INIZIATIVA IMPRENDITORIALE "PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA LNG" A. PREMESSA - Claudio Padoan
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Dr. Ing. Claudio PADOAN
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Chioggia, 30/03/2018
INIZIATIVA IMPRENDITORIALE
“PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA LNG”
A. PREMESSA
Prendendo spunto da Ricerche Industriali che intendono sviluppare le indicazioni del Consiglio
d’Europa contenute nella direttiva relativa ai “biofuels and indirect use-change (ILUC)”, accettate e
promulgate dal Parlamento Europeo nella sua Sessione Plenaria in Strasbourg del 28 aprile 2015, la
presente iniziativa, si prefigge di realizzare una struttura che:
1. a margine di frazione organica di rifiuti solidi urbani e/o scarti agricoli del mercato
ortofrutticolo,
2. di conferimento di prodotti non legati all’uso di suoli agricoli destinati all’alimentazione
umana e/o animale,
3. direttamente, usando prodotti specifici previsti come sprechi e/o residui dell’attività
agricola,
contribuirà, nel settore dei Trasporti, a raggiungere sia il target del 6% di riduzione dei gas clima-
alteranti (GHG), sia il target complessivo del 10% nella composizione di energia rinnovabile nei
relativi combustibili.
Gli sviluppi normativi in tema di tutela ambientale, tanto a livello internazionale che di singoli paesi,
e i piani di investimento annunciati da grandi operatori del settore energetico per la promozione
degli impieghi innovativi del GNL (Gas Naturale Liquefatto), fanno prevedere una crescita del
mercato del gas naturale liquefatto per i trasporti soprattutto nel segmento del trasporto stradale
pesante, nonché dei mezzi di servizio in porto.
Con il Decreto Legislativo 16 dicembre 2016 n. 257 (pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.10 -
supplemento ordinario n. 3 - di Venerdì 13 gennaio 2017 ed entrato in vigore a partire dal giorno
successivo), l’Italia ha recepito la Direttiva europea DAFI (Deployment of Alternative Fuels
Infrastructure) che, oltre a disciplinare l’utilizzo diretto del GNL negli stabilimenti, nelle reti isolate
e nei trasporti, fornisce un opportuno quadro strategico e tecnologico a livello nazionale, nella
prospettiva di un suo adeguato sviluppo nei prossimi anni.
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Il Decreto, infatti, prevede al titolo IV misure per la semplificazione delle procedure amministrative
e definisce strategiche le infrastrutture di stoccaggio di GNL allacciate o funzionali all’allacciamento
e alla realizzazione della rete di trasporto del gas naturale.
Le disposizioni del decreto, dunque, mirano a favorire la realizzazione di stoccaggi che permettano
ai distributori di GNL destinato ai trasporti e agli usi industriali di approvvigionarsi dal suolo
nazionale piuttosto che dai depositi esteri (Francia, Spagna e Belgio) come attualmente avviene.
Ad oggi, sono diversi i progetti annunciati da Nord a Sud del paese ma quelli in fase più avanzata
riguardano la realizzazione avvenuta il 21 aprile 2017 all’Interporto di Padova con il primo
distributore italiano “mono-fuel pubblico” di metano liquido in un centro intermodale, facente parte
del progetto "Gainn4Dep", iniziativa italiana per la realizzazione della rete nazionale LNG (gas
naturale metano liquefatto) per il trasporto pesante.
Contestualmente all'apertura del suddetto distributore, Iveco ha anche consegnato 20 automezzi
Stralis full-Lng ad operatore logistico, detti mezzi permettono lo stoccaggio del metano liquido in un
serbatoio a pressione e a temperature assai basse e sono dotati di un sistema in grado di convertire
il metano gassoso per poterlo utilizzare come combustibile (aumentando così l'autonomia dei mezzi
da circa 200 a 1500 chilometri.
In Italia la filiera dello “Small Scale LNG” ha trovato un punto di riferimento, incontro e discussione
nella Conferenza GNL che promuove la diffusione degli usi diretti del GNL nell’area Euro-
Mediterranea a partire dall’Italia. La Conferenza GNL è diventata una voce rappresentativa nei tavoli
di lavoro istituzionali, nelle consultazioni e nelle audizioni parlamentari nonché punto di riferimento
per il settore grazie a una costante attività di promozione, informazione e sensibilizzazione. Tra le
principali iniziative rientra l’organizzazione della conferenza e dell’expo internazionale di
riferimento per gli usi del GNL nell’area Euro-Mediterranea: la IV Conferenza GNL e la II Expo GNL
tenutasi recentemente a Napoli il 10-11 maggio 2017, da quanto suddetto, trae spunto la presente
iniziativa imprenditoriale.
L’A. d. S. P. (Autorità del Servizio Portuale) del Mar Tirreno Centrale ha pubblicato il 26 Gennaio
2018 l’avviso per recepire le manifestazioni di interesse “per la concessione, la realizzazione e la
gestione di un deposito di bunkeraggio” nello scalo di Napoli. Quanto suddetto, a seguito delle
risultanze della CONVENZIONE UNIVERSITARIA “SMART GREEN PORT” (Contratto del 26/7/2017,
durata 4 mesi; prorogato fino al 31/1/2018), di fatto, l’Autorità di Sistema Portuale del Mare Tirreno
Centrale ha ottenuto lo studio di fattibilità che conferma la possibilità di concepire per il Porto di
Napoli una soluzione già utilizzata all’estero, che, peraltro, non essendo ancora utilizzata in Italia,
viene ritenuta dalle autorità quale “soluzione innovativa”, ovvero un serbatoio di GNL galleggiante
(FSU = Floating Storage Unit), FSU da 20.000 m3, il deposito galleggiante, quindi, si considera come
una risorsa alternativa interessante nei casi di depositi costieri “small scale”, soprattutto in quei
porti -come Napoli- caratterizzati da elevati traffici e da una conformazione del sedime portuale
piuttosto ristretta, confinata in una fascia costiera delimitata dal mare e dalla Città.
Essendosi completata la fase esplorativa, l’authority provvederà a pubblicare entro il 30/09/2018
l’Avviso pubblico di gara, ovvero, una “procedura concorrenziale pubblica volta all’assegnazione
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della concessione”, questa iniziativa, debitamente supportata anche da CONFAPI Napoli -
Confederazione della Piccola e Media Industria Privata ha attivato l’aggregazione di imprenditori
idonea per le suddette finalità.
B. SINTESI DELLE STRATEGIE OPERATIVE
OGGETTO: Progetto per la realizzazione di Piattaforma Produttiva Integrata per la produzione di
GREEN LNG (Green Liquefied Natural Gas) ottenibile dalla Liquefazione di Biometano (BM) e di NG
(Natural Gas) da utilizzare, come carburante avanzato liquido (blend di metano fossile con bio-
metano) nell’autotrasporto pesante delle merci e/o trasporto navale.
Strategicamente, l’utilizzo di gas liquefatto nel comparto del trasporto consente di dare una
soluzione “eco sostenibile” nonché interessante in termini di remuneratività.
Come noto, se paragonato ad un veicolo a gasolio, un veicolo a gas è meno efficiente di un 15-20%,
a causa della minor densità energetica del gas compresso, a parità di volume, quindi, il contenuto
energetico del gas compresso è significativamente inferiore rispetto al contenuto energetico di un
combustibile liquido come il gasolio.
La soluzione possibile per migliorare l’efficienza è quindi quella di immagazzinare il gas in forma
liquefatta, gas naturale liquefatto (LNG). In questo caso il gas viene raffreddato, oltre che
compresso, per raggiungere lo stato liquido e allo stesso modo viene stoccato in serbatoi ad alta
pressione raggiungendo una densità energetica superiore. Questo fa sì che, sempre a parità di
volume, il contenuto energetico del LNG sia maggiore di quello del CNG.
Per un confronto più immediato è però necessario parlare di costo per unità di energia: in questo
caso il costo di produzione scende a 0.47-0.57 €/litro di gasolio equivalente che deve essere
confrontato con il costo del gasolio fossile pari a 0,75 €/l (escluse le tasse). In vari paesi la tassazione
sul biogas è inferiore rispetto a quella sulla benzina e sul gasolio fossile e quindi c’è un evidente
vantaggio nell’utilizzo del biometano.
C’è una buona disponibilità di veicoli a metano sul mercato Europeo anche se con evidenti differenze
da paese a paese I costi di investimento di questi veicoli sono superiori rispetto a quelli dei veicoli a
benzina o a gasolio, ma i prezzi inferiori del combustibile incidono positivamente nel bilancio
economico.
Il suddetto problema è parzialmente risolto con la produzione di gas liquefatto!
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C. SCOPO DI PROGETTO:
Il presente progetto, tenendo presente i “Principi Generali” su riportati, si prefigge di realizzare una
“PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA”, cioè una “Struttura Industriale” composta da più
impianti capaci di produrre metano con processo fermentescibile di biomasse, quali F.O.R.S.U.
(Frazione Organica Rifiuti Solidi Urbani) e/o scarti agricoli/conferimento di biomasse coltivate, non
legate all’uso di suoli agricoli destinati all’alimentazione umana e/o animale, ovvero,
“sottoprodotti”, quindi, contribuirà al raggiungimento del target del 6% di riduzione dei gas clima-
alteranti (GHG), mirando il target complessivo del 10% nella composizione percentuale di energia
rinnovabile nei relativi combustibili fossili.
D. “PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA LNG”
La Piattaforma Produttiva Integrata prevista dalla presente iniziativa imprenditoriale si compone di:
Impianti di Produzione di Biometano ubicati in aree tra di loro limitrofe;
Impianti di produzione di Biofertilizzanti per la trasformazione del Digestato in ammendante di
qualità;
Impianti di Upgrading del Biogas in Biometano;
Impianto di Liquefazione di una Miscela (Blend) di Gas costituita da gas metano fornito da
“pipeline di rete” per un Max. del 90% del totale, e da tutto il Biometano prodotto dall’impianto
di Upgrading, quest’ultimo, a sua volta, costituirà almeno il 10% in percentuale di valore
energetico del “BlendGas”. Detto impianto di liquefazione è costituito da diverse sezioni
previste per:
Il trattamento (rimozione di anidride carbonica e acido solfidrico;
Preraffreddamento;
Estrazione e frazionamento di eventuali componenti pesanti;
Liquefazione;
Stoccaggio del GNL;
Distribuzione di questo combustibile, a tutti gli effetti definibile come “Green LNG”, tramite
Virtual Pipe Line in grado di alimentare flotte pubbliche di autobus e/o flotte private di trasporto
persone e merci, con operazioni commerciali di vendita, nonché di noleggio operativo a terzi del
“kit di trasformazione dell’alimentazione dei mezzi Diesel” prima a dual-Fuel LNG /Gasolio,
successivamente, solo a LNG verde, estensibile anche al comparto navale.
Il progetto prevede, in definitiva, la realizzazione di una PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA,
completamente autonoma, costituita da impianti tecnologici capaci di produrre “LNG verde”, e da
una “VIRTUAL PIPE LINE” di distribuzione del LNG prodotto, logisticamente in grado di garantirne il
trasporto tramite truck e/o carri ferroviari dotati di ISO-Containers Criogenici e quanto relativo
all’adattamento delle flotte di automezzi di trasporto all’uso del nuovo combustibile “Green LNG”
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comprendente la Vendita e/o Noleggio Operativo di Kit di trasformazione delle motorizzazioni, da
diesel a biofuels con un target del 35% diesel + 65% LNG.
E. VIRTUAL PIPE LINE
Descrizione:
La Virtual Pipe Line sarà costituita dalla “Logistica di Trasporto e Distribuzione del LNG (trasporto su
autobotti o vagoni-cisterna ferroviari) alle Flotte di Autotrasporto”, prevista con un sufficiente
numero di appositi trattori alimentati a LNG per il trasporto di ISO-Container Criogenici carichi di
LNG. Il servizio normalmente si articolerà con lo scarico del LNG in appositi sistemi di stoccaggio
(CRIOGENIC STORAGE) di proprietà della Azienda di trasporto proprietaria della flotta, o, nel caso di
servizio a flotte più piccole, nello scarico in sito dell’ISO-Container pieno di LNG e, quindi, nel carico
di quello vuoto, con frequenza di consegna tale da permettere, in ambedue i casi, l’autonomia di
carico delle FLOTTE di autotrasporto.
La Virtual Pipe Line in alcuni casi potrà completarsi con idoneo sistema di trasformazione del LNG in
CNG, Compressed Natural Gas, costituito da Pompa Criogenica, Scambiatore di Vaporizzazione,
Buffer CNG, Dispenser CNG.
F. DEFINIZIONI
o DEFINIZIONE BIOGAS (BG)
Il BIOGAS è una miscela di vari tipi di gas composti principalmente da metano, prodotti dalla
fermentazione batterica in anaerobiosi (assenza di ossigeno) dei residui organici provenienti da
F.O.R.S.U. e/o scarti di lavorazione vegetali o animali.
La percentuale di metano nel biogas varia a seconda del tipo di sostanza organica digerita e delle
condizioni di processo, da un minimo del 50% fino all’80% circa.
o DEFINIZIONE DI BIOMETANO (BM)
Il termine Biometano (BM), normativamente, si riferisce a un biogas che ha subito un processo di
raffinazione tramite il suo trattamento in un impianto di UPGRADING, in grado di eliminare tutte le
impurità e tutti i gas nocivi, per arrivare ad una concentrazione di metano del 95% - 98%, utilizzabile
come biocombustibile per veicoli a motore al pari del gas naturale (o metano fossile).
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o DEFINIZIONE DIGESTIONE ANAEROBICA (DA)
La Digestione Anaerobica è un processo biologico naturale per mezzo del quale, in assenza di
ossigeno, la sostanza organica viene trasformata in biogas (energia rinnovabile) costituito
principalmente da metano e anidride carbonica.
I residui organici o i sottoprodotti utilizzabili per la digestione anaerobica possono avere più
origini:
F.O.R.S.U.
Scarti dell'agroindustria o scarti mercatali (ortaggi, bucce di patate, bucce di pomodoro, etc.,
ecc.),
Scarti dell'industria alimentare (farine di scarto o prodotti scaduti),
Scarti dell'industria zootecnica (deiezioni degli animali o residui provenienti dalla
macellazione delle carcasse,
Sottoprodotti vegetali, ovvero colture appositamente coltivate allo scopo di essere raccolte e
trinciate per produrre "biomassa no food", come canna comune, sorgo zuccherino,
barbabietole, alghe, ecc.
o DEFINIZIONE SOTTOPRODOTTO (SP)
Secondo il Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152, "Norme in materia ambientale" (art. 183), è
sottoprodotto (e non un rifiuto) qualsiasi sostanza od oggetto che soddisfa le condizioni di cui
all'articolo 184-bis, comma 1, o che rispetta i criteri stabiliti in base all'articolo 184-bis, comma 2.
La sostanza o l'oggetto devono soddisfare cioè tutte le seguenti condizioni (art. 184-bis):
A. La sostanza o l'oggetto è originato da un processo di produzione, di cui costituisce parte
integrante, e il cui scopo primario non è la produzione di tale sostanza od oggetto;
B. È certo che la sostanza o l'oggetto sarà utilizzato, nel corso dello stesso o di un successivo
processo di produzione o di utilizzazione, da parte del produttore o di terzi;
C. La sostanza o l'oggetto può essere utilizzato direttamente senza alcun ulteriore trattamento
diverso dalla normale pratica industriale;
D. L'ulteriore utilizzo è legale, ossia la sostanza o l'oggetto soddisfa, per l'utilizzo specifico, tutti
i requisiti pertinenti riguardanti i prodotti e la protezione della salute e dell'ambiente e non
porterà a impatti complessivi negativi sull'ambiente o la salute umana.
NORMATIVA
Il Decreto Ministeriale del 5 Dicembre 2013, cui sono già seguite le pubblicazioni delle norme
attuative, che l’hanno reso a tutti gli effetti operativo, individua le condizioni e definisce il
valore e la durata temporale degli incentivi statali concessi al BIOMETANO ricavato da
trasformazioni di SOTTOPRODOTTI risultanti dalle lavorazioni agricole/zootecniche, elencati
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in Tabella 1A e/o integrati da coltivazioni di biomasse energetiche “NO FOOD”, tra quelle
indicate in Tabella 1B, come la prima allegata al decreto stesso.
Tabella 1.A - ELENCO SOTTOPRODOTTI/RIFIUTI UTILIZZABILI
1) Sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano - Reg. Ce 1069/2009;
a) classificati di Cat. 3 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel
regolamento CE n.142/2011
b) classificati di Cat. 2 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel
regolamento CE n.142/2011)
c) Tutti i sottoprodotti classificati di Cat. 1 ed elencati all’articolo 8 del regolamento
CE n. 1069/2009 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel
regolamento CE n. 142/2011)
2) Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e
da attività forestale
3) Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali
4) Sottoprodotti provenienti da attività industriali
G. QUADRO INCENTIVANTE
Normative di interesse nazionale (comparto carburanti)
La produzione e l’immissione in consumo del Biometano (BM), anche nella forma di
Biometano Liquido (LBM), rientra in un importante quadro incentivante ventennale
disciplinato dal GSE nella recente pubblicazione del 5/8/2015 nonché dal recente Decreto
Biometano pubblicato il 02/03/2018.
L’incentivo viene accreditato al produttore/distributore attraverso l’assegnazione dei
cosiddetti C.I.C. (Certificati di Immissione in Consumo) che vengono valorizzati attraverso
l’acquisto, imposto come obbligo per legge, da parte dei distributori (ENI, API, ERG, Q8, Shell
etc.) di carburanti fossili inquinanti (gasolio, benzina etc.).
I CIC (certificati di immissione al consumo) il cui valore è fissato dal Decreto Legge del 2
Marzo 2018, premiano con il massimo dell’incentivo la produzione di Biometano per
autotrazione, che viene prodotto esclusivamente da:
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o FORSU (Frazione Organica Rifiuti Solidi Urbani) proveniente solo da raccolta
differenziata,
o Sottoprodotti di provenienza agricola, zootecnica, agroalimentare, forestale,
o Biomasse coltivate rientranti nella Tab 1B (art.8, comma 6, lettera b).
Il progetto in oggetto, rientrando esattamente nei termini di legge, accederà alla massima
incentivazione prevista, che andrà calcolata moltiplicando per 2 il numero dei CIC (Certificati
di Immissione al Consumo) obbligatoriamente acquistati dai distributori di Gas Naturale
fossile. Per quanto relativo al Biometano Liquido (BML), il decreto del 2 Marzo 2018 riporta,
testualmente, all’art. 5 comma 9: “I produttori che producono biometano nella forma liquida
(in seguito BML) con un nuovo impianto di liquefazione di biometano, pertinente
all’impianto di produzione di biometano, hanno diritto, a partire dalla data di entrata in
esercizio dell’impianto di liquefazione, come comunicata al GSE che nel merito può disporre
i relativi controlli, al rilascio da parte del GSE di un numero di CIC, valorizzati
convenzionalmente a 375,00 euro a certificato, maggiorato del 50%, fino al
raggiungimento massimo del 70% del valore del costo di realizzazione dello stesso
impianto di liquefazione del biometano e comunque entro un valore massimo di
1.200.000 euro. Tale valorizzazione avviene per ogni produttore di BML in maniera
proporzionale alla sua partecipazione finanziaria alla realizzazione dell’impianto di
liquefazione del biometano, secondo modalità definite nelle procedure applicative di cui
all’articolo 10, comma 2”
Nel 2020/2022 potranno essere necessari tra 2300 e 2500 KTEP (Kilo Tonnellate Equivalenti Di
Petrolio, quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata equivalente di
Petrolio Grezzo, (1 TEP vale circa 42 GJ) di biocarburanti sostenibili, è plausibile pensare che il
valore del CIC si attesti inizialmente intorno ad un valore compreso tra 500,00 € e 600,00 €,
inferiore comunque alla sanzione, per poi crescere intorno ai 900,00 € dal 2018 in poi.
H. PRINCIPI TECNICI E PRODUTTIVI
Il progetto, è stato elaborato secondo il principio dell’integrazione tra loro di diverse
tecnologie impiantistiche, con l’obiettivo di raggiungere la massima produzione possibile di
BIOMETANO, partendo da F.O.R.S.U. e/o matrici organiche ottenute da lavorazioni su terreni
disponibili, attualmente incolti o residuali, o comunque da scarti o da sottoprodotti raccolti
in “filiera corta”, ovvero, entro un raggio massimo di settanta chilometri, senza produrre,
alla fine del ciclo di lavorazione necessario per ottenere il BIOMETANO, materiali inquinanti
o rifiuti non riutilizzabili ma, al contrario, producendo, come scarto, dei sottoprodotti
classificabili quali Biofertilizzanti di qualità, vendibili come ammendanti o come concime
biologico ad alto valore aggiunto.
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G. DRIVERS & ECONOMICS DEL GNL NEL TRASPORTO STRADALE
L’utilizzo del GNL come combustibile alternativo al diesel si spiega sulla base della sua
sostenibilità ambientale ed economica.
La “sostenibilità ambientale” riguarda non solo le sue minori emissioni di CO2 rispetto al
diesel ma, soprattutto, la riduzione drastica degli inquinanti locali: in base a quanto
dichiarano i costruttori di veicoli pesanti alimentati a GNL in commercio, le prestazioni in
termini di emissioni sono mediamente inferiori del 50% al limite per gli ossidi NOx e
drasticamente ridotte rispetto al limite per il particolato (PM 10 e PM 2,5).
La “sostenibilità economica” è dovuta, invece, al suo minore costo a parità di contenuto
energetico, considerato che un veicolo con stoccaggio a bordo del gas allo stato liquido ha
un’autonomia pressoché analoga, in termini di percorrenza, rispetto ad un
autotreno/autoarticolato alimentato a gasolio.
Le tre tipologie di veicoli, che utilizzano metano, attualmente in commercio sono:
• Veicoli Bi-Fuel (Bi-Fuelled) – è la tecnologia più diffusa ed è utilizzata per le automobili e
veicoli promiscui alimentati a gas o a benzina. Sono equipaggiati con motore a ciclo Otto
(accensione per scintilla) e un doppio sistema di alimentazione che può funzionare sia con
gas che con benzina. Il veicolo è quindi in grado di funzionare con entrambi i combustibili.
• Veicoli dedicati a gas – sono veicoli dotati di un motore a ciclo Otto (accensione per
scintilla) ottimizzato per funzionare con il solo metano. Questa tecnologia è utilizzata spesso
nel caso di veicoli pesanti come gli autobus in sostituzione dei motori a gasolio
convenzionale.
• Veicoli dual-fuel – sono veicoli a gasolio che utilizzano un motore diesel e funzionano con
una miscela di gas e gasolio (solitamente 70% gas e 30% gasolio).
Inoltre, per una stazione di servizio che eroga GNL è sufficiente il rifornimento di 30 veicoli
pesanti/giorno perché possa reggersi economicamente.
A fronte di tali vantaggi si presentano, tuttavia, costi maggiori legati alla specifica tecnologia.
In particolare, secondo i dati forniti dai costruttori di automezzi e dagli esperti della filiera
Small Scale LNG, il prezzo di acquisto o di trasformazione di un veicolo a GNL rispetto ad un
equivalente veicolo diesel convenzionale varia da 12.000 euro a 50.000 euro. Oltre al
maggiore costo delle componenti specifiche del motore e del sistema di alimentazione,
nell’ordine di 5.000÷30.000 euro, il secondo costo più importante per un veicolo a GNL è il
sistema di stoccaggio del combustibile. Il passaggio quindi dal diesel al GNL per i mezzi
pesanti dipende, principalmente, dalla percorrenza annua chilometrica e dalla differenza di
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prezzo tra i due combustibili. I dati riportati nei documenti di supporto alla formulazione del
quadro strategico nazionale per lo sviluppo delle infrastrutture di combustibili alternativi
indicano che una differenza di costo di 0,15 euro tra il diesel (euro/litro) e il GNL (euro/kg)
rappresenta la soglia di convenienza per il trasportatore.
H. ACCORDI DI FILIERA PRODUTTIVA
Per portare a termine una corretta programmazione produttiva e finanziaria, si attiveranno
per tutte le materie prime cioè per tutte le matrici biologiche in INPUT, la garanzia della loro
disponibilità, comprovata o asseverata da contratti di conferimento di F.O.R.S.U. e/o
sottoprodotti secondo disponibilità dei terreni agricoli da cui si ricavano i sottoprodotti o gli
elementi vegetali mediante affitto agrario ventennale. Comunque, per tutte le matrici
utilizzate, varranno diritti legalmente riconosciuti per almeno quindici/vent’anni di
disponibilità all’utilizzo.
ACCORDO QUADRO CON “OPERATORE DI RETE”
Nell’ottica di garantire al progetto valorizzazioni di mercato certe e stabili nel tempo, il
nostro “Gruppo di Lavoro” che intende realizzare il progetto, formalizzerà accordi con
primario “Operatore di Rete” che già opera nel campo della distribuzione e vendita di
carburanti prevedendo:
A. Acquisto da parte del suddetto” Operatore di Rete” dei CIC accreditati al produttore
di BM e a prezzi fissati;
B. Acquisto da parte del “nostro gruppo imprenditoriale” e/o del suddetto operatore di
rete del gas reso disponibile dal metanodotto e/o mediante nave metaniera,
prossimo al costruendo impianto CNG da soggetto idoneo per le nostre piattaforme
di liquefazione, per cui si determina la produzione di LNG verde con 90% max di NG
da rete (metanodotto e/o nave metaniera).
C. Vendita diretta e/o mediante il suddetto operatore di rete del LNG.
La formalizzazione di accordi e/o preliminari di contratti di vendita del LNG, evidentemente
molto importante, garantirà la valorizzazione in termini di risorse finanziarie dei CIC maturati
con la produzione di BM, insieme anche alla disponibilità di Gas di rete da parte
dell’operatore di rete a prezzi controllati e vantaggiosi.
Ciò rende il “business model” certamente correlato al progetto.
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SSLNG – SMALL SCALE LNG
ENI che già era impegnata nella distribuzione sul territorio nazionale di LNG prodotto nei
grandi impianti di liquefazione a valle dei pozzi di estrazione dei paesi produttori, ha varato
nel 2013/2014 il piano SSLNG (Small Scale LNG), che prevede, la diffusione nella filiera
dell’LNG in Italia, di sua produzione attraverso la liquefazione del Gas di rete da Snam,
effettuata anche localmente in piccoli impianti. Una prima stazione Eni di LNG è stata
costruita recentemente ed è operativa a Piacenza.
Ne sono previste a breve altre 5 nell’ambito del programma europeo Blue Corridors.
In data 21 aprile 2017 – a PADOVA è stato Inaugurato all'Interporto il primo distributore
italiano mono-fuel pubblico di metano liquido in un centro intermodale. La stazione
Liquimet, società del Gruppo Gasfin, è un primo passo del progetto "Gainn4Dep", iniziativa
italiana per la realizzazione della rete nazionale LNG (gas naturale metano liquefatto) per il
trasporto pesante; un progetto dal valore complessivo di 1,27 miliardi di euro.
Contestualmente all'apertura della stazione Liquimet, Iveco ha anche consegnato 20
automezzi Stralis full-Lng ad Automarocchi, mezzi che permettono lo stoccaggio del metano
liquido in un serbatoio a pressione e a temperature assai basse, dotati di un sistema in grado
di convertire il metano gassoso per poterlo utilizzare come combustibile (aumentando così
l'autonomia dei mezzi da circa 200 a 1500 chilometri).
I. PARTNERSHIP
In Italia, diversi player industriali del settore automotive hanno avviato iniziative nel settore
degli utilizzi del GNL come combustibile per i trasporti stradali pesanti. Nello specifico la
società piemontese Ecomotive Solutions è la prima azienda in Italia ad aver ottenuto
dal Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti l’omologazione per la trasformazione di
mezzi pesanti diesel in veicoli dual fuel.
Nel campo della fornitura di mezzi pesanti alimentati a GNL, Iveco è leader del settore, con
vendite in netta crescita per i veicoli Stralis Natural Power alimentati a GNL alle società di
trasporti e logistica italiane ed europee, a dimostrazione del fatto che ormai questo
carburante rappresenta il vero futuro dell’autotrazione.
Recenti vendite hanno interessato i-FAST Automotive Logistics, società torinese che gestisce
il trasporto su bisarca di autoveicoli di varie tipologie. Il nuovo ordine rappresenta la prima
consegna europea di automezzi alimentati a GNL utilizzati per il trasporto di auto. Per
facilitare ulteriormente la fase di commercializzazione e di uso del nuovo carburante verde,
la nostra iniziativa si prefigge, quindi, di attivare la partnership di officine specializzate nella
messa a punto e montaggio di appositi Kit di adattamento delle attuali motorizzazioni diesel
in motorizzazioni dual-Fuel (35% diesel e 65% LNG), disponibili già oggi a prezzi di mercato
contenuti e fornibile agli utilizzatori anche nella formula del Noleggio Operativo (in affitto a
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canone). Tali Kit possono essere montati su mezzi di autotrasporto pesante, autobus e anche
motori navali.
J. UTILIZZI E VANTAGGI IN ALTERNATIVA A COMBUSTIBILI FOSSILI
Come definito dalla Direttiva europea 2014/94/EU (DAFI) e dal D. Lgs. 112/2014 16/7/2014, Il gas
naturale è il più «ecologico» tra i carburanti fossili. Rispetto ai prodotti petroliferi l’utilizzo del gas
Naturale liquefatto garantisce: Produzione di emissioni di CO2 inferiori del 70% rispetto al carbone,
del 30% rispetto al gasolio, del 25% rispetto alla benzina e del 16% rispetto al GPL. Stima Totale
produzione LNG (al 2030): max. di circa 7 MTep
Fonte: Documento di Consultazione per una strategica nazionale sul GNL (giugno 2015)
- Bunkeraggi per trasporto marittimo ovvero per alimentazione navi per trasporto merci/persone (traghetti)
- Usi Industriali e civili ovvero per alimentazione di utenze non allacciate a rete di trasporto o distribuzione di gas
- Autotrazione ovvero per alimentazione diretta di mezzi pesanti o per trasporti leggeri mediante stazioni di rifornimento non allacciate
alla rete gas (stazioni L-CNG)
- Treni ovvero per alimentazione dei convogli ferroviari
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Per quanto riguarda il trasporto terrestre già da adesso esistono Bandi di gara europei per
finanziamenti di progetti in ambito Small Scale LNG, le cui LINEE GUIDA richiedono la diffusione della
filiera logistica secondo i seguenti valori ritenuti indispensabili:
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I
vantaggi nell’uso LNG in autotrazione sono perciò bene rappresentati dai valori di risparmi
economico rispetto all’utilizzo del gasolio e da una finalmente vera ed effettiva riduzione
delle emissioni di CO2:
- risparmio del 45% di costo carburante rispetto al gasolio;
- riduzione delle emissioni di CO2 fino al 40% (e anche di più se nel Blend si incrementa la
componente BM
Inoltre, il 13/12/2017, è stato pubblicato il nuovo decreto Mi.S.E. per i biocarburanti avanzati
che ha modificato i valori del “Blend” come segue:
“Modifica delle percentuali minime di obbligo di immissione in consumo relativamente ai
biocarburanti e ai biocarburanti avanzati), con avviso diretto effettuato a tutti i soggetti
obbligati registrati portale BIOCAR operativo presso il Gestore dei Servizi Energetici S.p.A.,
ovvero:
" Anno 2018 = 7.0 % di biocarburanti di cui almeno 0, I% di biocarburanti avanzaci;
Anno 2019 = 8,0% di biocarburanti di cui almeno 0,2% di biocarburanti avanzati;
Anno 2020 = 9,0 % di biocarburanti di cui almeno 1,0% di biocarburanti avanzato.”
Per quanto a noi noto, I produttori di biometano, in alternativa a quanto previsto al comma 1,
possono richiedere al GSE di essere esclusi dal ritiro fisico del biometano immesso in rete
e possono provvedere autonomamente alla vendita, ai fini della successiva immissione in consumo
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nel settore dei trasporti, e in tal caso hanno diritto al solo valore dei corrispondenti CIC, valorizzati
dal GSE a 375,00 euro.
L’immissione in consumo di biometano avanzato dà diritto a ricevere un certificato ogni 5 Gcal
immesse. Ai soli fini del conseguimento degli obiettivi specifici relativi all’immissione in consumo di
biocarburanti avanzati previsti dall’articolo 3, comma 3, del decreto ministeriale 10 ottobre 2014,
l’immissione in consumo di biometano avanzato dà diritto a ricevere un certificato ogni 10 Gcal
immesse.
Nel caso di impianti per la produzione di biometano avanzato di proprietà di imprese agricole,
singole e associate, gli incentivi di cui agli articoli 5 e 6 sono cumulabili con altri incentivi pubblici
per la realizzazione degli impianti sia in conto interesse che in conto capitale non eccedenti il 40%
del costo dell’investimento.
Ferma restando la durata di incentivazione inizialmente fissata, e fatto salvo quanto previsto
all’articolo 6, comma 8, al soggetto produttore è concessa la possibilità, nel corso della vita
dell’impianto per una volta all’anno e con oneri di qualifica a suo carico da pagare al GSE, di optare
per un meccanismo di incentivazione, di cui al presente decreto, diverso da quello precedentemente
prescelto, con decorrenza dal 1° gennaio dell’anno successivo a quello nel quale viene formulata
apposita richiesta al GSE. Il GSE valuta la richiesta e comunica l’esito al produttore entro 60 giorni
dal ricevimento della richiesta medesima.
K. PUNTI DI FORZA
Un ulteriore punto di forza del progetto è il basso costo industriale di liquefazione, che
riusciamo a realizzare grazie all’utilizzo nei nostri impianti, di tecnologie innovative anche
per piccole portate produttive, cioè quelle sino a 150 t/g di LNG. Tale basso costo di
produzione, dovuto in gran parte al basso consumo di energia elettrica per produrre LNG, ci
permette di poter proporre sin da oggi ai nostri clienti un prezzo di vendita dell’LNG molto
competitivo (dell’ordine di 40/45 euro a MWh ovvero valori dell’ordine di circa 600 euro per
tonnellata metrica) rispetto al prodotto di importazione (provenienza spagnola) oggi
presente sul nostro territorio.
L. GRUPPO DI LAVORO
Tutte le sue fasi, da quelle iniziali, di studio e di fattibilità, sino a quelle finali, di verifica dei
preaccordi di filiera per le forniture delle materie prime ( matrici organiche ) o per la
valorizzazione economica di tutti i prodotti risultanti dai processi, sono state sviluppate dal
nostro “Team - Gruppo di Lavoro costituito ad hoc”, composto da Professionisti, da Aziende
specializzate ed operanti da tempo nei settori della “Green Economy”, delle “Energie
Rinnovabili” e delle “Green Energy”, che con l’apporto del fondamentale know-how insieme
alle tecnologie attualmente più innovative, performanti e a minor costo energetico, rendono
possibile l’ottimizzazione dei processi di liquefazione del Blend costituito dal Biometano e
dal NG di rete Snam.
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M. UBICAZIONE E LOCALIZZAZIONE
Ogni PIATTAFORMA PRODUTTIVA INTEGRATA è prevista per essere costruita in aree
industriali possibilmente prossime ad appositi punti di riconsegna (Porto di
Napoli/Civitavecchia/Gaeta/Salerno), il sito della costruenda piattaforma LNG, prossimo alla
derivazione da metanodotti e facilmente raggiungibili dalle aziende agricole produttrici di BM
o comunque in zone baricentriche, strategiche ai fini dell’approvvigionamento delle matrici
biologiche (biomasse).
N. PROGETTO INNOVATIVO
Il progetto, che possiamo definire sicuramente” INNOVATIVO”, è in linea con tutte le
Direttive Europee e le Linee Guida dei Bandi della Comunità Europea, che sostengono la
sostituzione dei carburanti inquinanti (Gasolio, benzina etc.) con combustibili verdi o
comunque meno emissivi e spingono decisamente verso la diffusione dell’LNG in Italia e in
Europa in tutti i settori di possibile utilizzo, quali:
a. autotrasporto pesante;
b. trasporto pubblico/privato urbano ed extraurbano (autobus);
c. trasporto marittimo (traghetti, grandi navi, aliscafi ecc. ecc.);
d. centrali di cogenerazione;
e. ambiti cosiddetti “off – grids”;
O. RIDUZIONE GAS CLIMALTERANTI
L’utilizzo del LNG in sostituzione del Gasolio nel settore del trasporto pesante contribuisce
decisamente alla riduzione di gas climalteranti (GHG – Green House Gas) e attua in
particolare la Direttiva Europea ILUC (biofuels and indirect use – change) che impone un
target almeno del 10% nella composizione di energia rinnovabile nei combustibili.
La particolare e innovativa tecnologia di liquefazione messa a punto dal nostro “Team” non
solo consente di liquefare il NG con consumi energetici molto bassi e quindi con alto
rendimento industriale, ma rende il processo praticamente non inquinante e il prodotto LNG
verde finale privo di ogni residua impurità.
Mettendo in campo i fattori economici positivi sopraesposti (incentivi da produzione di BM
e basso costo industriale di liquefazione per produzione di LNG) insieme ad altre
ottimizzazioni di scala, riteniamo di poter garantire un Business Plan di progetto tipo (con
indici di redditività “appetibili”).
P. IMPIANTO RECUPERO E LIQUEFAZIONE ANIDRIDE CARBONICA
La nostra iniziativa prevede anche il trattamento dell’anidride carbonica proveniente dal
sistema di upgrading che è convogliata all’unità per il recupero. La CO2 viene compressa
in un compressore non lubrificato a due stadi e passa attraverso l’essiccatore automatico
a setacci molecolari per rimuovere completamente l’umidità. Quindi, passa attraverso il
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purificatore a carboni attivi e il filtro anti-polvere per rimuovere le impurezze e le polveri
rimanenti. Il gas così purificato è inviato al liquefattore CO2; le tracce dei gas non
condensabili, ancora contenuti nella CO2, rimangono allo stato gassoso quando la CO2
diventa liquida nel liquefattore. L'aria e i gas non condensabili sono utilizzati per la
rigenerazione dell’essiccatore; mentre la CO2 pura liquida viene immessa nel serbatoio
stoccaggio. Dal serbatoio la CO2 può essere prelevata, vaporizzata e inviata alla linea di
utilizzo.
Q. BUSINESS MODEL
Vista la complessità e la varietà delle competenze e delle professionalità, richieste dalla
gestione ventennale della struttura operativa, che spaziano da quelle puramente
agronomiche, quelle specificatamente ingegneristiche, energetiche e/o di processo, quelle
puramente imprenditoriali e finanziarie, Il “business model” che intendiamo porre in essere
prevede, per ogni piattaforma, la costituzione di una “Rete di imprese” che per ciascun
progetto produttivo avrà il compito di gestire e garantire per almeno vent’anni, la
produttività in LNG.
Di seguito riportiamo “esempio tipo” di PIATTAFORMA INTEGRATA, riferito ad una situazione
progettuale e di ottenimento dei permessi e delle autorizzazioni a costruire ed a produrre,
“ottima” cioè effettivamente “CANTIERABILE”.
Un “Operatore di rete” la cui Mission è quella di rendere l’energia l’obiettivo primario
attraverso la qualità dei servizi offerti, la trasparenza dei comportamenti, e nel rispetto
dell’ambiente, già ha in corso di realizzazione quanto su esposto nella Regione Lazio,
perseguendo:
• la crescita responsabile al centro delle proprie attività per affrontare grandi sfide
• rispondere ai fabbisogni energetici,
• lottare contro i cambiamenti climatici e ottimizzare l'utilizzo delle risorse,
ha acquisito due società agricole, titolari dei permessi a costruire comunali (PAS),
completi degli assensi di tutti gli enti per legge interessati e dei contratti di fornitura delle
matrici organiche e dei sottoprodotti, della proprietà delle arre ove saranno ubicati gli
impianti, i contratti con i proprietari dei terreni agricoli necessari alla produzione di
biomasse “no food” tra quelle elencate in Tab.1B, per cui a breve, renderà operativi e
fruibili i finanziamenti necessari per la messa in servizio dei relativi impianti di
BIODIGESTIONE ANAEROBICA, rispettivamente, per la produzione di Biogas (NG), di UP-
GRADING, per la produzione di BIOMETANO (BM), di Biofertilizzanti di alta qualità
ottenibili dalla trasformazione del DIGESTATO e, a seguire, delle Stazioni di Servizio utili
per rifornire LNG presso le sedi delle FLOTTE di AUTOTRASPORTO utilizzatrici del LNG.
La proprietà delle stazioni di rifornimento del LNG, garantirà, per tutto il BIOMETANO
prodotto e successivamente trasformato in LNG, l’incremento della valorizzazione del CIC
(Double Counting) per dieci anni come previsto dal DM 05/12/2013 di un coefficiente
moltiplicativo pari a 1,5.
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“L’operatore”, prevede inoltre di poter mettere in servizio e gestire, con finanziamenti a suo
carico, nei prossimi 18/24 mesi un impianto di LIQUEFAZIONE del Blend ottenuto miscelando
NG di rete Snam con BIOMETANO prodotto dagli impianti di proprietà.
Per quanto riguarda gli impianti di LIQUEFAZIONE, sempre nell’ambito degli Small Scale LNG;
per abbassare i costi e migliorare produzione e qualità, nel progetto della “Piattaforma
Integrata LNG” stante la vicinanza dei due siti degli impianti biogas, ritiene plausibile la
possibilità di utilizzarne, uno di scala produttiva maggiore, in grado di assorbire la produzione
di due impianti di BM, limitrofi, essendo anche in “itinere” l’attivazione di ulteriore impianto
di produzione Biometano utilizzante FORSU.
R. IMPIANTI IN FASE DI CANTIERIZZAZIONE
A breve, nella Regione Lazio, si realizzeranno alcuni impianti facenti parte di questa
progettuale “PIATTAFORMA INTEGRATA LNG”, a seguire, sul territorio campano, potranno
replicarsi altri progetti similari calati su altrettanti siti specifici di impianto, che, a seconda
dei tempi burocratici relativi alle autorizzazioni possono prevedersi con cantierabilità
successiva.
Tutti gli impianti suddetti, sono progettati utilizzando tecnologie all’avanguardia
“modulabili” e principi di automazione di processo, che consentono, a parità di peso e qualità
di matrici biologiche in ingresso, di ottenere la migliore produttività possibile sia di BIOGAS
che di BIOMETANO.
La presente impostazione ci ha permesso di creare una semplicità nelle aggregazioni delle
varie parti tecnologiche, per cui riteniamo possibile utilizzare lo stesso modello di progetto
per tutti gli impianti, facendo solo piccole modifiche di dettaglio e ottenendo grandi
economie di scala.
In Fede
Claudio Padoan
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