ENERGIA DA BIOMASSE -...

Vademecum fonti rinnovabili

ENERGIA DA BIOMASSE

Redatto nell’ambito della

CAMPAGNA DI INFORMAZIONE, COMUNICAZIONE ED EDUCAZIONE A SOSTEGNO DELLE FONTI RINNOVABILI, DEL RISPARMIO E DELL’USO

EFFICIENTE DELL'ENERGIA in attuazione

dell’articolo 15 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e dell’articolo 1, comma 119, lettera a), della legge 23 agosto 2004, n. 239

INDICE

1. Premessa .................................................................................................................................................................. 3

2. Definizioni ................................................................................................................................................................ 3

3. Biomasse legnose per impianti di riscaldamento e teleriscaldamento ................................................................ 4 3.1 Tipologie.......................................................................................................................................................... 4 3.2 Principali tecnologie ....................................................................................................................................... 6 3.3 Punti di forza e aspetti critici .......................................................................................................................... 7 3.4 Aspetti ambientali ............................................................................................................................................ 8 3.5 Parametri di dimensionamento...................................................................................................................... 10 3.6 Valutazione dei risparmi energetici/economici e delle minori emissioni ...................................................... 12 3.7 Contributi e finanziamenti ............................................................................................................................. 13 3.8 Procedure autorizzative ed amministrative ................................................................................................... 14 3.9 Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 14 3.10 Bandi tipo per assegnazione contributi (link)................................................................................................ 16 3.11 Capitolati tipo per gestione e manutenzione (link)........................................................................................ 16 3.12 Link utili......................................................................................................................................................... 16

4. Biomasse da residui agricoli ................................................................................................................................. 17 4.1 Premessa e tipologie...................................................................................................................................... 17 4.2 Principali tecnologie ..................................................................................................................................... 17 4.3 Punti di forza e aspetti critici ........................................................................................................................ 18 4.4 Aspetti ambientali .......................................................................................................................................... 19 4.5 Parametri di dimensionamento...................................................................................................................... 20 4.6 Indicazioni economiche ................................................................................................................................. 21 4.7 Valutazione dei risparmi energetici ed economici......................................................................................... 21 4.8 Procedure autorizzative ed amministrative necessarie ................................................................................. 22 4.9 Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 23 4.10 Contributi, finanziamenti ed agevolazioni nazionali (integrazione al Cap. 3.7) ........................................... 25

5. BIOGAS ................................................................................................................................................................. 26 5.1 Tipologie........................................................................................................................................................ 26 5.2 Principali Tecnologie .................................................................................................................................... 28 5.3 Punti di forza e aspetti critici ........................................................................................................................ 30 5.4 Aspetti ambientali .......................................................................................................................................... 30 5.5 Parametri di dimensionamento: esempi impianti realizzati .......................................................................... 30 5.6 Procedure autorizzative ed amministrative ................................................................................................... 32 5.7 Emissioni in atmosfera .................................................................................................................................. 32 5.8 Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 33 5.9 Bandi tipo ...................................................................................................................................................... 33

Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa pag. 2

1. PREMESSA I biocombustibili per la produzione energetica derivano da biomasse di origine forestale, agricola e animale. Per sua natura la biomassa è una risorsa distribuita sul territorio; parte di questa risorsa è già disponibile in quanto costituita da residui di vario tipo dell’attività primaria e secondaria, altra potrebbe invece essere prodotta da specifiche attività di coltivazione su terreni dedicati. La penetrazione delle biomasse nel mercato dell’energia dipende non solo da un’adeguata valorizzazione della componente energetica ma anche da una puntuale pianificazione territoriale che tenga conto di fattori quali le caratteristiche geologiche e pedoclimatiche della zona in esame, le risorse potenziali, i conti economici delle colture, il mercato dei combustibili alternativi alla biomassa con destinazione energetica, le esigenze energetiche locali, il degrado ambientale della zona, la prevenzione da incendi di zone boschive. Secondo uno studio condotto dall’ENEA (Fonte: “Rapporto 2003 – Le biomasse per l’energia e l’ambiente”, ITABIA), attualmente le biomasse contribuiscono in Italia a meno del 2% del fabbisogno energetico primario. Tale contributo è largamente al di sotto del potenziale disponibile ed è in gran parte dato da legna da ardere utilizzata ad uso domestico. In questo opuscolo verranno esaminate tre tipologie di biomassa e precisamente: le biomasse legnose, le biomasse da residui agricoli e il biogas.

2. DEFINIZIONI Il termine “biomassa” comparve in Italia verso la fine degli anni sessanta quando, dopo la prima crisi energetica e sotto la spinta di emergenze ambientali,si risvegliò l’interesse per le fonti rinnovabili (solare, eolico, etc.) e le biomasse furono inserite, anche sulla scia di quanto avveniva in altre nazioni, in questo contesto. In termini scientifici, la parola biomassa include ogni tipo di materiale di origine biologica e quindi legato alla chimica del carbonio; in altri termini ci si può riferire ad ogni sostanza che deriva direttamente o indirettamente dalla fotosintesi clorofilliana. Associati al termine biomassa, sono ormai di utilizzo comune, nel settore delle energie rinnovabili, il termine biocombustibile, con il quale s’intende generalmente ogni sostanza organica diversa dal petrolio, dal gas naturale, dal carbone o dai loro derivati, utilizzabile come combustibile. In generale con biomassa si designa ogni sostanza organica di origine vegetale o animale da cui sia possibile ottenere energia attraverso processi di tipo termochimico o biochimico. Queste sostanze sono disponibili come prodotti diretti o residui del settore agricolo-forestale, come sottoprodotti o scarti dell’industria agro-alimentare e come scarti della catena della distribuzione e dei consumi finali.


3. BIOMASSE LEGNOSE PER IMPIANTI DI RISCALDAMENTO E TELERISCALDAMENTO

3.1 Tipologie

3.1.1 Legna da ardere Tradizionalmente il legno a uso energetico più diffuso si presenta nella forma della legna da ardere, la quale può avere dimensioni diverse. Si possono distinguere:

Assortimenti Lunghezza (cm) Squartoni e tondelli 100 Legna da stufa o corta o ciocchi 25-33-50

Tabella 1 - dimensioni medie del legname in pezzatura

1 m3 = 1 msr (metro stero alla rinfusa) = 1 msa (metro stero accatastato) NOTA:Per metro cubo (m3) si intende il volume interamente occupato da legno (unità di misura comunemente adottata). Il metro stero (ms) invece considera i vuoti per pieni ed è utilizzato per la legna ad uso energetico.

Unità di misura Valori Massa volumica kg/m3 600 - 850 Contenuto idrico (w) % 20 Potere calorifico inferiore kWh/kg 4

kWh/msa (spacconi) 1785 - 2529 kWh/msa (da stufa) 2168 - 3071

Densità energetica

KWh/msr (da stufa) 1275 - 1806 Ceneri % (in peso) 0,2 - 0,5


Tabella 2 - Parametri energetici indicativi per la legna da ardere

3.1.2 Legno cippato il termine cippato deriva dal vocabolo inglese “chipping” che significa “ridurre in scaglie”. L’operazione consiste nel ridurre il legno in scaglie di dimensioni variabili (2-10 cm di lunghezza e spessore di qualche millimetro), ottenuti per mezzo di macchine chiamate “cippatrici”.

Valori indicativi riferiti al volume (msr) FAGGIO: massa volumica = 240 kg/msr; p.c.i. (u = 12%) = 15,91 MJ/kg ABETE: massa volumica = 170 kg/msr; p.c.i. (u = 12%) = 15,07 MJ/kg

Umidità Specie Peso Contenuto energetico (u %) Kg MJ/kg kWh/kg Mcal/kg

20 faggio abete

288 204

3.993 2.986

1.109 830

954 713

30 faggio abete

312 221

3.950 2.954

1.097 820

943 705

50 faggio abete

360 255

3.852 2.881

1.070 800

920 688

100 faggio abete

480 340

3.544 2.651

985 736

847 633

Tabella 3 - Caratteristiche fisiche ed energetiche del cippato (fonte: Regione Piemonte)

dove: msr = metro stero alla rinfusa u % = umidità riferita al peso secco (anidro)

Unità di misura

Valori

Massa sterica kg/msr 220 - 350 Contenuto idrico (w) % 30 Potere calorifico inferiore kWh/kg 3 - 3,4 Densità energetica kWh/msr 660 -1190 Ceneri % (in peso) 0,2 - 0,5

Tabella 4 - Parametri energetici indicativi per il cippato (fonte: Regione Piemonte)

3.1.3 Pellet di legno Viene prodotto dalla segatura di legno vergine con un processo di essiccatura e di compressione

Parametri Indicativi Unità di Misura Valore Lunghezza mm. 10 ÷ 50 Diametro mm. 6 ÷ 10

Massa volumica kg/m3 1.150 ÷ 1.400 Massa sterica kg/msr > 650

Umidità % 8 ÷ 12 Potere calorifico inferiore kWh/kg 4,7 ÷ 5

Ceneri % in peso 0,3 < 1 Tabella 5 - Caratteristiche fisiche ed energetiche (fonte: Regione Piemonte)


Grafico 1 - Costi indicativi di un impianto a pellet per uso domestico (€/kW) (Fonte: ITABIA 2004)

Grafico 2 - Costi indicativi di un impianto di riscaldamento a cippato (€/kW) (Fonte: ITABIA 2004)

3.2 Principali tecnologie

I processi che permettono la trasformazione di biomassa legnosa in energia sono quelli termochimici : combustione, pirolisi, co-firing e massificazione.

3.2.1 Combustione La combustione diretta è il trattamento termico più antico ed è stato per molto tempo l’unico mezzo per produrre calore ad uso industriale e/o domestico. Quando il combustibile viene immesso in camera di combustione, subisce inizialmente un’essicazione, quindi man mano che la temperatura aumenta si succedono processi di pirolisi, gassificazione e combustione. Il prodotto finale è calore,


che può essere usato per il riscaldamento o impiegato in impianti per la produzione di energia elettrica o per cogenerazione (produzione combinata di energia termica ed elettrica).

3.2.2 Pirolisi Le sostanze organiche con basso tasso di umidità (intorno al 20%) e alto contenuto in carbonio possono essere sottoposte ad un processo di pirolisi. La pirolisi è un processo di decomposizione termochimica di materiali organici, ottenuto mediante l’applicazione di calore, a temperature comprese tra 400 e 1000 °C, in completa assenza di un agente ossidante oppure con una ridottissima quantità (nel qual caso il processo può essere descritto come una parziale massificazione). Il tempo di reazione è variabile ed in base ad esso si distinguono tre metodi differenti: pirolisi lenta, veloce o convenzionale. I prodotti che si ottengono sono costituiti da una frazione gassosa, una liquida ed una solida in proporzioni che dipendono dal metodo utilizzato e dai parametri di reazione.

3.2.3 Co-firing Una soluzione percorribile a breve termine è rappresentata dal co-firing, vale a dire la combustione combinata di biomassa e carbone negli impianti esistenti. La miscela può essere preparata prima dell’ingresso in camera di combustione o direttamente al suo interno con alimentazioni separate, sostituendo sino al 15% del carbone con biomassa.

3.2.4 Gassificazione La massificazione può essere definita come la conversione termochimica di un combustibile solido o liquido in un gas; la materia viene riscaldata in presenza di un agente gassificante (aria, ossigeno, vapore) conducendo ad una sua parziale combustione. Il processo nel complesso è formato da tre fasi: una prima fortemente esotermica di combustione, una seconda di pirolisi ed infine la riduzione del carbonio (gassificazione propriamente detta). L’uso di aria produce un gas a basso potere calorifico (5.5 – 7.5 MJ/Nm3) che può essere utilizzato in caldaie o motori. Sostituendo l’aria con ossigeno si ottiene una miscela a base di CO e H2, indicata con il termine inglese di syngas, che può essere usata come combustibile ( PCI 10-11 MJ/Nm3 ) o come base per la produzione di prodotti chimici. Tale gas deve subire un processo di depurazione nel caso di generazione di energia elettrica in turbine o motori a combustione interna. La massificazione con vapore, generalmente indicata come reforming, produce un gas ricco di H2 ed è un processo fortemente endotermico. La massificazione si differenzia dalla combustione diretta, termine con cui si indica un rapido processo di ossidazione ad alta temperatura per ottenere calore, principalmente per il minore rapporto aria/combustibile (sottostechiometrico) che impedisce un’ossidazione completa del combustibile di partenza. I gassificatori si suddividono in tre tipologie commercialmente disponibili: • gassificatori a letto fisso • gassificatori a letto fluido • gassificatori a letto trascinato

3.3 Punti di forza e aspetti critici L’utilizzo della biomassa legnosa come fonte energetica comporta dei vantaggi ma anche degli svantaggi che possiamo così riassumere:

3.3.1 Punti di forza: • ha una disponibilità maggiore rispetto ai combustibili fossili ed è distribuita sul territorio in

maniera diffusa • se sfruttata in modo opportuno costituisce una fonte rinnovabile che può garantire un sicuro

approvvigionamento energetico a lungo termine


• non contribuisce al riscaldamento del globo, producendo un’immissione nulla di CO2 in atmosfera

• si stanno sviluppando nuove tecnologie che permettono la conversione della biomassa in modo economicamente vantaggioso e competitivo

• rispetto alle altre fonti rinnovabili ha il vantaggio di potere essere facilmente immagazzinata • dal punto di vista tecnico non ci sono ostacoli ad una sua integrazione nell’attuale sistema di

distribuzione dell’energia • i benefici sociali sono: riduzione dell’importazione di greggio e di metano, diversificazione

delle attività agricole, sviluppo rurale, gestione corretta del patrimonio boschivo ,formazione di nuovi posti di lavoro e recupero di terreni degradati.

3.3.2 Aspetti critici • è spesso percepita come combustibile poco conveniente che richiede un uso eccessivo del suolo

e produce energia ad un costo troppo elevato • a causa del basso contenuto energetico, paragonato con carbone, gas naturale ed olio

combustibile, richiede volumi di combustibile maggiori per raggiungere lo stesso valore energetico netto, cosa che fa aumentare i costi di trattamento e di trasporto

• le operazioni di coltivazione, raccolta e trasporto possono incidere notevolmente sia sul prezzo dell’energia che sull’impatto ambientale.

• se non si parte da una corretta gestione della risorsa bosco, con piani pluriennali di forestazione, si rischia di importare materia legnosa, al pari dei combustibili tradizionali, da altri Paesi facendo in tal modo venir meno il concetto di “filiera forestale” a vantaggio del territorio

3.4 Aspetti ambientali La combustione del legno come è stato già detto è un processo che si compone di varie fasi; inizialmente un’essicazione, quindi man mano che la temperatura aumenta si succedono le fasi di pirolisi, di gassificazione ed infine di combustione. Si sente dire che il fumo di legna è molto inquinante: ciò è vero se la combustione non avviene correttamente (come per qualsiasi altro combustibile), ma se la combustione avviene in modo ottimale le emissioni al camino sono costituite solo da:

ossido di azoto (NOx)

anidride carbonica (CO2)

acqua (H2O) polveri

E’ importante ricordare, quando si parla di ricadute ambientali, anche il ciclo di vita di un combustibile dalla sua estrazione, alla trasformazione e relativo trasporto per confrontarlo con ciò che deriva da una corretta gestione del territorio.

Gra

Consumo energetico per l'estrazione, trasformazione e consegna (fonte: Leitgeb, Andreas: Pellets-Studio Voralrberg)

12

10

14,5

2,7 2,31,2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Gasolio Metano Gas liquido Pellet * Cippato Ciocchi

Cons

umo

ener

getic

o in

% ri

spet

to al

cont

enut

o en

erge

tico

(incl.

il tra

spor

to)

fico 3 – Confronto consumi energetici legna – combustibili fossili (Fonte: studio Voralberg)


Se consideriamo il legno dal punto di vista degli elementi chimici che lo compongono, si vede che il carbonio è l’elemento che lo costituisce al 50%

C (%) H (%) O (%) N (%) Legno 50 6 43.8 0,2

Tabella 6 - composizione chimica del legno (Fonte: Agenbiella)

Confrontiamo le emissioni di carbonio con diversi combustibili a parità di energia termica utile prodotta.

COMBUSTIBILE GASOLIO METANO LEGNA DA ARDERE CIPPATO PELLET

Quantità di combustibile 3,8 t 4500 m3 12 t 14,1 t 9,5 t

Potere calorifico inferiore 42,7 MJ/kg 35,87 MJ/m3 14.2 MJ/kg (w=20%)

12,1 MJ/kg (w=30 %)

18 MJ/kg (w=8 %)

Rendimento termodinamico 90% 90 % 85% 85% 85 % Emissione totale di CO2 13.667,1 kg 8.331 kg 528,5 kg 1.189,1 kg 939,5 kg

Confronto (posto = 1 la legna da ardere) 25,86 15,75 1 2,25 1,8

Tabella 7 Confronto emissioni di carbonio (2 g di sostanza secca contengono 1 g di C che genera a 3,67 g di CO2) (Fonte: Agenbiella)

NB) 1 m3/h cippato (350 kg/h) ⇒ ∼ 3.500 m3/h di fumi

Figura 1 Ciclo delle biomasse


3.5 Parametri di dimensionamento

3.5.1 Produttività relativa alla gestione di un ettaro di bosco: ⇒ 4/5 m3 /anno accrescimento annuo di legna intera (peso 660 Kg/m3) ⇒ 3 t/a di legna intera di cui solo 2 t/a ( 2.000 Kg) sono cippabili ⇒ considerando una U.R. (Umidità Relativa) = 45 % e un PCI = 2.7 kW/Kg ⇒ Pot. Term. producibile = 5.400 kW (2.700 kW/t)

NB: 1 m3 di legna intera = 1,5 ÷ 2,5 m3 di cippato (metro cubo stero alla rinfusa)

3.5.2 Produttività della short rotation (coltura dedicata) : 1 ha. di coltura ⇒ 12 ÷ 16 t/a di sostanza secca ⇒ 18 ÷ 24 t/a di sostanza verde (U.R. 50%) ⇒ taglio 1 volta ogni 5 anni ⇒ produzione ∼ 15 t/a/ha x 5 = 75 t/a/ha di sostanza secca P.C.I.= 2,2 kWh/Kg (come il cippato) 3 ÷ 4 turni sullo stesso terreno (fonte dati: Istituto per la Pioppicoltura di Casale Monferrato)

3.5.3 Dimensionamento impianti: Per poter dimensionare in linea di massima un impianto di riscaldamento a cippato di legna si può suggerire la seguente procedura:

1. Individuare l’utenza da riscaldare e stimarne la potenza da installare in base ai consumi storici di combustibile tradizionale e/o mediante i volumi da riscaldare

2. stimare il costo dell’impianto e dell’eventuale rete di teleriscaldamento 3. stabilire quanto combustibile legnoso occorre annualmente per tale impianto 4. definire la disponibilità annuale di legno locale 5. valutare il costo di tale legno locale 6. definire il costo di gestione di tale impianto 7. calcolare gli oneri finanziari di tale operazione

NB) Vedasi software D.E.M.O.N.E. - modello per lo studio di fattibilità e per la gestione di un distretto energetico basato sull’impiego del cippato (richiede diverse competenze professionali):

www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia/software

alcuni dati utili:

Potere calorifico medio del legno anidro = 5,14 kWh/kg = 18,5 MJ/kg

Contenuto idrico w 0 10,7 15,3 20 25,9 33,3 42,9 50 60 P.C.I. (MJ/kg) 18.5 16,3 15,3 14,3 13,7 11,5 9,53 8,03 5,94 P.C.I.(kWh/kg) 5,14 4,53 4,25 3,98 3,81 3,20 2,65 2,23 1,65

Tabella 8 - Variazione del P.C.I. del legno in vari stati idrici (Fonte: Jonas e Haneder)


Grafico 4 - Variazione del potere calorifico del legno in funzione della percentuale di umidità (Fonte: Jonas e

Haneder)

POTERE CALORIFICO DEL LEGNO IN FUNZIONE DEL CONTENUTO IDRICO

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75Contenuto idrico (w %)

Pote

re c

alor

ifico

(kW

h/kg

)

Pelle Legna stagionata 1 anno Cippato

Stato del legno Contenuto idrico (w) Potere calorifico inferiore Boschivo fresco 50 - 60% 2,0 kWh/kg = 7,2 MJ/kg Stagionato per una estate 25 - 35% 3,4 kWh/kg = 12,2 MJ/kg Stagionato per più anni 15 - 25% 4,0 kWh/kg = 14,4 MJ/kg Stato anidro 0% 5,2 kWh/kg = 19 MJ/kg

Tabella 9 - Alcuni valori indicativi del potere calorifico al contenuto idrico (w) del 13% (Fonte: Holz):

POTERI CALORIFICI SPECIE LEGNOSE

4,0 kWh/kg Faggio 4,1 kWh/kg Pioppo, Acero, Robinia, Olmo 4,2 kWh/kg Frassino, Quercia 4,3 kWh/kg Larice 4,4 kWh/kg Pino, Douglasia 4,5 kWh/kg Picea, Abete

Tabella 10 - Comparazione del legno con i più comuni combustibili (Fonte: A. Jonas e H. Haneder):

P.C.I. (Valori medi) Combustibile

MJ kWh 1l di gasolio extraleggero 36,17 MJ/l (42,5 MJ/kg) 10 kWh/l 1l di gasolio leggero 38,60 MJ/l (41,5 MJ/kg) 10,70 kWh/l 1 kg di carbone 27,6 MJ/kg 7,67 kWh/kg 1 kg di lignite 29,5 MJ/kg 8,20 kWh/kg 1 kg torba anidra 20,2 MJ/kg 5,60 kWh/kg 1 m3 metano 34,3 MJ/m3 (47,6 MJ/kg) 9,6 kWh/m3 1 m3 idrogeno 10,75 MJ/kg 3,08 kWh/ m3

1 kg propano 46,3 MJ/kg 12,87 kWh/kg 1 kg di nafta 41 MJ/kg 11,77 kWh/kg 1 kg di legno (w = 20%) 14,4 MJ/kg 4,00 kWh/kg

Tabella 11 - Confronto con i principali combustibili (1 kg gasolio ~ 3 kg di legno - 1 l gasolio ~ 2,5 kg di legno) (Fonte: Agenbiella)


3.6 Valutazione dei risparmi energetici/economici e delle minori emissioni

Tipo P.C.I. densità costi Costo energetico

G 11,8 /kg 10,0 kWh/lt 0 1 0 asolio (1) 6 kWh ,835 kg/lt .10 €/lt .110 €/kWh

Olio Z (1) 0 Comb. BT 11.39 kWh/kg 10.82 kWh/lt 0,95 kg/lt .762 €/kg 0.067 €/kWh

Gas naturale (2) 0.72 kg/m3 39.59 kWh/m3 0.67 €/m 0.069 €/kWh

G.P.L. (2)12.78 kWh/kg 6.52 kWh/lt

23.90 kWh/m3

1,87 kg/m0.51 kg/lt

3

0.72 €/lt 0.110 €/kWh

Legna a pezzi (1)

50 3 0 U = 20% 4,0 kWh/kg 0-800 kg/m .118 €/kg 0.030 €/kWh

Cippato U = 40% 2.70 kWh/kg 250-350 kg/msr 0.073 €/kg 0.027 €/kWh

Pellet U = 10% 4.65 kWh/kg 1150-1400 kg/m3 0.16 €/kg (3) 0.034 €/kWh

Tabell tra com(1) Listino dei prezzi dei prodotti petroliferi e solidi sulla Piazza di Milano al 19/07/05 (2) Valore gas natu

a) tione tra gasolio e cippato per un volume riscaldato pari a irca 8500 m

e con gasolio : 56.100 €/a (43.000 kg/a)

n ci ato (2 %)

b) olume riscaldato pari a

circa 8500 m3

e con metano : 35.190 €/a (53.180 m /a)

ci ato (2 %)

NB) C v pianto di riscaldamento

ediante l’installazione di un contatermie- kWh) stabilendo un prezzo iniziale dell’energia ceduta

sto )

a 12 - Confronto i costi dei principali bustibili

rale e del GPL ad uso civile/terziario al 19/07/05 (3) Valore medio del pellet sfuso Esempio di risparmio di ges

3 c energia richiesta per riscaldamento : 510.000 kWh/a costo gestion costo di gestione con cippato 13.770 €/a maggior costo di gestione co pp 0 2.750 €/a risparmio annuo di gestione 39.580 €/a riduzione di CO2 equivalente 155 t/a

Esempio di risparmio di gestione tra metano e cippato per un v

energia richiesta per riscaldamento : 510.000 kWh/a costo gestion 3

costo di gestione con cippato 13.770 €/a maggior costo di gestione con pp 0 2.750 €/a risparmio annuo di gestione 18.670 €/a riduzione di CO2 equivalente 170 t/a

on iene pagare il cippato sotto forma di energia ceduta all’im(m(€/kWh) che tenga conto dei seguenti parametri:

costo del cippato a bocca di centrale costo dell’energia elettrica utilizzata dalla centrale a cippato costo di manutenzione ordinaria costo come terzo responsabile IVA ( per l’Ente Pubblico è un co


Considerazioni da fare per un confronto corretto tra impianti funzionanti singolarmente con

valore dell’energia

trasporto medio stagionale ( considerando anche la rete di teleriscaldamento

Per la valutazione delle emissioni evitate, si può far riferimento alla seguente tabella:

Energia elettrica 0.575 kg/kWh

combustibili tradizionali ed impianti funzionanti a cippato di legna con rete di teleriscaldamento: maggior costo di manutenzione ordinaria ( pulizia caldaia, raccolta ceneri,..) maggior costo di energia elettrica ( in alcuni casi può incidere sino al 7% sul

termica prodotta) maggior costo del

minor valore del rendimentoe le sottocentrali

Combustione di gasolio 3.53 tCO2/tep* Combustione di gas naturale 2.91 tCO2/tep Combustione di GPL 3.47 tCO2/tep Combustione di olio combustibile 3.61 tCO2/tep Eolico,solare,idroelettrico,biomassa vegetale 0 tCO2/tep

* tep= tonnellata equival

re nel calcolo della co2 equivalente evitata (Fonte: Regione Piemonte)

3.7 Contributi e finanziamenti Questi imp ontributi e/o finanziamenti che servono a ridurre i costi di

contributi per

ono stati predisposti dei bandi per dare dei contributi in conto

sono state previste varie tipologie di contribuzione e precisamente : di

- ione delle disposizioni in materia di

- rinnovabili beneficia dei “certificati

- 11/11/99 pubblicato sulla G.U. 14/12/99 n.292)

na forma di finanziamento interessante potrebbe essere quella promossa da parte di alcuni Istituti

ente di petrolio

Tabella 13 - coefficienti da utilizza

ianti possono beneficiare di crealizzazione che, se confrontati con impianti tradizionali, risultano piuttosto elevati. Alcune Province hanno predisposto bandi per la concessione in conto capitale di l’acquisto di apparecchi funzionanti a legna . Tali bandi si riferiscono a piccole potenze termiche ( ad uso domestico e/o a servizio di edifici pubblici) ed incentivano l’utilizzo di apparecchi con elevati rendimenti di combustione. Anche da parte di alcune Regioni scapitale per lo sviluppo di centrali termiche funzionanti a biomassa legnosa ; in taluni casi si è previsto , per un corretto sviluppo della filiera forestale , di imporre una percentuale minima di legno di derivazione locale. Da parte dello Stato Italiano - La carbon Tax (Legge. 23/12/1998 n.448) ha fissato un credito d’imposta a favore dei gestori

reti di teleriscaldamento alimentate con biomassa o energia geotermica, ricadenti nelle zone climatiche E e F (valore di circa 0.0103 €/kWh termico). Con la L.N. 388/00 Viene anche dato un contributo a favore dell’utente, per ogni nuovo allaccio alla rete di teleriscaldamento alimentata con biomassa, (pari a 20.66 €/kW installato). La Legge Finanziaria 2005, art.511 prevede l’applicazagevolazione per le reti di teleriscaldamento alimentate con biomassa ovvero con energia geotermica, di cui all’art.6 del D.L. 1/10/2001 n.356, convertito con modificazioni, dalla L.30/11/2001 n.418 (valore di circa 0.0155 €/kWh termico) D.Lvo 16/03/1999 n.76: l’energia elettrica prodotta da fonti verdi” per i primi 8 anni di funzionamento dell’impianto (si applica agli impianti entrati in funzione dopo il 01/04/99). Decreto MICA (D.M.(valore del certificato verde a giugno 2005 pari a circa 0.09 €/kWh elettrico)

Udi Credito che attraverso la concessione di prestiti a tassi agevolati consentirebbe al cittadino e/o


all’Ente pubblico di ripagarsi dell’investimento fatto con il risparmio energetico conseguito con tali impianti a legna. Un’altra forma di finanziamento è il ricorso alle ESCo ( Società di Servizo Energia) che si ripagano dell’investimento con la vendita di calore. In tal caso la Società realizzerà a sue spese e gestirà l’impianto per un certo numero di anni, concordando un prezzo dell’energia termica venduta (€/MWh), prezzo che non sarà superiore a quello che l’utente paga con l’utilizzo dei combustibili tradizionali. NB) Detrazione fiscale del 36% sull’IRPEF e IVA agevolata al 10% (legati alla Finanziaria)

3.8 Procedure autorizzative ed amministrative Per gli impianti con potenza al focolare inferiori ai 35 kW non si richiedono procedure autorizzative, mentre per potenze al focolare superiori ai 35 kW è necessario richiedere il parere all’ISPESL per quanto riguarda la sicurezza dell’impianto di riscaldamento ed osservare le prescrizioni dei VV.F: per quanto riguarda le caratteristiche costruttive del locale centrale termica. Per potenze al focolare superiori ai 116 kW è necessario richiedere oltre al parere dell’ISPESL anche quello dei VV.F. Vale anche l’applicazione del DPR 412/93 per quanto riguarda la figura del responsabile della gestione di tali impianti e per la compilazione dei libretti di centrale e di impianto.Per quanto la Legge 46/90 la ditta che realizzerà tali impianti deve rilasciare idonea “Dichiarazione di Conformità”completa di tutti gli allegati. Nel caso di centrali di teleriscaldamento è necessario richiedere , oltre ai documenti sopraindicati, la concessione edilizia per la costruzione della nuova centrale termica e di occupazione di suolo pubblico per la posa della rete di teleriscaldamento. Nel caso di cogenerazione e quindi di produzione anche di energia elettrica si dovrà chiedere autorizzazione di allaccio al gestore della rete elettrica e nel caso di una caldaia di soccorso a gas naturale richiedere l’allaccio del nuovo punto di consegna (contatore). Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera ( polveri totali-COT-CO-NO2-SO2) i valore limite sono indicati nell’allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02.

3.9 Normative tecniche di riferimento Per quanto riguarda le normative di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile si possono riassumere qui di seguito (fonte : bando della Provincia di Torino – Politecnico di Torino): - D.L. 7 gennaio 1995, n.3 (Gazz. Uff. n.5 del 7/1/95): “Disposizioni in materia di riutilizzo dei residui derivanti da cicli di produzione o di consumo in un processo produttivo o in un processo di combustione...”. - Decreto Min. Ambiente 16 gennaio 1995 (supplemento Gazz. Uff. n.24 del 30/1/95):“Norme tecniche per il riutilizzo in un ciclo di combustione per la produzione di energia dai residui derivanti da cicli di produzione o di consumo”. Specifiche che descrivono quali tipi di sottoprodotti legnosi possono essere bruciati nelle diverse tipologie d’impianti. - Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22 (supplemento Gazz. Uff. n.38 del 15/2/97):“Attuazione delle direttive 91/156/CEE sui rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e94/62/CE sugli imballaggi e sui rifiuti di imballaggio”. Per il riutilizzo dei sottoprodotti della lavorazione del legno e del verde pubblico come combustibile e per lo smaltimento delle ceneri. I sottoprodotti derivanti dal taglio del legno vergine non sono considerati fra i residui e possono quindi essere bruciati senza vincoli. Per le ceneri non è prevista la riutilizzazione come concime o per compostaggio. Unica possibilità usarle per fare mattoni o smaltirle in discarica inertizzate. - L.R. n. 59 del 13 aprile 1995 e D.G.R. attuativa n.63-8317 del 29 aprile 1996 - (B.U.R.n.22 del 29/5/96): “Disposizioni per la raccolta ed il conferimento delle frazioniorganiche, la produzione del compost ed il trattamento della frazione verde”.


- Legge 9 gennaio 1991, n.10 (supplemento Gazz. Uff. n. 13 del 16/1/91): “Norme perl’attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell’energia, dirisparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”. - D.P.R. n.412 del 26 agosto 1993 (supplemento Gazz. Uff. n. 242 del 14/10/93): “Regolamento recante norme per la progettazione, l’installazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti termici degli edifici ai fini del contenimento dei consumi di energia, in attuazione dell’art.4, comma 4, della Legge 9 gennaio 1991, n.10”. Art. 15: “Per gli edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico è fatto obbligo...di soddisfare il fabbisogno energetico favorendo il ricorso a fonti rinnovabili...,salvo impedimenti di natura tecnica od economica... Per quanto riguarda gli impianti termici,tale obbligo si determina in caso di nuova installazione o di ristrutturazione.” - Dpcm 8 marzo 2002 (caratteristiche dei combustibili inquinanti – requisiti tecnici degli impianti) Norme CTI-UNI ed EN di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile: 1. Legno da ardere. Classificazione (Cod. UNI 9016/87) 2. Legno da ardere. Determinazione delle caratteristiche energetiche (Cod. UNI 9017/87) 3. Sottoprodotti e residui agricoli. Classificazione e determinazione delle caratteristiche energetiche

(Cod. UNI 9220/88) 4. Forni di incenerimento di rifiuti solidi urbani ed assimilabili con recupero di

calore.Determinazione delle prestazioni energetiche (Cod. UNI 9246/88) 5. Biomasse. Determinazione dell’azoto totale (Unichim-CTI) (Cod. UNI 9249/88) 6. Biomasse. Determinazione del carbonio e dell’idrogeno (Unichim-CTI) (Cod. UNI 9250/88) 7. Impianti di gassificazione per combustibili solidi non minerali. Classificazione e prescrizioni per

il collaudo (Cod. UNI 9254/89) 8. Forni di incenerimento per rifiuti speciali ospedalieri. Offerta, fornitura e collaudo (Cod.UNI

9720/90) 9. Impianti di incenerimento di rifiuti speciali. Offerta, fornitura e collaudo (Cod. UNI 9496/91) 10. Termocaminetti a legna con fluido a circolazione forzata. Requisiti e prove (Cod. UNI 9841/91) 11. Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF) (Cod. UNI 9903/92).

- Classificazione e requisiti (Parte I) - Termini e definizioni (Parte II) - Indicazione di base per il campionamento sistematico dei combustibili (Parte III) - Determinazione della pezzatura (Parte IV) - Determinazione del potere calorifico del combustibile (Parte V) - Determinazione del carbonio e dell’idrogeno (Parte VI) - Misura dell’umidità totale in un campione di combustibile (Parte VII) - Determinazione delle sostanze volatili (Parte VIII) - Determinazione delle ceneri nel combustibile (Parte IX) - Determinazione delle varie forme di cloro esistenti nel combustibile (Parte X) - Determinazione dell’azoto totale nel combustibile (Parte XI) - Preparazione dei campioni di combustibile per l’analisi dei metalli (Parte XII) - Metodi per l’analisi dei metalli nei combustibili con la spettrofotometria in assorbimento atomico (Parte XIII)

12. Impianti per la combustione della lolla di riso (Cod. UNI 10143/92) 13. Generatori di calore alimentati con combustibili solidi provenienti dalla lavorazione dei residui

agricoli e/o forestali. Definizioni, prove termiche e requisiti (Cod. UNI 10201/92) 14. Residui di combustione della lolla di riso. Caratteristiche (Cod. UNI 10377/94 15. Sistemi di combustione per rifiuti solidi urbani ed assimilabili. Regole per la progettazione,

l’offerta, l’ordinazione, la fornitura ed il collaudo. (Cod. UNI 10378/94) 16. EN 303-5 – Generatori di calore per combustibili solidi fino a 300 kW. 17. UNI 10683/88 – Generatori di calore a legna . P< 35 kW.


3.10 Bandi tipo per assegnazione contributi (link) Vedi sito AIEL – Associazione Italiana Energia dal Legno: www.aiel.cia.it

3.11 Capitolati tipo per gestione e manutenzione (link) Vedi sito Agenbiella – www.provincia.biella.it/agenbiella -L.E.B. - Capitolato speciale servizio energia

3.12 Link utili www.provincia.biella.it/agenbiella www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia/software www.fiper.it www.aiel.cia.it www.isesitalia.it


4. BIOMASSE DA RESIDUI AGRICOLI 4.1 Premessa e tipologie

I residui dei processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli sono oggettivamente delle biomasse, ma il loro utilizzo viene condizionato dal fatto che gli stessi vengono classificati come “rifiuti non pericolosi” dalla normativa attualmente in vigore: in quanto tali, risultano sottoposti ad una serie di procedure autorizzative e di requisiti impiantistici (sia pure “semplificati”) per poter essere utilizzati al fine di produrre energia Con il DPCM 08/03/2002 si è tentato di fare chiarezza su come debbano essere classificati gli scarti generati dai processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli, stabilendo che, oltre al legno vergine, vengano annoverate fra le biomasse anche: • Materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico di coltivazioni agricole

non dedicate • Materiale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzione forestale e da potatura • Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di prodotti agricoli,

avente le caratteristiche previste per la commercializzazione e l’impiego Sembrerebbero quindi da considerare biomasse: paglie, pule, sanse, stocchi, vinacce,noccioli ecc., che tuttavia rimangono classificati come rifiuti non pericolosi sottoposti a procedura semplificata. Un caso particolare è rappresentato dalla lolla di riso, esplicitamente inserita tra i rifiuti non pericolosi dalla Legge Ronchi, ma che la Legge Delega n. 308 del 15/12/2005 autorizza il Ministero Ambiente a modificare affinché la lolla non sia più considerata come rifiuto. Tale modifica non è ad oggi ancora stata pubblicata. L'aspetto negativo non deriva tanto dal considerare rifiuti o meno certi materiali quanto nei limiti di gestione energetica e di emissione a cui gli impianti devono sottostare, in quanto i valori indicati dalla normativa sui rifiuti sono estremamente difficili da rispettare da parte di impianti piccoli e medi, che necessiterebbero di sofisticati sistemi di abbattimento fumi e di apparecchiature di controllo che renderebbero anti-economico il recupero energetico: A titolo di esempio , si segnalano questi limiti: rendimenti medi stagionali superiori al 75%, CO 100 mg/Nm3, e polveri inferiori a 50 mg/Nm3. A titolo di riferimento, la norma europea EN303-5 per le caldaie ad acqua calda alimentate a biomasse con potenze inferiori a 300 kW, considera validi questi valori limite: rendimento medio nominale in funzione logaritmica della potenza e con valori minimi di 53-63 %, CO da 25.000, a 1.200, mg/Nm3 (circa 10 volte superiore) e polveri da 200 a 150 mg/Nm3 (da 3 a 4 volte superiore)

4.2 Principali tecnologie

Le tecnologie attualmente disponibili per la conversione energetica dei residui da lavorazioni agricole comprendono:

combustione diretta (impianti a griglia fissa o mobile, combustione in letto fluido) gassificazione, pirolisi e carbonizzazione digestione anaerobica digestione aerobica fermentazione alcoolica (produzione di etanolo) estrazione di olii e produzione di biodiesel

Per una descrizione in dettaglio di ciascun processo di conversione energetica si rimanda al capitolo precedente (Biomasse Lignocellulosiche). Limitando l’analisi ai sistemi di combustione diretta delle biomasse da residui agricoli, il sistema di combustione normalmente utilizzato è quello delle caldaie a griglia. Queste godono di notevoli vantaggi in termini di semplicità, economicità ed affidabilità di funzionamento e possono essere


alimentate con biomasse di diversa tipologia e con diversa umidità, ma non hanno rendimenti eccellenti (60-70%), anche se richiedono eccessi d’aria piuttosto elevati (75-80%) per una completa combustione. La tecnologia a griglia è adatta ad utilizzare anche combustibili di pezzatura disomogenea, con un grado di umidità ed un contenuto di ceneri elevati, ed ha il pregio di essere piuttosto semplice; importante in questo contesto è che il combustibile sia ben distribuito sopra la griglia, per garantire una distribuzione omogenea dell'apporto di aria primaria. Perché queste condizioni siano rispettate, nelle caldaie di taglia medio-grande, è normalmente presente una griglia mobile che si muove in continuo, un sistema di controllo dell'altezza delle braci e ventilatori indipendenti per l'aria primaria delle varie sezioni della griglia. E' poi opportuno che venga ottenuta una combustione a due stadi con la separazione dell'aria primaria e secondaria: questo perché l'aria primaria deve essere poco turbolenta per non smuovere le braci, mentre una combustione ottimale degli effluenti gassosi richiede una turbolenza elevata. Le caldaie policombustibile a griglia utilizzano normalmente tutti i tipi di combustibili solidi triti: sansa, vinacce, gusci triti di mandorle, gusci di nocciole, gusci di pistacchio, gusci di pinoli e possono funzionare anche a legna di grossa pezzatura alimentata attraverso lo sportello di carico.

4.3 Punti di forza e aspetti critici La difficoltà di sviluppo del settore dello sfruttamento energetico delle biomasse è legata principalmente al superamento delle barriere non-tecniche (finanziamenti dei costi di investimento alquanto elevati, Politica Agricola Comunitaria, diffusione delle informazioni). Il costo di investimento per impianti a biomassa è, attualmente, ancora generalmente maggiore di quello derivante dalle fonti fossili, ma vi è una tendenza verso la competitività, in tempi ragionevolmente brevi, da sostenere e valorizzare. In tutti i casi, tuttavia, il gap di costo tra le fonti rinnovabili e quelle fossili, sarebbe invertito se venissero considerati nell'analisi costi-benefici gli aspetti ambientali ed i costi sociali connessi alla combustione dei materiali fossili.

4.3.1 Punti di forza La biomassa è ampiamente disponibile ovunque e rappresenta una risorsa locale, pulita e rinnovabile. L’utilizzazione delle biomasse per fini energetici non contribuisce all’effetto serra, poiché la quantità di anidride carbonica rilasciata durante la decomposizione, sia che essa avvenga naturalmente, sia per effetto della conversione energetica, è equivalente a quella assorbita durante la crescita della biomassa stessa; non vi è, quindi, alcun contributo netto all’aumento del livello di CO2 nell’atmosfera. In tale ottica, quindi, aumentare la quota di energia prodotta mediante l’uso delle biomasse, piuttosto che con combustibili fossili, può contribuire alla riduzione della CO2 emessa in atmosfera. I punti di forza di tale tecnologia sono quindi: - Sfruttamento di una risorsa energetica locale (che altrimenti sarebbero considerate rifiuti, e si

dovrebbe provvedere al loro smaltimento come tali) - Conseguente indotto economico con creazione di posti di lavoro in ambito locale - Costo relativamente basso del combustibile - Contributo ad una riduzione a livello nazionale della dipendenza energetica nei confronti dei

paesi produttori di combustibili tradizionali - Immissione nulla di CO2 in atmosfera - Incentivazione con fondi statali nel caso vengano utilizzate per la produzione di energia elettrica I principali vantaggi, ambientali ed economici, che possono derivare da una diffusione dell’uso di biomasse a fini energetici, sono così riassumibili: - possibilità di valorizzare energeticamente residui colturali locali altrimenti non utilizzati,

ricorrendo anche a colture specializzate dirette alla produzione di piante con finalità energetica diretta o indiretta;


- diminuzione dei pericoli di incendio boschivo, grazie all’incentivazione della pulizia e manutenzione delle aree boscate;

- creazione di nuovi posti di lavoro legati sia ai nuovi impianti sia alle filiere forestali ed agricole ad essi collegate;

- possibilità di utilizzare anche biomasse provenienti dalla raccolta differenziata dei RSU (Rifiuti Solidi Urbani), con conseguente contributo alla soluzione dei problemi legati al loro smaltimento;

- garanzia di continuità nel tempo delle iniziative, legata alla rinnovabilità intrinseca di questa fonte energetica;

- realizzazione di un contributo nullo alle emissioni globali di anidride carbonica, in quanto quella prodotta nei processi di combustione delle biomasse si può considerare equivalente a quella assorbita dalle biomasse stesse durante il loro ciclo vitale

- contributo trascurabile alle emissioni di ossidi di zolfo, riducendo così le emissioni globali di SOx e conseguentemente il fenomeno delle “piogge acide”.

4.3.2 Aspetti critici I punti di debolezza di tale tecnologia sono: - Discontinuità nella disponibilità prodotta dalle colture nel corso dell’anno - Difficoltà di immagazzinamento a causa della presenza di umidità che genera reazioni di

fermentazione - Il contenuto energetico riferito al volume occupato, risulta inferiore a quello dei combustibili

tradizionali, per cui necessita di maggiori spazi per lo stoccaggio - Problemi logistici dovuti alla distanza del luogo in cui viene generata la sostanza e gli impianti

per il suo utilizzo energetico - Problematiche nella raccolta e nel trattamento (vedi paglia di riso) - Tecnologia che presenta costi di investimento superiori a quelli per l’utilizzo dei combustibili

tradizionali

4.4 Aspetti ambientali Le biomasse sono annoverate tra le fonti energetiche rinnovabili, in quanto sono una risorsa energetica caratterizzata da un breve periodo di ripristino. Si può infatti asserire che il tempo di sfruttamento è paragonabile a quello di rigenerazione. Sotto il profilo delle emissioni, la caratteristica principale delle biomasse è quella di non incrementare la quantità di CO2 in atmosfera. Questa definizione è veritiera in virtù delle caratteristiche di crescita delle biomasse stesse. Essendo quest’ultime di origine vegetale la quantità di CO2 impiegata per la crescita della pianta è pari alla quantità di anidride carbonica emessa durante la fase di combustione o di trasformazione energetica della stessa. Ovviamente questa definizione è da ritenersi valida a livello globale. Se invece si volessero analizzare le emissioni a livello locale è necessario paragonare le emissioni derivanti dalla combustione delle biomasse con quelle derivanti dalla combustione del gas naturale, che rappresenta, ad oggi, il combustibile meno inquinante tra gli idrocarburi. Il vantaggio ambientale in questo caso è stimabile intorno ai 200 gr di CO2 per ogni kWh prodotto. Un secondo vantaggio ambientale si ottiene dalla riduzione degli scarti vegetali destinati allo smaltimento. Va infatti valutato che buona parte delle biomasse derivanti da residui agricoli, sono a tutt’oggi destinate allo smaltimento in discarica. E’ noto che i residui organici abbandonati, a contatto con l’aria diano origine a gas, come il metano, sicuramente maggiormente inquinanti rispetto all’anidride carbonica. Sviluppando invece una combustione, questi gas non vengono rilasciati, evitando così l’emissione in atmosfera di questo tipo di sostanze. Un terzo vantaggio ambientale offerto dall’utilizzo delle biomasse è il basso contenuto di zolfo, paragonando dunque le emissioni derivanti dalla combustione delle stesse in alternativa a


combustibili come oli e carbone, si può sostanzialmente ridurre l’emissione dello stesso in atmosfera. Questo fa si che possano diminuire drasticamente fenomeni come le piogge acide.

4.5 Parametri di dimensionamento Per le biomasse da residui agricoli, si riportano di seguito alcuni dati ISTAT usati per stimare le quantità di residui disponibili, a partire dal prodotto agricolo: gusci di nocciola 1 kg di gusci ogni 2 kg di prodotto

potature di alberi da frutta 1 kg/pianta/anno sulla base della superficie utilizzata e del dato medio di 400 piante/ha

potature della vite 2 t/ha di superficie utilizzata stocco di mais 20 t/ha t.q. stocchi di girasole 4 t/ha s.s. paglia di riso circa 50 q.li/ha paglia di granaglie (frumento tenero autunnale, frumento duro marzuolo, orzo marzuolo e autunnale, avena, segale, triticale, sorgo)

8-12 q.li /ettaro di paglia secca, pari all’80% della produzione di granella

lolla di riso 12 q.li/ha, pari al 20% in peso del prodotto grezzo (risone)

scarti di essiccazione del riso 6 q.li/ha, pari al 10% del prodotto grezzo (risone)

Tabella 14 – produttività unitarie tipologie di residui agricoli (Fonte: ISTAT)

Si riporta di seguito la composizione chimica e le caratteristiche fisiche dei principali residui agricoli:

Analisi sul tal

quale C H N S O Ceneri p.c.i. p.c.s. Densità app.

% peso ss % peso ss % peso ss % peso ss % peso ss % peso ss Kcal/kg MJ/kg Kcal/kg MJ/kg t/m3

Sansa di olive 50,71 6,89 1,8 0 35,3 5,3 4.925 20,63 5.291 22,16 0,25

Potatura vite 48,5 6 0,83 0,03 44,5 2,6 4.298 18 4.656 19,5 0,15

Mais tutoli 50,61 6,89 1,8 0 39 1,6 4.806 20,13 5.168 21,65 0,2

Gusci nocciole 48 5,7 0,44 0 45,39 1 4.769 18,7 5.133 20 0,1

Mais granella 46,11 7,27 1,57 0 43,96 1,09 4.397 18,42 4.780 20,02 0,15

Paglia di grano 47,69 6,54 1,6 0 39,77 4,4 4.180 17,51 4.750 19,9 0,15

Mais stocchi 47,63 5,56 1,72 0 42,39 2,7 4.044 16,94 4.337 18,17 0,2

Lolla di riso 40,78 5,56 0,22 0 37,67 15,67 4.019 16,84 4.289 17,97 0,1

Noccioli pesco 46,79 6,77 0,44 0 45,3 0,42 3.920 16,42 4.286 17,95 0,58

Paglia girasole 45 5,1 1,1 0,11 40 11 3.892 16,3 4.155 17,4 0,2

Paglia riso 42,28 5,25 2,33 0 34,67 15,47 3.769 15,79 4.065 17,03 0,2

Grano 45,8 5,05 0,34 0 34,67 7,27 3.765 15,77 4.030 16,88 0,15 NB – valori riferiti alla sostanza secca (umidità = 0%) e da correggere in funzione del contenuto di umidità

Tabella 15 – Caratteristiche chimiche e fisiche di residui agricoli (Fonte: A.P.E.V.V.) Per correggere il potere calorifico riferito all’unità di sostanza secca ad un determinato valore di umidità occorre applicare la seguente relazione:

( )Mqq dgrmgr 01,01,, −×=

q gr,m = potere calorifico superiore del combustibile con umidità m q gr,d = potere calorifico superiore del combustibile privo di acqua (base secca) M = umidità del combustibile (% peso sul tal quale)


4.6 Indicazioni economiche Il costo di investimento per un impianto di combustione a biomasse da residui agricoli è generalmente allineato con quello di un impianto a legna, pellets o cippato. La differenza consiste nel costo del sistema di caricamento che deve essere dedicato al materiale combustibile utilizzato (gusci, sansa, stocchi di mais ecc…). Inoltre va considerato che le caldaie di questo tipo sono di costruzione molto semplice e quindi prive di accorgimenti atti a migliorare la combustione e i rendimenti. Ne consegue che tali apparecchi andrebbero utilizzati laddove il costo di approvvigionamento della materia combustibile è nullo (autoproduzione) o molto basso. Il confronto di costo di investimento con caldaie a legna o pellets di produzione industriale in serie è difficile, in quanto i produttori di generatori di calore per residui agricoli sono per lo più piccoli manifatturieri locali. Le tecnologie utilizzate in tali caldaie sono tipicamente elementari (griglia fissa) senza controllo automatico della combustione. Per una caldaia della potenzialità di 34 kW, tipica taglia a servizio di un’abitazione monofamiliare di 130-200 m2, la spesa si aggira intorno ai 4000-5000 €, incluso il sistema di caricamento automatico e il serbatoio di accumulo del combustibile (normalmente ad imbuto). Il fattore di scala per macchine di taglie più consistenti fa si che i costi si riducano proporzionalmente, per esempio intorno ai 12000-15000 € per una caldaia da 100kW. La manutenzione di questi generatori deve essere costante e accurata, ma si limita normalmente ad una pulizia periodica da un minino di 1 volta al mese, fino ad 1 volta a settimana in funzione del combustibile. L’operazione di caricamento del combustibile, a meno che non si tratti di materiali piccoli e omogenei, assimilati al pellets, deve essere costante da un massimo di 2/3 volte al giorno ad un minimo di una volta ogni 2/3 giorni, in funzione del tipo di combustibile e della dimensione dell’accumulo ad imbuto (generalmente a fianco della caldaia). Opzioni quali l’accumulo stagionale a caricamento automatico (alcuni metri cubi di volume occupato), sono possibili solo con determinate biomasse (gusci di nocciole o simili).

4.7 Valutazione dei risparmi energetici ed economici I parametri fondamentali con cui si può caratterizzare il risparmio energetico ed economico derivante dall’utilizzo di caldaie alimentate a biomasse di origine agricola, risultano essere: • Potere calorifico inferiore [kWh/kg] • Costo della biomassa al kg Mentre il potere calorifico inferiore si può ricavare in base alla composizione della biomassa stessa, i costi sono invece caratterizzati da diversi fattori come le risorse locali, la stagionalità, la facilità di stoccaggio e di distribuzione. Il mercato delle biomasse è esclusivamente definibile a livello locale. Risulta infatti poco conveniente, non solo sotto il profilo ambientale, ma anche sotto quello economico il trasporto delle biomasse stesse al di fuori di determinate distanze. Per questo motivo il prezzo è innanzitutto frutto delle quantità disponibili a livello locale. Risulta infatti chiaro che in zone dove un determinato tipo di biomassa è largamente disponibile il prezzo sarà necessariamente contenuto, mentre ove risulti di difficile reperimento raggiungerà costi proibitivi e quindi assolutamente poco convenienti. Anche nel caso in cui l’approvvigionamento diretto risulti economicamente valido, è indispensabile che ci si garantisca l’approvvigionamento delle biomasse a prezzi costanti, anche al variare delle stagioni. Trattandosi infatti spesso scarti di lavorazioni e di coltivazioni, difficilmente saranno sempre disponibili le stesse quantità di biomasse sul mercato. Questo comporta un oscillazione del prezzo di mercato stagionale, in funzione delle disponibilità momentanee. Per questo risulta di notevole importanza dotarsi di contratti di fornitura che mettano al riparo da brusche variazioni economiche.


In seconda istanza il prezzo di una singola risorsa varia a seconda della facilità della stessa ad essere stoccata e distribuita. Anche in questo caso la variabilità del prezzo dipende sensibilmente dai metodi di coltivazione, ma soprattutto da quelli di raccolta. Anche in questo caso non sarà quindi possibile dare un valore di costo unitario in quanto varierà a seconda del tipo di coltivazione. Risulta quindi chiaro che non è possibile definire univocamente il prezzo e quindi il risparmio energetico ed economico derivato dall’utilizzo delle biomasse in sostituzione dei tradizionali combustibili fossili. Nella tabella che segue sono quindi indicati i prezzi di acquisto delle varie biomasse che pareggiano il costo del metano, a parità di servizio reso. Acquistare biomasse con un prezzo al di sotto di questa cifra risulterà conveniente, in caso contrario no.

Combustibili Potere Calorifico Inferiore Prezzo

equilibrio al kg

Metano

Prezzo equilibrio

al kg Gasolio

kcal/(h*kg) kWh/kg €/kg €/kg Sansa di olive 4.925 5,73 0,40 0,53 Potatura vite 4.298 5,00 0,35 0,46

Mais tutoli 4.806 5,59 0,39 0,52 Gusci di nocciole 4.769 5,55 0,39 0,51

Mais granella 4.397 5,11 0,36 0,47 Paglia di grano 4.180 4,86 0,34 0,45

Mais stocchi 4.044 4,70 0,33 0,43 Lolla di riso 4.019 4,67 0,33 0,43

Noccioli di pesco 3.920 4,56 0,32 0,42 Paglia di girasole 3.892 4,53 0,32 0,42

Paglia di riso 3.769 4,38 0,31 0,41 Grano 3.765 4,38 0,31 0,40

Tabella 16 – Prezzi di equilibrio biomasse/combustibili fossili (Fonte: AGENGRANDA)

4.8 Procedure autorizzative ed amministrative necessarie Come accennato in premessa, i residui dei processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli sono oggettivamente delle biomasse, ma il loro utilizzo fu in passato condizionato dal fatto che gli stessi venivano (e vengono) classificati come “rifiuti non pericolosi” dalla normativa attualmente in vigore (D.L: n. 22 del 05/02/1997 e D.M. 05/02/1998, all.2, sub.all. 1). In quanto tali, risultano sottoposti ad una serie di procedure autorizzative e di requisiti impiantistici (sia pure “semplificati”) per poter essere utilizzati al fine di produrre energia. Con il DPCM 08/03/2002 si è tentato di fare chiarezza su come debbano essere classificati gli scarti generati dai processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli, stabilendo che, oltre al legno vergine, vengano annoverate fra le biomasse anche:

Materiale vegetale prodotto da coltivazioni dedicate Materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico di coltivazioni

agricole non dedicate Materiale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzione forestale e da potatura Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di legno vergine e

costituito da cortecce, segatura, trucioli, chips, refili e tondelli di legno vergine, granulati e cascami di sughero vergine, tondelli, non contaminati da inquinanti, aventi le caratteristiche previste per la commercializzazione e l’impiego.

Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di prodotti agricoli, avente le caratteristiche previste per la commercializzazione e l’impiego


Sembrerebbero quindi da considerare biomasse: paglie, pule, sanse, stocchi, vinacce,noccioli ecc., che tuttavia rimangono classificati come rifiuti non pericolosi sottoposti a procedura semplificata. Essendo però il DPCM 08/03/2002 successivo al D.M. 05/02/1998, le biomasse di questo tipo possono essere considerate come combustibile a tutti gli effetti, fatto salvo che non contengano alcun elemento estraneo al materiale di origine (non sono ammessi collanti o altri additivi). Per gli impianti con potenza al focolare inferiori ai 35 kW non si richiedono procedure autorizzative, mentre per potenze al focolare superiori ai 35 kW è necessario richiedere il parere all’ISPESL per quanto riguarda la sicurezza dell’impianto di riscaldamento ed osservare le prescrizioni dei VV.F: per quanto riguarda le caratteristiche costruttive del locale centrale termica. Per potenze al focolare superiori ai 116 kW è necessario richiedere oltre al parere dell’ISPESL anche quello dei VV.F. Vale anche l’applicazione del DPR 412/93 per quanto riguarda la figura del responsabile della gestione di tali impianti e per la compilazione dei libretti di centrale e di impianto.Per quanto la Legge 46/90 la Ditta che realizzerà tali impianti deve rilasciare idonea “Dichiarazione di Conformità”completa di tutti gli allegati. Nel caso di centrali di teleriscaldamento è necessario richiedere , oltre ai documenti sopraindicati, la concessione edilizia per la costruzione della nuova centrale termica e di occupazione di suolo pubblico per la posa della rete di teleriscaldamento. Nel caso di cogenerazione e quindi di produzione anche di energia elettrica si dovrà chiedere autorizzazione di allaccio al gestore della rete elettrica e nel caso di una caldaia di soccorso a gas naturale richiedere l’allaccio del nuovo punto di consegna (contatore). Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera (polveri totali-COT-CO-NO2-SO2) i valore limite sono indicati nell’allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02. Il DPCM 8 marzo 2002 prevede dei limiti delle emissioni prodotte dagli impianti di conversione energetica alimentati a biomasse, tali limiti presuppongono che maggiore sia la taglia dell’impianto e migliore debbano essere le sue performance in quanto sono maggiori le applicazioni tecnologiche.

Tabella 17 – fonte:allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02

4.9 Normative tecniche di riferimento

Biocombustibili Solidi - ASTM D5373 Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and

Nitrogen in Laboratory Samples of Coal and Coke


- ASTM D6349 Standard Test Method for Determination of Major and Minor Elements in Coal, Coke, and Solid Residues from Combustion of Coal and Coke by Inductively Coupled Plasma-Atomic Emission Spectrometry

- ASTM D6357 Test Methods for Determination of Trace Elements in Coal, Coke, & Combustion Residues from Coal Utilization Processes by Inductively Coupled Plasma Atomic Emission, Inductively Coupled Plasma Mass, & Graphite Furnace Atomic Absorption Spectrometries

- DIN 52182 Testing of wood. Determination of density - ISO 567 Coke. Determination of bulk density in a small container - ONORM M 7135 Compressed wood and compressed bark in natural state. Pellets and briquettes.

Requirements and test specifications - SS 187174 Biofuels and peat – Determination of size distribution - UNI 7584 Analisi dei combustibili minerali solidi e derivati. Determinazione dello zolfo totale.

Metodo Eschka - UNI 9017 Legno da ardere. Determinazione delle caratteristiche energetiche. - UNI 9903-10 Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF). Determinazione delle

varie forme di cloro esistenti nel combustibile. - UNI 9903-3 Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF). Indicazioni di base per il

campionamento sistematico dei combustibili Biocombustibili liquidi (limitatamente agli oli vegetali) - ASTM D3231 Standard Test Method for Phosphorus in Gasoline - ASTM D5453-00e1 Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light - Hydrocarbons, Motor Fuels and Oils by Ultraviolet Fluorescence - DIN 51900-3 Testing of Solid and Liquid Fuels; Determination of the Gross Calorific Value by

the Bomb Calorimeter and Calculation of the Net Calorific Value; Method Using Adiabatic Jacket - ISO 6886 Animal and vegetable fats and oils. Determination of oxidation stability (Accelerated

oxidation test) - UNI EN 22719 Prodotti petroliferi e lubrificanti. Determinazione del punto di infiammabilità.

Metodo Pensky-Martens in vaso chiuso. - UNI EN ISO 10370 Prodotti petroliferi. Determinazione del carbonio residuo. Metodo micro. - UNI EN ISO 12175 Petrolio grezzo e prodotti petroliferi - Determinazione della massa volumica -

Metodo del tubo ad U oscillante - UNI EN ISO 12937 Prodotti petroliferi - Determinazione del contenuto di acqua - Metodo Karl

Fischer mediante titolazione coulometrica - UNI EN ISO 3104 Prodotti petroliferi - Liquidi trasparenti ed opachi - Determinazione della

viscosità cinematica e calcolo della viscosità dinamica - UNI EN ISO 3675 Petrolio greggio e prodotti petroliferi liquidi - Determinazione in laboratorio

della massa volumica - Metodo con idrometro - UNI EN ISO 3961 Oli e grassi animali e vegetali - Determinazione del numero di iodio - UNI EN ISO 6245 Prodotti petroliferi. Determinazione delle ceneri - UNI EN ISO 660 - Oli e grassi animali e vegetali - Determinazione del numero di acidita' - D.L. 7 gennaio 1995, n.3 (Gazz. Uff. n.5 del 7/1/95): “Disposizioni in materia di riutilizzo dei

residui derivanti da cicli di produzione o di consumo in un processo produttivo o in un processo di combustione...”.

- Decreto Min. Ambiente 16 gennaio 1995 (supplemento Gazz. Uff. n.24 del 30/1/95):“Norme tecniche per il riutilizzo in un ciclo di combustione per la produzione di energia dai residui derivanti da cicli di produzione o di consumo”. Specifiche che descrivono quali tipi di sottoprodotti legnosi possono essere bruciati nelle diverse tipologie d’impianti.


- Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22 (supplemento Gazz. Uff. n.38 del 15/2/97):“Attuazione delle direttive 91/156/CEE sui rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e94/62/CE sugli imballaggi e sui rifiuti di imballaggio”.

Per il riutilizzo dei sottoprodotti della lavorazione del legno e del verde pubblico come combustibile e per lo smaltimento delle ceneri. I sottoprodotti derivanti dal taglio del legno vergine non sono considerati fra i residui e possono quindi essere bruciati senza vincoli. Per le ceneri non è prevista la riutilizzazione come concime o per compostaggio. Unica possibilità usarle per fare mattoni o smaltirle in discarica inertizzate. - L.R. n. 59 del 13 aprile 1995 e D.G.R. attuativa n.63-8317 del 29 aprile 1996 - (B.U.R.n.22 del

29/5/96): “Disposizioni per la raccolta ed il conferimento delle frazioni organiche, la produzione del compost ed il trattamento della frazione verde”.

- Dpcm 8 marzo 2002 (caratteristiche dei combustibili inquinanti – requisiti tecnici degli impianti) Norme CTI-UNI ed EN di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile (Vedi Cap. 5.1.9.)

4.10 Contributi, finanziamenti ed agevolazioni nazionali (integrazione al Cap. 3.7) Relativamente alla produzione di energia elettrica a livello nazionale il riferimento per la concessione di sussidi alla produzione di energetica è costituito, anche per le biomasse, dai certificati verdi. Non essendo ancora attivo il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica, definito nel Decreto sul risparmio energetico del 24/4/2001, la semplice produzione di calore da biomasse non beneficia ancora di nessun sussidio. Quando questo meccanismo sarà in funzione, anche per la produzione di energia termica saranno riconosciuti finanziamenti in base alla produzione energetica dell’impianto. Anche gli impianti domestici alimentati a biomasse, è valida la detrazione ai fini IRPEF del 36%. Possono usufruire della detrazione tutti coloro che pagano l’imposta sul reddito delle persone fisiche (IRPEF), che sono possessori di una o più abitazioni. Per ottenere lo sgravio fiscale è necessario inviare tramite raccomandata postale la comunicazione per la detrazione del 36 % ai fini IRPEF, reperibile in qualsiasi cartoleria, al centro operativo nazionale di Pescara. Tale comunicazione va inviata prima dell’inizio dei lavori. La detrazione verrà poi effettuata direttamente sulla dichiarazione dei redditi, ripartendo in dieci quote annuali di pari importo, a partire dalla dichiarazione dei redditi relativa al periodo d’imposta dovuta dal contribuente per quell’anno. Va comunque chiarito che non sarà possibile andare a credito di imposta.


5. BIOGAS

5.1 Tipologie

Il biogas è una miscela di gas costituita principalmente da metano (in misura variabile tra il 50-80%) e anidride carbonica (25-40%), oltre a varie impurità quali idrogeno solforato e altri gas (0,01%), prodotta dalla decomposizione, in assenza di ossigeno (fermentazione anaerobica) di materiale organico di varia natura. Il biogas, così prodotto, è caratterizzato da un elevato potere calorifico che lo rende idoneo ad essere sfruttato come fonte di energia, attraverso la combustione diretta con produzione di energia termica o combustione in cogeneratori per la produzione combinata di calore ed energia elettrica, utilizzabile direttamente in azienda o cedibile alla rete elettrica (Figura 5.1).

REFLUI ZOOTECNICI

RESIDUI AGRICOLI

RESIDUI AGROINDUSTRIALI

FRAZIONE ORGANICA

RIFIUTI SOLIDI URBANI

DIGESTIONE ANAEROBICA

FANGHI

BIOGAS

ESTRAZIONEIDROGENO

COMBUSTIONE

REFLUI URBANI

(impianti depurazione acque)

ENERGIA TERMICA

ENERGIA ELETTRICA

PERDITE DIPROCESSO

RISCALDAMENTOEMISSIONI

RETE

Figura 2 –– La filiera del biogas

Tra le materie prime utilizzate per la produzione di biogas troviamo principalmente i reflui zootecnici (residui dell’allevamento e delle lavorazioni animali, sterco e liquami animali), i fanghi di depurazione, la frazione organica dei rifiuti urbani e i residui delle attività agro-industriali. In particolare, le applicazioni di maggior interesse sono quelle legate al settore agricolo e allo smaltimento dei reflui zootecnici. • Reflui zootecnici: la gestione dei reflui provenienti dalle attività agro-zootecniche ed agro-

alimentari costituisce una problematica complessa, soprattutto nelle aree a più forte concentrazione di insediamenti produttivi (aziende agricole e allevamenti). L’utilizzazione dei reflui tal quale, come fertilizzante, attraverso lo spandimento agronomico dei reflui (integrazione di sostanza organica per i terreni) è attualmente (dove possibile e compatibilmente con le caratteristiche dei terreni) la pratica più semplice e più utilizzata. L’avanzata della digestione anaerobica come tecnologia di abbattimento del carico inquinante dei reflui zootecnici con contemporanea produzione di energia sotto forma di biogas ha aperto nuove ed interessanti prospettive per tutto il settore agro-zootecnico.

• Frazione organica dei rifiuti urbani conferiti in discariche controllate: il biogas può essere

ottenuto anche dalle discariche dei rifiuti urbani, dove avviene la decomposizione della sostanza organica contenuta nei rifiuti. Per evitare dispersioni nel sottosuolo e nell’aria (con relativo rischio di esplosioni), diffusione di odori molesti e danni alla vegetazione, il biogas viene raccolto mediante un’apposita rete di captazione. Il sistema di estrazione è costituito da una


serie di pozzi verticali, dai quali si dipartono a raggiera delle tubazioni fessurate, disposte orizzontalmente in modo da raggiungere tutto il corpo della discarica; la pressione, alla quale sono sottoposti i gas all’interno del corpo della discarica, ne permette la raccolta e l’asportazione. Il sistema di aspirazione del biogas può essere di tipo naturale o forzato. Il biogas così raccolto può essere convogliato in apposite torce e bruciato o tramite un collettore principale ad una centrale a gas per la produzione di energia elettrica e teleriscaldamento (Figura 5.2). L’estrazione del biogas consente di creare, inoltre, un leggero grado di depressione che favorisce la permeazione dell’aria sulla superficie della discarica e quindi la sua “ossigenazione”, rendendo in questo modo lo strato più esterno particolarmente fertile. Relativamente a tale pratica, è doveroso sottolineare come, con l’entrata in vigore del Decreto

Ronchi (D.Lgs. 22 del 05/02/1997), il conferimento in discarica dei rifiuti sia destinato a finire. Tuttavia la potenzialità di sfruttamento legata all’estrazione di biogas dalle discariche ancora esistenti permane elevata.

Figura 3 – Sistema di recupero biogas in una discarica di rifiuti urbani (Fon : www.poweron.ch, 2005).

• Acque reflue urbane e fanghi prodotti negli impianti di depurazione delle acque:

te

nella fase di

Scarti di lavorazioni dell’industria agro-alimentare:

digestione anaerobica dei fanghi prodotti negli impianti di depurazione delle acque reflue viene prodotto biogas, formato per il 60 - 75% da metano, da anidride carbonica (25 - 40%) e da piccoli quantitativi di azoto, idrogeno ed idrogeno solforato. Il processo di digestione anaerobica viene adottato in genere per impianti di depurazione che servono oltre 30.000 ae (abitanti equivalenti). Il biogas nell’impianto di depurazione viene utilizzato per produrre energia per il riscaldamento del digestore e del fango in ingresso o per l’alimentazione dei motori al servizio dei compressori per l’aerazione.

• diversi impianti sono stati realizzati anche nel settore dell’agro-industria, in particolare in distillerie, zuccherifici, stabilimenti per la produzione di succhi di frutta e prodotti dolciari. Scarti del settore agro-alimentare (sanse esauste, vinacce, gusci di noci, nocciole, mandorle, bucce di pomodoro, agrumi, lolla di riso, siero di latte, patate, cipolle) vengono molto spesso utilizzati in impianti per la produzione di biogas che operano in codigestione, dove vengono trattati insieme ai liquami zootecnici, scarti della ristorazione e colture energetiche (mais, barbabietola da foraggio, patate, ecc.).


5.2 Principali Tecnologie La digestione anaerobica è un processo biologico attraverso il quale la sostanza organica, in condizioni anaerobiche, cioè in assenza di ossigeno, viene trasformata in biogas, una miscela gassosa costituita prevalentemente da metano (da un minimo del 50% ad un massimo dell’80% circa) e da biossido di carbonio (25 - 40%) oltre che da altri componenti minori (H2S, CO, H2, vapore acqueo). La variabilità della percentuale in metano all’interno del biogas dipende principalmente dalla tipologia di sostanza organica digerita e dalle condizioni di processo (temperatura in primis). Attraverso la digestione anaerobica avviene la trasformazione di buona parte dei composti organici putrescibili presenti, lasciando una matrice organica più lentamente biodegradabile, ma con livelli di azoto e fosforo pressoché inalterati. I sottoprodotti di tale processo biochimico sono ottimi fertilizzanti poiché parte dell'azoto che avrebbe potuto andare perduto sotto forma di ammoniaca è ora in una forma fissata e quindi direttamente utilizzabile dalle piante. Al termine del processo di fermentazione si conservano integri i principali elementi nutritivi (azoto, fosforo, potassio), già presenti nella materia prima, favorendo così la mineralizzazione dell’azoto organico. La popolazione microbica responsabile del processo di fermentazione è costituita da diversi tipi di batteri, sia anaerobi obbligati che facoltativi, attraverso i quali avviene la trasformazione della sostanza organica in composti intermedi, principalmente acido acetico, anidride carbonica e idrogeno, utilizzabili dai microrganismi metanigeni che concludono il processo producendo metano. Le tecniche di digestione anaerobica si possono suddividere in due gruppi principali: • a secco: quando il substrato avviato a digestione ha un contenuto di sostanza secca superiore al

20%; • a umido: quando il substrato ha un contenuto di sostanza secca inferiore al 10% (tecnica

solitamente utilizzata per i liquami zootecnici). L’intero processo si articola in tre fasi (Figura 5.2): • idrolisi e acidogenesi. I batteri idrolitici e fermentatori acidogeni sono preposti all’attacco delle

sostanze complesse (macromolecole), per demolirle in sostanze più semplici (oligomeri e monomeri);

• acetogenesi. Gli acidi grassi, nonché tutti gli altri prodotti formatisi nel precedente stadio, vengono convertiti negli unici tre composti metabolizzabili direttamente dai batteri metanigeni stretti: acido acetico (acetato), idrogeno e biossido di carbonio;

• metanogenesi. In questa fase si ha la formazione di metano ad opera dei batteri metanigeni, a partire da acido acetico (acetoclastici) oppure da idrogeno e anidride carbonica (idrogenotrofi).

Il processo di digestione così descritto può avvenire in unico stadio, quando le fasi di idrolisi, fermentazione acida e metanigena avvengono contemporaneamente in unico reattore; in alternativa si può avere un processo bistadio, ovvero si ha un prima fase nella quale il substrato organico viene idrolizzato e contemporaneamente avviene la fase acida, mentre la fase metanigena avviene in un momento successivo. Processi bistadio si ritrovano ad esempio in impianti per il trattamento di reflui industriali ad elevata concentrazione di sostanza organica (soprattutto distillerie, industrie conserviere ed alimentari in genere). Nella tecnica impiantistica dei digestori per fanghi (impianti di depurazione delle acque), invece, si realizzano digestori a due stadi, ma con funzioni molto diverse. Nel primo stadio, ben miscelato, grazie anche a insufflazione di biogas ricircolato nella massa in digestione, avvengono le reazioni biologiche (dalla idrolisi alla metanogenesi), con intenso sviluppo di biogas. Il secondo stadio, non miscelato, serve invece a migliorare la separazione tra le tre fasi: il gas si libera verso l’alto, la fase fangosa più densa si raccoglie sul fondo dal quale viene estratta e, in parte, ricircolata nel primo stadio dove funge da inoculo, mentre la fase liquida, più povera di solidi sospesi, viene estratta


periodicamente in modo da aumentare il tempo di ritenzione dei solidi rispetto al tempo di ritenzione idraulica e migliorare la digestione dei fanghi.

SOSTANZA ORGANICA(carboidrati, proteine, lipidi)

BATTERI IDROLITICI E FERMENTATIVI

100%

BATTERI ACETOGENICI

BATTERI OMOACETOGENICI

Batteri metanigeniacetoclastici

Batteri metanigeniidrogenotrofi

ACETATO H2+CO2

20% 5%

23%52%

CH4+CO2 CH4+H2O

72% 28%

75%Acidi grassiAlcoli, ecc..

Figura 4 – Schema del processo biologico di digestione anaerobica (Fonte: CRPA, Biogas e cogenerazione

nell’allevamento suino. Manuale pratico – ENEL Spa, 1996).

Il biogas generato nella fase di metanogenesi rappresenta il principale sottoprodotto del processo di digestione. Il processo può avvenire in diverse condizioni di temperatura, in quanto a temperature di 30 - 40 °C possono svilupparsi batteri metanigeni mesofili, mentre a temperature superiori (50-60 °C) si creano le condizioni ottimali per organismi termofili e a temperature tipiche ambientali (10 – 25 °C) operano, ma con cinetiche assai più lente, batteri definiti psicrofili. Naturalmente la scelta delle diverse condizioni di temperatura implica tempi di processo differenti: si passa dai 14 - 16 giorni in termofilia ai 30 giorni in mesofilia fino a oltre 30 giorni (con punte massime di 90) in condizioni di psicrofilia. L’anaerobiosi in condizioni di mesofilia è ritenuta il migliore compromesso tra il rendimento e velocità del processo, che aumentano con l’aumentare della temperatura, ed il consumo energetico necessario per mantenere un adeguato riscaldamento del liquame, che, invece, cresce con la temperatura. Oltre a garantire determinate condizioni di temperatura, occorre mantenere durante il processo di digestione valori di pH intorno a 7-7,5 Il biogas così prodotto viene trattato, accumulato e può essere utilizzato come combustibile per alimentare caldaie a gas accoppiate a turbine per la produzione di energia elettrica o in centrali a ciclo combinato o motori a combustione interna. Il biogas derivante dal processo di digestione anaerobica può essere utilizzato attraverso: • produzione diretta di acqua calda tramite caldaia • produzione combinata di calore ed energia elettrica.


5.3 Punti di forza e aspetti critici

5.3.1 Punti di forza • Produzione di energia attraverso una fonte rinnovabile presente a livello locale. La produzione

di energia elettrica offre un’interessante opportunità di reddito per le aziende (autoconsumo di parte dell’energia prodotta e vendita al GRTN della restante parte con eventuale emissione di Certificati Verdi). L’utilizzo di biogas per la produzione di calore è generalmente destinata all’autoconsumo (sia nelle aziende agricole, sia negli impianti di depurazione) e comporta quindi un significativo risparmio negli approvvigionamenti energetici, oltre alla valorizzazione come risorsa di uno scarto che andrebbe comunque smaltito.

• Nuove attività imprenditoriali: le aziende agricole possono divenire anche aziende energetiche. • Relativamente al settore zootecnico, è possibile, attraverso la digestione anaerobica, controllare

le emissioni maleodoranti e stabilizzare le biomasse prima del loro utilizzo agronomico, apportando quindi benefici ambientali.

• Per quanto riguarda gli impianti di depurazione, l’autoproduzione elettrica concorre ad economizzare il trattamento dei reflui.

5.3.2 Aspetti critici • Difficoltà tecniche negli impianti: la presenza nel materiale organico di partenza di composti

contenenti zolfo, azoto e cloro fa si che nel biogas prodotto vi siano tracce di idrogeno solforato, ammoniaca e acido cloridrico che associati all’anidride carbonica rendano il biogas particolarmente corrosivo rispetto ai metalli che quindi arrugginiscono rapidamente.

• Necessità di smaltire comunque i fanghi residui del processo.

5.4 Aspetti ambientali

• Riduzione dell’impatto ambientale delle attività del settore agro-zootecnico: attraverso la digestione anaerobica e la captazione del biogas si evita che il gas metano che si sviluppa naturalmente nelle vasche di stoccaggio dei reflui passi direttamente all’atmosfera contribuendo all’effetto serra.

• Riduzione degli scarichi (nel caso dei reflui zootecnici) di sostanza organica nelle acque e nei suoli, prevenzione quindi di fenomeni di inquinamento delle falde sotterranee e delle acque superficiali.

• Recupero delle emissioni da biogas da discariche, riducendo quindi l’emissione di gas ad effetto serra.

5.5 Parametri di dimensionamento: esempi impianti realizzati

Con la fermentazione, da una tonnellata di biomassa si ottengono da 70 a 150 m3 di biogas, a seconda del materiale di partenza, con cui un impianto di cogenerazione può produrre circa 190 kWh di elettricità. Per i liquami degli allevamenti si ottengono in media 0,10 m3 di biogas al giorno per suino e 0,75 m3 di biogas al giorno per vacca. Il potere calorifico del biogas è mediamente di circa 23.000 kJ m-3 (circa 5.500 kcal m-3) che, se confrontato con quello del metano (36.000 kJ m-3, pari a circa 8.500 kcal m-3), ne giustifica le interessanti possibilità di utilizzo energetico. La situazione italiana nel 2005 (fonte ITABIA Rapporto 2003) vedeva realizzati 67 digestori anaerobici aziendali per liquami zootecnici, di cui 55 alimentati solo o prevalentemente da liquame suino e 12 alimentati solo o prevalentemente da liquame bovino. Oltre a questi, nello stesso anno, erano operativi 5 impianti a biogas su liquami zootecnici di tipo centralizzato, tutti con cogenerazione di energia termica ed elettrica, di cui si riportano in tabella CSTR: reattore completamente miscelato


CSTR 2: reattore completamente miscelato a doppio stadio (secondo stadio non miscelato e non riscaldato) FORSU: frazioni organiche dei rifiuti urbani derivanti da raccolte differenziate Tabella 18alcuni parametri tecnici. La quasi totalità degli impianti è localizzata nelle Regioni del Nord (39 in Lombardia, 7 in Emilia-Romagna, 12 in Trentino-Alto Adige).

ubicazione Tipo reattore

Temperatura (°C)

Carico (m3/giorno)

Tempo di ritenzione idraulica (giorni)

Volume reattore

(m3) Alimentazione

Marsciano (PG) CSTR 2 30-40 800 18 14.200 Liquame suino +

reflui agroindustriali

Bettona (PG) CSTR 2 30-40 700 13,5 9.500 Liquame suino e bovino + reflui agroindustriali

Spilamberto (MO) CSTR 2 30-40 600 20 12.000

Liquame suino e bovino + fanghi

civili

Visano (BS) CSTR 30-40 570 21 12.000 Liquame suino e bovino

Lozzo Atesino (PD) CSTR 30-40 500 10 5.000

Fanghi agroindustriali +

FORSU + liquame bovino

CSTR: reattore completamente miscelato CSTR 2: reattore completamente miscelato a doppio stadio (secondo stadio non miscelato e non riscaldato) FORSU: frazioni organiche dei rifiuti urbani derivanti da raccolte differenziate Tabella 18: Caratteristiche dei cinque impianti a reflui zootecnici centralizzati operanti in Italia nel 1999 (fonte ITABIA “Le

biomasse per l’energia e l’ambiente – Rapporto 2003”)

A titolo di esempio più in dettaglio (“L’informatore agrario” 1/2004), in un allevamento di medie dimensioni (ca. 330 scrofe e 3.200 suini in accrescimento) in provincia di Parma si sono prodotti oltre 141.000 m3/anno di biogas. L’azienda è dotata di una vasca anaerobica coperta e di un cogeneratore (50 MW di potenza) che ha prodotto oltre 203.000 kWh/anno. L’investimento per l’impianto, realizzato in regime di CIP 6, ha un tempo di ritorno di 3,1 anni e procura all’azienda ogni anno benefici economici pari a ca. € 30.000. Per quanto riguarda gli allevamenti bovini (“La sentinella agricola” n. 3/2004), un’azienda con 1.500 capi in provincia di Cremona, produce annualmente 306.600 m3/anno di biogas, da cui si ottengono 351.538 kWh/anno e 4.187.077 MJ/anno, grazie a due cogeneratori ad alto rendimento con una potenza elettrica di 120 kW e una potenza termica di 240 kW (a servizio principalmente della sala di mungitura). La scelta impiantistica ha permesso di utilizzare le vasche di raccolta reflui preesistenti coperti da una cupola realizzata con tre membrane in tessuto di fibre poliesteri spalmato con PVC. L’impianto permette di inviare al digestore i reflui bovini tal quali, compresa la paglia della lettiera, consentendo così una maggior semplicità di gestione. I tempi di ritorno dell’investimento sono quantificati in 5 - 6 anni. Per quanto riguarda gli altri settori, (fonte GRTN, 2003), sono operativi 89 impianti per la generazione di energia elettrica con il biogas captato dalle discariche per rifiuti urbani, per un totale di circa 128 MW di potenza installata e una produzione di energia elettrica di circa 566 GWh per anno. Una spinta alla realizzazione di questi impianti è venuta dal provvedimento Cip 6/92. Nel settore agro industriale, le soluzioni più interessati per l’utilizzo del biogas riguardano distillerie,


zuccherifici, stabilimenti per la produzione di succhi di frutta e prodotti dolciari. Per quanto riguarda gli impianti di depurazione dei reflui urbani, si registrano circa 120 digestori anaerobici.

5.6 Procedure autorizzative ed amministrative Per la costruzione e l’esercizio di un impianto a biogas occorre considerare tutta una serie di normative e di procedure autorizzative. L’iter è differente per i due “tipi” di biogas, come definiti dal DPCM 08/03/2002; l’Allegato VI distingue il biogas in rifiuto e “Gas combustibile proveniente dalla fermentazione anaerobica metanogenica di sostanze organiche non costituite da rifiuti, in particolare non prodotto da discariche, fanghi, liquami e altri rifiuti a matrice organica”.

5.6.1 Attività di smaltimento e recupero Il citato DPCM 08/03/2002 autorizza l’utilizzo del biogas come combustibile sia negli impianti industriali che civili, purché il contenuto di H2S sia inferiore allo 0,1% in volume. Per gli impianti alimentati a gas combustibile proveniente dalla fermentazione di sostanze organiche non costituite da rifiuti aventi potenza termica nominale complessiva inferiore ai 3 MW si applica l’art. 2, c. 1, del D.P.R. 25 luglio 1991. Il D.M. 8 marzo 2002 definisce i rifiuti non pericolosi per cui è possibile accedere alle procedure semplificate di recupero (procedure amministrative agevolate, da presentare all’Amministrazione Provinciale, ai sensi del D.lgs 5 febbraio 1997, n. 22). Gli impianti di produzione di energia elettrica di potenza complessiva non superiore a 3 MW termici, ubicati all'interno di impianti di smaltimento rifiuti, alimentati da gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas, sono soggetti alle procedure semplificate. Tali impianti sono, ai sensi e per gli effetti dell'art. 2, c. 1, del D.P.R. 203/1988, attività ad inquinamento atmosferico poco significativo ed il loro esercizio non richiede autorizzazione. In questi casi è sufficiente solo una comunicazione alla Provincia e al Sindaco del comune. Se il recupero energetico del biogas da rifiuti non può avvenire con le procedure semplificate occorre richiedere l’autorizzazione alle emissioni in atmosfera dalla provincia competente.

5.7 Emissioni in atmosfera

Il DPCM 08/03/02 regola le emissioni degli impianti alimentati a biogas combustibile in relazione alla taglia e alla tipologia dell’impianto (motori a combustione interna, turbine a gas e altri tipologie di impianti). I limiti di emissione si riferiscono al carbonio organico totale, al monossido di carbonio, agli ossidi di azoto e ai composti inorganici del cloro. Il controllo delle emissioni deve essere effettuato con cadenza annuale e in continuo (O2, T fumi, CO, NOx, vapor acqueo) per ogni focolare di potenza superiore a 6 MW. Il recupero energetico del biogas ottenuto da rifiuti è regolamentato dal DM 05/02/98, che impone un contenuto minimo di metano pari al 30%, un potere calorifico inferiore minimo di 12.500 kJ/Nm3 e un contenuto di H2S non superiore al 1,5%. Il DM stabilisce inoltre i parametri soggetti a controllo in continuo ed i limiti di emissione di polveri, CO, NOx, SO2, carbonio organico totale (COT), HF, HCl, Cd + Tl + composti, Hg + composti. Per quanto riguarda i reflui residui in uscita dal digestore, in un impianto per la produzione di biogas, al termine del processo di digestione ed estrazione del biogas occorre fare riferimento alla legge regionale (nel caso della Lombardia la 37/93, che consente l’utilizzo agronomico dei reflui zootecnici e impone la presentazione del Piano Utilizzo Agronomico al comune interessato).


5.8 Normative tecniche di riferimento La Norma UNI 10458 è l’unico riferimento tecnico relativo agli impianti di produzione di biogas: uso, gestione e manutenzione degli impianti. La norma riporta i requisiti tecnici costruttivi e le regole per l’offerta, l’ordinazione ed il collaudo degli impianti.

5.9 Bandi tipo Il Programma Nazionale Biocombustibili PROBIO (deliberazione CIPE n. 27/2000), predisposto dal Ministero delle Politiche Agricole e Forestali (in ottemperanza alla Legge n. 423 del 02/12/98), interessa anche i biocombustibili gassosi. Il programma “è orientato verso l’attuazione di attività dimostrative/divulgative con una forte caratterizzazione territoriale, in grado di stimolare sia le Amministrazioni locali che gli imprenditori agricoli ed industriali verso un ulteriore sviluppo dei biocombustibili”. L’obiettivo del programma PROBIO è quindi incentivare in particolare interventi a carattere “innovativo” e “straordinario”, che permettano di acquisire un bagaglio di esperienze replicabili. In questo contesto la Regione Emilia-Romagna ha predisposto (luglio 2005), nell’ambito del Programma regionale di sviluppo rurale, il contributo a 15 progetti per la realizzazione di impianti per la produzione di biogas da reflui zootecnici e da materiali vegetali di origine agricola presso allevamenti bovini, suini e avicunicoli. Il contributo pubblico è subordinato all’impegno di mettere a disposizione per cinque anni gli impianti realizzati per studi e ricerche finalizzate a verificare la resa del biogas e l’entità delle riduzioni di emissioni di gas serra ottenibili, a seconda delle tecnologie applicate e dei differenti materiali organici utilizzati. Saranno oggetto di studio anche i costi derivanti dai diversi impianti adottati, la misura dell’integrazione del reddito aziendale attraverso la produzione di energia “verde” e i livelli di riduzione dei problemi ambientali legati alle emissioni maleodoranti e allo smaltimento dei fanghi di risulta. Interventi rivolti a sostenere in maniera diffusa la produzione energetica da biogas in ambito agricolo sono stati promossi, ad esempio, dalla Regione Lombardia. La Regione Lombardia, con la Deliberazione della Giunta Regionale n. 19861 del 16/12/2004 “Rideterminazione dei criteri riguardanti "Azioni incentivanti l'attuazione di programmi intesi a produrre energia da fonti rinnovabili" approvati con D.G.R. n. 14019 del 8 Agosto 2003”, ha aperto un bando di finanziamento a favore delle aziende agricole, recentemente rifinanziato con Decreto della Direzione Generale Agricoltura n. 5 del 04/01/2005. Tutto ciò in attuazione delle Misure promosse dalla Legge Regionale n. 7 del 07/02/2000. L’obiettivo è sostenere le azioni intese a produrre energia da fonti rinnovabili e, nel contempo, qualificare, potenziare e diversificare l’offerta energetica di derivazione agricola. A tal fine vengono prioritariamente valorizzati gli interventi che, nel contesto di produzione e/o risparmio energetico migliorino l’ambiente, l’igiene e il benessere degli animali. Fra gli altri interventi ammessi a contributo, vi sono gli impianti di produzione energetica alimentati a biogas da reflui zootecnici, aspetto di notevole rilevanza per la numerosa presenza di aziende zootecniche sul territorio lombardo. In conformità a quanto previsto dalla normativa europea, il finanziamento prevede una quota a fondo perduto e una quota di contributo sul pagamento degli interessi sui contratti di mutuo decennali. Nell’ambito del Piano Energetico Ambientale Regionale (PEAR) adottato dalla Regione Marche nel 2005, è stato promosso il “Programma di promozione ed internazionalizzazione per i settori artigianato e industria per l’anno 2005” che prevede, fra gli altri, interventi per “incentivare la produzione di energia elettrica utilizzando le fonti rinnovabili quali l’acqua, le biomasse e il biogas”. La misura prevede finanziamenti in conto capitale pari al 25% delle spese ammissibili per interventi di realizzazione di nuovi impianti, per l’ampliamento di quelli esistenti o per il ripristino di impianti dismessi, con potenza compresa tra 100 e 1000 kW.


A livello provinciale merita attenzione il progetto Fo.R.Agri. (Fonti Rinnovabili in Agricoltura) promosso dalla Provincia di Mantova in collaborazione con la Regione Lombardia. Scopo del progetto è spingere le aziende agricole a essere sempre più aziende agro-energetiche, risparmiatrici e produttrici di energia. La provincia ha messo a disposizione risorse economiche per lo sviluppo di progetti di: Finanziamenti per la realizzazione di impianti di biogas ad avanzata tecnologia (“Poli

bioenergetici”) Finanziamenti per la realizzazione di prototipi di centraline di cogenerazione Finanziamenti per l’installazione di pannelli termici solari presso aziende agricole Finanziamenti per prove e ricerche nel campo della produzione e raccolta di biomasse Creazione di un coordinamento tra tutti gli operatori coinvolti nella filiera energetica Promozione di iniziative locali per favorire l’informazione e la formazione in merito alle

energie rinnovabili. Promozione di progetti formativi in collaborazione con istituti scolastici.

Il 2/11/05 è stato pubblicato il bando di finanziamento per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da biogas, a favore di PMI di produzione e trasformazione del settore energetico, che abbiano stipulato un accordo almeno decennale con aziende zootecniche per la fornitura di reflui zootecnici e/o biomasse vegetali.


Campagna di informazione, comunicazione ed educazione a sostegno delle fonti rinnovabili, del risparmio e dell’uso efficiente dell'energia

Promossa dal

Ministero dello Sviluppo Economico

e dal

Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio

Attuata da

RENAEL (Rete Nazionale delle Agenzie Locali per l’Energia)

e da

APAT (Agenzia per la Protezione dell'Ambiente e per i servizi Tecnici)

Questo volume fa parte di una serie di quattro monografie sulle fonti energetiche rinnovabili realizzati da RENAEL, comprendente:

Energia Solare Energia Eolica Energia da Biomasse Energia Geotermica e Idroelettrica La monografia sull’Energia da Biomasse è stata predisposta dalle Agenzie AGENBIELLA (Agenzia per l’Energia della Provincia di Biella, capofila), Punti Energia Lombardi e AGENGRANDA (Agenzia per l’Energia della Provincia di Cuneo) con la partecipazione e supervisione di A.P.E.V.V. (Agenzia Provinciale per l’Energia del Vercellese e Valsesia, coordinatore generale fonti rinnovabili). Si ringraziano Luciano Barra e Simonetta Piezzo (Ministero Sviluppo Economico), Roberta Casapietra (ARE Liguria), Mario Chiadò Rana (ENEA).


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