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LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTIDI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE

LA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

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LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTIDI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE

LA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

AZIENDA CON SISTEMADI GESTIONE QUALITÀCERTIFICATO DA DNV

- ISO 9001 -

SOMMARIO

1. PREMESSA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2. IL MERCATO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1 L’attuale meccanismo incentivante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 Tipologia di incentivi previsti dal D.M. 6 luglio 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.3 Gli scenari di intervento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3. ASPETTI TECNICI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.1 Biocombustibili solidi, liquidi, gassosi (biogas). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.2 Tecnologie impiantistiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203.2.1 Impianti di digestione anaerobica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.2.2 Impianti di combustione di biomasse solide . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.2.3 Impianti di gassificazione di biomasse solide. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.2.4 Impianti ad olio vegetale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4. ASPETTI AUTORIZZATIVI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

4.1 Normativa di riferimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

4.2 Autorizzazioni per la costruzione ed esercizio degli impianti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334.2.1 Autorizzazione Unica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.2.2 Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.2.3 Comunicazione inizio lavori (attività edilizia libera) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.3 Connessione alla rete elettrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

4.4 Prevenzione incendi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.5 Qualifica IAFR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

4.6 Adempimenti fiscali . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5. ASPETTI ECONOMICI E FINANZIARI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

5.1 Filiera di approvvigionamento del combustibilee riflessi sulla gestione dell’impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

5.2 Costi e tempi medi di realizzazione (CAPEX) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5.3 Costi di esercizio (OPEX) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.4 Calcolo di producibilità e ricavi di esercizio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

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5.5 Simulazione economica - Impianto Biogas 300 kWe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.6 Simulazione economica - Impianto Biomassa 300 kWe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

6 ASPETTI CONTRATTUALI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

6.1 Contratto di realizzazione delle opere elettromeccaniche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

6.2 Contratto di realizzazione opere civili . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

6.3 Contratto di manutenzione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

6.4 Approvvigionamento Biomasse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

6.5 Analisi dei rischi di progetto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 826.5.1 Polizze in fase di realizzazione. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 856.5.2 Polizze in fase di gestione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................87

GLOSSARIO E DEFINIZIONI ................................................................................................89

FONTI ESTERNE DELLE FIGURE E DELLE TABELLE...............................................................91

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1. PREMESSA

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La Commissione Europea ha messo in evidenza, a più riprese, l’importanza del contributo offertodalle biomasse per raggiungere gli obiettivi sul clima e sull’energia al 2020 (20% di riduzione delleemissioni, 20% di aumento di efficienza energetica, 20% di rinnovabili negli usi finali di energia).

Contestualmente, il Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili, emanato il 30 giugno2010 ai sensi della Direttiva 2009/28/CE, assegna, per il raggiungimento dell’obiettivo vincolanteper l’Italia (soddisfare con fonti rinnovabili il 17% dei consumi energetici lordi nazionali), un ruolofondamentale alle biomasse. Queste dovranno fornire nel 2020 quasi la metà dell’energia prodottada fonti rinnovabili.

Il significativo aumento del numero di impianti “agricoli” registratosi negli ultimi anni, grazie alloscenario di incentivazione, evidenzia un forte interesse legato ad una concreta opportunità perl’incremento e la diversificazione del reddito aziendale. E non solo: la possibilità di sfruttamentoe quindi di valorizzazione di sottoprodotti agricoli e forestali (reflui zootecnici, scarti dell’agroindu-stria, residui della lavorazione boschiva), presenta come valore aggiunto incontestabili beneficiagronomici ed ambientali.

Importante appare la strutturazione di opportune filiere energetiche, che sappiano integrarsi neirispettivi comparti produttivi in modo sostenibile, con tecnologie affidabili per la loro valorizzazioneenergetica dei prodotti. È quindi necessario conoscere gli aspetti salienti di tali filiere per promuo-vere la realizzazione di modelli organizzativi replicabili su piccola e media scala che comportino ilpieno coinvolgimento delle imprese agricole e forestali locali e massimizzino i vantaggi ambientalie socio-economici.

Questa Monografia, lungi dal voler affrontare in maniera troppo specialistica i molteplici aspettidella produzione di energia da biogas, biomasse e bioliquidi, vuole essere di ausilio per avvicinareargomenti destinati a divenire sempre più centrali negli anni a venire, con l’obiettivo di fornire in-formazioni utili ai vari soggetti coinvolti in tali progetti, a diverso titolo (imprenditori, banche, istitutifinanziari, investitori, progettisti, etc.).

Il documento è frutto dell’esperienza di Protos nel settore e delle banche che operano in tali mercatie che partecipano attivamente al tavolo di lavoro ABI - ABI Lab denominato Osservatorio Rinnova-bili.

Si desidera pertanto ringraziare tutti coloro che hanno messo a fattor comune le proprie compe-tenze fornendo importanti spunti, feedback e contributi, rendendo la Guida la più completa e fruibilepossibile per gli addetti ai lavori.

2. IL MERCATO

2.1 L’attuale meccanismo incentivante

Il sistema di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversidai fotovoltaici è attualmente disciplinato dal D.M. Sviluppo Economico 6 luglio 2012 “Attuazionedell’art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzionedi energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici” (di seguito Decreto).

Il Decreto si applica agli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento dipotenziamento o di rifacimento che entrano in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012.Esso sostituisce la precedente regolamentazione del D.M. 18 dicembre 2008 “Incentivazione dellaproduzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell’art. 2, comma 150, della legge24 dicembre 2007, n. 244”.

Il nuovo sistema di incentivazione, gestito dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici), introduce deicontingenti annuali di potenza incentivabile, dal 2013 al 2015, divisi per tipologia di fonte e di im-pianto e ripartiti secondo la modalità di accesso agli incentivi (accesso diretto, Registri, Aste).

Il costo indicativo cumulato annuo, definito all’art. 2 del D.M. 6 luglio 2012, per tutte le tipologiedi incentivo agli impianti a fonte rinnovabile, diversi dai fotovoltaici, non può superare complessi-vamente i 5,8 miliardi di euro.

Questo significa che una volta raggiunta tale soglia non sarà più possibile incentivare tali impiantisecondo le disposizioni del D.M. 6 luglio 2012.

Tale costo rappresenta una stima dell’onere annuo potenziale, già impegnato, degli incentivi rico-nosciuti a tali impianti in attuazione dei vari provvedimenti di incentivazione statali che si sonosucceduti in questo settore.

Lo strumento operativo che serve a visualizzare, sul sito internet del GSE (www.gse.it), il costoindicativo cumulato annuo degli incentivi è il “Contatore degli oneri delle fonti rinnovabili”. Il costoriportato nel contatore viene calcolato e pubblicato sul sito internet del GSE con cadenza mensile.Ogni mese il “perimetro” degli impianti ammessi agli incentivi e che concorrono al calcolo del con-tatore può cambiare, così come possono evolvere tutte le variabili che concorrono al calcolo.

Alla data del 30/04/2013 il Contatore sul sito internet del GSE riportava un valore pari a circa4,22 miliardi di euro.

A tale valore contribuiscono, oltre agli impianti incentivati con il provvedimento CIP 6, con i Cer-tificati Verdi (CV) o con le Tariffe Onnicomprensive (TO) ai sensi del D.M. 18/12/2008, anchegli impianti ammessi ai Registri in posizione utile o vincitori delle procedure d’Asta ai sensi delLI

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D.M. 6/7/2012 e gli impianti i cui Soggetti Responsabili hanno presentato richiesta di ammis-sione agli incentivi del D.M. 6/7/2012 a seguito dell’entrata in esercizio.

2.2 Tipologia di incentivi previsti dal D.M. 6 luglio 2012

Gli incentivi sono gestiti dal GSE e sono riconosciuti sulla produzione di energia elettrica netta im-messa in rete dall’impianto.

La produzione netta è definita come la Produzione lorda dell’impianto diminuita dell’energia elettricaassorbita dai servizi ausiliari di centrale, delle perdite nei trasformatori principali e delle perdite dilinea, tutti definiti su base convenzionale (per impianti di potenza inferiore ad 1 MW) in percentualedell’energia elettrica prodotta lorda (11% biogas, 17-19% biomasse), fino al punto di consegnadell’energia alla rete elettrica.

L’eventuale differenza (positiva), dovuta al calcolo convenzionale con le percentuali sopra riportate,tra la quantità di energia elettrica effettivamente immessa in rete dall’impianto e l’energia incen-tivata, viene comunque ritirata dal GSE e remunerata al Prezzo Zonale.

La durata degli incentivi è pari alla vita media utile convenzionale della specifica tipologia di im-pianto, pari a 20 anni per biomasse e biogas. Il Decreto prevede due distinti meccanismi incenti-vanti, in base a potenza, fonte rinnovabile e tipologia d’impianto:

a. tariffa incentivante onnicomprensiva (TO) per impianti fino a 1 MW, determinata dalla sommatra una tariffa incentivante base (il cui valore è individuato per ciascuna fonte, tipologia di im-pianto e classe di potenza) e l’ammontare di eventuali premi (es. cogenerazione ad alto rendi-mento, teleriscaldamento, riduzione emissioni, etc.). L’energia è ritirata dal GSE e la tariffaonnicomprensiva comprende sia il valore dell’energia che quello dell’incentivazione.

b. incentivo (I) per gli impianti oltre 1 MW e per quelli di potenza fino a 1 MW che non optano perla tariffa omnicomprensiva, calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base (a cui vannosommati eventuali premi a cui ha diritto l’impianto) e il prezzo zonale orario dell’energia (riferitoalla zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica prodotta dall’impianto). L’energia prodottadagli impianti che accedono all’incentivo (I) resta nella disponibilità del produttore, che può de-cidere come valorizzarla.

In altre parole, la Tariffa Incentivante Onnicomprensiva (TO) costituisce un’unica fonte di ricavo. Ilsuo valore, infatti, include sia l’incentivo sia la remunerazione dell’energia immessa in rete. Finitoil periodo di incentivazione, cessa la componente incentivante, ma rimane naturalmente la possi-bilità di remunerare l’energia prodotta.

Nel caso dell’Incentivo (I), in aggiunta allo stesso, il produttore può contare su un ulteriore ricavo:la valorizzazione dell’energia elettrica prodotta.

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I regimi incentivanti del D.M. 6 luglio 2012 sono alternativi ai meccanismi dello Scambio Sul Posto(SSP) e del Ritiro Dedicato (RID).

Le modalità di accesso agli incentivi dipendono dalla potenza dell’impianto e dalla tipologia di fonterinnovabile e, nel caso delle biomasse, dal tipo di alimentazione, come segue:

● Accesso diretto, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazioneo potenziamento con potenza non superiore ad un determinato limite definito dall’art.4 comma3 del D.M. 6 luglio 2012, per ciascuna tipologia di fonte o per specifiche casistiche (es. 100 kWper biogas, 200 kW per biomasse da prodotti e sottoprodotti di origine biologica);

● Registri per interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamentocon potenza superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto agli incentivi e non supe-riore al valore di soglia oltre il quale è prevista la partecipazione a procedure di Aste competitive alribasso. L’iscrizione ai Registri deve essere in posizione “utile” cioè tale da rientrare nei contingentiannui di potenza incentivabili definiti dall’art.9 comma 4 del D.M. 6 luglio 2012;

● Registri per interventi di rifacimento, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza successivaall’intervento è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto. Anche in questocaso, l’iscrizione ai Registri deve essere in posizione “utile” cioè tale da rientrare nei contingentiannui di potenza incentivabili definiti dall’art.17 comma 1 del D.M. 6 luglio 2012;

● Aste al ribasso, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazioneo potenziamento con potenza superiore a un determinato valore di soglia (10 MW per gli impiantiidroelettrici, 20 MW per gli impianti geotermoelettrici e 5 MW per gli altri impianti a fonti rinnova-bili).

In caso di interventi di potenziamento, per determinare la modalità di accesso agli incentivi, la po-tenza da considerare corrisponde all’incremento di potenza a seguito dell’intervento.

Per le biomasse e il biogas la determinazione della tariffa incentivante e la modalità di accesso al-l’incentivo dipendono dal tipo di alimentazione, come definito all’art. 8 comma 4 del Decreto:

a. prodotti di origine biologica;

b. sottoprodotti di origine biologica;

c. rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente;

d. rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c).

Ai fini della determinazione della tariffa incentivante base dell’impianto è necessario individuarela tipologia di alimentazione dell’impianto facendo riferimento esclusivamente a quanto riportatonel titolo autorizzativo alla costruzione ed esercizio dello stesso.

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Nei casi in cui il titolo autorizzativo non indichi in modo esplicito l’obbligo all’utilizzo di una sola ti-pologia (“Tipo a”, “Tipo b”, “Tipo c” o “Tipo d”) o, comunque, consenta un utilizzo di fonti ricadentiin più tipi, l’individuazione della tariffa incentivante di riferimento è effettuata attribuendo all’interaproduzione la tariffa incentivante base di minor valore fra quelle riferibili alle tipologie autorizzate.

Per i soli impianti a biomasse e biogas di potenza non superiore a 1 MW e nel solo caso in cui dal-l’autorizzazione risulti che per l’alimentazione vengono utilizzati sottoprodotti ricadenti nel “Tipo b”,congiuntamente a biomasse rientranti nel “Tipo a”, con una percentuale di queste ultime non supe-riore al 30% in peso, si attribuisce all’intera produzione la tariffa incentivante base prevista per i sot-toprodotti di “Tipo b”.

Nella figura 1 sono riportate le modalità di accesso alle incentivazioni per biomasse e biogas.

Figura 1Modalità di accesso ai meccanismi incentivanti del D.M. 6 luglio 2012*.

(Fonte: GSE, 2012)

(*) Per impianti realizzati con procedure ad evidenza pubblica da Amministrazioni pubbliche le potenze mas-sime per l’accesso diretto sono raddoppiate.

La vita utile degli impianti, la tariffa incentivante base e gli eventuali premi, per ciascuna fonte, ti-pologia di impianto e classe di potenza sono riportate nella corrispondente figura 1 contenuta nelle“Procedure applicative” del GSE sul D.M. 6 luglio 2012.

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Figura 2Tariffe incentivanti base previste per il 2013 e premi stabiliti dal D.M. 6 luglio 2012

(Fonte: GSE, 2012)

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2.3 Gli scenari di intervento

Il panorama di sviluppo nel 2013 di nuovi impianti di produzione di energia elettrica alimentati a bio-masse e a biogas in Italia sarà in buona parte influenzato dai nuovi meccanismi di incentivazione(D.M. 6/7/2012). In particolare, avranno un ruolo importante le iscrizioni dei suddetti progetti nellegraduatorie dei Registri e delle Aste.

Per l’accesso ai meccanismi di incentivazione il Soggetto Responsabile dell’impianto deve richiedereal GSE l’iscrizione al Registro informatico relativo alla fonte e alla tipologia di appartenenza dell’im-pianto oppure, in base alle caratteristiche dell’impianto, deve partecipare a procedure pubbliche diAsta al ribasso per la definizione dei livelli di incentivazione.

Il GSE pubblica il bando relativo alla procedura di iscrizione al Registro oppure di partecipazione allaprocedura di Asta 30 giorni prima dell’inizio del periodo per la presentazione delle relative domande.La durata del predetto periodo è di 60 giorni.

Il bando relativo alla prima procedura di iscrizione al Registro (riferita ai contingenti di potenza disponibiliper il 2013) e di partecipazione alla procedura di Asta è stato pubblicato in data 8/9/2012. Per i periodisuccessivi, le procedure sono pubblicate entro il 31 marzo di ogni anno, a decorrere dal 2013.

Sono ammessi ai meccanismi di incentivazione gli impianti rientranti nelle graduatorie dei Registri edelle Aste, nel limite dello specifico contingente di potenza. Nel caso in cui la disponibilità del contin-gente per l’ultimo impianto ammissibile sia minore dell’intera potenza dell’impianto è facoltà del Sog-getto Responsabile accedere agli incentivi per la quota parte di potenza rientrante nel contingente.

In caso di impianti iscritti nelle graduatorie dei Registri e delle Aste in posizione non utile (non ammessi),non si ha diritto all’incentivazione ma è comunque prevista la possibilità per il medesimo impianto dipresentare richiesta di iscrizione a successivi Registri ovvero di partecipare ad Aste successive.

Per i Registri, per il periodo 2013-2015, sono fissati i seguenti contingenti annuali di potenza,espressi in MW:

REGISTRI 2013 2014 2015

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Eolico onshore 60 60 60

Eolico offshore 0 0 0

Idroelettrico 70 70 70

Geotermoelettrico 35 35 35

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REGISTRI 2013 2014 2015

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Biomasse di cui all’art. 8, comma 4 lettere a), b) e d), biogas,gas di depurazione, e gas di discarica e bioliquidi sostenibili 170 160 160

Biomasse di cui all’art. 8, comma 4 lettera c) 30 0 0

Oceanica (comprese maree e moto ondoso) 3 0 0

Tabella 1Contingenti annuali di potenza, periodo 2013-2015, per i Registri

Per le Aste, per il periodo 2013-2015, sono fissati i seguenti contingenti di potenza, espressi inMW, da mettere ad asta:

ASTE 2013 2014 2015

MW MW MW

Eolico onshore 500 500 500

Eolico offshore 650 0 0

Idroelettrico 50 0 0

Geotermoelettrico 40 0 0

Biomasse di cui all’art. 8, comma 4 lettere a), b) e d), biogas,gas di depurazione, e gas di discarica e bioliquidi sostenibili 120 0 0

Biomasse di cui all’art. 8, comma 4 lettera c) 350 0 0

Tabella 2Contingenti annuali di potenza, periodo 2013-2015, per le Aste

A metà gennaio 2013, il GSE ha pubblicato le graduatorie del 1° Bando dei Registri e delle Aste.Per quanto riguarda i Registri, si è avuta una partecipazione superiore ai contingenti disponibiliper tutte le fonti, ad eccezione delle biomasse di cui all’art.8, comma 4, lettera c) del Decreto, perle quali il contingente per l’anno 2013 è pari all’intera potenza disponibile nel triennio.

Per capire la probabile evoluzione degli impianti a fonti rinnovabili per il 2013 è utile esaminare latabella riepilogativa, pubblicata dal GSE ed aggiornata al 30/04/2013, degli impianti ammessi aiRegistri in posizione utile o vincitori delle procedure d’Asta ai sensi del D.M. 6/7/2012 (figura 4).

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Figura 3 Quadro di sintesi istruttoria Registri, Aste e Rifacimenti (Fonte: GSE, 2013)

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Figura 4Tabella riepilogativa impianti ammessi a Registri/Aste al 30/04/2013 (Fonte: GSE, 2013)

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3. ASPETTI TECNICI

3.1 Biocombustibili solidi, liquidi, gassosi (biogas)

La normativa nazionale definisce «biomassa» “la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residuidi origine biologica provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dallasilvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l’acquacoltura, gli sfalci e le potatureprovenienti dal verde pubblico e privato, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e ur-bani” (Decreto Legislativo 28/2011).I bioliquidi sono “combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l’elettricità,il riscaldamento ed il raffreddamento, prodotti dalla biomassa” (Decreto Legislativo 28/2011).Inoltre per «biogas» si intende “il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobicadi biomassa”.Le biomasse ed il biogas rientrano tra le fonti rinnovabili e, se utilizzate all’interno di un ciclo localedi produzione-utilizzazione nel rispetto del patrimonio forestale e della biodiversità, rappresentanouna preziosa fonte energetica rinnovabile.

Le biomasse possono presentarsi in una vastissima gamma di tipologie, vergini o residuali di la-vorazioni agricole e industriali. A volte si usa il termine “biocombustibili” per indicare i combustibiliricavati dalla biomassa.Si possono avere:

● biocombustibili solidi (legna da ardere, pellet, cippato, ricavato da alberi, tronchi, residui dipotatura, ma anche sottoprodotti o residui dell’industria di lavorazione del legno)

● biocombustibili liquidi (oli vegetali, biodiesel, bioetanolo)

Il cippato (figura 5) è legno ridotto in scaglie tramite una macchina specificamente progettata, dettacippatrice, che può presentarsi fissa, semovente, carrellata, allestita su rimorchio o su autocarro omontata sull’attacco a tre punti del trattore (figura 6). La macchina può essere dotata di motore au-tonomo o essere azionata dalla presa di potenza del trattore. In base all’organo di taglio le macchinepossono essere classifi cate in: cippatrici a disco, cippatrici a tamburo e cippatrici a vite o coclea.

Figura 5 Figura 6Cippato di legno Macchina cippatrice

(Fonte: Consulente Energia, 2013) (Fonte: Jenz, 2013)

Il pellet è un combustibile densificato, generalmente di forma cilindrica, derivante da un processoindustriale per il quale la materia prima viene trasformata in piccoli cilindri di diametro variabile da 6a 8 mm e lunghezza compresa fra 5 e 40 mm (figura 7).Nel processo produttivo la materia prima viene immessa nella cavità di pellettatura dove viene forzatada un pressore rotante attraverso delle matrici forate, dette trafile, comprimendola in pellet. Il rag-giungimento di elevate temperature determina il parziale rammollimento dei costituenti della matricelegnosa, in modo specifico della lignina, che fondendo funge da collante naturale (figura 8).

Figura 7 Figura 8Pellet Macchina pellettatrice

(Fonte: Pelletshome, 2013) (Fonte: General Dies, 2013)LIN

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I principali processi di trasformazione che permettono la valorizzazione energetica della biomassaall’interno dei sistemi energetici (motori a combustione interna, turbine a gas, etc.) sono:

● combustione diretta (produzione di energia termica e meccanica);

● digestione anaerobica (produzione biogas);

● gassificazione (produzione di syngas);

● pirolisi (produzione di pyrogas);

● estrazione/spremitura (produzione olio vegetale grezzo).

Il biogas è prodotto da reflui zootecnici, sostanze organiche, residui agricoli, deiezioni animali, fan-ghi di depurazione delle acque reflue, frazione organica dei rifiuti urbani (FORSU). Il biogas che siorigina dalle discariche dei rifiuti urbani viene anche chiamato “gas di discarica”.Va inoltre citato il syngas, anche detto “gas di sintesi”, che viene prodotto dalla reazione ad altatemperatura di differenti sostanze solide, tra cui residui agricoli e rifiuti. La differenza con il biogasconsiste essenzialmente nella differente composizione chimica.

Gli Oli Vegetali Puri (OVP) sono il risultato di processi di spremitura meccanica dei semi di alcunepiante oleaginose, come il girasole ed il colza (figura 9, figura 10). Gli OVP, oltre ad avere numerosiimpieghi in ambito alimentare ed industriale, costituiscono anche una valida risorsa rinnovabileper la produzione di energia o come biocarburanti.

Figura 9 Figura 10Girasole Colza

(Fonte: C.R.P.A., 2013) (Fonte: C.R.P.A., 2013)

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Le filiere agroenergetiche basate sulle colture oleaginose devono comunque rispettare i principidi sostenibilità ambientale, evitando inoltre la competizione nell’utilizzo dei terreni agricoli desti-nati all’alimentare.

3.2 Tecnologie impiantistiche

Un impianto alimentato a biomasse o a biogas è un impianto che trasforma l’energia chimica, con-tenuta nel combustibile (la biomassa o il biogas), in energia meccanica e successivamente in ener-gia elettrica.Vista la varietà di biomasse disponibili, esiste anche una pluralità di soluzioni impiantistiche. Inogni caso, al di là di una fase preliminare di trattamento della biomassa, gli impianti che utilizzanotali combustibili sono abbastanza simili a quelli alimentati da combustibili tradizionali. Le tagliedegli impianti possono variare dalle centinaia di kW dei piccoli gruppi elettrogeni alimentati da bio-liquidi o biogas, sino alle decine di MW delle grandi centrali termoelettriche alimentate da legna.Un uso particolarmente virtuoso delle biomasse prevede, oltre alla produzione di elettricità, il re-cupero del calore per riscaldare ambienti o per fornire calore utile a industrie (cogenerazione).Le soluzioni impiantistiche variano per tipo di biomasse, tecnologia utilizzata e prodotto finale (soloenergia elettrica, solo energia termica, energia elettrica ed energia termica). Ad esempio, la com-bustione diretta della biomassa in forni appositi può avvenire in sospensione, su griglia fissa omobile, su letto fluido. Carbonizzazione, pirolisi e gassificazione sono processi più raffinati e com-plessi che permettono di ottenere combustibili intermedi solidi, liquidi e gassosi più puri rispettoalla fonte di partenza, facilitando l’esercizio dell’impianto e il rispetto delle normative ambientali.Particolarmente interessante appare la gassificazione in quanto il syngas (gas di sintesi) ottenutoha il vantaggio di essere versatile, di garantire elevati rendimenti di combustione ed emissioni piùcontenute.Le tipologie impiantistiche più diffuse sono:

● impianti alimentati da biomasse liquide (oli vegetali, biodiesel), costituiti da motori accoppiatia generatori (gruppi elettrogeni);

● impianti alimentati da biomasse solide (vegetali o legnose), con la produzione di biogas o syn-gas, costituiti da motori o turbine a gas accoppiati a generatori;

● impianti tradizionali con forno di combustione della biomassa solida, caldaia che alimenta unaturbina a vapore accoppiata ad un generatore;

● impianti termoelettrici ibridi, che utilizzano biomasse e fonti convenzionali (il caso più frequenteè la co-combustione della biomassa e della fonte convenzionale nella stessa fornace).

FORZE

● uso di biomasse con elevata umidità

● migliore controllo nitrati

● controllo emissione odorigene

● tecnologia consolidata

● valorizzazione di sottoprodotti agricoli/zootecnici

● riduzione emissione di gas ad effetto serra

● conduzione dell’impianto relativamente semplice

● costi di investimento ridotti

● alto rendimento elettrico

OPPORTUNITÀ

● incentivi interessanti per impiego di reflui zootec-nici

● minori costi di approvvigionamento in caso di uti-lizzo di reflui aziendali

● diminuzione costi di smaltimento reflui

DEBOLEZZE

● necessità di controllare attentamente l’anda-mento della digestione

● difficoltà a strutturare la filiera di approvvigiona-mento con contratti pluriennali

● rischi di danni atmosferici alle colture in campo

● elevati volumi dei digestori

● riduzione emissione di gas ad effetto serra

● conduzione dell’impianto relativamente sem-plice

● costi di investimento ridotti

● alto rendimento elettrico

MINACCE

● bassi incentivi per uso di insilati

● cambi nella normativa

Tabella 3SWOT della tecnologia “digestione anaerobica”

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Si riporta di seguito una tabella SWOT della tecnologia di digestione anaerobica.

DIGESTIONE ANAEROBICA

3.2.1 Impianti di digestione anaerobica

Un impianto a biogas è un’installazione complessa costituita da elementi la cui struttura dipende inlarga misura dalla quantità e qualità delle materie prime trattate. Ci sono, di conseguenza, varie tec-nologie, diversi tipi di costruzioni e sistemi di funzionamento per trattare le diverse materie prime.Negli impianti di biogas a digestione anaerobica il processo produttivo prevede:

● trasporto, stoccaggio ed eventuale pre-trattamento delle materie prime;

● produzione di biogas, mediante digestione anaerobica;

● stoccaggio del digestato, eventuale trattamento e utilizzo agronomico;

● stoccaggio del biogas, trattamento e utilizzo nei gruppi di cogenerazione per produrre energiaelettrica e calore (es. per riscaldare i digestori).

1 Stalla 8 Gasometro

2 Vasca per effluenti zootecnici (liquami) 9 Cogeneratore

3 Contenitore di ricezione/raccolta biomasse 10 Vasca di stoccaggio del digestato coperta

4 Vasca di igienizzazione (se prevista) 11 Terreno agricolo

5 Trincee di stoccaggio biomasse 12 Trasformatore/allacciamento rete elettrica

6 Sistema di carico dei substrati solidi 13 Teleriscaldamento (quando possibile)

7 Digestione (reattore biogas)

Figura 11Impianto a biogas di co-digestione (insilati ed effluente zootecnico)

(Fonte: Lorenz, 2008)

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La figura 11 mostra una rappresentazione semplificata di un tipico impianto agricolo di biogas conco-digestione (che impieghi, cioè, insilati ed effluenti zootecnici), sintetizzabile come segue:

● nella prima fase del processo (stoccaggio, pre-trattamento, trasporto e alimentazione dei sub-strati) le unità coinvolte sono: la vasca di stoccaggio dei liquami (2), ricezione/raccolta dieventuali co-prodotti pompabili (3), sistema di igienizzazione, se necessario (4), trincee di stoc-caggio (5) e sistema di alimentazione dei substrati solidi (6);

● la seconda fase del processo è relativa alla produzione di biogas nel digestore (7);

● la terza fase del processo è rappresentata dalla vasca di stoccaggio del digestato (10) e ilsuo utilizzo agronomico come fertilizzante in campo (11);

● la quarta fase del processo (trattamento e utilizzo del biogas) comprende il gasometro (8) el’unità di cogenerazione (9).

Queste quattro fasi sono strettamente legate tra loro (ad es. nella fase 4 viene prodotto il calorenecessario per il riscaldamento del digestore, fase 2).

Il substrato digerito (digestato) viene pompato fuori dal digestore e convogliato nelle vasche distoccaggio. Queste, se coperte da teli gasometrici, possono permettere la raccolta del biogas re-siduo (post-digestione). In alternativa il digestato può essere raccolto in vasche scoperte, even-tualmente dotate di sistemi di copertura semplificati in grado di ridurre le emissioni residue(ammoniaca principalmente).

I substrati utilizzabili per la trasformazione in biogas sono vari e non necessariamente di produzionezootecnica e/o agricola:

● Liquame suino. Il contenuto di sostanza secca di questo effluente zootecnico varia dall’1 al 6%,a seconda della tipologia di allevamento di origine; dal liquame prodotto da un suino da ingrassodel peso vivo medio di 85 kg si possono ottenere mediamente 0,100 m3 di biogas al giorno.

● Liquame bovino. Il contenuto di solidi totali oscilla tra l’8 e il 15% e varia oltre che in funzionedel tipo di allevamento anche in base alla quantità di paglia aggiunta nelle stalle. Dal liquameprodotto da una vacca da latte del peso vivo medio di 500 kg si possono ottenere mediamente0,750 m3 di biogas al giorno.

● Deiezioni avicole. Tra le varie deiezioni avicole, la pollina di galline ovaiole è quella che più si prestaalla digestione anaerobica, perchè l’allevamento in gabbie non prevede l’uso di lettiera. Le deiezioniasportate fresche presentano un contenuto in solidi totali del 18-20% e alto contenuto di azoto.L’ammoniaca può raggiungere alte concentrazioni e inibire il processo di digestione.

● Residui colturali. Si tratta di residui provenienti dai raccolti agricoli quali foraggi, frutta e vegetali

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di scarsa qualità, percolati da silos e paglia che possono essere addizionati come co-substratialle deiezioni animali.

● Colture non alimentari ad uso energetico. La coltivazione di piante specifiche da avviare alla di-gestione anaerobica per la produzione di biogas può essere, in Europa, una soluzione per ridurrela sovrapproduzione agricola, ma anche una valida alternativa per l’utilizzo di aree incolte e a ri-poso (set aside). L’uso delle colture energetiche (mais, sorgo, foraggi) come co-substrato per-mette di ottimizzare la produzione di biogas e il riciclo dei nutrienti. Questo perché possonoessere prodotte in azienda ed essere addizionate come co-substrati agli effluenti zootecnici di-rettamente o dopo insilamento e il digestato ottenuto a seguito del trattamento anaerobico puòessere utilizzato per fertilizzare le aree agricole in cui le stesse vengono coltivate.

● Scarti organici e acque reflue dell’agro-industria. Le ingenti quantità di prodotti agricoli lavoratidall’industria alimentare producono reflui spesso avviabili alla digestione anaerobica. Si tratta,ad esempio, del siero di latte proveniente dall’industria casearia, di reflui liquidi dell’industriache processa succhi di frutta o che distilla alcool, ma anche degli scarti organici liquidi e/o se-misolidi dell’industria della carne (macellazione e lavorazione della carne). Il digestato risultantepuò essere utilizzato come ammendante sui terreni agricoli.

● Fanghi di depurazione. Costituiti da biomassa batterica e da sostanza inerte organica ed inorga-nica, sono il residuo del processo di depurazione delle acque reflue urbane e industriali. In questocaso la digestione anaerobica permette la stabilizzazione della sostanza organica e la distruzionedi eventuali microoganismi patogeni, facilitando e riducendo i costi dello smaltimento finale. Vistele problematiche insite nelle attuali normative di riferimento, non è consigliabile l’utilizzo deifanghi di depurazione negli impianti di biogas aziendali per liquami zootecnici.

● Frazioni organiche di rifiuti urbani. Nei rifiuti urbani domestici la frazione organica umida si trovain percentuale variabile tra il 25 e il 35% in peso. La composizione media di questa frazione sederivante da raccolta differenziata secco-umido non differisce in modo sostanziale dall’organicoraccoglibile da utenze selezionate, quali mercati all’ingrosso dell’ortofrutta e dei fiori, mercatiittici e rionali, esercizi commerciali di generi alimentari, punti di ristoro. Queste frazioni organichepresentano un elevato grado di putrescibilità ed umidità (> 65%) che le rendono adatte alla dige-stione anaerobica. Il loro uso non è pero consigliabile negli impianti di biogas aziendali per liquamizootecnici, a causa delle problematiche connesse alle attuali normative italiane di riferimento.

3.2.2 Impianti di combustione di biomasse solide

Un impianto a biomasse solide a combustione esterna e turbina a vapore brucia il combustibile le-gnoso per produrre calore, che a sua volta produce, all’interno di uno specifico generatore, la vapo-rizzazione di acqua. Il vapore prodotto, ad alta temperatura e pressione, si espande in una turbinacollegata ad un alternatore che produce energia elettrica. L’impianto è collegato alla rete elettricaper immettere l’energia prodotta. Il vapore in uscita dalla turbina viene condensato (eventualmente

dopo aver ceduto calore per riscaldamento o usi tecnologici) e ricomincia il suo ciclo chiuso.La figura 12 schematizza un tipico impianto a biomasse solide.

Figura 12Impianto a biomasse solide con forno di combustione

(Fonte: GSE, 2010)

Differenti soluzioni tecnologiche sono rappresentate da:

● impianti a combustione esterna con turbina ORC: il ciclo Rankine a fluido organico (ORC) è similea quello utilizzato da una tradizionale turbina a vapore, eccetto per il fluido di lavoro che, in questocaso, è un fluido organico con elevata massa molecolare. La biomassa viene bruciata in un com-bustore (caldaia) apposito ed il calore viene ceduto al fluido organico tramite uno scambiatore;

● impianti a combustione esterna con turbina ad aria: la combustione della biomassa non coin-volge il fluido di lavoro che espande in turbina, ma avviene in un combustore separato. Pertantoil riscaldamento del fluido di lavoro del ciclo, semplicemente aria compressa, è effettuato in unoscambiatore di calore.

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Tabella 4SWOT della tecnologia “combustione della biomassa”

3.2.3 Impianti di gassificazione di biomasse solide

La gassificazione è un processo termochimico attraverso il quale si realizza la conversione di uncombustibile solido in un gas principalmente costituito da idrogeno (H2) e monossido di carbonio(CO). Il gas di sintesi o syngas, opportunamente trattato, può essere utilizzato per la produzionedi calore in normali caldaie o per alimentare direttamente motori alternativi, turbine a gas o cellea combustibile per produrre energia elettrica, anche in cogenerazione; può inoltre subire ulterioritrattamenti, per la produzione di biocombustibili, trasformandosi in alcool metilico o in gas naturalebio-sintetico mediante processi di sintesi.

Nella gassificazione di biomassa, il combustibile solido è costituito da residui ligno-cellulosici (cip-pato di legno, sfalci, pellet, etc.) oppure rifiuti e reflui di varia provenienza. La composizione delsyngas dipende notevolmente dal tipo di biomassa utilizzata, dalla pezzatura e dal grado di umiditàpresente. Gli elementi gassificanti, normalmente utilizzati, sono aria, ossigeno e/o vapore.

FORZE

● tecnologia consolidata con turbina a vapore o tur-bina ORC

● processo di combustione “robusto”

● elevata disponibilità di energia termica

OPPORTUNITÀ

● utilizzo di biomassa di scarsa qualità (potature,scarti, etc.)

● utilizzo di biomassa di provenienza locale

● miglioramento gestione forestale

DEBOLEZZE

● tecnologia poco consolidata con turbina ad aria

● necessità di biomasse con bassa umidità

● basso rendimento elettrico

● assorbimento ausiliari elettrici

● necessità di controllo emissioni particolato

MINACCE

● possibili opposizioni delle comunità locali

Si riporta di seguito una tabella SWOT della tecnologia di combustione della biomassa.

COMBUSTIONE BIOMASSA

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La biomassa, prima di essere introdotta nel reattore, è opportunamente pretrattata per risultareidonea al processo di gassificazione. Nel reattore la gassificazione avviene essenzialmente attra-verso tre stadi: pirolisi, ossidazione e riduzione.

Il primo stadio di gassificazione (pirolisi) è un processo di decomposizione termochimica del solidoorganico, ottenuto mediante l’apporto di calore, a temperature comprese tra 400÷800 °C, in com-pleta assenza di un agente ossidante. Il gas di pirolisi è comunemente costituito da N2, CO2, CO,CH4, H2, idrocarburi come etano, etilene e piccole percentuali di composti organici gassosi e va-pore d’acqua. Nel processo di pirolisi, inoltre, si forma una frazione liquida (tar1) e una frazionesolida (char). La prima contiene alcune sostanze organiche, come acidi, alcoli, aldeidi, chetoni,esteri e composti fenolici, aventi un basso peso molecolare medio rispetto a quello presente nellabiomassa; mentre la seconda contiene oltre a solidi organici non convertiti, e carbonio solido re-siduo proveniente dalla decomposizione della biomassa, anche materiali inorganici come la cenere.In genere i prodotti della pirolisi sono molteplici e non facilmente determinabili e dipendono es-senzialmente dai metodi di pirolizzazione.

Il secondo stadio di gassificazione, e cioè l’ossidazione, è un processo di combustione parzialedei prodotti di pirolisi e della biomassa fresca. In questa fase, infatti, una parte delle sostanzecarboniose prodotte nel primo stadio e parte della biomassa fresca sono bruciati insieme con ariain difetto rispetto alla condizione stechiometrica, con l’unico scopo di fornire il calore necessarioalle reazioni endotermiche di gassificazione.

Il terzo stadio della gassificazione, e cioè la riduzione, comprende un gran numero di reazioni, siaesotermiche che endotermiche, che hanno luogo generalmente in una zona denominata letto di ri-duzione in cui è presente carbonio solido che reagisce con i prodotti della pirolisi e dell’ossidazioneparziale.

Infine si ha la separazione delle frazioni prodotte che può avvenire in maniera diretta, per cadutao per diversità delle fasi, o indiretta in modo meccanico attraverso lavaggi e centrifughe. In parti-colare si ha la separazione nelle seguenti fasi:

● fase gassosa, e cioè il syngas, composto sostanzialmente da N2, CO, CH4, H2 CO2, ossidid’azoto e composti azotati quali HCN e NH3. In percentuali ridotte si trovano altri composti gas-sosi derivati da idrocarburi pesanti formatisi nel primo stadio di gassificazione o provenienti daimpurità della biomassa di partenza, così come può succedere a causa della presenza di zolfo ecloro;

● fase liquida, composta da acqua, idrocarburi pesanti, metalli alcalini (sodio e potassio);

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1 Il tar secondo la definizione fornita dal Comitato Europeo per la standardizzazione (CEN) è costituito da “tutti i com-posti organici presenti nei gas prodotti durante la gassificazione esclusi gli idrocarburi gassosi da C1 a C6”.

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● fase solida, composta dal carbonio residuo che non ha preso parte alle reazioni, ceneri, assiemead altre sostanze come ossidi di alluminio, silicio etc. Il carbone prodotto può essere riutilizzatoper rigenerare il letto di riduzione. Nella fase solida si trovano anche depositi di particolati che,a seconda delle dimensioni, possono essere presenti anche in sospensione nella fase liquida enella fase gassosa.

In definitiva dal gassificatore esce un gas di sintesi contenente oltre a metano anche catrame ealtri prodotti indesiderati, oltre al carbone ed alle ceneri, per la cui eliminazione si rende necessarioun adeguato trattamento di pulitura e smaltimento.

Vantaggi della gassificazione

La tecnologia della gassificazione presenta innumerevoli vantaggi rispetto alla valorizzazione tramitecombustione dei medesimi combustibili. In particolare si sottolineano i seguenti aspetti:

● flessibilità del combustibile: la gassificazione permette l’uso di biomasse di scarsa qualità, inparticolare scarti della produzione agricola con elevato contenuto di ceneri;

● efficienza: il rendimento elettrico di un gassificatore abbinato ad un motore a combustione interna(MCI) o a una turbina a gas (TG) è decisamente superiore (23-36%) a quello di un combustoreabbinato con un sistema a ciclo Rankine (15-18%);

● emissioni: il maggiore rendimento elettrico ottenibile tramite gassificazione determina un minoreconsumo di combustibile e minore emissioni di CO2.

A fronte di tali vantaggi è ormai riconosciuto che il problema maggiore degli impianti di gassifica-zione è la gestione dei tar. Tali prodotti sono definiti come un insieme di idrocarburi pesanti prodottidal gassificatore che cominciano a condensare a temperature comprese tra 450 °C e 90 °C circa.I tar rappresentano a tutt’oggi il maggior problema per il corretto funzionamento dei motori a com-bustione interna e per il loro rendimento.

Tipologia di gassificatori

I gassificatori possono essere classificati fondamentalmente in:

● gassificatori a letto fisso;

● gassificatori a letto fluido;

● gassificatori al plasma.

I gassificatori a letto fisso (figura 13) si suddividono a loro volta in:

a. updraft;

b. downdraft;

c. cross current (crossdraft).

Figura 13Gassificatori a letto fisso(Fonte: Bioboost, 2013)

SYNGAS

SYNGAS

SYNGASARIA

BIOMASSA ARIA E BIOMASSABIOMASSA ARIA E BIOMASSA

ARIA

letto di reazione

ceneri

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BIOMASSA

letto di reazione

ceneri

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letto di reazione

ceneri

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Tabella 5SWOT della tecnologia “gassificazione della biomassa”

3.2.4 Impianti ad olio vegetale

La filiera produttiva e impiantistica degli impianti ad olio vegetale comincia con gli impianti di spre-mitura. La spremitura meccanica dei semi avviene con coclee a freddo o a caldo (figura 14).

L’olio ottenuto risulta torbido e va quindi trattato in impianti di filtrazione. I sistemi più efficienti edeconomici sono macchine filtratrici industriali che lavorano ad elevate pressioni abbinate a sistemidi filtraggio a maniche.

L’olio prima del suo utilizzo deve essere messo in deposito e a tal fine sono usate cisterne rispon-denti a determinati requisiti tecnici di sicurezza e collocate in luoghi idonei. Va evitato in particolareche l’olio scenda sotto la temperatura di 10°C cosa che ne altererebbe le caratteristiche chimico-fisiche danneggiando la qualità del prodotto.

FORZE

● possibile impiego di rifiuti e combustibili “difficili”

● utilizzo di motori a combustione interna con rend.elettrico elevato

● ridotte emissioni in atmosfera

OPPORTUNITÀ

● utilizzo di biomassa di scarsa qualità (potature,scarti, etc.) e rifiuti

● utilizzo di biomassa di provenienza locale

● miglioramento gestione forestale

● possibile utilizzo di pollina (in prospettiva)

DEBOLEZZE

● necessità di syngas pulito al motore

● difficile pulizia del syngas

● scarichi idrici da trattare


● tecnologia poco consolidata

MINACCE

● possibili opposizioni delle comunità locali

Si riporta di seguito una tabella SWOT della tecnologia di gassificazione.

GASSIFICAZIONE BIOMASSA

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Figura 14Impianto di spremitura di oli vegetali

(Fonte: Bracco, 2013)

Per quanto riguarda gli impianti di produzione di energia si possono distinguere:

● impianti a piccola/media scala: da alcune decine di kW fino ad 1 MW;

● impianti a grande scala: decine di MW, anche fino a potenze di 100 MW.

Se si considera il tipo di produzione energetica si possono avere i seguenti casi:

● sola produzione termica: l’olio può essere impiegato tal quale in caldaie a gasolio per il riscal-damento e la produzione di acqua calda sanitaria delle strutture abitative dell’azienda, di quelleproduttive (serre, stalle, laboratori) e delle abitazioni circostanti tramite rete di teleriscaldamento;

● sola produzione elettrica: la produzione elettrica si realizza con gruppi elettrogeni (motori a ciclodiesel) di potenza compresa dai 3 kWe fino a 50 kWe. L’energia prodotta può essere destinataall’autoconsumo aziendale o immessa in rete;

● cogenerazione (produzione di energia elettrica e termica): la cogenerazione abbina i vantaggidella produzione termica e di quella elettrica. Le taglie di questi impianti sono maggiori e possonoraggiungere alcuni MWe.

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Tabella 6SWOT della tecnologia “combustione di olio vegetale”

FORZE

● utilizzo in motori a combustione interna con rend.elettrico elevato

● impianto di dimensioni contenute

● facile inserimento in contesti industriali in as-setto cogenerativo

OPPORTUNITÀ

● possibile utilizzo di olio esausto opportunamentetrattato

DEBOLEZZE

● ombustibile di provenienza estera

● elevato prezzo dell’olio e sue fluttuazioni se-condo il mercato

● contratti di fornitura olio a breve durata


● stoccaggio del combustibile

MINACCE

● sostenibilità ambientale filiera di approvvigiona-mento

Si riporta di seguito una tabella SWOT della tecnologia di combustione di olio vegetale.

COMBUSTIONE OLIO VEGETALE

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4. ASPETTI AUTORIZZATIVI

4.1 Normativa di riferimento

Gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili (FER) sono impiantiche spaziano in gamme di potenze e complessità assai varie, andando dal piccolo impianto dome-stico alla grande installazione di tipo industriale. Di conseguenza gli impianti determinano risvoltiautorizzativi a volte rilevanti, coinvolgendo aspetti legati a:

● inserimento territoriale e paesaggistico;

● aspetti edilizi e sicurezza strutturale;

● viabilità di accesso;

● inquinamento ambientale (emissioni in atmosfera, impatto acustico, etc.);

● connessione alla rete elettrica;

● prevenzione incendi;

● sicurezza impiantistica;

● qualifica IAFR e richiesta incentivazioni su produzione da fonti energetiche rinnovabili;

● aspetti fiscali sulla produzione di energia elettrica e sui combustibili impiegati.

Nei paragrafi seguenti vengono riportate informazioni sulle diverse autorizzazioni, pareri e nullaosta da conseguire per la costruzione degli impianti analizzati e per il loro esercizio nel rispettodelle regole vigenti.

4.2 Autorizzazioni per la costruzione ed esercizio degli impianti

Il Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 di attuazione della direttiva 2001/77/CE sullapromozione delle fonti energetiche rinnovabili, ha previsto all’art. 12 comma 10 l’approvazione inConferenza unificata di Linee guida per lo svolgimento del procedimento di autorizzazione degli im-pianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Tali Linee guida sono state definitivamente approvate dalla Conferenza Unificata in data 8 luglio

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2010 e pubblicate in Gazzetta Ufficiale il 18 settembre, in allegato al Decreto Ministero SviluppoEconomico 10 settembre 2010.

Le Linee guida nazionali e regionali si applicano alle seguenti procedure:

● costruzione ed esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti ener-getiche rinnovabili;

● interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione degli stessi im-pianti;

● opere connesse ed infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio dei medesimi im-pianti.

Le Linee guida trattano le diverse procedure che il singolo impianto, la singola fonte e la singolataglia deve affrontare per ottenere l’autorizzazione. Esse possono essere sintetizzate come segue:

● interventi assoggettati ad Autorizzazione Unica (AU), eventualmente completata da altre conces-sioni, autorizzazioni, valutazioni di impatto e di incidenza, etc.;

● interventi assoggettati a Procedura Abilitativa Semplificata (PAS), introdotta dal Dlgs 28/2011in sostituzione della Dichiarazione Inizio Attività (DIA) originariamente prevista dal D.M.10/9/2010;

● interventi assoggettati solo a Comunicazione al Comune, a sua volta eventualmente completatada concessioni, autorizzazioni, valutazioni di impatto e di incidenza, etc.

In tabella 7 è riportata una sintesi sulle procedure abilitative per la realizzazione di impianti ali-mentati a fonti energetiche rinnovabili contenuta nel D.M. 10/9/2010; a seguito dell’entrata in vi-gore del Decreto Legislativo 28/2011 la DIA è stata sostituita dalla PAS. Per tutte le situazioninon contemplate in tabella occorre l’Autorizzazione Unica.

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Tabella 7Procedure abilitative per impianti a fonti rinnovabili (D.M. 10/09/2010)

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Molte Regioni nel tempo intercorso tra il Dlgs 387/2003 e la pubblicazione delle Linee Guida delD.M. 10/9/2010, si sono munite di normative autonome, non sempre compatibili con le indicazioninazionali. Le Regioni sono state quindi obbligate a recepire le Linee Guida del D.M. 10/9/2010entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore, e ad adeguare i propri regolamenti alla disciplina na-zionale. In caso di mancato recepimento da parte delle Regioni entro i termini previsti, ai procedi-menti autorizzativi in corso si applicano le Linee guida nazionali.

Nonostante le previsioni del D.M. 10/9/2010, il quadro autorizzativo a livello regionale e locale sipresenta ancora abbastanza eterogeneo e ciò costituisce talvolta una difficoltà per la fase proget-tuale degli impianti a fonti rinnovabili.

4.2.1 Autorizzazione Unica

L’Autorizzazione Unica rappresenta la forma più completa e complessa di autorizzazione per im-pianti alimentati a fonti rinnovabili.

Tale Autorizzazione, ai sensi dell’art. 12 del Decreto Legislativo 387/2003 è rilasciata dalla Re-gione o dalla Provincia delegata e sostituisce a tutti gli effetti ogni autorizzazione, nulla osta o attodi assenso comunque denominato di competenza delle amministrazioni coinvolte. Tali atti sono, invia esemplificativa:

1. autorizzazione ambientale integrata di cui al decreto legislativo 18 febbraio 2005, n. 59, recanteattuazione integrale della direttiva 96/61/CE;

2. autorizzazione paesaggistica ai sensi dell’art. 146 del D.Lgs. n. 42/2004 e s.m.i.;

3. valutazione dell’impatto ambientale prevista dalla par te seconda del decreto legislativon. 152/2006 di competenza dello Stato o della Regione;

4. autorizzazione alle emissioni in atmosfera prevista dalla par te quinta decreto legislativon. 152/2006, di competenza della Regione o della Provincia;

5. autorizzazione alla gestione dei rifiuti ai sensi della par te quar ta del decreto legislativon. 152/2006;

6. nulla osta di competenza dell’Ente di gestione dell’area protetta di cui alla legge 6 dicembre1991, n. 394;

7. permesso di costruire di cui al D.P.R. n. 380 del 2001, di competenza del Comune interessato;

8. parere di conformità del progetto alla normativa di prevenzione incendi, di cui all’art. 2 del D.P.R.12 gennaio 1998, n. 37, rilasciato dal Ministero dell’Interno - Comando Provinciale VVF;

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9. nulla osta delle Forze Armate (Esercito, Marina, Aeronautica) per le servitù militari e per la sicu-rezza del volo a bassa quota solo se necessario e solo nel caso di impianti ubicati in prossimitàdi zone sottoposte a vincolo militare;

10. nulla osta idrogeologico previsto dal R.D. 30 dicembre 1923, n. 3267, in conformità a quantostabilito dall’art. 61, comma 5 del decreto legislativo n. 152/2006;

11. nulla osta sismico ai sensi della legge 2 febbraio 1974, n. 64 e successivi provvedimenti attua-tivi;

12. nulla osta per la sicurezza del volo da rilasciarsi da parte dell’aeronautica civile (ENAC-ENAV), aisensi del R.D. 30 marzo 1942, n. 327 recante il codice della navigazione;

13. mutamento di destinazione d’uso temporaneo o definitivo dei terreni gravati da uso civico di cuialla legge n. 1766 del 1927 e successive modificazioni;

14. autorizzazione al taglio degli alberi prevista dalle leggi regionali;

15. verifica di coerenza con i limiti alle emissioni sonore rilasciata dall’amministrazione competenteai sensi della legge n. 447 del 1995 e successive modificazione e integrazioni;

16. nulla osta dell’ispettorato del Ministero delle Comunicazioni, oggi Ministero dello Sviluppo Econo-mico, ai sensi dell’art. 95 del D.Lgs. n. 259 del 2003;

17. autorizzazione all’attraversamento e all’uso delle strade ai sensi del Codice della strada;

18. autorizzazione agli scarichi rilasciata dall’autorità competente ai sensi del decreto legislativon. 152/2006;

19. nulla osta minerario relativo all’interferenza dell’impianto e delle relative linee di collegamentoalla rete elettrica con le attività minerarie ai sensi dell’art. 120 del R.D. n. 1775/1933.

Il procedimento si svolge tramite Conferenza di Servizi2, nell’ambito della quale confluiscono tuttigli apporti amministrativi necessari per la costruzione e l’esercizio dell’impianto, delle opere con-nesse e delle infrastrutture indispensabili.

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2 La Conferenza di Servizi (CdS) è un istituto della legislazione italiana di semplificazione amministrativa dell'attivitàdella Pubblica Amministrazione. Il suo scopo è quello di facilitare l'acquisizione, da parte della pubblica amministrazione,di autorizzazioni, atti, licenze, permessi e nulla-osta o di altri elementi comunque denominati, mediante convocazionedi apposite riunioni collegiali ( c.d. conferenza) anche finalizzati all'emissione di un provvedimento amministrativo. Essapuò essere visto sia come un modulo procedimentale di semplificazione che come uno strumento di coordinamento,diretto a soppesare ed aggregare la pluralità degli interessi coinvolti in un determinato procedimento. Le determinazionidella Conferenza di Servizi si sostituiscono alle autorizzazioni finali ed hanno lo scopo di velocizzare la conclusione diun procedimento amministrativo.

Entro 15 giorni dalla presentazione dell’istanza, l’Amministrazione competente (Regione o Provin-cia), verificata la completezza formale della documentazione, comunica al richiedente l’avvio delprocedimento ai sensi degli articoli 7 e 8 della legge n. 241 del 1990 e s.m.i. ovvero comunica laimprocedibilità dell’istanza per carenza della documentazione prescritta; in tal caso il procedimentopuò essere avviato solo alla data di ricevimento dell’istanza completa.

Entro 30 giorni dal ricevimento dell’istanza, l’amministrazione convoca la Conferenza dei Serviziche si svolge con le modalità di cui agli articoli 14 e seguenti della legge n. 241 del 1990 e s.m.i.

L’ulteriore documentazione o i chiarimenti ritenuti necessari per la valutazione dell’intervento sono ri-chiesti, anche su impulso delle altre amministrazioni interessate, dall’Amministrazione procedente inun’unica soluzione ed entro 90 giorni dall’avvio del procedimento. Se il proponente non fornisce ladocumentazione integrativa entro i successivi 30 giorni, salvo proroga per un massimo di ulteriori 30giorni concessa a fronte di comprovate esigenze tecniche, si procede all’esame del progetto sullabase degli elementi disponibili. Nel caso di progetti sottoposti a valutazione di impatto ambientale, itermini per la richiesta di integrazioni e di produzione della relativa documentazione sono quelli indivi-duati dall’art. 26, comma 3, del decreto legislativo n. 152 del 2006 ovvero quelli individuati dallenorme regionali di attuazione. Resta ferma l’applicabilità dell’art. 10-bis della legge n. 241 del 1990.

Entro la data in cui è prevista la riunione conclusiva della Conferenza dei Servizi, il proponente,pena la conclusione del procedimento con esito negativo, fornisce la documentazione atta a dimo-strare la disponibilità del suolo su cui è ubicato l’impianto fotovoltaico o a biomassa.

Il termine per la conclusione del procedimento unico, da computarsi tenuto conto delle eventualisospensioni, non può comunque essere superiore a 90 giorni (termine così modificato dal D. Lgs.28/2011) decorrenti dalla data di ricevimento dell’istanza. Le pubbliche amministrazioni ed altrisoggetti sono tenuti al risarcimento del danno ingiusto cagionato in conseguenza dell’inosservanzadolosa o colposa del termine di conclusione del procedimento.

L’Autorizzazione Unica costituisce titolo a costruire ed esercire l’impianto, le opere connesse e leinfrastrutture indispensabili in conformità al progetto approvato e nei termini ivi previsti nonché,ove occorra, dichiarazione di pubblica utilità, indifferibilità e urgenza delle opere.

Ove occorra, l’autorizzazione unica costituisce di per sé variante allo strumento urbanistico. Gli im-pianti possono essere ubicati in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici, nel qualcaso l’Autorizzazione Unica non dispone la variante dello strumento urbanistico, in quanto tale va-riante non è necessaria.

L’autorizzazione include le eventuali prescrizioni alle quali è subordinata la realizzazione e l’eserciziodell’impianto e definisce le specifiche modalità per l’ottemperanza all’obbligo della rimessa in pri-stino dello stato dei luoghi a seguito della dismissione dell’impianto o, per gli impianti idroelettrici,per l’ottemperanza all’obbligo della esecuzione di misure di reinserimento e recupero ambientale.

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L’Autorizzazione Unica prevede un termine per l’avvio e la conclusione dei lavori, decorsi i quali,salvo proroga, la stessa perde efficacia. Resta fermo l’obbligo di aggiornamento e di periodico rin-novo cui sono eventualmente assoggettate le autorizzazioni settoriali recepite nell’AutorizzazioneUnica.

Ai sensi dell’art. 3 della Legge 241/1990, contro l’Autorizzazione Unica, al pari di altri atti ammi-nistartivi emanati dalle Pubbliche Amministrazioni, è ammesso ricorso giurisdizionale al TribunaleAmministrativo Regionale entro 60 giorni dalla data di notifica della stessa al Proponente ovveroricorso straordinario al Presidente della Repubblica entro 120 giorni dalla suddetta data di notifica.E’ quindi prassi usuale dei Proponenti attendere il decorso dei termini sopra indicati prima di pro-cedere alla realizzazione dell’impianto, per essere sicuri di non incorrere in possibili contestazionida parte di cittadini o altri soggetti che potrebbero ritenersi danneggiati dall’emanazione dell’Au-torizzazione Unica.

Un aspetto da tenere in debito conto nell’ambito dell’Autorizzazione Unica è quello delle modifichesostanziali e modifiche non sostanziali dell’impianto rispetto a quanto autorizzato.

Le modifiche sostanziali sono infatti soggette all’Autorizzazione Unica di cui all’art. 12 del D. Lgs.387/03 secondo modalità procedurali e condizioni analoghe a quelle per un nuovo impianto, aisensi di tale D. Lgs. e delle Linee Guida del D.M. 10/9/2010 nonché alle relative disposizionidelle Regioni e delle Province autonome.

Al momento si è in attesa di un Decreto che ai sensi dell’art. 5 comma 3 del D. Lgs. 28/11 indi-vidui, per ciascuna tipologia di impianto e di fonte, gli interventi di modifica sostanziale degli im-pianti da assoggettare ad Autorizzazione Unica. Fino all’emanazione del Decreto sono consideratemodifiche non sostanziali, per gli impianti a biomassa, bioliquidi e biogas i rifacimenti parziali equelli totali che non modifichino la potenza termica installata e il combustibile rinnovabile utilizzato.Tali interventi sono sottoposti alla disciplina della Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) dell’art.6 del D. Lgs. 28/11 (vedi oltre).

4.2.2 Procedura Abilitativa Semplificata (PAS)

Tale procedura è stata introdotta dall’art. 6 del D. Lgs. 28/11 in sostituzione della DichiarazioneInizio Attività (DIA) originariamente prevista dal D.M. 10/9/2010 (Linee Guida).

Il proprietario dell’immobile o chi abbia la disponibilità sugli immobili interessati dall’impianto e dalleopere connesse presenta al Comune, mediante mezzo cartaceo o in via telematica, almeno 30 giorniprima dell’effettivo inizio dei lavori, una dichiarazione accompagnata da una dettagliata relazione afirma di un progettista abilitato e dagli opportuni elaborati progettuali, che attesti la compatibilità delprogetto con gli strumenti urbanistici approvati e i regolamenti edilizi vigenti e la non contrarietà aglistrumenti urbanistici adottati, nonché il rispetto delle norme di sicurezza e di quelle igienico-sanitarie.Alla dichiarazione sono allegati gli elaborati tecnici per la connessione redatti dal gestore della rete.

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Nel caso in cui siano richiesti atti di assenso nelle materie di cui al comma 4 dell’art. 20 dellalegge 7 agosto 1990, n. 2413, e tali atti non siano allegati alla dichiarazione, devono essere allegatigli elaborati tecnici richiesti dalle norme di settore e si applica il comma 5. Il Comune, ove entro iltermine dei 30 giorni sia riscontrata l’assenza di una o più delle condizioni stabilite, notifica all’in-teressato l’ordine motivato di non effettuare il previsto; è comunque salva la facoltà di ripresentarela dichiarazione, con le modifiche o le integrazioni necessarie per renderla conforme alla normativaurbanistica ed edilizia.

Se il Comune non procede ai sensi del periodo precedente, decorso il termine di trenta giorni dalladata di ricezione della dichiarazione, l’attività di costruzione deve ritenersi assentita.

Qualora siano necessari atti di assenso che rientrino nella competenza comunale e non siano al-legati alla dichiarazione, il Comune provvede a renderli tempestivamente. Qualora le attività di co-struzione e di esercizio degli impianti siano sottoposte ad atti di assenso di competenza diamministrazioni diverse da quella comunale, e tali atti non siano allegati alla dichiarazione, l’am-ministrazione comunale provvede ad acquisirli d’ufficio ovvero convoca, entro 20 giorni dalla pre-sentazione della dichiarazione, una Conferenza di Servizi. Il termine di 30 giorni è sospeso finoalla acquisizione degli atti di assenso ovvero fino all’adozione della determinazione motivata diconclusione del procedimento o all’esercizio del potere sostitutivo in caso di dissenso di una opiù delle amministrazioni regolarmente convocate alla conferenza di servizi.

La realizzazione dell’intervento deve essere completata entro 3 anni dal perfezionamento dellaprocedura abilitativa semplificata. L’interessato è comunque tenuto a comunicare al Comune ladata di ultimazione dei lavori.

La sussistenza del titolo abilitativo è provata con la copia della dichiarazione da cui risulta la datadi ricevimento da parte del Comune della dichiarazione stessa, l’elenco di quanto presentato acorredo del progetto, l’attestazione del professionista abilitato, nonché gli atti di assenso even-tualmente necessari.

Ultimato l’intervento, il progettista o un tecnico abilitato rilascia un certificato di collaudo finale,che deve essere trasmesso al Comune, con il quale si attesta la conformità dell’opera al progettopresentato con la dichiarazione, nonché ricevuta dell’avvenuta presentazione della variazione ca-tastale conseguente alle opere realizzate ovvero dichiarazione che le stesse non hanno comportatomodificazioni del classamento catastale.

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3 Il comma 4 dell’art. 20 della legge 7 agosto 1990, n. 241 stabilisce che “Le disposizioni del presente articolo non siapplicano agli atti e procedimenti riguardanti il patrimonio culturale e paesaggistico, l'ambiente, la difesa nazionale, lapubblica sicurezza, l’immigrazione, l’asilo e la cittadinanza, la salute e la pubblica incolumità, ai casi in cui la normativacomunitaria impone l'adozione di provvedimenti amministrativi formali, ai casi in cui la legge qualifica il silenzio del-l'amministrazione come rigetto dell'istanza, nonché agli atti e procedimenti individuati con uno o più decreti del Presi-dente del Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro per la funzione pubblica, di concerto con i Ministri competenti”.

Le Regioni e le Province autonome possono estendere la soglia di applicazione della PAS agli im-pianti di potenza nominale fino ad 1 MW elettrico.

4.2.3 Comunicazione inizio lavori (attività edilizia libera)

Tale procedura, già prevista dal D.M. 10/9/2010 (Linee Guida), è stata ulteriormente confermatadall’art. 6, comma 11, del D. Lgs. 28/2011, alle stesse condizioni e modalità. Entrambi i provve-dimenti riprendono e rafforzano le precedenti disposizioni di semplificazione già contenute nel DPR380/2001, nel D. Lgs 115/2008 e nella Legge 99/2009.

L’installazione di determinate tipologie di impianti a fonte rinnovabile, di limitata potenza e/o di li-mitato impatto paesaggistico, sono considerati attività ad edilizia libera e sono realizzati previa co-municazione, secondo quanto disposto dai punti 11.9 e 11.10 anche per via telematica, dell’iniziodei lavori da parte dell’interessato all’amministrazione comunale.

Alla suddetta Comunicazione devono essere allegate:

a. le autorizzazioni eventualmente obbligatorie ai sensi delle normative di settore;

b. limitatamente agli interventi che si configurano come “manutenzione straordinaria” ai sensidell’art. 6, comma 2, lettera a) del DPR 380/2001 e s.m.i., i dati identificativi dell’impresaalla quale intende affidare la realizzazione dei lavori e una relazione tecnica provvista di datacerta e corredata degli opportuni elaborati progettuali, a firma di un tecnico abilitato, il qualedichiari di non avere rapporti di dipendenza con l’impresa né con il committente e che asseveri,sotto la propria responsabilità, che i lavori sono conformi agli strumenti urbanistici approvatie ai regolamenti edilizi vigenti e che per essi la normativa statale e regionale non prevede il ri-lascio di un titolo abilitativo (Permesso di Costruire).

Le Regioni e le Province autonome possono estendere il regime della Comunicazione ai progetti diimpianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale fino a 50 kW, nonché agli impianti fo-tovoltaici di qualsivoglia potenza da realizzare sugli edifici.

4.3 Connessione alla rete elettrica

La connessione alla rete pubblica di un impianto di produzione di energia elettrica da fonte rinno-vabile è un aspetto fondamentale in tutti i casi in cui si intende scambiare o cedere energia allarete, usufruendo degli eventuali meccanismi incentivanti previsti dall’attuale normativa.

Le regole tecniche, procedurali ed economiche per la connessione si sono via via tradotte in unaserie di deliberazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas - AEEG, e hanno infine portato allaredazione di un Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA). Il Testo Integrato è contenuto nel-

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l’allegato A alla delibera ARG/elt 99/08, nella versione integrata e modificata da successive deli-bere, l’ultima delle quali è la n. 328/2012/R/eel del 26 luglio 2012. Il Testo Integrato regola idiritti e gli obblighi dei soggetti implicati nella procedura di connessione: il gestore di rete/impresadistributrice che fisicamente effettua la connessione e il soggetto richiedente. Secondo il TICA leimprese distributrici sono concessionarie “del servizio di distribuzione dell’energia elettrica”, men-tre i gestori di rete sono concessionari “del servizio di distribuzione o di trasmissione della reteelettrica”. La definizione “gestore di rete”, quindi, risulta più adatta a contemplare tutti i casi, com-prendendo sia l’impresa distributrice sia il gestore della rete nazionale Terna S.p.a.

Le condizioni tecniche per la connessione sono definite come riportato in tabella 8.

Norma CEI 0-21 connessioni a reti di distribuzione con tensione fino a 1 kV

Norma CEI 0-16 connessioni a reti di distribuzione con tensione oltre 1 kV

Codice di rete connessioni alla rete di trasmissione nazionale

Tabella 8Condizioni tecniche per la connessione

Il livello di tensione a cui è erogato il servizio di connessione è determinato in base alla potenzain immissione richiesta, come indicato nella tabella 9.

Potenza in immissione richiesta Livello di tensione connessione

< 100 kW BT

100 - 6000 kW MT

connessione esistente Al livello di tensione della connessione esistente, nei limitidi potenza già disponibile per la connessione

Tabella 9Livelli di tensione della connessione

Il gestore di rete ha facoltà, sulla base di scelte tecniche, di erogare il servizio di connessione inbassa o media tensione per potenze in immissione richieste superiori, rispettivamente, a 100 kWo a 6.000 kW.

Le richieste di nuove connessioni devono essere presentate dal richiedente:

● per una potenza in immissione richiesta inferiore a 10.000 kW, all’Impresa Distributrice (es. Enel

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Distribuzione, ACEA Distribuzione, AEM Torino Distribuzione, A2A Reti Elettriche, etc.)

● per una potenza in immissione richiesta superiore o uguale a 10.000 kW, a Terna.

Le richieste di adeguamento di connessioni esistenti devono essere presentate dal richiedente:

● a Terna nel caso in cui l’impianto di produzione e/o di consumo esistente sia già connesso allarete di trasmissione;

● all’impresa distributrice competente per ambito territoriale nel caso in cui l’impianto di produzionee/o di consumo esistente sia già connesso alla rete di distribuzione.

Le seguenti indicazioni, tratte dal TICA, si riferiscono ai casi in cui la connessione è erogata inBT e MT in quanto si tratta delle situazioni più ricorrenti. Per le connessioni in AT e AAT e relativeprocedure si rimanda al TICA e alle prescrizioni del Gestore di Rete.

Nella richiesta di connessione il richiedente deve fornire una serie di informazioni tecniche sull’im-pianto (fonte primaria utilizzata, potenza nominale impianto, potenza in immissione richiesta,schema unifilare, planimetrie, etc.). Tutte le informazioni contenute nella richiesta servono al ge-store di rete per elaborare il preventivo tecnico ed economico relativo alla connessione. Il richie-dente può indicare nella richiesta un punto esistente della rete al quale il gestore di rete dovràriferirsi per la determinazione della soluzione per la connessione.

Per l’ottenimento del preventivo di connessione il richiedente versa al gestore di rete un corrispet-tivo pari a quello di tabella 10.

Potenza in immissione richiesta Corrispettivo per ottenimento preventivo

P < 50 kW 100 € + IVA

50 kW < P < 100 kW 200 € + IVA

100 kW < P < 500 kW 500 € + IVA

500 kW < P < 1000 kW 1500 € + IVA

P > 1000 kW 2500 € + IVA

Tabella 10Corrispettivo per ottenimento preventivo di connessione

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A seguito della richiesta di connessione, il gestore di rete esegue una verifica tecnica finalizzata avalutare l’impatto sulla rete della potenza in immissione richiesta e trasmette al richiedente unpreventivo per la connessione. Il preventivo deve essere messo a disposizione del richiedenteentro i tempi massimi di tabella 11.

Potenza in immissione richiesta Corrispettivo per ottenimento preventivo

P < 100 kW 20 giorni lavorativi

100 kW < P < 1000 kW 45 giorni lavorativi

P > 1000 kW 60 giorni lavorativi

Tabella 11 Tempi di emissione preventivo di connessione

Nel caso in cui la soluzione per la connessione implichi la realizzazione, il rifacimento, l’adeguamento oil potenziamento di linee elettriche a livelli di tensione superiori rispetto a quello a cui è erogato il serviziodi connessione, il tempo per la messa a disposizione del preventivo è incrementato di 15 giorni.

Il preventivo per la connessione deve avere validità pari a 45 giorni lavorativi a decorrere dalla datadi ricevimento, da parte del medesimo richiedente.

Nel caso di connessioni in BT ed MT di impianti alimentati da fonti rinnovabili e di cogenerazionead alto rendimento, l’art. 12 del TICA prevede che il richiedente versi un corrispettivo di connes-sione, espresso in euro, pari al minor valore tra:

A = CPA x P + CMA x P x DA + 100

B = CPB x P + CMB x P x DB + 6000

dove:

CPA = 35 €/kW

CMA = 90 €/(kW x km)

CPB = 4 €/kW

CMB = 7,5 €/(kW x km)

P = potenza ai fini della connessione, espressa in kW

DA = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazioneMT/BT in servizio da almeno 5 (cinque) anni, espressa in km

DB = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazioneAT/MT in servizio da almeno 5 (cinque) anni, espressa in km.LI

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In figura 15 è riportato il diagramma di flusso della richiesta di preventivo di connessione.

Figura 15Diagramma di flusso della richiesta di preventivo di connessione

Il richiedente può chiedere una modifica del preventivo entro il termine di validità.

Qualora il richiedente intenda accettare il preventivo, invia al gestore di rete, entro il termine di validitàdi 45 giorni, una comunicazione di accettazione e versa il 30% del corrispettivo di connessione.

In seguito il richiedente è tenuto a realizzare le opere strettamente necessarie per la realizzazionedella connessione, come indicate nel preventivo. Completate tali opere il richiedente trasmette al ge-store di rete la comunicazione di completamento delle opere e versa il restante 70% del corrispettivodi connessione.

Entro i tempi stabiliti dal TICA in base al livello di tensione della connessione, il richiedente è tenutoa presentare la richiesta di avvio dell’iter autorizzativo dell’impianto di produzione di energia elettrica,ivi compreso eventualmente l’impianto di rete per la connessione, informando il gestore di rete.

Il richiedente è tenuto ad iniziare i lavori di realizzazione dell’impianto di produzione entro i tempistabiliti dal TICA in base al livello di tensione della connessione, ad eccezione dei casi di impossibilitàa causa della mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi o per cause di forza maggiore o percause non imputabili al richiedente, pena la decadenza del preventivo.

Nel caso di impianti di produzione da fonti rinnovabili e di cogenerazione ad alto rendimento, qualorala connessione sia erogata in MT, AT, AAT, il gestore di rete, su istanza del richiedente consente allostesso richiedente di realizzare in proprio gli impianti di rete per la connessione (es. realizzazione del-l’eventuale linea elettrica e dell’impianto per la consegna); può inoltre consentire la realizzazione degli

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interventi sulla rete esistente, fatte salve le esigenze di sicurezza e la salvaguardia della continuitàdel servizio elettrico. In questo caso il richiedente sottopone al gestore di rete il progetto degli impiantidi cui intende curare la realizzazione in proprio, per ottenere il parere di rispondenza ai requisiti tecnici.Al termine dei lavori, il gestore di rete effettua il collaudo degli impianti realizzati dal richiedente ed incaso positivo ne perfeziona l’acquisizione dopo aver completato le attività di propria competenza.

Nel caso invece in cui la realizzazione dell’impianto di connessione sia stata curata dal gestore direte, questo al termine di lavori invia al richiedente la comunicazione di completamento della realizza-zione della connessione. Il gestore di rete attiva la connessione entro 10 giorni lavorativi dal comple-tamento dell’impianto di produzione di energia elettrica, della connessione e del perfezionamentodella documentazione tecnica.

I rapporti tra il gestore di rete e il richiedente sono regolati nel contratto di connessione. Tale contrattoè redatto sulla base delle condizioni del TICA e reca le condizioni per la gestione dell’impianto di reteper la connessione e per l’interoperabilità tra il medesimo e l’impianto elettrico che si connette, ivi in-cluso il Regolamento di Esercizio (quest’ultimo contiene le condizioni tecniche ed operative secondocui l’impianto può essere connesso alla rete pubblica).

L’impianto di rete per la connessione realizzato in proprio dal richiedente, dopo il collaudo positivo,viene ceduto gratuitamente al gestore di rete. Pertanto esso entra a far parte degli impianti del gestorestesso. Per quanto riguarda la cessione in uso al gestore di rete della cabina e/o dell’elettrodotto(impianto di rete per la connessione) è necessaria la costituzione delle relative servitù. Tali servitùpossono essere acquisite in maniera consensuale oppure in via coattiva (secondo le indicazioni delDPR n. 327/01 “Testo unico sulle espropriazioni per pubblica utilità”).

Il TICA prevede la corresponsione di indennizzi automatici da parte del gestore di rete al richiedentein caso di ritardi nelle attività di competenza.

Il gestore di rete esamina prioritariamente le richieste di connessione per impianti di produzione dienergia elettrica da fonti rinnovabili e di cogenerazione ad alto rendimento.

La validità del preventivo accettato è condizionata allo svolgimento da parte del richiedente dei seguentiadempimenti, pena la decadenza del preventivo stesso:

1. presentazione della richiesta di avvio del procedimento autorizzativo (Autorizzazione Unica di cuiall’art. 12 D. Lgs. 387/03 o procedimenti autorizzativi diversi) entro i seguenti tempi dall’accetta-zione del preventivo:

● 60/90/120/180 giorni lavorativi per connessioni BT/MT/AT/AAT

2. avvio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione entro i seguenti tempi dall’accettazionedel preventivo:

● 12 mesi per connessioni BT e MT

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● 18 mesi per connessioni AT e AAT

3. realizzazione dell’impianto di produzione entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla co-struzione e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante.

In figura 16 è riportato il diagramma di flusso dall’accettazione del preventivo all’attivazione della con-nessione.

Figura 16Diagramma di flusso accettazione del preventivo e attivazione connessione

4.4 Prevenzione incendi

Gli impianti alimentati a biogas e biomasse prevedono all’interno del proprio ciclo di funzionamentol’impiego di un combustibile all’interno di un motore a combustione (gruppo elettrogeno, turbina agas, etc.) e/o di una caldaia. Inoltre sono presenti dei depositi, serbatoi o accumulatori del com-bustibile per garantire la necessaria autonomia e continuità di funzionamento all’impianto.

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Gli aspetti sopra delineati determinano dei potenziali rischi di incendio e/o di esplosione e quindila necessità di adottare opportuni accorgimenti di prevenzione e protezione.

Da un punto di vista amministrativo/autorizzativo si configurano all’interno degli impianti di produ-zione di energia elettrica da biogas e biomasse delle “attività soggette” a controllo da parte delCorpo nazionale dei Vigili del Fuoco, ai sensi del DPR 1° agosto 2011, n. 151 “Regolamento re-cante semplificazione della disciplina dei procedimenti relativi alla prevenzione degli incendi”.

Tale DPR 151 ha abrogato, tra gli altri, il previgente DPR 37/1998 (Regolamento recante disciplinadei procedimenti relativi alla prevenzione incendi) ed il Decreto Ministero Interno 16/2/1982 (de-terminazione delle attività soggette alle visite di prevenzione incendi), riorganizzando l’elenco delleattività soggette e le procedure amministrative correlate.

Il DPR 151/2011 individua le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi e discipina il de-posito e l’esame dei progetti, le visite tecniche, l’approvazione di deroghe a specifiche normativee la verifica delle condizioni di sicurezza antincendio. Tutte queste attività sono attribuite alla com-petenza del Corpo nazionale dei vigili del fuoco.

Nell’ambito di applicazione rientrano tutte le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi ri-portate nell’Allegato I del suddetto DPR. Tali attività, in numero pari a 80, si distinguono nelle ca-tegorie A, B, C, in relazione alla dimensione dell’impresa, al settore di attività, all'esistenza dispecifiche regole tecniche, alle esigenze di tutela della pubblica incolumità.

L’individuazione delle attività soggette ai controlli all’interno dell’impianto è affidata alla valutazionedel progettista, con il necessario confronto con il Comando provinciale VVF competente per terri-torio. Quest’analisi conduce non di rado, anche per il medesimo impianto, a valutazioni differentia seconda del Comando coinvolto.

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Gli adempimenti amministrativi previsti per le differenti Categorie (A, B, C) sono riportati nellatabella 12.

Categoria Adempimenti

A SCIA Basso rischio (Segnalazione Certificata Inizio Attività)

B Valutazione progetto + Medio rischio SCIA

C Valutazione progetto + SCIA + sopralluogo perAlto rischio rilascio Certificato Prevenzione Incendi (CPI)

Tabella 12Categorie ed adempimenti di prevenzione incendi

Gli enti ed i privati responsabili delle attività di cui all’Allegato I, categorie B e C, sono tenuti a ri-chiedere al Comando VVF l’esame dei progetti di nuovi impianti o costruzioni nonché dei progettidi modifiche da apportare a quelli esistenti, che comportino un aggravio delle preesistenti condi-zioni di sicurezza antincendio. Il Comando esamina i progetti (corredati dalla documentazione pre-vista) ed entro 60 giorni si pronuncia sulla conformità degli stessi alla normativa ed ai criteri tecnicidi prevenzione incendi (parere di conformità antincendio).

Per tutte le categorie di attività (A, B, C) il titolare presenta al Comando VVF, prima dell’esercizio del-l’attività, una SCIA (Segnalazione Certificata Inizio Attività), corredata dall’asseverazione di un pro-fessionista e dalla documentazione tecnica delle strutture e degli impianti. Il Comando verifica lacompletezza formale dell’istanza, della documentazione e dei relativi allegati e, in caso di esito positivo,ne rilascia ricevuta. La ricevuta della SCIA costituisce titolo autorizzativo ai fini antincendio.

Per le attività di cui all’Allegato I, categorie A e B, il Comando VVF, entro 60 giorni dal ricevi-mento della SCIA, effettua controlli, attraverso visite tecniche, volti ad accertare il rispetto delleprescrizioni previste dalla normativa di prevenzione degli incendi, nonché la sussistenza dei re-quisiti di sicurezza antincendio. I controlli sono disposti anche con metodo a campione o inbase a programmi settoriali. Entro lo stesso termine, in caso di accertata carenza dei requisitie dei presupposti per l’esercizio delle attività previsti dalla normativa di prevenzione incendi, ilComando adotta motivati provvedimenti di divieto di prosecuzione dell’attività e di rimozionedegli eventuali effetti dannosi dalla stessa prodotti, ad eccezione che, ove sia possibile, l’inte-ressato provveda a conformare alla normativa antincendio e ai criteri tecnici di prevenzione in-cendi detta attività entro un termine di 45 giorni. Il Comando, a richiesta dell’interessato, incaso di esito positivo, rilascia copia del verbale della visita tecnica.

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Per le attività di cui all’Allegato I, categoria C, il Comando VVF, entro 60 giorni dal ricevimentodella SCIA, effettua controlli, attraverso visite tecniche, volti ad accertare il rispetto delle pre-scrizioni previste dalla normativa di prevenzione degli incendi, nonché la sussistenza dei requi-siti di sicurezza antincendio. Entro lo stesso termine, in caso di accertata carenza dei requisitie dei presupposti per l’esercizio delle attività previsti dalla normativa di prevenzione incendi, ilComando adotta motivati provvedimenti di divieto di prosecuzione dell’attività e di rimozionedegli eventuali effetti dannosi dalla stessa prodotti, ad eccezione che, ove sia possibile, l’inte-ressato provveda a conformare alla normativa antincendio e ai criteri tecnici di prevenzione in-cendi detta attività entro un termine di 45 giorni. Entro 15 giorni dalla data di effettuazionedelle visite tecniche, in caso di esito positivo, il Comando rilascia il Certificato di PrevenzioneIncendi (CPI).

Ogni 5 anni (10 anni per particolari attività) il titolare dell’attività è tenuto ad inviare al ComandoVVF la richiesta di rinnovo periodico di conformità antincendio tramite dichiarazione attestantel’assenza di variazioni alle condizioni di sicurezza antincendio, corredata dall'opportuna docu-mentazione. Il Comando rilascia contestuale ricevuta dell’avvenuta presentazione della dichia-razione.

Il titolare dell’attività ha l’obbligo di mantenere in stato di efficienza i sistemi, i dispositivi, le at-trezzature e le altre misure di sicurezza antincendio adottate e di effettuare verifiche di controlloed interventi di manutenzione. Tali interventi devono essere annotati in apposito registro.

Qualora le attività soggette presentino caratteristiche tali da non consentire l’integrale osservanzadelle regole tecniche vigenti di prevenzione incendi, il titolare può presentare al Comando VVFistanza di deroga al rispetto della normativa antincendio, proponendo misure tecniche compensa-tive del rischio aggiuntivo. Il Comando esamina l’istanza e, con proprio motivato parere, la trasmetteentro 30 giorni alla Direzione regionale VVF. Il Direttore, sentito il Comitato tecnico regionale (CTR)per la prevenzione incendi, si pronuncia entro 60 giorni dalla ricezione dell’istanza, e ne dà conte-stuale comunicazione al Comando al quale la stessa è stata presentata ed al richiedente.

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In figura 17 sono riepilogati gli adempimenti di prevenzione incendi presso i VVF.

Figura 17Diagramma di flusso adempimenti VVF

(Fonte: Robur, 2013)

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Le attività soggette a controllo VVF, comprese nell’Allegato I al DPR 151/2011, che è possibile ri-scontrare in impianti alimentati a biogas e biomasse sono le seguenti:

● attività 49 Gruppi per la produzione di energia elettrica sussidiaria con motori endotermici edimpianti di cogenerazione di potenza complessiva superiore a 25 kW;

● attività 1 Stabilimenti ed impianti ove si producono e/o impiegano gas infiammabili e/o combu-renti con quantità globali in ciclo superiori a 25 Nm3/h;

● attività 2 Impianti di compressione o di decompressione dei gas infiammabili e/o comburenticon potenzialità superiore a 50 Nm3/h, con esclusione dei sistemi di riduzione del gas naturaleinseriti nelle reti di distribuzione con pressione di esercizio non superiore a 0,5 MPa;

● attività 4 Depositi di gas infiammabili in serbatoi fissi: a) compressi per capacità geometricacomplessiva superiore o uguale a 0, 75 m3;

● attività 12 Depositi e/o rivendite di liquidi infiammabili e/o combustibili e/o oli lubrificanti, dia-termici, di qualsiasi derivazione, di capacità geometrica complessiva superiore a 1 m3;

● attività 36 Depositi di legnami da costruzione e da lavorazione, di legna da ardere, di paglia, difieno, di canne, di fascine, di carbone vegetale e minerale, di carbonella, di sughero e di altri pro-dotti affini con quantitativi in massa superiori a 50.000 kg con esclusione dei depositi all’apertocon distanze di sicurezza esterne superiori a 100 m;

● attività 74 Impianti per la produzione di calore alimentati a combustibile solido, liquido o gassosocon potenzialità superiore a 116 kW.

L’esame del progetto (parere di conformità antincendio) del Comando VVF rientra tra gli adem-pimenti autorizzativi che confluiscono nell’Autorizzazione Unica di cui all’art. 12 del Decreto Le-gislativo 387/2003, rilasciata dalla Regione o dalla Provincia delegata.

4.5 Qualifica IAFR

La qualificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (detta “Qualifica IAFR”), è un pre-requisito necessario per l’ottenimento dei certificati verdi (CV), in funzione dell’energia elettricanetta prodotta, o per l’accesso alla tariffa incentivante onnicomprensiva (TO), in funzione dell’ener-gia elettrica netta prodotta ed immessa in rete.

La normativa vigente ha assegnato al GSE il compito di qualificare gli impianti di produzione ali-mentati da fonti rinnovabili IAFR, una volta accertato il possesso dei requisiti previsti dalle diversenormative. Per ottenere la qualifica IAFR occorre presentare una richiesta corredata da tutti gli op-

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portuni allegati tecnici.

All’atto della richiesta il Produttore esercita il diritto di opzione tra Certificato Verde e Tariffa Om-nicomprensiva.

La procedura di qualifica IAFR può essere richiesta per:

● impianto a progetto;

● impianto in esercizio.

Nel caso di qualificazione a progetto, sono stabiliti vincoli temporali per la realizzazione dell’inter-vento sull’impianto, trascorsi i quali la qualificazione decade.

4.6 Adempimenti fiscali

Secondo la normativa fiscale contenuta nel Decreto Legislativo 504/1995 e s.m.i. “Testo Unicodelle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative san-zioni penali e amministrative” (Testo Unico delle Accise - TUA), l’energia elettrica è sottoposta adaccisa al momento della fornitura ai consumatori finali ovvero al momento del consumo di energiaelettrica prodotta per uso proprio.

Si definisce officina elettrica il complesso degli apparati di produzione, accumulazione, trasfor-mazione e distribuzione dell’energia elettrica eserciti da un medesimo soggetto.

L’art. 53, comma 2 del TUA stabilisce, per quanto qui di interesse, che non è sottoposta ad accisa(usi non sottoposti) l’energia elettrica:

a) prodotta con impianti azionati da fonti rinnovabili ai sensi della normativa vigente in materia,con potenza non superiore a 20 kW;

b) prodotta con gruppi elettrogeni azionati da gas metano biologico.

Inoltre l’art. 53, comma 3 stabilisce che è esente (usi esenti) dall’accisa l’energia elettrica:

a) utilizzata per l’attività di produzione di elettricità e per mantenere la capacità di produrre elet-tricità;

b) prodotta con impianti azionati da fonti rinnovabili ai sensi della normativa vigente in materia,con potenza disponibile superiore a 20 kW, consumata dalle imprese di autoproduzione inlocali e luoghi diversi dalle abitazioni.

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La differenza tra usi esenti dell’energia elettrica ed usi non sottoposti non è di poco conto, inquanto, sotto il profilo dei controlli e degli adempimenti burocratici, è rilevante.

Infatti, l’energia elettrica non sottoposta a tassazione è considerata fuori dal campo di applicazionedel tributo e, pertanto, non soggetta ad alcun adempimento burocratico, mentre l’energia elettricaesente rientra nel campo di applicazione dell’imposta e, quindi, proprio per accordare l’esenzionedella tassazione, occorrono specifici adempimenti stabiliti dalla legge.

Risulta del tutto evidente che i casi in cui l’energia elettrica viene impiegata per uso promiscuo(fuori dal campo di applicazione, esente, tassato) rientrano tra quelli da denunciare al fine di de-terminare i relativi parametri di impiego.

Sono riconosciuti come “soggetti obbligati” (art. 53 - TUA) al pagamento dell’accisa gli esercentile officine di produzione di energia elettrica utilizzata per uso proprio (officina elettrica). Tali sog-getti hanno l’obbligo di denunciare preventivamente la propria attività (denuncia di officina elet-trica) all’Ufficio dell’Agenzia delle Dogane competente per territorio e di dichiarare ogni variazione,relativa agli impianti di pertinenza e alle modifiche societarie, nonché la cessazione dell’attività,entro trenta giorni dal verificarsi di tali eventi. Tale denuncia deve essere corredata della documen-tazione tecnica d’impianto (planimetria, schema elettrico, relazione tecnica, certificati di taraturagruppo di misura).

A seguito della denuncia, l’Agenzia delle Dogane esegue una verifica in loco degli impianti (ve-rifica di primo impianto), con emissione di apposito verbale, ed in caso di esito positivo rilasciauna licenza di esercizio, soggetta al pagamento di un diritto annuale.

L’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biogas non è sottoposta ad accisa, a pre-scindere dalla potenza dell’impianto (minore/maggiore di 20 kW) e dal luogo del consumo dellastessa.

Gli impianti azionati da fonti rinnovabili, ad eccezione del biogas, con potenza disponibile mag-giore di 20 kW, la cui produzione di energia elettrica è consumata in locali e luoghi diversi dalleabitazioni facenti capo allo stesso autoproduttore, sono esenti dall’accisa ai sensi del comma3, lettera b) dell’ar t. 52. Questa tipologia di impianti è soggetta a tutte le formalità previsteper i soggetti obbligati, senza eccezione alcuna, ai sensi dell’ar t. 53 TUA, quando trattasi diimpianti ad uso proprio o misto (commerciale e proprio). Mentre, quando trattasi di impianti aduso esclusivo commerciale, sono soggetti alla comunicazione d’inizio di attività, ai sensi dell’art.53 bis del predetto TUA.

Gli impianti di produzione si configurano come officine elettriche ma sono soggette all’obbligodi denuncia e al rilascio della licenza di esercizio solo se possono essere ricondotti alla previ-sione contenuta nell’art. 53, comma 1, lettera b) ossia in presenza di consumi di utenze propriedello stesso produttore, diversi da perdite per trasformazione o conversione.

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Non rientrano tra i consumi per uso proprio dello stesso produttore le perdite di trasformazioneo conversione necessarie a rendere disponibile l’energia elettrica prodotta. Una soluzione co-munemente utilizzata per evitare l’apertura di officina elettrica consiste nello scegliere la “ces-sione totale” alla rete dell’energia prodotta dall’impianto, provvedendo a soddisfare le necessitàdi autoconsumo con un normale contratto di fornitura. In tale caso è necessaria soltanto unaComunicazione d’inizio di attività all’Agenzia delle Dogane e non la Denuncia. In seguito a questacomunicazione, che deve essere fatta prima dell’allacciamento alla rete elettrica, l’Ufficio delleDogane assegna un “Codice Ditta”, indispensabile per identificare l’impianto nel momento incui si presenta la dichiarazione annua di produzione (che è comunque obbligatoria).

Per gli impianti alimentati da biogas, in applicazione di quanto disposto nell’art. 52, comma2, lettera c) del TUA, non c’è il limite della potenza dei 20 kW e, quindi, gli stessi, indipen-dentemente dalla potenza installata e dal luogo ove vengono realizzati, sono fuori dal campodi applicazione e non soggetti a denuncia all’Agenzia delle Dogane e al pagamento del dirittodi licenza.

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5. ASPETTI ECONOMICI E FINANZIARI

Le novità legislative in materia di incentivi alle fonti rinnovabili, definite dal D.M. 6/7/2012, hannotracciato nuovi scenari ed opportunità di sviluppo in quei settori promettenti ma ancora poco sfrut-tati. Il decreto infatti introduce alcune novità che impattano significativamente sugli aspetti econo-mici e finanziari delle future iniziative. In particolare si possono segnalare le seguenti novità:

● riduzione delle tariffe incentivanti;

● introduzione di meccanismi di programmazione dello sviluppo delle iniziative FER (introduzione diregistri contingentati, aste, etc.);

● prolungamento della durata degli incentivi dai 15 anni previsti dalla normativa precedente a 20anni per biomasse e biogas previsti dall’attuale D.M. 6/7/2012;

● introduzione di tariffe differenziete per potenza installata (l’incentivo diminuisce per impianti dipotenza installata crescente);

● introduzione di premi per gli impianti che sfruttano l’energia termica prodotta nei processi di con-versione (es. cogenerazione alto rendimento, teleriscaldamento);

● introduzione di premi per gli impianti che presentano ridotte emissioni inquinanti;

● introduzione di premi per impianti che prevedano il recupero dell’azoto dalle sostanze trattatecon la finalità di produrre fertilizzanti;

● introduzione di tariffe differenziate per tipologia di biomassa utilizzata (prodotti di origine biologica,sottoprodotti di origine biologica, rifiuti etc.); l’incentivo sostiene l’utilizzo di combustibili meno nobili(incentivi più alti nel caso di utilizzo di sottoprodotti, non destinati quindi all’alimentazione, o rifiuti).

La volontà del Legislatore è pertanto, oltre a quella di introdurre una programmazione degli incen-tivi, soprattutto quella di favorire lo sviluppo delle iniziative realmente sostenibili (utilizzo dei sot-toprodotti o rifiuti, sfruttamento dell’energia termica, integrazione degli impianti nel tessutoagricolo, etc.). Il nuovo quadro normativo, con incentivi più bassi rispetto al passato, inciderà pro-babilmente sul mercato degli impianti a biomassa e biogas determinando una riduzione dei costidi realizzazione (CAPEX). La riduzione degli incentivi pone inoltre in primo piano il tema del costodella biomassa che, avendo un’incidenza non trascurabile ai fini della sostenibilità economica delleiniziative, dovrà essere limitato e comunque non soggetto alle oscillazioni negli anni del prezzo dimercato. In tale contesto risulta importante l’organizzazione della filiera di approvvigionamento edil ruolo del fornitore di biomassa che a seconda dell’attività fornita potrà passare da semplice pro-duttore di combustibile ad imprenditore energetico. Per poter valutare l’interesse alla realizzazionedi impianti a biogas e biomasse è opportuno valutare i principali aspetti economici e finanziari diLI

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tali progetti. A tale proposito vengono esaminati nel presente capitolo i principali elementi necessariad una valutazione preliminare delle iniziative.

5.1 Filiera di approvvigionamento del combustibile e riflessi sulla gestione dell’impianto

Nella filiera energetica degli impianti a biomassa e a biogas, come già accennato, il ruolo dell’im-prenditore agricolo/agroindustriale/forestale assume un ruolo sempre più determinante sia per lanecessità di utilizzare sottoprodotti (tariffe di maggiore impatto), sia per ridurre il costo e le oscil-lazioni negli anni del prezzo del combustibile utilizzato, sia per garantire nel tempo la disponibilitàdella risorsa stessa. Si possono pertanto verificare differenti situazioni, in relazione al ruolo svoltonell’ambito dell’iniziativa energetica dall’imprenditore agricolo/agroindustriale/forestale, in ognicaso comprese tra i seguenti due estremi:

● imprenditore che gestisce l’impianto e acquista sul mercato l’intero fabbisogno di combustibile;

● imprenditore che gestisce l’impianto e autoproduce l’intero fabbisogno di combustibile oppureche lavora direttamente su terreni propri la risorsa vegetale agricola o forestale.

Una situazione abbastanza ricorrente intermedia tra quelle sopra descritte, vede la presenza di unimprenditore (generalmente imprenditore agricolo) che ha la disponibilità di una parte considerevoledel fabbisogno di combustibile per l’alimentazione dell’impianto e reperisce la parte mancate me-diante accordi di conferimento con aziende limitrofe.

Per quanto detto sopra, i costi di gestione dell’impianto possono assumere valori anche molto diversitra loro in relazione alle diverse modalità di conferimento. Alcune voci di bilancio annuale possono es-sere fonte di ricavo oppure di costo, nel caso in cui l’imprenditore è solo produttore o trasformatoredella materia prima. Un caso esplicativo è fornito dai reflui zootecnici: se l’imprenditore è autoprodut-tore di reflui ma non è in grado di valorizzarli in alcun modo dovrà sostenere dei costi per il loro smal-timento. Laddove invece sia possibile utilizzare i reflui per alimentare un impianto energetico, oltre alvantaggio degli incentivi per la produzione di energia rinnovabile, l’imprenditore potrà beneficiare diuna riduzione dei costi di smaltimento. Quest’ultimo aspetto è dovuto sia ad una riduzione quantitativadei reflui a valle del processo di digestione anaerobica rispetto a quelli a monte, sia ad un migliora-mento qualitativo degli stessi (es. minore odore e minore carico patogeno).

Nel caso di acquisto del combustibile (in tutto o in parte), l’imprenditore non avendo a disposizionela materia prima deve reperirla sul mercato: questa attività rappresenta sempre un costo per lagestione dell’impianto di produzione di energia. Un ulteriore aspetto di riflessione è legato alla di-sponibilità (negli anni) della biomassa e alle oscillazioni dei prezzi di mercato della stessa. Nel-l’ipotesi, maggiormente vir tuosa di completa autoproduzione della biomassa necessaria alfunzionamento dell’impianto, il rischio di mancato approvvigionamento/disponibilità risulta mitigatoo comunque legato alla solidità industriale della realtà agricola/agroindustriale/forestale.

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Relativamente ai costi di approvvigionamento essi risultano legati principalmente ai costi di trasporto(unico costo imputabile all’approvvigionamento dei sottoprodotti di tipo agricolo, agroindustriale ezootecnico) e di produzione colturale (biomassa agricola, legname, etc.). La variazione nel tempo deicosti di approvvigionamento in tale ipotesi risulta comunque limitato ad effetti di indicizzazione.

5.2 Costi e tempi medi di realizzazione (CAPEX)

I costi di investimento, comprensivi anche dei cosidetti “costi di sviluppo”, sono fortemente in-fluenzati dalle caratteristiche del processo di trasformazione (fermentazione anaerobica, combu-stione diretta, gassificazione, etc.) dalle dimensioni dell’impianto (il costo unitario diminuisce perimpianti di potenza installata crescente) e dai materiali più o meno nobili avviati al processo di tra-sformazione (pellet, cippato di legno, sottoprodotti, insilati, liquami etc.). In base a quanto eviden-ziato per la stima dei costi medi di realizzazione degli impianti, sono identificate alcune forbici divalore (minimo/massimo) distinte sia in funzione dei tre principali processi di trasformazione (fer-mentazione anaerobica, combustione diretta, gassificazione) sia in funzione delle dimensioni.

Digestione anaerobica per la produzione di biogas

Un impianto a biogas, nella fascia di potenza 100-300 kW, è tipicamente composto da:

● 1 o 2 trincee di stoccaggio insilato;

● 1 prevasca (eventuale);

● 1 digestore;

● 1 separatore liquido/solido digestato (eventuale);

● 1 vasca di stoccaggio frazione liquida;

● 1 platea stoccaggio frazione solida (eventuale);

● 1 gruppo di cogenerazione;

● 1 locale tecnico di comando e controllo;

● 1 torcia emergenza;

● 1 cabina elettrica;

● 1 pesa elettronica;

● impianto idrico antincendio.

Un impianto a biogas, nella fascia di potenza 600-1000 kW, è tipicamente composto da:

● 3 o 4 trincee di stoccaggio insilato;

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● 1 prevasca;

● 1 o 2 digestori primari;

● 1 o 2 digestori secondari;

● 1 separatore liquido/solido digestato (eventuale);

● 1 o 2 vasche di stoccaggio frazione liquida;

● 1 platea stoccaggio frazione solida (eventuale);







La tabella 13 riportata una sintesi degli ingombri e dei costi medi di realizzazione su previsione2013.

Tabella 13Ingombri e costi medi degli impianti a biogas

Gassificazione

Un impianto a biomasse con gassificazione con motore a combustione interna (MCI) è tipicamentecomposto da:

● 1 sistema di stoccaggio biomasse;

● 1 sistema di estrazione e trasporto;

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4 I costi indicati in tabella sono indicativi e dovranno essere confermati sulla base dell’andamento di mercato dei prossimimesi che verrà a stabilirsi in funzione anche delle tariffe incentivanti previste dal DM 6 luglio 2012, inferiori alle tariffepreviste dalla precedente normativa.

● 1 modulo di gassificazione (gassificatore e trattamento syngas);

● 1 gasometro (eventuale);







Combustione diretta

Un impianto a biomasse con combustione con turbina ORC è tipicamente composto da:

● 1 sistema di stoccaggio biomasse;

● 1 sistema di estrazione e trasporto;

● 1 camera di combustione a griglia mobile;

● 1 scambiatore fumi/olio diatermico;

● 1 sistema trattamento fumi (ciclone, filtri a maniche);

● 1 turbina ORC a fluido organico;





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Di seguito sono riportate due tabelle di sintesi degli ingombri e dei costi medi di realizzazionesu previsione 2013, per impianti a biomasse con gassificazione e con combustione (tabella14, tabella 15).

Tabella 14Ingombri e costi medi degli impianti a biomasse con gassificazione

Tabella 15Ingombri e costi medi degli impianti a biomasse con combustione

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5 I costi indicati in tabella sono indicativi e dovranno essere confermati sulla base dell’andamento di mercato dei prossimimesi che verrà a stabilirsi in funzione anche delle tariffe incentivanti previste dal DM 6 luglio 2012, inferiori alle tariffepreviste dalla precedente normativa. Il range è inoltre influenzato dalla tecnologia prescelta (gassificazione, combu-stione, etc).

6 MCI: motore a combustione interna7 I costi indicati in tabella sono indicativi e dovranno essere confermati sulla base dell’andamento di mercato dei prossimi

mesi che verrà a stabilirsi in funzione anche delle tariffe incentivanti previste dal DM 6 luglio 2012, inferiori alle tariffepreviste dalla precedente normativa. Il range è inoltre influenzato dalla tecnologia prescelta (gassificazione, combu-stione, etc).

8 ORC: Organic Rankine Cicle

5.3 Costi di esercizio (OPEX)

I costi di esercizio dell’impianto sono variabili in funzione della disponibilità dell’impianto (ore/annodi funzionamento), dell’alimentazione (biomassa, biogas etc.) e della modalità di approvvigiona-mento della biomassa (autoproduzione, utilizzo di sottoprodotti/scarti, acquisto sul mercato, etc.)come meglio specificato. Le principali voci di costo relative all’esercizio degli impianti sono:

● Costi di gestione di impianto:

- costo di manutenzione full service dell’impianto;

- costo di smaltimento del digestato (per impianti a biogas) o delle ceneri (per impianti a bio-massa);

- costo del personale (addetti alla centrale);

- costo dell’energia elettrica per utenze non direttamente connesse con il processo (illuminazioneesterna, utenze uffici, etc.).

● Costi generali:

- costo delle assicurazioni (Property All Risks) comprensiva di RCT (Responsabilità Civile versoTerzi);

- spese amministrative;

- contingency ed imprevisti.

● Costi di produzione/acquisto della biomassa

I costi annuali di gestione dell’impianto ed i costi generali si attestano complessivamente all’internodi un range compreso fra i 240 - 300 k€/MW a seconda della tecnologia e della tipologia di fonterinnovabile. E’ opportuno, però, specificare che questi costi tenderanno ad assestarsi in un futuroad un livello più basso, sia per allinersi con le nuove tariffe incentivanti, sia per la maggiore affi-dabilità delle macchine.

In generale i costi di approvvigionamento della biomassa dipendono fortemente dalla tipologia, daipiani di approvvigionamento specifici dell’iniziativa, dalla zona geografica e da ulteriori criteri diret-tamente connessi con la singola iniziativa e pertanto non è possibile quantificarli in maniera uni-voca. Si segnala tuttavia che è volontà esplicita del legislatore (espressa di fatto con la riduzionedelle tariffe incentivanti) favorire le realtà in cui la biomassa o i sottoprodotti sono già nella dispo-nibilità dell’investitore (aziende zootecniche, aziende agroalimentari, etc.) e per le quali, quindi, ilcosto di approvvigionamento risulti essere limitato.

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Su tali assunti si è andati ad individuare, nelle tabelle seguenti, degli indici percentuali al fine di quan-tificare le differenze di costo di approvvigionamento della materia prima in relazione alla tipologia del-l’input di ingresso e delle forme di reperimento e di eventuale produzione della sostanza organica.

Per gli impianti a biogas, la disponibilità di terreni indicata si riferisce alla sola e specifica tipologiadi prodotto, sottoprodotto o rifiuto impiegata (mais, triticale, sorgo, etc.); i valori devono quindi in-tendersi alternativi tra loro. Inoltre l’estensione di terreni occorrenti dipende anche dalla resa (ton-nellata/ettaro) dell’area agricola di coltivazione.

Tabella 16Incidenza del costo di approvvigionamento su ricavi da TO impianto a biogas, alimentazione tipo a)

Tabella 17Incidenza del costo di approvvigionamento su ricavi da TO impianto a biogas, alimentazione tipo b), d)

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Tabella 18 Incidenza del costo di approvvigionamento su ricavi da TO impianto a biomasse, alimentazione tipo a)

Tabella 19Incidenza del costo di approvvigionamento su ricavi da TO impianto a biomasse, alimentazione tipo b), d)

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5.4 Calcolo di producibilità e ricavi di esercizio

Di seguito vengono riportate delle tabelle che, in funzione delle principali tipologie di alimentazionepreviste dal D.M. 6 luglio 2012 (prodotti di origine biologica, sottoprodotti di origine biologica erifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c) e delle quattro taglie esami-nate (100 kW, 300 kW, 600 kW e 1.000 KW), definiscono un’ipotesi di ricavi annui nel caso dellatariffa omnicomprensiva.

IMPIANTO A BIOGAS

Tabella 20Producibilità e ricavi impianto a biogas, alimentazione tipo a)

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Tabella 21Producibilità e ricavi impianto a biogas, alimentazione tipo b), d)

IMPIANTO A BIOMASSE

Tabella 22Producibilità e ricavi impianto a biomasse, alimentazione tipo a)LI

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Tabella 23Producibilità e ricavi impianto a biomasse, alimentazione tipo b), d)

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5.5 Simulazione economica - Impianto Biogas 300 kWe

Di seguito viene effettuata una simulazione economica di un impianto biogas a sottoprodotti (refluizootecnici) nella quale viene ipotizzata la completa disponibilità degli stessi da parte dell’investitore(ipotesi azienda zootecnica). I costi di approvviggionamento sono pertanto limitati al solo trasportodei liquami dall’azienda all’impianto.

Parametri Tecnici

Tipologia impianto Biogas

Tecnologia Digestione anaerobica

Alimentazione Reflui zootecnici

Durata (vita utile dell’impianto) 20 anni

Tempi di costruzione 4 mesi

Potenza Nominale 300 kWe

Ore di esercizio annuo 8.000 h

Autoconsumi impianto 11%

Produzione EE incentivabile 2.134 MWh/anno

Parametri Economici

Capex 1.300.000 €

Opex 187.146 €/anno (1° anno)

Accesso agli incentivi Iscrizione al Registro

Tariffa Onnicomprensiva 236 €/MWh

Durata incentivo 20 anni

Ricavi 511.382 €/anno (1° anno)

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Parametri Finanziari

Tasso fisso del finanziamento 6,75%

Equity 30%

Aliquota Ires 27,5%

Irap 3,9%

Indici finanziari dell’iniziativa

TIR di Progetto 24,4%

DSCR Medio 2,49

PBT di Progetto 5 anni

Rata media del finanziamento (quota capitale + interessi) 96.781 €/anno

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Tabella 24Simulazione economica - Impianto Biogas 300 kWe

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5.6 Simulazione economica - Impianto Biomassa 300 kWe

Di seguito viene effettuata una simulazione economica di un impianto biomassa a sottoprodotti(ramaglie di viti) nella quale viene ipotizzata la completa disponibilità degli stessi da parte dell’in-vestitore (ipotesi azienda vinicola). I costi di approvviggionamento sono pertanto limitati ai solicosti di raccolta e trasporto delle stesse (circa 25 €/ton).

Parametri Tecnici

Tipologia impianto Biomassa

Tecnologia Combustione con turbina ORC

Alimentazione Ramaglie di vite

Durata (vita utile dell’impianto) 20 anni

Tempi di costruzione 4 mesi

Potenza Nominale 300 kWe

Ore di esercizio annuo 8.000 h

Autoconsumi impianto 17%

Produzione EE incentivabile 1.987 MWh/anno

Parametri Economici

Capex 1.750.000 €

Opex 214.010 €/anno (1° anno)

Accesso agli incentivi Iscrizione al Registro

Tariffa Onnicomprensiva 257 €/MWh

Durata incentivo 20 anni

Ricavi 520.482 €/anno (1° anno)

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Parametri Finanziari

Tasso fisso del finanziamento 6,75%

Equity 30%

Aliquota Ires 27,5%

Irap 3,9%

Indici finanziari dell’iniziativa

TIR di Progetto 15,6%

DSCR Medio 1,82

PBT di Progetto 7 anni

Rata media del finanziamento (quota capitale + interessi) 130.282 €/anno

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Tabella 25Simulazione economica - Impianto Biomassa 300 kWe

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6. ASPETTI CONTRATTUALI

Negli impianti alimentati a biogas e biomasse assumono particolare importanza, anche ai fini dellafinanziabilità (bancabilità), le caratteristiche dei contratti di appalto per la realizzazione (EPC) e lamanutenzione periodica (O&M).

In linea di massima la presenza di un unico appaltatore (General Contractor) è da preferire inquanto consente la strutturazione di un contratto in grado di offrire un adeguato ed efficace sistemadi garanzie e penali, in particolare in termini di minor rischio di ridotte performance.

Una struttura contrattuale organizzata su più appaltatori risulta d’altra parte ampiamente diffusaed il rischio legato all’assenza di un General Contractor può essere ben gestito mediante una de-finizione attenta e coerente dello scopo e dei limiti di fornitura di ogni contratto di appalto. È ne-cessario che i contratti definiscano in maniera chiara e analitica le rispettive responsabilitàspecificando gli obblighi di ciascuna ditta in riferimento alla funzionalità dei componenti di impianto.In tal modo si evita che in caso di malfunzionamenti o mancate performance in fase di collaudodell’impianto, ci sia uno scarico reciproco di responsabilità da parte degli appaltatori a discapitodegli interessi del Committente.

6.1 Contratto di realizzazione delle opere elettromeccaniche

In un impianto alimentato a biomassa la corretta realizzazione ed installazione delle componentielettromeccaniche (digestori anaerobici, gruppi di cogenerazione, forni, caldaie, turbine etc.) è fon-damentale per il funzionamento sicuro e affidabile di tutto il complesso impiantistico. L’impiantodeve generare energia elettrica ed eventualmente energia termica nelle quantità previste da pro-getto.

È quindi importante che la costruzione e l’installazione dell’impianto sia affidata ad un appaltatoreaffidabile e di provata esperienza, sulla base di un contratto che definisca almeno i seguentiaspetti:

a) esatta individuazione delle opere da realizzare;

b) corrispettivo e modalità di pagamento;

c) modifiche, varianti in corso d’opera e lavori supplementari;

d) obblighi a carico dell’appaltatore e del committente;

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e) tempi di esecuzione;

f) collaudo e passaggio del rischio;

g) penali.

Si riportano di seguito le caratteristiche più rilevanti di un contratto di realizzazione di un impiantoa biomassa per il quale si intenda fare richiesta di finanziamento bancario o di leasing.

Corrispettivo e modalità di pagamento

Il piano dei pagamenti dovrebbe prevedere opportune milestone di pagamento del corrispettivo,che devono poter essere ricondotte ad eventi “oggettivi”, asseverabili dalla Direzione Lavori. Unaspetto particolare assumono le milestone alla firma del contratto a titolo di anticipo (es. 10% -20% dell’importo contrattuale) e quella al collaudo finale (es. 20%). A tal proposito si sottolineaquanto segue:

a) a fronte della quota di anticipo è opportuno prevedere la fornitura da parte dell’appaltatore diuna Garanzia Bancaria, autonoma ed a prima richiesta, di pari importo emessa da un primarioistituto di credito avente rating non inferiore ad AA (Standard&Poors o Fitch Ratings) o ad AA2(Moody’s) a tutela dell’adempimento delle obbligazioni dell’Appaltatore;

b) l’importo delle garanzie di cui al punto precedente potrà essere progressivamente ridotto conl’avanzamento del progetto (riduzione pro-quota al raggiungimento di ogni milestone), fatta salvala necessità di mantenere una quota garantita pari al tetto massimo per le penali fino al collaudofinale dell’impianto;

c) la quota di pagamento relativa all’ultima milestone costituisce una retention a garanzia del rag-giungimento delle performance contrattuali. L’importo deve essere commisurato al tetto mas-simo di penali previsto per il mancato raggiungimento delle performance di progetto.

Termini per l’esecuzione dei lavori

Il contratto deve includere tra gli allegati il Cronoprogramma dei lavori con la previsione, tra l’altro,di un Collaudo Parziale (consistente in una verifica della rispondenza delle opere realizzate con leprevisioni contrattuali) e di un Collaudo Finale (consistente nella verifica delle performance di im-pianto sulla base dei dati di funzionamento riscontrati nella fase di avviamento dell’impianto).

A questo proposito si ritiene opportuno:

a) che il Cronoprogramma sia impegnativo per l’Appaltatore e definisca il numero massimo di giornidi calendario a partire dalla data di consegna del cantiere entro cui l’Appaltatore sarà tenuto acompletare con successo il Collaudo Parziale; LI

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b) che sia fissata una penale per ritardo applicabile a partire dalla data garantita di completa-mento;

c) che sia fissato un valore massimo della penale per ritardo (es. 5-10% dell’importo complessivo);

d) che sia previsto un termine massimo di ritardo entro cui il Committente si riserva la facoltà dirifiutare l’impianto (es. 60-90 giorni dalla data garantita di completamento dell’impianto);

e) che sia fissato un termine massimo per lo svolgimento del Collaudo Finale.

Collaudo e passaggio del rischio

Per quanto riguarda i collaudi (Parziale e Finale):

a) è opportuno definire la procedura del Collaudo Parziale, da allegare al contratto;

b) è opportuno definire le conseguenze derivanti dall’accertamento in sede di Collaudo Parziale di“difetti maggiori” (difetti non riparabili nel periodo di avviamento o, comunque, in grado di limitaresignificativamente la resa di impianto);

c) considerato che l’effettiva verifica del corretto funzionamento dell’impianto e della sua capacitàdi raggiungere le performance garantite avviene nel corso del Collaudo Finale e che una correttagestione dell’impianto è essenziale per il raggiungimento delle performance garantite, al fine dievitare contenziosi sulle responsabilità di un eventuale esito negativo del Collaudo Finale, è ne-cessario prevedere che il passaggio del rischio dall’Appaltatore al Committente avvenga alla sot-toscrizione del verbale di Collaudo Finale. In altri termini, l’Appaltatore deve avere la pienaresponsabilità dell’impianto (ad eccezione della fornitura della biomassa) per tutto il periodo dientrata in esercizio dello stesso fino allo svolgimento del Collaudo Finale. In questo modo si mi-nimizza il rischio di contenziosi;

d) è necessario definire con precisione le modalità di svolgimento del Collaudo Finale andando adindividuare tempi e modi di svolgimento, nonché il piano di alimentazione da seguire nella fasedi avviamento. Il Collaudo Finale deve essere condotto entro un tempo massimo, dal CollaudoParziale, da quantificare nel contratto;

e) è opportuno prevedere un livello massimo di scostamento in riduzione dal valore garantito diproduzione del biogas (es. 20% della portata nominale) superato il quale il Committente ha fa-coltà di non accettare l’impianto;

f) è necessario prevedere una penale per minori performance dell’impianto rispetto a quelle previ-ste. In linea di massima la penale dovrebbe essere tale da garantire la copertura dei mancati ri-cavi (al netto dei costi variabili) in modo da mantenere inalterato il break-even di progetto.

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Garanzie dell’Appaltatore

È opportuno prevedere una garanzia di 2 anni dalla data di sottoscrizione del verbale di CollaudoFinale dell’impianto, in base alla quale l’Appaltatore si impegni a garantire a proprie spese la so-stituzione/riparazione di vizi o difetti dell’impianto.

6.2 Contratto di realizzazione opere civili

Per quanto riguarda il contratto di appalto per la realizzazione delle opere civili valgono le stesseconsiderazioni svolte per i digestori anaerobici, con la differenza che non è necessaria una fase diesercizio da parte dell’Appaltatore tra il Collaudo Parziale ed il Collaudo Finale. Pertanto può esseresufficiente un unico collaudo teso ad accertare la rispondenza delle opere realizzate con le previ-sioni contrattuali.

Inoltre è opportuno prevedere una garanzia di 10 anni (o meglio ancora un’assicurazione DecennalePostuma) per le opere edili, in base alla quale l’Appaltatore (o l’Assicurazione) si impegna a garan-tire a proprie spese la sostituzione/riparazione di eventuali vizi o difetti.

6.3 Contratto di manutenzione

L’impianto nel suo complesso deve garantire nel tempo la produzione di energia elettrica e termicaattesa. Ciò è tanto più importante quando l’impianto (ed è questa la situazione di gran lunga piùricorrente) percepisce incentivi per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile (D.M.6/7/2012).

Essendo l’impianto costituito da macchine complesse e soggette a lavorare anche in continuo(h24), è importante effettuare una regolare manutenzione. A tal fine è prassi abbastanza consoli-data stipulare un apposito contratto con un’impresa specializzata del settore o meglio ancora conlo stesso costruttore dell’impianto, per l’esecuzione dei seguenti servizi:

● manutenzione preventiva programmata;

● manutenzione straordinaria prevedibile;

● manutenzione straordinaria non prevedibile.

I servizi devono essere svolti dall’Appaltatore a regola d’arte e nel rispetto della migliore prassi in-dustriale, nonché nel rispetto della normativa applicabile. Sono normalmente inclusi nel prezzoviaggi, manodopera, pezzi di ricambio ed olio lubrificante per tutti i servizi sopra elencati.

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Le attività di manutenzione preventiva programmata e manutenzione straordinaria prevedibile de-vono essere elencate in dettaglio nel contratto di manutenzione.

L’Appaltatore è inoltre responsabile dell’esecuzione della manutenzione straordinaria non preve-dibile per avaria, guasto, blocco o difetto del motore endotermico o di qualsiasi altro componentedegli impianti, ed obbligato ad effettuare tutti i lavori, le riparazioni e le sostituzioni dei componentio dei particolari tecnici necessari a ripristinare il corretto funzionamento.

Devono essere fissati i tempi dal ricevimento della chiamata entro cui l’Appaltatore deve intervenireper la prima verifica per guasto e/o anomalia dell’impianto (es. 6 ore), durante il normale orario dilavoro nei giorni feriali. Per gli altri giorni è possibile prevedere un servizio di reperibilità dedicatoa favore del Committente, da attivare mediante chiamata telefonica.

Prezzo contrattuale e modalità di pagamento

Il prezzo del contratto di manutenzione del gruppo di cogenerazione è usualmente espresso in€/MWh di energia prodotta oppure in €/ora di funzionamento. Le modalità di revisione annualedel prezzo devono essere stabilite nel contratto sulla base di elementi oggettivamente verificabili(es. indici ISTAT). Modalità di pagamento posticipato consentono l’esatto computo dell’energia pro-dotta dall’impianto (ovvero delle ore di funzionamento dello stesso).

Spesso la revisione per i gruppi di cogenerazione/produzione è esclusa dal contratto di manuten-zione programmata. In tale eventualità per l’importo di tale intervento dovrà essere previsto unapposito accantonamento.

Garanzie e penali

Il contratto di manutenzione deve prevedere il pagamento, a favore del Committente, di una penaleper ogni ora di mancata produzione rispetto alle ore garantite. Le ore garantite sono una percen-tuale (es. 96%) delle ore massime di funzionamento dell’impianto (8.760 ore/anno) decurtatedelle ore di fermata necessarie per l’effettuazione delle manutenzioni in scadenza (ManutenzionePreventiva Programmata, Manutenzione Straordinaria Prevedibile). Deve essere inserito in contrattoun planning dettagliato delle ore massime previste di fermo-impianto per manutenzione.

Le penali usualmente riconosciute sul mercato dei contratti di manutenzione dei gruppi di cogene-razione per insufficiente disponibilità consentono una copertura soltanto parziale dei mancati gua-dagni. Inoltre è sempre presente un “cap” massimo di tali penali.

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6.4 Approvvigionamento Biomasse

Nell’esercizio di un impianto a biogas o a biomasse è fondamentale l’affidabilità dell’approvvigio-namento del combustibile utilizzato, soprattutto in un’ottica di lungo termine, da tradurre in oppor-tuni contratti.

Si riportano di seguito alcune considerazioni utili per valutare i temi legati all’approvvigionamento:

● la situazione ottimale è ovviamente quella che prevede la disponibilità, in capo allo stesso sog-getto titolare dell’impianto, dell’intero quantitativo annuo di biomasse richiesto per il funziona-mento. Questo tuttavia non è sempre possibile a causa di vincoli nella disponibilità di terreni, dipersonale e di attrezzature occorrenti per coprire con produzione propria l’intero fabbisogno. Oc-corre quindi stipulare dei contratti di approvvigionamento con soggetti terzi per la fornitura dellarestante parte di biomasse;

● in caso di ricorso a forniture da soggetti terzi, è opportuno che il titolare dell’impianto abbia unacapacità produttiva in proprio non inferiore al 60-70 % del fabbisogno annuo. Il restante 30-40 %può invece essere contrattualizzato con operatori esterni di adeguata affidabilità. Rappresentacertamente un aspetto di mitigazione del rischio il coinvolgimento nella compagine societaria ditali soggetti conferitori che sono, pertanto, direttamente interessati alla corretta gestione del-l’impianto;

● un’adeguata capacità produttiva in proprio rappresenta un aspetto positivo non solo per quantoriguarda la garanzia di disponibilità del combustibile, ma anche per quanto riguarda la stabilitàdel suo prezzo, al sicuro da repentine oscillazioni dovute a variabilità del mercato;

● per quanto riguarda la durata dei contratti di approvvigionamento, vista la ricorrente difficoltà aindividuare fornitori con cui stipulare contratti di durata pari a quella della vita utile dell’impianto(anche 20 anni), può essere accettabile anche una durata inferiore ma a condizione di verificarel’effettiva capacità produttiva del fornitore (disponibilità di terreni, attrezzature, organizzazione)e, ove possibile, suddividendo l’approvvigionamento (e quindi il rischio) su più fornitori;

● i contratti di fornitura devono stabilire le caratteristiche tecniche delle biomasse e relativi rangedi accettabilità (pezzatura, umidità, contenuto di sostanza secca, etc.), il periodo di conferimento(stagionale, continuo) ed i quantitativi annui standard (preferibilmente con possibilità di variazioniin più o in meno per far fronte ad eventuali oscillazioni di fabbisogno dell’impianto);

● il prezzo della biomassa può dipendere da diversi fattori (tra cui caratteristiche merceologiche,disponibilità sul territorio, presenza di impieghi concorrenti energetici o agroalimentari) e puòcomprendere o meno il trasporto dalla zona di produzione fino all’impianto;

● il prezzo può essere inoltre legato alle effettive caratteristiche energetiche della biomassa con-ferita (che influiscono di conseguenza sui consumi) quali il contenuto di sostanza secca e di so-stanza volatile, il potere calorifico, l’umidità ed altre;

● per quanto riguarda la variazione del prezzo della biomassa nel tempo è opportuno che il contrattostabilisca delle formule di indicizzazione sulla base di indici ufficiali (ISTAT, Borse agricole, etc.).

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Alla luce del nuovo sistema incentivante del D.M. 6/7/2012, è ragionevole aspettarsi uno sviluppo di“piccoli” impianti a biogas o a biomasse interamente alimentati con sottoprodotti di origine biologica(o al più con 30% di “prodotti” e 70% di “sottoprodotti”), a causa delle maggiori tariffe previste pertali impianti rispetto a quelli alimentati prevalentemente con “prodotti”. Questo sembra coerente conl’intenzione del Legislatore di favorire impianti strettamente legati all’attività agricola e agroforestale,in modo da risultare una naturale estensione ed integrazione dell’attività principale.

Questo dovrebbe portare alla realizzazione degli impianti energetici da parte di quelle stesseaziende che hanno già la disponibilità dell’interezza (o della maggior parte) della biomassa occor-rente, riducendo o eliminando il ricorso ad approvvigionamento esterno. In questo modo ne potràconseguire una mitigazione della problematica di approvvigionamento.

6.5 Analisi dei rischi di progetto

Come ogni progetto industriale, anche un impianto di produzione di energia elettrica a biogas/bio-masse presenta dei rischi in fase di progettazione, di costruzione e di esercizio. Tali rischi devonoessere innanzitutto analizzati e valutati in modo da individuare e porre in essere opportune misuredi mitigazione, ad esempio assicurative. Nella tabella 26 sono individuati schematicamente i pos-sibili rischi correlati ad un progetto sotto il profilo della loro assicurabilità. Per tutto quanto attieneai rischi per i quali non esiste una mitigazione assicurativa, si evidenzia la necessità di istituire,mantenere e sviluppare presso la Società di Progetto un’adeguata funzione di Risk Management.

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RISCHIO CONSEGUENZA MITIGAZIONI ASSICURATIVE

Rischi generali

- Modifiche generali al quadro le-gislativo (norme in materia di si-curezza, inquinamento acustico,ambientale)

- Ritardo esecuzione e completa-mento lavori

- Maggiori costi dei lavori- Modifiche in corso d’opera al

Progetto- Aumento fabbisogno finanziario- Ritardo nell’avvio dell’impianto

- Nessuna mitigazione assicura-tiva ma bassa esposizione al ri-schio per via della duratalimitata dei lavori

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- Rischio politico - (Normalmente il rischio si riferi-

sce alle seguenti ipotesi: espro-prio, confisca, guerra, rivolta, etcnessuna delle quali sembra im-maginabile nel nostro caso)

- Contenzioso legale (esempiocon i fornitori di pannelli)

- Riduzione/eliminazione degli in-centivi statali ai sensi della nor-mativa in vigore (rischio moltobasso)

- Scarsa / Ridotta disponibilitàdella biomassa

Rischi nella fase di progettazione

- Errore di Progettazione dovuti anegligenza, imperizia o dolo

Rischi nella fase di esecuzione

- Danni alle forniture durante il tra-sporto

- Danni alle forniture durante lostoccaggio in cantiere (es.furto)

- Danni a terzi durante la fase dicostruzione delle opere

- Danni a persone (operai genericie eventuali operai specializzati)

- Ritardo inizio lavori- Possibile aumento costi

- Riduzione del vantaggio econo-mico

- Tempi di ammortamento dell’in-vestimento più lungo

- Riduzione della produzione dienergia elettrica

- Danni al Progetto- Maggiori costi di progettazione- Ritardi nella realizzazione del

Progetto

- Ritardato/parziale avvio dell’im-pianto conseguente ai tempi ne-cessari per il rimpiazzo delleforniture danneggiate/mancanti.

- Danni patrimoniali a terzi

- Danni fisici

- Nessuna mitigazione associataal rischio politico Italia

- Tutele contrattuali

- Nessuna mitigazione assicura-tiva

- Nessuna mitigazione assicura-tiva

Polizze di Assicurazione: - Erection All Risks (EAR) com-

prensiva dei danni causati da er-rori di progettazione

- Responsabilità Civile Professio-nale Progettisti

Polizze di Assicurazione:- Polizza EAR garantisce ogni

danno ai materiali purché sianoall’interno dell’area di cantiere,quest’ultima opportunamentedefinita

- Polizza RCT appaltatore

- Polizza RCO


Rischi generali

Tabella 26Possibili rischi di progettoLI

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Rischi nella fase di esecuzione

- Danni durante la fase di costru-zione delle opere e relative attrez-zature anche durante leoperazioni di testing o eserciziprovvisori fino alla data di ultima-zione dei lavori. In via preliminaregli eventi coperti dovranno com-prendere: eventi naturali, sisma,furto (per piccole entità), feno-meno elettrico, fulmine, vizi dimateriale, lavoro straordinario,scioperi, atti di terzi e sabotaggio

Rischi nella fase di gestione

- Danni materiali e diretti all’im-pianto e causati da incendio,scoppio, eventi naturali, cata-strofi ed atti di terzi compresoterrorismo e sabotaggio, guastialle macchine

- Rischi di Responsabilità CivileVs Terzi

- Fermo macchina o fermo im-pianto determinato da uno o piùeventi coperti dalla Polizza AllRisks Property

- Difetti latenti dovuti a problemidi progettazione o montaggio ri-scontrati dopo la messa in eser-cizio dell’impianto

- Performance insufficiente dell’im-pianto nella fase di gestione delprogetto (senza danno materiale)

- Danni materiali diretti alleopere/turbogruppi

- Danni causati all’impianto - Perdita di ricavi

- Costi derivanti da danni causatia terzi

- Mancata produzione di energiaelettrica e riduzione dei ricavi

- Inidoneità Parziale dell’operaall’uso per cui è destinata

- Maggiori costi

- Riduzione del cash flow

Polizze di Assicurazione:- Polizza EAR con la condizione di

manutenzione estesa

Polizze di Assicurazione:- La Polizza All Risk Property deve

contenere la previsione di que-sta tipologia di rischi

Polizze di Assicurazione:- All Risks Property (ricorso terzi)

- Polizza Business Interruption(danni indiretti) da abbinare allaPolizza Property All Risks

- EAR garanzia di manutenzioneestesa max 12 mesi (per i solidanni materiali e diretti)

- Tutele contrattuali

- Nessuna mitigazione assicura-tiva, ma garanzie contrattuali(penali per ridotta performance)

Ai fini della definizione di un programma assicurativo adeguato, vengono di seguito valutati gli stru-menti assicurativi ritenuti più idonei per la copertura dei rischi connessi alla realizzazione e gestionedi un impianto.

6.5.1 Polizze in fase di realizzazione

● Per tutti i danni materiali e diretti alle opere in costruzione e/o durante il montaggio dell’impiantodovuti a cause accidentali, eventi naturali e ad atti di Terzi come ad esempio il furto, l’atto van-dalico, sommosse popolari, atti di terrorismo o sabotaggio organizzato, si ritiene indispensabileche il Committente, stipuli, in nome e per conto di tutti gli appaltatori e subappaltatori, progettistie più in generale di tutti partecipanti ai lavori, una polizza EAR (Erection All Risk) valida per tuttala durata dei lavori fino alla data di consegna degli impianti (Performance Test). Tale garanzia co-prirà anche gli errori di progetto e calcolo prevedendo altresì l’indennizzo della parte affetta. Invia preliminare la polizza EAR dovrà coprire almeno i seguenti sinistri: incendio, eventi naturali(ivi inclusi terremoti, tempesta e alluvioni), furto (per importi limitati), fenomeno elettrico, fulmine,vizi di materiale e progettazione, lavoro straordinario, scioperi, atti di terzi, sabotaggio,rimozione/franamento/cedimento del terreno.

● I danni in fase di esercizio provvisorio e di collaudo (verificatisi tra il Collaudo Preliminare e la finedel Collaudo Finale) alle apparecchiature e componenti dell’impianto, causati all’avvio (per esempiobruciature di componenti conseguenti a collegamenti elettrici mal eseguiti) o comunque prima dellasottoscrizione del verbale di collaudo finale positivo dovranno essere coperti dalla EAR.

● La Polizza Responsabilità Civile verso Terzi dovrà coprire i danni a cavi e condutture sotterraneedi terzi e dovrà avere un massimale non inferiore a 2.000.000 €.

● Tutti gli affidatari/appaltatori/manutentori dovranno disporre di una polizza RCT/RCO (Respon-sabilità Civile verso Terzi /Operai) secondo le disposizioni di legge e con massimali congrui al-l’attività svolte (2.000.000 € per persona, con eventuale limite in aggregato per sinistro).

● Tutte le polizze (ad eccezione della RCT/RCO) dovranno prevedere l’annotazione di vincolo in fa-vore della banca.

6.5.2 Polizze in fase di gestione

● Per tutti i danni materiali e diretti all’impianto e causati da incendio, scoppio, eventi naturali, ca-tastrofi ed atti di terzi, oltre che i danni a terzi, ricomprendendo anche la fattispecie di danni dainterruzione di attività, è opportuno prevedere la stipula di una polizza ARP (All Risk Property)che dovrà prevedere la più ampia copertura assicurativa avendo cura di ottenere le migliori con-dizioni in termini di franchigie e limiti di indennizzo. In via preliminare la polizza dovrà coprire idanni causati dagli stessi eventi individuati per la polizza EAR. Si ritiene infine opportuno valutarel’opportunità di inserire nelle condizioni particolari l’anticipo degli indennizzi.

● Per tutti i danni indiretti derivanti dall’inattività dell’impianto causata da uno più danni copertidalla polizza All Risk Property è opportuno prevedere la stipula di una polizza (Business Inter-

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ruption) in grado di coprire i mancati guadagni (ricavi meno costi variabili di gestione) derivantida fermo impianto;

● E’ opportuno inoltre che il Committente stipuli una polizza RCT/RCO (Responsabilità Civile versoTerzi /Operai) secondo le disposizioni di legge e con massimali congrui all’attività svolte.

● Per quanto riguarda le somme assicurate ed i massimali per le differenti tipologie di sinistro (perentrambe le fasi) si rimanda alla tabella 27. A tal proposito si sottolinea che i valori riportatisono da intendersi quali valori indicativi desunti da iniziative similari, da verificare, insieme amassimali e franchigie dei principali danni, in sede di redazione della polizza.

valore

MASSIMALI DANNI

DANNI ALLE COSE

Terremoto 50% somma assicurata

Alluvione, inondazione e allagamento 50% somma assicurata

Eventi atmosferici 70% somma assicurata

Incendio e altri eventi naturali 750% somma assicurata

Atti di terrorismo/sabotaggio/scioperi 20% somma assicurata

Maggiori costi per lavoro straordinario/notturno € 50.000

Danni da furto € 50.000 - € 150.000

Cedimento del terreno € 200.000 - € 300.000

RCT €2.000.000-2.500.000

Condutture sotterranee € 50.000 - € 100.000

DANNI INDIRETTI (fase di esercizio) 6 mesi di mancati ricavi

FRANCHIGIE/SCOPERTO

Incendio €10.000 - €15.000

Errori di progettazione/calcolo € 10.000 - €15.000

Altri sinistri €10.000 - €20.000

RCT Scop. 10%-min. € 5.000-

Condutture sotterranee Scop. 10%-min. € 5.000-

DANNI INDIRETTI (fase di esercizio)

Guasto macchine 10 – 20 gg

Altri 5 – 10 gg

Tabella 27Somme assicurate e massimaliLI

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BIBLIOGRAFIA

1. D.M. Sviluppo Economico 6 luglio 2012 “Attuazione dell’art. 24 del decreto legislativo 3 marzo2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fontirinnovabili diversi dai fotovoltaici”;

2. Procedure Applicative del D.M. 6 luglio 2012 contenenti i regolamenti operativi per le procedured’asta e per le procedure di iscrizione ai registri – GSE;

3. “Valorizzazione energetica del biogas”, settembre 2010 – ENAMA;

4. “Valorizzazione energetica delle biomasse legnose”, settembre 2010 – ENAMA;

5. “Valorizzazione energetica degli oli vegetali puri”, settembre 2010 – ENAMA;

6. Decreto Legislativo 26 ottobre 1995 n. 504 “Testo Unico delle disposizioni legislative concer-nenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative”;

7. Decreto Legislativo 2 febbraio 2007, n. 26 “Attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristrut-tura il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità”;

8. Circolare Agenzia Dogane 28 maggio 2007 n. 17/D “Disposizioni di applicazione del decretolegislativo 2 febbraio 2007, n. 26 recante Attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristrutturail quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità”;

9. Circolare Agenzia Dogane 28 dicembre 2007 n. 37/D “Disposizioni di applicazione del decretolegislativo 2 febbraio 2007, n. 26 recante Attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristrutturail quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità”. Circolare 17/Ddel 28 maggio 2007. Precisazioni.”;

10. “Fonti rinnovabili: aspetti fiscali”. Antonio Robbe, Gianluca Forastiere. Power Technology, no-vembre 2007, pp. 32-38;

11. “Energia dal biogas prodotto da effluenti zootecnici, biomasse dedicate e di scarto”. SergioPiccinini, Giuseppe Bonazzi, Claudio Fabbri, Daniela Sassi, Magda C. Schiff, Mariangela Sol-dano, Fabio Verzellesi - C.R.P.A. Marino Berton – AIEL;

12. Legge 7 agosto 1990, n. 241 “Nuove norme in materia di procedimento amministrativo e didiritto di accesso ai documenti amministrativi”;

13. Decreto del Presidente della Repubblica 6 giugno 2001, n. 380 “Testo unico delle disposizionilegislative e regolamentari in materia edilizia”; LI

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14. Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativaalla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato in-terno dell’elettricità”;

15. Decreto Legislativo 30 maggio 2008, n. 115 “Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativaall’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva93/76/CEE”;

16. Legge 23 luglio 2009, n. 99 “Disposizioni per lo sviluppo e l’internazionalizzazione delle im-prese, nonché in materia di energia”;

17. Decreto Ministero Sviluppo Economico 10 settembre 2010 “Linee guida per l’autorizzazionedegli impianti alimentati da fonti rinnovabili”;

18. Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28 “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promo-zione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delledirettive 2001/77/CE e 2003/30/CE.DPR 380/2001”;

19. Delibera Autorità Energia Elettrica e Gas 23 luglio 2008 ARG/elt 99/08 “Testo integrato dellecondizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di con-nessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connes-sioni attive - TICA)”;

20. Delibera Autorità Energia Elettrica e Gas 26 luglio 2012 328/2012/R/eel “Disposizioni di at-tuazione della Deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 226/2012/r/eel, re-lative alla saturazione virtuale delle reti elettriche”.

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GLOSSARIO E DEFINIZIONI

● Impianto alimentato da fonti rinnovabili: è l’insieme delle opere e delle apparecchiature, funzio-nalmente interconnesse, destinate alla conversione dell’energia rinnovabile in energia elettrica.Esso comprende in particolare: i) le opere, compresi eventuali edifici e i macchinari che consen-tono l’utilizzo diretto oppure il trattamento della fonte rinnovabile e il suo successivo utilizzo perla produzione di energia elettrica; ii) i gruppi di generazione dell’energia elettrica, i servizi ausiliaridi impianto, i trasformatori posti a monte del o dei punti di connessione alla rete elettrica, nonchéi misuratori dell’energia elettrica funzionali alla quantificazione degli incentivi;

● Produzione lorda di un impianto, espressa in MWh: è la somma della quantità di energia elettricaprodotta da tutti i gruppi generatori dell’impianto, misurate ai morsetti di macchina;

● Produzione netta di un impianto, espressa in MWh: è la produzione lorda diminuita dell’energiaelettrica assorbita dai servizi ausiliari di centrale, delle perdite nei trasformatori principali e delleperdite di linea fino al punto di consegna dell’energia alla rete elettrica;

● Data di entrata in esercizio di un impianto: è la data in cui, al termine dell’intervento, si effettuail primo funzionamento dell’impianto in parallelo con il sistema elettrico, così come risultante dalsistema GAUDI’;

● Data di entrata in esercizio commerciale di un impianto: è la data, comunicata dal produttore alGSE, a decorrere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione;

● Periodo di avviamento e collaudo di un impianto: è il periodo, comunque non superiore a diciottomesi, intercorrente tra la data di entrata in esercizio e la data di entrata in esercizio commer-ciale;

● Potenza di un impianto: è la somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali degli al-ternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso, ove lapotenza nominale di un alternatore è determinata moltiplicando la potenza apparente nominale,espressa in MVA, per il fattore di potenza nominale riportato sui dati di targa dell’alternatore me-desimo;

● Potenza di soglia o valore di soglia: è il valore di potenza al di sopra del quale, laddove previsto,la tariffa incentivante è determinata mediante procedura competitiva di asta al ribasso;

● Biogas: è il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di biomassa;

● Prodotti ottenuti da coltivazioni dedicate non alimentari: sono prodotti di origine biologica, ot-tenuti da coltivazioni non impiegate per l’alimentazione umana e animale;

● Tariffa incentivante: è il ricavo complessivo derivante dalla valorizzazione dell’energia elettrica edall’incentivo;

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● Incentivo: è l’integrazione economica al ricavo connesso alla valorizzazione dell’energia prodottaidonea ad assicurare un’equa remunerazione dei costi di investimento ed esercizio e corrispostadal GSE al produttore in riferimento alla produzione netta immessa in rete;

● Costo indicativo cumulato annuo degli incentivi o costo indicativo cumulato degli incentivi: èla sommatoria dei prodotti degli incentivi riconosciuti, in attuazione del D.M. 6/7/2012 e deiprecedenti provvedimenti di incentivazione, a ciascun impianto alimentato da fonti rinnovabili di-verse dalla fonte fotovoltaica, per la produzione annua netta effettiva incentivabile, laddove di-sponibile, o la producibilità annua netta incentivabile dell’impianto calcolata dal GSE per gliimpianti non ancora in esercizio, ovvero entrati in esercizio in corso d’anno;

● Vita media utile convenzionale: è il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti che decorre dalladata di entrata in esercizio commerciale dell’impianto;

● Impianto con turbina a vapore: è un impianto di produzione di energia elettrica composto da unapompa necessaria a portare l’acqua alla pressione di vaporizzazione; da un generatore di vaporenel quale il processo di combustione riscalda l’acqua, la vaporizza e surriscalda il vapore; da unaturbina nella quale avviene l’espansione del vapore fino a pressioni di decimi di bar e da un con-densatore che riporta il fluido uscente dalla turbina allo stato di liquido saturo;

● Impianto con turbina ORC: è un impianto di produzione di energia elettrica composto sostanzial-mente da una pompa, una turbina e alcuni scambiatori di calore. Il fluido di lavoro organico vienevaporizzato mediante l’utilizzazione di una sorgente di calore nell’evaporatore. Il vapore del fluidoorganico si espande nella turbina, attraversa un rigeneratore e viene quindi condensato utilizzandoun flusso di acqua in uno scambiatore di calore. Il liquido condensato viene pompato nel rigene-ratore dove viene preriscaldato dal fluido uscente dalla turbina e poi nell’evaporatore chiudendoil ciclo. L’utilizzo del rigeneratore non è strettamente necessario, ma permette un aumento delrendimento dell’impianto;

● Digestione Anaerobica: rappresenta la degradazione della sostanza organica da parte di micror-ganismi in condizioni di anaerobiosi;

● TIR (Tasso Interno di Rendimento) (oppure IRR: Internal Rate of Return): è un indice di redditivitàfinanziaria di un flusso monetario. Nel caso più comune di un investimento, rappresenta il tassocomposto annuale di ritorno effettivo che questo genera; in termini tecnici rappresenta il rendi-mento di un investimento.

● DSCR (Debt Service Cover Ratio): è pari al rapporto, calcolato per ogni dato periodo dell’oriz-zonte temporale previsto per la durata dei finanziamenti, fra il flusso di cassa operativo generatodal progetto e il servizio del debito comprensivo di quota capitale e quota interessi;

● PBT (Pay Back Time): tempo necessario per compensare l’investimento attraverso flussi posi-tivi.

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FONTI ESTERNE DELLE FIGURE E DELLE TABELLE

Figura 1: Gestore Servizi Energetici - GSE S.p.A., www.gse.it, 2012




Figura 5: Consulente Energia, www.consulente-energia.com, 2013

Figura 6: Jenz, www.jenz.de, 2013

Figura 7: Pelletshome, www.pelletshome.it, 2013

Figura 8: General Dies, www.generaldies.com, 2013

Figura 9: Centro Ricerche Produzioni Animali - C.R.P.A. S.p.A., www.crpa.it, 2013

Figura 10: Centro Ricerche Produzioni Animali - C.R.P.A. S.p.A., www.crpa.it, 2013

Figura 11: Lorenz, 2008


Figura 13: Bioboost, www.bioboost.biz, 2013

Figura 14: Bracco, www.braccosrl.it, 2013

Figura 17: Robur, www.robur.it, 2013

Le figure e le tabelle non elencate sopra sono frutto di elaborazioni di Protos S.p.A.

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LA MONOGRAFIA È A CURA DI

ABI Lab

Romano StasiGiorgio Recanati

Francesca Rosati

PROTOS S.p.A.

Giorgio SaracenoMarcello Armiento

Dario BiagiMauro Sbordoni

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Finito di stampare nel mese di giugno 2013

grafica e stampawww.rocografica.it

linee guida sugli impianti di produzione di energia...

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