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Dai rifiuti organici domestici albiometano in rete: una filiera possibile

Giorgio Ghiringhelli ghiringhelli@arsambiente.it, Michele Giovini – ARS ambiente Srl,Gallarate, Varese

Massimo Centemero – Consorzio Italiano Compostatori (CIC), Roma

RiassuntoIn questo lavoro viene presentato il ciclo tecnologico che permette anche in ambiti urbanizzati ditrasformare la frazione organica dei rifiuti urbani (Forsu) in biogas e quindi in biometano. Par-tendo dalla descrizione dei processi che consentono di produrre il biogas a partire da matriciorganiche, con un focus particolare sulla produzione da Forsu, si giunge a elencare le tecnologieche possono essere impiegate per l’upgrading del biogas a biometano su scala industriale. Infine siprendono in considerazione gli aspetti normativi e regolamentari circa la possibilità di immissionein rete del biometano così generato.

SummaryThis essay shows the technological procedure to turn the organic waste in biogas and so biometha-ne. Starting from the description of the process who allows to generate biogas from organic waste,especially from the urban one, we arrive to list the processes useful for its upgrading on industrialscale. Eventually we also consider the set of rules concerning the input of the biomethane in thenatural gas-grid.

1. IntroduzioneL’Italia è il nono consumatore mondiale di gas naturale mentre è di gran lunga al di sotto di taleposizione per quanto concerne l’autoapprovvigionamento. Nel 2009 a fronte di un consumo di76,25 miliardi di metri cubi ne ha prodotti soltanto 7,83 [1]. Dall’ingente sproporzione traconsumi e autoproduzione si deduce che l’Italia è un grande importatore di gas naturale, infattisi posiziona tra i primi dieci importatori netti di gas naturale a livello mondiale: il grado didipendenza dell’Italia dalle forniture estere è stato nel 2009 pari al 90,2% [2], contro unamedia europea nell’intorno dell’80% (Eurostat, 2008). In tale situazione, in cui i giacimentisono concentrati solo in alcune aree che non coincidono con le aree di maggior consumo, lasicurezza degli approvvigionamenti non può essere garantita in caso di crisi energetiche o diinterruzione dell’offerta [3].Il gas naturale viene principalmente utilizzato in Italia per la produzione di energia elettrica,calore e in minor misura per l’autotrazione [1].In ragione della situazione descritta si intuisce l’interesse che i diversi stakeholder dello scena-rio energetico nazionale stanno avendo verso la produzione potenziale di biometano, ovveroun gas da fonti rinnovabili con proprietà pressoché identiche a quelle del gas naturale magenerato attraverso il trattamento di purificazione del biogas. Le recenti modifiche al quadronormativo nazionale hanno infatti aperto la possibilità di un nuovo impiego del biogas, tipica-

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mente utilizzato direttamente nel luogo di produzione per la generazione di energia termica e/o elettrica, dopo la sua purificazione a biometano (concentrazione del metano al 95-98%), peressere utilizzato per autotrazione e/o immesso nella rete di distribuzione del gas [4].

2. Relazione

2.1 Il biogas: produzione, caratteristiche e impieghiIl biogas è un combustibile gassoso ottenuto dalla trasformazione anaerobica di biomasse discarto di origine animale e/o vegetale. Il biogas può essere prodotto in modo controllato attra-verso l’utilizzo di impianti di digestione anaerobica, che consentono, in condizioni controllate,di produrre biogas a partire da molteplici substrati organici derivanti da diversi macro-settoriproduttivi [5], tra i quali la frazione organica dei rifiuti urbani (Forsu).La digestione anaerobica è un processo che coinvolge un consorzio di batteri altamente specia-lizzati, tra cui i batteri metanigeni, che trasformano i composti generati nelle diverse reazionibiologiche, in metano.Per il 2007 è stato stimato che la produzione di biogas nei Paesi dell’Unione Europea sia statadi circa 5.901 ktep (1 ktep=1.000 t equivalenti di petrolio); di questi, circa il 49% deriva dalrecupero di biogas dalle discariche per rifiuti urbani [6].I rifiuti organici prodotti annualmente nei Paesi dell’UE ammontano a circa 2,5 miliardi ditonnellate, dei quali circa il 40% è costituito da effluenti zootecnici e residui agricoli e il restoda rifiuti organici urbani e industriali, fanghi di depurazione e scarti lignocellulosici agro-fore-stali [7].Diversa la situazione in Italia, dove è stata stimata per il 2007 una produzione di biogas di406,2 ktep (circa 4,7 TWh) di cui oltre l’85% è ottenuta dal recupero di biogas dalle discaricheper rifiuti urbani. Il GSE, per il 2007, riporta una produzione lorda di energia elettrica dabiogas pari a 1,45 TWh, di cui circa l’86% è ottenuta dal biogas da discariche per rifiuti urba-ni. In sintesi, il biogas da discarica rappresenta ad oggi in Italia la maggior fonte di metano dafonti rinnovabili.Al 2009, dei 280 impianti di digestione anaerobica (DA) che operano in Italia, la maggior parte(ovvero 235), opera con effluenti zootecnici, scarti agricoli, residui agroindustriali e coltureenergetiche nelle regioni del Nord Italia, aree in cui è presente una maggiore concentrazione diallevamenti zootecnici come la Lombardia, l’Emilia-Romagna e il Veneto [4]. Invece l’impian-tistica dedicata alla digestione anaerobica della frazione organica del rifiuto urbano ad oggiinteressa un quantitativo stimato in 700.000 t/a [8].Il biogas prodotto negli impianti di digestione anaerobica o nelle discariche è principalmentecomposto da metano (CH4, 35-70% del volume) ed anidride carbonica (CO2, 15-50% delvolume) [9] e da piccole quantità di idrogeno solforato (H2S) ed ammoniaca (NH3). Sonooccasionalmente presenti tracce di idrogeno (H2), azoto (N2), carboidrati saturi o alogenati edossigeno (O2). Il gas, saturo di vapore acqueo, può contenere particelle di polvere e compostiorganici siliconici (Siloxani) [4].L’utilizzo del biogas può avvenire sostanzialmente in quattro modalità [7]:– combustione diretta in caldaia, per la sola produzione di energia termica;– combustione in un cogeneratore, per la produzione combinata di energia termica ed elettri-ca. Il calore prodotto può essere ulteriormente sfruttato in sistemi ad assorbimento per laproduzione di energia frigorifera (trigenerazione);– impiego in una fuel cell;– trattamento per la produzione di biometano (autotrazione o immissione nella rete gas).Proprio in ragione delle caratteristiche precedentemente descritte il biogas deve subire speci-fici trattamenti al fine di poter essere utilizzato per gli impieghi per autotrazione e immissionein rete, essendo quindi nobilitato a biometano.

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2.2 La produzione di biogas dalla frazione organica dei rifiuti urbaniIl D.lgs. 250/2010, che ha recepito recentemente la “Waste Framework Directive 2008/98/CE”, ha modificato in modo sostanziale la parte IV del D.lgs 152/2006. Le modifiche hannointeressato anche i rifiuti organici destinati alla produzione di compost di qualità e/o biogas.Come ormai noto il settore del trattamento biologico per il recupero della frazione organicadel rifiuto urbano e speciale si è sviluppata negli ultimi quindici anni, creando ex novo un veroe proprio settore in Italia (seconda in Europa dopo la Germania) [10].La Forsu può essere intercettata dalle utenze domestiche e assimilate, oppure da utenze sele-zionate (ristorazione, mense, etc.).La raccolta della Forsu viene effettuata, di norma, attraverso due sistemi:– raccolta “porta a porta” (ovvero domiciliare) attraverso sacchi o contenitori appositi;– cassonetti stradali per il conferimento non controllato o contenitori di prossimità predispostiper il conferimento di un numero ridotto di utenze definite nella stessa strada.La tipologia del servizio secco-umido più frequente è di norma caratterizzata dalla raccol-ta dell’umido in sacchetti biodegradabili o di polietilene (con frequenza di due passaggi asettimana) mediante l’esposizione di mastelli da 25-30 litri o bidoni carrellabili da 120/240litri [10].Con la progressiva applicazione dei livelli di raccolta differenziata individuati dalla normativaeuropea (target a 50% di RD di cui 1/3 frazione putrescibile) il CIC – Consorzio ItalianoCompostatori stima che la frazione organica compostabile, data dalla somma dei quantitatividi “verde” (scarti ligneo-cellulosici) e “umido”(scarti di cucina), ipotizzando i livelli di crescitaregistrati negli ultimi cinque anni, raggiunga nel 2020 ca. 4,5 mln t/anno di frazione organicada RU [11].Ciò sarà ottenuto solo se la raccolta della frazione organica del RU sarà estesa a regioni in cuitale raccolta è ancora poco sviluppata: Liguria, Lazio, Abruzzo, Campania, Puglia, Calabria,Sicilia che insieme totalizzano 25 mln di abitanti.Considerando una produzione di Forsu che si attesta a livello nazionale sui 2,7 milioni ditonnellate [12] e partendo dai valori medi di percentuale di solidi volatili (60-70 %SV) e dalbiogas potenzialmente originato attraverso un processo di digestione anaerobica (in media 500Nm3/t SV), è possibile stimare una potenziale di produzione di biogas di circa 610 milioni dim3 equivalente a circa il 6,4% del potenziale complessivo di produzione di biogas. Interessantenotare come le proiezioni al 2020 consentano di stimare una produzione potenziale in biogasdi 1.050 milioni di m3 equivalenti a circa l’11 % del potenziale complessivo di produzione dibiogas.

2.3 Produzione di biometanoIl termine biometano si riferisce a un biogas che ha subito un processo di raffinazione perarrivare ad una concentrazione di metano del 95-98% ed è utilizzato come biocombustibileper veicoli a motore al pari del gas naturale (o metano fossile) e/o immissione nella rete del gasnaturale (gas domestico o di città) [13].Il biometano, dal punto di vista tecnico, può essere immesso e distribuito nella rete del gasnaturale poiché è del tutto simile al gas naturale stesso. Il principale vantaggio dell’immissionein rete è la possibile distribuzione nelle aree ad alta densità di popolazione e il raggiungimentodella maggior parte dei potenziali utilizzatori finali. Inoltre, l’utilizzo del biometano garantisceuna maggiore autosufficienza energetica dei paesi Europei riducendo l’importazione da paesiextraeuropei. Paesi quali la Svezia, la Svizzera, la Germania e la Francia hanno delle norme cheregolano l’immissione del biometano nella rete del gas naturale, che hanno come scopo quellodi evitare la presenza di contaminanti (zolfo, ossigeno, particolato) nella rete e nel loro utilizzofinale.

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Affinché il biogas possa essere trasformato in biometano, deve essere sottoposto ad un proces-so di purificazione (deidratazione, desolforazione e rimozione di altri componenti indesidera-ti) e di upgrading (eliminazione dell’anidride carbonica, CO2) [14].Attualmente ci sono molte tecnologie che permettono la purificazione e l’upgrading del biogasche vengono suddivise in quattro macro categorie [15]:– tecnologie di rimozione dell’anidride carbonica;– tecnologie di deidratazione o deumidificazione;– tecnologie di desolforazione;– tecnologie per la rimozione dei gas presenti in traccia.

2.3.1 Impianti esistenti in Italia di upgrading di biogas a biometanoAnnesso all’impianto di captazione del biogas dalla discarica di Malagrotta (RM), vi è l’unicoimpianto di upgrading del biogas in scala industriale funzionante in Italia [4]. L’AMA Spa,azienda proprietaria dell’impianto ha in previsione di aumentare la potenzialità dell’impiantoalimentandolo anche con biogas generato da FORSU [16]. Un altro impianto esistente, funzio-nante dal 2010, di upgrading di biogas per la produzione di biometano è a San Giovanni inPersiceto (BO), realizzato da SAFE Srl.

Fig. 1 – Esempio di impianto di upgrading di biogas a biometano (SAFE Srl, 2010).

2.3.2 Quadro legislativo e incentivi per il biometanoFino al 2010 in Italia non esisteva una legislazione specifica che consentisse o prevedesse lapossibilità per l’immissione in rete del biogas o meglio del biometano, nonostante vi siano statinegli ultimi tempi decisivi passi in avanti a tal proposito, al fine di allinearsi a realtà qualiGermania, Svezia e Austria dove l’immissione in rete è già possibile ed esistono piani governa-tivi a favore di questa iniziativa.

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Una svolta decisiva nella regolamentazione del collegamento degli impianti di produzione dibiometano alla rete del gas naturale è stata data con il Decreto Legislativo numero 28 del 2011che ha previsto che siano emanate dall’AEEG (Autorità per l’energia elettrica e il gas), entro 3mesi dalla sua pubblicazione, “...omissis...specifiche direttive relativamente alle condizioni tecni-che ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di bio-metano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi”.Il sistema attuale di incentivazione del biogas per la produzione di energia elettrica in impiantidi potenza <1 MWe con tariffa omnicomprensiva ha avuto il merito di far decollare il settore.L’attuale tariffa è unica per tutti gli impianti indipendentemente dalla tipologia di biomasseutilizzate. Con l’approvazione del Decreto numero 28 del 2011 è prevista la futura definizionedi incentivi da assegnare alla produzione ed impiego specifico del biometano.Per quanto riguarda la definizione di tariffa dedicata alla produzione ed impiego selettivo delbiometano, si ritiene che al fine di consentire l’avvio della filiera dell’upgrading del biogas, latariffa stessa per garantire la remunerazione degli investimenti debba essere almeno uguale aquella attualmente ottenibile con la filiera dell’energia elettrica [17].Più in particolare, nell’ottica di stabilire delle milestone, il Gruppo di Lavoro sul biometanocoordinato dal CRPA (Centro Ricerche e Produzioni Animali), al fine di rendere competitivoil mercato del biometano con quello del gas naturale, ha provato a definire i criteri fondamen-tali per una tariffa omnicomprensiva per il biometano prodotto e immesso in rete [4]: tariffafissa e costante per tutto il periodo di durata dell’incentivo dell’importo di 120 �Cent/Nm3 dibiometano prodotto almeno per il 60% da rifiuti o reflui tra cui la Forsu.Oltre al quadro normativo e di incentivazione specifici, per lo sviluppo dell’impiego del bio-metano per autotrazione e/o immissione in rete è necessario approfondire altri elementi dinatura tecnica e normativa. Questi riguardano in particolare:– la rete del gas naturale (caratteristiche e allacci);– aspetti fiscali;– specifiche per il gas naturale;– specifiche per l’impiego per autotrazione e/o l’immissione in rete del biometano;– compressione per l’immissione in rete.

2.4 Prime valutazioni economicheSono state eseguite alcune simulazioni economiche relativamente ad un impianto di produzio-ne di biogas alimentato esclusivamente a Forsu con una potenzialità di trattamento apri a30.000 ton/anno e annesso impianto di compostaggio per la mobilizzazione del digestato acompost. L’impianto descritto (tipico impianto in grado di generare una produzione di biogasutile ad alimentare un cogeneratore elettrico di potenza pari ad 1 MW), valutato a costi stan-dard di mercato sia per quanto riguarda gli investimenti che per quanto attiene ai costi/ricavidiretti ed indiretti di esercizio, è stato oggetto di un’analisi economica finalizzata alla compren-sione della migliore destinazione d’uso del biogas da esso prodotto. A tale scopo si sono presiin considerazione diversi scenari alternativi che sono stati valutati mediante delle analisi diinvestimento che hanno consentito di determinare, per ogni alternativa possibile, il Net Pre-sent Value, l’ Internal Rate of Return, ed infine il Tempo di Pay Back attualizzato.I casi analizzati sono riportati nel seguente schema esemplificativo delle diverse opzioni, dovesono riportate in rosso le variabili oggetto della valutazione economica.

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Le analisi effettuate hanno dimostrato come, ipotizzando una tariffa di incentivazione del bio-metano pari a quella proposta dal CRPA [4], l’immissione in rete si configurerebbe come unoscenario più remunerativo (IRR 23%) rispetto alla sola cogenerazione (IRR 14-16% a secondasi tratti di certificati verdi o tariffa omnicomprensiva).Per il caso descritto si è poi proceduto ad identificare, attraverso un’analisi “what if” qualesarebbe la tariffa incentivante il biometano immesso in rete utile a garantire una remunerazio-ne pari alla cogenerazione con tariffa omnicomprensiva attuale (0,28 �/kWhe), ottenendo unvalore pari a 0,87 �/Nm3 [18].

3. ConclusioniL’utilizzo del biogas per usi diversi dalla cogenerazione, attualmente la via preferenziale diimpiego per motivi essenzialmente economici legati all’attuale meccanismo di incentivazione(certificati verdi o tariffa omnicomprensiva), sebbene supportato da recenti disposti legislativinon è ancora una soluzione facilmente attuabile in Italia. La via attualmente più interessante,alla luce dei recenti disposti autorizzativi, è quella della produzione di biometano e suo impie-go per autotrazione e/o immissione in rete.I principali fattori ancora controversi e problematici dal punto di vista normativo per questiutilizzi sono la mancanza di riferimenti al biogas/biometano nei disposti legislativi nazionali(italiani) che regolano il trasporto e la distribuzione di gas naturale ne in quelli fiscali, unita-mente alla mancanza di specifiche tecniche e di rete, oltre che della definizione della tariffaincentivante.Nonostante questi problemi oggettivi, che necessitano una rapida soluzione, nel medio perio-do la filiera biogas/biometano italiana possiede un potenziale rilevante per essere una fonte diproduzione nazionale di gas metano, con un potenziale significativo nell’ambito di carburantidi origine biologica, con una dimostrata efficacia nella riduzione delle emissioni di gas climal-teranti, impiegando matrici non alimentari (quindi non incidendo sulla SAU agricola) ed es-sendo una fonte rinnovabile più programmabile rispetto al solare e all’eolico.

Fig. 2 – Schema delle variabili oggetto di indagine economica.

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