La presentazione realizzata il 6 novembre 2020 da Luigi Mazzocchi in occasione dell'evento "Il ruolo delle bioenergie nella transizione energetica. L'appuntamento si è inserito nelle attività di divulgazione del Progetto Complesso "Reti Intelligenti per la gestione efficiente dell'energia", sviluppato nell'attuale programmazione comunitaria POR FESR Sardegna 2014-2020.

1. Le bioenergie: una fonte rinnovabile
affidabile, programmabile e flessibile
6 Novembre 2020
L. Mazzocchi

2. Sommario
• La decarbonizzazione dell’economia, obiettivi, conseguenze
• La natura rinnovabile delle produzioni energetiche da biomasse/biogas
• Gli aspetti positivi di questa fonte (producibilità, programmabilità,
flessibilità, cogenerazione)
• Le limitazioni e le barriere, reali e/o percepite, che condizionano lo
sviluppo del settore
• Nuove opzioni: biometano, Power to Gas
• Cenni a studi ed esperienze condotte da RSE:
– upgrading del biogas,
– trattamento dei fumi da combustione di biomasse legnose

3. La decarbonizzazione del sistema elettrico
Un nuovo mix di fonti, nuove esigenze
L’Italia, come tutta l’Europa e gran parte del mondo, è impegnata nella lotta ai
cambiamenti climatici
La principale azione in corso è ridurre l’uso dei combustibili fossili, attraverso:
• Utilizzo di fonti rinnovabili di energia (a partire dalla produzione elettrica, ma
ormai in estensione ai settori calore, raffrescamento, trasporti)
• Maggiore efficienza negli usi finali
Il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima è, nel suo insieme, coerente con
questi obiettivi, e li persegue con convinzione, assieme a quelli di:
• costi ragionevoli
• sicurezza di approvvigionamento

4. Il sistema elettrico: evoluzione al 2030
Capacità Installata
4

5. Generazione elettrica
Il sistema elettrico: evoluzione al 2030
5

6. Il sistema elettrico: uno scenario al 2030
• Potenza installata e produzione da gas e idro sostanzialmente costanti
• Scomparsa del carbone e dei derivati del petrolio
• Forte incremento di eolico e fotovoltaico (x 3)
• Permane basso utilizzo degli impianti a gas  rischio dismissione di una
parte
È lo scenario «PNIEC 2020», che risponde all’obiettivo europeo -43 %
emissioni di CO2 al 2030. Si stanno elaborando scenari più ambiziosi (-55% al
2030, emissioni zero al 2050)
• CRITICITA’?
• Adeguatezza (= garanzia di soddisfare la domanda di punta)
• Flessibilità (= capacità di un’unità di produzione, consumo e/o accumulo
di modificare ampiamente e rapidamente lo scambio con la rete)
6

7. Qual è la fonte di energia ideale ?
In una logica di de-carbonizzazione occorrerebbe una fonte di energia:
• Rinnovabile (basse emissioni di CO2 sul ciclo di vita)
• Con costi di produzione ragionevoli
• Con accettabile impatto ambientale locale
• Affidabile e disponibile
• Manovrabile e flessibile
Esiste ? In buona misura sì:
idroelettrico a serbatoio
bioenergie

8. La biomassa: una fonte di energia
rinnovabile (a certe condizioni)
• Biomassa legnosa in cogenerazione: emissione di CO2
sul ciclo di vita ≈ fotovoltaico su edificio (qualche
decina di gCO2/kWh)
• Biogas per produzione elettrica, calore, biometano: a
seconda delle materie prime impiegate e di come si
tratta il digestato, c’è un ampio range, emissioni anche
fortemente negative (reflui zootecnici) e, all’opposto,
confrontabili o addirittura superiori al GN (circa 350
gCO2/kWh). Occorre grande impegno nel perseguire la
sostenibilità ambientale

9. Adeguatezza: quanta capacità?
Secondo l’analisi riportata nel Rapporto Adeguatezza Italia 2019 di Terna,
al 2030, con una penetrazione delle FERNP di +39 GW rispetto al 2018,
«la capacità termoelettrica necessaria per garantire un sistema adeguato
(LOLE = 3h) risulta pari a circa 55 GW»
Servirà:
• sostituire la capacità produttiva a carbone e derivati dal
petrolio con capacità a gas
• Utilizzare il termoelettrico in maniera sempre più
flessibile (poche ore di funzionamento/anno )
Ma c’è spazio per altre tecnologie di tipo programmabile, fra cui
biomasse/biogas
9

10. La biomassa: produttività, contributo
all’adeguatezza
POTENZA
(MW)
PRODUZIONE
(GWh el) ORE/ANNO Fatt. di carico
EOLICO 10715 20202 1885 22%
FV 20865 23689 1135 13%
BIOM.
LEGNOSA 783 4197 5360 61%
BIOGAS 1455 8277 5689 65%
Dati TERNA 2019
Alta produttività (Eolico x 3, FV x 5)  compensa almeno in parte i CAPEX
più alti
Forte contributo all’adeguatezza del SE:
• Bioenergie producono per oltre il 60 % del tempo
• La fonte è sempre disponibile

11. La flessibilità
Il sistema «de-carbonizzato» ha sempre più potenza non programmabile
(sole e vento) e ha bisogno di flessibilità. Quali nuovi strumenti ?
• Accumulo elettrico
• Flessibilità delle FER programmabili: bioenergie, geotermia
(ovviamente idro a bacino, risorsa non nuova)
• Flessibilità delle FER Non Programmabili (Fotovoltaico, eolico)
• Demand Response
• Vehicle to grid
• Interconnessioni con mercati confinanti
Sono risorse limitate e, in diversa misura, costose. Di fatto, adeguatezza
e flessibilità costringono a protrarre l’uso delle fonti fossili (soprattutto
gas naturale). 11

12. La flessibilità del biogas
12

13. Può un impianto a biogas partecipare al mercato
del bilanciamento?
oggi
domani?
Il profilo di produzione piatto
consente il conseguimento del
massimo beneficio economico
in relazione alla vigente
normativa che regola l’accesso
alle tariffe incentivanti
Un profilo di produzione modulato potrebbe,
nel rispetto della quantità di energia
incentivata immessa in rete (su base
giornaliera, settimanale, ...) consentire
l’offerta di servizi ancillari ed il
conseguimento di ulteriori benefici economici
per il titolare dell’impianto
13

14. Offrendo ‘a salire’ al prezzo di 350
€/MWh, nell’anno preso come esempio si
sarebbe avuto un utile di circa 36600 €,
purché:
• tutta l’energia offerta venga
acquistata;
• sia sempre possibile riacquistare la
quantità di energia che occorre per
riportare la produzione netta entro i
limiti previsti per l’incentivo
Partecipazione a MB: risultati
14

15. Perché non si fa?
Gli impianti a biogas sono, in gran parte, già tecnicamente adatti per
capacity market e MSD.
Per modulare la produzione servono, al più, piccole modifiche e
investimenti modesti.
• Un impianto biogas ha, tipicamente, un gasometro con possibilità di
accumulo di 2-3 ore (eventualmente incrementabile con un piccolo
investimento)
• La modulazione di un cogeneratore a biogas può, di norma, essere
effettuata modulando fra il 50% e d il 100%
Ma allora perché non si fa?
15

16. • DM 6 luglio 2012: accesso alla Tariffa Omnicomprensiva solo per
impianti di potenza < 1 MW. Molti impianti hanno motori di taglia
superiore, ma se superano anche per brevi periodi i 1000 kW
rischiano la perdita dell’incentivo (elevato). Di fatto si scoraggia un
utilizzo flessibile
Queste barriere decadranno a fine incentivo, ma perché aspettare?
16
Le barriere regolatorie
Gli impianti a biogas metterebbero a disposizione circa 1000 MW di
potenza controllabile, di cui il sistema ha bisogno.
Basterebbe stabilire che i 1000 kW sono non il valore istantaneo ma la
media ad es. su un anno: non riduce la produzione da rinnovabili e non
genera un aumento degli oneri in bolletta

17. PROD.
ELETTRICA
(GWh)
PROD.
TERMICA
(GWh)
ηEL
(ipotesi)
ηTH ηtot
BIOMASSA
SOLIDA 1993 5186 15% 39% 54%
BIOGAS 5404 2485 37% 17% 54%
La biomassa e la cogenerazione
Elab. RSE su dati GSE e TERNA
Solo impianti cogenerativi
Rendimento globale inferiore all’ottimo (85 ÷ 90 %) per diverse ragioni:
• Biomassa solida: funzionamento impianti anche fuori dalla stagione
di riscaldamento (effetto degli incentivi elettrici)
• Biogas: scarsa domanda termica nei pressi degli impianti
Le bioenergie consentono la cogenerazione, ma il sistema va
ottimizzato

18. Le biomasse: limitazioni, barriere
(reali o percepite)
Il costo di produzione
• più alto di altre FER (CAPEX + OPEX)
• Costo variabile ≠ zero (a differenza di sole, vento)
Qualche risposta:
• LCOE non tiene conto del valore della disponibilità / flessibilità
• Incentivazione della sola produzione è superata, consentire e
valorizzare i servizi
• Maggiore efficienza globale in CHP migliora lo sfruttamento della
biomassa, riduce l’incidenza della biomassa sui costi
• Incentivi elettrici troppo generosi distorcono il mercato, non inducono a
ottimizzare la filiera
• Nuovi modelli di business (autoconsumo elettricità e calore, anche in
Energy Communities) rendono le bioenergie economicamente sostenibili

19. Le biomasse: limitazioni, barriere
(reali o percepite)
Le emissioni locali
• Non critiche per il biogas
• Polveri, Nox  problema reale er combustione biomasse
legnose, per taglie piccole/tecnologie inadeguate
• Rendono problematica l’accettazione sociale
Risposte:
• Realizzare impianti medio-grandi (CHP > 0.5 ÷ 1 MWt, in
teleriscaldamento) al posto di combustione «domestica»
• Abbattimento polveri = problema risolto (filtri a maniche)
• NOx facilmente risolvibile

20. Le biomasse: limitazioni, barriere
(reali o percepite)
Le emissioni locali
• Non critiche per il biogas
• Polveri, Nox  problema reale er combustione biomasse
legnose, per taglie piccole/tecnologie inadeguate
• Rendono problematica l’accettazione sociale
Risposte:
• Realizzare impianti medio-grandi (CHP > 0.5 ÷ 1 MWt, in
teleriscaldamento) al posto di combustione «domestica»
• Abbattimento polveri = problema risolto (filtri a maniche)
• NOx facilmente risolvibile

21. Le biomasse: limitazioni, barriere
(reali o percepite)
Disponibilità di biomasse, uso del suolo, sostenibilità
• Biomassa legnosa  distruzione di un «pozzo» naturale di CO2 (?)
• Colture energetiche dedicate  competizione con produzioni
alimentari (?)
Risposte:
• Biomassa legnosa molto abbondante: 36% del territorio, stock cresce
del 2.8 %/annuo, sfruttato per 1/5. Possibile incremento: elettrico +
7.5 TWh (oggi 4.2), termico + 30 TWh
• Digestione anaerobica (scarti agricoli/agroalimentari, reflui
zootecnici, colture sostenibili, FORSU, fanghi) stimati 6 MLD Sm3
(equivalenti a 23 TWh elettrici)

22. Altre opzioni? Il biometano
Il DM 5 dicembre 2013 ha aperto la strada alla produzione del biometano in
Italia
• Vettore energetico equivalente al gas naturale
• Adatto a tutti gli utilizzi tradizionali per il gas naturale: riscaldamento,
cottura, cogenerazione, impieghi nell’industria, autotrazione
Il DM 2 marzo 2018 affina e modifica il
precedente e si incentiva il biometano
immesso in rete con destinazione
specifica nei
trasporti.
Migliora il trattamento per la
riconversione di impianti che già godono
di incentivo elettrico
22

23. Il biometano
Aspetti positivi:
• Efficienza: con le rese attuali, in un impianto a biogas da 100 di
energia a uscita digestore ricavo 38 EE, 17 Et. Gas naturale
sostituito:
38/0,55+17/0,9 = 84
Ugrading a biometano: circa 8% Eaux, 100 di energia biogas  92
GN sostituito
• Biometano gas rinnovabile:
De-carbonizzazione sistema gas (industria, civile, trasporti)
23

24. Con una forte penetrazione delle rinnovabili non programmabili, la gestione
ottimale della volatilità della generazione elettrica dovrà necessariamente
coinvolgere l’intero sistema energetico (elettricità, gas, calore, …), promuovendo
l’impiego di tecnologie in grado di accoppiare i diversi settori energetici.
Tipicamente, il settore di partenza è quello elettrico  Power to X (P2X).
24
E dopodomani?
La tecnologia Power to Gas (P2G) consente di
connettere il sistema elettrico con il sistema
gas, sfruttando le grandi capacità di accumulo
della rete del gas naturale per immagazzinare
l’energia intermittente prodotta dalle
rinnovabili non programmabili.

25. • Si immette il metano nella rete gas esistente, che si configura così come
un grande sistema di recupero e distribuzione dell’energia altrimenti
inutilizzzabile
25
Il Power to Gas: come funziona?
Si converte il surplus di energia elettrica immessa in
rete, in idrogeno (tramite elettrolisi). Questo può
essere utilizzato tal quale (per l’industria,
l’autotrazione, etc…) oppure,
• Si convertono H2 e CO2 in metano e acqua
(metanazione-processo Sabatier) CO2+4H2  CH4+2H2O
Poco efficiente (η=70%PCI idrolisi x 78%PCI metanazione=55%) ma perfetto
per grandi accumuli (equivalente ai pompaggi).
L’efficienza migliora se si recuperano calore e ossigeno (prodotto
dall’idrolisi)
• Si trova una fonte di CO2

26. 26
La metanazione
catalizzatore inorganico
catalizzatore biologico
• Tipicamente base nichel (meno
costoso)
• T 300-550 °C
• P 1-100 bar
• Pbs avvelenamento
• Criticità funzionamento dinamico
• Impianto complesso
• Microorganismi metanogeni
idrogenotrofi (dominio Archaea)
• T < 80 °C
• P 1-10 bar
• Robusto nei confronti delle
impurezze
• Adatto a funzionamento dinamico
• Impianto semplice

27. Un impianto P2G (elettrolisi + metanazione) accoppiato al
digestore
• Permetterebbe di valorizzare la CO2 del biogas,
massimizzando la produzione di biometano (incentivabile)
a pari biomassa in ingresso (40% CO2 CH4)
• Consentirebbe all’impianto di fornire servizi alla rete
elettrica (utile per il sistema)
• Consentirebbe di incrementare i ricavi (↑ produzione di
metano, partecipazione a MSD)
27
Il Power to Gas e l’impianto a biogas

28. Un progetto di ricerca RSE:
processo innovativo di upgrading
(biogas  biometano)

29. Principali tecnologie disponibili
Upgrading del
biogas
La scelta dipende da diversi
fattori inclusa la qualità del
biogas da trattare e quella
del biometano da produrre.
Nessuna delle tecnologie
ora sul mercato sembra
prevalere sulle altre.
Margini per miglioramenti.
Impianti commerciali tra poche
centinaia m3/h e 10 000 m3/h di
biogas.

30. acqua caldaacqua fredda acqua fredda
CH4 97% vol.
Biogas
La proposta di RSE: processo con
sorbente solido
Unità a letto fisso di tipo “batch” che attuano un
processo in continuo di cattura della CO2 grazie
al loro funzionamento alternato e sequenziale
come assorbitori o rigeneratori:
• unità concepite come scambiatori di calore a
fascio tubiero alettato con sorbente caricato
nello spazio libero (intercapedini fra le alette)
• raffreddate con acqua nella fase di
assorbimento e riscaldate in rigenerazione
• raffreddamento e riscaldamento indiretto del
sorbente senza contatto con acqua

31. La proposta di RSE: schema impianto

32. La proposta di RSE: impianto pilota
Vettore
termico
Installazione presso il Digestore Anaerobico del Centro
di Biotrattamenti di ETRA S.p.A. Camposampiero (PD)

33. 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 1000 2000 3000 4000 5000
CO2,CH4[%]
Tempo [s]
CO2
CH4
0
20
40
60
80
100
120
140
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Capacitàcattura(gCO2/kgsorbente)
Numero cicli
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 50 100 150 200 250 300 350 400
ConcentarazioneCH4(%v/v)
Tempo (sec.)
Risultati della sperimentazione in campo: zeolite 13x

34. Un progetto di ricerca RSE:
abbattimento combinato polveri/NOx
su fumi di combustione di biomassa
legnosa

35. Il problema:
Ridurre le emissioni di NOx su una caldaia a
cippato, dotata di filtri a maniche

36. Soluzione:
Modificare il filtro inserendo un catalizzatore SCR De Nox
in ciascuna mancia, su fumi già filtrati
• Ingombro modesto
• ΔP trascurabile
• Facilmente retrofittabile
• Temperatura fumi invariata
• Costi intervento contenuti

37. Risultato:

38. Grazie per l’attenzione !
luigi.mazzocchi@rse-web.it