Il Biogas Upgrading è un processo in forte ascesa: crescente è la domanda di Biometano da utilizzare come carburante per autoveicoli e da essere immesso nella rete gas dei gestori nazionali. Il Biometano, in particolare, gode di una serie di incentivi statali che, nel recepimento delle Direttive Europee, stanno sostituendo quelli precedentemente riservati alla produzione diretta di energia elettrica da Biogas.
Gli incentivi riguardano il Biometano raffinato dal Biogas ottenuto da sottoprodotti di origine agroalimentare e dalla Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano (FORSU), o umido, che in Italia costituisce il 30-40% in peso dei rifiuti solidi urbani e della quale il 60% (che non viene differenziata) è destinato alla discarica.
La raffinazione del biogas avviene mediante la separazione di CO2, che costituisce il 35-45% della composizione del biogas stesso, dal Biometano.
Varie sono le tecnologie di raffinazione presenti sul mercato, in alcuni casi eventualmente accoppiabili a delle unità di recupero, purificazione e liquefazione CO2.
La scelta del sistema che più risponde alle esigenze dei clienti non può prescindere dalla necessità di ottimizzarne le risorse a disposizione. Diventa quindi essenziale studiare la soluzione tecnologica più adeguata non solo in funzione delle migliori performance raggiungibili, ma anche in funzione di un risparmio dei consumi e delle risorse impiegate in termini di spesa di esercizio e manutenzione.
Tecnologie di raffinazione del Biogas
Si presenta qui uno studio realizzato da TPI (Tecno Project Industriale) per calcolare il Total Cost of Ownership (TCO) quale fattore determinante nella valutazione di 2 soluzioni impiantistiche alternative per l’upgrading biogas: separazione ad ammine e separazione e membrane.
Queste tecnologie rientrano tra le 5 principali offerte dal mercato industriale che per l’upgrading Biogas include anche il lavaggio ad acqua, i PSA e la separazione criogenica.
Quasi tutte le tecnologie, che sono spesso multi-stadio, coinvolgono:
1) un processo di lavaggio e purificazione nel quali vengono rimossi i componenti più pericolosi per l’impianto di separazione stesso e per le limitazioni imposte dalla rete;
2) un processo di raffinazione nel quale i gas inerti, principalmente la CO2, vengono separati per concentrare il CH4 e aggiustarne i valori energetici al valore calorifico e alla densità relativa desiderati.
Le varie tecnologie sono molto diverse tra loro e la scelta dell’una piuttosto che dell’altra dipende principalmente dalla tipologia del Biogas in ingresso, dalle specifiche del Biometano in uscita, dall’opzione o meno di voler recuperare la CO2 come by-product di raffinazione, dalle utilities disponibili presso il sito ove si deve installare l’impianto e dalle normative relative agli scarichi ambientali ammessi. In generale comunque, tutte le tecnologie sopra menzionate sono in funzione su larga scala e producono Biometano che rispetta le specifiche nazionali di immissione in rete o di utilizzo per autotrazione.
Dei 2 sistemi proposti dalla TPI:
- il sistema con separazione ad ammine rappresenta un metodo tradizionale consolidato e ben conosciuto per la separazione dei gas acidi in generale (come la CO2) da stream di vario genere (fumi di combustione, biogas, gas di sintesi, etc…)
- il sistema con separazione a Membrane è una tecnologia più innovativa che può prevedere anche il recupero dell’anidride carbonica per uso alimentare.
In particolare, si riportano di seguito le caratteristiche principali del sistema ad Ammine:
- Funzionamento a Bassa Pressione (plus)
- Calore necessario per la rigenerazione del solvente (minus)
- Smaltimento dei chemicals (MEA) necessario (minus)
- Separazione più efficiente (plus)
- Più apparecchiature (tante e piccole) da manutenzionare (minus)
E del sistema a Membrane:
- Funzionamento ad alta pressione (minus)
- CO2 compressa 2 volte (0-15 bar)
- Depurazione alta pressione necessaria (minus)
- Investimento iniziale più alto (minus)
- Sistema più semplice e innovativo (plus)
Metodologia di analisi dei costi di esercizio
Per l’analisi comparata dei 2 sistemi si è presa in considerazione una metodologia consolidata nell’ambito dell’Asset Management: il TCO (Total Cost of Ownership), normalmente utilizzato per valutare alternative di investimento per acquisto o revamping di equipment/impianti. La metodologia del TCO è alquanto appropriata poiché si tratta di impianti che generano valore più che prodotto, nel senso che la trasformazione del prodotto in valore non dipende da nessuna logica di mercato ma solo dalla necessità di produrre il più possibile per massimizzare gli incentivi statali; d’altro lato, l’unico aspetto di gestione rilevante è quello di massimizzare la disponibilità dell’impianto per massimizzare il guadagno.
Il Total Cost of Ownership è una metodologia di calcolo dei costi legati al ciclo di vita di un Asset (equipment, impianto, attrezzatura), dalla fase preliminare di design sino alla dismissione al termine della sua vita utile. Il concetto ha preso via via sempre più piede negli ultimi anni, soprattutto grazie all'avvento dei computer e ai sistemi di calcolo e analisi. In un contesto di Asset Management orientato alla generazione di Valore, il TCO rientra in un processo decisionale articolato, finalizzato a produrre dei risultati tecnico-economico-finanziari ad uso del Top Management ai fini decisionali.
Sotto forma di indici, la tecnica del TCO si può riassumere come in figura 1.
Dove i costi di progetto sono aggregabili in due macro voci:
- CAPEX: costi relativi a investimenti di capitale (attività di ingegneria, R&D e sviluppo di un asset/prodotto; attività di acquisto, produzione, costruzione e installazione di un asset/prodotto);
- OPEX: costi operativi relativi al Life Cycle o vita utile dell’asset/prodotto (costi operativi legati al consumo di utilities, materie prime, forza lavoro, manutenzione programmata in fase di budget di progetto; costi di manutenzione; costi di decommisioning).
Il confronto: ammine vs. membrane, quali vantaggi?
La nostra analisi riguarda il confronto da 2 sistemi di upgrading Biogas (ad ammine e membrane) da 800-850 Nm3/h di Biogas trattato per la produzione di 500 Nm3/h di Biometano (con o senza il recupero di CO2).
Relativamente ai costi di investimento (CAPEX), il sistema a membrane presenta un costo di investimento del 20-30% più alto rispetto al sistema ad ammine.
Per ciò che riguarda invece i costi operativi (OPEX), l’analisi distingue:
- Utilities (elettricità, vapore e acqua – azoto e aria compressa trascurabili);
- Consumables (additivi chimici e parti di ricambio);
- Risorse Umane.
La richiesta di energia del Sistema a membrane è decisamente più elevata per via della presenza del compressore Biogas (le membrane lavorano a pressioni di 10-15 barg) e si attesta intorno agli 0,25 kWh per Nm3/h di Biogas trattato; d’altra parte però, il sistema ad ammine va fornito di parecchio vapore (circa 2,5 t di vapore per Nm3 di Biogas trattato), il che porta il vantaggio energetico a favore dell’uno o dell’altro sistema a seconda dei costi specifici dell’energia.
L’analisi dei consumables (parti di ricambio e additivi chimici) richiesti per un esercizio continuo (h24, 356 giorni l’anno) evidenzia invece come il sistema ad ammine sia svantaggiato rispetto a quello a membrane, soprattutto per la necessità di utilizzare la MEA come additivo.
L’impatto più significativo sul lungo periodo è dato dai costi del personale coinvolto nella conduzione e nella manutenzione degli impianti: premesso che l’installazione dell’impianto in siti industriali già sviluppati può rendere possibile la condivisione dei costi con altri siti produttivi di stabilimento recuperando in parte i costi (es. gli operatori su turni), si evidenzia come la semplicità tecnologica del sistema a membrane (costituito per lo o più da componenti passivi che non necessitano di risorse per l’esercizio) sposta a favore di quest’ultimo la convenienza economica sul lungo periodo.
Facendo la somma di CAPEX e OPEX su un orizzonte temporale di 15 anni, fatte le seguenti ipotesi:
- 8.400 ore annue di funzionamento
- 3% di incremento annuo dei costi energetici (el-vap-H2O)
- 5% di incremento annuo dei costi dei materiali (chem-cons)
- 1% di incremento annuo dei costi di manodopera
- 10% di deterioramento impianto sui 10 anni
Si può concludere che il sistema a membrane diventa più conveniente dal 5° anno in poi malgrado il costo di investimento iniziale sia più alto del 20-30%. In generale comunque, al netto degli incentivi previsti dai decreti ministeriali, si può concludere che entrambe le soluzioni presentano un Pay Back inferiore ai 2 anni.
In conclusione, si può affermare che la tecnologia a membrane presenta le migliori opportunità di sviluppo soprattutto per la facilità di utilizzo e per la possibilità che i prezzi della tecnologia scendano; d’altra parte, il sistema ad ammine rimane la tecnologia più consolidata che, seppur non vantaggiosa sul lungo periodo per via degli alti costi di esercizio, può risultare ancora la tecnologia vincente in situazione particolari di disponibilità di utilities e/o consumables.
Enrico Bonaldi, After Sales Manager,Tecno Project Industriale SRL
