometano? Fonte: Althesys Tabella 39: Utili-perdite annue di impianti a biometano, scenario 100 (k ) Scenari R1 R2 R3 kw Colture e Triticale Mais 1 r Misto Forsu Fonte: Althesys In sintesi le principali conclusioni sono: gli impianti di biometano sono tendenzialmente redditizi. Infatti nel 60% o 73% degli scenari si generano redditi positivi a seconda che si manifesti un recupero parziale o totale del calore. Tali percentuali diventano rispettivamente del 73% e del 91% se si limita il perimetro di analisi agli impianti con dimensione al massimo di 1 MW; in tutti gli scenari le Forsu generano risultati positivi e lo stesso accade per gli impianti misti, ma limitatamente agli impianti di potenza non superiore ad 1 MW; allo stato attuale, se l impianto è localizzato nelle vicinanze di siti produttivi o abitativi, l'investimento nel biometano non è conveniente rispetto a quello nel biogas; tale situazione cambierebbe se l impianto fosse decentrato, in tal caso quasi tutti gli scenari hanno una redditività del biometano maggiore di quella del biogas. Le eccezioni sono gli impianti Forsu da 500 kw e da 1 MW nei tre scenari di ricavo ipotizzati, mentre negli impianti da 200 kw i differenziali tra i due impianti sono esigui. Il biometano è redditizio nel 60 o 73% degli scenari con un recupero parziale o totale del calore 53

56 Infine, in un'ottica di sistema, al pari di quanto svolto per l autotrazione, si valuta il beneficio ambientale, che è pari a 0,0019 /kwh; di questo valore 0,0012 /kwh è la quota associata alla riduzione dell inquinamento atmosferico utilizzando biometano e non una fonte fossile, pari a 0,177-0,200 kgco 2eq/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 normative. Infatti, la Regione Piemonte sta introducendo l obbligo del postcombustore su tutti gli impianti, anche quelli già costruiti. Le limitazioni sulle emissioni di carbonio organico totale (COT), che hanno origine nell interpretazione restrittiva del D.Lgs 152/2006, rischiano di imporre oneri insostenibili, soprattutto per gli impianti medio-piccoli. Il biometano, non essendo soggetto ad emissioni (tranne il methane slip), si sottrae a questa problematica e può rappresentare un alternativa interessante L'immissione nella rete gas L attuale produzione di biogas avviene in impianti distribuiti sul territorio, situati in zone rurali e distanti in genere dai luoghi di consumo. Il trasporto dell energia prodotta, in particolare del calore, dà luogo a notevoli perdite dovute alla dissipazione. L immissione del biometano nella rete di distribuzione del gas, raggiungendo direttamente i consumatori finali non darebbe, invece, luogo a perdite dovute al trasporto. Diverso per l'energia elettrica, ad oggi prodotta però dal biogas, grazie alla capillarità della rete elettrica. Biometano per l'indipendenza energetica dall estero Inoltre, la direttiva 2009/73/CE è tesa a favorire l apertura del mercato del gas, ma richiede che l accesso del biometano a tali reti non ponga problemi di ordine tecnico o di sicurezza. Sono due i requisiti che devono essere verificati: le specifiche per l immissione in rete (ad esempio il contenuto di metano ed anidride carbonica, l indice di Wobbe, il potere calorifico) e le caratteristiche della rete di distribuzione (l immissione dovrebbe avvenire a livello locale nelle condotte di 6 a e 7 a specie). Dopo la fase di upgrading il biometano ottenuto deve quindi essere sottoposto ad una fase di odorizzazione e di regolazione della pressione, necessarie per immetterlo in rete. La compressione è vantaggiosa per condotte a media pressione (da 1 a 12 bar), mentre non lo è per l immissione in condotte in alta pressione (>12 bar). L'immissione del biometano in rete, nonostante il suo costo sia generalmente superiore a quello di approvvigionamento del gas naturale, trova una ragione nella prospettiva di una strategia energetica nazionale tesa a ridurre la dipendenza dall'estero e i connessi rischi geopolitici. Non a caso, l utilizzo di feedstock prodotti sul suolo nazionale costituisce un pilastro delle politiche di indipendenza energetica dall estero di diversi Paesi. Gli Stati Uniti, ad esempio, hanno favorito la diffusione di fonti energetiche prodotte internamente 54

57 Il biometano anche laddove non vi era una giustificazione economica, per diversificare il mix di approvvigionamento e ridurre il fuel risk. Ugualmente, l'utilizzo del biometano per l'impiego cogenerativo è incentivato in molti Paesi, ad esempio in Germania, dove si applicano lo stesso sistema tariffario relativo al biogas. La TO, i cui valori si riducono del 2% ogni anno, si compone di una tariffa base e di premi. Tra questi è presente l upgrading, rendendo così economicamente attraente il biometano (Tabella 40). Germania: incentivi per l utilizzo del biometano in cogenerazione Tabella 40: Sistema incentivante del biometano in Germania Potenza equivalente (kw) Tb ( /MWh) Bonus per upgrading ( /MWh) > Nm 3 /h: Nm 3 /h: Nm 3 /h: Fonte: DENA In conclusioni, le opportunità del biometano rispetto al biogas sono: efficienza maggiore, dato che l utilizzo non deve avvenire nelle vicinanze dell impianto; maggiore durata degli apparecchi utilizzatori, poiché il metano è purificato; maggiore flessibilità, che si traduce in una gamma più ampia di soluzioni di utilizzo. Infatti, è possibile utilizzarlo nella rete del metano, negli erogatori di carburante per i trasporti e nelle centrali di cogenerazione dove sono presenti produzioni industriali che necessitano di calore tutto l anno. 55

58 4. Il ruolo del biometano nello scenario energetico italiano 4.1 Il potenziale del biometano Nel valutare il potenziale del biometano è indispensabile prendere in considerazione entrambe le principali filiere del biogas, cioè quella agricola e quella della Forsu. Il valore di partenza considerato è quello proposto dall ENEA, su elaborazioni di dati riportanti nell Atlante delle Biomasse, che prospetta un potenziale di 4,55 miliardi di m 3 di biometano (Tabella 41). Le biomasse residuali forniscono il contributo principale (39%) ma significativa è anche la quota attribuita alle colture energetiche (23%) e ai reflui zootecnici (22%) rivestono un ruolo importante 40. Tabella 41: Stima iniziale del potenziale di biometano (milioni m 3 ) Substrati Biogas Biometano Reflui zootecnici Scarti macellazione Forsu Biomasse residuali Colture energetiche Totale Fonte: ENEA Occorre, inoltre, considerare la quantità di biogas ottenibile da fanghi di depurazione di reflui urbani, stimate complessivamente in 300 milioni di m 3 (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 Abitanti Equivalenti Serviti, considerato il minimo economicamente sostenibile. Il limite di dimensione di corrisponde al 64% della popolazione servita, per un totale di 212 impianti, ed esclude il 96% degli impianti; 40 Ipotesi che il contenuto di CH4 presente nel biogas sia pari al 55%. 56

59 Il biometano 2. per l imprecisione dei dati del censimento, è difficile conoscere le reali condizioni dei fanghi trattati ed è stato pertanto utilizzato un valore estimativo medio. Recenti stime sul potenziale di produzione di biometano in Italia evidenziano che per le superfici dedicabili a colture energetiche si prevede una crescita dagli attuali ha a 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 m 3 di metano, si stima un potenziale entro il 2030 pari a 8 miliardi di m 3 (Figura 21). Figura 21: Stima del potenziale di biometano in Italia Fonte: Consorzio Italiano Biogas e Gassificazione Alla luce delle considerazioni esposte ed aggregando i dati sopra riportati stimiamo il potenziale lordo di biogas in 10,3 miliardi di m 3, ovvero in un potenziale lordo di biometano di 5,6 miliardi di m 3. Nel valutare il potenziale netto di produzione di biometano, occorre tuttavia tenere conto del quantitativo di biogas già impiegato ad oggi per la cogenerazione. Per stimarlo, abbiamo considerato che la potenza installata a fine 2012 è di 672 MW (Tabella 1) e che da un impianto di 1 MW sono prodotti in media circa 4 milioni di m 3 di biogas (Tabella 35). Quindi i substrati attualmente impiegati corrispondono alla produzione di 2,7 miliardi di m 3 di biogas, ovvero a 1,5 miliardi di m 3 di biometano. Quindi i relativi potenziali annui sono 7,6 miliardi di m 3 di biogas oppure 4,1 miliardi di m 3 di biometano (Figura 22). Complesso stimare il potenziale effettivo di biometano 57

60 Figura 22: Il potenziale annuo del biometano, dati in milioni di m 3 Potenziale netto Potenziale lordo Fanghi di depurazione Colture energetiche Biomasse residuali Forsu Scarti macellazione Reflui zootecnici Biometano Biogas Fonte: Energetica 4.2 Il biometano nel contesto energetico italiano Il bilancio energetico nazionale evidenzia che negli ultimi dieci anni da un lato la quota di energia derivante da petrolio è notevolmente diminuita (11%), dall altro è aumentata la quota generata da gas naturale (3,5%) e soprattutto quella dalle fonti rinnovabili (6%) (Ministero dello Sviluppo economico 2012). Il biometano quindi può contemporaneamente incrementare la quota rinnovabile e sostituirsi al gas naturale. Nel periodo la produzione italiana media annua di gas naturale è stata di milioni di m 3 rappresentando il 10% circa dei consumi lordi, mentre le importazioni sono state pari a milioni di m Supponendo di avere un consumo lordo pari al valore medio del periodo , ovvero milioni di m 3, nel medio e lungo periodo si ipotizza che il biometano copre il 5% (crescita moderata) o il 10% (crescita accelerata) del consumo lordo. I volumi prodotti sostituiscono e, quindi, riducono l importazione di gas naturale e sono rispettivamente pari a 4,1 miliardi di m 3 e 8,2 miliardi di m 3 (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 m 3 8,2 miliardi m 3 Fonte: Althesys 41 Il consumo lordo di gas è composto dalla produzione, dall importazione, dall esportazione e dalle scorte. 58

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