• Digestori anaerobici

    Dalla digestione anaerobica dei residui organici viene prodotto un gas ricco in metano (biogas) che può essere purificato per essere immesso in rete o utilizzato per il trasporto, sostituendo il metano di origine fossile

  • L'impianto dimostrativo di Roncocesi

    Il primo impianto dimostrativo per la produzione di biometano per autotrazione dal trattamento del biogas da fanghi di depurazione

  • Dal biogas al biometano: l'upgrading

    L'upgrading consiste nella separazione dell’anidride carbonica e di altri componenti indesiderati dal biogas da discarica o da fanghi di depurazione.

  • Dal biogas al biometano: l'upgrading

    Lo skid di upgrading degli impianti dimostrativi di BioMethER su biogas da fanghi e biogas da discarica è basato sulla tecnologia a membrane

  • Dal biogas al biometano: l'upgrading

    Il biometano ottenuto dall’upgrading arriva ad ottenere un contenuto energetico comparabile a quello del gas naturale. La tecnologia di upgrading ottimale dipende dalle portate e dalle caratteristiche del biogas in entrata.

martedì 13 febbraio 2018

Autore: BioMethER
Nessun commento | martedì, febbraio 13, 2018
Prodotta dalla European Biogas Association (EBA) insieme a Gas Infrastructure Europe (GIE) è disponibile da oggi una mappa aggiornata degli impianti a biometano in tutta Europa.

La mappa sintetizza i dati da 15 paesi europei, indica il tipo di fonte del biogas prodotto, la tecnologia di upgrading utilizzata e localizza le infrastrutture per il trasporto del gas naturale.

La mappa contiene dati aggiornati al primo trimestre 2017, la trovate a questo link!

EBA consta di 96 membri in 26 paesi europei e raggruppa a livello europeo le imprese, le associazioni e i centri di ricerca sulla filiera del biogas-biometano. GIE, con 68 membri in 25 paesi, è l'associazione che rappresenta il settore delle imprese di trasporto, stoccaggio e distribuzione legati al gas naturale, inclusi gli operatori di terminali LNG.


lunedì 12 febbraio 2018

Autore: BioMethER
Nessun commento | lunedì, febbraio 12, 2018
Consorzio Italiano Biogas dedica la quarta edizione di Biogas Italy alla lotta al cambiamento climatico. L’evento annuale di CIB, organizzato in collaborazione con Ecomondo Key Energy, si terrà i prossimi 14 e 15 febbraio a Roma al Nazionale Spazio Eventi - Rome Life Hotel, con il patrocinio della Presidenza del Consiglio dei Ministri e di MiSE, MiPAAF e MATTM.

Nel corso della due giorni di summit interverranno i massimi esperti nazionali e internazionali del settore – imprenditori, ricercatori, politici, associazioni ambientaliste e di categoria – per fare il punto su energia, agricoltura e sviluppo sostenibile.

Il cambiamento climatico si manifesta con fenomeni sempre più gravi e rende urgente una rivoluzione energetica. Malgrado il grande sviluppo tecnologico, l’energia prodotta da fonti eoliche e solari non è programmabile e risulta, da sola, insufficiente ad alimentare una transizione ad un sistema elettrico 100% rinnovabile. Esistono, inoltre, ambiti dell’economia difficilmente elettrificabili: i trasporti pesanti, i macchinari industriali, i trasporti navali e aeri, l’agricoltura. 

“L’Italia dispone di un bacino energetico ancora quasi totalmente inutilizzato e complementare con le altre rinnovabili: il biometano – spiega Piero Gattoni, presidente del CIB – una bioenergia programmabile e dai costi comprimibili, che può avere un ruolo importante nel decarbonizzare la nostra economia, sfruttando nel contempo le infrastrutture di distribuzione già esistenti e operando un efficace greening della rete del gas”.

 CIB stima che la produzione di biometano possa raggiungere in Italia i 10 miliardi di m3 al 2030, di cui almeno 8 da matrici agricole, pari a circa il 12-13% dell’attuale fabbisogno annuo di gas naturale e ai due terzi della potenzialità di stoccaggio della rete nazionale.

Il ruolo del gas come strumento di greening della nostra economia verrà approfondito mercoledì 15 febbraio da uno studio commissionato da Gas for Climate, consorzio europeo formato da distributori di gas e organizzazioni di rappresentanza del gas rinnovabile, ed elaborato da Ecofys, società di consulenza energetica e climatica leader a livello internazionale, che ricostruirà uno scenario di sostenibilità al 2050, calcolando anche il risparmio economico che si potrà ottenere con l’uso del gas rinnovabile nel processo di decarbonizzazione del sistema energetico europeo. In concomitanza con la presentazione verrà lanciato il sito internet di Gas for Climate.

Ai lavori prenderanno parte, tra gli altri, anche esponenti di ARERA - Autorità per la Regolazione di Energia Reti e Ambiente, MATTM (Ministero dell’Ambiente), MiPAAF (Ministero Politiche Agricole), Confagricoltura, Confindustria, Coldiretti, Farm Europe, Federbio, Greenpeace, Kyoto Club, Legambiente, FCA, CNH Industrial, SNAM e TERNA. In attesa di conferma la presenza del Ministro dell’Ambiente Gian Luca Galletti e di un esponente del Ministero dello Sviluppo Economico.

Per registrarsi: http://iscrizione.biogasitaly.com/ 

martedì 9 gennaio 2018

Autore: Redazione
Nessun commento | martedì, gennaio 09, 2018
We can decarbonize industry thanks to carbon capture and storage, but we need EU’s help, said Statoil executive Sonja Chirico Indrebø.

Sonja Chirico Indrebø has been Statoil’s Vice President for Strategy and Innovation within New Energy Solutions since 2015. Between 2011 and 2015 she served as the Norwegian company’s Chief Information Officer and Senior Vice President for IT.

One of your projects for transport of CO2 from the UK and the Netherlands and storage in Norway has been included in the latest list of EU’s Projects of Common Interest (PCI). These projects have high chances for EU funding. Why should the European tax payers fund a Norwegian project of carbon capture and storage (CCS)?

We have been storing CO2 in Norway for 25 years. We have built a lot of competence on how to store CO2 in a secure manner. And we believe the EU needs places to store CO2. 

Why?
In order to decarbonize in electricity, we can go towards renewables, batteries, demand response. But for the industry that uses a lot of heat it is very hard to go all-electric. And we already have the infrastructure for gas distribution to people’s homes, which we can reuse. If you take out the CO2 from natural gas, you can inject hydrogen into the pipelines. We don’t have to do a lot of changes to the infrastructure. It is a way of reducing costs for tax payers, while not having to invest into brand new electricity grids for everything.

What would the hydrogen serve for?
A project in Leeds, UK, is investigating if people’s homes can switch from natural gas to hydrogen. The natural gas comes to UK at Teesside. We are helping them with a study to split natural gas into hydrogen and CO2, which can be stored underground. The pipelines are then reused for the clean hydrogen. Natural gas is basically methane. If you add water at high temperature, you lose approximately 20 percent of the energy after removing the CO2. In our PCI, the CO2 is shipped to Norway. The main things that have to change in people’s homes are the burner and the cooker.

So this an alternative to burning natural gas.
Yes and it is CO2-free. The only thing generated from burning hydrogen is water.

But now we are talking about the heating sector, not industry.
The low-heating sector are households, the high heat is industry. Most of the industrial processes can reuse turbines and burners and switch the fuel from natural gas to hydrogen.

This process would obviously support demand for natural gas, which is your core business in Europe.
For us, it would mean that natural gas would still have a home in the zero-carbon world. It also means that Europe doesn’t have to take out all the infrastructure it has invested in for decades, and to start making a lot of high-voltage DC lines to distribute large amounts of electricity instead.

What is the budget of the PCI project and how much do you hope to get from the EU?
The project is a study about the viability of naval transport of CO2 from the UK and the Netherlands to Norway. But the big investment is in Norway, where the actual storage industry is built. The study itself is not a big investment. It is also important to ensure there are no legal barriers. The international rules say you cannot transport CO2 across borders.

So through the PCI list you also aim for the simplification of the regulatory process. Do you actually need the EU funding?
We do. This is about building common CO2 infrastructure that will have to be shared. There is no way this can be done by one person, one company or one country. It is about sharing the common view about how the future will look like.

The main hurdle of CCS projects has been the cost and EU has already invested millions of euros into them. Isn’t the price of carbon just too low for CCS to succeed in the EU?
Technology and cost are not the only reasons why projects have not succeeded. Most CCS projects have focused on power generation looking at how CO2 can be captured and sent away when coal is burned. This has been done many dispersed places, which is why it has become very costly. We believe we can do this upstream, when the CO2 is in large volumes.

You are not interested in clean coal power?
We don’t have competence in coal.
Eurelectric President Francesco Starace said: “I think CCS has not been successful. It doesn’t work, let’s call it what it is – it is simply too expensive, too cumbersome, the technology didn’t fly.” Would you tell him that you are not interested in power?
When I came into the business, I also thought CCS is all about capturing CO2 in power plants. But I learnt that CCS can be done at different stages. In coal, you have to capture CO2 when it’s burnt. In natural gas, you don’t have to wait until it’s burnt, but capture it earlier. Our CCS is not the one Mr. Starace is talking about.
This is not about developing a new technology and funding many elements. The technology is there, we are looking at making the whole system possible. That’s where we need EU’s support.

When can your CCS project, whose study is a PCI, be executed on a large scale?
In Norway, the government funds a project extracting CO2 from three industrial processes: fertilizer production, cement production and waste burning. The CO2 will be collected and transported to Norway’s west coast. Statoil will be responsible for the study on building the CCS plant and injecting the CO2 in one of our North Sea reservoirs. We have Shell and Total as partners. That project should be ready by 2023. By then we will have a harbour, where a ship can deposit CO2. The infrastructure will be in place and you will have to pay a price to deposit CO2 reflecting some of the capital costs, but avoiding the build-up of the whole value chain alone. That’s where the PCI comes in. The industries in Teesside and Eemshaven will also be able deposit their CO2 in the Norwegian seabed.

Isn’t it dangerous to store CO2 in the seabed or underground? We still haven’t found a proper solution to store underground other dangerous substances like spent nuclear fuel.
The oil and gas we extract from the North Sea has been there millions of years. We are pumping it out, because we found the way out. We are now using our 25-year competence to store CO2 under the seabed to monitor what happens to it. We can use the known reservoirs for depositing CO2. For us it is feasible, and we also have the support of Norway. Of course, we will have to do this is in a safe and secure way.

On the European market, Statoil is in a tough competition with Gazprom, which is constantly increasing its gas imports. Do you think CCS will help you compete with the Russians?
Our company’s vision is to be part of a low-carbon economy. We are not looking at our competitors. We have partners with us – Shell and Total – and it is important that industry sees the potential. It is not about keeping somebody else out.

It would be natural in a market economy.
Of course, the market will rule. But natural gas of any origin can be turned into hydrogen.

Do you work on the CCS and hydrogen projects with the Russians?
No. We are mainly working with European companies.

The Norwegian sovereign wealth fund has proposed to divest from the oil and gas sector. The Norwegian government is a majority shareholder of Statoil. Doesn’t this proposal undermine your future?
The fund has shares only outside Norway as far as I know, it has not invested in Statoil. Norway as a country owns 67 percent of Statoil. It has already invested in oil and gas, but also renewables that we develop. The fund wants to reduce the risk by diversifying to other sectors. You should ask the fund why they are doing it.

You don’t think this is a negative signal for your business?
Our business will have to prove that it is part of the future. We want to be at the forefront of the energy transformation. By 2030, there is a potential for 15 to 20 percent of our capital investment to go into the low-carbon side of our business including CCS and renewables.

Is the Commission’s proposal for the new electricity market design capping the emissions of capacity mechanisms an issue for Statoil?
We are very positive about the carbon price. It allows to make long-term choices. The 550g of CO2/kWh limit is a good idea.

Statoil has made a lot of progress on offshore floating wind turbines. Last October, you launched the commercial operation of a wind park near the Scottish coast. What is the economics of this renewable energy?
Bottom-fixed offshore wind price has dropped quite fast. The reason is technology – larger turbines catching more wind –, industrialization – larger portfolio driving the supply chain cost down –, volume scale, auctions, many small things.
The floating technology is based on our oil-and-gas experience. Although bottom-fixed wind has become a big solution for Europe, not every country has the necessary low seabed conditions. The threshold is 50 metres. Scotland has deeper waters. The floating wind turbines can go to the depth of up to 700 metres. Thanks to them, you can cover a much bigger part of the ocean and bring its energy onshore. Most of the largest electricity consumers are coastal countries. The cost developments from the bottom-fixed wind are also happening in the floating wind. There are 18 GW of bottom-fixed, but only 30 MW of floating turbines, which is our project.

What is the cost in Scotland?
We received more subsidies than you would normally see. But from the prototype turbine in Norway launched in 2009 to the wind park in Scotland we have reduced costs by 60 – 70 percent. Another project of 100 MW would allow us to make further cost reductions by 40 – 50 percent. Subsidies will go down. But floating wind will create a bigger market. It can be used outside France, on all Norway’s shores, on the U.S. West Coast, in Japan. The floating turbine is 250 metres high, twice the onshore turbine. But its capacity is threefold – 6 MW.

How much is the investment for one turbine in Scotland as compared to onshore?
It’s more expensive, but the costs of offshore and onshore are coming closer. The benefit of onshore is easy accessibility and maintenance. Offshore is a complex project including marine logistics. Hence, it is more expensive. But you can go bigger and bigger, because there are no limitations of blades transported on roads, wind turbines being close to somebody, there is a potential of growth. We believe that by 2030 the cost of floating wind per MWh can go down to 40 – 60 euros. In the very long term, floating wind will be cheaper than bottom-fixed.

mercoledì 20 dicembre 2017

Autore: Redazione
Nessun commento | mercoledì, dicembre 20, 2017
È italiano il primo impianto di biogas bi-stadio per la produzione di idrogeno e di biometano in Europa. La struttura è stata realizzata a Soliera (MO) dall’azienda Biogas Italia Srl, licenziataria del brevetto relativo al procedimento di digestione bi-stadio, depositato da ENEA (Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l'energia e lo sviluppo economico sostenibile) e da CREA (Consiglio per la ricerca in agricoltura e l’analisi dell’economia agraria).

La digestione anaerobica bi-stadio si distingue per una resa sensibilmente più elevata rispetto agli impianti di biogas tradizionali (+ 20% circa). Il processo che si verifica nell’impianto consiste nella separazione delle fasi biologiche della digestione anaerobica e permette una più veloce degradazione della biomassa. All’interno dei digestori si osserva un aumento della produzione di idrogeno nel primo stadio del processo e della produzione di biometano alla fine del ciclo. Grazie ai tempi ridotti di digestione della biomassa, l’impianto bi-stadio registra volumi inferiori e costi di realizzazione più contenuti se comparati con gli impianti tradizionali. Infine, biomasse a elevato contenuto di zucchero – quali siero di latte, scotta, sansa di olive, pastazzo di agrumi – possono essere usate senza i problemi di stabilità biologica (intesa come l’inibizione totale o parziale dei batteri che producono il biogas mediante digestione anaerobica) solitamente riscontrati nei sistemi tradizionali, facendole rientrare in un ciclo virtuoso di riutilizzo.

L’efficienza di questa tecnologia si misura in un’elevata produzione di biometano e di idrogeno. L’idrogeno può essere utilizzato nelle celle a combustibile, commercializzato come gas tecnico o usato per incrementare il tenore in metano del biogas, facilitandone il successivo upgrading a biometano.

Ancora una volta – dichiara Piero Gattoni, presidente CIB - Consorzio Italiano Biogas – il settore del biogas/biometano si dimostra in grado di trainare l’innovazione tecnologica, stimolando la ricerca di nuove soluzioni e favorendo collaborazioni proficue tra soggetti pubblici e privati. Biogas e biometano si confermano risorse fondamentali nel bilanciamento delle rinnovabili all’interno di una strategia di progressiva decarbonizzazione del sistema energetico nazionale. Il biogas/biometano italiano è 100% made in Italy perchè nasce dai sottoprodotti dell’agricoltura, delle colture di integrazione e della zootecnia italiana: è programmabile, flessibile e capace di valorizzare il settore primario. Col giusto supporto del legislatore – conclude il presidente Gattoni – il comparto potrà offrire un contributo importante allo sviluppo del Paese.

La realizzazione della struttura di Soliera si distingue, oltre che per l’elevato contenuto tecnologico, anche per il circuito virtuoso innescato tra i soggetti coinvolti in ambito pubblico – ENEA e CREA – e in ambito privato – la start-up Biogas Italia, l’azienda agricola Lugli, che ha ceduto in comodato d’uso il terreno e che fornisce la materia prima per l’alimentazione dell’impianto partecipando alla gestione dello stesso.

Come sottolineato anche da Vito Pignatelli, Responsabile del Laboratorio Biomasse e Biotecnologie per l’Energia di ENEA, la realizzazione dell’impianto rappresenta: «un ottimo esempio dei risultati che si possono ottenere dalla collaborazione tra mondo della ricerca e mondo dell’impresa».

mercoledì 22 novembre 2017

Autore: BioMethER
Nessun commento | mercoledì, novembre 22, 2017
Se ne parla nel webinar, organizzato dal progetto H2020 BiogasAction, che raccoglie le esperienze di 9 regioni europee in significativa crescita nel settore biometano soprattutto per il trasporto.

Nell'approfondimento, la Commissione Europea presenta le nuove politiche a supporto di una mobilità sempre più green e vengono illustrati alcuni casi di impianti significativi.


Link al webinar



giovedì 16 novembre 2017

Autore: BioMethER
Nessun commento | giovedì, novembre 16, 2017
SOL S.p.A., per le attività di sviluppo tecnologico negli impianti dimostrativi di BioMethER, è stata premiata nella 23esima edizione del premio Responsible Care di Federchimica. Questo importante riconoscimento arriva per il contributo del progetto BioMethER all'economia circolare attraverso la produzione di energia rinnovabile da rifiuti.

Il programma Responsible Care, frutto di una iniziativa originata in Canada nell'84, vuole monitorare tutte le azioni volontarie che le aziende del settore della intraprendono per migliorare le loro performance ambientali e di sostenibilità. Oggi il programma Responsible Care è adottato da 10mila imprese chimiche in 60 Paesi, di cui 170 in Italia. Consente di misurare l’impegno ambientale con standard uniformi e confrontabili in tutto il mondo.

 Leggi l'articolo del Sole24Ore


mercoledì 15 novembre 2017

Autore: BioMethER
Nessun commento | mercoledì, novembre 15, 2017
Il worskhop "Biomethane from waste" ha fatto il punto sulle opportunità e sulle tecnologie disponibili per il settore del biometano da biogas da discarica, FORSU e fanghi di depurazione, a partire da mercati consolidati come quello svedese fino a quello italiano, che inzia a crescere seppure in attesa del nuovo decreto biometano.

S.Piccinini CRPA - Biogas in Italy

S.Valentini ASTER - BioMethER

A.Wellinger EBA - European Biomethane Potential, an overview

E.Malmberg MALMBERG - Biogas upgrading in Sweden and by Malmberg

D.Brambilla SOL - Upgrading technology in Biomether project demonstrative plants

S.Amelio IREN - Biomethane from wastewater sludge: Roncocesi Plant

M.Pastori GREEN METHANE - Biogas upgrading technology

D.Rossi PIETRO FIORENTINI - Towards Smart Gas Grids, LIFE Green Gas Networks project

Scarica tutte le presentazioni a questo link