La norma UNI CEI EN 16001

Quando il premio Nobel Ilya Prigogine introdusse il concetto di “strutture dissipative” (ossia quei sistemi complessi che mantengono la propria coerenza interna a spese dell’aumento di entropia complessiva, “degradando” risorse ed energia) lo scienziato aveva in mente soprattutto i sistemi biologici. Ma il concetto si applica altrettanto bene a ogni organizzazione umana: un’azienda manifatturiera, un ente pubblico, uno studio professionale sono “organismi complessi” che vivono e prosperano consumando energia per perseguire i propri fini.
Il paradigma di consumo indiscriminato, che ha guidato lo sviluppo industriale degli ultimi due secoli, è ora messo in discussione da un incipiente era di risorse decrescenti e di ardue sfide ambientali. Alle organizzazione toccherà quindi una difficile conversione, che le porti a consumi e impatti ambientali sempre minori: la “pressione ambientale” che guiderà il cambiamento sarà sociale, economica e legislativa ma il cambiamento dovrà nascere all’interno delle organizzazioni stesse.
In questa ottica nasce nel 2009 la nuova norma UNI/CEI EN 16001 – requisiti e linee guida per i sistemi di gestione dell’energia: la norma nasce in ambito europeo dal comitato CEN/CENELEC TF 189 e si configura come un potente strumento operativo per perseguire gli obiettivi della Direttiva 2006/32/CE sull’efficienza degli usi finali dell’energia.
Concettualmente la UNI/CEI EN 16001 ricalca norme precedenti come la ISO 14001:2004 ed è facilmente integrabile con queste. Le sue principali caratteristiche sono:

  • universalità: la norma si propone a ogni tipo di organizzazione che voglia controllare e gestire il suo consumo di energia in modo efficiente;
  • bassa prescrittività: non vengono imposti valori di performance energetica ma deve essere l’organizzazione a darsi gli obiettivi in campo energetico;
  • certificabilità: l’impegno dell’organizzazione sull’efficienza energetica può essere certificato da un ente terzo.

Il percorso che porta un’azienda anche medio-piccola a certificarsi secondo UNI/CEI EN 16001 comincia sempre dalla definizione della Politica Energetica, il documento con cui la direzione dell’azienda fa proprio l’impegno al miglioramento continuo in campo energetico e si impegna a rendere disponibili le risorse necessarie. A questo deve fare seguito un audit energetico che permetta il censimento degli “aspetti energetici” ossia degli aspetti dell’attività che comportano un consumo di energia significativo. Questi vanno messi in relazione con i “fattori energetici”, cioè con tutte quelle variabili che influenzano i consumi: se talvolta questa correlazione è semplice da individuare (ad esempio l’aspetto energetico “riscaldamento degli uffici con metano” è ovviamente correlato con il fattore energetico “temperatura esterna”) spesso la relazione è più celata e scoprirla è l’occasione per comprendere al meglio l’utilizzo dell’energia all’interno dell’organizzazione.
Nell’audit va compreso anche un controllo di rispetto della obblighi legislativi in materia. Anche se la normativa energetica è molto meno corposa e articolata di quella ambientale, nondimeno esistono obblighi ben precisi: vanno ricordati ad esempio gli adempimenti dettati dalla Legge 10/91 quali la nomina dell’energy manager per le aziende “energy intensive” o gli obblighi di isolamento degli edifici e di efficienza minima degli impianti di riscaldamento. Da quanto detto risulta chiaro come, a causa dell’elevato livello delle competenze necessarie, quasi sempre sia indispensabile affidare a strutture specializzate l’esecuzione degli audit.
A questo punto, sulla scorta dei risultati dell’audit, va modellato il sistema di gestione vero e proprio. Il lavoro comporta spesso l’integrazione di procedure e istruzioni operative già esistenti: a causa dell’elevato impatto economico della bolletta energetica le organizzazioni si sono già date dei metodi di controllo e monitoraggio ma questi sono pezzi dispersi e incompleti di un puzzle che va riordinato. Occorre quindi procedere a una “gap analisys” per verificare quali aspetti della norma sono attualmente ottemperati e quali vanno invece modificati o introdotti in azienda, in modo da indirizzare correttamente una futura certificazione del sistema.
Le parti sulle quali è necessario intervenire sono solitamente quelle relative alla costruzione di obiettivi sull’uso dell’energia. L’organizzazione si deve dare un programma di riduzione dei consumi, in modo da innescare quel ciclo di Deming (plan / do /check / act) che sta alla base di tutti i sistemi di gestione. Particolare accento è posto dalla norma sulle procedure di manutenzione e gestione degli offset ma soprattutto sulla formazione e informazione in campo energetico: anche in azienda, come nella vita domestica, sono i comportamenti (più che gli investimenti) a spostare la bilancia del consumo efficiente. Va quindi rivisto e migliorato l’“organigramma energetico” per evidenziare tutti i ruoli che hanno responsabilità rilevanti nel consumo complessivo.
A capo del Sistema di Gestione andrà nominato un Responsabile del sistema. Tale figura non va confusa con l’energy manager che la legge impone di nominare alle aziende produttive che hanno un consumo superiore ai 10.000 TEP (tonnellate equivalenti di petrolio): le competenze che la norma chiede al RSGE, quali la capacità di confrontarsi con i tecnici e gli esperti, lo fanno diventare il reale perno della gestione efficiente dell’energia. Suo compito è inoltre affrontare e gestire le non conformità del sistema di gestione.
Il sistema prevede infine audit e incontri periodici di verifica dei risultati conseguiti (riesame di direzione). Il riesame, comune a tutti i sistemi di gestione, è il momento in cui la Direzione prende in esame input e output del sistema per confermare o modificare se ce ne fosse bisogno gli obiettivi finali del sistema: tale momento dovrebbe anche comprendere, per quanto possibile, un bench-marking con i risultati ottenuti da organizzazioni similari.
In conclusione le possibilità/opportunità offerte dai sistemi di gestione dell’energia, consentono di governare e gestire in modo consapevole / intelligente / razionale e – quindi – efficiente / efficace / ottimizzato i vari aspetti tecnici ed economici delle modalità secondo le quali soddisfare il fabbisogno complessivo di energia di un qualsiasi ciclo produttivo industriale, con costi assai contenuti (anche in termini di impiego di risorse umane) e perciò sostenibili anche da Aziende di dimensioni limitate. La concretizzazione di un siffatto approccio integrato e coordinato alla gestione dell’energia risulta prodromica all’implementazione delle registrazioni e ottimizzazioni richieste dalla nuova Norma UNI/CEI EN 16001.
Per un’Azienda medio-piccola è tuttavia necessario:
– che il Management sia ben consapevole della rilevanza dei costi energetici, non solo per il loro aspetto strettamente economico ma anche per i connessi risvolti socio-ambientali;
– che ci si avvalga dell’assistenza di una qualificata struttura di consulenza specialistica in campo energetico, per la costruzione di un appropriato sistema di gestione dell’energia.

La contabilità energetica in azienda

Un sistema di raccolta ed elaborazione dei dati relativi all’energia potrà essere usato per:

  • elaborazione di report per ciascun livello operativo e direzionale;
  • stesura e la verifica dei budget energia (per esempio con forecast intermedi 3+9, 5+7 e 9+3);
  • costruzione di una baseline di riferimento;
  • verifica della fatturazione dei fornitori di energia;
  • verifica dei programmi e obiettivi in campo energetico;
  • in generale per la misura della performance energetica.

La contabilità energetica deve necessariamente partire da una accurata analisi energetica: devono essere individuati le aree di uso e consumo (produzione, uffici, logistica, ecc.) e le sorgenti di energia primaria (EE, combustibili fossili, fonti rinnovabili, acquisto di vettori energetici, ecc.). Tutti questi dati vanno valorizzati su una base comune (TEP, MJ, ecc.) in modo che sia possibile associare a ciascuno un’incidenza percentuale sul consumo totale e anche definire dei criteri di significatività, al di sotto dei quali un’area di consumo può essere monitorata con minore frequenza o trascurata.
A questa analisi deve essere abbinato un censimento della disponibilità dei dati (contatori, bollette, rilievi manuali, ecc.), della frequenza del rilevamento (giornaliera, mensile, ecc.) e della loro qualità (dati da strumentazione tarata, da stime indirette come contaore, ecc.). Tutto questo dovrebbe essere formalizzato in un Piano di Monitoraggio, che dovrebbe contenere anche la responsabilità della raccolta dei dati, le metodologie di archiviazione e le eventuali necessità di taratura.
Dall’analisi incrociata dei dati di consumo ordinati per aree e dai dati disponibili andrebbe valutato se i dati a disposizione sono in quantità e qualità sufficiente in rapporto alla significatività del consumo. Da questo incrocio potrebbe risultare necessario:

  • aumentare la frequenza di raccolta di alcuni dati;
  • sostituire alcuni strumenti con altri più precisi;
  • aggiungere strumenti non presenti.

Per alcune apparecchiature / impianti particolarmente critici potrebbe essere vantaggioso introdurre un sistema di raccolta automatizzata dei dati (p.e. Tramite PLC o telelettura GPRS). Tali sistemi, a fronte di un costo non eccessivo, permettono la raccolta di masse elevate di dati: permettono anche l’elaborazione automatica di indici, la visualizzazione di trend, l’invio di allarmi a distanza. Particolarmente interessante per l’industria di processo (p.e. Raffinerie, petrolchimici, ecc.) è la possibilità di riconciliare in tempo reale i bilanci di materia ed energia. Logiche di questo tipo permettono tra le altre cose di “degradare” istantaneamente la strumentazione non affidabile e di segnalare problemi che altrimenti non risulterebbero visibili (perdite, ecc.).

La Life Cycle Analysis (LCA) e le implicazioni per il settore produttivo

Quanto stiamo “consumando” quando usiamo l’auto? E quando prendiamo un caffè? E quando usiamo un elettrodomestico? In alcuni casi la risposta a queste domande può sembrare estremamente semplice: il consumo di un’automobile è scritto sul libretto ed è espresso in litri di benzina su 100 km. Ma questa è spesso una risposta ingannevole: un “consumo” realistico (che contabilizzi in qualche modo l’effetto complessivo sull’ambiente di un bene) deve tenere in debito conta anche tutte le risorse naturali utilizzate per la creazione del manufatto e tutte le risorse che servono per dismetterlo. E’ in questa ottica che nasce l’innovativa filosofia di pensiero denominata “Life Cycle Thinking” (LCT). Il principio che ispira questa filosofia è quello di considerare un prodotto come un insieme di processi, di flussi in input ed output di materiali e forme di energia associate a tutti gli step del suo ciclo di vita, dalla progettazione sino alla dismissione e al recupero o smaltimento finale. Partendo da questo approccio si sviluppa, in particolare in campo ambientale, la metodologia LCA “Life Cycle Assessment” che permette uno studio esaustivo del prodotto considerando tutti i processi connessi col suo intero ciclo di vita. Questo comporta che non vengono presi in considerazione solo gli effetti ambientali del semplice impianto di produzione, bensì l’intero processo che porta ad un prodotto, a partire dall’approvvigionamento delle materie prime (minerali, biomasse, flussi energetici, ecc.) fino allo smaltimento, passando attraverso l’utilizzo e il consumo. In questo panorama è molto importante definire con chiarezza i “confini” dello studio: lavorando in un contesto troppo ristretto, si potrebbe arrivare a delle conclusioni erronee a proposito di vantaggi o svantaggi; obiettivo degli studi LCA, invece, è il raggiungimento dell’ottimizzazione complessiva.
La SETAC (Society of Environmental Toxicology and Chemistry), che fu tra i primi a introdurre nei cicli progettuali la metodologia LCA, nel 1993 ne propose la seguente definizione: “procedimento oggettivo di valutazione di carichi energetici ed ambientali relativi ad un processo o un’attività, effettuato attraverso l’identificazione dell’energia e dei materiali usati e dei rifiuti rilasciati nell’ambiente. La valutazione include l’intero ciclo di vita del processo o attività, comprendendo l’estrazione e il trattamento delle materie prime, la fabbricazione, il trasporto, la distribuzione, il riuso, il riciclo e lo smaltimento finale” (SETAC, 1991).
Risulta evidente il concetto del “ciclo di vita” sul quale si basa lo studio sul prodotto analizzato, analisi “dalla culla alla tomba” (from cradle to grave) cioè dall’estrazione delle materie prime necessarie sino allo smaltimento finale. Non si pensi esclusivamente ai normali beni strumentali che acquistiamo e utilizziamo normalmente: si prestano ad analisi LCA anche opere complesse (come tracciati autostradali e impianti industriali) o servizi: particolarmente promettente per le sue indicazioni è ad esempio lo studio LCA delle diverse tipologie di raccolta dei rifiuti urbani.
A partire dal 1990 numerose iniziative furono avviate per per arrivare alla standardizzazione della metodologia LCA e si ebbe di conseguenza la pubblicazione di numerosi testi scientifici e strumenti di calcolo. Molto importante fu ovviamente la creazione di banche dati per l’applicazione pratica. L’International Standard Organization arrivò nel 1997 a definire le norme della famiglia ISO 14000 e successivamente, tra il 1998 e il 2000, le norme specifiche di prodotto della serie ISO 14040 che riportano i principi, i requisiti e le linee guida per l’applicazione della metodologia LCA ad un servizio o un prodotto; particolarmente importanti per una analisi del ciclo di vita sono le due norme di riferimento, la ISO 14040:2006 – Principles and framework e la ISO 14044 – Requirements and guidelines.
Con lo sviluppo della metodologia LCA si è arrivati ad avere oggi una struttura ben definita e un procedimento consolidato sulle modalità di svolgimento di un’analisi. Non di meno il campo dell’LCA è ancora in sviluppo: un esempio deriva dai modelli di calcolo utilizzati per la fase di LCIA che sono in continuo e costante aggiornamento e sviluppo, dove con LCIA (Life Cycle Impact Assessment) si intende quella fase in cui viene prodotto il passaggio dal dato oggettivo calcolato durante la fase di inventario al giudizio di pericolosità ambientale .
Ma quali sono le fasi di uno studio LCA? La prima fase di uno studio LCA è la “definizione dell’obiettivo e del campo di applicazione”; nel definire gli obiettivi dello studio si devono descrivere in modo chiaro l’utilizzazione prevista, le motivazioni che hanno portato allo studio, il pubblico a cui è destinato e la divulgabilità o meno dei risultati.
Segue poi un secondo step rappresentato dalla cosiddetta fase di “analisi dell’inventario”, detta anche fase di Life Cycle Inventory (LCI), che include la raccolta dei dati e i metodi di calcolo che permettono di quantificare i flussi di materia ed energia in entrata ed in uscita di un sistema di prodotto. Tale procedimento è un ”work in progress” che si completa via via che si procede con la raccolta dei dati : talvolta può rendersi necessario identificare nuovi requisiti o limitazioni riguardo i dati stessi, o modifiche nelle procedure di raccolta dati. Questa fase è particolarmente delicata per tutto quanto riguarda la definizione dei “system boundaries” ossia i confini entro i quali deve essere contenuta l’analisi.
A questa fase di definizione segue un processo di “valutazione dell’impatto del ciclo di vita” vero e proprio (LCIA, Life Cycle Impact Assessment), fase che include la raccolta dei risultati degli indicatori per le diverse categorie di impatto (cioè la classe che rappresenta i problemi ambientali di interesse ai quali possono essere assegnati i risultati dell’analisi dell’inventario del ciclo di vita; ciò si attua valutando l’entità dei potenziali impatti ambientali utilizzando i risultati dell’analisi dell’inventario del ciclo di vita).
Lo studio LCA si conclude ovviamente con l’”interpretazione dei risultati”, fase in cui i risultati ottenuti nelle precedenti fasi di analisi di inventario e di valutazione degli impatti vengono collegati tra loro al fine di trarne delle conclusioni e delle raccomandazioni, in riferimento all’obiettivo dello studio. Questa fase andrebbe condotta interagendo con gli altri elementi della fase di interpretazione in modo da valutare e comunicare i fattori significativi, la metodologia e i risultati.
Da quanto detto risulta chiaro che la quantificazione degli impatti è un punto critico del metodo: se stiamo valutando l’effetto ambientale di un’automobile come possiamo confrontare l’estrazione del minerale di ferro in Nuova Zelanda e le emissioni di ossidi d’azoto nel centro di Milano? Poichè la complessità delle relazioni tra i differenti impatti ambientali è enorme si utilizzano dei metodi standard per la valutazione degli impatti: tra questi vale la pena di ricordare gli Eco-indicator 99, il CML method, IMPACT 2002 e l’IPCC Greenhouse gas emission.
Quasi tutti questi metodi solitamente categorizzano gli stessi tipi di impatti. Un set di impatti molto comune è per esempio:

  • Riscaldamento globale (GWP)
  • Riduzione dell’ozono presente nella stratosfera (ODP)
  • Formazione fotochimica dell’ozono nella troposfera (POCP)
  • Eutrofizzazione (NP)
  • Acidificazione (AP)
  • Tossicità per l’uomo (HTP)
  • Eco-tossicità (ETP)
  • Utilizzo del territorio

Poichè descrivono processi complessi, le unità di misura sono spesso complicate: per esempio il GWP (Global Warming Potential) è la misura di quanto una data massa di gas serra contribuisce al riscaldamento globale.
In conclusione l’utilizzo dello strumento LCA come supporto per le scelte di un’organizzazione (sia essa un’azienda, un organo politico o un’amministrazione), può talvolta essere problematica, e dare origine a dati che suggeriscono prudenza nell’interpretazione dei risultati: la qualità dei dati utilizzati può avere un peso determinante nell’esito dei calcoli.
Ciononostante l’approccio, prettamente globale, della tecnica LCA, fa sì che l’analisi possa essere destinata ad orientare scelte aziendali o politiche (e in questo caso dovrebbe tenere conto, quanto più possibile, degli elementi caratteristici del contesto locale la cosidetta problematica della “spatial differentiation in LCA”).
Va comunque tenuto presente che negli studi LCA condotti su scenari futuri la definizione di determinate condizioni al contorno presenta inevitabilmente dei margini di discrezionalità che possono risultare molto ampi agli effetti del calcolo: ma non di meno questo genere di studi dovrebbe essere considerato dai “decision makers” di ogni livello come uno strumento strategico fondamentale, senza il quale le discussioni sugli “impatti ambientali” rischiano di rimanere vuoti esercizi retorici.

Cogenerazione: valutare la convenienza

Si prende in considerazione una azienda chimica che ha elevati consumi elettrici (prelevati da rete) e termici (vapore prodotto da gas naturale). L’azienda decide di valutare la convenienza di un investimento in un impianto di cogenerazione a metano.
Le valutazioni preliminari vanno fatte sul consumo elettrico complessivo e sul consumo termico complessivo, verificando che ci sia una sufficiente continuità nel corso dell’anno e anche una buona contemporaneità tra i due utilizzi. Il parametro riassuntivo di questa analisi è il T/E, rapporto tra consumo termico e consumo elettrico. Si assume che il rapporto sia ca. 2 e ca. costante per almeno 7000 h/anno (quindi ciclo continuo). Si assume che il consumo elettrico sia mediamente 1,5 MW.
Si valuta quindi l’inserimento di un gruppo cogenerativo turbogas della potenza di 1,5 MW elettrici, con caldaia a recupero in grado di erogare vapore alla pressione di rete per ca. 3 MW termici.
Ipotizzando che il nuovo gruppo abbia un rendimento elettrico del 30% e un rendimento termico del 60% (contro un rendimento termico delle caldaie esistenti dell’80% e un rendimento di produzione dell’EE di rete del 40%) l’indice di risparmio energetico vale:

IRE=1-1/(30/40+60/80)=33%

Il consumo dell’azienda è:
Consumo gas = 2000 kW / 80% / 35000 (PCI metano kJ/Nmc)=0,07 Nmc/sec
Per un costo complessivo di 107 €/h + 100 €/h di acquisto EE (valorizzata a 0,1 €kWh).

Il consumo orario di metano con coge sarà:
consumo = 1000 kW / 30%(rendimento) / 35000 (PCI metano kJ/NMc) = 0,1 Nm3/sec
Per un costo orario di 137 €/h (metano valorizzato a 0,4 €/Nmc).

Quindi il gruppo permette un risparmio di 207-137 = 70 €/h e di 490.000 €/anno.
Se si stima l’investimento in 2,5 M€ il pay-back (non attualizzato) è di ca. 5 anni. Va tenuto conto che l’intervento potrebbe godere anche dell’incentivazione con titoli di efficienza energetica, che andrebbero a ridurre il pay-back appena calcolato.

Nella valutazione va tenuto conto anche di:

  • disponibilità di spazi all’interno dello stabilimento;
  • cambiamenti di lay-out logistico e di distribuzione utilities;
  • cambiamenti organizzativi (nuovo personale / formazione del personale esistente);
  • modifiche nel regime autorizzativo (emissioni);
  • modifiche contrattuali per la fornitura del gas;
  • tempi di fermo impianto per installazione e collegamento del gruppo coge;

Per tutte queste voci vanno valutati i costi e le criticità relative.

Utilizzo degli indici energetici nei SGE

Gli indici energetici sono strumenti fondamentali per la gestione dell’energia in un’azienda perchè rappresentano la gestione in modo chiaro e sintetico. Alcuni indici che l’azienda potrebbe monitorare sono:

  • Consumo totale di energia: va calcolato riportando tutti i consumi primari (combustibili fossili, EE, scarti termovalorizzati, acquisti di utilities) a una base energetica comune (MJ o TEP);
  • Consumo specifico: è il consumo specifico diviso la produzione dell’azienda (n° pezzi prodotti, n° tonn prodotte, km percorsi, ecc.). E’ un indice significativo solo se la produzione è sufficientemente standardizzata da poter essere considerata indifferente dal punto di vista energetico. In questo caso è spesso utile separare una quota di consumo fisso (indicativamente il consumo dello stabilimento a produzione ferma) da una quota di consumo variabile (dipendente solo dalla produzione). Da notare che spesso il legame consumo energetico / produzione è non lineare.
  • Rendimento termico: è il rapporto tra la produzione di energia utile di una macchina termica e l’energia introdotta come combustibile (di solito calcolata sul CPI). Questo indice da utilissime indicazioni sullo stato di manutenzione della macchina ed eventualmente sulla convenienza di sostituirla.
  • COP: nelle macchine frigorifere è il rapporto tra frigorie ottenute ed energia utilizzata dal gruppo frigo. Come il rendimento dà indicazioni sulla manutenzione ma (in ambito climatizzazione) risente fortemente di fattori esterni quali la temperatura ambiente.
  • Consumo specifico per la produzione di utilities: è usato ad esempio per il controllo delle centrali aria compressa ed è calcolato come kWh/Nmc di aria compressa. Permette di riassumere semplicemente le prestazioni di una centrale.

Volendo impostare l’attività di un’azienda sul benchmarking è necessario disporre di dati di aziende comparabili (per esempio altri stabilimenti dello stesso gruppo o provenienti da analisi del settore). Per esempio nella raffinazione viene utilizzato l’indice Solomon che, tra gli altri dati, utilizza anche indici di intensità energetica. La disponibilità di confronti di questo tipo richiede la creazione di standard (p.e. Correlazioni tra consumi e fattori energetici), l’implementazione di politiche di budget e la valutazione attenta degli scostamenti tra i dati attesi e quelli ottenuti. Valutazioni di questo tipo sono utili se ripetute periodicamente, in quanto tengono conto del miglioramento medio di un settore.

Cogenerazione: valutare la fattibilità dell’intervento

Un sito che voglia valutare la convenienza di un impianto di cogenerazione deve avere le seguenti caratteristiche:

  • elevati consumi termici ed elettrici, continuativi per un buon periodo dell’anno; in alternativa deve avere nelle vicinanze un consumatore interessato ad assorbire parte della produzione (p.e. quartieri d’abitazione che vogliono accedere al teleriscaldamento);
  • contemporaneità di consumo termico ed elettrico;
  • disponibilità di una fonte energetica con PCI sufficientemente elevato (metano di rete, biogas, scarti industriali, ecc.).

Verificati questi requisiti andrebbe analizzato il consumo totale termico ed elettrico nell’arco di un periodo sufficientemente lungo per arrivare a definire il rapporto T/E (consumo termico/consumo elettrico). Altro elemento fondamentale è il livello termico del calore che si vuole recuperare
Le scelte tecnologiche per un gruppo coge sono essenzialmente:

  • Turbogas: 200 kW-100 MW. Funziona solo con combustibili liquidi o gassosi. Poco costosa e compatta e molto flessibile. Rendimento elettrico: 22-37%. T/E superiore a 2. Avviamento e cambiamenti veloci. Calore reso ad alta temperatura
  • Motori a combustione interna: 10 kW-120 MW. Funzionano con carburanti o gas. Poco costosa e compatta e molto flessibile. Rendimento elettrico: 30-45%. T/E attorno a 1. Calore reso a “bassa” temperatura.
  • Cicli rankine: potenza 500 kW-100 MW. Funziona con qualsiasi combustibile (anche solido). Costosa ma molto flessibile. Rendimento elettrico: 20-35%. T/E attorno a 2. Avviamento e cambiamenti lenti. Calore reso a media temperatura.

Poichè i gruppi turbogas emettono gas di scarico a temperature molto elevate può essere conveniente utilizzare questi fumi per far funzionare un gruppo Rankine: si parla in questo caso di gruppi combinati:

  • Gruppi combinati: 4-300 MW. Funziona solo con combustibili liquidi o gassosi. Costosa e poco flessibile. Rendimento elettrico: 45-55%. T/E inferiore a 2. Avviamento e cambiamenti lenti. Calore reso a media temperatura.

Ricapitolando la scelta del gruppo COGE andrà fatta sulla base di:

  • consumi complessivi;
  • T/E;
  • combustibili disponibili;
  • necessità di cambi d’assetto;
  • livello termico necessario.

Alghe, la nuova frontiere nella produzione energetica

Premessa
Energia e trasporti sono due settori a strettissimo contatto. Nei paesi industrializzati circa un terzo del consumo totale di energia primaria è utilizzato per i trasporti e si tratta nella quasi totalità di energia da fonti fossili. Come riuscirà a reggere questo comparto alla diminuita disponibilità di petrolio che si prospetta per i prossimi anni?
Una risposta, sia pure parziale, è data dall’utilizzo di biomasse per la produzione di carburanti. Essenzialmente i filoni tecnologicamente maturi sono il bioetanolo (su cui gravano sospetti di un EROEI minore di 1, ossia di richiedere per la produzione più energia di quella che viene restituita) e il biodiesel. Quest’ultimo è ottenuto quasi completamente dai semi delle oleaginose (colza, girasole, palma, ecc.).
Se a prima vista questo genere di produzione ha impatti positivi in termini di autonomia energetica e di ridotta emissione di CO2 (che viene parzialmente compensata dalla CO2 assorbita dalla pianta durante la sua crescita) non pochi dubbi sono stati sollevati su questa filiera di produzione, in termini di sostenibilità ambientale e di utilizzo della superficie agricola, bene strategico in un mondo sempre più affamato.
L’utilizzo di olio ricavato da biomassa algale permette, in prospettiva, di ridurre alcuni dei problemi suddetti in quanto le alghe non sono utilizzate come alimento primario e inoltre non richiedono terreni agricoli. Oltre all’uso energetico le alghe possono essere usate per colture alimentari, per la depurazione delle acque e come fertilizzanti, in quanto sono coltivate in particolari reattori che possono essere posti ovunque vi siano condizioni favorevoli in termini di temperatura e irraggiamento. Sono inoltre possibili più raccolte durante l’anno e non, come per tutte le altre piante a terra, uno o al massimo due raccolti l’anno.

Biodiesel, il quadro normativo
In Europa le modalità di utilizzo dei biocarburanti sono dettati dalla Direttiva Europea 2003/30/CE, recepita in Italia dal Decreto Legislativo 30/05/2005 n.128 nel quale vengono definite le modalità di tassazione alla quale devono essere sottoposti i biocarburanti. La Direttiva 2003/30/CE aveva come scopo la promozione e l’introduzione di biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili in sostituzione del carburante diesel o di benzina nei trasporti al fine di rispettare gli impegni della Comunità Europea in materia di cambiamenti climatici e per contribuire all’approvvigionamento rispettando l’ambiente e promuovendo fonti di energia rinnovabile: a questo scopo il Decreto 30/05/2005 prevedeva un incentivo alla produzione di oli minerali o biodiesel in quanto, in relazione ad un programma della durata di sei anni dal 1°gennaio 2005 al 31 dicembre 2010, esentato dalle accise nei limiti di un contingente di 200.000 tonnellate.
L’obiettivo nazionale nell’introduzione di biocarburanti ed altri carburanti rinnovabili, espressi come percentuale del totale del carburante diesel e di benzina nei trasporti, prevedeva il raggiungimento della soglia del 1% entro il 31 dicembre 2005, il 2,5% per il 31 dicembre 2008 e il 5,75% per il 31 dicembre 2010 (quest’ultimo coincide inoltre con l’obiettivo europeo). Il decreto del 25 gennaio 2010, però, ha ridotto questi obiettivi al raggiungimento della quota minima nazionale per il 2010 del 3,5 %, calcolato su base del tenore energetico; per l’anno 2011 tale quota è fissata al 4% e per il 2012 al 4,5%; percentuali comunque molto lontane dalla quota minima europea che è appunto del 5.75% .

Il biodiesel da microalghe
La produzione di biomassa algale ha trovato sempre più grande attenzione negli ultimi decenni in quanto sembra essere la risoluzione ai problemi legati alla produzione da colture tradizionali. Le microalghe potrebbero, infatti, produrre da 50.000 a 200.000 Litri di olio da trasformare in biodiesel per ettaro all’anno, in confronto ai 1.000, 2.500 o 6.000 (per l’olio di palma) litri per ettaro ottenibili dalle colture a terra.
La quantità di biodiesel prodotto dipende dal contenuto di lipidi nelle alghe , che a sua volta dipende dalla specie algale e dalle condizioni in cui viene coltivata. Alcune tipologie di alghe possono arrivare a contenere più del 80% di lipidi nella loro massa secca.
Il problema principale è al momento dovuto al costo molto alto della produzione di biodiesel da alghe, il quale è dovuto principalmente ai processi di raccolta della biomassa e alla concentrazione ed essiccamento della stessa: il biodiesel è un composto prodotto attraverso una reazione di trans-esterificazione a partire da trigliceridi e alcoli in presenza di un catalizzatore. Attualmente non sono ancora presenti impianti che permettano la produzione di biomassa su larga scala, in quanto questa nuova tecnologia è ancora in fase di sperimentazione.

Le microalghe: fonte perpetua di energia
La coltura di massa delle microalghe è studiata già da 60 anni, a cominciare dall’inizio degli anni ‘50 come potenziale fonte di sostentamento per l’umanità, con la prospettiva di risolvere la carenza alimentare dei paesi più poveri.
Le preoccupazioni riguardo l’inquinamento delle acque, negli anni ’60, svilupparono l’interesse nell’uso delle microalghe per il trattamento delle acque reflue. Trattare la acque reflue, infatti, sembrava essere il modo migliore, e più economico, per associare la depurazione delle acque, ricche di elementi fondamentali per la sintesi algale, alla crescita delle microalghe. Nel corso degli anni 80 si sono sviluppati negli Stati Uniti sia impianti di dimensioni importanti che centri di trattamento delle acque reflue di medie o piccole dimensioni che utilizzavano open pond, e in rari casi si effettuava la raccolta della biomassa algale prodotta.
Le microalghe sono microorganismi unicellulari autotrofi o eterotrofi che crescono, come le piante terrestri, attraverso un processo di fotosintesi in cui catturano anidride carbonica e energia luminosa, e le convertono in lipidi. Il gruppo delle microalghe include procarioti (cianobatteri o alghe verdi-azzurre) e eucarioti (alghe verdi, diatomee, alghe rosse, etc…). Una delle più grandi sfide nella coltura delle alghe è individuare le specie che crescnoa velocemente e che contengano al loro interno un alto contenuto di lipidi, i quali siano facili da estrarre e raccogliere.
Le colture di microalghe sono usate comunemente come alimentazione in acquacoltura e per la produzione di molecole ad alto valore aggiunto, a causa dell’alto contenuto di acidi grassi delle alghe. Affinchè la crescita possa essere attuata e favorita devono essere rispettate alcune condizioni ambientali fondamentali. Nelle prime due fasi di crescita deve essere fornito un apporto di nutrienti, ed essendo le alghe organismi autotrofi fotosintetici è costituito, perdipiù, da concentrazioni adeguate di CO2, N (sotto forma di nitrati di ammonio) e P (sotto forma di fosfati) oltre che un esposizione alla luce adeguata. L’energia radiante, infatti, è in grado di promuovere i processi di fotosintesi che consentono la fissazione dell’anidride carbonica e degli altri nutrienti inorganici presenti in fase fluida, producendo materiale organico che costituisce la cellula algale; questa può quindi accrescersi e moltiplicarsi per fissione o duplicazione producendo altra biomassa ad alto contenuto lipidico.

Le specie più promettenti
Nella produzione di biodiesel da alghe i parametri fondamentali da considerare per individuare le specie algali migliori, sono l’analisi della concentrazione di lipidi e la velocità di crescita. A parte questi due valori fondamentali devono essere considerati, inoltre, il rischio di contaminazione della coltura, apporto di nutrienti necessario e le tecnologie di raccolta e concentrazione della biomassa. Potrebbe infatti essere favorita la coltura di una specie in grado di effettuare bioflocculazione in particolari condizioni ambientali. In seguito verranno passate in rassegna alcune delle specie algali più usate.

  • Arthrospira platensis: È conosciuta anche con il nome di Spirulina per la sua particolare forma. È coltivata sia all’interno di fotobioreattori che in lagune aperte o raceway. La specie Spirulina è relativamente resistente alla contaminazione quanto cresce all’interno di un mezzo che contiene un’alta concentrazione di bicarbonato (15g/L). La maggior parte dei sistemi di produzione di questa specie usa raceway poco profondi, foderati di plastica e miscelati con ruote a pale che permettono un buon controllo delle condizioni.
  • Dunaliella salina: La coltura di questa tipologia di alga richiede particolari condizioni climatiche ed ambientali oltre alla disponibilità di specifici substrati nutritivi che ne favoriscono ed incrementano la crescita. La produzione di questo tipo alga avviene solitamente in raceway non molto profondi miscelati con ruote a pale. Possono essere usati, tuttavia, anche grandi pond non miscelati posizionati in luoghi dove il costo del terreno non è rilevante, in modo da diminuire cosi il costo di produzione.
  • Botryococcus braunii: È un microalga verde a forma di piramide. Le colonie di questa tipologia di alghe possono crescere in laghi ed estuari della zona tropicale o temperata e possono fiorire in presenza di elevati livelli di fosforo disciolto. L’olio derivante da questa specie algale non permette di ottenere biodiesel attraverso trans-esterificazione in quanto esso presenta trigliceridi di acidi grassi; può essere usato come materia prima per idrocracking e raffinazione dell’olio per produrre ottano, cherosene e diesel.

Recupero della biomassa algale e conversione dei lipidi in biocarburante
Una volta prodotta, la biomassa algale essa deve essere recuperata dai terreni di coltura per essere trattata e utilizzata nei suoi vari impieghi. La raccolta e l’isolamento della produzione delle colture microalgali è una delle aree più problematiche nella tecnologia di produzione del biocarburante dalle alghe. Questo è dovuto al costo dei processi di recupero della biomassa da una soluzione fortemente diluita, soprattutto se la coltura è stata effettuata in vasche aperte.
I metodi di recupero della biomassa sono diversi e presentano oltre a caratteristiche differenti anche costi variabili. La biomassa diluita raccolta deve essere concentrata di oltre 100 volte per raggiungere una densità sufficiente (almeno 50g/L, preferibilmente 100g/L o oltre) a consentire il suo successivo processamento e conversione a biocombustibile.
Le principali tecniche usate per il recupero e concentrazione di biomassa sono:

  • Flocculazione: È la raccolta delle cellule in una massa aggregata attraverso l’addizione di polimeri. Le cellule microalgali aggregate offrono il vantaggio di una più facile separazione dal brodo di coltura;
  • Centifugazione: Può essere utilizzata per quasi tutti i tipi di alghe anche se è sconsigliata per quelle che presentano cellule molto fragili. La centrifuga è praticamente un serbatoio di sedimentazione nel quale vi è un miglioramento della forza di gravità per favorire la sedimentazione;
  • Filtrazione: Viene usata in campo commerciale per raccogliere la Spirulina e questo processo risulta relativamente a basso costo usando i cosiddetti microfiltri. Si tratta solitamente di filtri rotanti con un controlavaggio, filtri inclinati o vibrofiltri;.

Una volta separata la biomassa algale deve essere in primo luogo sottoposta a un processo di estrazione dei lipidi per ottenere l’olio di alga, il quale, poi, verrà trattato per essere trasformato in biodiesel. La frazione lipidica può essere estratta dalla biomassa attraverso estrazioni con solventi, meccaniche, o con l’utilizzo degli ultrasuoni. Può essere sottoposta inoltre a pirolisi o cracking.

Conclusioni
Da quanto esposto risulta chiaro come le potenzialità della produzione di biodiesel da microalghe siano estremamente interessanti. Al momento, in tutte le sperimentazioni effettuate, il problema risultano essere gli elevati costi di separazione e trasformazione della biomassa in carburante. Ciononostante la possibilità di integrare la produzione di biocarburanti con altre produzioni (quali ad esempio la produzione di integratori alimentari, biofertilizzanti, mangimi o carta) o altri utilizzi (come ad esempio la depurazione delle acque reflue) rende il settore delle alghe uno dei più promettenti nel panorama delle energie rinnovabili.