ISSN 2039-4225 • Mensile - anno XLI • Poste Italiane SpA – Spedizione in abbonamento Postale – D.L. 353/2003 (conv. In L. 27/02/2004 n. 46) art. 1, comma 1, DCB Milano

progettare rinnovabiliriscaldamentoclimatizzazioneidronica

giugno 2014

L’involucro e gli impianti del grattacielo passivoLe regole fondamentali per l’installazione di un impianto solareCogenerazione a biogas: emissioni e incentivi

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NORMATIVA

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Il problema delle emissioni nelle piccole centrali di cogenerazione a biogas

Un efficace contenimento delle emissioni di centrali

di cogenerazione a biogas è stato per lungo tempo

trascurato: tuttavia, il nuovo assetto nazionale

delle incentivazioni premia in modo significativo

il trattamento degli inquinanti, sotto determinati

limiti, nelle centrali di potenza inferiore a 300 kWe,

purtroppo imponendo dei requisiti al momento

quasi insostenibili.

Nel recente passato, lo sfruttamento del biogas a fine energetico ha vissu-

to un momento di grande interesse come essenziale integrazione all’atti-

vità di numerose aziende agricole e di allevamento, anche in funzione del

bilancio favorevole nell’emissione globale dei gas ad effetto serra e nella

nitrificazione ambientale rispetto alla pratica della dispersione dei liqua-

mi sui terreni agricoli. Ormai, la sagoma dei grandi digestori anaerobici è

diventata familiare e normale parte integrante del panorama delle zone a

vocazione agricola e zootecnica del nostro Paese. Il biogas prodotto viene

prevalentemente utilizzato come combustibile in motogeneratori destinati

alla cogenerazione di energia elettrica, ceduta alla rete, ed energia termica,

utilizzata prevalentemente per l’autoconsumo aziendale.

Lo sviluppo di questi impianti è stato in gran parte determinato dalle in-

centivazioni basate sulla remunerazione dell’energia elettrica ceduta, ad

una tariffa che per il periodo 2009-2012 è stata di 280 €/MWe per poten-

ze < 1 MW, taglia prevalente in questa tipologia di applicazioni. Allo sta-

to attuale, questi incentivi non esistono più: per il periodo 2013-2015, la

Cristiano Vergani

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Digestori anaerobici e generatori sono ormai parte stabile del panorama di molte regioni italiane a vocazione agro-zootecnica, con uno sviluppo di settore secondo in Europa alla sola Germania.

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nuova politica di incentivazione stabilita

dal DM 06/07/2012 “Incentivi per ener-

gia da fonti rinnovabili elettriche non fo-

tovoltaiche” prevede, per gli impianti che

rispettino determinate caratteristiche, de-

gli incentivi differenziati che possono rag-

giungere, nel caso più favorevole (impian-

ti di taglia inferiore a 300 kWe) un valo-

re massimo di 306 €/MWe, compreso un

“premio” supplementare per il rispetto dei

limiti emissivi degli inquinanti riportati in

un apposito allegato (Allegato 5), aspetto

che da solo comporta una quota aggiunti-

va di 30 €/MWh. In teoria, in quest’ultimo

caso, sembrerebbe che la nuova politica di

incentivi possa essere anche più premiante

di quella passata ma, come al solito, non

è tutto oro quello che riluce …

L’intenzione di favorire gli impianti di pic-

cola taglia e più rispettosi dell’ambiente

sembra evidente nelle intenzioni del legi-

slatore, però occorre vedere nel dettaglio

le problematiche da affrontare per rag-

giungere questo traguardo, ovvero un per-

corso che nasconde alcuni aspetti proble-

matici da valutare con grande attenzione:

a prescindere dall’analisi dei vari “paletti”

inseriti nel DM citato per rendere più diffi-

cile l’accesso agli incentivi, il rischio è quel-

lo di dovere affrontare, una volta superate

tutte le difficoltà burocratiche, un proces-

so di gestione costoso e complicato tale

da mettere a forte rischio la convenienza

dell’impresa. Insomma, se a prima vista le

condizioni “tecniche” possono sembrare

fattibili, ad un esame più approfondito ap-

pare abbastanza chiaro che il fine ultimo

del decreto ministeriale è in realtà quello di

scoraggiare la realizzazione degli impianti

che finge di volere sovvenzionare, purtrop-

po ancora una volta nel solco ben collau-

dato dei bizantinismi legislativi all’italiana.

Gli inquinanti caratteristici

I motogeneratori impiegati in questi im-

pianti emettono allo scarico degli inqui-

nanti che sono sostanzialmente i prodotti

di combustione del metano, frammisti ad

una quota di contaminanti presenti all’o-

rigine nel biogas utilizzato, che presenta

una composizione tipica come riportato

in tabella 1.

La combustione naturalmente non è mai

completa come potrebbe avvenire solo in

un motore ideale, si tratta in realtà di un

processo di ossidazione incompleta che ge-

nera, oltre a CO2 ed acqua, una serie di

composti organici considerati complessiva-

mente come COT (Carbonio Organico To-

tale). Tale quota comprende vari idrocar-

buri ed anche la formaldeide che, come

vedremo, è un inquinante che riveste una

particolare importanza. Il processo di com-

bustione genera inoltre monossido di car-

bonio (CO) ed ossidi di azoto (NOx) e una

quantità in genere limitata (per quanto ri-

guarda il biogas) di particolato. La presenza

di sostanze solforate (come H2S) nel com-

bustibile comporta inoltre l’emissione di

SO2 (diossido di zolfo o anidride solforosa).

Il COT può essere inteso come COTNM, ov-

vero Carbonio Organico Totale Non Meta-

nico, oppure come comprensivo anche del

metano: questo è un aspetto controverso

e di importanza decisiva al fine dei rispet-

to dei limiti di emissione previsti per questa

tipologia di impianti.

Limiti imposti

Al fine di ottenere la quota supplementare

di incentivi prevista dal DM 06/07/2012,

è necessario il rispetto dei limiti indicati

nel relativo Allegato 5, qui riportati in ta-

bella 2, solo per quanto riguarda la classe

di potenza termica nominale ≤ 6 MWt in

cui ricadono gli impianti che stiamo con-

siderando.

L’Allegato 5, oltre a prescrivere questi limiti,

obbliga all’installazione di un sistema SAE

(Sistema di Analisi Emissioni), comprensivo

di uno specifico analizzatore per ammonia-

ca (NH3) nel caso in cui sia installato un si-

stema SCR per l’abbattimento degli ossidi

di azoto; il motivo è che tali sistemi utilizza-

no ammoniaca o precursori dell’ammonia-

ca come reagenti e possono comportare la

presenza di residui ammoniacali al camino,

tanto maggiori quanto più l’efficienza del

reattore catalitico diminuisce in seguito a

fenomeni di progressivo avvelenamento del

catalizzatore da parte di sostanze contami-

nanti (come lo zolfo e il fosforo, comune-

mente presenti nel biogas).

I limiti effettivi da rispettare nell’esercizio

degli impianti sono imposti in sede di au-

torizzazione dalle Province o dalle Regioni

di competenza, che hanno il potere di sta-

bilire dei valori meno restrittivi rispetto a

quelli del DM 06/07/2012 (ma non inferio-

ri a quelli riportati dal T.U. Ambiente Dlgs

152/2006 e successivi aggiornamenti, che

fissa i valori minimi delle emissioni in vi-

gore sul territorio nazionale), oppure pari

o persino più restrittivi. In pratica, in Italia

esiste una situazione a “macchia di leopar-

Tab. 1 - Composizione del biogasprodotto da digestione anaerobica.

Metano (CH4) 50-75%

Anidride carbonica (CO2) 25-45%

Idrogeno (H2) 1-10%

Azoto (N2) 0,5-3%

Monossido di Carbonio (CO) 0,1%

Idrogeno solforato (H2S) 0,02-0,2%

Acqua (H2O) Saturazione

Tab. 2 –- Limiti di emissione degli inquinanti Allegato 5 DM 06/07/2012 per impianti di PTN ≤ 6 MWt.

Inquinante Valori (mg/Nm3)

NOx (espressi come NO2) 200

NH3

5

CO 200

SO2

150

COT 30

Polveri 10

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do”, nella quale alcune amministrazioni

“guida”, dove l’inquinamento è più eleva-

to o la sensibilità ambientale è maggiore,

pongono per prime dei limiti più restritti-

vi, mentre altre seguono gli stessi indirizzi

a distanza anche di molti anni oppure si

limitano ad applicare la normativa nazio-

nale. Il risultato è che centrali di cogenera-

zione poste a pochi chilometri di distanza

possono trovarsi a dover rispettare dei li-

miti di emissione diversi, il che può avere

delle conseguenze decisive sul bilancio di

gestione. Ad ogni modo, questo compor-

ta l’esistenza di Province nel cui territorio

i limiti imposti sono già tali da quasi sod-

disfare i requisiti dell’Allegato 5, mentre

nella grande maggioranza dei casi i livelli

minimi richiesti sono decisamente più alti.

Nel tentativo di comprendere l’attuale si-

tuazione presente sul territorio, si può ve-

dere nella tabella 3 il panorama dei limiti

di emissione per il biogas previsti in alcune

Regioni più avanzate sotto questo punto

di vista. Per quanto riguarda NOx e CO, i

limiti in vigore nelle province di Ferrara e

Cuneo (e in tutta la Lombardia per il CO), ri-

chiedono necessariamente l’installazione di

un reattore catalitico per essere rispettati, di

tipo SCR (catalitico selettivo riducente) per

gli NOx e di tipo OXI (catalitico ossidante)

per il CO. Indipendentemente dai requisiti

previsti dal DM 06/07/2012, quando viene

richiesta l’installazione di un reattore SCR,

questa deve essere accompagnata da un

sistema di analisi in continuo per NOx, CO

e ammoniaca. I reattori SCR comprendono

sempre al loro interno anche uno stadio

catalitico di tipo OXY, permettendo così di

trattare simultaneamente gli ossidi di azoto

ed il monossido di carbonio.

Come si può vedere, l’entità dei valori li-

mite richiesti nei casi più restrittivi si avvici-

na a quelli previsti per soddisfare i requisiti

dell’Allegato 5, perlomeno in riferimento a

NOx e CO; quindi, sembrerebbe opportuno

dimensionare il reattore catalitico in modo

tale da ridurre ancora un poco le concen-

trazioni, al fine di rientrare così, in modo re-

lativamente semplice, negli impianti aven-

ti diritto all’incentivazione supplementare.

Questo ragionamento si regge anche sul

fatto che i reattori catalitici possono ridurre

in modo significativo anche la frazione di

COT, anche se scendere sotto i 30 mg/Nm3

previsti dall’Allegato 5 non è cosa semplice.

Occorre tenere presente che l’installazio-

ne di un reattore catalitico SCR + OXI ha

un costo che si avvicina a quello del moto-

generatore stesso e che il recupero di tale

costo (e dei costi di gestione, composti da

manutenzione del catalizzatore e consu-

mo del reagente riducente) è reso possibi-

le solo dalla presenza degli incentivi, come

nel caso, già ampiamente sperimentato in

Italia, dei motogeneratori ad olio vegetale,

che si reggevano economicamente grazie

alla quota di 280 €/MW prevista dal pas-

sato programma di sostegno alle energie

rinnovabili. Il caso del biogas è purtroppo

Tab. 3 - Limiti attualmente imposti sulle emissioni dei motogeneratori a biogas.

Limiti imposti (mg/Nm3 riportati al 5% di O2)

Regioni Provincia NOx NH3

CO COT

Lombardia 400 5 250 100

Emilia Romagna 350 650 150

ARPA sez. locale Ferrara 200 (NOx+NH3) 250 100

Piemonte 250 300

ARPA sez. locale Cuneo 250 300 150

Tipico gruppo motogeneratore alimentato a biogas, assemblato in container e dotato di un semplice catalizzatore ossidante per abbattimento del CO (non visibile in quanto installato internamente). Un eventuale trattamento completo delle emissioni richiederebbe una maggiorazione del catalizzatore ossidante e l’installazione di un catalizzatore SCR ed un post-combustore.

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decisamente più complesso, a causa di al-

cuni aspetti specifici legati alla tipologia del-

le emissioni, che portano ancora più in alto

i costi di installazione e di gestione rispet-

to, ad esempio, all’olio vegetale; per cui,

anche ammettendo di riuscire ad accede-

re ad una quota di incentivi vicina a quella

passata (cosa oggi assai più difficile), il ri-

schio è quello di non raggiungere un livello

di remunerazione sufficiente che giustifichi

l’impresa (fatto salvo il caso del completo

autoconsumo, ma si tratta di un’ipotesi non

realistica considerando i consumi elettrici

delle attività agro-zootecniche che utilizze-

rebbero questi impianti di cogenerazione).

Il problema dei contaminanti

Come riportato in precedenza, questi so-

no legati alla composizione delle emissio-

ni, e dipendono da fattori diversi sia di tipo

tecnico (fattori di processo), sia da alcune

ambiguità, in tema di limiti da imporre, del

panorama normativo e legislativo italiano,

che sta attraversando una fase di tentenna-

mento sulle politiche di incentivazione delle

energie rinnovabili, sia per le pressioni del-

le varie fazioni in grado di fare lobbying in

senso favorevole o contrario, sia per l’og-

gettiva mancanza di fondi disponibili (im-

possibile gravare ulteriormente sulla nostra

bolletta elettrica, già molto più onerosa del-

la media europea).

Per quanto riguarda i fattori di processo,

il primo dipende dalla presenza nei gas da

trattare di alcuni contaminanti (zolfo, fo-

sforo) che sono in grado di accorciare sen-

sibilmente la vita operativa dei catalizzatori

impiegati: ciò si traduce in una manuten-

zione molto più onerosa, dato che il cataliz-

zatore deve essere sostituito con maggiore

frequenza. Si tratta dello stesso fattore che

sta rendendo antieconomica la gestione de-

gli impianti ad olio vegetale, passati in mas-

sa, per motivi di mercato, dall’utilizzo di oli

raffinati o semi-raffinati ad oli grezzi o di

recupero. Il secondo importante fattore di

questo tipo dipende in qualche modo dal

primo, cioè dall’elevato tenore di contami-

nanti che, fin dal primo giorno di esercizio,

provoca una progressiva caduta di efficien-

za del reattore SCR. Questo inconveniente

costringe ad aumentare il rapporto stechio-

metrico di dosaggio del reagente riducente

(soluzione acquosa di urea o ammoniaca),

il che può comportare il precoce supera-

mento dei limiti di emissione di ammonia-

ca al camino, che sono molto restrittivi (5

mg/Nm3) e quindi, richiedere anche in que-

sto caso la sostituzione prematura del ca-

talizzatore.

Il problema della formaldeide

e del metano

La presenza di formaldeide e di metano

incombusto nelle emissioni del biogas rap-

presenta un grosso problema potenziale,

per ora non completamente emerso per-

ché oggetto di diverse interpretazioni a

livello di imposizione dei limiti.

Per quanto riguarda la formaldeide

(CH2O), si tratta del composto organico

più abbondante tra i residui di combustio-

ne del gas metano (fino al 60% del totale).

Attualmente non viene imposto un limite

specifico sugli impianti alimentati a biogas,

in quanto esiste il limite sul COT (Carbonio

Organico Totale) che si riferisce all’insieme

di tutti i composti organici. In Germania

Una possibile soluzione per il trattamento globale delle emissioni provenienti da un motogeneratore a biogas è rappresentata da un ossidatore termico rigenerativo flameless con funzione SNCR integrata.

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invece viene imposto un limite specifico

(TA-LUFT 2002) pari a 60 mg/Nm3. In re-

altà, anche in Italia esiste un limite speci-

fico (ben più restrittivo), stabilito del Dlgs

152, pari a 20 mg/Nm3, attualmente non

imposto su questa classe di impianti: se lo

fosse, sarebbe ben arduo rispettarlo, visto

che richiederebbe un dimensionamento

molto più abbondante dei catalizzatori os-

sidanti OXI usati per l’abbattimento, mol-

to maggiore di quelli usati attualmente sul

mercato tedesco, già difficilmente gestibi-

li dal punto di vista dei costi. Dato che la

formaldeide è un cancerogeno accertato

per la specie umana, è presumibile che ta-

le “svista” nell’imposizione dei limiti non

possa durare ancora a lungo.

Il metano invece, oltre ad essere il maggio-

re costituente del biogas, è sorprendente-

mente anche uno dei maggiori costituenti

dei suoi residui di combustione allo scarico:

l’importanza del metano come gas serra è

notevole, quindi il fenomeno del rilascio ab-

bondante in atmosfera da parte dei moto-

ri alimentati in tutto o in parte con questo

gas sta attirando velocemente l’attenzione

del legislatore. Attualmente, il metano non

viene considerato come parte della quota

di COT, viene semplicemente escluso e non

esiste un limite specifico di emissione. Tut-

tavia, sono molto forti le pressioni affinché

anche la quota dei composti metanici en-

tri a far parte del COT, il che renderebbe

molto problematico il suo trattamento per

rientrare nei limiti (in questo momento, le

fazioni favorevole e contraria all’incorpora-

mento del metano nel COT si stanno com-

battendo a colpi di sentenze dei TAR di Re-

gioni diverse).

Senza entrare eccessivamente nello specifi-

co, la causa della presenza massiccia di me-

tano allo scarico (da centinaia a migliaia di

mg/Nm3) nei motori a gas, dipende princi-

palmente da motivi strutturali, la cui solu-

zione richiederebbe una riprogettazione del

parco motoristico, un’opzione attualmente

non sostenibile per il mercato della coge-

nerazione, considerato una piccola nicchia

marginale dai produttori di grandi motori

stazionari: ciò porta all’esclusione delle pos-

sibili misure di abbattimento primarie (all’o-

rigine). Le misure di abbattimento seconda-

rie (delle emissioni) sono purtroppo molto

difficili da applicare (praticamente impossi-

bili) con i reattori catalitici attualmente in

uso: ciò non vuol dire che un intervento ef-

ficace sia tecnicamente non fattibile, ma ciò

significherebbe dover installare un ulteriore

dispositivo specifico a valle dei reattori cata-

litici, una soluzione che rischierebbe di ren-

dere l’impianto non sostenibile economica-

mente. Infatti, l’unica soluzione disponibile

per l’abbattimento del metano negli scarichi

consiste nella sua combustione, il che richie-

de la presenza di un bruciatore (post-com-

bustore). Il problema è che per alimentare

questo combustore servirebbe una quota

non indifferente del biogas disponibile, con

un aumento notevole dei consumi e quindi

un sensibile calo del rendimento energetico

complessivo dell’impianto.

Oppure, si potrebbe utilizzare un dispositivo

molto meno energivoro, ovvero un combu-

store rigenerativo (RTO), in grado di recu-

perare gran parte del calore di combustio-

ne del metano per pre-riscaldare il metano

stesso a monte della zona di combustione.

In questo caso si avrebbe addirittura un in-

cremento del rendimento energetico com-

plessivo, ma a spese di un deciso aumento

dei costi di installazione: alla fine, il treno dei

dispositivi di trattamento (SCR+OXI+RTO) fi-

nirebbe per costare più del solo motogene-

ratore (in pratica è come se la marmitta ca-

talitica costasse più di tutto il resto dell’au-

tomobile).

Senza contare il fatto che ci si troverebbe a Centralina di dosaggio del reagente riducente (ammonio idrato NH4OH) utilizzato nel dispositivo RTO+SNCR per l’abbattimento simultaneo di CO, COT, NOx.

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dover gestire un insieme di impianti com-

plessi, ognuno bisognoso di attenzioni e

manutenzioni specifiche.

Possibili soluzioni

Sembrerebbe quindi che realizzazione di

impianti cogenerativi a biogas in grado di

rispettare i limiti più restrittivi, quindi ido-

nei ad accedere a degli incentivi che ne

rendano profittevole la gestione, sia una

specie di missione impossibile: di fatto, il

mercato di questa tipologia di impianti si è

“congelato”, con gravissimi danni a tutto

il comparto industriale che se ne occupa:

se questo era l’intento di chi ha redatto il

piano vigente di incentivazione, bisogna

dire che c’è riuscito in pieno. Ma noi siamo

ottimisti e preferiamo credere che, in real-

tà, il vero intento sia stato quello di voler

sospingere i costruttori di impianti di trat-

tamento delle emissioni verso una mag-

giore innovazione. In effetti, questa sem-

bra l’unica strada percorribile per uscire da

questa impasse, ovvero la messa a punto

di un nuovo dispositivo creato apposita-

mente per le esigenze specifiche dei mo-

togeneratori a biogas. Purtroppo l’impresa

appare assai difficoltosa, vista la piccola ta-

glia di potenza (≤ 300 kWe) degli impianti

maggiormente candidati ad essere favoriti

dal mercato data la maggiore incentivazio-

ne prevista, per cui questo dispositivo do-

vrebbe essere sì molto efficiente ma, allo

stesso tempo, comportare bassi costi di in-

stallazione e di gestione, due aspetti ben

difficilmente conciliabili tra loro.

Dopo un primo tentativo di seguire la stra-

da percorsa in Germania (ovvero l’uso di

catalizzatori OXI dimensionati anche per

la formaldeide e l’aggiunta di un combu-

store rigenerativo all’esistente reattore

SCR+OXI) ci si è resi conto che il diverso

regime di incentivi e l’incertezza sui limi-

ti di prossima applicazione, che rischiano

di essere più restrittivi di quelli tedeschi,

avrebbe reso inapplicabile tale soluzione:

allora non rimane che una sola possibilità,

cioè l’installazione di un solo dispositivo in

grado di abbattere a largo spettro, con ele-

vata efficienza e limitate esigenze energe-

tiche, tutti quanti gli inquinanti coinvolti.

In pratica, si tratta di realizzare un com-

bustore rigenerativo, di per sé in grado di

ossidare CO, COT (formaldeide e metano

compresi) che sia in grado di abbattere

efficacemente anche gli ossidi di azoto.

Tale dispositivo esiste come prototipo di

un costruttore nazionale, ed è stato pos-

sibile realizzarlo integrando nella struttura

di un RTO la tecnologia SNCR, ovvero una

riduzione selettiva non catalitica, meno ef-

ficiente della tecnologia catalitica SCR, ma

decisamente meno costosa e complessa.

Di fatto, i motori a biogas sono caratteriz-

zati da un’emissione di ossidi di azoto in-

feriore a quella tipica di altri combustibili,

permettendo così l’impiego di una tecno-

logia meno efficiente, ma altrettanto affi-

dabile dell’alternativa più costosa abitual-

mente impiegata.

Ora, se tale promettente soluzione si ri-

velerà all’altezza delle aspettative, non ri-

mane che sperare che gli incentivi possa-

no essere effettivamente erogabili, altri-

menti il solerte legislatore dovrà inventar-

si ancora qualcosa per renderli di nuovo

irraggiungibili!

© RIPRODUZIONE RISERVATA

Grande centrale tedesca a biogas con trattamento finale delle emissioni con ossidatore termico rigenerativo (a sinistra). La sfida aperta è quella di portare questa tecnologia alla portata delle centrali di piccola potenza, penalizzate da limiti di emissione più restrittivi e minori possibilità di investimento.

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