Cosa dovrebbero sapere i Politici riguardo gli impianti di ......biogas di piccola taglia (digestione su micro-scala), contiene un riassunto di tutti gli ... La digestione su micro-scala

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Cosa dovrebbero sapere i Politici riguardo

gli impianti di biogas di piccola taglia

Progetto: BioEnergyFarm2

Numero di Contratto: IEE/13/683/SI2.675767

Partners del Progetto: Cornelissen Consulting Services B.V., DCA Multimedia B.V., University

of Turin, Coldiretti Piemonte, National Energy Conservation Agency(NAPE), Foundation Science

and Education for Agro-Food Sector (FNEA), IBBK Fachgruppe Biogas GmbH, Association for

Technology and Structures in Agriculture (KTBL), Boerenbondvereniging voor Projecten vzw,

Agrotech A/S, Okologisk Landsforening, Chambre regionale d'agriculture de Bretagne, TRAME

Deliverable: 3.1

Data: 30/11/2014

Autori: Liliana Mirosz, Marek Amrozy, Adrian Trząski, Anna Wiszniewska

Organizazioni: National Energy Conservation Agency (NAPE), Poland

Il contenuto di questa pubblicazione è unicamente responsabilità degli autori. Non riflette necessariamente le opinioni

dell’Unione Europea . Ne l’EAC ne la Commissione Europea sono responsabili per l’uso che può essere fatto delle informazioni qui

contenute.

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Contenuti

1 Brevemente ...................................................................................... 4

1.1 Chi siamo e a chi ci rivolgiamo ........................................................... 4

1.2 Cos’è la digestione su micro-scala? ...................................................... 4

1.3 Qual è lo stato di sviluppo dei digestori su micro scala nel tuo paese? ............ 5

1.4 Come i digestori su micro scala si inseriscono nella strategia energetica Europea?

6

1.5 Qual è il potenziale dei digestori su micro scala? ..................................... 7

1.6 Nonostante i molti vantaggi, ci sono ancora alcuni ostacoli ......................... 9

1.7 Cosa si può fare per i digestori su micro scala? ........................................ 9

1.8 Come vengono supportati i digestori su micro scala nel tuo paese? ............... 11

1.9 Da dove possiamo iniziare?............................................................... 12

2 Digestione su micro-scala nella pratica ..................................................... 13

2.1 Come funzionano gli impianti per la digestione su micro scala? ................... 13

2.2 Come si presentano gli impianti di digestione su micro scala? ..................... 14

3 Digestione su micro-scala come parte integrante della strategia energetica dell’UE 19

3.1 L’energia dal biogas è sicura ............................................................ 19

3.2 L’energia dal biogas è competitiva ..................................................... 19

3.3 L’energia dal biogas è sostenibile ...................................................... 20

4 Benefici socio-economici della digestione su micro-scala ................................ 21

4.1 Crescono i posti di lavoro ................................................................ 21

4.2 Disponibilità finanziarie in aumento .................................................... 21

4.3 Crescono le responsabilità sociali ....................................................... 21

4.4 Meno guasti nella rete elettrica ......................................................... 22

4.5 Vantaggi per gli agricoltori .............................................................. 22

5 Benefici ambientali della digestione su micro-scala ...................................... 24

5.1 Gli impianti di digestione su micro scala nella strategia “Energia 2020” ......... 24

5.2 Le emissioni di gas serra nell’agricoltura .............................................. 26

5.3 Riduzione delle emissioni ................................................................ 27

5.4 Digestato come fertilizzante ............................................................ 32

6 Meccanismi di sostegno adottabili per lo sviluppo della digestione su micro-scala .. 33

6.1 Opzioni di sostegno disponibili .......................................................... 33

6.2 Opzioni di supporto in fase di investimento ........................................... 33

6.3 Opzioni di supporto in fase di gestione degli impianti ............................... 34

6.4 Meccanismi di supporto scelti dai paesi dell’UE ...................................... 37

7 Riepilogo ......................................................................................... 38

Appendice I. Norme giuridiche per la digestione su micro-scala nell’UE ............... 39

I.1 Belgio ....................................................................................... 39

I.2 Danimarca .................................................................................. 40

I.3 Francia ...................................................................................... 41

I.4 Germania ................................................................................... 42

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I.5 Italia ......................................................................................... 45

I.6 Olanda ...................................................................................... 50

I.7 Polonia ...................................................................................... 54

Appendice II BioEnergyFarm2 – alcune parole riguardo al progetto ..................... 57

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1 Brevemente

Questo capitolo vuole fornire una visione generale di cosa siano gli impianti di

biogas di piccola taglia (digestione su micro-scala), contiene un riassunto di tutti gli

argomenti presenti nel documento e che saranno più dettagliatamente illustrati in

seguito.

1.1 Chi siamo e a chi ci rivolgiamo

Questo documento fa parte del progetto BioEnergyFarm2, inserito all’interno del

programma Intelligent Energy Europe (IEE) della Commissione Europea.

Lo scopo è quello di spiegare in modo conciso e disinteressato i vantaggi della

digestione su micro-scala (MSD) tramite l’utilizzo dei reflui zootecnici aziendali. Tra le

varie attività condotte, è stato sviluppato un “calcolatore di fattibilità online” al fine di

permettere agli agricoltori di valutare la possibilità di investimento dei digestori su

micro scala. Nell’ambito del progetto operano inoltre, 60 esperti disponibili ad assistere

gli interessati nella stesura di un proprio piano aziendale. Questo documento vuole

essere uno ssttrruummeennttoo aa ddiissppoossiizziioonnee ddeeii ppoolliittiiccii aaffffiinncchhéé ccoonnssiiddeerriinnoo llaa ppoossssiibbiilliittàà ddii

aaddoottttaarree uunn ppiiaannoo ddii ssvviilluuppppoo ddeellllaa ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroo ssccaallaa.

Questa guida è un prodotto del progetto BioEnergyFarm2, e si basa sui resoconti

della Commissione Europea e sui risultati scaturiti da progetti precedentemente

sviluppati in Europa relativi al biogas quali: BioEnergyFarm I, Sustaingas, Biogas3,

BiogasHeat e Agrobiogas.

1.2 Cos’è la digestione su micro-scala?

La digestione su micro-scala è una tecnologia per la pprroodduuzziioonnee ddii bbiiooggaass

uuttiilliizzzzaannddoo ssoolloo llee rriissoorrssee ddeellll’’aazziieennddaa aaggrriiccoollaa ee,, ssoopprraattttuuttttoo,, ii rreefflluuii zzooootteeccnniiccii

qquuaallee pprriinncciippaallee ssuubbssttrraattoo..

Il biogas è il prodotto di un processo di fermentazione durante il quale il

materiale organico viene ridotto e trasformato da microorganismi.

vedi Appendice III

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Il biogas così ottenuto viene utilizzato essenzialmente per la ffoorrmmaazziioonnee ddii

eenneerrggiiaa: termica o termica ed elettrica (prodotti dagli impianti di cogenerazione CHP).

Un’ulteriore possibilità di utilizzo del biogas è “l’upgrade a biometano”, una

nuova opportunità per l’utilizzo del biogas prodotto sia come carburante per i mezzi di

trasporto sia per la sua immissione nella rete distribuzione del gas naturale.

I reflui digeriti (ovvero l’output della digestione anaerobica detto “digestato”)

vengono utilizzati come ffeerrttiilliizzzzaannttee per i terreni agricoli poiché presentano maggiori

vantaggi rispetto ai reflui non trattati (trattandosi di materiale stabilizzato, non più

putrescibile, le emissioni odorifere risultano nettamente inferiori).

La digestione su micro-scala è inoltre una fonte di produzione di energia

rinnovabile che contribuisce a ridurre le emissioni di gas serra e l’uso di combustibili

fossili.

1.3 Qual è lo stato di sviluppo dei digestori su micro

scala nel tuo paese?

Il numero degli impianti per la digestione su micro-scala presenti in ogni paese,

alla data di stesura del presente documento, è rappresentato nella figura sottostante.

Figura 1. Numero stimato di digestori su micro-scala operativi nelle aziende agricole dei paesi

selezionati in relazione al questionario compilato dai partner del progetto BioEnergyFarm2.

2

5

70 550

70

60

15

vedi Capitolo 2

La potenza elettrica massima

degli impianti in micro-scala

di ogni paese

Francia 100 kWe

Belgio 30 kWe

Olanda 50 kWe

Danimarca 100 kWe

Germania 75 kWe

Polonia 40 kWe

Italia 300 kWe

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L’attuale livello di sviluppo dei digestori su micro scala in Europa dipende principalmente

dalle misure di incentivazione adottate dai vari Paesi, tuttavia, ad incidere sulla loro diffusione

sono più fattori quali: le dimensioni dell’azienda, la richiesta del mercato, le norme giuridiche

ed i servizi di divulgazione ed assistenza tecnica disponibili. Questi fattori saranno descritti

meglio successivamente.

Gli stati che hanno già fatto molto per lo sviluppo dei digestori su micro scala sono: la

Germania, il Belgio e l’Italia, tuttavia cc’’èè aannccoorraa mmoollttoo ddaa ffaarree..

1.4 Come i digestori su micro scala si inseriscono nella

strategia energetica Europea?

La digestione su micro-scala ssii iinntteeggrraa ppeerrffeettttaammeennttee nneellllaa ssttrraatteeggiiaa eenneerrggeettiiccaa

EEuurrooppeeaa basata su competitività, sostenibilità e sicurezza.

Figura 2. Caratteristiche della produzione di biogas con micro impianti

• diminuisce la nostra dipendenza da Paesi terzi per l'approvvigionamento dell'energia che ci è necessaria

• accresce la sicurezza dell'alimentazione elettrica

• è prodotta dagli agricoltori per le loro necessità da una risorsa disponibile gratuitamente: i reflui zootecnici!

energia COMPETITIVA

• riduce le emissioni, diminuenedo l'uso di combustibile fossile

• riduce la produzione di metano e di ossido di azoto dovuto allo stoccaggio dei reflui zootecnici

• crea nuovi posti di lavoro (fornitori, installatori , consulenti tecnici ....)

• aumenta il reddito aziendale poichè combustibile e fertilizzanti risultano disponibili gratuitamente

energia SOSTENIBILE

• decentralizza la produzione di energia evitando l'incertezza dell'offerta e riducendo l'impatto delle fluttuazioni del prezzo del petrolio

energia SICURA

vedi Capitolo 3

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1.5 Qual è il potenziale dei digestori su micro scala?

La digestione su micro-scala e la produzione di biogas:

aumentano ll’’ooffffeerrttaa eenneerrggeettiiccaa ee ddiimmiinnuuiissccoonnoo ll’’eenneerrggiiaa iimmppoorrttaattaa.

migliorano la situazione ssoocciioo--eeccoonnoommiiccaa:

o ccrreeaannoo nnuuoovvii ppoossttii ddii llaavvoorroo (fornitori, installatori, consulenti ….).

o incentivano lo sviluppo di filiere locali poiché vengono utilizzate risorse e

aziende di installazione e manutenzione del luogo.

o rappresentano un’opportunità per le aziende a conduzione familiare.

o ppeerrmmeettttoonnoo uunnaa mmiigglliioorree ggeessttiioonnee ddeeii rreefflluuii zzooootteeccnniiccii ccoonn bbeenneeffiiccii ddii

nnaattuurraa aanncchhee eeccoonnoommiiccaa.

rriidduuccoonnoo llee eemmiissssiioonnii e contribuiscono al raggiungimento degli impegni di Kyoto

quali:

o aauummeennttaarree ddeell 2200%% llaa qquuoottaa ddii eenneerrggiiaa rriinnnnoovvaabbiillee utilizzata nei consumi

energetici totali.

o rriidduurrrree ddeell 2200%% ll’’eemmiissssiioonnee ddii ggaass sseerrrraa (GHG), attraverso:

la ssoossttiittuuzziioonnee ddii ccoommbbuussttiibbiillii ffoossssiillii con energia rinnovabile

ottenuta dai reflui zootecnici

la rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii mmeettaannoo dovute agli allevamenti (la

gestione dei reflui incide in misura dell’1,63% sulle emissioni totali

di gas serra)

vedi Capitolo 4

vedi Capitoli 3 e 4

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Figura 3. La diminuzione delle emissioni di gas serra ottenuta dalla digestione su micro-scala è data

dalla riduzione delle emissioni di CO2 derivante dall’utilizzo di energia rinnovabile + il

beneficio ottenuto dalla mancata emissione di metano grazie ad una migliore gestione dei

reflui zootecnici, tale per cui il risultato è quello di un risparmio di 2 kg. di CO2 equivalenti

per una riduzione di 1 Kg di combustibile fossile

ulteriori vantaggi:

o la produzione di un ffeerrttiilliizzzzaannttee (digestato) migliore rispetto ai reflui

zootecnici freschi perché: meno acido, più facilmente assimilabile dalle

piante, con meno semi di erbe infestanti e caratteristiche emissive meno

sfavorevoli:

i costi di alimentazione degli impianti sono trascurabili perché

rappresentati da prodotti di scarti delle aziende agricole (letame,

liquame e sottoprodotti delle coltivazioni)

si riduce l’utilizzo di ffeerrttiilliizzzzaannttii cchhiimmiiccii.

o rriidduuccee ggllii ooddoorrii.

o contribuisce a migliorare il benessere degli animali, poiché i reflui vengono

immediatamente raccolti e trasferiti.

1Kg (riduzione combustibili fossili)

circa 1 Kg (riduzione

di metano)

circa 2 Kg di CO2

vedi Capitolo 5.4

vedi Capitolo 5 e Appendice II

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1.6 Nonostante i molti vantaggi, ci sono ancora alcuni

ostacoli

Gli ostacoli per lo sviluppo di questa tecnologia sono:

pprroocceedduurree ddii aauuttoorriizzzzaazziioonnee ttrrooppppoo ccoommpplleessssee,, lluunngghhee ee ccoossttoossee in rapporto

alla semplicità dei digestori su micro scala.

difficoltà nell’ottenere i finanziamenti necessari per gli investimenti, dovuta a :

o un qquuaaddrroo ggiiuurriiddiiccoo rriigguuaarrddaannttee ggllii iinncceennttiivvee ee llaa ffiissccaalliittàà iinnssttaabbiillee.

o alti costi di investimento; benché rreemmuunneerraattiivvoo aa lluunnggoo tteemmppoo la

digestione su micro-scala richiede un investimento iniziale elevato

o alcune istituzioni non sono a conoscenza o non condividono i vantaggi

offerti dai digestori su micro scala.

1.7 Cosa si può fare per i digestori su micro scala?

Per le motivazioni espresse precedentemente, sarebbe quindi auspicabile il

superamento degli ostacoli evidenziati per favorire lo sviluppo della digestione su micro-

scala. Tutte le “parti interessate” dovrebbero essere informate sui vantaggi ambientali,

energetici ed economici e, soprattutto, sarebbe necessario disporre di un panorama

giuridico stabile nel tempo al fine di garantire maggiore sicurezza ai potenziali

investitori: “schemi di supporto stabile a lungo termine sono fondamentali per la

diffusione dei digestori su micro scala”.1

Gli investimenti nel biogas sono elevati, prevedono tempi di rientro dei capitali

investiti lunghi e come tali necessitano di uno scenario economico e giuridico stabile e

duraturo nel tempo.

I mezzi fondamentali per favorire lo sviluppo del biogas sono pertanto:

nella fase di investimento:

o nnoorrmmee lleeggiissllaattiivvee ppiiùù sseemmpplliiccii per la costruzione degli

impianti.

o uunn ssiisstteemmaa ddii iinncceennttiivvii ppeerr ll’’iinnvveessttiimmeennttoo.

o maggiore facilità di accesso al credito.

1 Direzione generale delle Politiche, dipartimento Economico e Scientifico, "Decentralized Energy Systems", M.

Altmann, A. Brenninkmeijer, J.-Ch. Lanoix, D. Ellison, A. Crisan, A. Hugyecz, G. Koreneff, S. Hänninen, P. Linares, 2010.

vedi Appendice I

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o norme più semplici per la connessione alla rete elettrica

nazionale

nella fase operativa:

o ssuuppppoorrttoo eeccoonnoommiiccoo, quale:

entrate derivanti dalla vendita dell’energia elettrica

garantite

esenzioni/facilitazioni fiscali

o lo sviluppo di ssttaannddaarrdd ddii qquuaalliittàà adeguati che garantiscano la

sicurezza e l’efficienza dell’impianto.

vedi Capitolo 6

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1.8 Come vengono supportati i digestori su micro scala

nel tuo paese?

Le informazioni riguardanti le misure di sostegno per l’attuazione e/o gestione dei

digestori su micro scala nei Paesi europei vengono riportate nella Tabella1, avendo ogni

Paese adottato politiche di sviluppo differenti.

Sostegni BE DK FR DE IT NL PL

Contributi per l’investimento X* X X X

Compenso garantito aggiuntivo rispetto alla rendita

ritraibile dalla produzione e vendita dell’elettricità sul

mercato X


ritraibile dalla produzione e vendita del calore

prodotto sul mercato X


ritraibile dalla produzione e vendita del biometano sul

mercato X

Contributi in forma di “certificati verdi” di produzione

o vendita di elettricità sul mercato X X

Tariffa omnicomprensiva per la vendita di elettricità X X X X X

Tariffa omnicomprensiva per la vendita del calore

Tariffa omnicomprensiva per la vendita del biometano X X X

Agevolazioni fiscali X X X X X X

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* la proposta per i sussidi non è definitiva

Tabella 1. Metodi per sostenere l’energia rinnovabile nei vari paesi.

1.9 Da dove possiamo iniziare?

Dopo aver evidenziato i problemi che rallentano lo sviluppo della digestione su

micro-scala nei diversi Paesi, ci occuperemo qui di seguito di illustrare nel dettaglio

come si può contribuire a portare avanti questo progetto..

Buona lettura!

vedi Capitolo 6.3.2 e Appendice I

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2 Digestione su micro-scala nella pratica

2.1 Come funzionano gli impianti per la digestione su

micro scala?

Il processo inizia negli allevamenti di bestiame. Il letame ed il liquame vengono

lasciati per breve tempo in una struttura di stoccaggio per essere poi introdotti nel

digestore. Qui, ttrraammiittee llaa ffeerrmmeennttaazziioonnee aannaaeerroobbiiccaa,, vviieennee pprrooddoottttoo iill bbiiooggaass.

Terminato il tempo per la “digestione”, il prodotto in uscita viene portato nella vasca

di stoccaggio e, successivamente, utilizzato ccoommee ffeerrttiilliizzzzaannttee.

Figura 4. Schema della digestione dei reflui zootecnici. Fonte: NAPE.

Il biogas può essere usato in molti modi, ma principalmente vviieennee iimmppiieeggaattoo ppeerr

ggeenneerraarree ccaalloorree eedd eelleettttrriicciittàà nneeii mmiiccrroo iimmppiiaannttii aa ccooggeenneerraazziioonnee ((CCHHPP)). L’elettricità

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e l’energia termica prodotta possono essere ceduti a terzi, usati in azienda per scopi

agricoli o utilizzati nelle abitazioni. La strategia migliore è quella del massimo utilizzo

possibile dell’energia prodotta, sia essa termica o elettrica, per le necessità aziendali

e/o delle utenze vicine all’impianto di produzione. L’eventuale energia elettrica in

eccesso potrà essere ceduta tramite immissione nella rete elettrica pubblica.

Dunque, iill mmooddoo ppiiùù pprroodduuttttiivvoo eedd uuttiillee ddii iimmppiieeggoo ddeell bbiiooggaass,, ddiippeennddee ddaallllee

nneecceessssiittàà ddeellll’’aarreeaa ddii iinnssttaallllaazziioonnee,, eevviittaannddoo cchhee ppaarrttee ddeellll’’eenneerrggiiaa pprrooddoottttaa nnoonn

vveennggaa aaddeegguuaattaammeennttee uuttiilliizzzzaattaa.

2.2 Come si presentano gli impianti di digestione su

micro scala?

Qui di seguito vengono presentati alcuni esempi di digestori su micro-scala. Vicino

ad ogni immagine si riportano i dati relativi al tipo di impianto: tipo e qualità di refluo

utilizzato, quantità di biogas prodotta, uso del biogas ed i dati tecnici dell’impianto.

Figura 5. Micro impianto a biogas alimentato a liquame (mono-digestore). Luogo: Oelegem, Belgio. Fonte:

Bioelectric

vedi www.bioenergyfarm.eu per maggiori informazioni

Substrato:

2. 900 t all’anno di

liquame bovino

Quantità di biogas:

69.600 m3 all’anno

Uso del biogas:

cogenerazione calore ed energia

Potenza elettrica: 19,4 kW

Energia elettrica: 155.200 kWh

Energia termica: 335.000 kWh

Uso del calore:

riscaldamento nei processi

e nell’azienda

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Figura 6. Digestore a torre Microferm. Luogo: Well, Olanda. Fonte: HoSt.

Figura 7. Alimentata principalmente a liquame con una semplice separazione. Luogo: Aarhus, Damimarca.

Fonte: Gosmer Biogas

Substrato:

6 .000 - 8 .000 t all’anno

letame bovino e liquame suino

quantità di biogas:

200. 000 – 260.000 m3 all’anno

Uso del biogas:


Potenza Elettrica: 65 kW

Potenza Termica: 95 kW

Energia Elettrica: 550.000 kWh

Uso del calore:

riscaldamento dei processi e

lavorazione del latte

Substrato:

9. 100 t all’anno

liquame suino


120 .000 m3 all’anno

Uso del biogas:


+ calore(in caldaia)



Energia Termica: 360.000 kWh

+ 130. 000 kWh (caldaia)

Uso del calore:

nelle stalle dei suini e nell’azienda

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Figura 8. Impianti per la digestion a umido in conteiner. Luogo: Birkenhof, Germania. Fonte: DynaHeat-

HPE.

Figura 9. Alimentato da liquame con un miscelatore di pre-trattamento. Luogo: Undués de Lerda

(Zaragoza), Spagna. Fonte: Biovec.

Substrato:

2.200 t all’anno

liquame bovino


80. 000 m3 all’anno

Uso del biogas:


Potenza Elettrica: 7 - 12 kW

Energia Elettrica: 90. 000 kWh

Energia Termica: 180. 000 kWh

Uso del calore:

riscaldamento nei processi e nelle

abitazioni

Substrato:

2. 000 t all’anno

liquame suino



Uso del biogas:

calore (in caldaia)


Energia Termica: 900. 000 kWh

Uso del calore:

riscaldamento dei processi

e dell’azienda

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Figura 10. Fermentazione a umido. Luogo: Balve, Germania. Fonte: NQ Anlagentechnik.

Figura 11. Impianto a piccola scala per reflui zootecnici.

Luogo: Saint Lambert la Potherie, Francia. Fonte: Evalor.

Substrato:

6 .800 t all’anno di liquame

+ 780 t all’ anno di letame


321.000 m3 all’anno

Uso del biogas:




Energia Termica: 749.400 kWh

Uso del Calore:

riscaldamento dei processi, delle

abitazione e nella mungitura

Substrato:

4. 000 t all’anno di liquame suino

+ 50 t all’anno di sottoprodotti

+ 100 t all’anno di foraggi insilati



Uso del biogas:

calore (in caldaia)


Uso del calore:

riscaldamento dei processi e nelle

stalle

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Figura 12. Digestore a torre, combinato con l’idrolisi. Location: Hengelo, the Netherlands. Source:

Fermtechsystems.

Substrato:

3. 000 t all’anno

di liquame

+ 100 t all’anno di glicerina



Uso del biogas:





Uso del Calore:

riscaldamento nei processi e per il futuro

trattamento dei reflui

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3 Digestione su micro-scala come parte

integrante della strategia energetica

dell’UE

La strategia energetica Europea si basa su energia sicura, competitiva e

sostenibile. La digestione su micro-scala si inserisce perfettamente in questo contesto,

portando benefici ai produttori, ai consumatori e all’ambiente.

3.1 L’energia dal biogas è sicura

L’uso di digestori su micro scala mmiigglliioorraa llaa ssiiccuurreezzzzaa iinn ccaammppoo eenneerrggeettiiccoo ssiiaa iinn

pprroossppeettttiivvaa llooccaallee cchhee nnaazziioonnaallee.

Dal punto di vista della sicurezza nazionale, l’auto-approvvigionamento di

combustibile riduce l’importazione dall’estero, stabilizza l’economia nazionale, evita

l’incertezza della domanda e riduce l’impatto delle variazioni di quotazioni dei

combustibili fossili.

Dal punto di vista locale, la decentralizzazione della produzione di energia

migliora la sicurezza delle forniture energetiche per le famiglie.

3.2 L’energia dal biogas è competitiva

La diffusione dell’energia alternativa prodotta dai reflui zootecnici può

incrementare la competitività sul mercato europeo, contribuendo alla diminuzione dei

costi di produzione.

L’energia prodotta con questa tecnologia, diventerebbe meno costosa se ci fosse

una maggiore diffusione dei digestori su micro-scala ed un adeguato servizio di

consulenza, obiettivo quest’ultimo perseguito anche con il progetto BioEnergyFarm2.

Un altro aspetto da considerare è la crescente domanda di energia elettrica, nelle

aree rurali, dove spesso la rete elettrica è di bassa qualità e soggetta ad avaria.

Le attività svolte nelle aziende agricole che necessitano di un continuo apporto di

energia sono numerose, quindi ddiissppoorrrree ddii uunnaa ffoonnttee ““aauuttoo pprrooddoottttaa”” ee ccoossttaannttee,,

ccoossttiittuuiissccee uunn ggrraannddee vvaannttaaggggiioo.

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3.3 L’energia dal biogas è sostenibile

L’utilizzo di energia rinnovabile offre vantaggi non soltanto alle generazioni

attuali ma, se prodotta con tecniche appropriate, garantisce la sostenibilità dei processi

produttivi anche per le generazioni future.

La sostenibilità di questo processo dipende dal fatto che la produzione di energia

avviene attraverso l’utilizzo di sottoprodotti in sostituzione dei carburanti fossili

rriidduucceennddoo,, aalllloo sstteessssoo tteemmppoo,, llee eemmiissssiioonnii ddii ggaass cclliimmaa aalltteerraannttii.

I benefici ambientali sono descritti (e calcolati) nel capitolo 5.

Per ogni kg. di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in

sostituzione delle fonti fossili, si ha un ulteriore vantaggio, pari alla mancata

emissione di un kg. di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano

derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici.

rriidduuccee iill CCOO22 ddii 11KKgg..

Sostituendo l’uso tradizionale del letame con la digestione anaerobica, ssii rriidduuccee iill

CCOO22 ddii 11KKgg.

Quindi llee eemmiissssiioonnii ssii rriidduuccoonnoo ddeell ddooppppiioo!! (media dei paesi dell’UE partners)

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4 Benefici socio-economici della digestione su

micro-scala

4.1 Crescono i posti di lavoro

La gestione di un impianto di digestione su micro-scala richiede molte ore di

lavoro che, tuttavia, riescono ad essere assorbite nell’abito della normale attività

dell’azienda agricola.

Tuttavia se si considera l’intera filiera produttiva, a partire dai produttori dei

componenti degli impianti fino ad arrivare all’azienda agricola, si verifica che questa

attività produce nnuuoovvii ppoossttii ddii llaavvoorroo occupati da differenti professionalità come:

consulenti, fornitori di tecnologie ……..

4.2 Disponibilità finanziarie in aumento

Per la manutenzione degli impianti di digestione su micro scala vengono

generalmente utilizzate risorse e aziende locali, in questo modo si contribuisce a

mantenere viva l’economia del territorio.

4.3 Crescono le responsabilità sociali

Pur se l’impatto ambientale conseguente l’installazione di un digestore su micro

scala è molto contenuto, a differenza dei grandi impianti di produzione di biogas, l’area ove si intende installare tali strutture deve essere scelta con attenzione al fine di evitare disagi alla popolazione circostante (per es. la distanza dalle case deve essere tale da rendere accettabile il rumore prodotto).

Tra gli agricoltori che operano in prossimità degli allevamenti ove si realizzano i

digestori su micro scala ed i produttori di biogas, possono altresì nascere proficue

collaborazioni riguardanti sia l’utilizzo dell’energia prodotta che del digestato per la

fertilizzazione delle colture.

Questo tipo di cooperazione può intensificare ll’’uunniioonnee ssoocciiaallee.

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4.4 Meno guasti nella rete elettrica

La produzione decentralizzata di energia elettrica negli impianti di digestione su

micro scala, migliora la sicurezza della rete elettrica attraverso una riduzione del carico.

Quando le aziende sono energicamente autosufficienti, il carico sulla rete

elettrica locale risulta ridotto e l’intera rete mmeennoo ssooggggeettttaa aa gguuaassttii,, iinoltre,

ddiimmiinnuuiissccoonnoo llee ssppeessee ccaauussaattee ddaallll’’eevveennttuuaallee tteemmppoorraanneeaa aasssseennzzaa ddii ccoorrrreennttee. I digestori su micro scala, al contrario di molte altre fonti rinnovabili (es. il

fotovoltaico e l’eolico) consentono la produzione di energia in modo indipendente dal clima (irraggiamento solare e ventosità) producendo una fornitura costante e programmata.

Per tali ragioni questa fonte è preferibile per la produzione di energia destinata

all’immissione in rete o per la cessione alle grandi centrali.

4.5 Vantaggi per gli agricoltori

4.5.1 Energia più stabile ed economica

Molte delle attività che vengono svolte in un’azienda agricola richiedono la

disponibilità di differenti tipi di energia. Il biogas può essere utilizzato per la produzione

di energia elettrica, termica ed anche come carburante.

In tal senso la produzione di biogas, e conseguentemente di energia, rappresenta

una fonte di reddito aggiuntivo per l’azienda agricola, sia che si tratti di autoconsumo

che di vendita dell’energia prodotta in eccesso rispetto al fabbisogno aziendale.

Nonostante quanto sopra, in molti paesi dell’UE gli operatori della rete elettrica

nazionale tendono a ffaavvoorriirree ii ggrraannddii pprroodduuttttoorrii ddii eenneerrggiiaa eelleettttrriiccaa ppiiuuttttoossttoo cchhee ii

ppiiccccoollii pprroodduuttttoorrii,, mmiinniimmiizzzzaannddoo ii bbeenneeffiiccii aammbbiieennttaallii ee ssoocciiaallii già evidenziati..

SSii rreennddee ppeerrttaannttoo nneecceessssaarriioo ssttiimmoollaarree iinniizziiaattiivvee aanncchhee ddii ccaarraatttteerree ppuubbbblliiccoo ppeerr

ppeerrsseegguuiirree uunn’’eeqquuaa ee rraazziioonnaallee ssttrraatteeggiiaa ddii ssvviilluuppppoo ddii qquueessttee tteeccnnoollooggiiee..

4.5.2 Smaltimento dei reflui non necessario

Lo sviluppo degli impianto di digestione su micro scala, nei Paesi ove sono

presenti grandi allevamenti e viene prodotto più refluo di quanto non ne necessiti per la

fertilizzazione dei suoli, quali la Danimarca, la Bretagna o il nord-ovest della Germania,

permette una più corretta gestione di tali prodotti e, contemporaneamente, un utilizzo

produttivo degli stessi.

Pagina 23 di 58

4.5.3 Meno fertilizzanti chimici

Il “digestato” è un fertilizzante migliore del refluo tale quale (vedi capitolo 5.4)

dato che è ottenibile a costo zero, perché derivante da sottoprodotti aziendali.

Gli impianti di digestione su micro scala consentono pertanto un significativo

rriissppaarrmmiioo ddii ffeerrttiilliizzzzaannttii cchhiimmiiccii, la cui produzione comporta un rilevante dispendio di

energia, permettendo al contempo il mantenimento degli stessi standard produttivi nelle

aziende agricole.

4.5.4 Prodotti biologici

L’utilizzo del “digestato”, quale sostituto dei fertilizzanti chimici, rappresenta

una buona opportunità di approvvigionamento di sostanze organiche per le aziende

biologiche; può inoltre inserirsi opportunamente in un percorso virtuoso di

certificazione EEccoo--LLaabbeell.

Pagina 24 di 58

5 Benefici ambientali della digestione su

micro-scala

5.1 Gli impianti di digestione su micro scala nella

strategia “Energia 2020”

La ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroo--ssccaallaa rraapppprreesseennttaa uunnoo ssttrruummeennttoo eeffffiiccaaccee ppeerr iill

rraaggggiiuunnggiimmeennttoo ddeeggllii oobbiieettttiivvii della politica europea in materia di sostenibilità

energetica quali ““EEnneerrggiiaa 22002200””..

Gli impianti di digestione su micro scala contribuiscono infatti alla sostenibilità

ambientale attraverso:

ll’’aauummeennttoo ddeellllaa pprroodduuzziioonnee ddii eenneerrggiiaa ddaa ffoonnttii rriinnnnoovvaabbiillii

llaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnee ddii ggaass sseerrrraa

llaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii mmeettaannoo

Questa tecnologia può efficacemente contribuire al raggiungimento degli impegni

che l’UE si è posta in materia di sviluppo delle energie rinnovabili, come il pacchetto

clima-energia che mira all’obiettivo “20-20-20” per il 2020 ovvero:

ridurre del 20% le emissioni dei gas serra rispetto al 1990.

aumentare del 20% il consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili.

migliorare del 20% l’efficienza energetica dell’UE.

Con l’Effort Sharing Decision (406/2009/EC), gli Stati membri hanno adottato un

piano annuale obbligatorio per la riduzione delle emissioni dei gas serra nei settori che

non sono compresi nel European Union Emissions Trading System (EU ETS), come

agricoltura, abitazioni, rifiuti e trasporti.

Gli obiettivi nazionali per il 2020 sono presentati in verde nella Figura 13 seguente

e posti a confronto con le emissioni prodotte nel 2012 rappresentate in marrone.

La Figura 14 pone invece a confronto la quota di energie rinnovabili utilizzata nel

2012 e quella ipotizzata con la strategia “20–20-20”.

Tali immagini evidenziano come gli Stati membri debbano impegnarsi a fondo per

contenere le emissioni di gas serra nei settori non ETS ed aumentare ulteriormente la

loro quota di energia rinnovabili prodotta.

La produzione di biogas in azienda può dunque essere d’aiuto (Il potenziale della

digestione su micro-scala nella riduzione delle emissioni nell’ambito di energia 2020 è

calcolato nel capitolo 5.3).

Pagina 25 di 58

Figura 13. Le emissioni di gas serra nei settori non inclusi nell’EU Emissions Trading System (ETS) prima

di “Energia 2020”2. Font: Eurostat.

Figura 14. Consumo dell’energia rinnovabile prima di “Energia 2020”. Fonte: European Environment

Agency

2 L’indicatore si basa sulle emissioni precedenti al Effort Sharing Decision. Le emissioni no-ETS sono

calcolate come emissioni totali nazionali da cui vengono sottratte le emissioni ETS e le emissioni

dell’aviazione civile. Sono le emissioni totali riportate dalla UNFCCC (escluso LULUCF, aviazione

internazionale e marina internazionale)

Pagina 26 di 58

5.2 Le emissioni di gas serra nell’agricoltura

Il gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico (IPCC) ha evidenziato come

siano tre i principali gas ad effetto serra(GHG): anidride carbonica (CO2), ossido di azoto (N2O) e metano (CH4)

3. L’unità di misura comunemente utilizzata per esprimere l’impatto dei diversi GHG

è la CO2-equivalente. Questa unità di misura rappresenta la quantità di CO2 necessaria a produrre lo

stesso impatto consentendo dunque le dovute comparazioni tra differenti GHG. Secondo l’UNFCCC, il metano (CH4) possiede un potenza 23 volte maggiore

rispetto alla CO2 e l’ossido di azoto (N2O) uno 310 volte maggiore. Per tutto quanto sopra si attribuisce alle emissioni di metano la maggiore

responsabilità nel cambiamento climatico. Come si può vedere in Figura 15, ll’’aaggrriiccoollttuurraa èè llaa pprriinncciippaallee ffoonnttee ddii CCHH44 ee NN22OO

e le emissioni di questi due gas sono significativamente più alte rispetto alle emissioni di

CO2.

Le riduzioni di GHG nel settore agricolo dovrebbero pertanto essere orientate alla

riduzione delle emissioni di CH4 e N2O prima ancora che al contenimento della CO2

emessa.

Figura 15. Emissioni di gas serra dovute ad attività economiche e inquinanti, EU-28, 2012. Fonte:

Eurostat.

3 IPCC, 2007. In: Climate Change 2007: The Physical Science Basis. Contributo del Working Group I al

Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Solomon, S., D. Qin, M. Manning, Z. Chen, M. Marquis, K.B. Averyt, M.Tignor and H.L. Miller (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.

Pagina 27 di 58

La produzione di CH4 negli allevamenti deriva dai reflui zootecnici, pertanto, la

digestione su micro-scala rappresenta uno dei principali strumenti disponibili per

ridurne le emissioni: come si può vedere nella Figura 16, iill 1100%% ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass

sseerrrraa èè ddoovvuuttoo aallll’’aaggrriiccoollttuurraa (in specifico l’1,63% alla gestione del letame).

Figura 16. Contributo agricolo alle emissioni di gas serra, 2010, EU 27, senza uso di energia, LULUCF CO2

eq. Fonte: Eurostat 2012.

5.3 Riduzione delle emissioni

Sulla base dei risultati ottenuti dal progetto BioEnergy Farm 1 precedentemente

condotto, si sono effettuate simulazioni di impianti a biogas su micro-scala per

determinare le emissioni annuali di gas a effetto serra dovute a:

mmeettaannoo nnoonn ccoonnvveerrttiittoo iinn eenneerrggiiaa (cioè non completamente

bruciato a causa di una combustione incompleta del biogas nel motore o a guasti

nell’installazione).

uuttiilliizzzzoo ttrraaddiizziioonnaallee ddeeii rreefflluuii – evitabile se gli stessi vengono

indirizzati alla digestione anaerobica.

ccoonnssuummoo ddii eelleettttrriicciittàà ee ccaalloorree pprrooddoottttii ddaa ccoommbbuussttiibbiillii ffoossssiillii –

evitabile se i combustibili fossili venissero sostituiti dal biogas prodotto dai

digestori su micro-scala.

La Tabella 2 che segue riporta:

la stima delle emissioni degli impianti a biogas su micro-scala dovuta alle

emissioni di CH4 incombusto

la riduzione delle emissioni di CH4 ottenibile con gli impianti su micro-scala

in virtù della più efficace gestione dei reflui

Pagina 28 di 58

la riduzione di emissioni ottenibile in virtù della produzione di energia

elettrica da fonte rinnovabile (reflui)

la riduzione di emissioni ottenibili in virtù della produzione di energia

termica da fonte rinnovabile (reflui)

Be

lgio

max

30

kW

e

Dan

imar

ca

max

10

0 k

We

Fran

cia

max

10

0 k

We

Ge

rman

ia

max

75

kW

e

Ital

ia

max

10

0 k

We

Ola

nd

a

max

50

kW

e

Po

lon

ia

max

40

kW

e

Emissioni di CO2 dovute a

metano non combusto ed alle

perdite di processo ( CH4

convertito in CO2 equivalente)

ton

nel

late

di C

O2

eq./

ann

o

16 50 50 38 50 26 21

Emissioni totali evitate grazie

ad una corretta gestione dei

reflui zootecnici con impianti

di digestione su micro scala

-97 -299 -357 -229 -414 -157 -128

Emissioni evitate grazie alla

produzione di energia elettrica -54 -232 -36 -289 -281 -148 -210

Emissioni evitate grazie alla

produzione di energia termica -78 -68 -55 -56 -68 -28 -41

Tabella 2. Riduzione delle emissioni dovute al singolo impianto di biogas.

Dai dati di cui sopra emerge che i valori rilevati relativi alle emissioni evitate con

gli impianti di digestione su micro scala, in paesi per i quali si sono considerati impianti

di uguale potenza (es. Francia e Italia), cambiano in funzione del clima (temperature

medie annue) così come le emissioni evitate, dovute all’utilizzo di energia rinnovabile

al posto dei combustibili fossili, dipendono dalla tipologia di questi ultimi utilizzati nei

diversi paesi.

Sulla base di questi dati è possibile definire differenti strategie per la riduzione

delle emissioni di GHG n ciascun paese partner, valutando i differenti valori di CO2

equivalente evitata, con la produzione di energia da impianti di digestione su micro

scala attraverso l’uso esclusivo di reflui e sottoprodotti aziendali.

In ogni caso la conclusione principale che occorre trarre dai dati presentati è

ll’’aallttoo ccoonnttrriibbuuttoo cchhee llaa pprroodduuzziioonnee ddii eenneerrggiiaa rriinnnnoovvaabbiillee,, ffoorrnniittaa ddaaggllii iimmppiiaannttii ddii

bbiiooggaass ddii ppiiccccoollaa ttaagglliiaa,, ppuuòò ccoommuunnqquuee ppoorrttaarree aallllaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass

sseerrrraa GGHHGG..

Pagina 29 di 58

(Occorre tuttavia considerare che i valori presentati devono essere considerati

come indicativi non rappresentando il risultato di studi di dettaglio, quanto piuttosto la

sintesi dei dati raccolti attraverso sondaggi condotti nell’ambito del presente progetto

BioEnergyFarm2)

Il grafico riportato sotto, mostra i valori stimati della riduzione delle emissioni

grazie ai digestori su micro-scala per ogni paese4. L’ammontare delle riduzioni di gas

serra ottenibile varia in funzione della tecnologia adottata ovvero dipende dal fatto che

si produca sola energia elettrica o energia elettrica e termica (maggiori dettagli si

possono trovare nell’Appendice II).

Figura 17. Potenziale di risparmio di emissioni di gas serra per kWh di elettricità per impianti a biogas

confrontati con emissioni di gas serra per kWh di elettricità per il consumo dalla rete.

Le Figura 17, mostra che ll’’eenneerrggiiaa ggeenneerraattaa nneeggllii iimmppiiaannttii aa bbiiooggaass hhaa

ccoommuunnqquuee sseemmpprree eeffffeettttii ppoossiittiivvii ssuullll’’aammbbiieennttee.

La parte positiva in rosso del grafico mostra il risparmio (per tale ragione espresso

in termini positivi) di CO2 equivalente ottenibile quando 1 kWh elettrico prelevato dalla

rete nazionale venga sostituito con 1 kWh elettrico prodotto tramite digestori su micro

scala.

4 Il metodo per la stima è stato sviluppato all’interno del progetto BioEnergy Farm 2 basandosi sui risultati del

progetto BioEnergy Farm 1

Pagina 30 di 58

Dai dati di cui sopra emerge come tale risparmio risulti differente nei diversi

paesi.

Nella parte inferiore del grafico i dati esprimono i valori di CO2 equivalente evitati

(per tale ragione espressi in termini negativi) tenendo conto anche della mancata

emissione di CH4 derivante dalla corretta gestione dei reflui; i dati vengono proposti per

due scenari alternativi: generazione di sola energia elettrica e cogenerazione (termico +

elettrico).

Questi dati evidenziano come anche per quei paesi, ove il risparmio evidenziato

dalla parte superiore del grafico pare poco rilevante, possano ottenere risultati

significativi in termini di riduzione di GHG, sostenendo la diffusione dei micro impianti

di biogas, soprattutto attraverso la cogenerazione.

Quanto sopra esposto viene riproposto in Figura 18 evidenziando i contributi

offerti, in termini di risparmio delle emissioni, nei diversi paesi, dalla corretta gestione

del refluo e dall’utilizzo di energia elettrica prodotta da digestori su micro scala anziché

prelevata dalla rete nazionale.

Figura 18. Risparmio di emissioni di gas serra ottenuto sostituendo l’uso tradizionale dei reflui e i

combustibili fossili con il biogas.

Per ogni kg di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in

sostituzione delle fonti fossili, si ha un ulteriore vantaggio, pari alla mancata

emissione di un kg. di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano

derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici

Pagina 31 di 58

La Figura 19 mostra la quantità di gas serra emessi da una persona in un anno, a

causa del suo consumo di energia (media pro-capite del consumo di energia in ogni

paese5), sotto forma di km percorsi da un auto (132,2 g di CO2 per km).

Questo confronto è stato effettuato per due differenti scenari:

quando l’energia consumata deriva per un 5% da impianti di biogas

quando l’elettricità consumata deriva per il 100% dalla rete nazionale

Nei diversi scenari e nei diversi paesi l’energia consumata da una persona produce

un quantitativo di GHG pari a quelle prodotte da un auto che percorre da un minimo 600

km ad un massimo di 1.100 km in un anno.

Figura 19. GHG emessi da una persona in un anno, a causa dell’energia consumata, vengono

rappresentati in termini di km percorsi da un’auto.

5 Media delle emissioni di anidride carbonica per km in 27 paesi dell’Unione Europea, nel 2012.

Media del consumo pro-capite di elettricità per ogni paese, nel 2012. Fonte: Eurostat.

Pagina 32 di 58

5.4 Digestato come fertilizzante

Il digestato, prodotto negli impianti di digestione anaerobica di piccola taglia, èè

uunn ffeerrttiilliizzzzaannttee mmiigglliioorree rriissppeettttoo aall rreefflluuoo nnoonn ttrraattttaattoo perché:

dispone di una quantità di azoto ammoniacale maggiore,

produce un odore minore,

possiede meno microorganismi patogeni6,

è meno acido,

contiene meno semi di piante infestanti,

attira meno le mosche.

Consideriamo il primo dei vantaggi elencati; il processo di digestione anaerobica

produce la “decomposizione” delle sostanze organiche azotate e determina la

formazione di azoto ammoniacale (più facilmente assorbito da parte dei vegetali). La

frazione di azoto ammoniacale risulta pertanto costantemente maggiore nel digestato

rispetto ai reflui utilizzati per l’alimentazione dell’impianto, siano essi derivati

dall’allevamento di suini o di bovini7.

Nel refluo non trattato, l’azoto ammoniacale rappresenta circa il 50% dell’azoto

totale trattandosi di liquame bovino ed il 70% qualora si tratti di liquame suino mentre,

in un digestato (costituito per il 50% di liquame suino, 25% bovino e 25% di sottoprodotti

organici)8, esso rappresenta all’incirca l’80%.

Il secondo vantaggio menzionato, ovvero la riduzione degli odori, è la conseguenza

di una minore concentrazione di acidi grassi volatili contenuti nel digestato. Alcuni studi

confermano che la concentrazione degli odori nell’aria è significativamente minore

quando il terreno viene concimato col digestato invece che con reflui non trattati.

6 Manyi-Loh, C.E., Mamphweli, S.N., Meyer, E.L., Okoh, A.I., Makaka G., Simon, M., “Inactivation of Selected Bacterial

Pathogens in Dairy Cattle Manure by Mesophilic Anaerobic Digestion (Balloon Type Digester)”, Int. J. Environ. Res. Public Health 2014, 11(7), 7184-7194. 7 Sorensen P., Giovanni S. “Il destino dell’ azoto dei reflui zootecnici nel sistema suolo-coltura: esperienze con liquami

bovini e suini.” Milano: 2008. 8 Birkmose T., Pedersen T.R., “Contribution of biogas plants to nutrients management planning.” Milano:2009.

Pagina 33 di 58

6 Meccanismi di sostegno adottabili per lo

sviluppo della digestione su micro-scala

6.1 Opzioni di sostegno disponibili

I progetti per la digestione su micro-scala necessitano di tempi lunghi per il loro

sviluppo e dunque anche di ccoonnddiizziioonnii ddii ssuuppppoorrttoo ssttaabbiillii ee ddii ppoolliittiicchhee ddii ssoosstteeggnnoo aa

lluunnggoo tteerrmmiinnee9.

In generale, le misure di sostegno devono incentrarsi su due aspetti principali:

l’investimento e la gestione degli impianti.

I più importanti strumenti di supporto sono:

per l’investimento:

o contributi economici per la realizzazione degli impianti,

o norme giuridiche più semplici per l’ottenimento delle autorizzazioni alla

costruzione degli impianti di digestori su micro scala,

o norme più semplici per la connessione alla rete elettrica,

o operatori di rete che si assumano i costi della connessione in rete,

per la gestione degli impianti:

o sostegni economici stabili durante tutta la fase operativa (pagamenti

sicuri, certificati per la produzione di energia, tariffe feed-in, sistema di

tassazione agevolato),

o sviluppo di appropriati standard di qualità che garantiscano la sicurezza e

l’efficienza operativa degli impianti.

Per l’incremento della quota di energia utilizzata derivante da fonti rinnovabili,

tuttavia, non è sufficiente solo intervenire con strumenti di natura economica, ma è

necessario anche aattttuuaarree uunn’’aazziioonnee eeffffiiccaaccee ddii sseennssiibbiilliizzzzaarree ddeellll’’ooppiinniioonnee ppuubbbblliiccaa.

6.2 Opzioni di supporto in fase di investimento

Gli investimenti per la digestione su micro-scala risultano impegnativi sul piano

economico e comportano spesso la necessità di adempiere a complesse ed onerose

procedure di autorizzazione e di connessione alla rete pubblica elettrica e/o del gas.

E’ per tale ragione cchhee i governi dei vari Paesi dovrebbero adottare procedure

semplici, atte a favorire e non scoraggiare la costruzione degli impianti in esame..

9 Directorate General For Internal Policies, Policy Department A: Economic And Scientific Policy,"Decentralized Energy

Systems", M. Altmann, A. Brenninkmeijer, J.-Ch. Lanoix, D. Ellison, A. Crisan, A. Hugyecz, G. Koreneff, S. Hänninen, P. Linares, 2010.

Pagina 34 di 58

Poiché gli investimenti che occorre affrontare per realizzare un impianto di

digestione su micro scala sono molto elevati, èè iimmpprreesscciinnddiibbiillee ll’’aaddoozziioonnee ddii ssttrruummeennttii

cchhee ggaarraannttiissccaannoo llaa lloorroo eeffffiicciieennzzaa eeccoonnoommiiccaa..

Uno dei principali problemi da affrontare è dunque la semplificazione delle

procedure di autorizzazione.

Oltre a quanto sopra, risulterebbe importante disporre di uunn rreeggoollaammeennttoo

rreellaattiivvoo aallllaa ccooppeerrttuurraa ddeeii ccoossttii nneecceessssaarrii ppeerr llaa ccoonnnneessssiioonnee aallllaa rreettee ppuubbbblliiccaa. Se

questi ultimi venissero sostenuti dagli operatori di rete, si favorirebbe certamente lo

sviluppo di questa tecnologia e di un’economia a basso livello di carbonio.

Invece, attribuendo interamente ai piccoli produttori di energia da fonti

rinnovabili l’onere del collegamento alla rete, senza una partecipazione dei gestori di

rete, il costo di investimento risulta alto e tale da disincentivare i potenziali investitori.

Occorre considerare, inoltre, che le nuove tecnologie comportano spesso maggiori

rischi e che peerr iinnccoorraaggggiiaarree ggllii iinnvveessttiittoorrii,, èè nneecceessssaarriioo cchhee ii ppaaeessii aaddoottttiinnoo uunn

aaddeegguuaattoo pprrooggrraammmmaa ddii iinncceennttiivvaazziioonnee.

Le differenti strategie adottate nei vari paesi dell’UE, vengono descritte

nell’Appendice I.

E’ infatti interessante porre a confronto quanto previsto nei diversi Paesi in

termini sia di supporto economico che di adempimenti necessari per acquisire tutte le

autorizzazioni previste.

6.3 Opzioni di supporto in fase di gestione degli

impianti

6.3.1 Motivi per cui è necessario il supporto

La produzione di energia elettrica e/o termica, anche per i digestori su micro-

scala, risente dell’andamento del mercato di tali prodotti ed è perciò iimmppoorrttaannttee

ggaarraannttiirree aaii ppiiccccoollii pprroodduuttttoorrii uunnaa ssiittuuaazziioonnee ssttaabbiillee ((ad esempio sensibili variazioni

dei prezzi dell’energia, possono condurre a risultati fortemente negativi in termini di

bilancio).

Tra le voci attive del bilancio che deriva dall’attività di gestione di un impianto di

digestione su micro scala compaiono, a fianco della vendita di energia, l’eventuale sua

quota di riutilizzo aziendale.

Pagina 35 di 58

La voce che tuttavia incide maggiormente sulla sostenibilità economica degli

impianti di biogas, oltre ai costi d’investimento, è quella relativa alla vendita

dell’energia elettrica e /o termica.

Occorre tuttavia considerare che, a causa dei costi di distribuzione e tassazione, il

prezzo finale dell’energia sostenuto dal consumatore è molto più alto di quello

equivalente all’energia netta consumata, come mostrato in Figura 20.

Figura 20. Confronto del prezzo dell’elettricità per il singolo consumatore rispetto al prezzo all’ingrosso.

La grossa differenza di prezzo è dovuta alle tasse, come mostrato in Figura 21.

Figura 21. Prezzi dell’elettricità per il consumatore, prima metà del 2013 (EUR per kWh). Consumo

annuale: 2 500 kWh < consumo < 5 000 kWh. Fonte: Eurostat.

In considerazione di tutto quanto sopra esposto ed in assenza di meccanismi

correttivi, risulta quindi preferibile l’autoconsumo dell’energia prodotta e la vendita

esclusiva della sola quota eventualmente prodotta in eccesso.

Pagina 36 di 58

La vendita totale dell’ energia prodotta, è vantaggiosa solo quando il meccanismo

incentivante prevede un prezzo feed-in garantito e sufficientemente alto.

Nel caso degli impianti a biogas, la tariffa feed-in dovrà essere assicurata per un

periodo di tempo sufficientemente lungo da permettere il recupero dei capitali investiti.

La Figura 22 mostra i prezzi dell’elettricità per il consumo domestico e i ricavi

provenienti dalla vendita dell’energia prodotta tramite impianti a biogas. Si noti come in

alcuni stati (es. Francia) i ricavi derivanti dalla vendita di energia possono superare i

costi di acquisto della stessa.

Figura 22. Confronto delle possibili entrate dalla vendita dell’energia in eccesso rispetto al prezzo di

acquisto.

6.3.2 Tipo di sostegno nella fase di gestione

Come descritto in precedenza nella fase di gestione è dunque necessario

intervenire con vvaarrii ttiippii ddii ssuuppppoorrttoo ffiinnaannzziiaarriioo aall ffiinnee ddii ccoommppeennssaarree iill ddiivvaarriioo

eessiisstteennttee ttrraa iill pprreezzzzoo ddii vveennddiittaa ee ddii aaccqquuiissttoo ddeellll’’eenneerrggiiaa..

Una strategia efficace potrebbe essere anche quella di favorire lo sviluppo di

piccole reti locali10 basate su meccanismi di scambio interno.

Ogni paese dell’ UE tuttavia utilizza strategie diverse descritte in modo più

dettagliato nell’Appendice I.

10

Direttiva 2009/72/EC Appendice 1 (“Third Energy Package”) che incoraggia la costruzione di piccole reti <<in modo da decentralizzare la produzione e l’efficienza dell’energia>>.

Pagina 37 di 58

6.4 Meccanismi di supporto scelti dai paesi dell’UE

Ogni paese ha dunque adottato vari tipi di sostegno delle fonti di energia

rinnovabile per agevolare la costruzione e l’operatività degli impianti a biogas. I metodi

attualmente in uso in ogni paese sono elencati nella tabella che segue.

Tabella 3. Sistemi di sostegno per la produzione di energia rinnovabile in ogni paese.

Supporti BE DK FR DE IT NL PL

Sussidi X* X X X

Pagamenti sicuri aggiuntivi rispetto alle entrate

derivanti dalla produzione o vendita dell’energia sul

mercato X


derivanti dalla vendita del calore sul mercato X


derivanti dalla vendita del biometano sul mercato X

Sussidi in forma di certificati di produzione o vendita di

elettricità sul mercato X X

Tariffe feed-in (pagamenti garantiti) per la vendita di

elettricità sul mercato X X X X X


calore sul mercato


biometano sul mercato X X X**

Sistema di aiuti fiscali X X X X X X

*la proposta di sussidio non è definitiva

** meccanismi in corso di definizione

Pagina 38 di 58

7 Riepilogo

Ci sono molti motivi per cui è importante pprroommuuoovveerree llaa ddiiggeessttiioonnee nneeggllii

iimmppiiaannttii ddii mmiiccrroo--ssccaallaa. Il digestore su micro scala, in quanto fonte locale di energia,

aumenta la sicurezza energetica in misura proporzionale alla conseguente diminuzione

del carico sulla rete ed utilizza reflui per produrre energia e fertilizzante. Aiuta gli

agricoltori rendendoli autosufficienti e più produttivi. Crea nuovi posti di lavoro e

contribuisce ad un risparmio economico nazionale.

Inoltre, vengono ridotti gli odori e le emissioni di gas serra, poiché il refluo viene

trattato prima dello stoccaggio. Per questa ragione iill ppootteennzziiaallee ddeeii ddiiggeessttoorrii ssuu mmiiccrroo

ssccaallaa nneellllaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass sseerrrraa èè eennoorrmmee. Il metano viene utilizzato

come combustibile invece di essere rilasciato nell’atmosfera, dove potrebbe aumentare

il riscaldamento globale di 23 volte in più rispetto alla CO2.

Per ridurre le emissioni di gas serra, investire negli impianti a biogas, in alcuni

paesi, può risultare più efficace che investire nella sola riduzione dei consumi.

Tenendo conto dei benefici sopra menzionati, la promozione di impianti di

digestione su micro scala ha vantaggi ambientali, sociali ed economici.

Diventa quindi fondamentale esaminare il ruolo delle energie rinnovabili sul

mercato europeo, basandosi su analisi obiettive e documentate e divulgare tali

informazioni in modo corretto ed efficace.

Se per il loro sviluppo risulta da un lato sempre necessario adottare strumenti di

supporto economico, occorre altresì considerare che tali costi vengono compensati dai

numerosi bbeenneeffiiccii ssoocciioo--eeccoonnoommiiccii ee aammbbiieennttaallii già menzionati.

Per ogni kg di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in

sostituzione delle fonti fossili, si ha un’ulteriore vantaggio, pari alla mancata

emissione di un kg di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano

derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici

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Appendice I. Norme giuridiche per la

digestione su micro-scala nell’UE

I.1 Belgio

I.1.1 Contributi

Per l’inizio del 2015 è stato previsto l’avvio di un nuovo sistema di incentivazione

denominato VLIF (fondo investimento per l’agricoltura fiamminga) che fornirà il 30% del

totale investimento dei mesi successivi (alla data di stesura del presente documento

tuttavia tale proposta non risulta ancora completamente definita).

I.1.2 Certificati per la produzione o la vendita di elettricità sul mercato

In Belgio la produzione di energia da fonti di energia rinnovabile è supportata dal

Certificato Green Power (GOC). Il GPC è un certificato, elettronico, trasferibile o

vendibile, riferibile ad una precisa quantità di energia rinnovabile prodotta (il valore del

sussidio è di 93 euro per ogni 1.000 kWh di elettricità ed ha validità di 10 anni).

Non ci sono specifici requisiti per quanto riguarda la potenza o l’efficienza

minima dell’installazione.

I.1.3 Agevolazioni fiscali

L’investimento può essere sottratto dai profitti ai fini fiscali e distribuito su un

periodo equivalente a quello di ammortamento dell’impianto.

I.1.4 Vincoli legislativi per lo sviluppo degli impianti a biogas

La costruzione di impianti a biogas in Belgio richiede un’autorizzazione

ambientale di classe III. Si tratta del permesso di livello più basso previsto, facilmente

acquisibile e che richiede una semplice notifica più un eventuale avviso, in caso di

variazione del progetto presentato.

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I.2 Danimarca

I.2.1 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivi) per la vendita di

elettricità sul mercato

Il sistema di tariffe feed-in si basa su pagamenti garantiti per l’energia ottenuta

da biogas e venduta sul mercato. Non vengono richiesti requisiti specifici riguardo la

potenza o l’efficienza minima dell’installazione. Il periodo di validità non è specificato,

tuttavia, viene garantita una tariffa pari a 0,153 – 0,140 €/kWh fino al 2020.


biometano sul mercato

Il sistema di tariffe feed-in per la vendita del biometano si basa su pagamenti

garantiti del gas venduto sul mercato.

Non vengono richiesti requisiti specifici riguardo la potenza o l’efficienza minima

dell’installazione. Il valore della tariffa varia da 0,100 €/kWh fino a 0,153 €/kWh in

funzione dell’utilizzo del metano. Il periodo di validità non è specificato, ma vengono

garantiti pagamenti per 0,090-0,140 €/kWh fino al 2020.


Non ci sono tasse sull’energia, né per quella da biogas né per quella generale, ad

eccezione dell’imposta richiesta dalla Direttiva EU Energy Tax, che ammonta a 0,06

€/kWh.

I.2.4 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas

In generale, le procedure di autorizzazione per la realizzazione e la gestione di

impianti di biogas di piccola taglia in Danimarca sono tali da incentivarne la

costruzione, pur se l’approvazione da parte delle Autorità preposte richiede spesso

tempi piuttosto lunghi. Quando gli impianti utilizzano per l’alimentazione scarti organici

industriali, le procedure divengono però più complesse.

Uno degli ostacoli maggiori per lo sviluppo di questa tecnologia è rappresentato

dalle difficoltà di accesso al credito. Per ovviare a tale problematica, utile può essere la

presentazione di casi studio di successo al fine di far conoscere meglio questa

opportunità. Un ulteriore ostacolo è rappresentato dalla limitata disponibilità di

biomassa, essendo l’uso di culture energetiche non consentito per la legge.

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Alla base di una non totale accettazione da parte dell’opinione pubblica di questi

impianti vi sono probabilmente alcuni esempi negativi del passato che furono causa di

proteste “Not In My Backyard” e che hanno influito negativamente sullo sviluppo degli

impianti di piccola taglia nelle aziende agricole.

I.3 Francia

I.3.1 Contributi

Più enti operano a supporto di questo settore: ADEME (Agence de l’Environnement

et de la Maîtrise de l’Énergie), autorità locali, Ministero dell’Agricoltura.

L’obiettivo perseguito è quello di sostenere progetti performanti sotto il profilo

ambientale ed energetico. Non vengono richieste caratteristiche specifiche per quanto

riguarda la quantità di elettricità prodotta o il costo dell’investimento ed il valore degli

attuali contributi varia tra il 25% e il 50% (mediamente il livello del contributo ammonta

al 30%) del costo totale dell’investimento (particolare attenzione viene posta alla

realizzazione delle reti di riscaldamento).

I.3.2 Tariffe feed-in (pagamento omnicomprensivo) per la vendita di


I meccanismi di sostegno alla produzione di elettricità da biogas in Francia

vennero fissati dal governo in un provvedimento del 19 maggio 2011 che prevedeva

nuove tariffe feed-in sull’elettricità prodotta da sistemi a biogas con contratti di 15

anni; attraverso questo strumento di supporto vengono erogati circa 300 milioni di euro

l’anno, tuttavia, tale incentivo comporta un rilevante incremento dei valori della

bolletta elettrica addebitati al consumatore finale.

Il livello della tariffa feed-in dipende dalla natura del substrato utilizzato, dalle

caratteristiche dell’installazione, dall’efficienza dell’energia, dalle dimensioni

dell’impianto:

111,9 €/MWh: per unità di più di 2MW che utilizzano fino ad un 20% di liquame e

non più del 35% di conversione in energia primaria

Fino a 199,7 €/MWh: per unità inferiori a 150 kW che utilizzano più del 60% di

liquame per l’alimentazione e più del 70% di conversione in energia primaria

Questo sistema di tariffe feed-in si attua solo alle nuove installazioni.

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I.3.3 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivo) per la vendita di

biometano sul mercato

I meccanismi di sostegno per l’immissione del biometano nelle reti del gas

naturale in Francia vennero fissate dal governo in un provvedimento del 23 novembre

2011 che stabilì le tariffe da applicare a seconda delle caratteristiche dell’impianto:

45 €/MWh: per unità industriali con flussi di gas superiori a 350 m3/h

fino a 125 €/MWh: per unità inferiori a 50 m3/h che utilizzano rifiuti provenienti

da industrie agroalimentari, dall’agricoltura e dalla silvicoltura.


La produzione di biogas è considerata un’attività agricola, purché gli impianti

siano di proprietà dell’agricoltore e i substrati utilizzati per l’alimentazione degli

impianti siano di origine agricola. La maggior parte delle installazione di piccola scala

ricade sotto questa categoria e può pertanto beneficiare di una riduzione delle tasse.


La costruzione di un nuovo impianto di produzione di biogas richiede complesse

procedure di verifica di compatibilità ambientale.

Le banche considerano questi progetti a rischio anche in considerazione degli alti

costi di investimento rapportati alle possibilità produttive degli impianti ed al

conseguente ricavo ritraibile.

Gli impianti di biogas inoltre non “godono di una buona reputazione” dovuta ad

una cattiva informazione per ciò che riguarda in particolare l’odore prodotto e la

prestazione degli impianti, fatto questo che ha portato a proteste “Not In My

Backyards”.

I.4 Germania

I.4.1 Contributi

Gli investitori possono accedere a prestiti a basso tasso di interesse ed inoltre

dall’agosto del 2014 vigono i seguenti programmi:

KfW-Program Renewable Energies “Standard”

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Gli impianti a biogas possono usufruire di finanziamenti da parte delle

banche fino al 100% del costo complessivo.

KfW-Program Renewable Energies “Premium”

Utilizzato per le istallazioni o ampliamenti di sistemi di teleriscaldamento

o la costruzione di piccole reti di gas o di grandi serbatoi di stoccaggio del

calore. Possono essere finanziati al 100%, tramite le banche.

Rentenbank Program “Energie vom Land”

Fino al dicembre 2014, attraverso questo programma, è stato possibile

finanziare, tramite le banche, gli impianti a biogas fino al 100%.

BAFA support for heating and cooling grids as well as storage

Questo programma supporta la realizzazione di reti di teleriscaldamento ed

il tipo di sostegno equivale a 100 euro a metro con una percentuale

variabile tra il 40% e il 30% (in funzione di alcuni parametri tecnici) del

costo totale dell’investimento (e con un tetto massimo di 10 milioni di euro

per progetto).

I.4.2 Tariffe feed-in (pagamento omnicomprensivo) per la vendita di


In Germania sono un vigore sistemi di “pagamento garantito” per la vendita di

elettricità da fonti di energia rinnovabile, che vengono erogati per installazioni che

rispondono a specifici requisiti:

l’alimentazione degli impianti di micro-scala deve avvenire attraverso l’utilizzo di

non meno dell’ 80% di refluo zootecnico (fanno eccezione gli allevamenti di

pollame)

se la materia prima è costituita esclusivamente da biomassa, gli impianti di taglia

pari a 100-150 kWe, riceveranno una tariffa feed-in per il 50% dell’energia

prodotta

se la materia prima contiene il 90% di rifiuti organici, gli impianti di taglia pari a

100-150 kWe, riceveranno una tariffa feed-in per il 50% dell’energia prodotta.

Il sistema di incentivazione basato sulle tariffe feed-in, si applica agli impianti

costruiti dopo il 1 agosto 2014. Non vengono richiesti requisiti specifici circa la loro

efficienza, tuttavia, il livello di sostegno dipende dalla loro potenza, come segue:

0,2373 €/kW per installazioni di potenza inferiore ai 75 kWe



Le tariffe vengono applicate per 20 anni + gli anni per la costruzione.

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Per gli impianti costruiti tra il 31 dicembre 2014 e il 1 gennaio 2016 le tariffe

vengono ridotte del 2% e per gli impianti costruiti dopo il 1 gennaio 2016 ci sarà

un’ulteriore diminuzione dello 0,5%.

I nuovi impianti di taglia superiore ai 100 kWe, che forniscono energia su richiesta

(produzione flessibile di biogas), possono richiedere 40 €/kW all’anno come premio per

un periodo di 10 anni.


Il biometano usato come carburante è esentato dalle tasse sull’energia (come il

CNG) fino al 2018.


Gli impianti di biogas sono considerati alla stregua di una normale “struttura

edilizia” e pertanto necessitano del permesso di costruzione poiché le autorità

competenti devono verificarne la conformità alle norme edilizie vigenti.

Gli impianti con una produzione superiore a 1,2 milioni m3/a o alimentati con

rifiuti, devono altresì essere approvati dalla Federal Emission Control Act. Il processo di

approvazione e di controllo delle emissioni è complesso e impegnativo e richiede tempo,

organizzazione e denaro.

Durante la gestione, tali impianti vengono sottoposti a periodici controlli da parte

di esperti per verificarne la sicurezza rispetto al rischio di esplosioni, la protezione delle

acque e la tenuta dei gasdotti e degli oleodotti.

La nuova EEG 2014 richiede che la produzione di energia termica ed elettrica

ottenuta nei CHP di capacità di almeno 100 kW avvenga direttamente. Resta comunque

possibile accedere ancora ad una tariffa feed-in per il 50% dell’energia prodotta. Le

tariffe feed-in potranno essere limitate all’importo di base e decurtate del bonus

previsto per l’utilizzo di colture energetiche e/o di una quota alta di refluo; senza tale

bonus, tuttavia, la sostenibilità economica di questi impianti potrà risultare

compromessa (fanno eccezione gli impianti con una potenza massima di 75 kW).

I piccoli impianti a biogas in ogni caso, a causa degli elevati costi fissi, risultano

piuttosto costosi e, al momento, non godono di speciali programmi che li promuovano.

La maggior parte della Germania è a favore delle energie rinnovabili, tuttavia, la

tecnologia del biogas è considerata negativamente e quasi ogni nuovo investitore deve

fare i conti con gruppi di cittadini contrari ("Not In My Backyard"). Tale contrarietà

deriva sopratutto dal fatto che, ricorrendo diffusamente alla coltivazione del mais come

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coltura energetica, si determina un decadimento del paesaggio, una diminuzione della

biodiversità e un incremento nell’utilizzo di fertilizzanti; anche il traffico dovuto alla

raccolta e al trasporto del prodotto è considerato un problema a causa del rumore e

delle emissioni.

I.5 Italia



Il sistema degli incentivi vigente in Italia per la produzione di biogas è regolato

dal Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 che prevede una tariffa omnicomprensiva (valore

dell’energia prodotta ed immessa in rete + incentivo statale) che il GSE (Gestore dei

Servizi Energetici) si impegna a corrispondere al produttore per ogni kwh immesso nella

rete nazionale 11.

Gli incentivi previsti per la produzione di energia elettrica in cogenerazione sono

erogati per un periodo di 20 anni e l’importo previsto dipende:

- dalla dimensione dell’impianto (espressa come potenza KWe),

- dalla tipologia di materiali utilizzati per l’alimentazione.

Accedono direttamente ai meccanismi di incentivazione solo gli impianti di

potenza inferiore a 100 kW mentre è prevista una preventiva iscrizione in un registro,

con le relative graduatorie, per gli impianti di potenza superiore

I valori di riferimento sono quelli della Tabella che segue:

Incentivi erogati per 20 anni (tariffa feed-in) per impianti a biogas

Tipologia di alimentazione Potenza (KW) Tariffa base incentivante €/kWh

Prodotti di origine biologica* 1<P<300 0.176

300<P<600 0.157

600<P<1.000 0.137

1.000<P<5.000 0.102

>1.000 0.890

Sottoprodotti di origine biologica*

1<P<300 0.236

300<P<600 0.204

600<P<1.000 0.174

1.000<P<5.000 0.122

P>5.000 0.990

Rifiuti* 1<P<1.000 0.212

1.000<P<5.000 0.107

P>5.000 0.830

11

quanto indicato corrisponde ai valori validi al momento della stesura del presente documento,tuttavia, è in fase di definizione un nuovo provvedimento che prevederà una revisione delle tariffe qui indicate

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*Per una più precisa definizione di: prodotti di origine biologica, sottoprodotti di origine biologica e rifiuti

si rimanda al Reg.to Ce 1069/2009

Nel caso in cui l’impianto venga alimentato con più di una tipologia di biomassa,

viene attribuita all’intera produzione la tariffa incentivante di minor valore fra quelle

riferibili alle tipologie utilizzate

Oltre a quanto sopra (che rappresenta pertanto l’incentivo base) occorre

aggiungere una serie di premialità che riguardano:

1. Cogenerazione ad alto rendimento (CHP) 2. Recupero dell’azoto ma solo per gli impianti a CHP

come da Tabelle che seguono:

Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza minore di 600 kw

Tipologia di alimentazione dell’impianto

Potenza kW Tariffa base (euro/MWh)

Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-

max. Euro/MWh

CHP euro/MWh

Abbattimento azoto euro/MWh

-40%CHP -30%CHP -60%CHP

Prodotti di origine

biologica

1<P<300 176 40 15 20 30 176-246

300<P<600 157 40 15 20 30 157-227

Sottoprodotti di origine

biologica di cui alla

tabella 1°del decreto

1<P<300 231 10 10 20 30 231-271

300<P<600 202 10 10 20 30 202-242

TO = tariffa omnicomprensiva

Tb = tariffa base

Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza tra i 600 kwe 1 MW



Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-max. Euro/MWh

CHP Azoto -60% in CHP

Prodotti di origine biologica

600<P<1.000 137 40 30 137-207

Sottoprodotti di origine biologica di

cui alla tabella 1°del decreto

600<P<1.000 174 10 30 174-214

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1.000<P<5.000 102 40 30 102-172



1.000<P<5.000 122 10 30 122-162







P>5.000 89 40 30 89-159



P>5.000 99 10 30 99-139

I.5.2 Tariffa omnicomprensiva (pagamenti omnicomprensivi) per la

vendita di biogas sul mercato

Le modalità di incentivazione del biometano in Italia sono state regolate dal D.M. del 05/12/2013 (G.U. 295 del 17/12/2013) entrato in vigore il 18 dicembre 2013 mentre le norme tecniche per il suo utilizzo sono state definite con la delibera del GSE AEEGSI n. 46/2015 e con la norma Cti,n. 11567 e RT 31 di Accredia.

Restano tuttavia da definire alcuni aspetti relativi alle infrastrutture ed agli

incentivi Ricadono nell’ambito di applicazione del D.M. del 05/12/2013, gli impianti di

produzione di biogas associati ad impianti di purificazione e upgrading del biogas in biometano:

1. che siano integralmente di nuova realizzazione, che ricadano sul territorio

nazionale e che entrino in esercizio tra il 18/12/2013 e il 17/12/2018

2. impianti di biogas esistenti se destinati parzialmente o in toto alla produzione di

biometano

Gli incentivi hanno in ogni caso una durata di 20 anni ed il decreto prevede 2 differenti

tipologie di incentivazione:

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1. Biometano immesso nella rete di trasporto e distribuzione del gas naturale, valido per i nuovi impianti e per gli impianti esistenti, parzialmente o totalmente riconvertiti verso la produzione di biometano, per i quali tuttavia, viene riconosciuto solo il 40% del corrispondente incentivo attribuito agli impianti nuovi.

2. Biometano utilizzato come carburante nei trasporti

Il meccanismo di incentivazione del biometano per autotrazione si basa sui

certificati di immissione al consumo (CIC) il cui valore, al momento, non è

ancora stato definito.

Per usufruire di questo tipo di incentivazione è necessario che tra il soggetto

produttore e colui che immette sul mercato il biometano (ed al quale spetta

l’incentivo sotto forma di CIC) venga stipulato uno specifico contratto bilaterale.

Nel contratto deve essere definita la durata della fornitura ed a quanto ammonta

la quota parte dell’incentivo (CIC) che il proprietario dell’impianto di

distribuzione riconosce al soggetto produttore.

L’interesse ad acquisire i CIC deriva dal fatto che il D.M. n. 100 del 23/04/2008

stabilisce sanzioni amministrative per il mancato raggiungimento dell’obbligo di

immissione in consumo della quota minima di carburanti.

Occorre infatti considerare che i fornitori di benzina e gasolio sono obbligati ad

immettere annualmente in consumo un quantitativo minimo di biocarburanti

calcolato come quota percentuale del gasolio e della benzina forniti nell’anno

precedente.

In base a questo provvedimento per ogni certificato mancante sono previste

specifiche sanzioni.

I CIC vengono assegnati per 20 anni dalla data di prima immissione in consumo del

biometano ed il numero di CIC assegnati per autotrazione è modulato in base alle

matrici organiche utilizzate nel processo di digestione anaerobica

In definitiva il valore dell’incentivo per un certo quantitativo di biometano immesso in

rete e destinato all’autotrazione è dato dal prodotto del valore di un CIC per il numero

di CIC riconosciuti.


La normativa fiscale stabilisce che la produzione di energia da biogas e biomasse,

fino a 2.400.000 kWh/anno, costituisce attività agricola connessa e quindi il reddito

derivante è considerato reddito agrario.

Per l’energia prodotta oltre questi limiti ai fini IRPEF e IRES il reddito viene

calcolato con un coefficiente pari al 25% sul valore dell’energia ceduta, al netto

dell’incentivo.

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In premessa occorre precisare che per un’esaustiva analisi di tutti gli aspetti

giuridici che in qualche modo interessano l’attività di produzione di biogas, a partire

dalla fase di autorizzazione fino alla realizzazione dell’impianto ed alla sua gestione,

risulta necessario considerare quanto previsto dalla normativa:

- ambientale - sanitaria - per la sicurezza sul lavoro e la prevenzione degli incendi - fiscale

oltre agli aspetti connessi con le specifiche tecniche previste per la cessione di energia

elettrica al GSE

Qui di seguito pertanto vengono schematizzati gli aspetti principali relativi alle

procedure di autorizzazione previste per la realizzazione di piccoli impianti di biogas

In linea generale gli impianti di piccola dimensione possono accedere

direttamente a due differenti procedure di autorizzazione, così come previsto dal D.M.

10 settembre 2010.

Procedure comunali: possono accedervi tutti gli interventi contemplati ai punti

11 e 12 del Decreto Ministeriale 10 settembre 2010, per i quali è necessario presentare

una semplice comunicazione o una procedura abilitativa semplificata, corredata

dall’opportuna documentazione, al Comune nel cui territorio si intende realizzare

l’impianto. Il caso più frequente è rappresentato dalla Procedura Abilitativa

Semplificata (P.A.S.) prevista per gli impianti di potenza inferiore ai 250 kWe. Qualora

Fase 2:

Procedura Autorizzativa

Fase 1:

Screening Ambientale

Verifica di impatto

ambientale

D.Lgs 387/03

Autorizzazione Unica + V.I.A.

Autorizzazione Unica

Procedura Comunale

Previo ottenimento di

tutte le autorizzazioni

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un intervento soggetto a P.A.S. comporti l’ottenimento di autorizzazioni ambientali,

paesaggistiche, di tutela del patrimonio storico-artistico, della salute o della pubblica

incolumità, le stesse devono essere acquisite ed allegate alla P.A.S.

Procedure provinciali: ai sensi del D.Lgs. 112/98, è delegata alle Province

l’autorizzazione alla costruzione ed all’esercizio di impianti per la produzione di energia

elettrica al di fuori della competenza statale, compresi gli impianti alimentati a fonti

rinnovabili.

In tutti i casi per cui non sussistono le condizioni di applicazione della semplice

comunicazione o della P.A.S. (ma per essi non è preclusa la possibilità di optare per

questa procedura) sarà necessario avviare il procedimento unico così come normato

dall’art.12 del D.Lgs. 387/03 e s.m.i.

Qualora il progetto debba essere sottoposto a Verifica di Impatto Ambientale, tale

fase, risultando preliminare, dovrà essere esperita prima dell’avvio del procedimento.

Se a seguito di detta Verifica il progetto risulterà soggetto alla Valutazione di Impatto

Ambientale (V.I.A.) quest’ultima dovrà essere svolta contestualmente alla procedura

della conferenza dei servizi.

Con riferimento agli adempimenti previsti per la corretta gestione degli impianti,

gli aspetti più importanti da considerare sono:

- quali materiali possono essere utilizzati per l’alimentazione - come viene classificato il digestato e quale utilizzo è possibile farne

Il digestato ed i prodotti utilizzabili per l’alimentazione degli impianti, possono, a

seconda dei casi acquisire, ai sensi della legislazione vigente, la seguente natura:

- rifiuto - sottoprodotto - prodotto

In funzione della natura assunta, cambiano gli adempimenti previsti, e con essi le

norme e condizioni che rendono possibile l’utilizzo del digestato ai fini ammendanti e di

concimazione.

I.6 Olanda

In Olanda il sostegno fornito per la realizzazione dei digestori su micro-scala

consiste in contributi aggiuntivi rispetto alle rendite derivanti dalla produzione o della

vendita di elettricità/calore/biogas sul mercato.

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In questo paese è stato adottato un programma di “fondi speciali per l’energia

rinnovabile”: l’SDE+ (subsidy for Sustainable Energy), disponibile per le nuove

installazioni e di durata pari a 12 anni.

Ogni anno con questo programma vengono assegnati contributi di valore diverso a

seconda della categoria dell’impianto.

Vengono infatti incentivati in questo modo anche altri tipi di energia rinnovabile,

come quella solare e quella eolica.

Per il biogas dai reflui sono previste tre categorie: cogenerazione per la

produzione di calore ed energia elettrica (CHP), produzione di calore e di “gas verde”;

si ha un’ulteriore diversificazione in base alle modalità di alimentazione degli impianti

differenziando tra la co-digestione e la digestione di soli reflui (almeno nella misura del

95%) .

I.6.1 Contributi

I contributi, in Olanda, sono gestiti soprattutto a livello regionale e dalle singole

province.

Non ci sono requisiti riguardo al valore di potenza elettrica supportata, tuttavia il

livello del contributo si aggira tra i 50.000 € e i 200.000 €.

Gli attuali contributi coprono circa il 40-50% dei costi totali.

I.6.2 Pagamenti sicuri aggiunti ai ricavi di produzione e vendita

dell’energia sul mercato

Se consideriamo la produzione di elettricità tramite il biogas ottenuta da digestori

su micro-scala, la categoria più diffusa è quella degli impianti operanti in cogenerazione

per la produzione di calore ed energia elettrica a (CHP); gli altri casi includono la

produzione di calore e di biogas da immettere nella rete pubblica.

Non ci sono specifiche richieste riguardo la potenza o l’efficienza minima delle

installazioni, tuttavia, viene richiesto che l’alimentazione comprenda almeno il 50% di

refluo zootecnico.

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I contributi variano da 0,069 €/kWh (per impianti alimentati con matrici diverse)

fino a 0,15 €/kWh (per installazioni alimentate con oltre il 95% di refluo); i contributi

includono il prezzo dell’elettricità in vigore sul mercato.

I.6.3 Contributi aggiuntivi per la produzione e vendita del calore sul

mercato

Nel caso in cui il calore venduto provenga dagli impianti operanti in

cogenerazione (CHP) si applica quanto già detto a proposito dei fondi SDE (Subdidy for

Sustainable Energy).

Non sono previsti specifici limiti riguardo la potenza e l’efficienza minima

dell’impianto, tuttavia, il refluo utilizzato per alimentare l’impianto deve essere

superiore al 50%. Il valore del contributo varia dai 19,444 €/GJ ai 31,4 €/GJ.

Nel caso di generazione di calore attraverso la combustione diretta di biogas in

caldaia il contributo varia da 19,444 €/GJ a 20,6 €/GJ (in funzione del prezzo del calore

sul mercato); anche in questo caso il refluo utilizzato per alimentare l’impianto deve

essere superiore al 50%.

I.6.4 Pagamenti sicuri aggiunti ai ricavi di produzione e vendita di biogas

sul mercato

Nel caso di immissione diretta di biometano nella rete di gas naturale, vige lo

stesso sistema di sostegno basato sui fondi l’SDE (Subsidy for Sustainable Energy).

La tipologia più diffusa per gli impianti di piccola taglia di produzione di

biometano è quella dei Gas verdi, i quali così come i gas naturali olandesi, hanno un

contenuto di metano dell’89%.

Non sono previste specifiche richieste riguardo la potenza o l’efficienza minima

dell’installazione, tuttavia, il contenuto minimo di refluo per l’alimentazione deve

essere superiore al 50%. Il valore del contributo varia da 0,4828 €/Nm3 (per fonti di

combustibile misto) a 1,0345 €/Nm3 (per installazioni alimentate per almeno il 95% di

refluo).

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Le agevolazioni fiscali non vengono applicate direttamente all’energia rinnovabile

prodotta; la consegna diretta di energia termica ad aziende vicine è esente da tasse

mentre non lo è la consegna diretta di gas ed elettricità.

I.6.6 Vincoli legislativi ed ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas

Per poter costruire un impianto a biogas è necessario ottenere la concessione

edilizia (“omgevingsvergunning”) che include i permessi per i “piani territoriali”

(zonizzazione), ambientali, di costruzione, di protezione delle acque, di emissioni di

amoniaca…

Ottenuta la licenza edilizia, bisogna ottenere il permesso ad utilizzare i

sottoprodotti di origine animale dal “Netherlands Food and Consumer Product Safety

Authority (NVWA)”.

Il regolamento dell’NVWA è molto rigoroso a seconda della destinazione del

digestato (distribuito su campi coltivati o portato altrove).

Inoltre l’utilizzo del digestato è anche regolato da una legge relativa ai reflui

(“Meststoffenwet”) che prevede tra le altre cose ciò che può o non può essere utilizzato

come co-substrato.

Per i digestori su micro-scala non superiori a 25.000 tonnellate, è stata istituita

una legge (giugno 2015) in base alla quale possono essere costruiti senza necessità di

ottenere i permessi ambientali, qualora si dimostri che tali impianti rientrino negli

standard previsti.

In questo caso è richiesto solo un permesso di costruzione semplificando

notevolmente la procedura.

Un grosso ostacolo per una effettiva semplificazione delle norme, risiede nella

non sempre buona conoscenza dei benefici che la produzione di biogas da impianti di

piccola taglia alimentati in prevalenza a reflui zootecnici può offrire.

Oltre a quanto sopra, quando gli investimenti diventano rilevanti ed è necessario

appoggiarsi agli istituti bancari per un prestito, non sempre, da questi ultimi, si ottiene

quanto richiesto poiché vengono più facilmente finanziati i grandi impianti.

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I.7 Polonia

I.7.1 Contributi

Non ci sono specifici contributi per la realizzazione di digestori su micro-scala,

tuttavia, è possibile ottenere un supporto sottoforma di “generl RES” o “sistema di

sostegno per l’agricoltura”:

PROW 2014-2010 (Rural Development Programme), il programma è attualmente12

in fase di approvazione da parte dell’ EC. La proposta prevede un finanziamento

fino al 63% del costo totale.

GIS (Green Investment Scheme) è un sistema supervisionato dal National Fund

for Environmental Protection and Water Management e copre fino al 30%

dell’investimento totale.

I.7.2 Tariffa omnicomprensiva (pagamenti omnicomprensivi) per la

vendita di elettricità sul mercato

L’ Energy Law Act garantisce la vendita di elettricità prodotta da fonti rinnovabili

ivi compresa quella prodotta dagli impianti di cogenerazione (CHP).

L’alta efficienza dei CHP è definita come la tecnologia che permette di

risparmiare almeno il 10% dell’energia, rispetto ad un sistema di riferimento

convenzionale.

Secondo le attuali leggi12, le compagnie energetiche sono obbligate ad acquistare

l’energia elettrica fornita dal RES al prezzo medio di mercato in corso nell’anno

precedente.

Con il sistema di cui sopra si ha quindi la “garanzia” che l’energia elettrica

prodotta verrà acquistata dalle compagnie energetiche ad un prezzo che tuttavia è

quello medio di mercato riferito all’anno precedente e come tale, indipendentemente

dalla situazione del momento e per il quale non è comunque previsto un valore minimo

(nel 2013 il prezzo dell’energia sul mercato è stato di 46,6 €/MWh).

12

Al momento di scrittura del presente documento

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I.7.3 Certificati per la produzione o vendita dell’elettricità sul mercato

I Property Rights Market (PRM) sono alla base del sistema incentivante le energie

rinnovabili in Polonia e vengono rilasciati per attestarne l’origine.

Questo meccanismo è stato adottato per supportare il mercato delle energie

rinnovabili, poiché pone in capo alle compagnie elettriche l’obbligo di acquistare i

certificati acquisiti da chi produce energia elettrica da fonti rinnovabili.

Il prezzo dei certificati non è fisso e dipende dal rapporto domanda/offerta.

In caso di produzione di elettricità da biogas ci sono tre differenti tipi di

certificato:

PMOZE e PMOZE_A (conosciuti come “certificati verdi”) certificano la

proprietà per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili. Nel 2014 il

prezzo medio di questi certificati era di 0,042 €/kWh.

PMGM (conosciuti come “certificati gialli”) certificano la proprietà per la

produzione di calore e gas. Nel 2014 il valore medio di questi certificati era di

circa 0,023 €/kWh

PMMET (conosciuti come “certificati viola”) certificano la proprietà per la

produzione di calore ed energia elettrica ottenuto da impianti alimentati a

metano in sostituzione del carbone prodotto da miniere liquidate o poste in

liquidazione o da biogas da biomassa. Nel 2014 il prezzo medio di questi

certificati era di 0,014 €/kWh.

I.7.4 Certificati per la produzione o vendita del biogas sul mercato

Nel 2011 il Property Rights Market (PRM) è stato ampliato per includere i

certificati di proprietà del “biogas agricolo” da immettere nella rete dei gas naturali

(PMBG conosciuto come “certificato marrone”).

Come nel caso dell’elettricità, il prezzo dei certificati non è fisso ma dipende dal

rapporto domanda/offerta.

Il permesso per immettere il biogas nella rete risulta abbastanza costoso,

pertanto, non sono stati ad oggi emessi diritti di proprietà di questo tipo.

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L’elettricità prodotta dal RES è esente dall’accise sull’elettricità (circa 5 €/MWh),

sulla base dell’esistenza di un certificato che ne attesta l’origine (nel caso di produzione

di gas non è prevista un’accise).


Per le installazioni non permanentemente fissate al suolo (es. impianti di biogas

con container), non viene richiesto nessun permesso ma solo una “notifica di

costruzione”.

In assenza di un piano di sviluppo locale occorre ottenere l’autorizzazione per la

costruzione e l’utilizzo del suolo.

Prima di costruire bisogna, comunque acquisire diverse autorizzazioni quali quelle

per la connessione alla rete, per il drenaggio dell’acqua piovana, per il collegamento

alla rete idrica, per la gestione delle acque reflue.

In caso di costruzioni fisse, bisogna acquisire i relativi permessi tra i quali quello

relativo ad un parere di un “ispettore tecnico” per ciò che riguarda la pressione dei

gasometri e la valutazione di impatto ambientale.

E’obbligatorio ottenere un permesso per il trattamento dei reflui (valido per 10

anni) che tuttavia non è necessario se questi ultimi vengono usati esclusivamente per

soddisfare i propri fabbisogni.

In accordo con la legge R1013 l’uso del digestato arreca benefici all’agricoltura e

migliora l’ambiente.

In ogni caso c’è poca informazione sugli impianti di biogas di piccola taglia i quali

vengono spesso associati agli impianti per il trattamento dei rifiuti che godono di una

cattiva reputazione a causa dell’odore che producono.

13

Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 14 listopada 2007 roku w sprawie odzysku R10 (descrive I requisiti per l’utilizzo dei rifiuti come fertilizzante al fine di migliorare la qualità del suola).

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Appendice II BioEnergyFarm2 – alcune parole

riguardo al progetto

IIll pprrooggeettttoo BBiiooEEnneerrggyyFFaarrmm 11

Il progetto BioEnergyFarm 1, terminato nel 2013, si poneva quale obiettivo

principale quello di promuovere l’incremento della produzione di bioenergia e

biocarburanti in agricoltura (i risultati si trovano nei rapporti presenti sul sito

www.bioenergyfarm.eu.).

Gli studi eseguiti in tale ambito hanno portano alla conclusione che ggllii aaggrriiccoollttoorrii

ssoonnoo mmoollttoo ppiiùù iinntteerreessssaattii aadd uuttiilliizzzzaarree ii rreefflluuii pprrooddoottttii nneellllaa lloorroo aazziieennddaa ppeerr

pprroodduurrrree bbiiooggaass iinn ppiiccccoollii iimmppiiaannttii ddii ddiiggeessttiioonnee aannaaeerroobbiiccaa,, ppiiuuttttoossttoo cchhee iimmppeeggnnaarrssii

iinn aallttrrii pprrooggeettttii rreellaattiivvii aall bbiiooggaass (vedi Capitolo 1.3, Figura 1).

Il progetto ha altresì posto in evidenza la contrarietà dell’opinione pubblica nei

confronti dei digestori di gradi dimensioni, contrarietà che è ulteriormente cresciuta

negli ultimi anni a causa del diffuso utilizzo di colture energetiche quali il mais per

l’alimentazione di tali impianti.

Per tali ragioni il presente progetto, BioEnergyFarm2, facendo seguito al

precedente, BioEnergyFarm1, si è concentrato sui digestori di piccola taglia che

utilizzano come materia prima esclusivamente o in netta prevalenza i reflui delle

aziende agricole/zootecniche .

Il progetto BioEnergyFarm2 in corso dal 1/03/2014 fino al 31/12/2016, coinvolge

13 partners provenienti da 7 diversi paesi europei con un buon potenziale per lo sviluppo

delle energia rinnovabile.

Il progetto si pone quale obiettivo principale quello di incoraggiare le aziende ad

aumentare la loro competitività economica e la loro sostenibilità ambientale,

introducendo in azienda la tecnologia della digestione anaerobica su micro-scala.

http://www.bioenergyfarm.eu/

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OObbiieettttiivvii ddii BBiiooEEnneerrggyyFFaarrmm22

IInnffoorrmmaazziioonnii ee ssttrruummeennttii ppeerr llaa vvaalluuttaazziioonnee ddii ffaattttiibbiilliittàà

L’obiettivo principale del progetto è quindi quello diffondere informazioni ben

strutturate ed imparziali riguardo la sostenibilità tecnica ed economica di questi

impianti.

Il principale strumento sviluppato in quest’ambito è un “calcolatore di fattibilità”

che permette di valutare, caso per caso, la sostenibilità tecnica ed economica di un

progetto di realizzazione di un impianto di digestione su micro-scala.

Il calcolatore è disponibile online sul sito del progetto, è completamente gratuito,

utilizzabile da chiunque, ed è supportato da numerosi dati e consigli degli esperti

partecipanti al progetto.

Altri strumenti di divulgazione prodotti nell’ambito del progetto sono

rappresentati da brochures, workshops, visite di studio, incontri tecnici al fine di aiutare

gli agricoltori a valutare tutte le possibilità che offre il mercato e, soprattutto,

l’effettiva “cantierabilità” di un impianto di biogas nella propria azienda.

Sempre nell’ambito di BioEnergyFarm2 sono stati inoltre addestrati 60 esperti il

cui compito è quello di aiutare le aziende a preparare un dettagliato business plan.

AAllmmeennoo 6600 MMWW ddii ppootteennzzaa iinnssttaallllaattaa,, 8800 mmiilliioonnii ddii eeuurroo iinnvveessttiittii,, 9900kkttoonn ddii CCOO22 ddii

eemmiissssiioonnii rriiddoottttee eennttrroo iill 22002200

Il progetto BioEnergyFarm2 presuppone che le aziende contattate, supportate

dagli esperti partecipanti al progetto, realizzino impianti di piccola taglia per un totale

110 MW di potenza installata.

Pur se è probabile che non tutti i progetti ipotizzati vengano portati a termine, ci

si aspetta che la capacità di produrre energia nelle aziende aumenti di 60 MW entro il

2020 in ciascuno dei paesi coinvolti.

L’obiettivo a breve termine è quello raggiungere i 28 MW un anno e mezzo dopo la

fine del progetto.

IInnffoorrmmaarree ii ppoolliittiiccii ssuull ppootteennzziiaallee ddeeggllii iimmppiiaannttii ddii ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroossccaallaa

Per diffondere la produzione di biogas su micro-scala e renderla davvero

sostenibile per le imprese agricole è necessario che ciascun paese adotti politiche di

sviluppo adeguate. Obiettivo del presente progetto è pertanto anche quello di

promuovere queste tecnologie, illustrandone i vantaggi economici ed ambientali ai

politici e a coloro cui spettano le decisioni in merito all’adozione di politiche di

sviluppo.

Documents

Cosa dovrebbero sapere i Politici riguardo gli impianti di ......biogas di piccola taglia (digestione su micro-scala), contiene un riassunto di tutti gli ... La digestione su micro-scala