Conversione di un impianto di biogas con cogenerazione in impianto di biometano (retrofit): passo dopo passo

Il retrofit di un impianto di biogas consiste nel trasformare un impianto con motore di cogenerazione (CHP) in impianto di biometano aggiungendo pretrattamento, upgrading, compressione, stazione di immissione e allacciamento alla rete; i digestori, gli stoccaggi e parte dell'infrastruttura restano. Un impianto di biogas con potenza elettrica di 1 MW produce in genere circa 450–500 m³/h di biogas, ossia circa 250 m³/h di metano, che dopo l'upgrading danno circa 250 m³/h di biometano (circa 2,5 MW di potenza chimica). Le questioni chiave riguardano il bilancio termico, gli incentivi, l'allacciamento e l'economia.

Passo 1: bilancio del biogas

Dai dati dell'impianto stabilisci la produzione reale di biogas (m³/h) e la composizione (CH₄, H₂S, O₂, N₂). Esempio: una potenza elettrica di 1 MW con rendimento elettrico del 40% significa una potenza chimica del combustibile di 2,5 MW. Con un'energia di 5,5 kWh/m³ di biogas si ottengono 455 m³/h di biogas, ovvero circa 250 m³/h di CH₄ (55%). Dopo l'upgrading con slittamento dello 0,5% si formano circa 249 m³/h di metano e, con una purezza del 98%, circa 254 m³/h di biometano. Produzione annua (8000 h): circa 2,0 milioni di m³, ovvero circa 20 GWh.

Passo 2: calore per la digestione

Il motore CHP forniva calore anche per il riscaldamento dei digestori (mantenimento di circa 38–42°C in regime mesofilo), in genere da una decina a qualche decina di punti percentuali del calore del motore. Dopo lo spegnimento del CHP occorre sostituirlo con:

• una caldaia a biogas (brucia circa alcuni punti percentuali dell'energia del gas, fino a una decina),
• una caldaia a biomassa,
• una pompa di calore (elettricità),
• calore di scarto dell'upgrading o della compressione,
• il mantenimento parziale di un'unità CHP più piccola.

Il fabbisogno di calore dipende dalla temperatura invernale, dall'isolamento e dalla carica, quindi richiede calcoli. La soluzione scelta influisce sul bilancio delle emissioni e sul volume di biometano venduto.

Passo 3: tecnologia di upgrading

La scelta è descritta in un articolo a parte (matrice decisionale). Su piccola scala (250 m³/h di biometano) si usano spesso membrane o PSA containerizzati. È necessario un pretrattamento (desolforazione, essiccazione, carbone attivo), progettato per l'effettiva composizione del biogas. Se la desolforazione biologica introduce aria, occorre considerare ossigeno e azoto nel biometano.

Passo 4: rete e allacciamento

Inizia con la richiesta delle condizioni di allacciamento, l'analisi della capacità di assorbimento e della pressione. Con un impianto piccolo (250 m³/h) la rete locale a media pressione può avere problemi di assorbimento estivo, quindi valuta varianti (compressione inversa, collegamento a una rete a pressione più alta, bioCNG). Pianifica una stazione di immissione con misura di qualità e quantità.

Passo 5: incentivi e contratti

Verifica quali contratti e sistemi di incentivo si applicano all'impianto attuale (tariffe fisse, premi, aste, contratti di vendita dell'energia) e quali sono le conseguenze della loro cessazione o della modifica dell'oggetto dell'attività. In molti sistemi la cessazione della produzione di energia elettrica può comportare la perdita dei diritti o l'obbligo di restituire gli incentivi, perciò chiedi il parere di un legale e del regolatore. L'impianto di biometano ha un diverso modello di ricavi (gas, garanzie di origine, eventuali premi per il carburante per i trasporti).

Passo 6: autorizzazioni

La modifica della tecnologia può richiedere la modifica delle autorizzazioni ambientali ed edilizie, intese con l'Ufficio per la vigilanza tecnica (Urząd Dozoru Technicznego, UDT), l'aggiornamento della documentazione antiesplosione e valutazioni d'impatto (comprese le emissioni dell'off-gas). Verifica inoltre l'autorizzazione integrata o altre decisioni relative all'esercizio.

Passo 7: calcolo economico

Esempio illustrativo: nuovo CAPEX per upgrading, stazione e allacciamento 18 milioni di PLN (ipotesi), OPEX aggiuntivo 2,2 milioni di PLN/anno (energia, assistenza, certificazione), assenza di ricavi da energia elettrica e calore (dal CHP esistente), nuovi ricavi dalla vendita di 20 GWh di biometano. Con un tasso di interesse dell'8% e un periodo di 12 anni (coefficiente della rata annuale circa 0,1327) la rata annua di capitale è di circa 2,4 milioni di PLN, e il costo aggiuntivo è di circa 4,6 milioni di PLN all'anno, ovvero 230 PLN/MWh di biometano – oltre ai costi attuali di substrati e gestione. Confronta con i ricavi persi da elettricità e calore. I numeri sono ipotizzati; il calcolo va eseguito sui propri dati.

Passo 8: cronoprogramma

Cronoprogramma tipico: analisi preliminare (1–3 mesi), condizioni di allacciamento (alcuni mesi), progetto e autorizzazioni (6–12 mesi), fornitura delle apparecchiature (6–12 mesi), montaggio e avviamento (alcuni mesi). Il tutto può richiedere da 1,5 a 3 anni.

Sintesi

Il retrofit permette di sfruttare l'infrastruttura esistente, ma richiede di sistemare le questioni di calore, incentivi e allacciamento. Un'analisi ben preparata permette di valutare se il cambio del modello di ricavi sia conveniente.