Energy Trading International S.p.A. BIOMASSE BIOGAS BIOMETANO

Le BIOMASSE Uno dei possibili investimenti nelle rinnovabili (FER) alternativo a quelli classici nel fotovoltaico (FTV) e nell’eolico è rappresentato dalla produzione di energia elettrica da BIOMASSE. BIOMASSE SOLIDE Cippato; pellet; una varietà di residui vegetali, agricoli e forestali; ed altri tipi di biomassa legnosa BIOMASSE LIQUIDE Oli vegetali (di colza, mais, girasole, soia etc); biodiesel (ottenuto da grassi animali e oli vegetali, ed utilizzabile al posto del gasolio); bioetanolo (ovvero alcool prodotto attraverso un processo di fermentazione delle biomasse)

Cos’è il BIOGAS E’ un biocombustibile gassoso ottenuto dalla fermentazione batterica (digestione) anaerobica (ovvero in assenza di ossigeno) - Anaerobic Digestion AD- di residui organici (i cosiddetti substrati o matrici) provenienti da: Reflui e fanghi fognari Reflui zootecnici: letame e liquami Rifiuti alimentari e FORSU (Frazione organica dei RSU pari a circa il 30-40% del totale RSU) Residui da giardinaggio, gestione del verde e orticoltura Colture dedicate (Mais).

Le FASI della DIGESTIONE ANAEROBICA (AD) A seconda della tipologia di batteri anaerobi che intervengono nella fase di AD distinguiamo 4 fasi: IDROLISI ACIDOGENESI ACETOGENESI METANOGENESI

Gli IMPIANTI di DIGESTIONE ANAEROBICA (AD): classificazione Tab. 1 CRITERIO IMPIANTO A.D. Contenuto di sostanza secca delle matrici (percentuale di solidi totali, ST) WET (ST=5÷10%) SEMI-DRY (ST=10÷20%) DRY (ST>20%) FASI BIOLOGICHE A.D. MONOSTADIO (le 4 fasi avvengono in un unico reattore) A.D. MULTISTADIO (la fase di idrolisi avviene in un reattore separato rispetto alle altre tre) Sistema di alimentazione del digestore Modalità DISCONTINUA Modalità PLUG-FLOW Modalità CONTINUA Temperature di processo PSICROFILI’A (5÷25°C) MESOFILI’A (32÷42°C) TERMOFILO (50÷57°C)

Composizione chimica del BIOGAS La componente essenziale del Biogas, responsabile del suo contenuto energetico, è il METANO (CH4). A seconda del substrato utilizzato per la produzione di biogas, il contenuto di metano varia dal 50% al 75%. La seconda importante componente del biogas è l’ANIDRIDE CARBONICA che conta per il 25-45%. La quantità di CO2 emessa dalla combustione del biogas è esattamente uguale a quella fissata dalle piante (o assunta dagli animali in maniera indiretta tramite le piante) pertanto l’effetto sul bilancio di CO2 emesso in atmosfera è nullo. Altre componenti minori del biogas sono il VAPOR D’ACQUA (H2O(G)), tracce di ZOLFO (S2) e acido solfidrico (H2S). Fig. 1

Dal BIOGAS grezzo al BIOMETANO (BM) UPGRADING Rimozione anidride carbonica (CO2) PURIFICAZIONE DEIDRATAZIONE: Rimozione vapor d’acqua (H2O(G)) DESOLFORAZIONE: Rimozione acido solfidrico (H2S) Rimozione altre molecole indesiderate tipo polveri, metacarpinati e NH3 BIOGAS CH4=50÷75% CO2=25÷45% BIOMETANO CH4=97÷98% CO2=2÷3% POSSIBILI DESTINAZIONI FINALI DEL BM - Stazioni di rifornimento di carburante per auto e veicoli a metano; - Cogenerazione (CHP) e/o Trigenerazione (CCHP) - Gas per utenza domestica (riscaldamento e cottura) - Gas per uso industriale BM vs BIOGAS: > EFFICIENZA > FLESSIBILITA’

Connessione funzionale-produttiva tra BIOGAS e BM Fig. 2 Impianto di produzione di BIOGAS TRASPORTO CON CAMION +PROPANO +ODORIZZANTE 1. Gas per autoveicoli UTILIZZI DEL BM (1,2,3,4) RETE DEL GAS (BP) (*) COMPRESSIONE 1. Gas per autoveicoli Impianto di produzione di BM 2. CHP e/o CCHP (localizzati ove l’energia termica e/o frigorifera può essere utilizzata maggiormente/completamente) COMPRESSIONE RETE DEL GAS (AP e MP)(*) +PROPANO +ODORIZZANTE 3. Gas utenza domestica (riscaldamento e cottura) Ulteriore purificazione del BM prima di immissione in rete/utilizzo come carburante per stazioni di servizio, per rispettare la compatibilità con le caratteristiche del gas stabilite dalla rete ove il BM viene immesso 4. Gas uso industriale) (*) AP=12-70 bar MP=5-0,04 bar BP=max 0,04 bar

CO-TRIGENERAZIONE Fig. 3 Fig. 4 La cogenerazione (CHP, combined heating & power) è la produzione congiunta di energia elettrica e termica mediante la medesima combustione, recuperando il calore altrimenti perso a valle del processo, innalzando così il rendimento complessivo. Partendo da 100 unità di energia primaria (combustibile) un CHP può produrne 38 di elettricità e 45 di calore, mentre le perdite sono 17 unità. La trigenerazione (CCHP, combined cooling, heating & power) unisce alle due funzioni precedenti anche quella di produzione di energia frigorifera per il condizionamento degli edifici e/o per usi industriali. Partendo da 100 unità di energia primaria (combustibile) un CCHP può produrne 30 di elettricità, 55 di calore e una quota di energia frigorifera che dipende dal dimensionamento dell’impianto, mentre le perdite sono 15 unità.

Maggiore EFFICIENZA ENERGETICA del BM rispetto al BIOGAS: considerazioni Il BM è un mezzo energetico molto più flessibile e quindi efficiente rispetto al Biogas, oltre che per le molteplici destinazioni finali (come illustrato in Fig. 2/Slide 24) anche perchè l’attuale produzione di Biogas avviene di norma in impianti decentralizzati, in cui spesso l’energia termica prodotta dal CHP non trova modalità efficienti di utilizzazione. Inoltre, negli impianti a Biogas l’incentivo alla produzione attualmente garantito – pari a 0,28 €/kWh immessa in rete per impianti CHP sino ad una potenza istallata pari a 1 MW («tariffa onnicomprensiva» oppure «all inclusive feed-in tariff»)- spinge i gestori a garantire produzioni di biogas eccedentarie rispetto a quanto può essere effettivamente utilizzato dal CHP stesso, con conseguenze negative energetiche ed ambientali. Il BM può viceversa essere utilizzato anche in impianti CHP centralizzati e locati esattamente laddove la produzione di energia termica può essere utilizzata maggiormente e/o completamente (Fig. 2/Slide 24). D’altra parte non bisogna dimenticare che, secondo la normativa vigente, solo impianti di Biogas di dimensioni pari o superiori a 1 MW sembrano giustificare gli alti costi di investimento e gestione richiesti dagli impianti di produzione di BM.

TARIFFA ONNICOMPRENSIVA («all inclusive feed-in tariff») DM 18/12/2008 NORMATIVA ITALIANA per incentivazione dell FER (escluso FTV): focus su Biogas e Biomasse (1) In attesa che la Conferenza Unificata esprima il suo parere di merito circa il DM che ridefinisce il sistema incentivante per le energie rinnovabili elettriche non FTV (approvato ad Aprile 2012 e valido a partire dal 1/1/2013), resta in vigore il «vecchio sistema» ovvero la possibilità di scegliere tra i due seguenti meccanismi di incentivazione: TARIFFA ONNICOMPRENSIVA («all inclusive feed-in tariff») DM 18/12/2008 Per impianti da FER (escluso solare) entrati in esercizio in data successiva al 31/12/2007 ed entro il 31/12/2012; Aventi potenza nominale fino a 1 MW La TO viene riconosciuta per un periodo di 15 anni durante il quale «resta fissa» Può essere variata ogni 3 anni con Decreto del MSE Il diritto di opzione tra TO e CF è esercitato all’atto della richiesta di qualifica IAFR(*) presentata al GSE (**). E’ consentito, prima della fine del periodo di incentivazione, un solo passaggio da un sistema incentivante all’altro: in tal caso la durata del periodo di diritto al nuovo sistema incentivante è ridotta del periodo già fruito con il precedente sistema. La TO è differenziata per tipologia di fonte utilizzata: per Biogas e Biomasse è pari a 0,28 €/kWh . (*) IAFR= Acronimo di impianto alimentato da fonti rinnovabili (**) GSE= Gestore Servizi Energetici. Opera per la promozione dello sviluppo sostenibile attraverso la qualifica tecnico-ingegneristica e la verifica degli impianti a fonti rinnovabili e di cogenerazione ad alto rendimento; riconosce inoltre gli incentivi previsti dalla normativa per questi impianti.

NORMATIVA ITALIANA per incentivazione dell FER (escluso FTV): focus su Biogas e Biomasse (2) CERTIFICATI VERDI Titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto qualificato IAFR entrato in esercizio entro il 31/12/2012, in numero variabile a seconda del tipo di Fonte Rinnovabile; Il Dlgs 79/99 ha introdotto l’obbligo in capo ai produttori e importatori di energia elettrica (EE) da FER (escluso solare) di immettere annualmente in rete un certo quantitativo di EE da FER. Tale obbligo può essere rispettato in due modi: immettendo in rete EE da FER oppure acquistando i CF dai produttori di «energia verde». 1 CV=1 MWh di energia rinnovabile e ha validità per 3 anni;

Effetti dell’attuale sistema di incentivazione delle FER sullo sviluppo del Biogas e BM La normativa italiana è stata fino ad oggi così fortemente incentrata sull’incentivazione dell’EE da rendere la scelta di produrre BM, una opzione non economicamente conveniente a fronte della possibilità di immettere in rete EE prodotta direttamente in loco tramite CHP e remunerata a TO (0,28 €/kWh). Vi è però un elemento fondamentale per cui il BM potrebbe costituire anche ora (o almeno fino all’entrata in vigore del DM che ridefinisce il sistema incentivante per le energie rinnovabili elettriche non FTV prevista per il 1/1/2013, sperando ovviamente in un innalzamento dei livelli di incentivazione invece che in un abbassamento come previsto dallo stesso Decreto) un settore di investimento «attrattivo» per gli imprenditori agricoli che già producono Biogas avviato in CHP sul posto. Ad oggi infatti, superando la soglia di 1 MW di potenza istallata nell’impianto di Biogas, si esce di fatto dal meccanismo della TO per aderire a quello dei CF (incentivazione assai minore). L’alternativa interessante per tali imprenditori, potrebbe essere quella di continuare a produrre EE in CHP da immettere in rete sino a giungere ad una produzione pari a 1 MW per usufruire della TO. L’eventuale surplus di Biogas potrebbe invece essere avviato al trattamento di «purificazione» e «upgrading» per ottenere un ulteriore guadagno dalla vendita del BM prodotto

Produzione di Biogas «in surplus» La produzione di «Biogas in surplus» è un elemento chiave nell’ipotesi di inserimento di un impianto per la «purificazione» e l’»upgrading» del BM in un contesto aziendale nel quale risulta già presente un impianto di AD (Anaerobic Digestion) per la produzione di Biogas. In base a questa ipotesi, l’obiettivo dell’investimento da parte dell’imprenditore è primariamente la quota di Biogas da inviare al CHP e convertire in EE da immettere in rete remunerata a TO (soglia dimensionale ≤1 MW). Biogas→CHP →EE →TO La scelta di produrre BM diventa quindi del tutto «complementare» rispetto all’attività principale del Biogas (difficile perseguire la strada del BM «dedicato»). Le caratteristiche che permettono di ipotizzare una produzione di Biogas «in surplus» sono: L’autoproduzione delle matrici organiche avviate a AD La flessibilità impiantistica.

Considerazioni conclusive: CRITICITA’ PROPOSTE Alti costo di INVESTIMENTO (per inserimento di impianto di «purificazione» e «upgrading») e alti costi OPERATIVI (per l’impianto di distribuzione del carbirante per autoveicoli) per l’ipotesi di Biogas in «surplus»→rende difficile perseguire la strata del BM «complementare» e/o «dedicato» Appare di difficile attuazione l’immissione in rete del BM a causa degli elevati costi di compressione, immissione e controllo in continuo della sua qualità, in mancanza di specifiche normative che regolino la materia anche da un punto di vista tecnico. L’ Assenza di meccanismi di sostegno alle FER «TERMICHE» (ad oggi solo sostegno alle FER «ELETTRICHE») ha penalizzato i produttori più efficienti rendendo antieconomico l’investimento nelle biomasse a fini termici (CHP). Difficoltà di reperimento e conferimento della Biomassa Assenza di equità nel trattamento fiscale (IVA e accise) Erogare contributi in conto capitale per le spese di investimento dell’impianto di «purificazione» e «upgrading»; Normare e semplificare la fase di immissione in rete del BM e il controllo in continuo della sua qualità, in funzione dei substrati utilizzati; Rimodulare la TO che tenga conto anche di un possibile incentivo per il BM. Sviluppare sistemi di pretattamento che consentano di migliorare la logistica Ridurre pressione fiscale

Numero impianti biogas in Italia Fig. 5 Totale 521 Di cui 360 solo nel NORD Italia: 210 in Lombardia 78 in Veneto 72 in Piemonte Fonte: CRPA, Centro Ricerche Produzioni Animali Il settore del Biogas negli ultimi 10 anni ha avuto uno sviluppo esponenziale passando dai 50 impianti prima del 2001 ai 521 del 2011. Quello a cavallo tra il 2010 e il 2011 poi ha visto passare il numero di impianti da 294 a 521 (di cui 130 in costruzione e 391 già operativi)

Potenza elettrica istallata in impianti biogas in Italia(MW) Fig. 6 Di cui la classe di potenza media più rappresentativa è quella compresa tra i 500 kW e 1 MW Totale 349,7 Fonte: CRPA, Centro Ricerche Produzioni Animali Negli ultimi 10 anni la potenza elettrica istallata in impianti a biogas è passata da 3,3 MW prima del 2001 a 349,7 MW nel 2011. A cavallo tra il 2010 e il 2011 si registra il vero e proprio sviluppo esponenziale del Biogas con un potenza istallata pari a 160,5 MW nel 2010 a 349,7 MW nel 2011 (di cui 108,1 in costruzione e 241,6 in operation)

Il potenziale elettrico del Biogas in Italia Valutando la potenza elettrica istallata in Italia (Fig. 6) e un funzionamento medio di 8.000 ore/anno, l’attuale potenzialità produttiva di EE del settore Biogas può essere stimata in circa 3 TWh elettrici/anno.