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Biogas e biometano: una filiera italiana per lo sviluppo delle agroenergie
Vito Pignatelli ENEA, Unità Tecnica Fonti Rinnovabili Presidente
Convegno Accademia Nazionale di Agricoltura
Agrobioenergie: produzione e utilizzazioni Bologna, Giovedì 4 dicembre 2014
2
Consumo interno lordo di energia per fonte in Italia: confronto 2005 - 2013
Elaborazione su dati Ministero dello Sviluppo Economico - Bilancio di Sintesi dell’Energia in Italia, dati preliminari, maggio 2014 / ENEA - Rapporto Energia e Ambiente 2006
Consumo interno lordo di energia primaria: 197,8 Mtep
Combustibili solidi
8,60%
Idrocarburi liquidi
43,10% Gas naturale
36,01%
Fonti rinnovabili
6,83%
Elettricità importata
5,46% Combustibili
solidi
8,55%
Idrocarburi liquidi
34,48%
Gas naturale
33,55%
Fonti rinnovabili
18,00%
Elettricità importata
5,42%
Consumo interno lordo di energia primaria: 171 Mtep
2005 2013
3
Contributo % delle diverse fonti rinnovabili alla produzione e consumi di energia in Italia nel 2012 (%)
Mtep % sui consumi finali di energia
% sui consumi del
settore
Produzione di energia da FER nel settore elettrico
8,0 6,5 27,4
Consumi di energia da RES per riscaldamento e raffrescamento
7,4 6,0 12,8
Consumi di biocarburanti nel settore dei trasporti
1,4 1,1
Consumi finali totali di energia da FER 16,8 13,5
Consumi finali totali di energia 124,1 100
Consumi di energia da FER nel settore dei trasporti ai fini dell’obiettivo 10% del PAN
1,9 5,8
Fonte: GSE, 2014
Pompe di calore 35,4%
Geotermia 1,8%
Solare
termico 2,1%
Bioenergia 60,7%
4
Contributo % delle diverse fonti rinnovabili alla produzione e consumi di energia in Italia nel 2012 (%)
Elaborazione su dati GSE, 2014
Idroelettrica
47,3%
Geotermica 6,0%
Eolica 13,3%
Solare 20,2%
Bioenergia 13,2%
Consumi di energia termica per riscaldamento e raffrescamento
Produzione di elettricità
5
Contributo % delle diverse fonti rinnovabili ai consumi di energia elettrica in Italia nel 2012 e al 2020
Elaborazione su dati GSE, 2014
Idroelettrica
47,3%
Geotermica 6,0%
Eolica 13,3%
Solare 20,2%
Bioenergia 13,2%
Produzione / consumi di elettricità nel 2012
Idro-elettrica
43%
Geotermica 7%
Eolica 20%
Solare 11%
Bioenergia 19%
Produzione / consumi di elettricità previsti dal PAN per il 2020
6
Pompe di calore
35,4%
Geotermia 1,8%
Solare termico 2,1%
Bioenergia
60,7%
Elaborazione su dati GSE, 2014
Consumi di energia termica per riscaldamento e raffrescamento nel 2012
Contributo % delle diverse fonti rinnovabili ai consumi di energia termica in Italia nel 2012 e al 2020
Pompe di calore
28%
Geotermia 3%
Solare 15%
Bioenergia 54%
Consumi di energia termica per riscaldamento e raffrescamento previsti dal PAN per il 2020
7
Produzione di elettricità da bioenergie in Italia (2000-2012)
1.505 1.958
2.709
3.587
4.499 4.675 5.107 5.257
5.966
7.557
9.440
10.832
12.487
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
14.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
GWh
Nota: i valori si riferiscono a biomasse, rifiuti solidi urbani (50% frazione biodegradabile), biogas e bioliquidi
Elaborazione su dati GSE, Rapporto Statistico 2012 - Impianti a fonti rinnovabili, 2013
8
Impianti per la produzione di elettricità da bioenergie in Italia al 31 dicembre 2013 (*)
Tipologia di biomasse utilizzate
Impianti in funzione
Numero di impianti
Potenza installata (MWe)
Biomasse solide 217 1.246
Bioliquidi 472 1.053
Biogas 1.227 940
Totale 1.916 3.239
Elaborazione su dati GSE - Bollettino incentivi FER al 31.12.2013, 2014
(*) esclusi gas da discarica e rifiuti
Nota: Non sono stati considerati fra gli impianti a biomasse quattro grandi impianti di co-combustione con carbone, di potenza compresa fra 240 e 340 MWe, nella Regione Sardegna
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Composizione parco impianti di potenza a bioenergie (esclusi gas di discarica e rifiuti) in Italia nel 2013
Biomasse solide
11,33%
Bioliquidi 24,63%
Biogas 64,04%
Potenza installata (MWe)
Numero di impianti
Biomasse solide
38,47%
Bioliquidi 32,51%
Biogas 29,02%
Elaborazione su dati GSE - Bollettino incentivi FER al 31.12.2013, 2014
Impianti a biogas in Italia al 31 dicembre 2013
10
13 9 9 11
173
56
28 2
423
22 2
150
9 19 2
37 44 36
2 0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Elaborazione su dati GSE - Bollettino incentivi FER al 31.12.2013, 2014
Numero di impianti
11
La filiera biogas nel comparto agro-zootecnico
Reflui zootecnici
Raccolta e trasporto
Digestione anaerobica
Biogas
Cogenerazione
Colture dedicate
Raccolta, trinciatura e
trasporto
Elettricità
Calore
Allevamenti zootecnici
Fanghi stabilizzati
Recupero, trasporto e
spandimento
Terreno agricolo
Upgrading
Biometano
Scarti agroalimentari
Trasporto e stoccaggio Aspetti rilevanti
• Temporali • Spaziali • Tecnologici • Normativi
12
Possibili impieghi del biogas
• Produzione di energia elettrica mediante combustione in motori di gruppi elettrogeni o cogeneratori (tecnica più utilizzata)
• Combustione diretta in caldaia per riscaldamento (tipicamente caseifici con annesso allevamento suinicolo)
• Utilizzazione, dopo rimozione della CO2 e purificazione, per immissione nella rete di distribuzione del gas, come combustibile per usi domestici, produzione di elettricità in centrali turbogas o biocarburante per autotrazione (biometano)
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• Materie prime diffuse e abbondanti
• Opzione praticabile per aziende agricole medio-piccole
• Molteplici opzioni energetiche e disponibilità di tecnologie affidabili
Il biogas nel comparto agro-zootecnico: pregi e limiti
• Dispersione delle materie prime sul territorio
• Grandi volumi, limitato valore energetico
• Alcune materie prime stagionali, altre continue
• Destinazione del digestato
• Onerosità impiantistica per l’azienda
• Disponibilità limitata di statistiche ed informazioni
14
Impianti a biogas nel comparto agro-zootecnico in Italia (dicembre 2012)
Fonte: CRPA, 2013
• 994 impianti a fine 2012, con una potenza elettrica installata complessiva pari a 756 MWe
• L’82,3% degli impianti per i quali è disponibile il dato (593 su 994) funziona mediante codigestione di diverse tipologie di biomasse (liquami, letame, residui agroindustriali e colture energetiche)
• Il 90% degli impianti si trova in Regioni dell’Italia Settentrionale
• Nel corso del biennio 2011-2012 il numero degli impianti censiti è aumentato del 95%, mentre la potenza elettrica è aumentata del 116%
13
14
2
7 6
6
6
12
9
14
23
143
69
151
38
374
106
1
Impianti di biogas nel settore agro-zootecnico in Italia dal 2007 al 2012
15
154
273
510
994
49
140
350
756
318
513
686
760
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
1.200
Aprile 2007 Marzo 2010 Maggio 2011 Dicembre 2012
Numero di impianti
Potenza elettrica installata (MWh)
Potenza media impianti (kWe)
Fonte: CRPA, 2013
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Distribuzione % degli impianti di biogas del settore agro-zootecnico per tipo di alimentazione (2012)
Fonte: CRPA, 2013
Effluenti zootecnici + sottoprodotti
agroindustriali + colture energetiche
51%
Effluenti zootecnici + colture energetiche
45%
Effluenti zootecnici + sottoprodotti
agroindustriali + colture energetiche
12%
sottoprodotti agroindustriali +
colture energetiche 20%
Solo effluenti zootecnici
18%
Dati relativi al 59,6% degli impianti censiti a fine 2012 (593 su 994)
Esempi di "Best practices" di impianti di biogas nel settore agro-zootecnico
Caso studio Tecnologia Start –up
Potenza elettrica
Potenza termica
Alimentazione Origine della
biomassa
Pieve Ecoenergia s.c.a. (CR) - Lombardia
Cogenerazione – Teleriscaldamento
2009 999 kWe 1.000 kWt
Insilato di mais (70%)
Reflui zootecnici (30%)
Terreni aziendali(99%) Allevamento
aziendale(100%)
Soc. Agricola Agri Floor (VI) –
Veneto
Mini rete di teleriscaldamento
(210 m) 2010 50 kWe -
Insilato di sorgo zuccherino
(60%) Reflui zootecnici
(40%)
Terreni aziendali (100%)
Allevamento aziendale(100%)
Azienda Agricola Mengoli Rino,
Mauro e Gianni S.S. (BO) - Emilia
Romagna
Cogenerazione 2005 350 kWe 50 kWt
Reflui zootecnici (1/3)
Insilati di mais, sorgo e triticale
(1/3) Residui agricoli
(1/3)
Terreni aziendali (75%) Raggio di 15 km (15%)
Azienda Agricola Pascotto Rina S.S.
(VE) – Veneto Cogenerazione 2008 990 kWe
1.104 kWt
Pollina Insilato di mais
Allevamento aziendale (100%)
Terreni aziendali (100%)
Alcuni impianti a biogas nel settore agro-zootecnico sono stati selezionati come esempi di "best practices" nell’ambito del progetto biomasse ENAMA - MiPAAF
17
18
Impianto di cogenerazione a biogas in una azienda agrozootecnica (Azienda Bruni, Sutri)
Impianto di cogenerazione • Potenza elettrica nominale: 500 kWe (due
cogeneratori Scania a punto fisso da 250 kWe ciascuno)
• Potenza termica utilizzata: 250 kW • Ore di funzionamento annue: 8.000 h elettrica,
2.000 h termica • Produzione elettrica media annua: 4.000 MWh • Recupero termico medio annuo: 500 MWh
(autoconsumi aziendali e termoregolazione digestore)
Impianto di digestione anaerobica • Due reattori da 1.100 m3 ciascuno, con
miscelazione del substrato tramite agitatori ad elica
• Alimentazione meccanica (pala caricatrice) per le matrici solide, idraulica con sistemi di pompaggio per quelle liquide e semiliquide
• Fermentazione mesofila (40 °C), con tempi di ritenzione idraulica dell’ordine dei 50 giorni
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Gestione del fondo e dell’allevamento • 200 ha impiegati per la produzione di mais, sorgo e loietto
destinati all’alimentazione dei bovini e in parte ad insilati per la produzione di biogas
• Allevamento di circa 700 vacche da latte di razza frisona (vendita prodotto alla Centrale del latte di Nepi)
• Riutilizzo completo del digestato in azienda per il ripristino della sostanza organica nel suolo
L’approvvigionamento della biomassa: un esempio di “filiera corta”
L’impianto di cogenerazione a biogas dell’Azienda Bruni è alimentato da un mix di materie prime per il 70% di provenienza aziendale e per il restante 30% da filiera corta (raggio inferiore a 70 km):
• Liquame bovino (16.200 t/anno)
• Letame bovino (3.600 t/anno)
• Insilati (1.500 t/anno)
• Scarti vegetali e acque di vegetazione (1.000 t/anno)
• Residui agroindustriali (700 t/anno)
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Produzione di biogas da colture dedicate
• Nel Centro-Nord si prestano alla produzione di biogas le colture da insilato quali mais ceroso, sorgo, triticale, segale, loiessa
• Nell’Italia meridionale e insulare, dove la disponibilità di acqua è più limitata, si può far ricorso a cereali autunno-vernini (grano, orzo, triticale) o a colture a ciclo primaverile-estivo con ridotte esigenze idriche quali sorgo o girasole
La convenienza nell’utilizzazione di colture dedicate deve essere valutata in funzione di:
• Costo di approvvigionamento
• Possibilità di stoccaggio
• Disponibilità di superfici per la distribuzione del digestato
21
Rese in biogas di diverse tipologie di substrato
Substrato Resa biogas
Nm3/t sostanza organica (SV)
Resa biogas Nm3/t tal quale
Fanghi di depurazione 250 – 350 70 – 135
Liquame bovino 250 – 400 20 – 30
Letame bovino 350 – 450 60 – 75
Liquame suino 400 – 450 15 – 20
Siero di latte 670 30
Polpa di patate 580 100
FORSU 400 – 600 80 – 125
Insilato di mais 600 – 680 190 – 210
Insilato di sorgo 500 – 560 140 – 160
Insilato di triticale 550 – 650 170 – 200
Elaborazione ENEA di dati da diverse fonti
Tra il 1971 e il 2010 la SAU si è ridotta di 5 milioni di ettari (da quasi 18 milioni di ettari a poco meno di 13), una superficie equivalente a Lombardia, Liguria ed Emilia Romagna messe insieme
Fonte: MiPAAF - Costruire il futuro: difendere l’agricoltura dalla cementificazione, 2012
La Superficie Agricola Utilizzata in Italia
12.000
13.000
14.000
15.000
16.000
17.000
18.000
19.000
20.000
1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Totale ha SAU
22
20.000
19.000
18.000
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
x 1.000
23
Il reddito netto dell’agricoltore, su 100 € di spesa per ottenere prodotti agricoli freschi, è circa 1,8 € !
35%
25%
9%
8%
21%
2%
Remunerazione trade
Operatori indiretti (servizi)
Imposte
Import prodotti
Costi agricoltore
Reddito netto agricoltore
Fonte: “Agrosserva” (Osservatorio ISMEA - Unioncamere), 2013
Le cause dell’abbandono
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Le colture energetiche in Italia
Stima delle superfici agricole utilizzate in Italia per la produzione di colture energetiche (2011)
Coltura Superfici a colture energetiche (ha)
Superficie totale
Pioppo 5.000 70.000
Colture oleaginose di cui: Girasole Soia Colza
30.000 14.100 9.900 6.000
280.000
Colture per biogas (mais, sorgo, triticale, barbabietola)
40.000-60.000
Canna comune per bioetanolo 5.000
Fonte: Progetto Biomasse ENAMA - MiPAAF, 2012
Rispetto alla cementificazione e all’abbandono del territorio, le colture dedicate per la produzione di bioenergia incidono in modo estremamente limitato sul ʺconsumoʺ di suolo agricolo, in quanto non superano ad
oggi l’1% della SAU
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Le colture energetiche nella legislazione italiana
Biomasse da filiera che danno diritto ad una premialità aggiuntiva se utilizzate per la produzione di energia rinnovabile in impianti di potenza compresa fra 1 e 5 MWe
Fonte: Decreto ministeriale MSE del 6 luglio 2012: Incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili - Tabella 1-B
Specie erbacee annuali Specie erbacee poliennali Specie arboree
Canapa da fibra Canapa del Bengala Chenopodio Erba medica Facelia Kenaf Loiessa Rapa invernale Ricino Senape abissina Sorgo Tabacco Trifoglio
Cactus Canna comune Canna d’Egitto Cannuccia di palude Cardo Cardo mariano Disa o saracchio Ginestra Igniscum Miscanto Panìco Penniseto Saggina spagnola Sulla Topinambur Vetiver
Acacia Eucalipto Olmo siberiano Ontano Paulonia Pioppo Platano Robinia Salice
26
Una filiera innovativa per la produzione di biogas
Coltivazione sperimentale di topinambur presso la discarica di Cupinoro (Bracciano, Roma), agosto 2009
Coltivazione sperimentale di topinambur alla fioritura a
Cicerale (Salerno), settembre 2011
Impianto pilota di digestione anaerobica da 2 m3 per la produzione di biogas da topinambur presso la discarica di Cupinoro, maggio 2013
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Il topinambur come "energy crop"
• Il topinambur (Helianthus tuberosus L.), specie perenne tradizionalmente coltivata per uso alimentare e zootecnico, è in grado di accumulare nelle radici e negli steli significative quantità di zuccheri (fino al 45-50%)
• Le attività di ricerca si sono indirizzate all’uso dei fusti piuttosto che dei tuberi con l’obiettivo di ridurre i costi colturali passando da una coltura annuale ad una poliennale, adatta anche a terreni poveri e/o degradati
• La raccolta sia della parte aerea che dei tuberi può essere effettuata con i macchinari normalmente disponibili
• Sono disponibili varietà adatte a diversi ambienti e condizioni pedoclimatiche
• In condizioni irrigue le rese in biogas sono comparabili con quelle degli insilati di mais
Coltivazione sperimentale di topinambur a Vejano (Roma), giugno 2010
28
Tipologie di prodotti per l’alimentazione degli impianti a biogas
Per la determinazione della tariffa incentivante, è necessario individuare la tipologia di alimentazione dell’impianto: • Prodotti di origine biologica (Tipo A)
• Sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1-A dell’Allegato 1
(Tipo B) - Per gli impianti a biogas si possono utilizzare anche prodotti del Tipo A (colture) in misura non superiore al 30% in peso
• Rifiuti, per i quali la frazione biodegradabile è riconosciuta forfettariamente ai sensi dell’Allegato 2 (Tipo C)
• Rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dal Tipo C e FORSU (Tipo D)
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
29
Principali categorie di sottoprodotti utilizzabili per gli impianti a biogas (Allegato 1-A)
• Sottoprodotti di origine animale non destinabili al consumo
umano (scarti di macellazione e lavorazione, rifiuti di cucina, farine di carne e ossa ecc.)
• Sottoprodotti provenienti da attività agricole, di allevamento, della gestione del verde e forestali (letame, reflui zootecnici, paglia, residui di campo, scarti di lavorazione di prodotti agricoli e manutenzione boschi ecc.)
• Sottoprodotti provenienti da attività alimentari e agroindustriali (sanse, vinacce, buccette di pomodoro ecc.)
• Sottoprodotti provenienti da attività industriali (industria del legno, della carta ecc.)
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
30
Incentivi per la produzione di elettricità da biogas
DM 6 luglio 2012, Allegato I, Tabella 1.1 Art.8,
comma 8
Art.26,commi 1,2 e 3
Tipologia di biomassa
Potenza Tariffa
incentivante base
CAR
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
Rimozione azoto 40 %
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
Tipo a)
1 < P ≤ 300
180 10 30 20 15
300 < P ≤ 600
160 10 30 20 15
600 < P ≤ 1.000
140 10 30
1.000 < P ≤ 5.000
104 10 30
P > 5.000 91 10 30
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
31
Incentivi per la produzione di elettricità da biogas
DM 6 luglio 2012, Allegato I, Tabella 1.1 Art.8,
comma 8
Art.26,commi 1,2 e 3
Tipologia di biomassa
Potenza Tariffa
incentivante base
CAR
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
Rimozione azoto 40 %
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
Tipo b)
1 < P ≤ 300
236 10 30 20 15
300 < P ≤ 600
206 10 30 20 15
600 < P ≤ 1.000
178 10 30
1.000 < P ≤ 5.000
125 10 30
P > 5.000 101 10 30
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
32
Incentivi per la produzione di elettricità da biogas
DM 6 luglio 2012, Allegato I, Tabella 1.1 Art.8,
comma 8
Art.26,commi 1,2 e 3
Tipologia di biomassa
Potenza Tariffa
incentivante base
CAR
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
Rimozione azoto 40 %
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
Tipo c)
1 < P ≤ 1.000
216 10 30 20 (*) 15 (*)
1.000 < P ≤ 5.000
109 10 30
P > 5.000 85 10 30
(*) Fino a 600 kW
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
33
Incentivi per la produzione di elettricità da biogas
DM 6 luglio 2012, Allegato I, Tabella 1.1 Art.8,
comma 8
Art.26,commi 1,2 e 3
Tipologia di biomassa
Potenza Tariffa
incentivante base
CAR
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
CAR + Recupero
azoto (fertilizz.)
60 %
Rimozione azoto 40 %
kW €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh €/MWh
Tipo d)
1 < P ≤ 300
236 10 30 20 15
300 < P ≤ 600
206 10 30 20 15
600 < P ≤ 1.000
178 10 30
1.000 < P ≤ 5.000
125 10 30
P > 5.000 101 10 30
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
34
Incentivi per la produzione di elettricità da biogas
140
178
216
178
0
40
80
120
160
200
240
Prodotti agricoli Sottoprodotti Rifiuti FORSU
Tariffa incentivante base (€/MWh) per un impianto a biogas di potenza compresa fra 600 kW e 1 MW a seconda della biomassa utilizzata
Fonte: DM MSE 6 luglio 2012 - incentivi per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
35
Produzione di elettricità da biogas di discarica
Fonte: GSE, Rapporto Statistico 2011 – Impianti a fonti rinnovabili, 2012
Impianto per la produzione di elettricità da biogas captato presso la discarica di Cupinoro, Bracciano (Roma)
Potenziale GHG:
1 molecola CH4 = 23 molecole CO2
36
Uso della FORSU per la produzione di biogas
• Obiettivo Legge 27 dicembre 2006, n. 296: incremento della raccolta differenziata (RD) dei rifiuti al 60% nel 2011, con la contestuale riduzione del conferimento in discarica dei rifiuti biodegradabili (FORSU)
• Gestione della FORSU attualmente orientata al recupero di materia tramite compostaggio e produzione di ammendanti
• Impianti insufficienti, localizzati prevalentemente nelle regioni dell’Italia Settentrionale, con frequente saturazione della capacità di trattamento e conseguente freno all’ulteriore sviluppo della raccolta differenziata
• Produzione di biogas soluzione economicamente interessante per la gestione sostenibile di questi rifiuti
• La FORSU è un substrato ideale per la digestione anaerobica, la cui resa può essere sensibilmente incrementata mediante la co-digestione di differenti tipologie di biomasse, che stabilizza il processo e aumenta la produzione di biogas
37
87 281
1.400
3.475
6.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
1990 1995 2000 2005 2010
FORSU trattata annualmente (kton)
Produzione di biogas da FORSU in Europa
Elaborazione da Baxter et al., IEA Bioenergy, 2012
2 12
58
112
197
0
40
80
120
160
200
240
1990 1995 2000 2005 2010
Numero di impianti
Capacità media di trattamento: 30.000 t FORSU/anno
38
Sistema integrato per la produzione di biogas e compost da FORSU di Pinerolo (TO)
Presso il polo di Pinerolo si realizza un sistema integrato per il trattamento della frazione organica proveniente dalla raccolta differenziata dei rifiuti che consiste in un processo anaerobico seguito da un fase aerobica di compostaggio Il polo consiste di 4 impianti fisicamente interconnessi (Polo Ecologico Integrato): • Digestore anaerobico (50.000 t/a) • Impianto di trattamento acque reflue (75.000 abitanti equivalenti) • Impianto di compostaggio (20.000 t/a) • Discarica
Sezione biogas • FORSU + fanghi di depurazione • Digestione anaerobica (semi-dry, batch, termofilia) • CHP 3,1 MWe, 3,3 MWt (3 motori a c.i. ) • Produzione di biogas (complessiva) 39,3 GWh (2010) • Produzione di energia elettrica 14,6 GWh (2010)
Sezione compostaggio • Frazione solida del digestato (ispessimento) • 90 giorni (fase attiva e di maturazione) • Marchio Compost di Qualità (C.I.C)
39
FORSU trattata: 30.000 t/anno
Biomassa verde: 6.000 t/anno
Potenza installata: 1 MW
Compost prodotto: ≈ 3.500 t/anno
Impianto per la produzione di biogas e compost da FORSU di Tessello (Cesena)
40
Sviluppo previsto della produzione elettrica da biogas (incluso gas di discarica) in Italia
1.198
284
1.415
508
4.620
1.343
6.020
1.200
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Energia prodotta (GWh) Potenza installata (MW)
GWh / MW Situazione al 31 dicembre 2005
Situazione al 31 dicembre 2010
Situazione al 31 dicembre 2012
Previsione al 2020
Elaborazione su dati del Ministero dello Sviluppo Economico - Piano di Azione Nazionale per le Energie Rinnovabili, 30.06.2010 e GSE, 2013
41
Possibili impieghi del biogas
• Produzione di energia elettrica mediante combustione in motori di gruppi elettrogeni o cogeneratori (tecnica più utilizzata)
• Combustione diretta in caldaia per riscaldamento (tipicamente caseifici con annesso allevamento suinicolo)
• Utilizzazione, dopo rimozione della CO2 e purificazione, per immissione nella rete di distribuzione del gas, come combustibile per usi domestici, produzione di elettricità in centrali turbogas o biocarburante per autotrazione (biometano)
42
Produzione di energia dal biogas
1 m3 di CH4 da biogas (9,88 kWh)
COGENERAZIONE PURIFICAZIONE
Elettricità: 2,0 - 4,1 kWh
Biometano: 8,5 - 9,7 kWh
Energia termica: 4 - 6 kWh (generalmente valorizzata solo in parte)
+
Fonte: Co.Agr.Energy, 2012
43
Principali caratteristiche di un biocarburante "ideale"
• Proprietà e caratteristiche chimico-fisiche il più possibile simili a quelle dei combustibili fossili sostituiti (fungibilità)
• Produzione da materie prime a basso costo, ampiamente disponibili e facilmente reperibili (competitività)
• Processi e tecnologie di produzione semplici, affidabili e scalabili, con basso impatto ambientale e consumi energetici contenuti (sostenibilità)
44
Principali caratteristiche di un biocarburante "ideale"
• Proprietà e caratteristiche chimico-fisiche il più possibile simili a quelle dei combustibili fossili sostituiti (fungibilità)
• Produzione da materie prime a basso costo, ampiamente disponibili e facilmente reperibili (competitività)
• Processi e tecnologie di produzione semplici, affidabili e scalabili, con basso impatto ambientale e consumi energetici contenuti (sostenibilità)
Il biometano risponde pienamente a tutti questi requisiti
Mezzi di trasporto pubblico alimentati a biometano nella città svedese di Kristianstad, 2008
45
Upgrading del biogas a biometano
• Raffinazione del biogas (55-65% in metano) o gas da discarica (45% in metano) per ottenere biometano (≥95% in metano, zolfo totale < 150 mg/m3)
• Generalmente il processo avviene in due stadi successivi:
Rimozione della CO2
Rimozione tracce di altri gas e
contaminanti (*)
Biogas Biometano
(*) silossani, vapore acqueo, idrogeno solforato, azoto, agenti patogeni
I punti critici del processo sono i consumi energetici e la presenza di componenti che possono dare origine a fenomeni di corrosione
46
Distribuzione degli impianti di biometano nel mondo (fine 2012)
Cina 1
Italia 1
Danimarca 1
Ungheria 1
Spagna 1 Canada 2
Francia 3 Lussemburgo 3
Regno Unito 3
Norvegia 5
Finlandia 5
Sud Corea 5
Giappone 6
Austria 10
Svizzera 16
Paesi Bassi 16
USA 25
Svezia 53
Germania 120
Totale impianti: 277
Fonte: IEA Bioenergy, 2014
47
Comparazione tra le principali tecnologie commerciali di upgrading
Lavaggio ad acqua sotto pressione
(PWS)
Adsorbimento a pressione oscillante
(PSA)
Separazione tramite
membrane (2-4 stadi)
Lavaggio chimico (MEA, DMEA)
Lavaggio fisico con solventi organici
Contenuto di CH4 nel biometano
96 - 98% 95 - 98% 95 - 98% 95 - 99% 95 - 98%
CH4 recuperato 95 - 98% 95 - 98% 95 - 98% 95 - 98% 95 - 98%
Costo annuo di esercizio (% dei costi di investimento)
2 - 3% 2 - 3% 3 - 4% 2 - 3% 2 - 3%
Rimozione H2S Si Esterna Esterna Esterna/Si Esterna
Rimozione H2O Esterna Si Si Esterna Esterna
Separazione N2 e O2 No No/parziale Parziale (O2) No No
Consumo di energia elettrica (kWh/Nm3 biogas)
0,2 - 0,3 0,2 - 0,3 0,2 - 0,3 0,10 - 0,15
0,2 - 0,3
Richiesta di calore (kWh/Nm3 biogas)
No No No 0,5 - 0,6 No
Recupero di CO2 pura No Si Si Si No
Fonte: Bauer et al., 2013
48
Distribuzione % degli impianti di biometano nel mondo per tecnologia di upgrading (fine 2012)
Separazione criogenica 0,4%
Lavaggio con solvente organico
6% Membrane 10%
PSA 21%
Lavaggio chimico (ammine) 22%
Lavaggio con acqua 41%
Impianto di upgrading del biogas a biometano di Straubing (Germania) da 16,5 milioni di m3/anno, 2010
Fonte: IEA Bioenergy, 2014
49
Elaborazione su dati EurObserv’ER - Biofuels Barometer 2014
Consumi percentuali dei diversi biocarburanti nei Paesi dell’Unione Europea. Anno 2013
1.110 1.421 1.927
3.019
5.385
7.685
9.826
11.704
13.089 13.635
14.608
13.615
0
1.500
3.000
4.500
6.000
7.500
9.000
10.500
12.000
13.500
15.000
16.500
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ktep
50
Elaborazione su dati EurObserv’ER - Biofuels Barometer 2014
Consumi percentuali dei diversi biocarburanti nei Paesi dell’Unione Europea. Anno 2013
1.110 1.421 1.927
3.019
5.385
7.685
9.826
11.704
13.089 13.635
14.608
13.615
0
1.500
3.000
4.500
6.000
7.500
9.000
10.500
12.000
13.500
15.000
16.500
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ktep
Bioetanolo 19,95%
Biodiesel 78,96%
Olio vegetale 0,20%
Biometano 0,89%
51
Il futuro dei biocarburanti: la sfida della sostenibilità
Fonte: Direttiva 2009/28/CE
Biocarburanti - Riduzione minima emissioni GHG
All’entrata in vigore della Direttiva (*)
2017
Nuovi impianti entrati in funzione dopo il 1 gennaio
2017 (**)
35% 50% 60%
(*) dal 1 aprile 2013 per impianti in attività il 23 gennaio 2008
(**) dal 1 gennaio 2018
Biocarburanti e bioliquidi non devono essere prodotti su terreni ad alto livello di biodiversità. Nel calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra (GHG) saranno considerate anche le emissioni causate dal cambiamento dell’uso del suolo
52
Riduzione delle emissioni di GHG per alcune filiere di produzione di biocarburanti (valori standard)
Elaborazione da Direttiva 2009/28/CE, Allegato V
52 49
71
31 38
83
73
82
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Etanolo da
barbabietolada zucchero
Etanolo da
mais UE
Etanolo da
canna dazucchero
Biodiesel da
soia
Biodiesel da
colza
Biodiesel da
rifiuti
Biometano
da FORSU
Biometano
da letameasciutto
%
53
Riduzione delle emissioni di GHG per alcune filiere di produzione di biocarburanti (valori standard)
Elaborazione da Direttiva 2009/28/CE, Allegato V
52 49
71
31 38
83
73
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20
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40
50
60
70
80
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Etanolo da
barbabietolada zucchero
Etanolo da
mais UE
Etanolo da
canna dazucchero
Biodiesel da
soia
Biodiesel da
colza
Biodiesel da
rifiuti
Biometano
da FORSU
Biometano
da letameasciutto
%
54
Sviluppo del biometano e uso del gas naturale nel 2012 in alcuni Paesi membri dell’IEA Bioenergy Agreement
Fonte: IEA Bioenergy, 2014
Paese
Impianti di biogas
(escluse discariche)
Impianti di upgrading del biogas
Capacità totale di produzione
biometano (Nm3/ora)
Stazioni di rifornimento
metano
Veicoli a gas
naturale
Austria 421 10 2.000 203 7.065
Finlandia 34 5 959 18 1.300
Francia 256 3 540 149 13.300
Germania 9.066 120 72.000 904 95.162
Italia 1.264 1 540 903 746.470
Sud Corea 57 5 1.200 184 39.000
Svezia 187 53 16.800 190 44.000
Svizzera 600 16 n.d. 136 11.500
Paesi Bassi 211 16 6.540 150 5.201
Regno Unito 265 3 1.260 40 520
USA ≈440 25 n.d. 1.035 112.000
La Svezia è il solo Paese in cui l’uso del biometano nei trasporti è maggiore di quello del gas naturale (869 contro 624 GWh/anno nel 2013
61.623 13.538
96.349
823.000
44.322 28.218
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1.000.000
Bulgaria Francia Germania(*)
Italia Svezia (**) Altri (***)
N. veicoli
55
Veicoli a gas naturale in alcuni paesi UE (giugno/luglio 2013)
Elaborazione su dati Natural Gas Vehicle Association - NGVA Europe, 2014
(*) dati aggiornati a maggio 2013 (**) dati aggiornati a dicembre 2012 (***) Paesi con più di 1.000 veicoli, nell’ordine: Austria, Paesi Bassi, Ungheria, Spagna,
Polonia, Finlandia (maggio 2013), Slovacchia
56
Produzione potenziale di biometano in Italia
• Il potenziale di produzione di metano da digestione anaerobica di biomasse di scarto e deiezioni zootecniche, con l’aggiunta di 400.000 ha di colture dedicate potrebbe raggiungere nel 2030 un valore pari a 8 miliardi di Nm3/anno (Fonte: Il biometano fatto bene, maggio 2012)
• Questa quantità equivale all’attuale produzione nazionale annua di gas naturale o a quella del rigassificatore di Rovigo
• Il raggiungimento dell’obiettivo previsto nella Strategia Energetica Nazionale di 1 miliardo di Nm3 di biometano/anno comporterebbe un risparmio di circa 1,6 miliardi di euro/anno sull’acquisto di prodotti energetici dall’estero
Impianto di upgrading del biogas a biometano da 9.600 m3/giorno presso la discarica di Malagrotta (Roma), 2009
57
Il futuro del biometano in Italia
La reale fattibilità di una filiera produttiva del biometano in Italia è legata all’emanazione di specifiche direttive da parte dell’AEEG relativamente a:
• Le caratteristiche chimico-fisiche del biometano per l’immissione nella rete
di distribuzione del gas
• Le modalità per l’allacciamento alla rete degli impianti di produzione del biometano e i relativi standard tecnici
• Le procedure, tempi e criteri per la determinazione dei costi per gli allacciamenti
• La pubblicazione, da parte dei gestori della rete del gas naturale, delle condizioni tecniche ed economiche per l’allacciamento alla rete dei nuovi impianti, che dovranno essere tali da non penalizzare il loro sviluppo
Fonte: Decreto Ministeriale MSE del 5 dicembre 2013
58
Il futuro del biometano in Italia
La reale fattibilità di una filiera produttiva del biometano in Italia è legata all’emanazione di specifiche direttive da parte dell’AEEG relativamente a:
• Le caratteristiche chimico-fisiche del biometano per l’immissione nella rete
di distribuzione del gas
• Le modalità per l’allacciamento alla rete degli impianti di produzione del biometano e i relativi standard tecnici
• Le procedure, tempi e criteri per la determinazione dei costi per gli allacciamenti
• La pubblicazione, da parte dei gestori della rete del gas naturale, delle condizioni tecniche ed economiche per l’allacciamento alla rete dei nuovi impianti, che dovranno essere tali da non penalizzare il loro sviluppo
L’esistenza di una normativa chiara e di facile attuazione, insieme alla disponibilità di incentivi adeguati, costituisce il presupposto indispensabile per il successo del biometano nel nostro Paese
59
Il Piano di Settore per le bioenergie
• Necessità di guidare il processo in atto di crescita complessiva della bioenergia in Italia, evitando il rischio di possibili distorsioni che potrebbero influire negativamente su un comparto vitale e dalle grandi potenzialità per la salvaguardia del territorio e la decarbonizzazione dell’economia del futuro
• Dal mese di agosto di quest’anno, grazie alla volontà e all’impegno del Ministero delle Politiche Agricole, Alimentari e Forestali, l’Italia dispone finalmente di uno specifico Piano di Settore per le filiere della bioenergia
• Il Piano, approvato dalla Conferenza Stato Regioni, è un documento volutamente sintetico (circa quaranta pagine più altre trenta in sei appendici), che definisce una strategia complessiva e individua priorità di intervento e strumenti operativi per orientare il futuro sviluppo delle fonti rinnovabili in considerazione del ruolo che l’agricoltura deve giocare nel settore consolidato e al contempo innovativo delle cosiddette “agroenergie”
Il Piano di Settore per le bioenergie e la SEN
• La Strategia Energetica Nazionale (approvata nell’aprile 2013) costituisce oggi il principale riferimento per le politiche nazionali nel medio-lungo periodo, contemplando anche, ma in modo riduttivo, l’adozione di misure che valorizzino il ricorso alle fonti di origine agricola e forestale
• Per questo motivo, il Piano di Settore per bioenergie, facendo
riferimento ad un’approfondita analisi SWOT delle diverse filiere produttive (biomasse solide, biogas-biometano, biocarburanti-bioliquidi e chimica verde), è stato sviluppato anche nell’ottica di integrare le priorità d’azione e gli interventi previsti dalla SEN
• Anche la Chimica Verde - uno degli asset principali della bioeconomia - è stata inserita nel Piano, per costruire finalmente una strategia adeguata ad un settore che vede l’Italia tra i Paesi leader a livello mondiale. A tal fine è stato deciso di istituire (si attende il decreto), un Tavolo interministeriale specifico, con capofila il MiPAAF, che ne definisca le linee guida
60
Le azioni prioritarie del Piano di Settore per le Bioenergie
Le azioni individuate dal Piano come prioritarie sono: • Ricerca e innovazione nel comparto delle bioenergie per l’intera filiera
• Piano di formazione/informazione a livello nazionale in collaborazione con le Regioni
• Efficienza energetica
• Sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili
• Le altre FER oltre la bioenergia
• Sviluppo delle infrastrutture locali
• Sviluppo del biometano
• Produzione sostenibile di biocarburanti da filiere nazionali
• Le Bioraffinerie
• Modernizzazione del sistema di governance
Per ciascuna delle azioni indicate, il Piano individua alcuni interventi prioritari attraverso i quali costruire un sistema efficiente, articolato e integrato di attività che si traducano in azioni concrete ed efficaci
61
62 62
Considerazioni conclusive
Il Piano di settore costituisce un primo, importante passo per uno sviluppo equilibrato delle bioenergie in Italia in quanto:
• Si è iniziato a parlare di bioenergie in un’ottica di opportunità per l’agricoltura e per il Paese e non solo di un’occupazione nefasta di suolo agricolo obbligatoriamente destinato alla produzione di alimenti
• Si sottolinea l’importanza di intraprendere un percorso di informazione e formazione sia per gli operatori che per i funzionari pubblici impegnati nella difficile gestione della governance sui territori
• Si osserva la volontà politica di sviluppare e promuovere le bioraffinerie, favorendo la collaborazione tra tutte le Amministrazioni competenti per la definizione di una normativa idonea allo sviluppo del settore, che favorisca la produzione e il consumo di bioprodotti sostenibili anche attraverso la ricerca scientifica e l’innovazione tecnologica
Il Piano di Settore per le Bioenergie e i relativi allegati sono consultabili sul sito del MiPAAF alla pagina:
http://www.politicheagricole.it/flex/cm/pages/ServeBLOB.php/L/IT/IDPagina/7891
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Grazie per l’attenzione
Dr. Vito Pignatelli ENEA - Unità Tecnica Fonti Rinnovabili Coordinatore Tecnologie Biomasse e Bioenergie C.R. Casaccia Via Anguillarese, 301 00123 S.M. di Galeria, Roma Tel. 0630484506 Fax 0630486779
e-mail: [email protected]