venerdì, 14 Giugno 2024

Nel mix energetico si affaccia l’ipotesi biometano

Sommario
biometano

Trasformare l’anidride carbonica in energia Green a basso costo disponibile in ogni momento? Presto potrebbe essere realtà grazie all’impianto sperimentale di metanazione biologica, realizzato da Res Italia presso la sede operativa dell’Agenzia Sardegna Ricerche nella zona industriale di Cagliari, in un impianto di biometano.

L’infrastruttura permette infatti di immagazzinare energia elettrica a medio-lungo termine attraverso il vettore metano, prodotto da alcuni batteri che si cibano di CO2 e idrogeno. Un’innovazione che si inserisce a pieno titolo tra le tecnologie che favoriranno la transizione energetica.

«I sistemi di accumulo avranno un ruolo strategico finché non ci sarà un’infrastruttura di rete intelligente, in grado di ottimizzare in tempo reale i produttori locali di energia e gli utenti. Le batterie, nel medio-breve termine, sono una prima soluzione. Ma il problema del predominio della Cina sulle materie prime pesa, come vediamo anche nel settore delle automobili» dice Davide Bersani, Presidente di Res Italia, attiva nello sviluppo e nella promozione di applicazioni e soluzioni impiantistiche innovative basate sulla digestione anaerobica.

«La tecnologia di stoccaggio oggi in commercio non è in grado di contenere e trattenere energia elettrica sufficiente a soddisfere le nostre odierne esigenze. Servono alternative per stoccare il surplus di energia verde rinnovabile che produciamo a medio-lungo termine. A livello infrastrutturale non siamo ancora pronti a gestire e distribuire l’idrogeno in sicurezza, sebbene sia un vettore ambientale promettente a livello teorico. La tecnologia applicata nel nostro impianto sperimentale, invece, propone di fare storage usando il metano come vettore energetico invece dell’idrogeno, che rappresenta solo un passaggio del processo. Il vantaggio del biometano è che abbiamo già una rete ed è più facile da stoccare. I cambiamenti di percorso e le transizioni richiedono molto più tempo rispetto a quello che a volte si racconta. Oggi si tende un po’ a semplificare il discorso sulla transizione, poiché ha una complessità non semplice da gestire. Tuttavia, va declinata sulla base di tutte le utenze pubbliche private che oggi attingono dalla rete energia elettrica e termica. Ci troviamo quindi in un contesto sicuramente molto sfidante, ma altrettanto interessante».

Parliamo dell’impianto sperimentale in Sardegna. Come trasforma l’anidride carbonica in energia Green?

«È un processo basato sulla coltivazione biologica. Si utilizzano batteri che si alimentano con una miscela di anidride carbonica e idrogeno per produrre biometano. Ma questo tipo di conversione può essere fatta anche con un altro tipo di percorso tecnologico, non biologico, ma basato sull’utilizzo di un catalizzatore. Avviene in condizioni di processo molto più spinte a livello meccanico. Parliamo di reattori ad elevate pressioni, mentre nell’impianto sperimentale di Taranto al massimo si arriva a 70 gradi centigradi. Lo scopo è far sì che si creino le condizioni ideali per lo sviluppo di batteri che si cibano di CO2 e idrogeno, partendo dalle acque reflue di un depuratore di acque civili, pre-trattate prima di essere introdotte nel reattore che contiene un volume cilindrico. All’interno della struttura viene inserita dal basso questa miscela di carbonio e idrogeno per consentire la formazione di un flusso in bolle. È importante garantire una sufficiente superficie di scambio tra le bolle di gas, poiché è il liquido che contiene i ceppi batterici».

Quali benefici economici ed ambientali porterà questo tipo di infrastruttura?

«Una volta raggiunta la maturità a livello industriale, questa tecnologia darà un apporto importante soprattutto per i processi antropici industriali, che sono molto emissivi in termini di CO2. Infatti, si potrà intercettare il flusso invece di scaricarlo in atmosfera. Uno dei temi centrali riguarda la produzione dell’idrogeno, un processo energivoro che richiede energia elettrica per scindere le molecole d’acqua. Questo passaggio può però essere coperto con un surplus di energia elettrica rinnovabile, per esempio proveniente da eolico o fotovoltaico, fonti rinnovabili non programmabili. Una scelta che permetterebbe di sfruttare al massimo l’energia generata da queste infrastrutture, che la rete potrebbe non essere in grado di gestire. Dovrebbe infatti essere accumulata per renderla disponibile quando la domanda di elettricità è più alta, evitando sprechi. Questa tecnologia permette anche di intercettare le esigenze che hanno le aziende rinnovabili: gestire il surplus momentaneo valorizzandolo al meglio».

Quindi i vantaggi sono duplici: stoccaggio di energia e cattura di CO2?

«È un tipo di tecnologia che secondo noi nell’arco dei prossimi cinque anni prenderà piede e si svilupperà sicuramente a livello industriale, poiché offre vantaggi che oggi l’idrogeno ancora non assicura. Attualmente esistono incentivi che supportano l’investimento nell’acquisto e installazione di un modulo aggiuntivo che va a inserirsi in un impianto preesistente per trasformare il biogas in biometano. Anche qui, il nostro sistema potrebbe avere un valore, essendo un’applicazione che può arricchire il bilancio economico e anche ambientale di un impianto di biometano classico. Oggi è per lo più prodotto attraverso un processo di upgrade che rimuove la CO2 dal biogas. Anidride carbonica che viene impiegata in alcuni settori, quale il Food and Beverage. In alternativa, può essere utilizzata anche in loco, ad esempio inserendola in un impianto eolico o fotovoltaico, sfruttandoli per produrre biometano».

Qual è il potenziale più ampio di questa tecnologia, applicato ad un impianto a biometano o altri?

«Dobbiamo immaginare uno scenario in cui cominciano a esserci soluzioni commerciali industriali, che sono a disposizione di chi vuole fare un investimento. Bisognerebbe entrare un po’ più nel dettaglio del settore della produzione di energia rinnovabile Green fotovoltaica ed eolica, eventualmente anche intercettando le conoscenze di aziende che gestiscono le infrastrutture, per rendersi conto dell’impatto delle criticità che esistono oggi. Il problema principale è che la rete elettrica non è così “intelligente” da gestire l’intermittenza di questi tipi di impianti, che dobbiamo cercare di valorizzare al meglio. Anche se dovesse diventare più smart avremo sempre problemi a gestire i momenti di surplus di energia, secondo noi. Chiaramente chi produce e commercializza energia Green ha interesse a valorizzare il più possibile per evitare gli sprechi e le dispersioni sul sistema di distribuzione, che oggi purtroppo inevitabilmente ci sono. Attualmente esistono diversi impianti fotovoltaici a uso domestico che vengono già riforniti con il pacco batterie per l’accumulo.

Questo è positivo nell’ottica del consumo domestico, ma va dimensionato sulla base delle esigenze di una famiglia. Il problema riguarda soprattutto le grandi installazioni su tetto e i vecchi impianti multi Megawatt su terreno, in particolare fotovoltaici. Non sempre si riesce a far confluire l’energia Green prodotta nei giusti canali di utenza, provocando delle eccedenze generate in tempo reale. Ed è un peccato. Questa tecnologia, invece, consente di stoccarla in maniera sicura sotto forma di metano che poi si potrà gestire attraverso la rete di distribuzione. Per questa ragione, parliamo di un’innovazione strategica che potrebbe arricchire molto il comparto delle fonti energetiche rinnovabili, consentendo un’ulteriore emancipazione di questo tipo di tecnologia rispetto alle batterie».

Quali sono i costi e tempi di realizzazione dell’impianto?

«È un impianto pilota, un tipo di infrastruttura in cui siamo specializzati. Ci muoviamo principalmente in impianti di valorizzazione di sottoprodotti, veniamo dal mondo del biogas e del biometano, dei biodigestori. Tra progettazione e realizzazione siamo partiti a metà 2020, mentre la macchina è stata consegnata a fine 2021. Successivamente, è stato necessario un anno di messa a punto. Ci sono diverse criticità che vanno gestite, è uno dei sistemi più complessi mai realizzati. Abbiamo lavorato ad altri dispositivi, basati sulla metrazione biologica, con reattori leggermente diversi. Il costo si aggira tra i 400.000 e i 600.000 euro, a seconda del grado di complessità. Si possono fare prove sperimentali cercando di ottimizzare il processo biologico. L’igienificazione è un altro elemento centrale nel processo».

Quale ruolo potrebbe avere il biometano nel mix energetico del futuro?

«Le potenzialità di queste tecnologie sono molte. Tra queste spicca la capacità di copertura del fabbisogno interno nazionale di gas naturale, che negli ultimi 10 anni è aumentato. Non dimentichiamoci poi che noi in Italia abbiamo ancora un parco di autovetture a gas metano che va assolutamente valorizzato. Da un’analisi di CRPA (Centro Ricerche Produzioni Animali), il potenziale di biometano proveniente dai sottoprodotti – considerando il tesoretto dei terreni agricoli marginali, utilizzati poco per vincoli o altri impedimenti – è stimato in circa 8-10 miliardi di metri cubi. Una cifra che non è poi così piccola, perché si parla di circa 1/6 del consumo interno nazionale, che dovrebbe essere tra i 60 e i 70 miliardi di metri cubi. Ovviamente il biogas da solo non può rappresentare la soluzione del problema, però dà un contributo significativo.

Se aggiungiamo la metrazione biologica, all’origine del progetto con Sardegna Ricerche, si potrebbe dare un’accelerazione insieme alla cattura e all’utilizzo di anidride carbonica. Riteniamo che possa essere un impianto estremamente strategico, anche in termini di efficienza di consumo del metano. Tuttavia, c’è ancora tanto da fare sul settore degli sprechi. Intervenire in quest’ambito, evitando il più possibile dispersioni, aiuterebbe a diminuire il consumo di gas. Di impianti dimostrativi ce ne sono già almeno un paio operativi in Europa. Uno si trova in Danimarca dove usano ceppi batterici modificati geneticamente per essere più performanti».

In ottica di transizione ecologica, quanto è importante realizzare nuovi impianti, in particolare nel Sud Italia e nelle Isole?

«È fondamentale. Inoltre, le tecnologie illustrate potrebbero adattarsi anche a realtà disperse, con più difficoltà a gestire nla distribuzione dell’energia e le esigenze di stoccaggio stesso, rispetto ad esempio al Nord, dove ci sono indubbi vantaggi a livello infrastrutturale. In più se parliamo di un’isola, non a caso c’è l’interesse a svilupparsi in questo senso, anche nella gestione di parchi eolici».

Avete già in programma altri progetti futuri?

«Stiamo parlando con un grande gruppo colpito dall’alluvione in Emilia-Romagna. Siamo entrati in contatto in quanto intendono ottimizzare alcune sezioni impiantistiche con le quali realizzano una parte cospicua dei prodotti dell’energia e dei vettori energetici con cui coprono i consumi del sito industriale stesso dell’azienda. Possiedono al momento un impianto che genera biogas alimentato con degli affluenti dei sottoprodotti di processo della fabbrica stessa, che lavora nel comparto alimentare. Stanno valutando un progetto per inserire un metanatore biologico a fianco dell’impianto biogas per fare l’upgrading verso il biometano riutilizzando i residui dell’attività agroalimentare». ©

Articolo tratto dal numero del 15 maggio 2024 de il Bollettino. Abbonati!

📩 [email protected]. Il mio motto è "Scribo ergo sum". Mi laureo in "Mediazione Linguistica e Interculturale" e "Editoria e Scrittura" presso La Sapienza, specializzandomi in giornalismo d’inchiesta, culturale e scientifico. Per il Bollettino mi occupo di energia e innovazione, i miei cavalli di battaglia, ma scrivo anche di libri, spazio, crypto, sport e food. Scrivo per Istituto per la competitività (I-Com), Istituto per la Cultura dell'Innovazione (ICINN) e Innovative Publishing. Collaboro con Energia Oltre, Nuova Energia, Staffetta Quotidiana, Policy Maker e Giano.news.