La drammatica situazione in Ucraina e le ritorsioni della Russia sulle forniture di gas hanno messo in evidenza per l'ennesima volta come la classe politica italiana sia stata miope nella sua strategia energetica degli ultimi venti anni. Oggi paghiamo le conseguenze delle lungaggini legislative e dei ritardi nella costruzione di nuovi impianti, frutto delle posizioni ideologiche dei "no biogas" e dei partiti politici che attingono ai loro voti. Anche la "overregulation" di Bruxelles, di per sé asfissiante, si sovrappone alla proverbiale capacità dei burocrati italiani di complicare ulteriormente le cose con le loro bizzarre interpretazioni della normativa, risultando di fatto nella paralisi di ogni iniziativa.
In un recente comunicato stampa, la Wba, l'Associazione Mondiale del Biogas, ha messo in evidenza come l'applicazione della digestione anaerobica al trattamento dei residui organici abbia il potenziale per dimezzare le emissioni antropogeniche di metano su scala globale. Lo scorso 9 marzo, la Commissione Europea ha presentato il Piano REPowerEU per ridurre la dipendenza dal gas russo, prendendo atto che il settore del biogas è pronto a produrre 35 miliardi di metri cubi entro il 2030. Entro il 2050, il potenziale europeo può crescere ben oltre i 100 miliardi di metri cubi e coprire così il 30-50% della domanda di gas comunitaria. Secondo un comunicato del Consorzio Italiano Biogas (Cib), rimuovendo alcuni limiti burocratici, gli impianti agricoli esistenti potrebbero garantire un incremento di produzione di 600 milioni di metri cubi di biogas nel mix energetico (pari a circa il 15% dell'attuale produzione) da destinare al mercato elettrico. L'immediata applicazione delle misure previste dal Pnrr potrebbe garantire la produzione di oltre 4 miliardi di metri cubi di biometano al 2026, pari a circa il 30% dell'obiettivo del nostro Governo di sostituzione delle forniture di gas naturale importato dalla Russia.
Per poter ridurre le importazioni di gas nel più breve tempo, non basterà costruire nuovi impianti. L'azione più immediata per avvicinarci a tale obiettivo consiste nell'aumentare l'efficienza degli impianti esistenti.
Il potenziamento della produzione di biogas richiede due miglioramenti del processo, spesso in mutuo contrasto:
- Aumentare l'attività biologica, in modo da produrre più metano con lo stesso volume di digestione. Questo significa aumentare il carico organico specifico, ma inevitabilmente comporta la riduzione del tempo di ritenzione idraulica e quindi dell'efficienza di conversione in metano della biomassa. Per digerire più biomassa in meno tempo, ma senza perdere efficienza di digestione, bisogna aumentare il tasso metabolico dei batteri, e/o la loro popolazione, ovvero aumentare la temperatura del digestore e/o la concentrazione dell'inoculo. Qualunque sia la tecnica scelta, la cosa più difficile nella pratica è mantenere il giusto equilibrio ecologico fra le migliaia di specie di batteri che costituiscono la flora dell'inoculo.
- Aumentare la digeribilità della biomassa, producendo più metano con la stessa quantità di alimentazione. Esistono diverse strategie per raggiungere questo scopo: pre trattamenti enzimatici, pre trattamenti fisici (macinazione spinta, sonicazione, cavitazione, eccetera), pre trattamenti chimici (acidi, alcalini, solventi organici) e infine, pre trattamenti termici (pastorizzazione, bollitura, steam explosion, termoidrolisi).
L'efficacia delle varie strategie è difficile da prevedere: dipende in primis dalle biomasse di alimentazione, e in parte anche dalla tecnologia dell'impianto. Inoltre, l'efficacia non sempre è abbinata all'efficienza. Spesso l'aumento di produzione di metano ottenibile con una modifica al processo non giustifica la domanda d'energia o di prodotti di tale modifica. Bisogna però osservare che la letteratura scientifica spesso contiene errori di valutazione dell'efficienza di processo. L'errore più frequente è valutare l'efficienza di un processo applicando solo il primo principio della termodinamica, senza considerare il secondo. Per evitare di entrare in argomenti troppo tecnici, è utile ricorrere ad una comparazione contabile: se consideriamo le diverse forme di energia (calore, lavoro meccanico, elettricità, eccetera) come valute, il primo principio della termodinamica stabilisce la "libera conversione delle valute", cioè la possibilità di convertire una forma d'energia in un'altra. Il secondo principio, però, stabilisce il "tasso di cambio" fra le valute, cioè l'efficienza massima (teorica) di conversione. Quando si converte una valuta in un'altra, la banca o l'agenzia di cambio applica una commissione, per cui ogni cambio di valuta comporta un costo. Allo stesso modo, i macchinari e i processi di conversione energetica hanno sempre attriti e irreversibilità di trasformazione, per cui l'efficienza reale è sempre minore di quella teorica e quindi una frazione dell'energia iniziale viene inevitabilmente persa.
In un ipotetico processo che utilizzi calore a bassa temperatura, calore ad alta temperatura, elettricità e lavoro meccanico, l'analisi dell'efficienza complessiva richiede di dare a ciascuna di queste forme di energia il giusto peso. Nella nostra analogia contabile, l'elettricità equivale agli euro, il lavoro meccanico ai dollari, il calore ad alta temperatura ai franchi svizzeri ed il calore a bassa temperatura alle rupie. Tale scelta non è arbitraria né casuale, perché rispecchia effettivamente le differenze di "qualità" fra le diverse forme di energia. Come si colloca il metano in questa analogia? A prescindere che sia fossile o "bio", il metano è un vettore energetico, cioè una certa quantità di energia "impacchettata" in una unità di massa o di volume. Si può trasportare o stoccare per produrre calore ad alta temperatura quando serve. Nella nostra analogia contabile, 1 m3 di metano equivale ad un titolo al portatore in franchi svizzeri.
La digestione anaerobica: un miracolo termodinamico
La digestione anaerobica ci consente di produrre metano investendo calore a bassa temperatura. È noto che aumentare la temperatura del digestore aumenta la capacità produttiva dell'impianto. Il motivo è che il metabolismo dei batteri diventa più veloce, quindi il tempo per digerire una data quantità di biomassa si accorcia, e quindi un dato volume di digestione è capace di digerire più biomassa per unità di tempo, producendo più metano. Esiste abbondante letteratura sulla digestione termofila, rimandiamo il lettore ad uno dei più recenti studi (1) per approfondimenti.
Tipicamente, la digestione termofila (50°C) tende a produrre un biogas con maggiore tenore di CH4 e meno CO2, ed il tempo di digestione si accorcia, dai soliti trenta giorni a venti giorni (Foto 1). Il Bmp residuo del digestato è minore, il che significa una maggiore efficienza di conversione della biomassa in biogas se il carico organico del digestore si mantiene costante. È il caso della prova riportata nella Foto 1.
Foto 1: Comparazione fra la produttività di due digestori continui a scala pilota, operanti in termofilia e mesofilia e alimentati con letame bovino. Si osserva che dal quarantesimo giorno in poi, l'ecosistema batterico di ogni digestore raggiunge un equilibrio ecologico, e la produttività del digestore termofilo diventa nettamente maggiore di quella del mesofilo
(Fonte foto: 1)
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In termini di Bmp misurato in laboratorio, le differenze fra digestione termofila e mesofila sono irrilevanti. Ad esempio, lo studio citato prima riporta i Bmp di tre campioni di letame indicati nella Tabella 1. Si osserva che le differenze fra le medie sono nulle, o comunque dello stesso ordine di grandezza delle incertezze di prova.
Tabella 1: Bmp di tre campioni di letame, misurati ciascuno a 35°C e 50°C
(Fonte foto: 1)
Nb. Valori arrotondati dall'autore, in quanto i decimali riportati nel paper sono irrilevanti perché l'incertezza è dell’ordine delle decine (Norma UNI CEI 70098-3:2016, 2)
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Un vantaggio addizionale della termofilia, importante per gli impianti di trattamento dei rifiuti ma poco rilevante per quelli agricoli, è la capacità di igienizzazione riconosciuta dal Regolamento (UE) 2019/1009 (3), relativo ai fertilizzanti (4).
Purtroppo, non tutti gli impianti di biogas possono passare facilmente da mesofilia a termofilia. In alcuni casi, le dispersioni termiche del digestore impediscono di superare i 45°C, specialmente in inverno. Un altro prezzo da pagare per l'operazione in termofilia è la minore biodiversità dell'ecosistema batterico, che si traduce in una maggiore sensibilità del digestore ai cambiamenti bruschi di temperatura o della sua dieta.
L'alternativa all'operazione in termofilia proviene da un recente studio svedese (5). I ricercatori hanno campionato digestato da dieci impianti diversi, e misurato il Bmp di ciascuno dopo tre trattamenti termici diversi: 55°C durante 24 ore, pastorizzazione a 70°C durante un'ora, e infine venti minuti di Thermal Hydrolysis Process (Thp), ovvero un trattamento a 165°C e 8 bar. Contrariamente a quanto ci si aspettava, il trattamento di pastorizzazione è quello che dà i migliori risultati nel caso dei digestori agricoli (Foto 2).
Foto 2: Effetto dei vari trattamenti termici sulla produzione specifica di CH4 del digestato agricolo (in Nml di CH4/litro di digestato t.q.)
(Fonte foto: 5)
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Purtroppo il rigoroso lavoro dei ricercatori svedesi presenta una pecca nell'analisi dell'efficienza del processo. L'energia termica necessaria per riscaldare 1 m3 di digestato dai 38°C iniziali fino a 70°C è pari a 38,5 kWh (vero). La quantità di metano extra che si può ricavare dal digestato pastorizzato durante la sua permanenza nella vasca di stoccaggio è di circa 0,6 Nm3/tonnellata t.q., che in termini di Potere Calorifico Inferiore (Pci) corrispondono a 6,1 kWh (vero).
I ricercatori concludono dunque che la pastorizzazione del digestato non sia conveniente perché consuma più energia di quanta ne produce in più (falso!). Il fatto è che non hanno tenuto conto delle equivalenze termodinamiche. Per facilitare la comprensione, riformuliamo il bilancio nei termini della nostra analogia contabile: è buon affare spendere 38,5 rupie per avere un assegno circolare di 6,1 franchi svizzeri? Nel mondo finanziario sarebbe un affare d'oro (al cambio odierno, con 38,5 rupie si comprano solo 47 centesimi di franco). Nel mondo energetico, la quantità di energia elettrica che si potrebbe generare (teoricamente!) da 1 m3 di acqua calda a 70°C è di circa 0,07 kWh, ma nella pratica sappiamo che è tecnicamente impossibile recuperare alcunché. Per contro, con 0,6 Nm3 di CH4 un generatore convenzionale è in grado di produrre 0,24 kWh. Il guadagno è marginale per un impianto alimentato a silomais, ma decisamente più interessante per gli impianti alimentati con solo reflui zootecnici.
Conclusioni
In Italia sono in funzionamento 1.699 impianti di biogas agricoli (dati Gse, Gestore dei Servizi Energetici, 2019) di cui la quasi totalità è del tipo a cogenerazione. Solitamente, la potenza termica di tali impianti eccede il fabbisogno, per cui esiste un largo margine per attuare un miglioramento di processo ricorrendo ai pre e post trattamenti termici. Basterebbe collocare uno scambiatore di calore fra il digestore e la vasca di stoccaggio di digestato, collegato al circuito acqua calda del cogeneratore. La presenza di un pastorizzatore nell'impianto aprirebbe la porta all'utilizzo di residui di macellazione (sottoprodotti di origine animale di categoria III), biomasse dall'altissimo Bmp ma attualmente poco utilizzate, più che altro per la complessità dell'iter burocratico.
Sarebbe dunque possibile aumentare la produzione di energia da biogas attuando solo piccole modifiche agli impianti esistenti. Ironia della sorte: la classe politica che oggi vorrebbe spingere l'acceleratore per renderci indipendenti dal gas russo è la stessa che, solo per guadagnare qualche manciata di voti fra i complottisti ed i praticanti della cultura del no, ha da sempre frenato lo sviluppo della più sostenibile fra le fonti di energia rinnovabile.
Riferimenti normativi e bibliografici
(1) Veronica Moset, Morten Poulsen, Radziah Wahid, Ole Højberg and Henrik Bjarne Møller; Mesophilic versus thermophilic anaerobic digestion of cattle manure: methane productivity and microbial ecology; Microbial Biotechnology (2015) 8(5), 787–800 ; doi:10.1111/1751-7915.12271.
(2) Norma UNI CEI 70098-3:2016: Incertezza di misura - Parte 3: Guida all'espressione dell'incertezza di misura.
(3) Regolamento (UE) 2019/1009 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che stabilisce norme relative alla messa a disposizione sul mercato di prodotti fertilizzanti dell'Ue, che modifica i Regolamenti (CE) n. 1069/2009 e (CE) n. 1107/2009 e che abroga il Regolamento (CE) n. 2003/2003. Testo in Italiano in questa pagina.
(4) Piero Mattirolo, Biometano da rifiuti, Editoriale Delfino, 202.
(5) E. Nordell, A. Björn, S. Waern, S. Shakeri Yekta, I. Sundgren, J. Moestedt, Thermal post-treatment of digestate in order to increase biogas production with simultaneous pasteurization, Journal of Biotechnology, Volume 344, 2022, Pages 32-39, ISSN 0168-1656.
Per approfondimenti sulla situazione legislativa (in ordine cronologico inverso)
Basta glicerolo negli impianti di biogas - Prima Parte
Basta glicerolo negli impianti di biogas - Seconda Parte
Quale futuro per le bioenergie nella prossima legislatura?
I "comitati del no" ed il vademecum biogas e biomasse
Il punto della situazione sul Decreto Effluenti
Per approfondimenti sul primo punto dell'elenco puntato
Come selezionare l'inoculo per l'impianto di biogas - Prima Parte
Come selezionare l'inoculo per l'impianto di biogas - Seconda Parte
Come selezionare l'inoculo per l'impianto di biogas - Terza Parte
Prodotti chimici "speciali" per impianti di biogas: il nichel
Prodotti chimici "speciali" per impianti di biogas: l'idrossido ferrico
Additivi per la digestione anaerobica, pro e contro
Per approfondimenti sul secondo punto dell'elenco puntato
