Mancano gli incentivi per far partire il biometano

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1 RISULTATI DI UNO STUDIO CONDOTTO DAL CRPA Mancano gli incentivi per far partire il biometano Perché la filiera del biometano sia remunerativa tanto quanto la filiera del biogas, per produrre energia elettrica sarebbe necessario supportare il biometano con una tariffa omnicomprensiva pari a 1,2 euro/m 3 di Claudio Fabbri, Sergio Piccinini, Mariangela Soldano Nei 27 Paesi dell Ue, secondo l European environment agency (Eea), le emissioni dei gas a effetto serra, dal 1990 al 2008 sono diminuite dell 11,3% ( 17,4% secondo una previsione al 2009), grazie a un miglioramento dell efficienza energetica, un maggiore uso delle fonti rinnovabili e al recente periodo di crisi economica. Fa eccezione il settore dei trasporti che, nelle stime del 2009, rappresenta il 19,5% delle emissioni dei gas serra totali nell Ue (22,9% in Italia) e che ha visto, al contrario, un aumento del 24% rispetto al livello del 1990, con i trasporti su gomma responsabili per il 94%. È in questo settore, quindi, che l introduzione dei biocombustibili in sostituzione delle fonti fossili potrebbe rappresentare una modalità molto interessante per raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra. Il biometano, ovvero il biogas purificato dall anidride carbonica e altre impurità, potrebbe essere una risorsa importante. Stato dell arte In Europa. Lo sviluppo del biometano si è mosso in diversi modi: alcuni Governi hanno riconosciuto la Il Piano di azione nazionale evidenzia la necessità di consentire l integrazione del biometano nella rete di gas naturale. Foto: Archivio Crpa possibilità di ridurre considerevolmente le emissioni dei gas a effetto serra tramite l uso di biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili in sostituzione di gasolio e benzina; nel 2003, il Parlamento europeo ha adottato la direttiva 2003/55/Ce relativa alle norme comuni per il mercato interno del gas naturale (articolo 1, paragrafo 2), che si applicano anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa tramite la purificazione del biogas a biometano, permettendo la loro immissione nel sistema del gas naturale; il concetto è stato ripreso dall articolo 1 della direttiva 2009/73/Ce, secondo cui le norme ivi previste si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o da altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano essere iniettati nel sistema GLOSSARIO Break even point. È il tempo di ritorno dell investimento. Nm 3 o normal metro cubo. È l unità di misura impiegata per misurare la quantità di gas in condizioni normali. Il normal metro cubo, cioé, indica la quantità di gas necessaria a occupare 1 m 3 di volume a una temperatura di 0 C e a una pressione di 1,013 bar assoluti (equivalente alla pressione sul livello del mare). Solidi volatili (s.v.). Rappresentano la sostanza organica presente nella biomassa avviata a digestione anaerobica. Tasso di rendimento interno. È il saggio di remunerazione del capitale investito ed equivale al saggio che annulla il van. Upgrading. Tecnologie che peremttono la purificazione del biogas in biometano. Valore attuale netto (van). Valore attualizzato, scontato secondo il tasso di interesse e il tempo, dei redditi futuri al netto dell investimento inziale. 6/2011 L Informatore Agrario 47

2 Come sono state impostate le prove Il confronto fra la produzione di energia elettrica e di biometano è stato condotto assumendo alcune condizioni tecnologiche e dimensionali: dimensionamento dell impianto di biogas funzionante prevalentemente a colture dedicate ed effluenti zootecnici per l alimentazione di un cogeneratore da kwe (equivalente a una produzione di biogas di circa 460 Nm 3 /ora); dimensionamento dell impianto di upgrading per purificare una quantità pressoché equivalente di biogas in biometano. Vista la ancora relativa scarsità di impianti e proposte commerciali sul mercato italiano, il confronto è stato fatto con un impianto dimensionato per 500 Nm 3 /ora. Tale taglia è considerata allo stato attuale il livello pressoché minimo per la convenienza economica e per la quale nel mercato estero si trovano diverse realizzazioni; valutazione dei costi di costruzione dell impianto di biogas, di cogenerazione e di upgrading: per quanto concerne i costi di costruzione dell impianto di biogas con trasformazione in energia elettrica sono stati utilizzati i valori di riferimento del Crpa, disponibili anche nel software di elaborazione Ad-Ecotec Dss (maggiori informazioni nella sezione software del sito mentre per i costi di costruzione dell impianto di upgrading ci si è appoggiati a diverse ditte fornitrici. In nessun caso è stato considerato il valore del terreno; la tecnologia di upgrading presa in considerazione è quella allo stato attuale più efficiente sotto il profilo della minima quantità di metano perso con i gas di coda (residuo del processo di lavorazione del biogas) e che prevede l assorbimento su soluzione amminica con successiva rigenerazione a caldo (vedi approfondimento a pag. 51); valutazione dei costi di gestione e manutenzione: i costi tengono conto degli ammortamenti del capitale, degli interessi passivi, dei costi di approvvigionamento della materia prima, del service meccanico e biologico, della manutenzione ordinaria e straordinaria; nel caso della produzione di energia elettrica non è stata considerata l eventuale valorizzazione dell energia termica e tutti i fabbisogni di energia elettrica sono stati considerati come autoconsumi sottratti alla produzione di energia lorda; per la valutazione economica è stato adottato uno schema classico che prevede l utilizzo dei seguenti indicatori finanziari: break even point (tempo di ritorno, compresi gli oneri finanziari), valore attuale netto (van) e tasso interno di rendimento (tir). del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza. In Italia. Allo stato attuale la cogenerazione rimane la via preferenziale di impiego del biogas. Questo per motivi in primo luogo economici, legati al meccanismo di incentivazione dei certificati verdi e della tariffa omnicomprensiva, e poi anche per ragioni normative. Sotto il profilo normativo le maggiori lacune sono relative ai seguenti aspetti: mancanza di riferimenti al biogas-biometano nei disposti legislativi italiani che regolano il trasporto e la distribuzione di gas naturale; carenza di riferimenti al biogas-biometano nel quadro legislativo fiscale, se non per il biogas soggetto ad autoconsumo, che esclude quindi la possibilità di immissione in rete o cessione a terzi precludendo qualsiasi utilizzo diverso; assenza a livello europeo di norme tecniche comuni per la caratterizzazione del gas naturale e di conseguenza di altri TABELLA 1 - Valori di dimensionamento e di efficienza per il confronto tra i due impianti Parametro Cogenerazione Biometano Potenzialità produttiva biogas (Nm 3 /ora) Biomassa utilizzata (t/giorno): insilato di mais effluenti zootecnici Carico organico volumetrico (kg s.v./m 3 /giorno) 3 3 Resa specifica biogas media (m 3 /kg s.v./giorno) 1 1 Potenza elettrica installata (kw) Ore di funzionamento (ore/anno) Energia elettrica prodotta (MWh/anno) Autoconsumi digestori e/o upgrading (MWh/anno) Autoconsumi ausiliari per la cogenerazione (MWh/anno) Biometano prodotto (Nm 3 /anno) prodotti minori quali il biogas-biometano. I pochi riferimenti normativi esistenti sono sotto forma di raccomandazioni o suggerimenti che oltretutto fanno riferimento a specifiche di altri Paesi non valide a livello italiano; maggiore attenzione degli operatori alle caratteristiche fisico-chimiche del biogas-biometano rispetto al gas naturale, la cui natura risulta quasi sufficiente per garantirne la qualità. I sospetti relativi al biogas-biometano risiedono soprattutto nel potenziale contenuto di sostanze minori con proprietà corrosive (H 2 S, cioè l idrogeno solforato, siloxani, composti alogenati, ecc.); mancanza di definizione delle modalità tecniche di connessione alla rete del gas e delle misure di sicurezza che devono essere prese al fine di evitare rischi per la salute umana, l integrità della rete e per garantire il corretto funzionamento delle apparecchiature connesse alla rete; assenza di una normativa di incentivazione della produzione nazionale di biometano. Quale incentivo rende competitiva la filiera Nello scenario attuale della produzione di energia da fonte rinnovabile gli incentivi previsti dalla normativa nazio- 48 L Informatore Agrario 6/2011

3 APPROFONDIMENTO Tecnologia di upgrading Tra le varie tecniche di purificazione (upgrading) del biogas in biometano, in questo articolo si è presa in considerazione quella del lavaggio amminico. Il lavaggio amminico prevede che la CO 2 venga assorbita dal biogas utilizzando solventi organici come le ammine alifatiche (monoetil- o di metilammina). Il biogas deumidificato e desolforato viene convogliato lunga una colonna di riempimento dove incontra il flusso della soluzione amminica che viaggia in senso contrario. In questo modo si elimina la CO 2 dal biogas che viene quindi purificato in biometano. nale italiana sono per la produzione di energia elettrica. Nel Piano di azione nazionale (Pan) per le energie rinnovabili in Italia si evidenzia, tuttavia, la necessità di consentire l integrazione del biometano nella rete del gas naturale e di prevedere un apposita tariffa incentivante per tale operazione. Il 30 novembre 2010 il Consiglio dei ministri ha approvato in prima lettura il decreto legislativo che traduce in misure concrete le strategie delineate nel Pan e, quindi, nei prossimi mesi, dopo l approvazione definitiva del decreto, si dovrà definire anche l incentivo da assegnare al biometano. Vista l attuale mancanza di una tariffa per il biometano e visto che con la normativa sulle fonti rinnovabili in vigore la produzione di biogas può essere convertita convenientemente in energia elettrica, si ritiene che al fine di consentire l avvio della filiera dell upgrading del biogas la remuneratività degli investimenti debba essere almeno uguale a quella attualmente ottenibile con la filiera dell energia elettrica. Per tale ragione in questo lavoro viene illustrato un confronto tecnico-economico fra la conversione di biogas in energia elettrica e in biometano (vedi riquadro a pag. 48). GRAFICO 1 - Ripartizione dei costi di investimento per la tecnologia di cogenerazione 18% 10% 11% Opere civili Opere elettromeccaniche Cogeneratore Stoccaggio per biomasse Stoccaggio digestato Varie 37% 2% 22% La più importante tra le voci di costo d investimento è quella relativa alle opere elettromeccaniche (37% sul totale), che comprendono le componenti idrauliche, elettriche, coperture gasometriche, allacciamenti elettrici e idraulici, e la componente di controllo di processo. Confronto tra produzione di energia elettrica e di biometano TABELLA 2 - Costi di investimento per le due tecnologie confrontate (energia elettrica e biometano) Parametro Migliaia di euro cogenerazione biometano Opere civili Opere elettromeccaniche Cogeneratore Stoccaggio per biomasse Stoccaggio digestato Varie Impianto upgrading biogas Allacciamento rete gas Totale % 31% Opere civili Opere elettromeccaniche Stoccaggio per biomasse Stoccaggio digestato Varie BIOENERGIE GRAFICO 2 - Ripartizione dei costi di investimento per la tecnologia di upgrading a biometano 8% 9% 9% 20% Impianto upgrading biogas Allacciamento rete gas 22% Tra i costi di investimento pesa molto la quota relativa all impianto di upgrading del biogas che incide per il 31% sul totale. Sia nel caso della trasformazione del biogas in energia elettrica sia in quello della purificazione del biogas nel biometano, gli scenari tengono conto che per la digestione anaerobica siano utilizzati sia effluenti zootecnici (liquami e letami) sia colture dedicate (insilati di cereali): nel primo scenario è previsto di caricare circa 45 t/giorno di effluenti e 52 t/giorno di insilati di mais al 32-33% di sostanza secca, in modo tale che il tempo di ritenzione idraulico (permanenza della biomassa nel digestore) sia di circa 60 giorni (tabella 1); nel secondo scenario gli effluenti restano 45 t/giorno e viene aumentato leggermente il quantitativo di colture dedicate (57 t/ giorno) in modo da raggiungere la produzione oraria di target (500 Nm 3 /ora). Le rese di produzione di biogas sono state considerate pari a 600 Nm 3 /t s.v. (solidi volatili) al 53% di metano per gli insilati e da 300 a 500 Nm 3 /t s.v. per gli effluenti zootecnici a seconda che fossero suinicoli o bovini, al 60-65% di metano. Il rendimento elettrico del cogeneratore, invece, è stato fissato al 40%. Tali valori tengono conto della riduzione dell efficienza dell impianto nel suo insieme, che si manifesta mediamente nel corso dei 15 anni, tempo per cui è stato considerato lo scenario economico. Sotto il profilo degli investi- 6/2011 L Informatore Agrario 51

4 menti (tabella 2 e grafico 1) si considera che per la costruzione della filiera in cogenerazione siano necessari circa 4,1 milioni di euro: la voce più importante riguarda le opere elettromeccaniche (37%), che comprendono componenti idrauliche ed elettriche, coperture gasometriche, allacciamenti elettrici e idraulici, e la componente di controllo di processo; seguono le opere edili (comprese le opere di stoccaggio delle biomasse e del digestato) e l acquisto del cogeneratore. Nel caso, invece, della tecnologia dell upgrading a biometano si stima un costo di investimento complessivo di 5,1 milioni di euro: in questo caso nella ripartizione prevalgono le opere edili (38%), la quota per la tecnologia di upgrading (31%) e le opere elettromeccaniche collegate alla digestione anaerobica (22%) (grafico 2). I costi di gestione dei due impianti sono riepilogati nel grafico 3. Le principali differenze riguardano i costi del service meccanico, che allo stato attuale risulta inferiore nel caso della tecnologia di upgrading, e degli autoconsumi di energia termica sia per la termostatazione del digestore sia per la rigenerazione della soluzione amminica. Nel caso dell upgrading, la mancanza di un cogeneratore, infatti, non rende disponibile il calore di raffreddamento del motore e perciò è necessario utilizzare parte del biogas prodotto per l autosostentamento energetico. Tale fabbisogno, ovviamente, verrebbe meno nel caso in cui la tecnologia dell upgranding fosse installata contemporaneamente alla tecnologia della cogenerazione. Nel caso dello scenario relativo alla produzione di energia elettrica, la valorizzazione dell energia venduta (280 euro/mwhe, così come stabilito dall ultimo dispositivo normativo approvato con la legge n. 99 del ) equivale GRAFICO 3 - Costi di gestione delle due tecnologie a confronto Costi annui (.000 euro) Service cogeneratore Service upgrading Produzione biomasse Impianto di upgrading del biometano in Germania. Foto: Archivio Crpa Gestione impianto En. elett. per digestore Costi generali En. elett. per impianto biometano Autoconsumo biogas ( 1 ) Cogenerazione Biometano ( 1 ) La mancanza di un cogeneratore che permetta di recuperare energia termica per le esigenze dell impianto (riscaldamento digestore e rigenerazione ammine) impone di utilizzare parte del biogas prodotto in una caldaia. I costi di esercizio di un impianto di biometano sono superiori a quelli di un impianto di cogenerazione: euro contro euro. a un valore del metano prodotto di circa 1 euro/m 3, ovvero 10,15 centesimi di euro/kwh termico. In questa ottica, considerando i ricavi provenienti dalla vendita dell energia elettrica e i costi esplicitati, il break even point per l impianto è calcolato in circa 4,3 anni, mentre il tasso interno di rendimento è pari al 24,5%. Applicando lo stesso valore economico del metano prodotto alla filiera del biometano, l analisi economica indica che a parità di incentivi assegnati per il metano convertito in energia elettrica (0,28 euro/kwhe equivalenti a 10,15 centesimi di euro/kwht di metano), l impianto di upgrading potrebbe essere ripagato in 5,33 anni. La differenza fra i due scenari è quindi dell ordine di 1 anno. Occorre sottolineare, a riguardo dei costi di approvvigionamento delle biomasse, che per le colture dedicate di cereali insilati è stato considerato un valore di 30 euro/t. Tale valore rappresenta per la maggior parte delle aree del Nord Italia il costo di produzione medio. Il prezzo di acquisto sul mercato, invece, può essere anche notevolmente più elevato. Ovviamente aumentando il valore che viene dato a questa voce di costo (la più elevata per un impianto di biogas) il livello di remuneratività dell investimento si riduce, ma non si riduce la valorizzazione economica che viene data al metano prodotto, la quale dipende unicamente dall incentivo sulla produzione di energia elettrica (tariffa omnicomprensiva o certificato verde). Tanto meno si modifica la differenza fra le due filiere analizzate. Il grafico 4 mostra i risultati dell analisi di sensibilità dell investimento, espressa come tempo di ritorno compresi gli oneri finanziari (break even point) calcolati con un saggio di attualizzazione del 5%, al variare del valore del metro cubo di metano prodotto assegnato. Dall analisi grafica si evince che volendo attribuire la stessa remuneratività, che allo stato attuale viene assegnata a un impianto di biogas che alimenta un cogeneratore da circa kwe, a un impianto di potenzialità similare che invece raffina il biogas fino a biometano da immettere in rete, la tariffa omnicomprensiva da dare al biometano dovrebbe essere pari a 1,2 euro/m 3. Conclusioni L utilizzo del biogas per usi diversi dalla cogenerazione, sebbene supportato da recenti disposti legislativi a livello comunitario, è ancora lontano dal poter essere considerato una soluzione attua- 52 L Informatore Agrario 6/2011

5 bile, anche solo al livello locale, nel nostro Paese. Tuttavia nell ottica di individuare un possibile incentivo per l avvio di questa filiera si ritiene indispensabile ottenere almeno lo stesso livello di remuneratività economica che attualmente è conseguibile con la filiera biogas-energia elettrica. Visto che allo stato attuale il settore del biometano propone sul mercato impianti ancora mediamente grandi, le valutazioni fatte in questo lavoro riguardano un impianto di biogas con conversione in un cogeneratore da 1 MWe e un impianto di potenzialità produttiva di biometano simile da immettere in rete. Nell ipotesi di assegnare anche al biometano lo stesso valore economico (espresso come euro/nm 3 di CH 4 ) che attualmente viene assegnato al metano, presente nel biogas, convertito in energia elettrica (1 euro/nm 3 di CH 4 con un prezzo dell energia elettrica di 280 euro/kwhe immesso in rete), le differenze di remuneratività fra i due investimenti alternativi sono calcolate intorno al 20%. Volendo assegnare esattamente lo stesso livello di remuneratività a entrambe le filiere, la tariffa omnicomprensiva da dare al biometano dovrebbe essere pari a 1,2 euro/nm 3 di CH 4. GRAFICO 4 - Analisi di sensibilità per le due tecnologie: si individuano il tempo di ritorno (break even point) e il relativo valore economico equivalente del biometano (euro/m 3 ) che pareggia le due tecnologie Break even point (anni) Con valorizzazione in energia elettrica a 28 cent./kwhe pari a 1 euro/m 3 Con valorizzazione in biometano Stazione di rifornimento di biometano in Austria. Foto: Archivio Crpa Occorre sottolineare che i costi di gestione di un impianto di biometano potrebbero essere leggermente inferiori qualora la tecnica dell upgrading fosse installata in un impianto di biogas esistente con conversione in cogenerazione. In tale condizione, infatti, buona parte delle esigenze tecnologiche ed energetiche per il riscaldamento del cogeneratore e il recupero delle ammine potrebbero essere fornite con costi decisamente inferiori. Non ultimo, è da sottolineare che sotto il profilo ambientale ed energetico l immissione del biometano prodotto in rete può essere utilizzato in impianti industriali per la produzione di energia elettrica e/o termica (ad esempio teleriscaldamento con cogenerazione), con rendimenti complessivi molto più elevati che possono arrivare anche oltre l 80%, permettendo di conseguire benefici molto più consistenti. Se si considera, inoltre, che per gli obiettivi che l Europa si è data al 2020 ciò che viene preso in considerazione nel calcolo della quota di energia rinnovabile non è solo l energia elettrica ma tutta l energia rinnovabile prodotta (elettrica + termica + biocombustibili), allora la possibilità di valorizzare integralmente anche l energia termica ottenibile dall utilizzo del biometano (e non solo la quota relativa alla conversione in energia elettrica) potrebbe aumentare l efficacia dell incentivo al biometano stesso anche di 2,5 volte rispetto all incentivo per la produzione di sola energia elettrica. La CO 2 separata dall impianto può, infine, essere facilmente recuperata e utilizzata industrialmente come gas tecnico, aumentando in questo modo ulteriormente i benefici ambientali ed economici. Claudio Fabbri, Sergio Piccinini Mariangela Soldano Crpa - Centro ricerche produzioni animali Reggio Emilia 1 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 Valore metano prodotto (euro/m 3 ) Valorizzazione in biometano Valorizzazione in energia elettrica Break even point (4,3 anni) di un impianto di biogas (1 MW) Volendo la stessa remuneratività (break even point di 4,3 anni), che allo stato attuale viene assegnata a un impianto di biogas da 1 MW grazie alla tariffa omnicomprensiva di 0,28 euro/kw, per un impianto di uguale potenzialità, che invece raffina il biogas in biometano, la tariffa omnicomprensiva dovrebbe essere pari a 1,2 euro/m 3. Per commenti all articolo, chiarimenti o suggerimenti scrivete a: redazione@informatoreagrario.it Per consultare gli approfondimenti e/o la bibliografi a: 11ia06_5605_web 6/2011 L Informatore Agrario 53

6 ARTICOLO PUBBLICATO SU L INFORMATORE AGRARIO N. 6/2011 A PAG. 47 Mancano gli incentivi per far partire il biometano BIBLIOGRAFIA Biofuel Marketplace (EIE/05/022/ SI ) (2006) - Overview and Recommendations on Biofuel Standards for Transport in the EU WIP Renewable Energies. München, Germany, June. (2003) Biogas as Vehicle Fuel, an European Overview, Stockholm, Trendsetter Report N. 2003:3 - Guideline to set up a city biogas project, October. Biogasmax, Biogas as vehicle fuel - Market Expansion to 2020 Air Quality- Report on Technological Applicability of Existing Biogas Upgrading Processes, Deliverable D3.1 - Report Work Package 3 - Upgrading - Biogasmax Project ( Crpa (2009) - Studio di fattibilità della filiera del biometano da effluenti zootecnici e/o discariche per autotrazione/immissione in rete. Regione Piemonte ( dwd/pubblicazione/biometano.pdf). Fabbri C., Soldano M.(2010) -Biometano - Un alternativa al biogas in cogenerazione. Agricoltura, 9: IEA, Biogas Upgrading and utilisation, - IEA Bioenergy Task 24: Energy from biological conversion of organic waste. IEA, Biogas upgrading to vehicle fuel standards and grid injection - IEA Bionergy Task 37, Energy from biogas and landfill gas. Sendinger P. (2008) - Biomethan for NGV s. - An additional benefit to the environment. OMV Gas & Power. Bratislava, Sept. 19 th, Sixth European Forum Gas. Ministero sviluppo economico, Dipartimento per l energia (2010) - Rapporto Pp. 31. EEA (2009) - Greenhouse gas emission trends and projections in Europe. Report, n. 9, Tracking progress towards Kyoto targets.