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Biometano: Benefici per il sistema e opportunità per gli investitori

    Il BiogasBiogas
    Miscela di gas prodotti in seguito ad un processo di digestione anaerobica di materiale organico di origine vegetale e animale. Alcuni batteri provvedono a decomporre il materiale organico, in ambiente privo di ossigeno, producendo una miscela gassosa formata da metano (50÷70%), anidride carbonica (35÷40%) e tracce di altri gas. Le materie prime utilizzabili sono residui agricoli, zootecnici dell’industria agro-alimentare, acque e fanghi reflui.
    per l’avvicinamento all’obiettivo di decarbonizzazione e per il contenimento della dipendenza energeticadipendenza energetica
    Rapporto tra la quantità di energia primaria importata e la quantità di energia primaria consumata . È un parametro legato alle risorse energetiche di cui dispone un Paese.
    dall’estero


    L’impiego di gas di origine rinnovabile, raffinato per poter essere utilizzato in sostituzione del metanometano
    Idrocarburo che rappresenta il costituente principale del gas naturale.
    , può consentire di cogliere simultaneamente due risultati importanti: l’avvicinamento all’obiettivo di decarbonizzazione del sistema energetico e il contenimento della dipendenza energetica dall’estero.

    Secondo i dati più recenti a disposizione circa il 75% [1] del gas rinnovabile è impiegato, nella forma di biogas [2], per la generazione di energia elettricaenergia elettrica
    Forma di energia ottenibile dalla trasformazione di altre forme di energia primaria (combustibili fossili o rinnovabili) attraverso tecnologie e processi di carattere termodinamico (ovvero che coinvolgono scambi di calore) che avvengono nelle centrali elettriche. La sua qualità principale sta nel fatto che è facilmente trasportabile e direttamente utilizzabile dai consumatori finali. Si misura in Wh (wattora), e corrisponde all’energia prodotta in 1 ora da una macchina che ha una potenza di 1 W.
    , anche in impianti di cogenerazionecogenerazione
    Processo di produzione congiunta di energia elettrica e calore utile, in cascata, che può essere impiegato per scopi industriali (calore di processo) o per il teleriscaldamento. La cogenerazione comporta un sensibile risparmio di energia primaria rispetto alla produzione separata di elettricità a calore.
    (Figura 1), mentre la caratteristica distintiva del biometano è la possibilità di essere immesso nella rete di trasporto del metano e con questo miscelato, per essere destinato a tutti gli usi del metano (uso per riscaldamento, usi industriali, usi nel trasporto, oltre alla generazione elettrica).

    Figura 1 – Elettricità prodotta da biogas in Italia (GWh)


     

    Figura 1 - Elettricità prodotta da biogas in Italia (GWh)

    Fonte: Dati statistici Terna


    Proprio nei settori diversi dal termoelettrico, dov’è maggiore l’esigenza di colmare il gap con gli obiettivi di penetrazione dell’energiaenergia
    Fisicamente parlando, l’energia è definita come la capacità di un corpo di compiere lavoro e le forme in cui essa può presentarsi sono molteplici a livello macroscopico o a livello atomico. L’unità di misura derivata del Sistema Internazionale è il joule (simbolo J)
    rinnovabile, risiedono le prospettive migliori per l’utilizzo del biometano. Nel settore heating and cooling (come nel settore elettrico) l’obiettivo di energia rinnovabile al 2020 è praticamente già stato centrato, ma l’analisi dei dati storici mostra come questo risultato sia stato ottenuto prevalentemente grazie alla stima e contabilizzazione di consumi di biomassabiomassa
    In generale si identifica con biomassa tutto ciò che ha matrice organica ad eccezione delle plastiche e dei materiali fossili. Come indicato nel decreto legislativo del 29 Dicembre 2003 n. 387, per biomassa si intende ” la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonchè la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani “. Ciò che accomuna le diverse tipologie di biomassa è la presenza di carbonio che mette a disposizione un elevato potere calorifico eventualmente sfruttabile per fini energetici.
    precedentemente fuori bilancio; il perseguimento del target 2030 per questo settore richiederà uno sforzo ben superiore rispetto a quanto realizzato per la prima scadenza. Nel settore trasporto lo stesso obiettivo 2020 (10%) è ancora lontano (Figura 2).

    Figura 2- Quote di energia rinnovabile sul consumo finale lordo di energia* (%)


     

    Figura 2 - Quote di energia rinnovabile sul consumo finale lordo di energia (%)

    Fonte: MSE-GME dicembre 2015


    Le principali opzioni a disposizione, non necessariamente né completamente alternative, sono l’elettricità (pompe di calore e veicoli elettrici) e il gas rinnovabile (biometano in rete o nel sistema del trasporto), in attesa del contributo di una nuova generazione di biocombustibili e biocarburanti di origine vegetale e di apparecchi per il riscaldamento a biomassa a bassissime emissioni e altissima effi cienza. Le stime sulla produzione potenziale di biometano sono piuttosto eterogenee, e dipendono dalle ipotesi sulla possibilità di attivare e rendere più effi cienti colture energetiche dedicate, sull’accessibilità dei sottoprodotti [3], oltre che dal potenzialedi frazione organica dei rifi uti solidi urbani (FORSU) ritenuta utilizzabile. In base a stime molto recenti [4], il biometano disponibile nel medio-lungo termine (2025-2030), dovrebbe valere almeno quanto l’attuale produzione nazionale di gas naturalegas naturale
    Idrocarburo che ha un’origine simile al petrolio, che si forma a partire dalla decomposizione anaerobica (cioè in assenza di ossigeno (O2) di microorganismi, attraverso processi biologici avvenuti nel corso delle ere geologiche. La composizione del gas naturale varia notevolmente a seconda del sito di formazione, ma in genere presenta un’alta percentuale di metano (dal 70 al 95 %), anidride carbonica (CO2CO2
    Gas inodore, incolore e non infiammabile, la cui molecola è formato da un atomo di carbonio legato a due atomi di ossigeno. È uno dei gas più abbondanti nell’atmosfera, fondamentale nei processi vitali delle piante e degli animali (fotosintesi e respirazione).

    ), azoto (N2) e idrogeno solforato (H2S)., ossia circa 15 Mmc/giorno, il che a livello annuo si traduce in più di 5 Gmc, cioè quasi il 10% dell’attuale domanda di gas. Al 2014, sempre facendo riferimento ai dati statistici di Terna sulla produzione di energia elettrica, il biogas era ottenuto per circa due terzi da “attività agricole e forestali”, mentre la parte restante era ottenuta da rifi uti, da deiezioni animali, e (in minima parte) da fanghi. Al 2014, sempre facendo riferimento ai dati statistici di Terna sulla produzione di energia elettrica, il biogas era ottenuto per circa due terzi da “attività agricole e forestali”, mentre la parte restante era ottenuta da rifi uti, da deiezioni animali, e (in minima parte) da fanghi. Solo quattro anni prima, il rapporto tra le fonti da cui si ottiene il biogas era inverso: solo il 20% del gas di origini rinnovabili era ottenuto da attività dedicate.

    Il collegamento degli impianti di biometano alla rete del gas naturale e il sostegno fi nanziario alla produzione del combustibile rinnovabile sono stati previsti dal legislatore nazionale nel 2011 (D. Lgs 28/2011) e defi niti con una norma di fi ne 2013 (DM 5 dicembre 2013), cui hanno fatto seguito, nel 2015 e 2016, le procedure applicative del GSE (per la qualifi ca degli impianti ai fi ni dell’incentivazione e l’erogazione degli incentivi) e le regole dell’AEEGSI in materia di qualità del biometano, connessione fi sica degli impianti alla rete, corrispettivi per l’utilizzo delle reti, responsabilità rispetto alla misura del gas immesso, e accesso al mercato gas. SNAM Rete Gas e i gestori minori della rete di trasporto hanno provveduto a modifi care i propri codici di rete in attuazione di quanto previsto dall’Autorità. Mancano ancora, invece, le regole per la connessione alla rete di distribuzionedistribuzione
    Attività di trasporto (di elettricità o di gas) agli utilizzatori finali attraverso le reti di distribuzione.
    , attività innovativa e che solleva alcune problematiche tecniche.

    In sostanza, il quadro normativo e regolatorio che consente l’immissione in rete e l’impiego del biometano, almeno per gli impianti che si collegheranno alle reti dei trasportatori è quasi del tutto completato, e i primi impianti potrebbero entrare in funzione nel 2017-2018 [5], in base ai tempi autorizzativi e realizzativi, sia relativamente ad interventi green fi eld che di revamping di impianti di biogas.

    E’ ancora da verifi care, invece, l’effi cacia del meccanismo di incentivazione proposto, che alcuni investitori hanno messo in dubbio, e che lo stesso Governo ha recentemente dichiarato di voler rivedere, rimodulando sia i tempi di realizzazione sia il valore dell’incentivo.

    Le strade percorribili per la commercializzazione del biometano e per ottenere l’incentivazione, previste dall’insieme di regole che a oggi norma il settore, sono tre.

    Cogenerazione ad alto rendimentorendimento
    In termini generali il rendimento è il rapporto tra “quanto ottenuto” in un processo e “quanto speso” per fare avvenire lo stesso processo. In termodinamica rappresenta la capacità di un sistema di convertire l’input di calore in lavoro utile. Il rendimento è un numero puro (cioè non ha unità di misura) ed è sempre compreso tra 0 e 1. A seconda dei termini che vengono messi a confronto è possibile ottenere diverse tipologie di rendimento utili a definire la bontà di un processo o di una macchina (per esempio rendimento elettrico, rendimento termico, ecc..) ma il ragionamento alla base è sempre lo stesso.

    La prima è quella dell’uso del biometano per la produzione combinata di energia elettrica e termica in impianti ad alto rendimento. Per questa opzione è previsto che il produttoreproduttore
    Secondo quanto stabilito dal decreto legislativo n. 79/99, il produttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell’impianto.
    possa accedere al regime di incentivazione riservato alla generazione elettrica rinnovabile (diversa da quella fotovoltaica), tra l’altro oggetto di recentissima revisione [6].

    Si tratta di un sistema che garantisce piena protezione rispetto ai rischi prezzo e volume per gli impianti di piccola taglia (fi no a 1 MWe), in quanto basato sull’erogazione di una tariffa onnicomprensiva. Per gli impianti di dimensione maggiore, invece, l’erogazione di un premio determinato dalla differenza tra un livello di riferimento e il prezzo di mercato dell’energia elettrica, con l’energia stessa che resta nella disponibilità del produttore, confi gura una situazione in cui i rischi di variazione dei prezzi sono parzialmente coperti [7], mentre la commercializzazione dell’energia resta è responsabilità del produttore (il quale comunque benefi cia della priorità di dispacciamentodispacciamento
    Energia elettrica:
    Attività di gestione, istante per istante, dei flussi di energia elettrica consumata e dei flussi di energia elettrica prodotta in modo da garantire un costante equilibrio tra domanda e offerta. L’energia elettrica, infatti, è un bene che non si può immagazzinare, quindi a fronte di una richiesta deve esserci necessariamente un punto di produzione in tempo reale. Queste operazioni, molto complesse, sono svolte da Terna.
    Gas naturale:
    Attività di gestione del sistema di trasporto e distribuzione del gas per rendere disponibile, in qualsiasi momento e in ogni punto della rete, la quantità di gas richiesta.
    a parità di prezzo offerto sul mercato elettricomercato elettrico
    Mercato dove si effettua l’acquisto e la vendita di energia elettrica attarverso un sistema di contratti bilaterali o attraverso la borsa elettrica. Il prezzo viene determinato dall’incontro tra la domanda e l’offerta di energia elettrica da parte dei vari operatori che vi partecipano.
    ).

    L’impiego in impianti di cogenerazione è incentivato sia se il combustibile è utilizzato nello stesso sito in cui è prodotto, sia se viene immesso nelle reti di trasporto o distribuzione del gas e successivamente prelevato: in quest’ultimo caso, per dimostrare la destinazione fi nale del biometano è richiesta la stipula di un contratto bilaterale tra produttore e gestore dell’impianto termoelettrico.

    Rispetto all’utilizzo del biogas, già ampiamente sperimentato, il biometano ha un contenuto energetico decisamente superiore: dalla combustionecombustione
    Processo chimico esotermico (ovvero che comporta sviluppo di calore) in cui il combustibile si combina con l’ossigeno presente nell’aria oppure appositamente separato (comburente). La reazione di combustione avviene previo innesco localizzato (accensione).
    di un metro cubo di biometano si ottiene molta più energia rispetto alla combustione di un metro cubo di biogas. La maggiore incentivazione ottenibile dalla più alta produzione di energia deve permettere di coprire i costi di investimento e operativi del processo di raffi nazione: ad oggi si stima che produrre energia elettrica e calore da biogas permetta di conseguire ritorni simili a quelli che deriverebbero dalla combustione di biometano.

    Immissione nella rete di trasporto o distribuzione senza specifica destinazione
    Come seconda opzione, il gas rinnovabile può essere immesso in rete anche senza specifi ca destinazione d’uso, ed in questo caso è prevista l’applicazione di uno schema che ricalca quello previsto per le rinnovabili elettriche.

     

    • I gestori degli impianti di capacità superiore a 500 Smc/h, e in via opzionale di quelli di dimensione minore (si veda il punto successivo), devono commercializzare autonomamente il biometano prodotto, ma hanno diritto a un premio, erogato periodicamente dal GSE per un periodo di 20 anni, determinato dalla differenza tra il livello di riferimento di 57.04 €/MWh [8] e il prezzo medio del gas registrato sul mercato di bilanciamentobilanciamento
      Servizio svolto dal gestore della rete elettrica al fine di mantenere l’equilibrio tra l’energia immessa e quella prelevata.
      del gas naturale nel mese precedente. Così come per l’elettrico, questo regime lascia in capo al produttore il rischio volume, nel senso che questo è responsabile di trovare una controparte sul mercato. Anche il rischio/opportunità legato ai prezzi non è trascurabile: innanzitutto dipende dalla possibilità che il prezzo di vendita del biometano non sia coincidente con quello registrato sul mercato nel mese precedente, in particolare se il primo fosse maggiore del secondo, il produttore otterrebbe un ricavo superiore al livello di riferimento; in secondo luogo, dipende dalla presenza di coeffi cienti moltiplicativi della quota parte del ricavo che il produttore riceve dal GSE (quota “incentivo”), variabili secondo la taglia dell’impianto e il tipo di input nel processo di digestione anaerobica per la produzione di biogas: ad esempio, quanto minore è il prezzo di mercato, tanto maggiori sono la quota incentivo e l’impatto dei coeffi cienti moltiplicativi, e perciò il ricavo complessivo.
    • I gestori degli impianti di dimensioni minori di 500 Smc/h possono cedere il gas al GSE, che si occupa della sua commercializzazione sul mercato, ottenendo una tariffa onnicomprensiva, pari a 57.04 €/MWh per 20 anni. In questo caso il rischio volume/controparte è nullo, mentre per quanto concerne i prezzi permane un basso livello di rischio legato all’applicazione dei coeffi cienti moltiplicativi già citati alla “quota incentivo” della tariffa onnicomprensiva.
    • I gestori di impianti oggetto di interventi di rifacimento e conversione di impianti che attualmente producono biogas in impianti che producano biometano sono riconosciuti coeffi cienti moltiplicativi dell’incentivo (largamente) inferiori a 1.

     

    Restando sulla seconda opzione, oltre ad aver stabilito le specifi che di qualità del gas [9], l’Autorità per l’energia ha previsto norme che dovrebbero facilitare la connessione alle reti di trasporto: sono a carico del produttore solo i costi strettamente legati alla realizzazione della connessione, e non anche quelli relativi ad eventuali rinforzi di rete, che vengono socializzati, cioè pagati da tutti gli utenti. Ai costi di connessione è, inoltre, applicata una riduzione del 20%, e ne è permessa la rateizzazione per un periodo di 20 anni.

    Non sono invece ancora state stabilite le regole per la connessione alle reti di distribuzione (generazione distribuita di gas) che potrebbe rappresentare un’opzione rilevante per buona parte degli impianti di piccola dimensione. Questa opzione prevede, in effetti, la soluzione di alcune problematiche regolatorie e tecniche, trattandosi di una fattispecie nuova: così come accaduto per la generazione distribuita elettrica, mentre le reti di trasporto sono normalmente già gestite bidirezionalmente, con punti di immissione e punti di prelievo, le reti di distribuzione sono generalmente alimentate da connessioni con le reti maggiori e prevedono solamente punti di prelievo. Il sistema deve essere quindi adeguato sotto i diversi aspetti rilevanti.

    Ciò vale anche per la tariffa per l’utilizzo della rete: nel caso del trasporto verrà infatti applicata una tariffa di entry in linea con quelle già applicate ai produttori di gas convenzionale e con la metodologia extry exit, in base alla quale i costi delle rete sono suddivisi tra chi immette e chi preleva dalla rete stessa. Nel caso della rete di distribuzione i costi continueranno ad essere coperti dai titolari dei punti di prelievo, in quanto l’Autorità ha stabilito che l’utilizzo della rete per l’immissione di biometano non sarà oneroso. Ciò appare coerente con il fatto che l’immissione di gas nella rete di distribuzione ridurrebbe il carico trasportato verso i consumatori, cosicché la generazione distribuita non comporterebbe costi aggiuntivi per la rete, almeno fi n tanto che l’immissione non arrivasse a superare i prelievi [10].

    Infine, secondo le prime direttive sull’accesso al mercato per il GSE, potenziale intermediario per i piccoli produttori, sono previsti requisiti di partecipazione (es. garanzie fi nanziarie) più leggeri di quelli previsti per gli altri operatori. Tuttavia in questo caso, oltre alle già citate regole di connessione e trasporto, devono essere ancora defi nite alcune regole di partecipazione al mercato, quali ad esempio il punto di ritiro del gas da parte del GSE e il trattamento degli oneri di bilanciamento. Dettagli tecnici ma importanti anche ai fini delle defi nizione dei ricavi e dell’operatività dei produttori. Nel caso di impianti a mercato la defi nizione di queste regole è lasciata alla libertà contrattuale delle parti.

    Impiego nel trasporto
    La terza strada è quella dell’impiego del biometano nel settore del trasporto. Anche in questo caso il mercato di destinazione può essere raggiunto ricorrendo o meno alle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale. In ogni caso è richiesto un contratto bilaterale a garanzia dell’impiego fi nale del biometano. Il sistema di incentivazione, però, è radicalmente differente: il biometano ceduto è valorizzato a condizioni di mercato, e ai soggetti che lo immettono al consumo sono riconosciuti certifi cati negoziabili (CIC) in numero commisurato alle quantità espresse in energia, e per un periodo pari a 20 anni, con l’applicazione di un coeffi ciente moltiplicativo per il gas che ha origine dalla FORSU (cosiddetto “double counting”). La domanda di CIC è esercitata dai distributori di carburanticarburanti
    Sostanze solide, liquide o gassose, di origine naturale o derivanti da processi industriali, contenenti carbonio e idrogeno, che, se bruciate, sviluppano calore in base al loro “contenuto energetico” (potere calorifico).
    , obbligati a presentare annualmente un numero di certifi cati pari ad una specifi ca quota di benzina e gasoliogasolio
    Prodotto derivante dalla distillazione del petrolio greggio. Viene utilizzato soprattutto per alimentare motori Diesel oppure negli impianti di riscaldamento civile. Nei motori Diesel, detti anche ad accensione spontanea, il gasolio viene iniettato nel cilindro dove trova aria molto compressa (anche 40 volte la pressione ambiante). Per poter essere impiegato nei motori il gasolio deve avere determinate caratteristiche, per esempio una buona capacità di accensione (soprattutto alla basse temperature) e un opportuno potere lubrificante.
    immessi in rete nell’anno precedente. Questo obbligo è fi nora fi ssato in coerenza con il target 2020 di energia rinnovabile nel trasporto. La terza opzione è, perciò, quella che lascia in capo al produttore o al suo intermediario il maggior rischio e simultaneamente le maggiori opportunità di ritorno economico, in particolare sul fronte del ricavo unitario, incerto sia per quanto concerne la quota energia, sia per quanto concerne il valore dell’incentivo, quest’ultimo determinato dalla domanda e dall’offerta di CIC su uno specifi co mercato. Il mercato dei CIC è oggi molto poco liquido e trasparente (non esistono indicatori di andamento dei prezzi e tantomeno una borsa organizzata): ciò oltre a rendere incerto il ricavo atteso, ha effetti sulla fi nanziabilità dei progetti. D’altra parte, la lontananza già messa in evidenza rispetto agli obiettivi nel settore trasporto, e la riserva di una quota via via più consistente dell’obbligo di immissione all’energia ottenuta da biocarburanti di seconda generazione, nella cui defi nizione ricade il biometano prodotto da rifi uti e sottoprodotti, potrebbero sostenere i prezzi dei CIC in futuro e mantenere una forte attrattività di questa opzione di impiego del biometano.

    Una valutazione qualitativa delle tre opzioni può fornire un primo quadro dei rischi, in positivo e in negativo, di ciascuna di esse (Tabella 1). Ciò al netto, ovviamente, dei rischi e delle opportunità connessi agli specifi ci investimenti e alle caratteristiche fondamentali degli stessi, quali ad esempio i canali/fi liere di approvvigionamentoapprovvigionamento
    Insieme di attività finalizzate al reperimento dei quantitativi materie prime necessarie allo svolgimento delle attività economico-produttive di un Paese consumatore.
    degli input al processo di produzione del biogas.

    Tabella 1 – Valutazione delle tre opzioni di commercializzazione del biometano


    Tabella 1 - Valutazione delle tre opzioni di commercializzazione del biometano

    Fonte: REF-E


    La possibilità di cambiare regime, concessa per un massimo di tre volte nell’arco dei 20 anni di incentivazione, richiederà agli operatori di monitorare e formulare aspettative sugli andamenti di mercato, oltre a valutare i suddetti fattori di rischio nel momento dell’investimento e durante la sua vita utile. Inoltre, nonostante gli orientamenti di alcuni (potenziali ma prevedibili) key player del biometano siano chiari, ossia molti progetti siano al momento dimensionati per restare appena al di sotto della soglia dei 500 Smc/h, il trade-off tra avvalersi del ritiro del GSE e confrontarsi direttamente con il mercato dovrà rientrare nelle valutazioni degli investitori.

    L’esecutivo si è impegnato ad intervenire nei prossimi mesi sul decreto sull’incentivazione per migliorare l’effi cacia del sistema di incentivazione (che comunque non ha ancora trovato applicazione effettiva). Le novità potrebbero riguardare i coeffi cienti moltiplicativi, ad esempio per favorire uno switching da impiego CHP a impiego per usi termici (revamping di impianti di produzione di biogas esistenti), oppure il disegno del mercato CIC, per garantire la maggiore certezza e bancabilità degli investimenti e perseguire con decisione l’obiettivo di rinnovabili nel trasporto. Il Governo, poi, potrebbe considerare il contributo degli usi del biometano nel settore heating and cooling (che include l’impiego di energia per alimentare processi industriali diversi da quello di generazione elettrica), per ora non fondamentale, ma del tutto probabile per il post-2020.

    Infine, oltre all’indirizzo del biometano rispetto ai possibili usi, sarà importante per il decisore pubblico valutare e orientare il contributo del gas rinnovabile ai target previsti per i 3 settori (elettricità, heating and cooling, trasporto), come alternativa, anche parziale, allo sfruttamento del vettore elettrico e a quello delle altre biomasse, a valle di analisi quanto più ampie e certe dei costi e dei benefi ci delle differenti scelte.


    [1] La fonte di questo dato è EuObservER 2014.
    [2] Il biogas contiene per il 50-80% metano, mentre per il resto contiene acqua, polveri, anidride carbonica anidride carbonica
    (CO2)

    Gas inodore, incolore e non infiammabile, la cui molecola è formato da un atomo di carbonio legato a due atomi di ossigeno. È uno dei gas più abbondanti nell’atmosferaatmosfera
    Involucro di gas e vapori che circonda la Terra, costituito prevalentemente da ossigeno e da azoto, che svolge un ruolo fondamentale per la vita delle specie, perché fa da schermo alle radiazioni ultraviolette provenienti dal Sole. Essa si estende per oltre 1000 km al di sopra della superficie terrestre ed è suddivisa in diversi strati: troposfera (fino a 15-20 chilometri), stratosfera (fino a 50-60 chilometri), ionosfera (fino a 800 chilometri) ed esosfera.
    , fondamentale nei processi vitali delle piante e degli animali (fotosintesi e respirazione).e acido solfidrico. La raffinazioneraffinazione
    Insieme di processi fisico-chimici che consentono di trasformare il petrolio in combustibili con caratteristiche appropriate agli utilizzi finali. La prima fase del procedimento di raffinazione del petrolio greggio è la separazione delle componenti di diverso peso molecolare: quelle più pesanti (che hanno un punto di ebollizione maggiore e che sono destinate alla produzione di oli lubrificanti, cere, …) rimangono nella parte bassa della colonna di frazionamento, mentre quelle più leggere (tra cui benzina, GPL, jet fuel, …) risalgono verso l’alto e possono essere facilmente asportate. Successivamente si procede con altri processi (crackingcracking
    Processo chimico utilizzato nell’industria di trasformazione petrolifera per convertire le frazioni pesanti del petrolio in frazioni più leggere. Esso consiste nel rompere (dall’inglese crack)  le grosse molecole complesse di idrocarburi ad alta temperatura in presenza di opportuni catalizzatori.
    , visbreaking, reforming, …), con trattamenti di purificazione più o meno complessi e aggiunta di additivi.
    consiste proprio nell’eliminazione dell’umidità e di queste ultime sostanze.
    [3] In proposito, è stato recentemente emanato un decreto che chiarisce quali siano i sottoprodotti e a quali impieghi possano essere destinati.
    [4] Il dato riportato sintetizza le differenti valutazioni di operatori quali SNAM (Piani di sviluppo delle reti di trasporto del gas naturale) e Consorzio Italiano Biogas (position paper del 2012), oltre a quelle di centri di ricerca quali ENEA e RSE.
    [5] Il 2018 è, tra l’altro, il termine ultimo previsto dal DM 5 dicembre 2013 per poter accedere agli incentivi.
    [6] Decreto MSE 23 giugno 2016.
    [7] Il produttore rischia (in positivo e in negativo) di percepire un ricavo differente dal livello di riferimento se, ad esempio, cede l’energia attraverso un contratto bilaterale.
    [8] Questo livello corrisponde a due volte il prezzo medio di bilanciamento dell’anno 2012.
    [9] In realtà si tratta di regole provvisorie, che potranno essere oggetto di modifica una volta terminato un procedimento di definizione delle specifiche in via di realizzazione a livello comunitario.
    [10] In questo caso si creerebbero costi aggiuntivi legati alla necessità di consentire contro-flussi nelle rete di distribuzione: si tratta di un’eventualità oggi molto remota, ma che per il futuro non si può escludere.


    di Claudia Checchi e Mario Cirillo, REF-E

    Fonte: GME

     

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