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Revisione 22 ottobre 2010

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Indicazioni per lo sviluppo della Filiera

Biogas – biometano

Italia 2020

Ottobre 2010

Sommario

Premessa ..................................................................................................................2

Una filiera plurifunzionale ..........................................................................................5

Le criticità di sviluppo della filiera biogas- biometano................................................8

La mancanza di una legislazione sul biometano ...................................................8

L’adozione di una normativa di incentivazione del biogas coerente con i criteri di

sostenibilità per la bioenergia promossi dalla UE...........................................................11

L’adozione di una normativa di incentivazione del biogas coerente con i criteri di

sostenibilità per la bioenergia promossi dalla UE...........................................................11

L’integrazione tra filiere biogas e filiere agricole tradizionali ...............................13

Lo scenario 2020 e le politiche di sostegno per il periodo 2012-2014....................15

La tariffa omnicomprensiva attuale .........................................................................17

La nuova tariffa omnicomprensiva per il periodo 2012-2014...................................19

Considerazioni sulla tariffa attuale ......................................................................19

Gli obbiettivi ricercati con la nuova tariffa 2012-2014 ..........................................21

La nuova tariffa omnicomprensiva per il periodo 2012-2014 ...............................22

La normativa per il biometano ................................................................................24

Immissione del biometano in rete ........................................................................24

L’utilizzo e la remunerazione del biometano........................................................25


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Premessa

Il presente documento è frutto delle riflessioni prodotte da un gruppo di lavoro

coordinato dal Centro Ricerche Produzioni Animali - CRPA di Reggio Emilia, a cui hanno

partecipato organizzazioni agricole italiane, associazioni del settore delle rinnovabili,

rappresentanti di agenzie di sviluppo e innovazione dell’agricoltura, operatori e studiosi del

settore, ed è finalizzato ad avviare una discussione per individuare le migliori forme di

incentivazione atte a valorizzare il potenziale della filiera biogas-biometano in Italia, con il

minor costo per i consumatori elettrici e le massime ricadute in termini ambientali e di

sviluppo nazionale e locale.

La digestione anaerobica è una filiera bioenergetica tecnologicamente matura che

permette di sfruttare con elevata efficienza indistintamente biomasse vegetali e/o animali,

di scarto e/o dedicate, umide e/o secche prevalentemente di origine locale.

Il processo anaerobico da luogo alla produzione di un sottoprodotto liquido, il

“digestato”, avente caratteristiche chimico-fisiche simili a quelle di un effluente zootecnico,

che può trovare collocazione agronomica nelle immediate vicinanze dell’impianto con un

riciclo virtuoso degli elementi fertilizzanti di origine organica affrancando in parte l’azienda

agricola dall’acquisto di concimi di sintesi.

In tal modo gli impianti di codigestione con matrici vegetali, effluenti e sottoprodotti

di diversa origine possono raggiungere elevate efficienze anche a ridotte potenze, dando

luogo quindi a filiere locali con brevi percorrenze nel trasporto delle biomasse e dei

fertilizzanti dalle zone di produzione a quelle di utilizzo.

L’utilizzo di sottoprodotti, il ricorso ad effluenti zootecnici, l’utilizzo di un novero di

produzioni vegetali derivanti dalla rotazione dei terreni, la produzione decentrata e il

riutilizzo dei digestati, sono tutti elementi che concorrono a evidenziare1 il biogas come la

filiera bioenergetica avente:

1 Come recentemente confermato nei valori di default delle emissioni evitate di CO2 incluse nei documenti di cui ai criteri di

sostenibilità per la bioenergia in attuazione della Direttiva UE 2009/30/EC :

a) Comunicazione della Commissione sull’attuazione pratica del regime UE di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi e

sulle norme di calcolo per i biocarburanti (2010/C 160/02, GUCE 19.06.2010)

b) Comunicazione della Commissione sui sistemi volontari e i valori standard da utilizzare nel regime UE di sostenibilità per

i biocarburanti e i bioliquidi (2010/C 160/01, GUCE 19.06.2010)

c) Relazione della Commissione al Consiglio e al Parlamento Europeo sui criteri di sostenibilità relativamente all'uso di

fonti da biomassa solida e gassosa per l'elettricità, il riscaldamento e il raffreddamento. (COM(2010) 11 def.)


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- la maggiore capacità produttiva in termini di energia primaria per ettaro di

superficie agricola utilizzata;

- la maggiore capacità di ridurre le emissioni di CO2 lungo la filiera.

L’invio alla Commissione UE del Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie

rinnovabili in Italia, in attuazione della Dir. 28/2009/CE pone importanti sfide al settore del

biogas, con una previsione di crescita di circa 900 MWe rispetto la potenza installata al

2005, sino all’obiettivo fissato al 2020 di 1.200 MWe.

In realtà il settore ha già dimostrato in questi mesi di essere in grado di esprimere

un potenziale ancor maggiore. Con l’applicazione in Italia della tariffa di cui alla legge

99/2009, anche nel nostro Paese la produzione di biogas in ambito agricolo ha avuto una

rapida crescita, analogamente a quanto già avvenuto in altri Paesi con una situazione

agroindustriale simile alla nostra, quali la Germania.

Attualmente sono operativi o in fase di costruzione circa 280 impianti che utilizzano

matrici di origine agricola e/o agroindustriale, che unitamente agli impianti che utilizzano

altre matrici organiche e a quelli che recuperano il biogas dalle discariche dei rifiuti urbani,

portano a circa 700 il numero di impianti operativi o in fase di costruzione in Italia.

Il potenziale di sviluppo nel breve termine è consistente: stime recenti (elaborazione

CRPA), considerati i quantitativi disponibili di biomasse di scarto e di origine zootecnica

utilizzabili in codigestione con biomasse vegetali provenienti da coprodotti e sottoprodotti

agricoli e da circa 200.000 ha di colture dedicate (1,6% della SAU italiana), evidenziano un

potenziale produttivo pari a circa 6,5 Miliardi di gas metano equivalenti, circa l’ 8% del

consumo attuale di gas naturale in Italia, un quantitativo pari alla attuale produzione

nazionale di gas naturale, un potenziale quindi di circa 3 volte quello proposto dal

PAN per il biogas al 2020 (pari a circa 2 Miliardi di gas metano equivalenti anno).


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Una filiera plurifunzionale

Il biogas rappresenta una notevole opportunità per l’Italia in ragione della

plurifunzionalità della filiera.

Rispetto altre fonti energetiche rinnovabili (FER) la filiera biogas-biometano

presenta vantaggi specifici e complementari :

1. E’ la FER realizzabile a livello decentrato, anche su piccola scala con biomasse

di origine italiana, in impianti ad elevata efficienza, con costi di produzione aventi

margini di miglioramento sia nella fase agricola che di conversione energetica;

2. Il biogas dovendo fare ricorso ad un combustibile a base carbonica (matrici

organiche) è una fonte programmabile, ed una volta raffinato a biometano è in

grado di approfittare della possibilità di accumulo rappresentata dalla rete e dagli

stoccaggi del gas naturale, per poter essere utilizzato nel momento e luogo

opportuni anche in contesti urbani ove il trasporto delle biomasse tal quali

sarebbe sconsigliabile, in condizioni di massima efficienza energetica, ovvero

essere destinato all’autotrazione.

3. In relazione a detta polivalenza negli utilizzi finali in condizioni di elevata

efficienza ed alla possibilità di ricorrere in modo consistente a sottoprodotti nei

processi di codigestione con matrici vegetali, la filiera biogas-biometano è in

grado di poter agire su entrambi i fattori dell’equazione del costo delle emissioni

di anidride carbonica2, promettendo di essere nel breve termine tra le fonti

rinnovabili presentanti il minore costo della CO2 evitata, contribuendo quindi a

contenere gli oneri relativi all’adeguamento agli obblighi 2020 del cosiddetto

Pacchetto Clima - Energia approvato dal Parlamento Europeo il 17 dicembre

2008.

4. Quando utilizzato come biocarburante il biometano è in grado di realizzare la

massima percorrenza in termini di energia prodotta per ettaro di terreno

utilizzato, rappresentando quindi il principale biocarburante di origine nazionale

in grado di soddisfare gli obbiettivi al 2020, ricavabile sin da oggi anche da

sottoprodotti ed effluenti zootecnici.

5. La realizzazione di impianti di digestione anaerobica ha importanti effetti

sull’economia. La realizzazione del potenziale prima ricordato potrebbe

2 ALLEGATO V Direttiva 28/2009: Regole per il calcolo dell’impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei carburanti fossili di riferimento


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comportare un incremento in termini di giro di affari pari a circa il 4% del PIL

dell’agricoltura italiana, calcolata a prezzi di base ed al netto del valore degli

incentivi, con un incremento del valore aggiunto stimabile in circa il 6%. Per

contro il risparmio sulla bolletta energetica per l’import di gas naturale potrebbe

ammontare a circa 1,5-2 Mrd di euro all’anno a prezzi correnti, così facendo

riuscendo a mantenere i livelli di auto approvvigionamento interno di gas

naturale nella media degli ultimi anni anche in presenza del declino della

produzione di gas naturale dei giacimenti italiani.

6. Importanti sono inoltre le ricadute socio economiche in settori quali l’industria

della macchine agricole , degli impianti di trattamento delle acque, dei sistemi di

trattamento del gas, ecc, per i quali lo sviluppo della filiera italiana del biogas-

biometano potrebbe rapidamente permettere di creare le condizioni per

competere con la concorrenza estera, principalmente tedesca favorita nel

passato da un precoce avvio della tariffa omnicomprensiva e a partire dal 2009

da una specifica normativa per la produzione del biometano e l’immissione di

quest’ultimo nella rete del gas naturale.

7. La promozione della digestione anaerobica riveste poi un importanza anche per

il conseguimento degli obbiettivi di politiche convergenti a quelle per la

mitigazione dei cambiamenti climatici e delle politiche energetiche, quali la tutela

delle acque (applicazione della Direttiva Nitrati) la gestione dei rifiuti, e la tutela

della risorsa suolo dalla desertificazione e dall’erosione.

8. Sebbene il potenziale del biogas agricolo sia significativo in tutto il territorio

italiano, ancorchè con il ricorso a diverse matrici, si deve rammentare che il

maggiore potenziale per quanto riguarda la digestione anaerobica in

codigestione, con particolare riferimento all’utilizzo degli effluenti zootecnici, è

localizzato nelle regioni del Nord Italia, ove per contro minore è il potenziale

dell’energia solare e molto ridotta l’energia ricavabile dalla fonte eolica. Ciò

quindi rappresenta un importante fattore da valutare nell’ambito degli obblighi

derivanti alle regioni del Nord nell’ambito del burden sharing3.

9. Infine c’è da sottolineare che il biogas è un vettore energetico polivalente

particolarmente idoneo al contesto italiano con una elevata densità di

popolazione e una estesa e capillare rete del gas: infatti, una volta che dal

3 Lo Stato deve decidere la suddivisione tra le Regioni degli oneri per il raggiungimento, entro il 2020, del target assegnato

dall’Unione Europea all’Italia del 17% del consumo totale da fonti rinnovabili.


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biogas è stata eliminata l’anidride carbonica ed altri componenti minori e portato

agli standard previsti dalla rete del gas naturale, il biometano è in grado di

essere utilizzato a distanza dai luoghi di produzione, in siti ottimali

(distributori del gas naturale per l’autotrazione, cicli combinati, cogenerazione

anche integrazione con eolico e solare in sistemi a scambio prevedibile al fine di

ridurre gli scompensi di rete, ecc) per la produzione di energia elettrica e

termica, ovvero essere destinato all’utilizzo come biocarburante in veicoli a gas

metano.


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Le criticità di sviluppo della filiera biogas- biometano

I principali elementi di criticità che devono essere considerati per favorire un

efficiente e rapido sviluppo di una filiera italiana del biogas – biometano riguardano :

- la mancanza di una legislazione sul biometano;

- la necessità di favorire l’utilizzo di biomasse locali con il massimo risultato in

termini di incremento del contenuto in carbonio nei suoli e in generale di

riduzione delle emissioni di gas serra lungo l’intera filiera produttiva;

- la necessità di far si che lo sviluppo di impianti bioenergetici sia elemento di

integrazione e non di competizione con le filiere agricole tradizionali.

La mancanza di una legislazione sul biometano

Nei fatti oggi non è possibile l’utilizzo del biometano in Italia in ambito cogenerativo

o nell’autotrazione in ragione di :

a) la mancanza di standard qualitativi a cui il biometano deve corrispondere per

essere immesso in rete;

b) la mancanza di definizione delle modalità tecniche di connessione alla rete del

gas e delle sicurezze che devono essere prese al fine di evitare rischi per la

salute umana, l’integrità della rete e garantire il corretto funzionamento delle

apparecchiature connesse alla rete;

c) l’assenza di una normativa di incentivazione della produzione nazionale di

biometano al fine di superare le barriere commerciali che attualmente limitano lo

sviluppo della filiera.

L’articolo 1, paragrafo 2, della Direttiva 2003/55/CE sul mercato del gas stabilisce

espressamente che le norme in materia di accesso si applicano anche al biogas e al gas

da biomassa purché possano essere immessi nel sistema senza problemi tecnici o di

sicurezza.

Il concetto è stato ripreso dall’articolo 1 della Direttiva 2009/73/CE, secondo cui le

norme ivi previste si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas

derivante dalla biomassa o da altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano

essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza

porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.

Altri Paesi in Europa hanno già adottato legislazioni specifiche a riguardo come

attesta il rapido sviluppo di impianti di upgrading nel corso del 2009 in alcuni Paesi


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Europei4 .

La Germania in particolare, Paese che con l’Italia condivide il maggior utilizzo di gas

metano tra gli Stati Europei, si è posta importanti obbiettivi al 2020-2030 :

a) circa 10 Miliardi di gas metano equivalenti prodotti da biomasse

b) utilizzando effluenti zootecnici, sottoprodotti e sino a 1.400.000 ha di energy

crops ( attualmente circa 400.000 ha).

Le previsioni tedesche per ilbiometano/biogas

Tra 10-15 Mrd di Nmcequivalenti di CH4 al 2020

Da 500.000 ha a 1.400.000 ha di energy crops al 2020

8

With the commencement of the adapted Gas Network Access Ordinance on April 12 2008, the conditions for the feed in of biogas to the natural gas grid were decidedly improved. Moreover, in Paragraph 41a, the ordinance defines the goal early phrased in the Energy and Climate Programme on the promotion of the injection of biogas: Until the year 2020, up to 60 billion kWh biogas are to be fed every year into the natural gas network, and 100 billion kWh biogas until 2030 ( Biogas partner , accesso dic. 2009)

4 IEA bioenergy Task 37 , 2009 “Biogas upgrading : technologies, developments and innovations”


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Considerate le specificità italiane, un’azione di adeguamento del quadro normativo

e di sostegno italiano potrà trarre grande giovamento potendosi ispirare a questa

collaudata esperienza dei Paesi del Nord Europa.


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L’adozione di una normativa di incentivazione del biogas utilizzato per la

produzione di energia elettrica e per il biometano coerente con i criteri di

sostenibilità per la bioenergia promossi dalla UE

Il sistema attuale di incentivazione del biogas per la produzione di energia elettrica

in impianti di potenza <1 MWe con tariffa omnicomprensiva ha avuto il merito di far

decollare il settore. L’attuale tariffa è unica per tutti gli impianti indipendentemente dalla

tipologia di biomasse utilizzate.

Va sottolineato il fatto che gli orientamenti e gli indirizzi dell’Unione Europea

(Relazione della Commissione al Consiglio e al Parlamento Europeo COM (2010)11 def)

raccomandano che i sistemi di sostenibilità si applichino soltanto a produttori di energia di

dimensioni pari a 1 MW di potenza termica o 1 MW di potenza elettrica o superiori.

Stabilire criteri che impongano ai piccoli produttori di dimostrare la sostenibilità, sottolinea

ancora il documento, significherebbe creare inutili oneri amministrativi, sebbene un livello

più elevato di rendimento ed efficienza vada comunque incoraggiato.

Per quanto riguarda invece la produzione di biometano la Direttiva UE 2009/28/EC

prevede esplicitamente la verifica dei criteri di sostenibilità ulteriormente definiti dalle

successive comunicazioni della Commissione :

- Comunicazione della Commissione sull’attuazione pratica del regime UE di

sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi e sulle norme di calcolo per i

biocarburanti (2010/C 160/02, GUCE 19.06.2010)

- Comunicazione della Commissione sui sistemi volontari e i valori standard da

utilizzare nel regime UE di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi (2010/C

160/01, GUCE 19.06.2010).

La Commissione in questi documenti ha indicato agli Stati membri tre obiettivi al

fine di favorire un ottimale utilizzo delle biomasse:

a) favorire il più ampio ricorso a sottoprodotti;

b) favorire il miglior utilizzo delle biomasse mediante la massimizzazione

dell’efficienza dei sistemi di trasformazione energetica;

c) favorire filiere bioenergetiche capaci di aumentare il pool di carbonio nel suolo e

in generale di ridurre le emissioni di CO2 lungo l’intera filiera.


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L’allegato V parte C. della Direttiva UE 2009/28, propone una formula per il calcolo

delle emissioni di anidride carbonica lungo la filiera bioenergetica :

E = eec + el + ep + etd + eu - esca– eccs - eccr – eee

In cui :

- E il totale delle emissioni derivanti dall’uso del carburante;

- eec le emissioni derivanti dall’estrazione o dalla coltivazione delle materie

prime;

- el le emissioni annualizzate risultanti da modifiche degli stock di carbonio

a seguito del cambiamento della destinazione dei terreni;

- ep le emissioni derivanti dalla lavorazione;

- etd le emissioni derivanti dal trasporto e alla distribuzione;

- eu le emissioni derivanti dal carburante al momento dell’uso;

- esca la riduzione delle emissioni grazie all’accumulo di carbonio nel suolo

mediante una migliore gestione agricola;

- eccs la riduzione di emissioni grazie alla cattura e allo stoccaggio geologico

del carbonio;

- eccr la riduzione delle emissioni grazie alla cattura e alla sostituzione del

carbonio;

- eee la riduzione di emissioni grazie all’elettricità eccedentaria prodotta

dalla cogenerazione

Rispetto questi obbiettivi il potenziale in ambito agronomico e tecnologico della

filiera biogas-biometano è importante al fine di:

a) ridurre l’utilizzo di input chimici (utilizzo dei digestati);

b) migliorare le rotazioni agricole;

c) in generale incrementare il contenuto in sostanza organica dei terreni;

d) ridurre le emissioni di CO2 sia in fase di pre combustione, sia riducendo le

emissioni del settore zootecnico mediante l’utilizzo degli effluenti in digestione

anaerobica.

Questo potenziale in parte è già rappresentato dai valori di riduzione delle emissioni

di gas climalteranti oggi riportati nei documenti citati, nettamente migliori rispetto ai

cosiddetti biocarburanti di prima generazione.


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Ma al fine di conseguire per intero questo potenziale è importante che le misure di

sostegno prevedano specifici incentivi per:

a) l’utilizzo di sottoprodotti agricoli e agroindustriali e di effluenti zootecnici;

b) l’adozione di pratiche colturali capaci di ridurre le emissioni di CO2 nella fase di

coltivazione, e di incrementare il tenore in sostanza organica nei terreni;

c) l’adozione di normative in grado di incentivare il razionale ed esteso utilizzo dei

digestati nella produzione delle biomasse in luogo della fertilizzazione con

prodotti di sintesi.

L’integrazione tra filiere biogas e filiere agricole tradizionali

Lo sviluppo degli impianti a biogas si concentra in questo momento in Italia

principalmente nelle regioni padane, ove maggiore è la presenza di effluenti zootecnici e

sottoprodotti agroindustriali, e prende avvio in un contesto di crisi reddituale delle

principali filiere agro-zootecniche. La crisi del comparto agricolo ha sfaccettature diverse

nelle regioni agrarie italiane rispetto alle filiere ed ai territori interessati. Pertanto le criticità

derivanti dalla realizzazione di un impianto a biogas possono essere differenti per aree e

per filiera coinvolta.

Prendiamo due situazioni concrete per esemplificare la questione. Per quanto

concerne la zootecnia da latte assistiamo negli ultimi anni ad una crescita costante dei

quantitativi prodotti dall’agricoltura italiana concentrata in un numero minore di stalle, con

una marcata localizzazione della produzione in alcune provincie padane. In queste aree

assistiamo pertanto alla crescita del fenomeno di acquisto di foraggi extra aziendali e

conseguentemente ad un inasprimento della problematica dei terreni utilizzabili per lo

spargimento degli effluenti zootecnici, vero collo di bottiglia al libero espandersi di questa

dinamica di crescita del settore nelle aree ad elevata concentrazione zootecnica (surplus

di azoto zootecnico) . Per contro nelle aree di abbandono dell’attività zootecnica, si assiste

ad un impoverimento generale del valore aggiunto generato dal comparto agricolo, con la

produzione di seminativi destinata prevalentemente alla vendita per la trasformazione in

altri territori.

Occorre poi considerare la situazione delle aree centro meridionali del paese dove,

in alcune situazioni, lo sviluppo del biogas attraverso anche le opportunità derivanti dalle

coltivazioni dedicate, porterebbe notevoli vantaggi sulla fertilizzazione dei terreni

fisiologicamente carenti di sostanza organica.


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Un impianto a biogas a biomasse vegetali ( con utilizzo di foraggi di primo raccolto,

mais per esempio) può essere paragonato ad una stalla pari a circa 1.000-1.200 UBA in

termini di fabbisogni di superficie foraggiera, ed è in grado di produrre ogni anno circa

15.000 ton di fertilizzante organico pari circa all’azoto escreto da 600 UBA5.

Il sistema di incentivazione del triennio 2012-2015 al fine di prevedere un equilibrio

tra lo sviluppo del food e del non food necessita di alcuni correttivi.

Innanzitutto occorre salvaguardare la presenza della zootecnica nelle aree ad alta

specializzazione, mantenendo nel contempo le opportunità per le aree meno vocate. La

soluzione a questa dicotomia non risiede nel rifiuto del biogas, ma in una premialità a

favore di chi utilizza determinate matrici, e per chi, in ragione di un utilizzo efficiente

dell’energia, riduce il fabbisogno di energia primaria e quindi di biomasse, in particolar

modo di biomasse di primo raccolto.

Occorre favorire l’utilizzo di sottoprodotti al fine di scoraggiare un utilizzo prevalente

di terreni di primo raccolto (monocoltura) per la produzione di biogas, e favorire nelle zone

ad elevata concentrazione zootecnica l’utilizzo degli effluenti, senza peraltro determinare

un incremento del fabbisogno di terreni agricoli per lo spargimento dei digestati.

Saranno quindi importanti misure di sostegno che prevedano specifiche norme

finalizzate a :

a) limitare l’utilizzo di terreni di primo raccolto in monosuccessione;

b) favorire l’adozione di colture, anche perennanti, massimizzanti la resa in biogas

per ettaro di superficie coltivata e l’utilizzo di foraggiere ad elevata efficienza

fotosintetica in rotazione;

c) favorire l’utilizzo di colture di secondo raccolto e sottoprodotti di diversa natura;

d) favorire l’utilizzo di sistemi tecnologici atti a permettere la digestione anaerobica

di biomasse non utilizzabili in ambito foraggiero ed alimentare;

e) favorire il massimo utilizzo di tecnologie per la valorizzazione dei digestati in

forme tecniche tali da ridurre la necessità per lo spargimento dell’azoto di origine

zootecnica;

f) mantenere un corretto rapporto tra superfici aziendali destinate alla

alimentazione e quelle finalizzate allo scopo energetico.

5 Circa 60 ton di azoto escreto , pari a circa 50 ton di azoto in campo.


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Lo scenario 2020 e le politiche di sostegno per il periodo 2012-

2015

Per quanto sin’ora esposto riteniamo che nel medio periodo la filiera biogas-

biometano italiana possieda un potenziale per essere:

a) una nuova fonte di produzione nazionale di gas metano, con un potenziale

produttivo considerevole almeno pari alla produzione attuale di gas naturale

dai giacimenti italiani, in grado di mantenerla nei prossimi anni ai livelli degli

anni ’90;

b) nella forma del biometano il biogas è una filiera in grado di utilizzare in modo

efficiente il notevole potenziale di trasporto, stoccaggio ed utilizzo del gas

naturale presente in Italia sia in ambito cogenerativo che nell’autotrazione,

sfruttando il parco di generazione elettrica attuale a gas metano caratterizzato

da una elevata efficienza e da un parco veicoli alimentabili a gas metano tra i più

grandi al mondo;

c) nell’ambito dell’utilizzo di carburanti di origine biologica, l’utilizzo del biometano è

una opzione spesso sottovalutata capace di soddisfare sin da ora quanto

richiesto ai biocarburanti di seconda generazione in termini di :

a) efficacia nella riduzione delle emissioni di gas climalteranti

(potenzialmente carbon negative);

b) utilizzo di matrici non alimentari;

c) immediato utilizzo anche senza miscelazione nelle vetture attualmente

in commercio.

d) la fonte rinnovabile “programmabile” più efficiente promuovibile in Italia nel

breve periodo con il ricorso ad una effettiva filiera corta sia nella produzione di

energia elettrica che di biocarburanti;

e) la filiera agrienergetica italiana è in grado di rappresentare un importante

strumento di diversificazione degli sbocchi di mercato delle produzioni

foraggiere divenendo un importante strumento per le aziende agricole italiane

contro la volatilità dei prezzi internazionali delle principali commodities agricole.

Per conseguire queste opportunità è necessaria una chiara strategia nazionale per

lo sviluppo della filiera biogas – biometano, al fine di dare agli investitori le necessarie

certezze ed indicazioni utili a conseguire in modo quanto più possibile efficiente gli


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obbiettivi.

Nella costruzione di tale strategia si individuano due tappe :

a) di breve periodo al 2020, finalizzata all’avvio della filiera biogas e biometano in

tutto il Paese con il conseguimento di circa il 50% del potenziale, con la

produzione di circa 20-30 TWh di energia primaria da biogas (circa 2.0-3.0 Mrd

di Nmc di gas metano equivalenti di biogas) utilizzabile principalmente in ambito

cogenerativo e, nella forma del biometano, nell’autotrazione e nella rete del

gas;

b) di medio periodo ( al 2030), con la produzione sino a 6,5Mrd di Nmc di gas

metano equivalenti di biogas.

Più specificatamente per il periodo 2012-2015 si propongono i seguenti due ambiti

di sviluppo:

a) realizzazione di circa 500 MWe di impianti cogenerativi da < 1 MWe in

codigestione con matrici agricole, zootecniche e sottoprodotti, pari a circa

1000-1500 impianti (circa 400-500 impianti per anno);

b) realizzazione di circa 30-40 impianti di upgrading del biogas a biometano

con una immissione in rete sino a 150.000.000 Nmc di gas metano annui

ed il suo utilizzo prevalentemente nell’autrotrazione.

Uno scenario siffatto richiederà investimenti diretti per circa 5,0-6,0 Mrd di euro e

determinerà un incremento del giro di affari in ambito locale a regime pari a 1,0-1,1 Mrd €

annui , pari a circa il 2,2% del PIL agricolo italiani a prezzi di base (0,6% circa al netto

degli incentivi), con un incremento del valore aggiunto prodotto in agricoltura di pari

percentuale.

Gli strumenti di incentivazione per conseguire detti obiettivi si articolano tra :

a) prolungamento del regime di sostegno attuale con la Tariffa Omnicomprensiva

(Legge 244/07 ) sino al 15.8.2012;

b) la creazione di una nuova tariffa omnicomprensiva per la produzione di energia

elettrica da biogas per il periodo 15.8.2012-15.8.2015;

c) l’introduzione delle norme tecniche e regolamentari per l’immissione del

biometano in rete;

d) la creazione di una tariffa omnicomprensiva per la remunerazione del biometano

immesso in rete.


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La tariffa omnicomprensiva attuale

La legge 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008), che attualmente disciplina la

Tariffa Omnicomprensiva, prevede (art. 2 comma 145) che la tariffa possa essere variata,

ogni tre anni, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, “assicurando la congruità

della remunerazione ai fini dell’incentivazione dello sviluppo delle fonti energetiche

rinnovabili”.

Inoltre occorre considerare che l’art. 17 della legge comunitaria 2009 prevede di adeguare

e potenziare il sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza e del

risparmio energetico e prevede una revisione degli incentivi per la produzione di energia

elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse e biogas al fine di promuovere,

compatibilmente con la disciplina dell’Unione europea in materia di aiuti di Stato, la

realizzazione e l’utilizzazione di impianti in asservimento alle attività agricole da parte di

imprenditori che svolgono le medesime attività. Così come occorre dare attuazione alle

indicazioni contenute nel Piano di Azione Nazionale in merito alla riforma del sistema di

incentivazione.

In relazione al quadro sopra esposto, diretto a prevedere una riforma del sistema di

incentivazione o quantomeno una variazione della tariffa omnicomprensiva (che secondo

quanto indicato nella legge 244/07 potrebbe decorrere dal 01.01.2011), si ribadisce la

necessità di dare al settore delle agroenergie le stesse possibilità che sono state concesse

agli altri settori con una stabilità degli incentivi di almeno un triennio.

Per tali motivi considerato che

rispetto all’istituzione della tariffa a dicembre 2007, ci sono stati

importanti ritardi nella applicazione per la bioenergia (ll Decreto del

Ministero dello sviluppo economico Incentivazione della produzione di

energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma

150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244 è del 18 dicembre 2008 e

la legge n. 99 del 23 luglio 2009 che ha definito le tariffe di 28 e 18

€cent è stata pubblicata sulla GU solo il 31 luglio 2009),

e vista la favorevole risposta degli imprenditori agricoli che negli

ultimi 12 mesi hanno avviato la costruzione di impianti per oltre 200

MWe,


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è necessario che a livello normativo si chiarisca che

i. la tariffa omnicomprensiva di cui alla legge 244 del 24 dicembre 2007

è “ fissa e costante in moneta corrente per tutto il periodo di

durata dell’incentivo pari a 15 anni”6

ii. l’applicazione dei valori e condizioni della nuova tariffa si

applicheranno solo agli impianti che entrano in esercizio dodici mesi

dopo la pubblicazione delle nuove norme su G.U, e comunque non

prima del 15.8.2012, rimanendo in vigore sino a tale data l’attuale

sistema basato sulla Tariffa Omnicomprensiva come definito dalla

legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008).

6 Gli investimenti in impianti a biogas sono particolarmente capital intensive ( 3.500 – 5.000 €/kWe) ed inoltre

richiedono l’acquisto di combustibile per tutto il periodo di funzionamento dell’impianto. Pertanto la certezza di una tariffa

per un numero adeguato di anni è fondamentale per la fiducia degli investitori e delle Banche finanziatrici.


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La nuova tariffa omnicomprensiva per il periodo 2012-2015

Considerazioni sulla tariffa attuale

Gli obbiettivi previsti dal PAN prevedono una crescita delle rinnovabili nel settore

elettrico a ritmi tre volte superiori a quelli degli ultimi anni.

Superata una prospettiva di nicchia ( il 17% del fabbisogno energetico italiano), ogni

filiera deve cercare di contribuire all’obiettivo, esprimendo il massimo risultato in termini di

ricadute economiche (occupazionali, contributo al PIL, sicurezza energetica), ambientali

(riduzione emissioni di CO2 , riduzione inquinanti atmosferici) ed infine in termini di costo

di generazione elettrica.

Da questo punto di vista il biogas presenta un filiera promettente sia per :

il potenziale tecnologico proprio di una industria avviata solo da pochi anni,

ma già per alcuni versi matura (bioenergia di seconda generazione);

la possibilità di incrementare l’efficienza negli usi finali (cicli combinati,

cogenerazione) mediante la produzione di biometano ;

la possibilità incrementare l’efficienza carbonica della filiera sia nella fase

agronomica che in quella di upgrading a biometano.

La tariffa attuale si è dimostrata adeguata a far decollare il settore anche in Italia,

analogamente a quanto avvenuto in altri Paesi che da un punto di vista del costo dei

fattori in ambito agricolo presentano sensibili vantaggi rispetto all’Italia. Infatti, nella filiera

biogas, in cui i costi della fase agricola sono prevalenti sul totale dei costi di generazione

elettrica, non è possibile una semplice comparazione aritmetica tra le tariffe

omnicomprensive dei vari Paesi, come a livello indicativo cerca di esprimere la tabella

seguente .


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DATI IN €/MWh el ITALIA GERMANIA DANIMARCA

TARIFFA OMNICOMPRENSIVA < 1000 kWe 280,0

IMPIANTO DA < 500 kWe 240,0

IMPIANTO DA < 2000 kWe, 130,0

TARIFFA 280,0 240,0 130,0

Costo medio en. El. Mercato locale ‐80,0 ‐65,0 ‐45,0

Mggior costo en.el fossile per carbon tax 8,0

INCENTIVO NETTO 200,0 175,0 93,0

POSSIBILITA' VENDITA CALORE 0,0 10,8 24,3

DURATA INCENTIVO (> COSTI DI AMMOR.) ‐7,5 0,0 0,0

RESIDUA INCENTIVO 192,5 185,8 117,3

RICAVI DA SOTTOPRODOTTI CON CODICE CER 0,0 0,0 31,3

CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE 1,0 2,7 8,0

MAGGIOR COSTO DEI FATTORI PRODUTTIVI ‐27,3 ‐4,5 0,0

VALORE INCENTIVO NETTO FINALE 166,2 183,9 156,6

Anni di avvio della legge per la Tariffa Omnicomprensiva 1 12 21 (elaborazioni gruppo di lavoro)

Come si può evincere l’apparente maggiore livello di prezzo della tariffa

omnicomprensiva italiana, in realtà corrisponde ad un valore netto dell’incentivo di poco

superiore a quello danese e inferiore a quello tedesco, Paese con il maggior sviluppo della

filiera biogas da matrici agricole in Europa.

Infatti una valutazione comparativa deve saper ponderare anche :

a) il prezzo dell’energia fossile nei mercati locali;

b) l’esistenza di un onere fiscale ( carbon tax) per le fonti fossili;

c) la presenza di una stagione termica significativa e/o la preesistenza di reti locali

di teleriscaldamento cui connettersi ;

d) la durata dell’incentivo (minori costi di ammortamento annui);

e) la possibilità di utilizzare prodotti costituenti rifiuto in azienda agricola;

f) la presenza di contributi in conto capitale;

g) Il maggior costo dei fattori produttivi in azienda agricola, ed in particolare il costo

dei foraggi tradizionali, quali il mais.

Alla luce di ciò e considerando il fatto che la filiera ha preso avvio da pochi anni in Italia (in

Danimarca ha una tradizione di oltre 20 anni), e pertanto lo sviluppo tecnologico e le

competenze professionali sono nel nostro Paese solo in una fase di sviluppo iniziale, il

livello di incentivo proposto dal legislatore pare sostanzialmente corretto per una fase di

avvio, anche comparando il livello di incentivo del biogas con quello di filiere quali il


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fotovoltaico che hanno ricevuto nella fase iniziale un incentivo almeno doppio in termini di

prezzo €/MWh el (400 €/MWh el ) e circa triplo in termini di €/ton CO2 evitata ( 800-1.200

€/ton CO2 evitata).

Gli obbiettivi ricercati con la nuova tariffa 2012-2015

- Favorire uno sviluppo equilibrato della filiera biogas-biometano limitando i

fenomeni di competizione con le filiere agricole tradizionali e per contro

favorendo la massima integrazione tra esse.

- Favorire un protagonismo delle aziende agricole negli investimenti come

contributo alla crescita del PIL agricolo ed al rafforzamento dei redditi delle

imprese agricole.

- Dare un segnale sul valore della tariffa omnicomprensiva capace di favorire lo

sviluppo tecnologico e l’aumento di efficienza della filiera, al fine di creare le

condizioni per una ulteriore riduzione di tariffa nei periodi successivi.

- Aumentare l’efficienza nella riduzione delle emissioni di CO2 lungo la filiera sia in

ambito agricolo (soil carbon sequestration) che mediante l’utilizzo di

sottoprodotti che di effluenti zootecnici (riduzione delle emissioni di CH4 e N2O),

creando le condizioni mediante lo sviluppo dell’upgrading del biogas per ulteriori

miglioramenti dell’efficienza nella riduzione di emissioni di gas serra.

- Evitare discontinuità rispetto al sistema attuale e difficoltà interpretative,

evitando di caricare il regolatore di appesantimenti burocratici.


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La nuova tariffa omnicomprensiva per il periodo 2012-2015

- Limiti di potenza unitaria per accesso alla tariffa omnicomprensiva: impianti con

potenza inferiore ad 1 MWe

- Periodo di incentivazione : 15.8.2012-15.8.2015

- Plafond del periodo: 500 MWe

- Durata del periodo di incentivazione pari a 3 anni (2012-2015) con una finestra

temporale di 12 mesi qualora sia conseguito il plafond prima della scadenza del

15.8.20157

- Durata della tariffa omnicomprensiva: fissa e costante in moneta corrente per il

periodo di 15 anni;

- Due tipologie di tariffa omnicomprensiva :

Sino a 250 kWe

Sino 999 kWe

Tariffa omnicomprensiva per Impianti di potenza <250 kWe

Tariffa omnicomprensiva fissa a valori costanti :

Tariffa : 280 €/MWh el

Tariffa omnicomprensiva per Impianti di potenza < 1000 kWe

Tariffa base : 250 €/MWh el

Bonus : 20 €/MWh el da sommarsi alla tariffa base (250+20= 270 €/MWh el)

applicabile al conseguimento di almeno uno dei seguenti obblighi:

Bonus sottoprodotti. Devono produrre almeno il 60 %

dell’energia (biogas) da effluenti zootecnici, e/o sottoprodotti agricoli

quali paglia, stocchi, ecc e/o sottoprodotti agroindustriali e

dell’industria dei biocarburanti (glicerina grezza, panello ecc.), e/o

colture vegetali annuali ottenute in una rotazione almeno biennale,

e/o colture poliennali (biennali e oltre) .

7 Finestra temporale significa che in aggiunta agli impianti che concorrono al raggiungimento della potenza elettrica

cumulativa di cui al plafond, hanno diritto alle tariffe incentivanti tutti gli impianti che entrano in esercizio entro dodici mesi

dalla data, comunicata dal soggetto attuatore sul proprio sito internet, nella quale verrà raggiunto il limite di potenza di

500 MWe.


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Bonus Food / Energy ovvero devono utilizzare colture energetiche

di primo raccolto provenienti da non più del 49% della SAU

aziendale

Bonus tecnologia-efficienza ovvero devono adottare sistemi

cogenerativi ad alto rendimento8 e/o devono procedere alla

copertura ed al recupero del biogas delle vasche di stoccaggio del

digestato per un volume di digestato pari ad almeno 30 giorni di

stoccaggio9.

Sistemi di controllo

- Utilizzo di energia da effluenti e sottoprodotti: verifica ex post con registri di

magazzino similmente a quanto richiesto per la dimostrazione della

connessione agricola ai fini fiscali.

- Rotazioni agricole e utilizzo SAU aziendale: autocertificazione e controllo ex

post con fascicolo aziendale.

- Copertura dello stoccaggio del digestato: autocertificazione e controllo a

campione .

- Impianti di cogenerazione che dimostrano di utilizzare almeno il 20%

dell’energia termica prodotta nel processo anche mediante cicli combinati sia

per uso civile che industriale.

Penalità: riduzione del 50% della TOC per l’anno in cui non si sono

soddisfatti gli obblighi.

Gli oneri annui derivanti dalla applicazione della nuova tariffa omnicomprensiva a

regime sono stimabili in una media di 0,6-0,7 Mrd € annui.

8 Ai sensi del DECRETO LEGISLATIVO 8 febbraio 2007, n.20

Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE. (GU n. 54 del 6-3-2007)DECRETO LEGISLATIVO 8 febbraio 2007, n.20 Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE.

(GU n. 54 del 6-3-2007) 9 Nei primi 30 giorni di stoccaggio si ha l’emissione della maggior parte delle emissioni gassose


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La normativa per il biometano

Immissione del biometano in rete

Le norme di riferimento in materia di accesso al sistema nazionale del gas sono

contenute nel decreto legislativo 164/2000, il quale prevede che per nessun motivo possa

essere rifiutato l'accesso al sistema quando si tratti di gas naturale prodotto nel territorio

nazionale, nel mare territoriale e nella piattaforma continentale italiana. Il medesimo

decreto, dispone che l'accesso non può essere rifiutato qualora, in mancanza di capacità

di connessione, il cliente sostenga il costo delle opere necessarie per rimediare a tale

mancanza. Per quanto riguarda la possibilità di usare anche lo stoccaggio per ottimizzare

il sistema, la situazione è identica alla produzione nazionale.

D’altra parte, l’articolo 1, paragrafo 2, della direttiva 2003/55/CE sul mercato del gas

stabilisce espressamente che le norme in materia di accesso si applicano anche al biogas

e al gas da biomassa purché possano essere immessi nel sistema senza problemi tecnici

o di sicurezza.

Il concetto è stato ripreso dall’articolo 1 della direttiva 2009/73/CE, secondo cui le

norme ivi previste si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas

derivante dalla biomassa o da altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano

essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza

porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza.

Vanno pertanto precisate nel quadro legislativo italiano le norme che permettano

l’immissione in rete del biometano , e più in particolare occorre definire

d) gli standard a cui il biometano deve corrispondere per essere immesso in rete

demandando il CTI (ovvero ENEA) a produrre un documento a riguardo anche

rifacendosi a quanto in corso in ambito europeo ( CEN, DVGW,ecc.);

e) le modalità tecniche di connessione alla rete del gas e le sicurezze che devono

essere prese al fine di evitare rischi per la salute umana, l’integrità della rete e

garantire il corretto funzionamento delle apparecchiature connesse alla rete;

f) la previsione per il riparto dei costi di allacciamento tra il produttore di

biometano ed il soggetto gestore della rete;

g) la definizione di una normativa di incentivazione della produzione nazionale di

biometano al fine di superare le barriere commerciali che attualmente limitano lo

sviluppo della filiera.


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L’utilizzo e la remunerazione del biometano

Di seguito i capisaldi per una normativa di incentivazione della filiera :

- Priorità di immissione vettoriamento/dispacciamento e immagazzinamento del

biometano;

- Previsione a carico dei soggetti gestori della rete dell’anticipazione dell’ 80% dei

costi di allacciamento alla rete . I gestori potranno poi recuperare dette somme a

valere sul Fondo per l’incentivazione del biometano (FIB) di cui in seguito;

- Tassazione biometano: non assoggettamento ad accise10 in quanto ottenuto

da fonti rinnovabili anche nel caso di additivazione di gas di origine fossile in

percentuali inferiori al 5% per il raggiungimento delle specifiche relative al PCI

per l’immissione in rete;

- Limiti di capacità produttiva impianto di upgrading:

o per gli impianti aventi una generazione in situ < 250 KWe : 1.000.000

Nmc di gas metano equivalente annuo per impianto; tale limite di

potenza si intende come la sommatoria tra la quantità di gas metano

equivalente utilizzato per la generazione in situ di energia elettrica e

quello immesso in rete (per esempio circa 500.000 in cogenerazione e

500.000 in upgrading );

o per gli impianti aventi una generazione in situ con potenza elettrica

superiore a 250 KWe ma inferiore ad 1 MWe operanti a tariffa

omnicomprensiva, ovvero soggetti al regime dei certificati verdi:

4.000.000 Nmc di gas metano equivalente annuo per impianto; tale

limite di potenza si intende come la sommatoria tra la la quantità di

gas metano equivalente utilizzato per la generazione in situ di

energia elettrica e quello immesso in rete (per esempio fino a

2.000.000 in cogenerazione e 2.000.000 in upgrading );

qualora trattasi di impianti a biogas collegati con un rete locale del

biogas ad un impianto di upgrading centralizzato il limite di potenza è

pari a 5.000.000 di Nmc di gas metano equivalente annuo per

impianto; nel calcolo dei limiti di potenza si considera solo la

10 Direttiva 2003/96/CE del Consiglio del 27 ottobre 2003 che ristruttura il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti

energetici e dell'elettricità


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sommatoria tra la quantità di gas metano equivalente utilizzato per

la generazione in situ di energia elettrica e quello immesso in rete

anche proveniente da altri impianti a biogas.

- Incentivazione: introduzione di una tariffa omnicomprensiva per il biometano

(TOB) prodotto ed immesso in rete, di durata ventennale,

fissa e costante in moneta corrente per tutto il periodo di durata

dell’incentivo dell’importo di 120 €cent//Nmc di biometano ;

la produzione di biometano dovrà essere realizzata secondo i seguenti

obblighi :

o devono produrre almeno il 60% dell’energia (biogas) da

effluenti zootecnici, e/o sottoprodotti agricoli quali paglia,

stocchi, ecc e/o sottoprodotti agroindustriali e dell’industria dei

biocarburanti (glicerina grezza, panello ecc.), e/o frazioni

organiche da raccolta differenziata dei rifiuti urbani (FORSU),

e/o colture vegetali annuali ottenute da una rotazione almeno

biennale, ovvero colture biennali ovvero devono utilizzare

colture di primo raccolto a fini metanigeni provenienti da non

più del 49% della SAU aziendale;

o gli impianti devono procedere alla copertura ed al recupero del

biogas delle vasche di stoccaggio del digestato: deve essere

coperto un volume di digestato pari ad almeno 30 giorni di

stoccaggio;

o gli impianti devono adottare sistemi di upgrading che limitano

le perdite di metano in atmosfera a < 0,5%.

Penalità : riduzione del 25% della TOB per l’anno in cui non si sono

conseguite le condizioni.

Plafond per il periodo 2012-2014 pari a 150.000.000 Nmc/anno, con

una finestra temporale di 12 mesi qualora sia conseguito il plafond

prima della scadenza del 31.12.2014.

Gli oneri annui derivanti dalla applicazione della TOB al netto del

valore del gas naturale, a regime sono stimabili in circa € 110-

140.000.000/annui (meno dell’1% del valore della componente

materia prima del gas naturale commercializzato in Italia). Per la loro


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copertura si provvederà attraverso la costituzione del fondo per

l’incentivazione del biometano (FIB), i cui introiti potranno derivare da:

o l’addebito alla componente RE della tariffa di distribuzione del gas

naturale, destinata a copertura degli oneri che gravano sul fondo per

misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti

rinnovabili nel settore gas;

o l’utilizzo del biometano nell’autotrazione con il conseguente

collocamento di “certificati di immissione in consumo di biocarburanti”

emessi dal MIPAAF per il tramite di AGEA ed acquistati dai soggetti

obbligati. Si rammenti che ai fini del calcolo del valore del certificato ai

fini del bilancio nazionale c’è la possibilità di dare un valore doppio

per il biometano ottenuto da sottoprodotti.

Reggio Emilia, 22 Ottobre 2010

C.I.A.. - Confederazione Italiana Agricoltori

Confagricoltura - Confederazione Generale della Agricoltura Italiana

Agroenergia

AIEL - Associazione Italiana Energie Agroforestali

APER – Associazione Produttori Energia da Fonti Rinnovabili (aderisce per il capitolo La

Normativa per il Biometano)

CIB -Consorzio Italiano Bio-Gas

FIPER – Federazione Italiana Produttori di Energia da fonti Rinnovabili

ITABIA – Italian Biomass Association

Biostudi

Veneto Agricoltura

CRPA – Centro Ricerche Produzioni Animali

indicazioni per lo sviluppo della filiera biogas ... · indicazioni per lo sviluppo della filiera...

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