Il “modello Ringkøbing-Skjern” per l’utilizzo del biometano

Il comune più esteso della Danimarca punta all'autosufficienza energetica, massimizzando il contributo delle fonti rinnovabili entro il 2020. A cura di Mario A. Rosato

Mario A. Rosato di Mario A. Rosato

Tecnica
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Distribuzione degli allevamenti nel territorio del Comune di Ringkøbing-Skjern in Danimarca. I cerchi indicano gruppi di piccole fattorie che conferiranno il letame in appositi Centri di Digestione Anaerobica Delocalizzati (Cdad)
Fonte foto: HMN Naturgas

Il comune di Ringkøbing-Skjern mira al raggiungimento dell’autosufficienza energetica massimizzando il contributo delle fonti rinnovabili entro il 2020, ma andando oltre agli obiettivi stabiliti nella direttiva Ue, conosciuta come “Pacchetto 20-20-20”.

Il virtuoso comune danese ha già superato, infatti, nel 2007 la quota fissata al 20% di energia rinnovabile e pertanto ha puntato ad un obiettivo molto più ambizioso: arrivare al 65% entro il 2015 e quindi coprire il  100% del proprio fabbisogno energetico entro il 2020. In questo piano strategico il biometano giocherà un ruolo chiave poiché Ringkøbing-Skjern è il comune più esteso in Danimarca, con 1.489 km2, e con la massima densità di allevamenti, ma paradossalmente  la sua produzione di biogas, che presenta un enorme potenziale, all’oggi è ancora marginale.
 
Il progetto a grandi linee
L’originalità del paradigma energetico, in controtendenza ai diktat dell’euroburocrazia e della lobby industriale dei cogeneratori a biogas, risiede nel fatto che a Ringkøbing-Skjern gli impianti di biogas non produrranno né energia elettrica e né biometano.
Il motivo è squisitamente termodinamico: la produzione decentralizzata di energia elettrica con biogas, tale come viene realizzata oggi in Italia, spreca una quota consistente del suo potenziale energetico sotto forma di calore, mentre la produzione di  biometano con iniezione in rete di alta pressione, o con accumulo a 200 bar, presenta un basso rendimento exergetico per l’irreversibilità termodinamica dei compressori. Il progetto prevede di sfruttare i 10 piccoli / medi impianti di cogenerazione a gas naturale, già esistenti nel territorio comunale e attualmente in funzione per il teleriscaldamento e l’iniezione di elettricità in rete. Il biogas verrà prodotto in 60 Centri di digestione anaerobica delocalizzati (Cdad), sfruttando l’80% dei reflui zootecnici disponibili e solo il 5% della superficie comunale arabile per le colture dedicate. I Cdad verranno messi in rete tramite  150 km di “biogasdotti”, i quali però saranno tenuti separati ed indipendenti dalla rete del gas naturale. Verranno costruite infrastrutture sotterranee, tubi di PE-HD che funzioneranno a bassa pressione (0,3 ÷  1,5 bar). Come si può apprezzare nella figura 2, il sistema è pensato per sollevare l’allevatore da tutti gli oneri che non sono di pertinenza di un’azienda agricola poiché il biogas verrà semplicemente sottoposto a deumidificazione mediante lo scambio termico con il terreno e l’eventuale  condensa residuale verrà raccolta in apposite trappole disposte lungo il “biogasdotto”.       
Allo stato attuale, le fattorie conferiscono i loro reflui nei Cdad mediante autobotti. Sono già in costruzione delle apposite condotte, che consentiranno di pompare i reflui zootecnici direttamente dalle stalle ai Cdad, evitando così agli allevatori lo spreco di energia, le emissioni di CO2 associate al trasporto su gomma e la perdita di tempo.
Il “biogasdotto” trasporterebbe il biogas grezzo agli impianti esistenti di cogenerazione ad alto rendimento, dove verrebbe desolforato  e deumidificato dell’umidità residua e quindi inviato ai motori endotermici per alimentare gli impianti comunali di teleriscaldamento e per fornire anche energia elettrica alla rete. Essendo stati progettati e costruiti anni fa per funzionare con gas naturale, gli impianti si trovano già allacciati ai gasdotti e quindi - in caso di emergenza o di semplice convenienza economica- potranno anche utilizzare il combustibile fossile o miscele di biogas e gas naturale. Gli impianti di teleriscaldamento verranno dotati anche di caldaie a cippato, per cui il mix energetico è molto variegato e l’operazione del sistema sarà dunque estremamente versatile. 
Essendo la produzione di biogas pressoché costante durante tutto l’anno, mentre le necessità di teleriscaldamento sono stagionali, è dunque prevista la produzione estiva di biometano in due impianti di upgrading centralizzati: uno da 4.500 Nm3/ora a Ringkøbing e l’altro da 2.500 Nm3/ora a Skjern. In tal modo, entro il 2020 verrà rimpiazzato fino al 75% del gas naturale attualmente utilizzato nel territorio comunale. Gli impianti di upgrading verranno alimentati con il biogas dal “biogasdotto” e nel contempo  collegati al gasdotto della rete nazionale a 40 bar, con il vantaggio di minimizzare le perdite termodinamiche che si avrebbero in caso di stoccaggio a 200 bar per uso come combustibile per l’autotrazione.
 
Figura 2: Schema della soluzione impiantistica della rete integrata di biogas–biometano–cogenerazione di Ringkøbing-Skjern 

Il cosiddetto "Modello Ringkøbing-Skjern" non comporta solo vantaggi energetici, ma costituisce anche un vincente esempio di collaborazione tra i vari portatori d’interesse, quali enti pubblici, investitori industriali, associazioni di cittadini, agricoltori e allevatori, con ricadute vantaggiose diffuse, quali: la riduzione dei costi pubblici di gestione, del carico inquinante degli allevamenti (odori, emissioni incontrollate di NH3 e CH4) e della bolletta energetica dei cittadini. L’utilizzo dei digestati è il classico spandimento come fertilizzante, con un’interessante variante rispetto al modus operandi italiano: gli impianti di digestione che non avendo una superficie agricola minima ai sensi della Direttiva Nitrati non devono pagare un terzo per il ritiro dei liquami  e né sono costretti ad affittare terreni per spanderli. In Danimarca grazie ad un mercato dell’agricoltura biologica ben radicato il digestato non viene visto come un rifiuto e quindi un onere, bensì come concime organico e quindi una risorsa, con un prezzo di mercato.
A regime, il sistema comunale del biogas dovrebbe produrre circa 25 milioni Nm3/anno di metano, ma per l’effetto combinato tra l’integrazione di biomasse da ardere, l’utilizzo di cogenerazione ad alto rendimento, l’eliminazione del trasporto dei reflui agricoli con le autobotti ed altre misure di efficientamento energetico, entro il 2020 100 milioni Nm3 equivalenti di gas naturale/anno verrebbero rimpiazzati.

Vediamo di seguito le  principali voci di costo del progetto, finanziato con 114 M€ : 
Costo degli impianti di biogas decentralizzati: 67 M€
Rete di biogas e stazioni di compressione: 25 M€
Impianto di upgrading: 7 M€
Adattamento / acquisto dei cogeneratori: 15 M€
 
La ripartizione dei costi d’investimento sorprende per il giusto equilibrio fra pubblico e privato: il 10% a carico del Comune, il 40% a carico di investitori industriali privati, il 10% di sovvenzioni statali, il 5% di contributo dell’UE, il 10% da fondi di capitale vari e il restante 25% è a carico di privati cittadini. Quest’ultima proporzione è un indicatore della grande differenza culturale fra gli abitanti del Baltico e quelli del Mediterraneo: mentre da noi gli impianti di biogas sono perlopiù investimenti speculativi – contro i quali insorgono numerosi i “comitati del no” per una loro intrinseca componente di iniquità sociale - in Danimarca la popolazione locale beneficia - oltre che delle riduzioni dei prezzi delle bollette energetiche - anche della possibilità di investire i propri risparmi in un progetto di sviluppo sostenibile, di gran lunga più redditizio e meno rischioso di un fondo di pensioni o dell’acquisto di Bot.  Inoltre, il Comune di Ringkøbing–Skjern stima che il progetto in questione, quando sarà a regime,  genererà 1.500 posti di lavoro stabili.
 
Qualche critica alle scelte progettuali
Sebbene il progetto di Ringkøbing –Skjern ci sembri un paradiso di razionalità e sostenibilità, alcune delle scelte progettuali appaiono dettate dal “business as usual” e potrebbero sicuramente essere migliorate. Ad esempio, il sistema di deumidificazione del biogas in entrata ai centri di cogenerazione e alle centrali di upgrading rispecchia il classico approccio degli impianti di biogas “alla tedesca”, come si può apprezzare nella figura 3. Sebbene il doppio chiller con scambiatore di calore a flussi incrociati garantisca una migliore efficienza termodinamica rispetto alle soluzioni a singolo chiller, diffuse nel nostro paese, sarebbe stato più razionale un sistema di deumidificazione “all’americana”, cioè basato sull’adsorbimento dell’umidità, in un letto di silicagel, con rigenerazione di quest’ultima mediante il calore residuo dal gruppo di cogenerazione.
 
Figura 3: Sistema di deumidificazione del biogas basato su doppio chiller elettrico con recuperazione di calore
 
Le specifiche tecniche dei 60 Cdad che verranno costruiti a partire dal 2016 sono le seguenti:
Alimentazione liquami zootecnici: 200 t/giorno
Alimentazione colture dedicate: 25 t/giorno
Produzione di biogas: 2.500.000 Nm3/anno
Volume del digestore: 9.000 m3
Temperatura di processo: 52 ºC
Sanitizzazione: 52 ºC per 6 ore
 
Analizzate con un po’ di dettaglio,  le suddette specifiche destano qualche perplessità:
  • La scelta di un processo monostadio termofilo ci appare un po’ naif, in quanto è ormai dimostrata la maggiore stabilità del processo a doppio stadio mesofilo-termofilo.
  • Il volume di digestione è un po’ al limite: pur ammettendo la digestione termofila e considerando il carico volumetrico di progetto, i 9.000 m3 basterebbero per garantire un tempo di ritenzione pari a soli 20 giorni.
  • Non è specificato quale sia il volume di accumulo.
  • Se la temperatura di processo è di 52ºC e dal carico volumetrico si desumono 20 giorni di ritenzione, risulta pleonastico definire 6 ore alla stessa temperatura come post-trattamento di sanitizzazione o disinfezione.
  • In un paese dal clima rigido come la Danimarca, il funzionamento dei digestori a 52 ºC comporta un notevole spreco di calore, nonché una complessità impiantistica notevole per garantire l’uniformità di temperatura (± 1ºC) che i sensibili metanogenici termofili richiedono.
  • Non è nemmeno chiaro come intendano riscaldare i digestori, poiché non è prevista l’installazione di alcun cogeneratore nei Cdad. 
Per quanto riguarda le due centrali di upgrading, dalle informazioni pubblicate nei vari siti ufficiali degli stakeholders, non è chiaro quale sarà la tecnologia adottata.
Infine, la scelta di dedicare una - seppur minima - superficie alle colture dedicate, invece che utilizzare la Forsu (frazione organica dei rifiuti solidi urbani) come co-substrato della digestione anaerobica, sembra piuttosto il prezzo che i danesi hanno dovuto pagare alla casta euroburocratica (o forse alle lobby dei rifiuti?), la quale sembra non voler capire che l’utilizzo della Forsu negli impianti di biogas può rappresentare un’ottima opportunità per una gestione dell’agricoltura più razionale, nonché per la lotta al cambiamento climatico.

© AgroNotizie - riproduzione riservata

Fonte: Agronotizie

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Tag: biogas bioenergie tecnologia

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