Dal metano al biometano la via verso il futuro - … · GenlLug 83.450 6.100 89.550 73,3 49.660...

01/05/2009 – 30/04/2012, IEE/08/545/SI2.528537, www. gashighway.net

ProgettoGasHighWay

Training day

ATAF

29 settembre 2010

Dal metano al biometano la via verso il futuro

Marianna Costa

Assogasmetano

www.assogasmetano.it


Costituita nell’agosto 2008, conta tra i suoi membri molte dellepiù importanti aziende di distribuzione di gas metano quanto a numero di impianti e volumi erogati in Italia.

Assogasmetano si propone come l’associazione che intende svolgere un ruolo esclusivamente politico di tutela e promozionedel settore distributivo per esaltare e salvaguardare l’unicità e le potenzialità di questo carburante nel contesto energetico e ambientale.Collabora attraverso i propri rappresentanti con gli organismi tecnici, amministrativi e legislativi a livello locale, regionale e nazionale.Assogasmetano dedica particolare attenzione alle problematiche legate alla crescita della rete distributiva, alla sua diffusione omogenea sul territorio e alle caratteristiche tecnico/strutturali funzionali al fine di assicurare un servizio adeguato sugli impianti.

E’ membro di

NGVA, l’Associazione Europea del gas naturale per i trasporti.

CUNA, Commissione Tecnica di Unificazione nell'Autoveicolo

CIG, Comitato Italiano Gas

Chi è Assogasmetano


Premesse

La mobilità è un sistema complesso che, per essere governato ha bisogno di:

� una politica che definisca gli obiettivi e indirizzi le scelte;

� un mercato che, entro tali limiti, dia risposte efficienti.

Fino ad ora il sistema della mobilità è stato governato quasi esclusivamente dall’ambito tecnico/produttivo secondo criteri di sviluppo industriale e non di efficienza (utilità) sociale.

Il metano offre la possibilità di iniziare un percorso progettuale di rinnovamento del sistema della mobilità, assicurando:

� l’aumento dell’efficienza complessiva della mobilità pubblica e privata;

� la diminuzione del carico di inquinanti atmosferici.


Il gas metano

Il gas naturale compresso (CNG) è uno dei carburanti a maggior potenziale sia dal punto di vista ambientale, sia dalpunto di vista economico e rappresenta un’ottima soluzioneper la riduzione delle emissioni di CO2, come stabilito dagli obiettivi europei 20-20-20.

Grazie alle sue propertà “green” e alle efficienti tecnologieapplicative, il gas naturale rimarrà consigliato a livello europeo sia come carburante che come fonte energetica.

Il gas naturale giocherà un ruolo fondamentale per lo sviluppo di un futuro energetico sostenibile nei prossimi anniin Europa.


Il gas metano +

� Il metano viene estratto e inviato al consumo senza necessità di lavorazione e con minimo impatto ambientale.

� Il metano viaggia sottoterra sicuro, pulito, silenzioso.

� Si trova nelle stazioni di servizio, anche multiprodotto.

� Il rifornimento è ormai facile, sicuro e veloce.

� Le autovetture a metano non sono penalizzate nel parcheggio, hanno sgravi fiscali sul bollo a livello regionale e libertà di circolazione in caso di divieti di circolazione di tipo ambientale.

� E’ il carburante più economico.


Il gas metano

Classificazione dei vari sistemi di propulsione“dal pozzo alle ruote” (WTW = WTT+TTW)

Reference: Vehicle 1350 kg I.W. NEDC

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Gasoline Diesel CNG Electric

Cur

rent

PF

I

Cur

rentAdv

ance

d

Cur

rent

Adv

ance

d

Adv

ance

d

Hyb

rid

Hyb

rid

Hyb

rid

Pow

erst

atio

n

CH

2fr

om

NG H2

from

Gas

olin

e

H2

from

R

enew

able

TTWWTTTTWWTT


Il gas metano

Riduce notevolmente l’impatto ambientale:

� -25% di emissioni di CO2

� -50% ossidi di azoto

� assenza polveri fini

� netta riduzione di composti tossici e cancerogeni


Il gas metano

CNG è il carburante più economico oggi disponibile

3,1

3,4

3,76

4,04

0,94

1,91

3,41

0,89

0,64

1,52

1,16

0 2 4 6 8 10

CNG

LPG

DIESEL

GASOLINE

DE-TAX ACCISA IVA Km percorsi/anno: 15.000 km

Costo carburante (Italia)/100 km (Grande Punto)


Il gas metano -

� Rete distributiva non ancora sufficientemente diffusa (per esempio: scarsa presenza di punti di rifornimento sulle autostrade).

� Disponibilità gamma veicoli OEM ancora limitata a segmenti medio bassi.

� Percezione di prestazioni veicolo limitate, non all’altezza delle motorizzazioni diesel e benzina.

� Mancanza del riconoscimento al metano per autotrazione della caratteristica merceologica di carburante.

� Mancanza di un quadro normativo e fiscale specifico.


La filiera metano

Una filiera industriale che dal dopoguerra ad oggi èfortemente radicata in Italia e nel 2009 conta:

� Occupazione: circa 10.500 dipendenti

� Fatturato: circa 1.6 Miliardi di Euro

� R&D : circa 3%

� Indotto all’avanguardia (Es: Landi Renzo, Metatron –componentistica e trasformazione veicoli,…)

Secondo uno studio condotto da Nomisma nel Giugno 2009 sulle possibilità di sviluppo del settore metano, se i distributori di metano raddoppiassero, il parco circolante aumenterebbe del 120% mentre …


Occupazione settore

[addetti]

Valore aggiunto

[milioni di €]

+ 115%+ 125%

La filiera metano


+ 110%

Abbattimento CO2

[tons equ CO2]

+ 175%

Abbattimento NOx

[tons]

La filiera metano


La filiera metano

Secondo uno studio del Certet Bocconi sugli impatti ecologici, economici e sulla salute legati all’utilizzo dei diversi carburanti per autotrazione ipotizzando una crescita del mercato delle vetture a metano del 50% annuo per il periodo 2009-2011 giungendo a un parco circolante intorno al milione di vetture a metano, si genererebbero risparmi sostanziali di emissioni per tutte le tipologie di agente inquinante rispetto alle emissioni prodotte dal parco sostituito:� CO2: - 25%� CO/NOx/NMHC: - 95 ÷ 98%

In termini di quantificazione dei benefici ambientali avremmo unrisparmio di circa 15.2 m€, in particolare:� le minori emissioni di particolato genereranno un risparmio sociale ambientale pari a 7,13 milioni di euro� la riduzione della CO2 prodotta consentirà un risparmio pari a 4,46 milioni di euro.


Il gas metano Per quanto riguarda la valutazione dell’impatto dei veicoli a metano sulla salute, lo studio si è concentrato sui differenziali relativi alle emissioni da particolato complessive. Nello specifico, sono stati analizzati gli effetti generati da un aumento della percentuale di parco auto veicolare nazionale alimentata a metano.

2009-2011

casi morte per conc PM

>20 microg/m3

casi bronchite infantile

casi lower respiratory symptoms infantili

casi asma adulti

giornate lavoro perse

scenario tendenziale 3,30% -1,30% -197 -2.641 -4.197 -10.101

scenario alto 10% circa 4% -617 -8.252 -13.115 -31.567

DIMINUZIONE


Oggi in Italia

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

RETE (n. impianti) EROGATO SETTORE (mil/ mc.) (1) PARCO ACI CNG (x 000) (2)

Dati Assogasmetano


0

20

40

6080

100

120

140

160

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TRASFORMAZIONI (x 000) VEICOLI DI FABBRICA (X 000)

Oggi in Italia

Dati Assogasmetano


Parco circolante 2010/1

IMMATRICOLAZIONI VEICOLI OEM METANO GENNAIO/AGOSTO 2010 – CONFRONTO CON 2009

Autovetture Commerc TOTALE % 09/08 Autovetture Commerc TOTALE % 10/09

Gennaio 7.995 709 8.704 7,1 11.863 2.596 14.459 66,0

Gen/Feb 20.708 1.583 22.291 48,4 25.266 7.224 32.490 46,0

Gen/Mar 29.984 2.194 32.175 48,4 38.398 15.535 53.933 68,0

Gen/Apr 43.599 2.995 46.594 66,5 41.843 16.201 58.044 25,0

Gen/Mag 57.090 4.085 61.175 69,2 44.070 16.560 60.630 -0,9

Gen/Giu 69.698 5.132 74.830 74,2 47.419 16.964 64.383 -13,9

GenlLug 83.450 6.100 89.550 73,3 49.660 17.368 67.028 -25,2

Gen/Ago 89.490 6.951 96.081 73,6 50.935 17.509 68.444 -28,8

2009 2010

Dati Assogasmetano


Parco circolante 2010/2

IMMATRICOLAZIONI MENSILI VEICOLI OEM E RETROFIT METANO GENNAIO/AGOSTO 2010 – CONFRONTO CON 2009

2009 2010 % 10/09 2009 2010 % 10/09

gennaio 8.704 14459 66,1 1.576 982 -37,6

febbraio 13.587 18.031 32,7 2.011 1.119 -44,3

marzo 9.884 21.443 116,9 2.026 1.310 -35,3

aprile 14.419 4.111 -71,5 1.690 1.234 -27,1

maggio 14.581 2.586 -82,3 1.520 1.078 -29,0

giugno 13.655 3.753 -72,5 1.241 969 -21,9

luglio 12.805 2.645 -77,8 1.410 996 -29,4

agosto 4.916 1.416 -71,2 720 557 -22,6

OEM RETROFIT

Dati Assogasmetano


Novità nella normativa tecnica

Selfservice

Multidispenser

Gas naturale integrato nelle stazioni dei carburanti liquidi

Rifornimento domestico

Modalità selfservice e multidispenser autorizzati con

Decreto 11 settembre 2008 Ministero dell’Interno

Modifiche ed integrazioni al decreto del Ministro dell'interno 24 maggio 2002, recante norme di prevenzione degli incendi e di progettazione, costruzione ed esercizio degli impianti di distribuzione stradale di gas naturale per autotrazione.


Il caso GTT

Nel 2000 GTT opera una scelta strategica del metano come carburante privilegiato per il TPL.

Per riverificare la bontà della scelta, GTT ha recentemente promosso due studi specialistici in via di pubblicazione:

� Il primo descrittivo/gestionale, condotto da Torino Metano.

� Il secondo tecnico/scientifico, redatto dal Politecnico di Torino.


Scenario GTT - anno 2000

Cosa porta GTT e il Comune di Torino a scegliere il metano come carburante per il TPL:

� Il fattore di gran lunga preponderante è la preoccupazione ambientale, per quanto riguarda la qualità dell’aria nelle città (domeniche “ecologiche”, targhe alterne, ecc.)

� La tecnologia del diesel è ancora a livello “Euro3”, mentre il metano è già EEV (veicolo ecologico)

� I vantaggi ambientali del metano sono tali da giustificare costi maggiori e la messa in opera di una logistica (stazioni di rifornimento e officine) che peraltro è già in uso presso altre Aziende di TPL in Italia.


Risultati operativi 2000-2008

Dati consuntivi GTT esercizio autobus a metano 2000 -2008

Percorsi a metano 73.000.000 km

Minori emissioni NOx 750 ton

Minori emissioni particolato 15 ton

43.000.000 litri

38.000 TEP (tonnellate equivalenti di petrolio)

Consumo energetico annuo di una città di 15.000 abitanti (ad es.:

Saluzzo)

Risparmio petrolio

270.000 barili


Le prospettive al 2008

� Lo scenario è cambiato: ora le preoccupazioni dominanti sono:

� L’affrancamento dal petrolio (diversificazione fonti energetiche primarie)

� La riduzione delle emissioni di gas serra (CO2)

� Una riduzione generale dei costi

� La tecnologia motoristica si è molto evoluta:

� Il motore diesel grazie al diffuso impiego dell’ elettronica e dei catalizzatori è diventato EEV

� Il motore a metano ha superato i problemi di giovinezza, e la sua diffusione giustifica gli investimenti migliorativi per specializzarlo sempre più al carburante specifico.


Evoluzione tecnologia diesel

Catalizzatore CRT Catalizzatore SCRT a urea

I catalizzatori per il particolato e per gli ossidi di azoto consentono emissioni a livello Euro 5 ed EEV


� Motori con componenti dedicati (testate raffreddate) consentono un significativo aumento prestazioni a par emissioni

� La tecnologia “multi-air” di recente sviluppata porta ad un risparmio sui consumi del 7-10% (misure GTT con Centro Ricerche Fiat del Dicembre 2008)

Evoluzione tecnologia metano


Tecnologia Multiair® -vantaggi

Tecnologia trasversale applicabile sui motori ad accensione comandata

indipendentemente dalla taglia motore

Tecnologia trasversale applicabile anche sulle piattaforme Diesel per il

controllo delle emissioni


I perduranti vantaggi del metano a) riduzione GHG

� Dalla sequenza dei dati storici GTT sui consumi si ricava l’andamento delle emissioni di CO2 per metano e diesel

� Il diesel è tecnologia più assestata: il metano ha subito notevoli miglioramenti e con la nuova tecnologia “multi-air” ha emissioni di CO2 inferiori al diesel.

Em

issi

oni s

p eci

fich

e C

O2 /

kW


I perduranti vantaggi del metano b) riduzione costi

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

Co

sti

carb

ura

nte

+ m

an

ute

nzi

on

e;

Die

sel

20

06

= 1

,0

Andamento costo/km (carburante + manutenzione)

Diesel: andamento asintotico: i

miglioramenti motoristici vengono

compensati dalmaggior costo

urea e catalizzatori

Metano: tecnologia in

evoluzione: previsti nel prossimo

futuro diminuzioni consumo e

CO2 ≥ 10%


I perduranti vantaggi del metano c) la direttiva Green Procurement

Tab 5.5 - Confronto costi sul ciclo di vita di autobus urbani secondo la proposta di Direttiva “Green Procurement”

Costi calcolati in Euro per 1 autobus su 800.000 km (vita utile specificata)

Parametro Diesel Metano Note

Consumi energetici nel corso della vita (GJoule)

14.688 19.080

Costo carburante (2007) - € / 100 MJoule

1.97 1.20

Costo totale carburante

289.876 228.960

Costo emissioni CO2 37.572 34.525 Costo emissioni NOx

32.894 11.690

Costo emissioni idrocarburi

6 10

Costo particolato 4.872 4.872

Costo totale del ciclo di vita

381.298 300.410

Il costo del metano risulta il 79% del costo del

diesel


Il caso GTT – risultati

� La scelta del metano operata nel 2000 si è dimostrata oculata e vantaggiosa

� La scelta del 2008, tenuta presente:

� l’evoluzione delle tecnologie motoristiche

� l’evoluzione generale della coscienza ambientale

� l’andamento della economia mondiale

si riconferma quella del metano


NGVA Europe sostiene* l’utilizzo del Liquefied Natural Gas come una delle soluzioni per la riduzione della dipendenza dal petrolio e dell’inquinamento nelle aree urbane:

� Uguali vantaggi economici ed ambientali del CNG (essendo statosottoposto ad u processo di liquefazione non contiene H2O, CO2 e incondensabili, pertanto la qualità del carburante è più elevata)

� Densità energetica 3 volte superiore a quella del CNG (1 lt LNG = 600 lt di CNG): applicabilità al comparto HD – autonomia pari a quella diesel.

� Possibilità di realizzare stazioni svincolate dalla rete di metanodotti esistente, con risparmi energetici nella fase di esercizio e bassi costi di manutenzione.

� Tecnologia criogenica esistente, matura ed affidabile

� Possibilità di erogare nella stessa stazione CNG e LNG.* From Commission’s Communication COM (2009) 279/4, June 2009: A sustainable future for

transport: Towards an integrated, Technology-led and user friendly system - (full document distributed on Sept. 30th, 2009)

LNG/1

Equivalenze nelle autonomie


�

LNG/2


Incremento dell’efficienza dei sistemi

Utilizzo di combustibili a basso

contenuto di carbonio

Utilizzo di energie rinnovabili

miscele metano-idrogeno biometano

La via verso il futuro


Idrogeno

Metano

Biometano-CNG/H2

Biometano

Metano/Idrogeno

Il gas naturale deve essere promosso a livello governativo come soluzione del presente e del medio termine, e come anticipo e collegamento ad una soluzione a medio-lungo termine, con una funzione di “ponte”, anticipando tecnologie più pulite quali il biogas e l’idrogeno, che sono parte della strategia Europea per l’energia e la mobilità sostenibile

La via verso il futuro


Quadro normativo europeoLa situazione attuale 1/5

Il metano è sempre più riconosciuto a livello europeo per la sua valenza ecologica:

� Per la riduzione delle emissioni di CO2:

il valore da considerare nel calcolo del valore medio di emissioni da parte dei costruttori di veicoli bifuel èquello relativo al funzionamento a gas(Regolamento 443/2009);




� Come fonte rinnovabile :

inclusione del biometano nella definizione di biofuel e quindi in grado di contribuire al raggiungimento del target del 10 % di rinnovabili nel settore trasporti in un contesto di raggiungimento del 20% del fabbisogno energetico da fonti rinnovabili nel 2020 (Direttiva 2009/28/EC). Inoltre la direttiva incentiva l’utilizzo dei rifiuti per la produzione di carburanti, attribuendovi un valore doppio nell’ambito dell’obiettivo del 10% nel settore trasporti.




� Come tecnologia ponte verso l’idrogeno :

Il Regolamento 2007/46/ECsancisce che ai fini della normativa tecnica di approvazione i veicoli a miscela metano-idrogeno siano trattati alla pari dei veicoli ad idrogeno, supplendo alla vacationormativa che rendeva necessaria una procedura ad hoc per la loro omologazione, frenandone quindi la diffusione.



� La Commissione Agricoltura del PE già con il “Report n°2007/2107[INI] on sustainable agriculture and biogas: a need for review of EU legislation” sottolineava la necessità di rivedere la legislazione europea in materia di biogas:

Stresses that, in the long term, renewable energy sources such as biogas and biofuels, together with solar power and wind energy, subject to further intensified research efforts, can bring about a higher degree of independence from fossil-fuel energy sources;

� Il Consiglio Europeo riconosce l’importanza del biogas ai fini della riduzione dei GHG quando utilizzato come combustibile (Council Conclusions - Green Paper on the management of bio-waste in the EU –giugno 2009);

� La Commissione Agricoltura del PE nel Libro verde sulla gestione dei rifiuti organici biodegradabili nell'UE -2009/2153(INI) ribadisce che i rifiuti organici biodegradabili costituiscano una preziosa risorsa rinnovabile per la produzione di elettricità e di biocarburante per i trasporti e l’immissione nella rete del gas attraverso la purificazione del biogas



� La Commissione Ambiente del PE nel 2009 invita a rendere prioritari gli investimenti nel campo delle infrastrutture environmentally friendly tra cui ad esempio …smart grids fro electric transport, natural gas/biomethane from renewable energies and hydrogen distribution networks…;

� La Commissione Industria del PE nel 2009 invita a promuovere l’utilizzo di sistemi di trasporto meno inquinanti e di sistemi di alimentazione alternativi sia liquidi che gassosi (LPG, CNG, LNG) contribuendo quindi alla riduzione del fabbisogno energetico del sistema di trasporto europeo e delle emissioni (CO2, NOx, PM);

� La Commissione Europea ha creato nel 2010 gruppi di esperti per lanormazione di tutte le tematiche relative ai combustibili di futura applicazione in un ottica di riduzione della dipendenza dai combustibili fossili nel settore energetico e dei trasporti da qui al 2050 indicando come principali combustibili alternativi: …biofuels (liquid and gaseous),hydrogen, electricity, versatile forms of fuels (produced from fossil andrenewable energy sources) such as synthetic (hydrocarbon) fuels andother supporting fuels such as LPG e CNG… .


Il biometano sta assumendo un interesse crescente in virtù dei seguenti fattori:

� fonte di energia rinnovabile, maggior autosufficienza energetica;

� elevato potenziale di riduzione dei GHG (green house gases), in particolare nel caso di gestione dei rifiuti assicura una forte riduzione delle emissioni di metano in atmosfera;

� utilizzato come carburante in sostituzione di quelli tradizionali di origine fossile assicura la riduzione dell’emissioni del ciclo weel to wheel;

�il digestato di alta qualità ottenuto come scarto dal processo di upgrading può essere utilizzato come fertilizzante;

� ampia varietà di biomasse dalle quali può essere prodotto (biogas naturale da digestione anaerobica o gas di sintesi –Sng- da massificazione di biomasse);

� possibilità di essere immesso nel network di distribuzione capillare del gas naturale senza ulteriori aggravi di costi (specifiche di prodotto definite in sede nazionale o internazionale);

� possibilità di utilizzo nei veicoli a gas naturale già in commercio, dotati di specifiche strategie di controllo motore in grado di adeguare le condizioni di funzionamento alla composizione del gas naturale ( biogas naturale o a Sng in miscela con il gas naturale o puro).

Il biometano/1


La produzione di biogas da rifiuti e reflui, attraverso l’upgrading, è ormai una tecnologia conosciuta ed in forte espansione, soptrattutto nel Nord Europa.

Oggi in Italia ci sono: 14 impianti di digestione anaerobica che operano con la frazione organica pre-selezionata da raccolta differenziata (FORSU), da sola o in miscela con fanghi di depurazione;120 impianti di grandi dimensioni di digestione anaerobica per la stabilizzazione dei fanghi di depurazione civile ed industriale.

Entro il 2020 tutti gli Stati membri dovranno garantire che il 10% dell’energia utilizzata per i trasporti sia rinnovabile.

L’Italia ha assunto l’obiettivo, da raggiungere entro l’anno 2020, di coprire con energia da fonti rinnovabili il 17% dei consumi finali lordi (Piano di Azione per le Energie Rinnovabili 06/2010).Inoltre, come riportato nellla Communication from the Commission to the Council and the European Parliament on future steps in bio-waste management in the European Union (COM(2010)235) il processo di decarbonizzazione del settore energetico rimane uno degli obiettivi principali dell’EU. I rifiuti organici possono essere trasfromati in elettricità, calore o carburante a costi relativamente bassi, limitando lo sfruttamento delle risorse fossili e incrementando la sicurezza degli approvvigionamenti.

Il biometano/2


Il biometano/3


Per quanto riguarda l’iniezione del gas nella rete nazionale, come recita il Piano di Azione per le energie Rinnovabili 06/2010, task 4.2.8 :

� le norme di riferimento in materia di accesso al sistema nazionale del gas sono contenute nel D.Lgs 164/2000, emanato in attuazione della direttiva98/30/CE, prevedono che per nessun motivo possa essere rifiutato l'accesso al sistema esistente quando si tratti di gas naturale prodotto nel territorio nazionale;

� nel medesimo decreto sono stabilite le specifiche di qualità fisico-chimica del gas che garantiscano sia la sua interscambiabilità sia l’interoperatività delle reti di trasporto e distribuzione, secondo le norme europee;

� in particolare l’art. 1, par. 2, della Direttiva 2003/55/CE sul mercato del gas stabilisce espressamente che le norme in materia di accesso si applicano ancheal biogas e al gas da biomassa purché possano essere immessi nel sistema senza problemi tecnici o di sicurezza, come ripreso anche dall’art. 1 della Direttiva 2009/73/CE, secondo cui le norme ivi previste si applicano in modonon discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o da altritipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza;

Il biometano/4


�i vincoli di accesso alla rete di trasporto sono legati solo alla fattibilità tecnico-economica della connessione e a valutazioni relative alla sicurezza e alla capacità produttive della fonte, mentre i requisiti che il gas deve soddisfare sono determinati unicamente sulla base delle caratteristiche chimico-fisiche dello stesso. Per tali ragioni, ferma restando la più compiuta valutazione che sarà effettuata in attuazione della Direttiva 2009/73/CE, non si ravvisano nel sistema attuale particolari discriminazioni di carattere tecnico per il gas prodotto da fonti rinnovabili;

� la regolamentazione tecnica permetterà di promuovere un nuovo concetto di sviluppo della rete con centri di produzione interni e decentrati e permetteràuno sviluppo sostenibile in aree rurali e la diversificazione degli approvvigionamenti;

� dovranno pertanto essere previste forme di sostegno atte a superare la mancata competitività economica del gas prodotto da fonte rinnovabile rispettoal gas di origine fossile. In tal senso la proposta più opportuna è quella di valorizzare con una tariffa incentivante l’energia immessa nella rete di trasporto del gas naturale attraverso il vettore energetico biometano, come avviene già a oggi con le tariffe feed-in per la produzione elettrica da fonti rinnovabili.

Il biometano/5


Il biometano/6Aspetti fiscali:

Per il gas naturale l'art. 26 del D. Lgs. n. 504/95 fissa l'accisa per il gas naturale

a seconda degli usi:

� per autotrazione: euro 0,00291 per metro cubo;

� per combustione per usi industriali: euro 0,012498 per metro cubo;

� per combustione per usi civili: variabile in funzione uso cottura cibi, produzione acqua calda, riscaldamento,… .

Oggetto dell’imposizione tributaria è il gas naturale, in coerenza con quanto stabilito nella Direttiva 2003/96/CE che lo include tra i prodotti energetici che gli Stati membri devono obbligatoriamente sottoporre ad accisa.

Il comma 5, sempre dell'art. 26, disciplina le miscele e stabilisce come deve essere applicata la tassazione in relazione alla differente concentrazione del metano (inteso come singolo idrocarburo) e degli altri idrocarburi nel gas naturale.

Il comma 6 del decreto prevede invece che le miscele gassose di origine biologica, destinate agli usi propri del soggetto che le produce, non siano sottoposte ad accisa.

Tale comma limita evidentemente l'esenzione al solo autoproduttore lasciando quindi intendere che in tutti gli altri casi l'imposizione rimanga e sia basata sul combustibile di riferimento. Non è inoltre chiaro se il comma 5 si riferisce anche a miscele prodotte con gas di origine biologica.


Il biometano/8


Il biometano/7Il biogas prodotto da digestione anaerobica è principalmente composto da metano, anidride carbonica e, in piccole quantità, da idrogeno solforato H2S (corrosivo), ammoniaca (NH3) e tracce occasionali di idrogeno, azoto, carboidrati saturi o alogenati ed ossigeno. Il gas, saturo di vapore acqueo, può inoltre contenere particelle di polvere e composti organici siliconici (siloxani), che causano problemi in fase di combustione del gas. Può inoltre contenere polveri e particolati.

Il biogas va quindi purificato per i seguenti motivi:

� soddisfare i requisiti necessari all’impianto che utilizza il gas;

� aumentare il potere calorifico del gas;

� standardizzare la qualità del gas;

Le principali tecnologie di upgrading, per la rimozione della CO2:

� adsorbimento

� assorbimento

� separazione criogenica

� separazione con membrane


Il biometano/9

Principio NomeTipo di

rigenerazionePre trattamento

Pressione di esercizio (bar)

AdsorbimentoPressure swing

adsorption (PSA)Sotto vuoto

Rimozione H2O e

H2S4-10

Lavaggio ad acquaNessun/strippaggio

con ariaNessuno 7-10

Lavaggio con polietilenglicole

Strippaggio con aria

Rimozione H2O e

H2S7-10

Lavaggio con ammine

Riscaldamento Rimozione H2S atmosferica

Assorbimento

La separazione con membrane può avvenire in fase gassosa o liquida, il biogas va però compresso e deumidificato prima del processo.

La separazione criogenica sfrutta i diversi punti di ebollizione della CO2 (-78°C) e del CH4 (-160°C) a temperatura atmosferica (separa la CO2 dal biogas sottoforma di liquido raffreddando il biogas ad elevate pressioni - usato in Europa solo in impianti pilota).

Costi upgrading variabili tra 0,15 (high pressure water scrubbing) –0,40 (criogenic separation) €/Nm3


Il biometano/10

Va inoltre rimosso l’idrogeno solforato H2S perché molto corrosivo, se possibile prima del processo di purificazione (nel digestore o nel flusso di gas in uscita dal digestore), utilizzando generalmente reattori anaerobici con aggiunta di cloruro ferroso o aria/ossigeno.

Nel biogas sono presenti tracce di gas che possono danneggiare il sistema di distribuzione del gas o le macchine che lo utilizzano a causa della corrosione, di depositi, di usura di parti meccaniche. Inoltre tali contaminanti possono anche dare origine a prodotti indesiderati nei gas esausti di combustione come gli SOx, HCl, HF, diossine e furani. L’acqua, il particolato, e se presenti siloxani e idrocarburi alogenati devono essere rimossi sia per motivi tecnici sia per ridurre i costi di manutenzione.

Il biogas in uscita dal digestore è saturo di vapore acqueo, va perciò deumidificato, generalmente attraverso il raffreddamento con unoscambiatore di calore, con successiva raccolta dell’acqua di condensa previa compressione al fine di raggiungere bassi punti di rugiada (-40°C a 4 bar) necessari per l’utilizzo per autotrazione.


Il biometano/11

≥ 88 vol%CH4

43.46 – 44.41Wobbe index (MJ/Nm3)

≤ 5 mg/Nm3H2S

0.5 vol %O2

≤ 1 vol %Aromatics

Dew point < -10 °CH2O

≤ 3 mg/Nm3CxHy

≤ 8 vol %CO2

≤ 0.8 vol %CO

≤ 8 vol %H2

Gas a basso potere calorifico

Components

= Calorific valueWobbe index

relative density


Il biometano/caso ACEAImpianto di compostaggioImpianto di compostaggio

20.000 ton/anno20.000 ton/anno

Digestione AnaerobicaDigestione Anaerobica

50.000 ton/anno FORSU50.000 ton/anno FORSU

Impianto di depurazioneImpianto di depurazione

75.000 abitanti75.000 abitanti

biogasbiogas

RefluiReflui

GasometroGasometro

TeleriscaldamentoTeleriscaldamento DiscaricaDiscarica

POLO ECOLOGICO ACEA SpA - Pinerolo

Il trattamento degli scarti organici provenienti da raccolte differenziate avviene in due fasi distinte:

� una prima fase di digestione anaerobica (linea umido impianto di valorizzazione)

� una seconda aerobica (impianto di compostaggio)

Il sistema integrato opera da luglio 2005


Il biometano/caso ACEA

Pretrattamenti

Ricezione RompisacchiVagliatura

Sovvallo

Vapore

H2O

Processo didigestione

Energia elettrica

Recuperoenergetico

Energia termica

Miscelazionee riscaldamento Bioreattori

TrattamentoFanghi

Digestato

H2O

Schema di flusso linea umido



DigestatoDigestato(da rifiuti organici)(da rifiuti organici)

e fanghie fanghi

VerdeVerde TriturazioneTriturazione

MiscelazioneMiscelazioneMaturazioneMaturazioneAccelerataAccelerata(30 giorni)(30 giorni)

MaturazioneMaturazionelentalenta

(60 giorni)(60 giorni)RaffinazioneRaffinazione

Schema di flusso impianto compostaggio



L’impianto cogenerazione è costituito da tre motori CAT3516LE da 1106 KWe e 1371 KWt



Produzione energia termica

rete TLR da 4 MW 2009-2010



35%

11.148

4,8

5,4

9,6

25,3

2006 200920082007

18%

14.293

6,5

8,3

13,2

37,5

32%

11.637

5,5

4,1

10,1

23,9

5,3Energia elettrica utilizzata [GWh]

43%Incidenza del fermo motori su anno

12.977Ore di lavoro dei motori [h]

6,6Energia termica utilizzata [GWh]

12,3Energia elettrica prodotta [GWh]

28,4Energia primaria da biogas [GWh]



Scenari energetici:biogas producibile a piena capacità del sistema ACEA (60.000 ton/anno): 5.364.000 m^3 Biogas/anno (60%CH4)

� Energia primaria prodotta: 32.000 MW/anno

� Energia elettrica utilizzata dal sistema: 30%

� Energia termica rete necessaria alla rete TLR: 40%

� Energia disponibile: 30%

� Equivalente in metano di energia disponibile: 960.000 m^3/anno

Potenziali utilizzi per autotrazione:

� Parco mezzi pesanti ACEA: 28 (Tipologia Iveco 150,190 e 260)

� Consumo anno 2009 parco mezzi pesanti ACEA: 330.000 dm^3 gasolio/anno

� Consumo mezzi per trasporto rifiuti: 100m^3/100 Km (NGV System Italia)

� Chilometri percorsi anno parco mezzi pesanti ACEA: 725.000 Km/anno 2009

� Quantità gas necessaria: 725.000 m^3 metano/anno


Il biometano/caso ACEACosto stimato impianto upgrading: 1,4 M€ per 1 Mm3/y

Costo stimato impianto rifornimento (2 compressori, 6 punti rifornimento ): 600 m€.

Costi manutenzione impianto upgrading, rispetto impianto per produzione energia elettrica: + 20%

Confronto fra la conversione di biogas in energia elettrica ed in biometano, considerando come valore economico per quest’ultimo il valore del kWh riconosciuto al biogas trasformato in energia elettrica venduta per impianti < 1MW (Tariffa Onnicomprensiva pari a 28 c€/kWhe) cui corrisponde un valore di metano (e quindi diciamo di biometano) prodotto di 10,8 c€/Nm3 (come stabilito dall’ultimo dispositivo normativo approvato con la L. n.99 del 23 Luglio 2009): la differenza diremuneratività fra i due investimenti sono molto contenute per impianti di dimensioni equivalenti a circa 1 MWe installati.

Inoltre, sotto il profilo ambientale ed energetico l’immissione delbiometano prodotto in rete porta ad utilizzarlo in impianti centralizzatiper la produzione di energia elettrica e/o termica con rendimenti molto più elevati che possono arrivare anche al 95%, permettendo di conseguire benefici molto più consistenti. La CO2 separata dall’impianto può, infine, essere facilmente recuperata e utilizzata industrialmente come gas tecnico, aumentando in questo modo ulteriormente i benefici ambientali ed economici.


� Miscelare una certa quantità di idrogeno nel gas naturale puòprodurre addizionali benefici in termini di riduzione di emissioni di CO2 e dei consumi:

� Tale approccio non richiede una “rivoluzione” nel sistema motore ma solo una evoluzione, che si basa su tecnologie per ilgas naturale già esistenti

� Mediante l’uso di tecnologia già sviluppata per il gas naturale, promuovere l’uso di miscele metano/idrogeno puòaccelerare lo sviluppo di un futuro scenario dell’idrogeno, stimolando la produzione e la distribuzione dell’idrogeno, nonchè la specifica normativa e regole di manutenzione

Miscele metano/idrogeno -1


Progetto Bong HY (ENEA ROMA)

Verificare la fattibilità dell’alimentazione con miscele metano/idrogeno (al 10% ed al 15%, in volume) senza modifiche “pesanti” al motore.

� Un miglioramento del rendimento complessivo del motore con conseguente riduzione dei consumi.

� Una riduzione degli incombusti, cioè le emissioni di CO ed HC, utilizzando in modo più completo il combustibile, con miglioramento ulteriore del rendimento con miscela al 15% in volume, l’effetto vela vale 2.

� Una riduzione delle emissioni di CO2 aggiuntiva (effetto leva) a quella ottenuta solo per effetto della sostituzione di carbonio con idrogeno quindi le emissioni ed i costi energetici della produzione di H2 sono piùche compensati.

Anche l’idrogeno “da fonte fossile” diventa così eco-compatibile su scala globale

� La possibilità di lavorare con miscele molto magre, con ulteriore miglioramento del rendimento ma una parallela riduzione della potenza del motore.

� Una riduzione della potenza erogabile ed una riduzione dell’autonomia del mezzo, proporzionali alle percentuale di H2 introdotto nella miscela



Progetto Regione Lombardia

Flotta sperimentale di 20 veicoli Panda trasformati

Realizzazione di 2 impianti per la distribuzione della miscela (30% v/v di idrogeno)

Partners: ENI, SAPIO, FAST, CRF e NCT

La sinergia tra l’evoluzione delle tecnologie motore e l’utilizzo delle miscele metano/idrogeno consente di realizzare una riduzione delle emissioni diCO2 pari al 30%



Grazie per l’attenzione !!!!!

Tratto da “Biogas in the Netherlands”, M. Dumont

Dal metano al biometano la via verso il futuro - … · GenlLug 83.450 6.100 89.550 73,3 49.660...

Documents

Transcript of Dal metano al biometano la via verso il futuro - … · GenlLug 83.450 6.100 89.550 73,3 49.660...