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Cosa dovrebbero sapere i Politici riguardo
gli impianti di biogas di piccola taglia
Progetto: BioEnergyFarm2
Numero di Contratto: IEE/13/683/SI2.675767
Partners del Progetto: Cornelissen Consulting Services B.V., DCA Multimedia B.V., University
of Turin, Coldiretti Piemonte, National Energy Conservation Agency(NAPE), Foundation Science
and Education for Agro-Food Sector (FNEA), IBBK Fachgruppe Biogas GmbH, Association for
Technology and Structures in Agriculture (KTBL), Boerenbondvereniging voor Projecten vzw,
Agrotech A/S, Okologisk Landsforening, Chambre regionale d'agriculture de Bretagne, TRAME
Deliverable: 3.1
Data: 30/11/2014
Autori: Liliana Mirosz, Marek Amrozy, Adrian Trząski, Anna Wiszniewska
Organizazioni: National Energy Conservation Agency (NAPE), Poland
Il contenuto di questa pubblicazione è unicamente responsabilità degli autori. Non riflette necessariamente le opinioni
dell’Unione Europea . Ne l’EAC ne la Commissione Europea sono responsabili per l’uso che può essere fatto delle informazioni qui
contenute.
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Contenuti
1 Brevemente ...................................................................................... 4
1.1 Chi siamo e a chi ci rivolgiamo ........................................................... 4
1.2 Cos’è la digestione su micro-scala? ...................................................... 4
1.3 Qual è lo stato di sviluppo dei digestori su micro scala nel tuo paese? ............ 5
1.4 Come i digestori su micro scala si inseriscono nella strategia energetica Europea?
6
1.5 Qual è il potenziale dei digestori su micro scala? ..................................... 7
1.6 Nonostante i molti vantaggi, ci sono ancora alcuni ostacoli ......................... 9
1.7 Cosa si può fare per i digestori su micro scala? ........................................ 9
1.8 Come vengono supportati i digestori su micro scala nel tuo paese? ............... 11
1.9 Da dove possiamo iniziare?............................................................... 12
2 Digestione su micro-scala nella pratica ..................................................... 13
2.1 Come funzionano gli impianti per la digestione su micro scala? ................... 13
2.2 Come si presentano gli impianti di digestione su micro scala? ..................... 14
3 Digestione su micro-scala come parte integrante della strategia energetica dell’UE 19
3.1 L’energia dal biogas è sicura ............................................................ 19
3.2 L’energia dal biogas è competitiva ..................................................... 19
3.3 L’energia dal biogas è sostenibile ...................................................... 20
4 Benefici socio-economici della digestione su micro-scala ................................ 21
4.1 Crescono i posti di lavoro ................................................................ 21
4.2 Disponibilità finanziarie in aumento .................................................... 21
4.3 Crescono le responsabilità sociali ....................................................... 21
4.4 Meno guasti nella rete elettrica ......................................................... 22
4.5 Vantaggi per gli agricoltori .............................................................. 22
5 Benefici ambientali della digestione su micro-scala ...................................... 24
5.1 Gli impianti di digestione su micro scala nella strategia “Energia 2020” ......... 24
5.2 Le emissioni di gas serra nell’agricoltura .............................................. 26
5.3 Riduzione delle emissioni ................................................................ 27
5.4 Digestato come fertilizzante ............................................................ 32
6 Meccanismi di sostegno adottabili per lo sviluppo della digestione su micro-scala .. 33
6.1 Opzioni di sostegno disponibili .......................................................... 33
6.2 Opzioni di supporto in fase di investimento ........................................... 33
6.3 Opzioni di supporto in fase di gestione degli impianti ............................... 34
6.4 Meccanismi di supporto scelti dai paesi dell’UE ...................................... 37
7 Riepilogo ......................................................................................... 38
Appendice I. Norme giuridiche per la digestione su micro-scala nell’UE ............... 39
I.1 Belgio ....................................................................................... 39
I.2 Danimarca .................................................................................. 40
I.3 Francia ...................................................................................... 41
I.4 Germania ................................................................................... 42
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I.5 Italia ......................................................................................... 45
I.6 Olanda ...................................................................................... 50
I.7 Polonia ...................................................................................... 54
Appendice II BioEnergyFarm2 – alcune parole riguardo al progetto ..................... 57
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1 Brevemente
Questo capitolo vuole fornire una visione generale di cosa siano gli impianti di
biogas di piccola taglia (digestione su micro-scala), contiene un riassunto di tutti gli
argomenti presenti nel documento e che saranno più dettagliatamente illustrati in
seguito.
1.1 Chi siamo e a chi ci rivolgiamo
Questo documento fa parte del progetto BioEnergyFarm2, inserito all’interno del
programma Intelligent Energy Europe (IEE) della Commissione Europea.
Lo scopo è quello di spiegare in modo conciso e disinteressato i vantaggi della
digestione su micro-scala (MSD) tramite l’utilizzo dei reflui zootecnici aziendali. Tra le
varie attività condotte, è stato sviluppato un “calcolatore di fattibilità online” al fine di
permettere agli agricoltori di valutare la possibilità di investimento dei digestori su
micro scala. Nell’ambito del progetto operano inoltre, 60 esperti disponibili ad assistere
gli interessati nella stesura di un proprio piano aziendale. Questo documento vuole
essere uno ssttrruummeennttoo aa ddiissppoossiizziioonnee ddeeii ppoolliittiiccii aaffffiinncchhéé ccoonnssiiddeerriinnoo llaa ppoossssiibbiilliittàà ddii
aaddoottttaarree uunn ppiiaannoo ddii ssvviilluuppppoo ddeellllaa ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroo ssccaallaa.
Questa guida è un prodotto del progetto BioEnergyFarm2, e si basa sui resoconti
della Commissione Europea e sui risultati scaturiti da progetti precedentemente
sviluppati in Europa relativi al biogas quali: BioEnergyFarm I, Sustaingas, Biogas3,
BiogasHeat e Agrobiogas.
1.2 Cos’è la digestione su micro-scala?
La digestione su micro-scala è una tecnologia per la pprroodduuzziioonnee ddii bbiiooggaass
uuttiilliizzzzaannddoo ssoolloo llee rriissoorrssee ddeellll’’aazziieennddaa aaggrriiccoollaa ee,, ssoopprraattttuuttttoo,, ii rreefflluuii zzooootteeccnniiccii
qquuaallee pprriinncciippaallee ssuubbssttrraattoo..
Il biogas è il prodotto di un processo di fermentazione durante il quale il
materiale organico viene ridotto e trasformato da microorganismi.
vedi Appendice III
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Il biogas così ottenuto viene utilizzato essenzialmente per la ffoorrmmaazziioonnee ddii
eenneerrggiiaa: termica o termica ed elettrica (prodotti dagli impianti di cogenerazione CHP).
Un’ulteriore possibilità di utilizzo del biogas è “l’upgrade a biometano”, una
nuova opportunità per l’utilizzo del biogas prodotto sia come carburante per i mezzi di
trasporto sia per la sua immissione nella rete distribuzione del gas naturale.
I reflui digeriti (ovvero l’output della digestione anaerobica detto “digestato”)
vengono utilizzati come ffeerrttiilliizzzzaannttee per i terreni agricoli poiché presentano maggiori
vantaggi rispetto ai reflui non trattati (trattandosi di materiale stabilizzato, non più
putrescibile, le emissioni odorifere risultano nettamente inferiori).
La digestione su micro-scala è inoltre una fonte di produzione di energia
rinnovabile che contribuisce a ridurre le emissioni di gas serra e l’uso di combustibili
fossili.
1.3 Qual è lo stato di sviluppo dei digestori su micro
scala nel tuo paese?
Il numero degli impianti per la digestione su micro-scala presenti in ogni paese,
alla data di stesura del presente documento, è rappresentato nella figura sottostante.
Figura 1. Numero stimato di digestori su micro-scala operativi nelle aziende agricole dei paesi
selezionati in relazione al questionario compilato dai partner del progetto BioEnergyFarm2.
2
5
70 550
70
60
15
vedi Capitolo 2
La potenza elettrica massima
degli impianti in micro-scala
di ogni paese
Francia 100 kWe
Belgio 30 kWe
Olanda 50 kWe
Danimarca 100 kWe
Germania 75 kWe
Polonia 40 kWe
Italia 300 kWe
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L’attuale livello di sviluppo dei digestori su micro scala in Europa dipende principalmente
dalle misure di incentivazione adottate dai vari Paesi, tuttavia, ad incidere sulla loro diffusione
sono più fattori quali: le dimensioni dell’azienda, la richiesta del mercato, le norme giuridiche
ed i servizi di divulgazione ed assistenza tecnica disponibili. Questi fattori saranno descritti
meglio successivamente.
Gli stati che hanno già fatto molto per lo sviluppo dei digestori su micro scala sono: la
Germania, il Belgio e l’Italia, tuttavia cc’’èè aannccoorraa mmoollttoo ddaa ffaarree..
1.4 Come i digestori su micro scala si inseriscono nella
strategia energetica Europea?
La digestione su micro-scala ssii iinntteeggrraa ppeerrffeettttaammeennttee nneellllaa ssttrraatteeggiiaa eenneerrggeettiiccaa
EEuurrooppeeaa basata su competitività, sostenibilità e sicurezza.
Figura 2. Caratteristiche della produzione di biogas con micro impianti
• diminuisce la nostra dipendenza da Paesi terzi per l'approvvigionamento dell'energia che ci è necessaria
• accresce la sicurezza dell'alimentazione elettrica
• è prodotta dagli agricoltori per le loro necessità da una risorsa disponibile gratuitamente: i reflui zootecnici!
energia COMPETITIVA
• riduce le emissioni, diminuenedo l'uso di combustibile fossile
• riduce la produzione di metano e di ossido di azoto dovuto allo stoccaggio dei reflui zootecnici
• crea nuovi posti di lavoro (fornitori, installatori , consulenti tecnici ....)
• aumenta il reddito aziendale poichè combustibile e fertilizzanti risultano disponibili gratuitamente
energia SOSTENIBILE
• decentralizza la produzione di energia evitando l'incertezza dell'offerta e riducendo l'impatto delle fluttuazioni del prezzo del petrolio
energia SICURA
vedi Capitolo 3
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1.5 Qual è il potenziale dei digestori su micro scala?
La digestione su micro-scala e la produzione di biogas:
aumentano ll’’ooffffeerrttaa eenneerrggeettiiccaa ee ddiimmiinnuuiissccoonnoo ll’’eenneerrggiiaa iimmppoorrttaattaa.
migliorano la situazione ssoocciioo--eeccoonnoommiiccaa:
o ccrreeaannoo nnuuoovvii ppoossttii ddii llaavvoorroo (fornitori, installatori, consulenti ….).
o incentivano lo sviluppo di filiere locali poiché vengono utilizzate risorse e
aziende di installazione e manutenzione del luogo.
o rappresentano un’opportunità per le aziende a conduzione familiare.
o ppeerrmmeettttoonnoo uunnaa mmiigglliioorree ggeessttiioonnee ddeeii rreefflluuii zzooootteeccnniiccii ccoonn bbeenneeffiiccii ddii
nnaattuurraa aanncchhee eeccoonnoommiiccaa.
rriidduuccoonnoo llee eemmiissssiioonnii e contribuiscono al raggiungimento degli impegni di Kyoto
quali:
o aauummeennttaarree ddeell 2200%% llaa qquuoottaa ddii eenneerrggiiaa rriinnnnoovvaabbiillee utilizzata nei consumi
energetici totali.
o rriidduurrrree ddeell 2200%% ll’’eemmiissssiioonnee ddii ggaass sseerrrraa (GHG), attraverso:
la ssoossttiittuuzziioonnee ddii ccoommbbuussttiibbiillii ffoossssiillii con energia rinnovabile
ottenuta dai reflui zootecnici
la rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii mmeettaannoo dovute agli allevamenti (la
gestione dei reflui incide in misura dell’1,63% sulle emissioni totali
di gas serra)
vedi Capitolo 4
vedi Capitoli 3 e 4
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Figura 3. La diminuzione delle emissioni di gas serra ottenuta dalla digestione su micro-scala è data
dalla riduzione delle emissioni di CO2 derivante dall’utilizzo di energia rinnovabile + il
beneficio ottenuto dalla mancata emissione di metano grazie ad una migliore gestione dei
reflui zootecnici, tale per cui il risultato è quello di un risparmio di 2 kg. di CO2 equivalenti
per una riduzione di 1 Kg di combustibile fossile
ulteriori vantaggi:
o la produzione di un ffeerrttiilliizzzzaannttee (digestato) migliore rispetto ai reflui
zootecnici freschi perché: meno acido, più facilmente assimilabile dalle
piante, con meno semi di erbe infestanti e caratteristiche emissive meno
sfavorevoli:
i costi di alimentazione degli impianti sono trascurabili perché
rappresentati da prodotti di scarti delle aziende agricole (letame,
liquame e sottoprodotti delle coltivazioni)
si riduce l’utilizzo di ffeerrttiilliizzzzaannttii cchhiimmiiccii.
o rriidduuccee ggllii ooddoorrii.
o contribuisce a migliorare il benessere degli animali, poiché i reflui vengono
immediatamente raccolti e trasferiti.
1Kg (riduzione combustibili fossili)
circa 1 Kg (riduzione
di metano)
circa 2 Kg di CO2
vedi Capitolo 5.4
vedi Capitolo 5 e Appendice II
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1.6 Nonostante i molti vantaggi, ci sono ancora alcuni
ostacoli
Gli ostacoli per lo sviluppo di questa tecnologia sono:
pprroocceedduurree ddii aauuttoorriizzzzaazziioonnee ttrrooppppoo ccoommpplleessssee,, lluunngghhee ee ccoossttoossee in rapporto
alla semplicità dei digestori su micro scala.
difficoltà nell’ottenere i finanziamenti necessari per gli investimenti, dovuta a :
o un qquuaaddrroo ggiiuurriiddiiccoo rriigguuaarrddaannttee ggllii iinncceennttiivvee ee llaa ffiissccaalliittàà iinnssttaabbiillee.
o alti costi di investimento; benché rreemmuunneerraattiivvoo aa lluunnggoo tteemmppoo la
digestione su micro-scala richiede un investimento iniziale elevato
o alcune istituzioni non sono a conoscenza o non condividono i vantaggi
offerti dai digestori su micro scala.
1.7 Cosa si può fare per i digestori su micro scala?
Per le motivazioni espresse precedentemente, sarebbe quindi auspicabile il
superamento degli ostacoli evidenziati per favorire lo sviluppo della digestione su micro-
scala. Tutte le “parti interessate” dovrebbero essere informate sui vantaggi ambientali,
energetici ed economici e, soprattutto, sarebbe necessario disporre di un panorama
giuridico stabile nel tempo al fine di garantire maggiore sicurezza ai potenziali
investitori: “schemi di supporto stabile a lungo termine sono fondamentali per la
diffusione dei digestori su micro scala”.1
Gli investimenti nel biogas sono elevati, prevedono tempi di rientro dei capitali
investiti lunghi e come tali necessitano di uno scenario economico e giuridico stabile e
duraturo nel tempo.
I mezzi fondamentali per favorire lo sviluppo del biogas sono pertanto:
nella fase di investimento:
o nnoorrmmee lleeggiissllaattiivvee ppiiùù sseemmpplliiccii per la costruzione degli
impianti.
o uunn ssiisstteemmaa ddii iinncceennttiivvii ppeerr ll’’iinnvveessttiimmeennttoo.
o maggiore facilità di accesso al credito.
1 Direzione generale delle Politiche, dipartimento Economico e Scientifico, "Decentralized Energy Systems", M.
Altmann, A. Brenninkmeijer, J.-Ch. Lanoix, D. Ellison, A. Crisan, A. Hugyecz, G. Koreneff, S. Hänninen, P. Linares, 2010.
vedi Appendice I
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o norme più semplici per la connessione alla rete elettrica
nazionale
nella fase operativa:
o ssuuppppoorrttoo eeccoonnoommiiccoo, quale:
entrate derivanti dalla vendita dell’energia elettrica
garantite
esenzioni/facilitazioni fiscali
o lo sviluppo di ssttaannddaarrdd ddii qquuaalliittàà adeguati che garantiscano la
sicurezza e l’efficienza dell’impianto.
vedi Capitolo 6
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1.8 Come vengono supportati i digestori su micro scala
nel tuo paese?
Le informazioni riguardanti le misure di sostegno per l’attuazione e/o gestione dei
digestori su micro scala nei Paesi europei vengono riportate nella Tabella1, avendo ogni
Paese adottato politiche di sviluppo differenti.
Sostegni BE DK FR DE IT NL PL
Contributi per l’investimento X* X X X
Compenso garantito aggiuntivo rispetto alla rendita
ritraibile dalla produzione e vendita dell’elettricità sul
mercato X
Compenso garantito aggiuntivo rispetto alla rendita
ritraibile dalla produzione e vendita del calore
prodotto sul mercato X
Compenso garantito aggiuntivo rispetto alla rendita
ritraibile dalla produzione e vendita del biometano sul
mercato X
Contributi in forma di “certificati verdi” di produzione
o vendita di elettricità sul mercato X X
Tariffa omnicomprensiva per la vendita di elettricità X X X X X
Tariffa omnicomprensiva per la vendita del calore
Tariffa omnicomprensiva per la vendita del biometano X X X
Agevolazioni fiscali X X X X X X
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* la proposta per i sussidi non è definitiva
Tabella 1. Metodi per sostenere l’energia rinnovabile nei vari paesi.
1.9 Da dove possiamo iniziare?
Dopo aver evidenziato i problemi che rallentano lo sviluppo della digestione su
micro-scala nei diversi Paesi, ci occuperemo qui di seguito di illustrare nel dettaglio
come si può contribuire a portare avanti questo progetto..
Buona lettura!
vedi Capitolo 6.3.2 e Appendice I
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2 Digestione su micro-scala nella pratica
2.1 Come funzionano gli impianti per la digestione su
micro scala?
Il processo inizia negli allevamenti di bestiame. Il letame ed il liquame vengono
lasciati per breve tempo in una struttura di stoccaggio per essere poi introdotti nel
digestore. Qui, ttrraammiittee llaa ffeerrmmeennttaazziioonnee aannaaeerroobbiiccaa,, vviieennee pprrooddoottttoo iill bbiiooggaass.
Terminato il tempo per la “digestione”, il prodotto in uscita viene portato nella vasca
di stoccaggio e, successivamente, utilizzato ccoommee ffeerrttiilliizzzzaannttee.
Figura 4. Schema della digestione dei reflui zootecnici. Fonte: NAPE.
Il biogas può essere usato in molti modi, ma principalmente vviieennee iimmppiieeggaattoo ppeerr
ggeenneerraarree ccaalloorree eedd eelleettttrriicciittàà nneeii mmiiccrroo iimmppiiaannttii aa ccooggeenneerraazziioonnee ((CCHHPP)). L’elettricità
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e l’energia termica prodotta possono essere ceduti a terzi, usati in azienda per scopi
agricoli o utilizzati nelle abitazioni. La strategia migliore è quella del massimo utilizzo
possibile dell’energia prodotta, sia essa termica o elettrica, per le necessità aziendali
e/o delle utenze vicine all’impianto di produzione. L’eventuale energia elettrica in
eccesso potrà essere ceduta tramite immissione nella rete elettrica pubblica.
Dunque, iill mmooddoo ppiiùù pprroodduuttttiivvoo eedd uuttiillee ddii iimmppiieeggoo ddeell bbiiooggaass,, ddiippeennddee ddaallllee
nneecceessssiittàà ddeellll’’aarreeaa ddii iinnssttaallllaazziioonnee,, eevviittaannddoo cchhee ppaarrttee ddeellll’’eenneerrggiiaa pprrooddoottttaa nnoonn
vveennggaa aaddeegguuaattaammeennttee uuttiilliizzzzaattaa.
2.2 Come si presentano gli impianti di digestione su
micro scala?
Qui di seguito vengono presentati alcuni esempi di digestori su micro-scala. Vicino
ad ogni immagine si riportano i dati relativi al tipo di impianto: tipo e qualità di refluo
utilizzato, quantità di biogas prodotta, uso del biogas ed i dati tecnici dell’impianto.
Figura 5. Micro impianto a biogas alimentato a liquame (mono-digestore). Luogo: Oelegem, Belgio. Fonte:
Bioelectric
vedi www.bioenergyfarm.eu per maggiori informazioni
Substrato:
2. 900 t all’anno di
liquame bovino
Quantità di biogas:
69.600 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
Potenza elettrica: 19,4 kW
Energia elettrica: 155.200 kWh
Energia termica: 335.000 kWh
Uso del calore:
riscaldamento nei processi
e nell’azienda
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Figura 6. Digestore a torre Microferm. Luogo: Well, Olanda. Fonte: HoSt.
Figura 7. Alimentata principalmente a liquame con una semplice separazione. Luogo: Aarhus, Damimarca.
Fonte: Gosmer Biogas
Substrato:
6 .000 - 8 .000 t all’anno
letame bovino e liquame suino
quantità di biogas:
200. 000 – 260.000 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
Potenza Elettrica: 65 kW
Potenza Termica: 95 kW
Energia Elettrica: 550.000 kWh
Uso del calore:
riscaldamento dei processi e
lavorazione del latte
Substrato:
9. 100 t all’anno
liquame suino
Quantità di biogas:
120 .000 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
+ calore(in caldaia)
Potenza Elettrica: 30 kW
Energia Elettrica: 150.000 kWh
Energia Termica: 360.000 kWh
+ 130. 000 kWh (caldaia)
Uso del calore:
nelle stalle dei suini e nell’azienda
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Figura 8. Impianti per la digestion a umido in conteiner. Luogo: Birkenhof, Germania. Fonte: DynaHeat-
HPE.
Figura 9. Alimentato da liquame con un miscelatore di pre-trattamento. Luogo: Undués de Lerda
(Zaragoza), Spagna. Fonte: Biovec.
Substrato:
2.200 t all’anno
liquame bovino
Quantità di biogas:
80. 000 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
Potenza Elettrica: 7 - 12 kW
Energia Elettrica: 90. 000 kWh
Energia Termica: 180. 000 kWh
Uso del calore:
riscaldamento nei processi e nelle
abitazioni
Substrato:
2. 000 t all’anno
liquame suino
Quantità di biogas:
150. 000 m3 all’anno
Uso del biogas:
calore (in caldaia)
Potenza Termica: 170 kW
Energia Termica: 900. 000 kWh
Uso del calore:
riscaldamento dei processi
e dell’azienda
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Figura 10. Fermentazione a umido. Luogo: Balve, Germania. Fonte: NQ Anlagentechnik.
Figura 11. Impianto a piccola scala per reflui zootecnici.
Luogo: Saint Lambert la Potherie, Francia. Fonte: Evalor.
Substrato:
6 .800 t all’anno di liquame
+ 780 t all’ anno di letame
Quantità di biogas:
321.000 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
Potenza Elettrica: 75 kW
Energia Elettrica: 630.000 kWh
Energia Termica: 749.400 kWh
Uso del Calore:
riscaldamento dei processi, delle
abitazione e nella mungitura
Substrato:
4. 000 t all’anno di liquame suino
+ 50 t all’anno di sottoprodotti
+ 100 t all’anno di foraggi insilati
Quantità di biogas:
100. 000 m3 all’anno
Uso del biogas:
calore (in caldaia)
Potenza Termica: 110 kW
Uso del calore:
riscaldamento dei processi e nelle
stalle
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Figura 12. Digestore a torre, combinato con l’idrolisi. Location: Hengelo, the Netherlands. Source:
Fermtechsystems.
Substrato:
3. 000 t all’anno
di liquame
+ 100 t all’anno di glicerina
Quantità di biogas:
150. 000 m3 all’anno
Uso del biogas:
cogenerazione calore ed energia
Potenza Elettrica: 35 kW
Potenza Termica: 45 kW
Energia Elettrica: 280.000 kWh
Uso del Calore:
riscaldamento nei processi e per il futuro
trattamento dei reflui
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3 Digestione su micro-scala come parte
integrante della strategia energetica
dell’UE
La strategia energetica Europea si basa su energia sicura, competitiva e
sostenibile. La digestione su micro-scala si inserisce perfettamente in questo contesto,
portando benefici ai produttori, ai consumatori e all’ambiente.
3.1 L’energia dal biogas è sicura
L’uso di digestori su micro scala mmiigglliioorraa llaa ssiiccuurreezzzzaa iinn ccaammppoo eenneerrggeettiiccoo ssiiaa iinn
pprroossppeettttiivvaa llooccaallee cchhee nnaazziioonnaallee.
Dal punto di vista della sicurezza nazionale, l’auto-approvvigionamento di
combustibile riduce l’importazione dall’estero, stabilizza l’economia nazionale, evita
l’incertezza della domanda e riduce l’impatto delle variazioni di quotazioni dei
combustibili fossili.
Dal punto di vista locale, la decentralizzazione della produzione di energia
migliora la sicurezza delle forniture energetiche per le famiglie.
3.2 L’energia dal biogas è competitiva
La diffusione dell’energia alternativa prodotta dai reflui zootecnici può
incrementare la competitività sul mercato europeo, contribuendo alla diminuzione dei
costi di produzione.
L’energia prodotta con questa tecnologia, diventerebbe meno costosa se ci fosse
una maggiore diffusione dei digestori su micro-scala ed un adeguato servizio di
consulenza, obiettivo quest’ultimo perseguito anche con il progetto BioEnergyFarm2.
Un altro aspetto da considerare è la crescente domanda di energia elettrica, nelle
aree rurali, dove spesso la rete elettrica è di bassa qualità e soggetta ad avaria.
Le attività svolte nelle aziende agricole che necessitano di un continuo apporto di
energia sono numerose, quindi ddiissppoorrrree ddii uunnaa ffoonnttee ““aauuttoo pprrooddoottttaa”” ee ccoossttaannttee,,
ccoossttiittuuiissccee uunn ggrraannddee vvaannttaaggggiioo.
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3.3 L’energia dal biogas è sostenibile
L’utilizzo di energia rinnovabile offre vantaggi non soltanto alle generazioni
attuali ma, se prodotta con tecniche appropriate, garantisce la sostenibilità dei processi
produttivi anche per le generazioni future.
La sostenibilità di questo processo dipende dal fatto che la produzione di energia
avviene attraverso l’utilizzo di sottoprodotti in sostituzione dei carburanti fossili
rriidduucceennddoo,, aalllloo sstteessssoo tteemmppoo,, llee eemmiissssiioonnii ddii ggaass cclliimmaa aalltteerraannttii.
I benefici ambientali sono descritti (e calcolati) nel capitolo 5.
Per ogni kg. di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in
sostituzione delle fonti fossili, si ha un ulteriore vantaggio, pari alla mancata
emissione di un kg. di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano
derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici.
rriidduuccee iill CCOO22 ddii 11KKgg..
Sostituendo l’uso tradizionale del letame con la digestione anaerobica, ssii rriidduuccee iill
CCOO22 ddii 11KKgg.
Quindi llee eemmiissssiioonnii ssii rriidduuccoonnoo ddeell ddooppppiioo!! (media dei paesi dell’UE partners)
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4 Benefici socio-economici della digestione su
micro-scala
4.1 Crescono i posti di lavoro
La gestione di un impianto di digestione su micro-scala richiede molte ore di
lavoro che, tuttavia, riescono ad essere assorbite nell’abito della normale attività
dell’azienda agricola.
Tuttavia se si considera l’intera filiera produttiva, a partire dai produttori dei
componenti degli impianti fino ad arrivare all’azienda agricola, si verifica che questa
attività produce nnuuoovvii ppoossttii ddii llaavvoorroo occupati da differenti professionalità come:
consulenti, fornitori di tecnologie ……..
4.2 Disponibilità finanziarie in aumento
Per la manutenzione degli impianti di digestione su micro scala vengono
generalmente utilizzate risorse e aziende locali, in questo modo si contribuisce a
mantenere viva l’economia del territorio.
4.3 Crescono le responsabilità sociali
Pur se l’impatto ambientale conseguente l’installazione di un digestore su micro
scala è molto contenuto, a differenza dei grandi impianti di produzione di biogas, l’area ove si intende installare tali strutture deve essere scelta con attenzione al fine di evitare disagi alla popolazione circostante (per es. la distanza dalle case deve essere tale da rendere accettabile il rumore prodotto).
Tra gli agricoltori che operano in prossimità degli allevamenti ove si realizzano i
digestori su micro scala ed i produttori di biogas, possono altresì nascere proficue
collaborazioni riguardanti sia l’utilizzo dell’energia prodotta che del digestato per la
fertilizzazione delle colture.
Questo tipo di cooperazione può intensificare ll’’uunniioonnee ssoocciiaallee.
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4.4 Meno guasti nella rete elettrica
La produzione decentralizzata di energia elettrica negli impianti di digestione su
micro scala, migliora la sicurezza della rete elettrica attraverso una riduzione del carico.
Quando le aziende sono energicamente autosufficienti, il carico sulla rete
elettrica locale risulta ridotto e l’intera rete mmeennoo ssooggggeettttaa aa gguuaassttii,, iinoltre,
ddiimmiinnuuiissccoonnoo llee ssppeessee ccaauussaattee ddaallll’’eevveennttuuaallee tteemmppoorraanneeaa aasssseennzzaa ddii ccoorrrreennttee. I digestori su micro scala, al contrario di molte altre fonti rinnovabili (es. il
fotovoltaico e l’eolico) consentono la produzione di energia in modo indipendente dal clima (irraggiamento solare e ventosità) producendo una fornitura costante e programmata.
Per tali ragioni questa fonte è preferibile per la produzione di energia destinata
all’immissione in rete o per la cessione alle grandi centrali.
4.5 Vantaggi per gli agricoltori
4.5.1 Energia più stabile ed economica
Molte delle attività che vengono svolte in un’azienda agricola richiedono la
disponibilità di differenti tipi di energia. Il biogas può essere utilizzato per la produzione
di energia elettrica, termica ed anche come carburante.
In tal senso la produzione di biogas, e conseguentemente di energia, rappresenta
una fonte di reddito aggiuntivo per l’azienda agricola, sia che si tratti di autoconsumo
che di vendita dell’energia prodotta in eccesso rispetto al fabbisogno aziendale.
Nonostante quanto sopra, in molti paesi dell’UE gli operatori della rete elettrica
nazionale tendono a ffaavvoorriirree ii ggrraannddii pprroodduuttttoorrii ddii eenneerrggiiaa eelleettttrriiccaa ppiiuuttttoossttoo cchhee ii
ppiiccccoollii pprroodduuttttoorrii,, mmiinniimmiizzzzaannddoo ii bbeenneeffiiccii aammbbiieennttaallii ee ssoocciiaallii già evidenziati..
SSii rreennddee ppeerrttaannttoo nneecceessssaarriioo ssttiimmoollaarree iinniizziiaattiivvee aanncchhee ddii ccaarraatttteerree ppuubbbblliiccoo ppeerr
ppeerrsseegguuiirree uunn’’eeqquuaa ee rraazziioonnaallee ssttrraatteeggiiaa ddii ssvviilluuppppoo ddii qquueessttee tteeccnnoollooggiiee..
4.5.2 Smaltimento dei reflui non necessario
Lo sviluppo degli impianto di digestione su micro scala, nei Paesi ove sono
presenti grandi allevamenti e viene prodotto più refluo di quanto non ne necessiti per la
fertilizzazione dei suoli, quali la Danimarca, la Bretagna o il nord-ovest della Germania,
permette una più corretta gestione di tali prodotti e, contemporaneamente, un utilizzo
produttivo degli stessi.
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4.5.3 Meno fertilizzanti chimici
Il “digestato” è un fertilizzante migliore del refluo tale quale (vedi capitolo 5.4)
dato che è ottenibile a costo zero, perché derivante da sottoprodotti aziendali.
Gli impianti di digestione su micro scala consentono pertanto un significativo
rriissppaarrmmiioo ddii ffeerrttiilliizzzzaannttii cchhiimmiiccii, la cui produzione comporta un rilevante dispendio di
energia, permettendo al contempo il mantenimento degli stessi standard produttivi nelle
aziende agricole.
4.5.4 Prodotti biologici
L’utilizzo del “digestato”, quale sostituto dei fertilizzanti chimici, rappresenta
una buona opportunità di approvvigionamento di sostanze organiche per le aziende
biologiche; può inoltre inserirsi opportunamente in un percorso virtuoso di
certificazione EEccoo--LLaabbeell.
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5 Benefici ambientali della digestione su
micro-scala
5.1 Gli impianti di digestione su micro scala nella
strategia “Energia 2020”
La ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroo--ssccaallaa rraapppprreesseennttaa uunnoo ssttrruummeennttoo eeffffiiccaaccee ppeerr iill
rraaggggiiuunnggiimmeennttoo ddeeggllii oobbiieettttiivvii della politica europea in materia di sostenibilità
energetica quali ““EEnneerrggiiaa 22002200””..
Gli impianti di digestione su micro scala contribuiscono infatti alla sostenibilità
ambientale attraverso:
ll’’aauummeennttoo ddeellllaa pprroodduuzziioonnee ddii eenneerrggiiaa ddaa ffoonnttii rriinnnnoovvaabbiillii
llaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnee ddii ggaass sseerrrraa
llaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii mmeettaannoo
Questa tecnologia può efficacemente contribuire al raggiungimento degli impegni
che l’UE si è posta in materia di sviluppo delle energie rinnovabili, come il pacchetto
clima-energia che mira all’obiettivo “20-20-20” per il 2020 ovvero:
ridurre del 20% le emissioni dei gas serra rispetto al 1990.
aumentare del 20% il consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili.
migliorare del 20% l’efficienza energetica dell’UE.
Con l’Effort Sharing Decision (406/2009/EC), gli Stati membri hanno adottato un
piano annuale obbligatorio per la riduzione delle emissioni dei gas serra nei settori che
non sono compresi nel European Union Emissions Trading System (EU ETS), come
agricoltura, abitazioni, rifiuti e trasporti.
Gli obiettivi nazionali per il 2020 sono presentati in verde nella Figura 13 seguente
e posti a confronto con le emissioni prodotte nel 2012 rappresentate in marrone.
La Figura 14 pone invece a confronto la quota di energie rinnovabili utilizzata nel
2012 e quella ipotizzata con la strategia “20–20-20”.
Tali immagini evidenziano come gli Stati membri debbano impegnarsi a fondo per
contenere le emissioni di gas serra nei settori non ETS ed aumentare ulteriormente la
loro quota di energia rinnovabili prodotta.
La produzione di biogas in azienda può dunque essere d’aiuto (Il potenziale della
digestione su micro-scala nella riduzione delle emissioni nell’ambito di energia 2020 è
calcolato nel capitolo 5.3).
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Figura 13. Le emissioni di gas serra nei settori non inclusi nell’EU Emissions Trading System (ETS) prima
di “Energia 2020”2. Font: Eurostat.
Figura 14. Consumo dell’energia rinnovabile prima di “Energia 2020”. Fonte: European Environment
Agency
2 L’indicatore si basa sulle emissioni precedenti al Effort Sharing Decision. Le emissioni no-ETS sono
calcolate come emissioni totali nazionali da cui vengono sottratte le emissioni ETS e le emissioni
dell’aviazione civile. Sono le emissioni totali riportate dalla UNFCCC (escluso LULUCF, aviazione
internazionale e marina internazionale)
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5.2 Le emissioni di gas serra nell’agricoltura
Il gruppo intergovernativo sul cambiamento climatico (IPCC) ha evidenziato come
siano tre i principali gas ad effetto serra(GHG): anidride carbonica (CO2), ossido di azoto (N2O) e metano (CH4)
3. L’unità di misura comunemente utilizzata per esprimere l’impatto dei diversi GHG
è la CO2-equivalente. Questa unità di misura rappresenta la quantità di CO2 necessaria a produrre lo
stesso impatto consentendo dunque le dovute comparazioni tra differenti GHG. Secondo l’UNFCCC, il metano (CH4) possiede un potenza 23 volte maggiore
rispetto alla CO2 e l’ossido di azoto (N2O) uno 310 volte maggiore. Per tutto quanto sopra si attribuisce alle emissioni di metano la maggiore
responsabilità nel cambiamento climatico. Come si può vedere in Figura 15, ll’’aaggrriiccoollttuurraa èè llaa pprriinncciippaallee ffoonnttee ddii CCHH44 ee NN22OO
e le emissioni di questi due gas sono significativamente più alte rispetto alle emissioni di
CO2.
Le riduzioni di GHG nel settore agricolo dovrebbero pertanto essere orientate alla
riduzione delle emissioni di CH4 e N2O prima ancora che al contenimento della CO2
emessa.
Figura 15. Emissioni di gas serra dovute ad attività economiche e inquinanti, EU-28, 2012. Fonte:
Eurostat.
3 IPCC, 2007. In: Climate Change 2007: The Physical Science Basis. Contributo del Working Group I al
Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Solomon, S., D. Qin, M. Manning, Z. Chen, M. Marquis, K.B. Averyt, M.Tignor and H.L. Miller (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.
Pagina 27 di 58
La produzione di CH4 negli allevamenti deriva dai reflui zootecnici, pertanto, la
digestione su micro-scala rappresenta uno dei principali strumenti disponibili per
ridurne le emissioni: come si può vedere nella Figura 16, iill 1100%% ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass
sseerrrraa èè ddoovvuuttoo aallll’’aaggrriiccoollttuurraa (in specifico l’1,63% alla gestione del letame).
Figura 16. Contributo agricolo alle emissioni di gas serra, 2010, EU 27, senza uso di energia, LULUCF CO2
eq. Fonte: Eurostat 2012.
5.3 Riduzione delle emissioni
Sulla base dei risultati ottenuti dal progetto BioEnergy Farm 1 precedentemente
condotto, si sono effettuate simulazioni di impianti a biogas su micro-scala per
determinare le emissioni annuali di gas a effetto serra dovute a:
mmeettaannoo nnoonn ccoonnvveerrttiittoo iinn eenneerrggiiaa (cioè non completamente
bruciato a causa di una combustione incompleta del biogas nel motore o a guasti
nell’installazione).
uuttiilliizzzzoo ttrraaddiizziioonnaallee ddeeii rreefflluuii – evitabile se gli stessi vengono
indirizzati alla digestione anaerobica.
ccoonnssuummoo ddii eelleettttrriicciittàà ee ccaalloorree pprrooddoottttii ddaa ccoommbbuussttiibbiillii ffoossssiillii –
evitabile se i combustibili fossili venissero sostituiti dal biogas prodotto dai
digestori su micro-scala.
La Tabella 2 che segue riporta:
la stima delle emissioni degli impianti a biogas su micro-scala dovuta alle
emissioni di CH4 incombusto
la riduzione delle emissioni di CH4 ottenibile con gli impianti su micro-scala
in virtù della più efficace gestione dei reflui
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la riduzione di emissioni ottenibile in virtù della produzione di energia
elettrica da fonte rinnovabile (reflui)
la riduzione di emissioni ottenibili in virtù della produzione di energia
termica da fonte rinnovabile (reflui)
Be
lgio
max
30
kW
e
Dan
imar
ca
max
10
0 k
We
Fran
cia
max
10
0 k
We
Ge
rman
ia
max
75
kW
e
Ital
ia
max
10
0 k
We
Ola
nd
a
max
50
kW
e
Po
lon
ia
max
40
kW
e
Emissioni di CO2 dovute a
metano non combusto ed alle
perdite di processo ( CH4
convertito in CO2 equivalente)
ton
nel
late
di C
O2
eq./
ann
o
16 50 50 38 50 26 21
Emissioni totali evitate grazie
ad una corretta gestione dei
reflui zootecnici con impianti
di digestione su micro scala
-97 -299 -357 -229 -414 -157 -128
Emissioni evitate grazie alla
produzione di energia elettrica -54 -232 -36 -289 -281 -148 -210
Emissioni evitate grazie alla
produzione di energia termica -78 -68 -55 -56 -68 -28 -41
Tabella 2. Riduzione delle emissioni dovute al singolo impianto di biogas.
Dai dati di cui sopra emerge che i valori rilevati relativi alle emissioni evitate con
gli impianti di digestione su micro scala, in paesi per i quali si sono considerati impianti
di uguale potenza (es. Francia e Italia), cambiano in funzione del clima (temperature
medie annue) così come le emissioni evitate, dovute all’utilizzo di energia rinnovabile
al posto dei combustibili fossili, dipendono dalla tipologia di questi ultimi utilizzati nei
diversi paesi.
Sulla base di questi dati è possibile definire differenti strategie per la riduzione
delle emissioni di GHG n ciascun paese partner, valutando i differenti valori di CO2
equivalente evitata, con la produzione di energia da impianti di digestione su micro
scala attraverso l’uso esclusivo di reflui e sottoprodotti aziendali.
In ogni caso la conclusione principale che occorre trarre dai dati presentati è
ll’’aallttoo ccoonnttrriibbuuttoo cchhee llaa pprroodduuzziioonnee ddii eenneerrggiiaa rriinnnnoovvaabbiillee,, ffoorrnniittaa ddaaggllii iimmppiiaannttii ddii
bbiiooggaass ddii ppiiccccoollaa ttaagglliiaa,, ppuuòò ccoommuunnqquuee ppoorrttaarree aallllaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass
sseerrrraa GGHHGG..
Pagina 29 di 58
(Occorre tuttavia considerare che i valori presentati devono essere considerati
come indicativi non rappresentando il risultato di studi di dettaglio, quanto piuttosto la
sintesi dei dati raccolti attraverso sondaggi condotti nell’ambito del presente progetto
BioEnergyFarm2)
Il grafico riportato sotto, mostra i valori stimati della riduzione delle emissioni
grazie ai digestori su micro-scala per ogni paese4. L’ammontare delle riduzioni di gas
serra ottenibile varia in funzione della tecnologia adottata ovvero dipende dal fatto che
si produca sola energia elettrica o energia elettrica e termica (maggiori dettagli si
possono trovare nell’Appendice II).
Figura 17. Potenziale di risparmio di emissioni di gas serra per kWh di elettricità per impianti a biogas
confrontati con emissioni di gas serra per kWh di elettricità per il consumo dalla rete.
Le Figura 17, mostra che ll’’eenneerrggiiaa ggeenneerraattaa nneeggllii iimmppiiaannttii aa bbiiooggaass hhaa
ccoommuunnqquuee sseemmpprree eeffffeettttii ppoossiittiivvii ssuullll’’aammbbiieennttee.
La parte positiva in rosso del grafico mostra il risparmio (per tale ragione espresso
in termini positivi) di CO2 equivalente ottenibile quando 1 kWh elettrico prelevato dalla
rete nazionale venga sostituito con 1 kWh elettrico prodotto tramite digestori su micro
scala.
4 Il metodo per la stima è stato sviluppato all’interno del progetto BioEnergy Farm 2 basandosi sui risultati del
progetto BioEnergy Farm 1
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Dai dati di cui sopra emerge come tale risparmio risulti differente nei diversi
paesi.
Nella parte inferiore del grafico i dati esprimono i valori di CO2 equivalente evitati
(per tale ragione espressi in termini negativi) tenendo conto anche della mancata
emissione di CH4 derivante dalla corretta gestione dei reflui; i dati vengono proposti per
due scenari alternativi: generazione di sola energia elettrica e cogenerazione (termico +
elettrico).
Questi dati evidenziano come anche per quei paesi, ove il risparmio evidenziato
dalla parte superiore del grafico pare poco rilevante, possano ottenere risultati
significativi in termini di riduzione di GHG, sostenendo la diffusione dei micro impianti
di biogas, soprattutto attraverso la cogenerazione.
Quanto sopra esposto viene riproposto in Figura 18 evidenziando i contributi
offerti, in termini di risparmio delle emissioni, nei diversi paesi, dalla corretta gestione
del refluo e dall’utilizzo di energia elettrica prodotta da digestori su micro scala anziché
prelevata dalla rete nazionale.
Figura 18. Risparmio di emissioni di gas serra ottenuto sostituendo l’uso tradizionale dei reflui e i
combustibili fossili con il biogas.
Per ogni kg di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in
sostituzione delle fonti fossili, si ha un ulteriore vantaggio, pari alla mancata
emissione di un kg. di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano
derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici
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La Figura 19 mostra la quantità di gas serra emessi da una persona in un anno, a
causa del suo consumo di energia (media pro-capite del consumo di energia in ogni
paese5), sotto forma di km percorsi da un auto (132,2 g di CO2 per km).
Questo confronto è stato effettuato per due differenti scenari:
quando l’energia consumata deriva per un 5% da impianti di biogas
quando l’elettricità consumata deriva per il 100% dalla rete nazionale
Nei diversi scenari e nei diversi paesi l’energia consumata da una persona produce
un quantitativo di GHG pari a quelle prodotte da un auto che percorre da un minimo 600
km ad un massimo di 1.100 km in un anno.
Figura 19. GHG emessi da una persona in un anno, a causa dell’energia consumata, vengono
rappresentati in termini di km percorsi da un’auto.
5 Media delle emissioni di anidride carbonica per km in 27 paesi dell’Unione Europea, nel 2012.
Media del consumo pro-capite di elettricità per ogni paese, nel 2012. Fonte: Eurostat.
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5.4 Digestato come fertilizzante
Il digestato, prodotto negli impianti di digestione anaerobica di piccola taglia, èè
uunn ffeerrttiilliizzzzaannttee mmiigglliioorree rriissppeettttoo aall rreefflluuoo nnoonn ttrraattttaattoo perché:
dispone di una quantità di azoto ammoniacale maggiore,
produce un odore minore,
possiede meno microorganismi patogeni6,
è meno acido,
contiene meno semi di piante infestanti,
attira meno le mosche.
Consideriamo il primo dei vantaggi elencati; il processo di digestione anaerobica
produce la “decomposizione” delle sostanze organiche azotate e determina la
formazione di azoto ammoniacale (più facilmente assorbito da parte dei vegetali). La
frazione di azoto ammoniacale risulta pertanto costantemente maggiore nel digestato
rispetto ai reflui utilizzati per l’alimentazione dell’impianto, siano essi derivati
dall’allevamento di suini o di bovini7.
Nel refluo non trattato, l’azoto ammoniacale rappresenta circa il 50% dell’azoto
totale trattandosi di liquame bovino ed il 70% qualora si tratti di liquame suino mentre,
in un digestato (costituito per il 50% di liquame suino, 25% bovino e 25% di sottoprodotti
organici)8, esso rappresenta all’incirca l’80%.
Il secondo vantaggio menzionato, ovvero la riduzione degli odori, è la conseguenza
di una minore concentrazione di acidi grassi volatili contenuti nel digestato. Alcuni studi
confermano che la concentrazione degli odori nell’aria è significativamente minore
quando il terreno viene concimato col digestato invece che con reflui non trattati.
6 Manyi-Loh, C.E., Mamphweli, S.N., Meyer, E.L., Okoh, A.I., Makaka G., Simon, M., “Inactivation of Selected Bacterial
Pathogens in Dairy Cattle Manure by Mesophilic Anaerobic Digestion (Balloon Type Digester)”, Int. J. Environ. Res. Public Health 2014, 11(7), 7184-7194. 7 Sorensen P., Giovanni S. “Il destino dell’ azoto dei reflui zootecnici nel sistema suolo-coltura: esperienze con liquami
bovini e suini.” Milano: 2008. 8 Birkmose T., Pedersen T.R., “Contribution of biogas plants to nutrients management planning.” Milano:2009.
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6 Meccanismi di sostegno adottabili per lo
sviluppo della digestione su micro-scala
6.1 Opzioni di sostegno disponibili
I progetti per la digestione su micro-scala necessitano di tempi lunghi per il loro
sviluppo e dunque anche di ccoonnddiizziioonnii ddii ssuuppppoorrttoo ssttaabbiillii ee ddii ppoolliittiicchhee ddii ssoosstteeggnnoo aa
lluunnggoo tteerrmmiinnee9.
In generale, le misure di sostegno devono incentrarsi su due aspetti principali:
l’investimento e la gestione degli impianti.
I più importanti strumenti di supporto sono:
per l’investimento:
o contributi economici per la realizzazione degli impianti,
o norme giuridiche più semplici per l’ottenimento delle autorizzazioni alla
costruzione degli impianti di digestori su micro scala,
o norme più semplici per la connessione alla rete elettrica,
o operatori di rete che si assumano i costi della connessione in rete,
per la gestione degli impianti:
o sostegni economici stabili durante tutta la fase operativa (pagamenti
sicuri, certificati per la produzione di energia, tariffe feed-in, sistema di
tassazione agevolato),
o sviluppo di appropriati standard di qualità che garantiscano la sicurezza e
l’efficienza operativa degli impianti.
Per l’incremento della quota di energia utilizzata derivante da fonti rinnovabili,
tuttavia, non è sufficiente solo intervenire con strumenti di natura economica, ma è
necessario anche aattttuuaarree uunn’’aazziioonnee eeffffiiccaaccee ddii sseennssiibbiilliizzzzaarree ddeellll’’ooppiinniioonnee ppuubbbblliiccaa.
6.2 Opzioni di supporto in fase di investimento
Gli investimenti per la digestione su micro-scala risultano impegnativi sul piano
economico e comportano spesso la necessità di adempiere a complesse ed onerose
procedure di autorizzazione e di connessione alla rete pubblica elettrica e/o del gas.
E’ per tale ragione cchhee i governi dei vari Paesi dovrebbero adottare procedure
semplici, atte a favorire e non scoraggiare la costruzione degli impianti in esame..
9 Directorate General For Internal Policies, Policy Department A: Economic And Scientific Policy,"Decentralized Energy
Systems", M. Altmann, A. Brenninkmeijer, J.-Ch. Lanoix, D. Ellison, A. Crisan, A. Hugyecz, G. Koreneff, S. Hänninen, P. Linares, 2010.
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Poiché gli investimenti che occorre affrontare per realizzare un impianto di
digestione su micro scala sono molto elevati, èè iimmpprreesscciinnddiibbiillee ll’’aaddoozziioonnee ddii ssttrruummeennttii
cchhee ggaarraannttiissccaannoo llaa lloorroo eeffffiicciieennzzaa eeccoonnoommiiccaa..
Uno dei principali problemi da affrontare è dunque la semplificazione delle
procedure di autorizzazione.
Oltre a quanto sopra, risulterebbe importante disporre di uunn rreeggoollaammeennttoo
rreellaattiivvoo aallllaa ccooppeerrttuurraa ddeeii ccoossttii nneecceessssaarrii ppeerr llaa ccoonnnneessssiioonnee aallllaa rreettee ppuubbbblliiccaa. Se
questi ultimi venissero sostenuti dagli operatori di rete, si favorirebbe certamente lo
sviluppo di questa tecnologia e di un’economia a basso livello di carbonio.
Invece, attribuendo interamente ai piccoli produttori di energia da fonti
rinnovabili l’onere del collegamento alla rete, senza una partecipazione dei gestori di
rete, il costo di investimento risulta alto e tale da disincentivare i potenziali investitori.
Occorre considerare, inoltre, che le nuove tecnologie comportano spesso maggiori
rischi e che peerr iinnccoorraaggggiiaarree ggllii iinnvveessttiittoorrii,, èè nneecceessssaarriioo cchhee ii ppaaeessii aaddoottttiinnoo uunn
aaddeegguuaattoo pprrooggrraammmmaa ddii iinncceennttiivvaazziioonnee.
Le differenti strategie adottate nei vari paesi dell’UE, vengono descritte
nell’Appendice I.
E’ infatti interessante porre a confronto quanto previsto nei diversi Paesi in
termini sia di supporto economico che di adempimenti necessari per acquisire tutte le
autorizzazioni previste.
6.3 Opzioni di supporto in fase di gestione degli
impianti
6.3.1 Motivi per cui è necessario il supporto
La produzione di energia elettrica e/o termica, anche per i digestori su micro-
scala, risente dell’andamento del mercato di tali prodotti ed è perciò iimmppoorrttaannttee
ggaarraannttiirree aaii ppiiccccoollii pprroodduuttttoorrii uunnaa ssiittuuaazziioonnee ssttaabbiillee ((ad esempio sensibili variazioni
dei prezzi dell’energia, possono condurre a risultati fortemente negativi in termini di
bilancio).
Tra le voci attive del bilancio che deriva dall’attività di gestione di un impianto di
digestione su micro scala compaiono, a fianco della vendita di energia, l’eventuale sua
quota di riutilizzo aziendale.
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La voce che tuttavia incide maggiormente sulla sostenibilità economica degli
impianti di biogas, oltre ai costi d’investimento, è quella relativa alla vendita
dell’energia elettrica e /o termica.
Occorre tuttavia considerare che, a causa dei costi di distribuzione e tassazione, il
prezzo finale dell’energia sostenuto dal consumatore è molto più alto di quello
equivalente all’energia netta consumata, come mostrato in Figura 20.
Figura 20. Confronto del prezzo dell’elettricità per il singolo consumatore rispetto al prezzo all’ingrosso.
La grossa differenza di prezzo è dovuta alle tasse, come mostrato in Figura 21.
Figura 21. Prezzi dell’elettricità per il consumatore, prima metà del 2013 (EUR per kWh). Consumo
annuale: 2 500 kWh < consumo < 5 000 kWh. Fonte: Eurostat.
In considerazione di tutto quanto sopra esposto ed in assenza di meccanismi
correttivi, risulta quindi preferibile l’autoconsumo dell’energia prodotta e la vendita
esclusiva della sola quota eventualmente prodotta in eccesso.
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La vendita totale dell’ energia prodotta, è vantaggiosa solo quando il meccanismo
incentivante prevede un prezzo feed-in garantito e sufficientemente alto.
Nel caso degli impianti a biogas, la tariffa feed-in dovrà essere assicurata per un
periodo di tempo sufficientemente lungo da permettere il recupero dei capitali investiti.
La Figura 22 mostra i prezzi dell’elettricità per il consumo domestico e i ricavi
provenienti dalla vendita dell’energia prodotta tramite impianti a biogas. Si noti come in
alcuni stati (es. Francia) i ricavi derivanti dalla vendita di energia possono superare i
costi di acquisto della stessa.
Figura 22. Confronto delle possibili entrate dalla vendita dell’energia in eccesso rispetto al prezzo di
acquisto.
6.3.2 Tipo di sostegno nella fase di gestione
Come descritto in precedenza nella fase di gestione è dunque necessario
intervenire con vvaarrii ttiippii ddii ssuuppppoorrttoo ffiinnaannzziiaarriioo aall ffiinnee ddii ccoommppeennssaarree iill ddiivvaarriioo
eessiisstteennttee ttrraa iill pprreezzzzoo ddii vveennddiittaa ee ddii aaccqquuiissttoo ddeellll’’eenneerrggiiaa..
Una strategia efficace potrebbe essere anche quella di favorire lo sviluppo di
piccole reti locali10 basate su meccanismi di scambio interno.
Ogni paese dell’ UE tuttavia utilizza strategie diverse descritte in modo più
dettagliato nell’Appendice I.
10
Direttiva 2009/72/EC Appendice 1 (“Third Energy Package”) che incoraggia la costruzione di piccole reti <<in modo da decentralizzare la produzione e l’efficienza dell’energia>>.
Pagina 37 di 58
6.4 Meccanismi di supporto scelti dai paesi dell’UE
Ogni paese ha dunque adottato vari tipi di sostegno delle fonti di energia
rinnovabile per agevolare la costruzione e l’operatività degli impianti a biogas. I metodi
attualmente in uso in ogni paese sono elencati nella tabella che segue.
Tabella 3. Sistemi di sostegno per la produzione di energia rinnovabile in ogni paese.
Supporti BE DK FR DE IT NL PL
Sussidi X* X X X
Pagamenti sicuri aggiuntivi rispetto alle entrate
derivanti dalla produzione o vendita dell’energia sul
mercato X
Pagamenti sicuri aggiuntivi rispetto alle entrate
derivanti dalla vendita del calore sul mercato X
Pagamenti sicuri aggiuntivi rispetto alle entrate
derivanti dalla vendita del biometano sul mercato X
Sussidi in forma di certificati di produzione o vendita di
elettricità sul mercato X X
Tariffe feed-in (pagamenti garantiti) per la vendita di
elettricità sul mercato X X X X X
Tariffe feed-in (pagamenti garantiti) per la vendita di
calore sul mercato
Tariffe feed-in (pagamenti garantiti) per la vendita di
biometano sul mercato X X X**
Sistema di aiuti fiscali X X X X X X
*la proposta di sussidio non è definitiva
** meccanismi in corso di definizione
Pagina 38 di 58
7 Riepilogo
Ci sono molti motivi per cui è importante pprroommuuoovveerree llaa ddiiggeessttiioonnee nneeggllii
iimmppiiaannttii ddii mmiiccrroo--ssccaallaa. Il digestore su micro scala, in quanto fonte locale di energia,
aumenta la sicurezza energetica in misura proporzionale alla conseguente diminuzione
del carico sulla rete ed utilizza reflui per produrre energia e fertilizzante. Aiuta gli
agricoltori rendendoli autosufficienti e più produttivi. Crea nuovi posti di lavoro e
contribuisce ad un risparmio economico nazionale.
Inoltre, vengono ridotti gli odori e le emissioni di gas serra, poiché il refluo viene
trattato prima dello stoccaggio. Per questa ragione iill ppootteennzziiaallee ddeeii ddiiggeessttoorrii ssuu mmiiccrroo
ssccaallaa nneellllaa rriidduuzziioonnee ddeellllee eemmiissssiioonnii ddii ggaass sseerrrraa èè eennoorrmmee. Il metano viene utilizzato
come combustibile invece di essere rilasciato nell’atmosfera, dove potrebbe aumentare
il riscaldamento globale di 23 volte in più rispetto alla CO2.
Per ridurre le emissioni di gas serra, investire negli impianti a biogas, in alcuni
paesi, può risultare più efficace che investire nella sola riduzione dei consumi.
Tenendo conto dei benefici sopra menzionati, la promozione di impianti di
digestione su micro scala ha vantaggi ambientali, sociali ed economici.
Diventa quindi fondamentale esaminare il ruolo delle energie rinnovabili sul
mercato europeo, basandosi su analisi obiettive e documentate e divulgare tali
informazioni in modo corretto ed efficace.
Se per il loro sviluppo risulta da un lato sempre necessario adottare strumenti di
supporto economico, occorre altresì considerare che tali costi vengono compensati dai
numerosi bbeenneeffiiccii ssoocciioo--eeccoonnoommiiccii ee aammbbiieennttaallii già menzionati.
Per ogni kg di CO2 equivalente non prodotta attraverso l’utilizzo di biogas in
sostituzione delle fonti fossili, si ha un’ulteriore vantaggio, pari alla mancata
emissione di un kg di CO2 equivalente, dovuto alle evitate emissioni di metano
derivanti dalla gestione dei reflui zootecnici
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Appendice I. Norme giuridiche per la
digestione su micro-scala nell’UE
I.1 Belgio
I.1.1 Contributi
Per l’inizio del 2015 è stato previsto l’avvio di un nuovo sistema di incentivazione
denominato VLIF (fondo investimento per l’agricoltura fiamminga) che fornirà il 30% del
totale investimento dei mesi successivi (alla data di stesura del presente documento
tuttavia tale proposta non risulta ancora completamente definita).
I.1.2 Certificati per la produzione o la vendita di elettricità sul mercato
In Belgio la produzione di energia da fonti di energia rinnovabile è supportata dal
Certificato Green Power (GOC). Il GPC è un certificato, elettronico, trasferibile o
vendibile, riferibile ad una precisa quantità di energia rinnovabile prodotta (il valore del
sussidio è di 93 euro per ogni 1.000 kWh di elettricità ed ha validità di 10 anni).
Non ci sono specifici requisiti per quanto riguarda la potenza o l’efficienza
minima dell’installazione.
I.1.3 Agevolazioni fiscali
L’investimento può essere sottratto dai profitti ai fini fiscali e distribuito su un
periodo equivalente a quello di ammortamento dell’impianto.
I.1.4 Vincoli legislativi per lo sviluppo degli impianti a biogas
La costruzione di impianti a biogas in Belgio richiede un’autorizzazione
ambientale di classe III. Si tratta del permesso di livello più basso previsto, facilmente
acquisibile e che richiede una semplice notifica più un eventuale avviso, in caso di
variazione del progetto presentato.
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I.2 Danimarca
I.2.1 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivi) per la vendita di
elettricità sul mercato
Il sistema di tariffe feed-in si basa su pagamenti garantiti per l’energia ottenuta
da biogas e venduta sul mercato. Non vengono richiesti requisiti specifici riguardo la
potenza o l’efficienza minima dell’installazione. Il periodo di validità non è specificato,
tuttavia, viene garantita una tariffa pari a 0,153 – 0,140 €/kWh fino al 2020.
I.2.2 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivi) per la vendita di
biometano sul mercato
Il sistema di tariffe feed-in per la vendita del biometano si basa su pagamenti
garantiti del gas venduto sul mercato.
Non vengono richiesti requisiti specifici riguardo la potenza o l’efficienza minima
dell’installazione. Il valore della tariffa varia da 0,100 €/kWh fino a 0,153 €/kWh in
funzione dell’utilizzo del metano. Il periodo di validità non è specificato, ma vengono
garantiti pagamenti per 0,090-0,140 €/kWh fino al 2020.
I.2.3 Agevolazioni fiscali
Non ci sono tasse sull’energia, né per quella da biogas né per quella generale, ad
eccezione dell’imposta richiesta dalla Direttiva EU Energy Tax, che ammonta a 0,06
€/kWh.
I.2.4 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
In generale, le procedure di autorizzazione per la realizzazione e la gestione di
impianti di biogas di piccola taglia in Danimarca sono tali da incentivarne la
costruzione, pur se l’approvazione da parte delle Autorità preposte richiede spesso
tempi piuttosto lunghi. Quando gli impianti utilizzano per l’alimentazione scarti organici
industriali, le procedure divengono però più complesse.
Uno degli ostacoli maggiori per lo sviluppo di questa tecnologia è rappresentato
dalle difficoltà di accesso al credito. Per ovviare a tale problematica, utile può essere la
presentazione di casi studio di successo al fine di far conoscere meglio questa
opportunità. Un ulteriore ostacolo è rappresentato dalla limitata disponibilità di
biomassa, essendo l’uso di culture energetiche non consentito per la legge.
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Alla base di una non totale accettazione da parte dell’opinione pubblica di questi
impianti vi sono probabilmente alcuni esempi negativi del passato che furono causa di
proteste “Not In My Backyard” e che hanno influito negativamente sullo sviluppo degli
impianti di piccola taglia nelle aziende agricole.
I.3 Francia
I.3.1 Contributi
Più enti operano a supporto di questo settore: ADEME (Agence de l’Environnement
et de la Maîtrise de l’Énergie), autorità locali, Ministero dell’Agricoltura.
L’obiettivo perseguito è quello di sostenere progetti performanti sotto il profilo
ambientale ed energetico. Non vengono richieste caratteristiche specifiche per quanto
riguarda la quantità di elettricità prodotta o il costo dell’investimento ed il valore degli
attuali contributi varia tra il 25% e il 50% (mediamente il livello del contributo ammonta
al 30%) del costo totale dell’investimento (particolare attenzione viene posta alla
realizzazione delle reti di riscaldamento).
I.3.2 Tariffe feed-in (pagamento omnicomprensivo) per la vendita di
elettricità sul mercato
I meccanismi di sostegno alla produzione di elettricità da biogas in Francia
vennero fissati dal governo in un provvedimento del 19 maggio 2011 che prevedeva
nuove tariffe feed-in sull’elettricità prodotta da sistemi a biogas con contratti di 15
anni; attraverso questo strumento di supporto vengono erogati circa 300 milioni di euro
l’anno, tuttavia, tale incentivo comporta un rilevante incremento dei valori della
bolletta elettrica addebitati al consumatore finale.
Il livello della tariffa feed-in dipende dalla natura del substrato utilizzato, dalle
caratteristiche dell’installazione, dall’efficienza dell’energia, dalle dimensioni
dell’impianto:
111,9 €/MWh: per unità di più di 2MW che utilizzano fino ad un 20% di liquame e
non più del 35% di conversione in energia primaria
Fino a 199,7 €/MWh: per unità inferiori a 150 kW che utilizzano più del 60% di
liquame per l’alimentazione e più del 70% di conversione in energia primaria
Questo sistema di tariffe feed-in si attua solo alle nuove installazioni.
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I.3.3 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivo) per la vendita di
biometano sul mercato
I meccanismi di sostegno per l’immissione del biometano nelle reti del gas
naturale in Francia vennero fissate dal governo in un provvedimento del 23 novembre
2011 che stabilì le tariffe da applicare a seconda delle caratteristiche dell’impianto:
45 €/MWh: per unità industriali con flussi di gas superiori a 350 m3/h
fino a 125 €/MWh: per unità inferiori a 50 m3/h che utilizzano rifiuti provenienti
da industrie agroalimentari, dall’agricoltura e dalla silvicoltura.
I.3.4 Agevolazioni fiscali
La produzione di biogas è considerata un’attività agricola, purché gli impianti
siano di proprietà dell’agricoltore e i substrati utilizzati per l’alimentazione degli
impianti siano di origine agricola. La maggior parte delle installazione di piccola scala
ricade sotto questa categoria e può pertanto beneficiare di una riduzione delle tasse.
I.3.5 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
La costruzione di un nuovo impianto di produzione di biogas richiede complesse
procedure di verifica di compatibilità ambientale.
Le banche considerano questi progetti a rischio anche in considerazione degli alti
costi di investimento rapportati alle possibilità produttive degli impianti ed al
conseguente ricavo ritraibile.
Gli impianti di biogas inoltre non “godono di una buona reputazione” dovuta ad
una cattiva informazione per ciò che riguarda in particolare l’odore prodotto e la
prestazione degli impianti, fatto questo che ha portato a proteste “Not In My
Backyards”.
I.4 Germania
I.4.1 Contributi
Gli investitori possono accedere a prestiti a basso tasso di interesse ed inoltre
dall’agosto del 2014 vigono i seguenti programmi:
KfW-Program Renewable Energies “Standard”
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Gli impianti a biogas possono usufruire di finanziamenti da parte delle
banche fino al 100% del costo complessivo.
KfW-Program Renewable Energies “Premium”
Utilizzato per le istallazioni o ampliamenti di sistemi di teleriscaldamento
o la costruzione di piccole reti di gas o di grandi serbatoi di stoccaggio del
calore. Possono essere finanziati al 100%, tramite le banche.
Rentenbank Program “Energie vom Land”
Fino al dicembre 2014, attraverso questo programma, è stato possibile
finanziare, tramite le banche, gli impianti a biogas fino al 100%.
BAFA support for heating and cooling grids as well as storage
Questo programma supporta la realizzazione di reti di teleriscaldamento ed
il tipo di sostegno equivale a 100 euro a metro con una percentuale
variabile tra il 40% e il 30% (in funzione di alcuni parametri tecnici) del
costo totale dell’investimento (e con un tetto massimo di 10 milioni di euro
per progetto).
I.4.2 Tariffe feed-in (pagamento omnicomprensivo) per la vendita di
elettricità sul mercato
In Germania sono un vigore sistemi di “pagamento garantito” per la vendita di
elettricità da fonti di energia rinnovabile, che vengono erogati per installazioni che
rispondono a specifici requisiti:
l’alimentazione degli impianti di micro-scala deve avvenire attraverso l’utilizzo di
non meno dell’ 80% di refluo zootecnico (fanno eccezione gli allevamenti di
pollame)
se la materia prima è costituita esclusivamente da biomassa, gli impianti di taglia
pari a 100-150 kWe, riceveranno una tariffa feed-in per il 50% dell’energia
prodotta
se la materia prima contiene il 90% di rifiuti organici, gli impianti di taglia pari a
100-150 kWe, riceveranno una tariffa feed-in per il 50% dell’energia prodotta.
Il sistema di incentivazione basato sulle tariffe feed-in, si applica agli impianti
costruiti dopo il 1 agosto 2014. Non vengono richiesti requisiti specifici circa la loro
efficienza, tuttavia, il livello di sostegno dipende dalla loro potenza, come segue:
0,2373 €/kW per installazioni di potenza inferiore ai 75 kWe
0,1366 €/kW per installazioni di potenza inferiore ai 150 kWe
0,1526 €/kW per installazioni di potenza inferiore ai 500 kWe
Le tariffe vengono applicate per 20 anni + gli anni per la costruzione.
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Per gli impianti costruiti tra il 31 dicembre 2014 e il 1 gennaio 2016 le tariffe
vengono ridotte del 2% e per gli impianti costruiti dopo il 1 gennaio 2016 ci sarà
un’ulteriore diminuzione dello 0,5%.
I nuovi impianti di taglia superiore ai 100 kWe, che forniscono energia su richiesta
(produzione flessibile di biogas), possono richiedere 40 €/kW all’anno come premio per
un periodo di 10 anni.
I.4.3 Agevolazioni fiscali
Il biometano usato come carburante è esentato dalle tasse sull’energia (come il
CNG) fino al 2018.
I.4.4 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
Gli impianti di biogas sono considerati alla stregua di una normale “struttura
edilizia” e pertanto necessitano del permesso di costruzione poiché le autorità
competenti devono verificarne la conformità alle norme edilizie vigenti.
Gli impianti con una produzione superiore a 1,2 milioni m3/a o alimentati con
rifiuti, devono altresì essere approvati dalla Federal Emission Control Act. Il processo di
approvazione e di controllo delle emissioni è complesso e impegnativo e richiede tempo,
organizzazione e denaro.
Durante la gestione, tali impianti vengono sottoposti a periodici controlli da parte
di esperti per verificarne la sicurezza rispetto al rischio di esplosioni, la protezione delle
acque e la tenuta dei gasdotti e degli oleodotti.
La nuova EEG 2014 richiede che la produzione di energia termica ed elettrica
ottenuta nei CHP di capacità di almeno 100 kW avvenga direttamente. Resta comunque
possibile accedere ancora ad una tariffa feed-in per il 50% dell’energia prodotta. Le
tariffe feed-in potranno essere limitate all’importo di base e decurtate del bonus
previsto per l’utilizzo di colture energetiche e/o di una quota alta di refluo; senza tale
bonus, tuttavia, la sostenibilità economica di questi impianti potrà risultare
compromessa (fanno eccezione gli impianti con una potenza massima di 75 kW).
I piccoli impianti a biogas in ogni caso, a causa degli elevati costi fissi, risultano
piuttosto costosi e, al momento, non godono di speciali programmi che li promuovano.
La maggior parte della Germania è a favore delle energie rinnovabili, tuttavia, la
tecnologia del biogas è considerata negativamente e quasi ogni nuovo investitore deve
fare i conti con gruppi di cittadini contrari ("Not In My Backyard"). Tale contrarietà
deriva sopratutto dal fatto che, ricorrendo diffusamente alla coltivazione del mais come
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coltura energetica, si determina un decadimento del paesaggio, una diminuzione della
biodiversità e un incremento nell’utilizzo di fertilizzanti; anche il traffico dovuto alla
raccolta e al trasporto del prodotto è considerato un problema a causa del rumore e
delle emissioni.
I.5 Italia
I.5.1 Tariffe feed-in (pagamenti omnicomprensivi) per la vendita di
elettricità sul mercato
Il sistema degli incentivi vigente in Italia per la produzione di biogas è regolato
dal Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 che prevede una tariffa omnicomprensiva (valore
dell’energia prodotta ed immessa in rete + incentivo statale) che il GSE (Gestore dei
Servizi Energetici) si impegna a corrispondere al produttore per ogni kwh immesso nella
rete nazionale 11.
Gli incentivi previsti per la produzione di energia elettrica in cogenerazione sono
erogati per un periodo di 20 anni e l’importo previsto dipende:
- dalla dimensione dell’impianto (espressa come potenza KWe),
- dalla tipologia di materiali utilizzati per l’alimentazione.
Accedono direttamente ai meccanismi di incentivazione solo gli impianti di
potenza inferiore a 100 kW mentre è prevista una preventiva iscrizione in un registro,
con le relative graduatorie, per gli impianti di potenza superiore
I valori di riferimento sono quelli della Tabella che segue:
Incentivi erogati per 20 anni (tariffa feed-in) per impianti a biogas
Tipologia di alimentazione Potenza (KW) Tariffa base incentivante €/kWh
Prodotti di origine biologica* 1<P<300 0.176
300<P<600 0.157
600<P<1.000 0.137
1.000<P<5.000 0.102
>1.000 0.890
Sottoprodotti di origine biologica*
1<P<300 0.236
300<P<600 0.204
600<P<1.000 0.174
1.000<P<5.000 0.122
P>5.000 0.990
Rifiuti* 1<P<1.000 0.212
1.000<P<5.000 0.107
P>5.000 0.830
11
quanto indicato corrisponde ai valori validi al momento della stesura del presente documento,tuttavia, è in fase di definizione un nuovo provvedimento che prevederà una revisione delle tariffe qui indicate
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*Per una più precisa definizione di: prodotti di origine biologica, sottoprodotti di origine biologica e rifiuti
si rimanda al Reg.to Ce 1069/2009
Nel caso in cui l’impianto venga alimentato con più di una tipologia di biomassa,
viene attribuita all’intera produzione la tariffa incentivante di minor valore fra quelle
riferibili alle tipologie utilizzate
Oltre a quanto sopra (che rappresenta pertanto l’incentivo base) occorre
aggiungere una serie di premialità che riguardano:
1. Cogenerazione ad alto rendimento (CHP) 2. Recupero dell’azoto ma solo per gli impianti a CHP
come da Tabelle che seguono:
Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza minore di 600 kw
Tipologia di alimentazione dell’impianto
Potenza kW Tariffa base (euro/MWh)
Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-
max. Euro/MWh
CHP euro/MWh
Abbattimento azoto euro/MWh
-40%CHP -30%CHP -60%CHP
Prodotti di origine
biologica
1<P<300 176 40 15 20 30 176-246
300<P<600 157 40 15 20 30 157-227
Sottoprodotti di origine
biologica di cui alla
tabella 1°del decreto
1<P<300 231 10 10 20 30 231-271
300<P<600 202 10 10 20 30 202-242
TO = tariffa omnicomprensiva
Tb = tariffa base
Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza tra i 600 kwe 1 MW
Tipologia di alimentazione dell’impianto
Potenza kW Tariffa base (euro/MWh)
Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-max. Euro/MWh
CHP Azoto -60% in CHP
Prodotti di origine biologica
600<P<1.000 137 40 30 137-207
Sottoprodotti di origine biologica di
cui alla tabella 1°del decreto
600<P<1.000 174 10 30 174-214
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Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza tra i 600 kwe 1 MW
Tipologia di alimentazione dell’impianto
Potenza kW Tariffa base (euro/MWh)
Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-max. Euro/MWh
CHP Azoto -60% in CHP
Prodotti di origine biologica
1.000<P<5.000 102 40 30 102-172
Sottoprodotti di origine biologica di
cui alla tabella 1°del decreto
1.000<P<5.000 122 10 30 122-162
Incentivi e premi per impianti a biogas di potenza tra i 600 kwe 1 MW
Tipologia di alimentazione dell’impianto
Potenza kW Tariffa base (euro/MWh)
Premi euro/MWh To (Tb+premi) valori min.-max. Euro/MWh
CHP Azoto -60% in CHP
Prodotti di origine biologica
P>5.000 89 40 30 89-159
Sottoprodotti di origine biologica di
cui alla tabella 1°del decreto
P>5.000 99 10 30 99-139
I.5.2 Tariffa omnicomprensiva (pagamenti omnicomprensivi) per la
vendita di biogas sul mercato
Le modalità di incentivazione del biometano in Italia sono state regolate dal D.M. del 05/12/2013 (G.U. 295 del 17/12/2013) entrato in vigore il 18 dicembre 2013 mentre le norme tecniche per il suo utilizzo sono state definite con la delibera del GSE AEEGSI n. 46/2015 e con la norma Cti,n. 11567 e RT 31 di Accredia.
Restano tuttavia da definire alcuni aspetti relativi alle infrastrutture ed agli
incentivi Ricadono nell’ambito di applicazione del D.M. del 05/12/2013, gli impianti di
produzione di biogas associati ad impianti di purificazione e upgrading del biogas in biometano:
1. che siano integralmente di nuova realizzazione, che ricadano sul territorio
nazionale e che entrino in esercizio tra il 18/12/2013 e il 17/12/2018
2. impianti di biogas esistenti se destinati parzialmente o in toto alla produzione di
biometano
Gli incentivi hanno in ogni caso una durata di 20 anni ed il decreto prevede 2 differenti
tipologie di incentivazione:
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1. Biometano immesso nella rete di trasporto e distribuzione del gas naturale, valido per i nuovi impianti e per gli impianti esistenti, parzialmente o totalmente riconvertiti verso la produzione di biometano, per i quali tuttavia, viene riconosciuto solo il 40% del corrispondente incentivo attribuito agli impianti nuovi.
2. Biometano utilizzato come carburante nei trasporti
Il meccanismo di incentivazione del biometano per autotrazione si basa sui
certificati di immissione al consumo (CIC) il cui valore, al momento, non è
ancora stato definito.
Per usufruire di questo tipo di incentivazione è necessario che tra il soggetto
produttore e colui che immette sul mercato il biometano (ed al quale spetta
l’incentivo sotto forma di CIC) venga stipulato uno specifico contratto bilaterale.
Nel contratto deve essere definita la durata della fornitura ed a quanto ammonta
la quota parte dell’incentivo (CIC) che il proprietario dell’impianto di
distribuzione riconosce al soggetto produttore.
L’interesse ad acquisire i CIC deriva dal fatto che il D.M. n. 100 del 23/04/2008
stabilisce sanzioni amministrative per il mancato raggiungimento dell’obbligo di
immissione in consumo della quota minima di carburanti.
Occorre infatti considerare che i fornitori di benzina e gasolio sono obbligati ad
immettere annualmente in consumo un quantitativo minimo di biocarburanti
calcolato come quota percentuale del gasolio e della benzina forniti nell’anno
precedente.
In base a questo provvedimento per ogni certificato mancante sono previste
specifiche sanzioni.
I CIC vengono assegnati per 20 anni dalla data di prima immissione in consumo del
biometano ed il numero di CIC assegnati per autotrazione è modulato in base alle
matrici organiche utilizzate nel processo di digestione anaerobica
In definitiva il valore dell’incentivo per un certo quantitativo di biometano immesso in
rete e destinato all’autotrazione è dato dal prodotto del valore di un CIC per il numero
di CIC riconosciuti.
I.5.3 Agevolazioni fiscali
La normativa fiscale stabilisce che la produzione di energia da biogas e biomasse,
fino a 2.400.000 kWh/anno, costituisce attività agricola connessa e quindi il reddito
derivante è considerato reddito agrario.
Per l’energia prodotta oltre questi limiti ai fini IRPEF e IRES il reddito viene
calcolato con un coefficiente pari al 25% sul valore dell’energia ceduta, al netto
dell’incentivo.
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I.5.4 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
In premessa occorre precisare che per un’esaustiva analisi di tutti gli aspetti
giuridici che in qualche modo interessano l’attività di produzione di biogas, a partire
dalla fase di autorizzazione fino alla realizzazione dell’impianto ed alla sua gestione,
risulta necessario considerare quanto previsto dalla normativa:
- ambientale - sanitaria - per la sicurezza sul lavoro e la prevenzione degli incendi - fiscale
oltre agli aspetti connessi con le specifiche tecniche previste per la cessione di energia
elettrica al GSE
Qui di seguito pertanto vengono schematizzati gli aspetti principali relativi alle
procedure di autorizzazione previste per la realizzazione di piccoli impianti di biogas
In linea generale gli impianti di piccola dimensione possono accedere
direttamente a due differenti procedure di autorizzazione, così come previsto dal D.M.
10 settembre 2010.
Procedure comunali: possono accedervi tutti gli interventi contemplati ai punti
11 e 12 del Decreto Ministeriale 10 settembre 2010, per i quali è necessario presentare
una semplice comunicazione o una procedura abilitativa semplificata, corredata
dall’opportuna documentazione, al Comune nel cui territorio si intende realizzare
l’impianto. Il caso più frequente è rappresentato dalla Procedura Abilitativa
Semplificata (P.A.S.) prevista per gli impianti di potenza inferiore ai 250 kWe. Qualora
Fase 2:
Procedura Autorizzativa
Fase 1:
Screening Ambientale
Verifica di impatto
ambientale
D.Lgs 387/03
Autorizzazione Unica + V.I.A.
Autorizzazione Unica
Procedura Comunale
Previo ottenimento di
tutte le autorizzazioni
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un intervento soggetto a P.A.S. comporti l’ottenimento di autorizzazioni ambientali,
paesaggistiche, di tutela del patrimonio storico-artistico, della salute o della pubblica
incolumità, le stesse devono essere acquisite ed allegate alla P.A.S.
Procedure provinciali: ai sensi del D.Lgs. 112/98, è delegata alle Province
l’autorizzazione alla costruzione ed all’esercizio di impianti per la produzione di energia
elettrica al di fuori della competenza statale, compresi gli impianti alimentati a fonti
rinnovabili.
In tutti i casi per cui non sussistono le condizioni di applicazione della semplice
comunicazione o della P.A.S. (ma per essi non è preclusa la possibilità di optare per
questa procedura) sarà necessario avviare il procedimento unico così come normato
dall’art.12 del D.Lgs. 387/03 e s.m.i.
Qualora il progetto debba essere sottoposto a Verifica di Impatto Ambientale, tale
fase, risultando preliminare, dovrà essere esperita prima dell’avvio del procedimento.
Se a seguito di detta Verifica il progetto risulterà soggetto alla Valutazione di Impatto
Ambientale (V.I.A.) quest’ultima dovrà essere svolta contestualmente alla procedura
della conferenza dei servizi.
Con riferimento agli adempimenti previsti per la corretta gestione degli impianti,
gli aspetti più importanti da considerare sono:
- quali materiali possono essere utilizzati per l’alimentazione - come viene classificato il digestato e quale utilizzo è possibile farne
Il digestato ed i prodotti utilizzabili per l’alimentazione degli impianti, possono, a
seconda dei casi acquisire, ai sensi della legislazione vigente, la seguente natura:
- rifiuto - sottoprodotto - prodotto
In funzione della natura assunta, cambiano gli adempimenti previsti, e con essi le
norme e condizioni che rendono possibile l’utilizzo del digestato ai fini ammendanti e di
concimazione.
I.6 Olanda
In Olanda il sostegno fornito per la realizzazione dei digestori su micro-scala
consiste in contributi aggiuntivi rispetto alle rendite derivanti dalla produzione o della
vendita di elettricità/calore/biogas sul mercato.
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In questo paese è stato adottato un programma di “fondi speciali per l’energia
rinnovabile”: l’SDE+ (subsidy for Sustainable Energy), disponibile per le nuove
installazioni e di durata pari a 12 anni.
Ogni anno con questo programma vengono assegnati contributi di valore diverso a
seconda della categoria dell’impianto.
Vengono infatti incentivati in questo modo anche altri tipi di energia rinnovabile,
come quella solare e quella eolica.
Per il biogas dai reflui sono previste tre categorie: cogenerazione per la
produzione di calore ed energia elettrica (CHP), produzione di calore e di “gas verde”;
si ha un’ulteriore diversificazione in base alle modalità di alimentazione degli impianti
differenziando tra la co-digestione e la digestione di soli reflui (almeno nella misura del
95%) .
I.6.1 Contributi
I contributi, in Olanda, sono gestiti soprattutto a livello regionale e dalle singole
province.
Non ci sono requisiti riguardo al valore di potenza elettrica supportata, tuttavia il
livello del contributo si aggira tra i 50.000 € e i 200.000 €.
Gli attuali contributi coprono circa il 40-50% dei costi totali.
I.6.2 Pagamenti sicuri aggiunti ai ricavi di produzione e vendita
dell’energia sul mercato
Se consideriamo la produzione di elettricità tramite il biogas ottenuta da digestori
su micro-scala, la categoria più diffusa è quella degli impianti operanti in cogenerazione
per la produzione di calore ed energia elettrica a (CHP); gli altri casi includono la
produzione di calore e di biogas da immettere nella rete pubblica.
Non ci sono specifiche richieste riguardo la potenza o l’efficienza minima delle
installazioni, tuttavia, viene richiesto che l’alimentazione comprenda almeno il 50% di
refluo zootecnico.
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I contributi variano da 0,069 €/kWh (per impianti alimentati con matrici diverse)
fino a 0,15 €/kWh (per installazioni alimentate con oltre il 95% di refluo); i contributi
includono il prezzo dell’elettricità in vigore sul mercato.
I.6.3 Contributi aggiuntivi per la produzione e vendita del calore sul
mercato
Nel caso in cui il calore venduto provenga dagli impianti operanti in
cogenerazione (CHP) si applica quanto già detto a proposito dei fondi SDE (Subdidy for
Sustainable Energy).
Non sono previsti specifici limiti riguardo la potenza e l’efficienza minima
dell’impianto, tuttavia, il refluo utilizzato per alimentare l’impianto deve essere
superiore al 50%. Il valore del contributo varia dai 19,444 €/GJ ai 31,4 €/GJ.
Nel caso di generazione di calore attraverso la combustione diretta di biogas in
caldaia il contributo varia da 19,444 €/GJ a 20,6 €/GJ (in funzione del prezzo del calore
sul mercato); anche in questo caso il refluo utilizzato per alimentare l’impianto deve
essere superiore al 50%.
I.6.4 Pagamenti sicuri aggiunti ai ricavi di produzione e vendita di biogas
sul mercato
Nel caso di immissione diretta di biometano nella rete di gas naturale, vige lo
stesso sistema di sostegno basato sui fondi l’SDE (Subsidy for Sustainable Energy).
La tipologia più diffusa per gli impianti di piccola taglia di produzione di
biometano è quella dei Gas verdi, i quali così come i gas naturali olandesi, hanno un
contenuto di metano dell’89%.
Non sono previste specifiche richieste riguardo la potenza o l’efficienza minima
dell’installazione, tuttavia, il contenuto minimo di refluo per l’alimentazione deve
essere superiore al 50%. Il valore del contributo varia da 0,4828 €/Nm3 (per fonti di
combustibile misto) a 1,0345 €/Nm3 (per installazioni alimentate per almeno il 95% di
refluo).
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I.6.5 Agevolazioni fiscali
Le agevolazioni fiscali non vengono applicate direttamente all’energia rinnovabile
prodotta; la consegna diretta di energia termica ad aziende vicine è esente da tasse
mentre non lo è la consegna diretta di gas ed elettricità.
I.6.6 Vincoli legislativi ed ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
Per poter costruire un impianto a biogas è necessario ottenere la concessione
edilizia (“omgevingsvergunning”) che include i permessi per i “piani territoriali”
(zonizzazione), ambientali, di costruzione, di protezione delle acque, di emissioni di
amoniaca…
Ottenuta la licenza edilizia, bisogna ottenere il permesso ad utilizzare i
sottoprodotti di origine animale dal “Netherlands Food and Consumer Product Safety
Authority (NVWA)”.
Il regolamento dell’NVWA è molto rigoroso a seconda della destinazione del
digestato (distribuito su campi coltivati o portato altrove).
Inoltre l’utilizzo del digestato è anche regolato da una legge relativa ai reflui
(“Meststoffenwet”) che prevede tra le altre cose ciò che può o non può essere utilizzato
come co-substrato.
Per i digestori su micro-scala non superiori a 25.000 tonnellate, è stata istituita
una legge (giugno 2015) in base alla quale possono essere costruiti senza necessità di
ottenere i permessi ambientali, qualora si dimostri che tali impianti rientrino negli
standard previsti.
In questo caso è richiesto solo un permesso di costruzione semplificando
notevolmente la procedura.
Un grosso ostacolo per una effettiva semplificazione delle norme, risiede nella
non sempre buona conoscenza dei benefici che la produzione di biogas da impianti di
piccola taglia alimentati in prevalenza a reflui zootecnici può offrire.
Oltre a quanto sopra, quando gli investimenti diventano rilevanti ed è necessario
appoggiarsi agli istituti bancari per un prestito, non sempre, da questi ultimi, si ottiene
quanto richiesto poiché vengono più facilmente finanziati i grandi impianti.
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I.7 Polonia
I.7.1 Contributi
Non ci sono specifici contributi per la realizzazione di digestori su micro-scala,
tuttavia, è possibile ottenere un supporto sottoforma di “generl RES” o “sistema di
sostegno per l’agricoltura”:
PROW 2014-2010 (Rural Development Programme), il programma è attualmente12
in fase di approvazione da parte dell’ EC. La proposta prevede un finanziamento
fino al 63% del costo totale.
GIS (Green Investment Scheme) è un sistema supervisionato dal National Fund
for Environmental Protection and Water Management e copre fino al 30%
dell’investimento totale.
I.7.2 Tariffa omnicomprensiva (pagamenti omnicomprensivi) per la
vendita di elettricità sul mercato
L’ Energy Law Act garantisce la vendita di elettricità prodotta da fonti rinnovabili
ivi compresa quella prodotta dagli impianti di cogenerazione (CHP).
L’alta efficienza dei CHP è definita come la tecnologia che permette di
risparmiare almeno il 10% dell’energia, rispetto ad un sistema di riferimento
convenzionale.
Secondo le attuali leggi12, le compagnie energetiche sono obbligate ad acquistare
l’energia elettrica fornita dal RES al prezzo medio di mercato in corso nell’anno
precedente.
Con il sistema di cui sopra si ha quindi la “garanzia” che l’energia elettrica
prodotta verrà acquistata dalle compagnie energetiche ad un prezzo che tuttavia è
quello medio di mercato riferito all’anno precedente e come tale, indipendentemente
dalla situazione del momento e per il quale non è comunque previsto un valore minimo
(nel 2013 il prezzo dell’energia sul mercato è stato di 46,6 €/MWh).
12
Al momento di scrittura del presente documento
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I.7.3 Certificati per la produzione o vendita dell’elettricità sul mercato
I Property Rights Market (PRM) sono alla base del sistema incentivante le energie
rinnovabili in Polonia e vengono rilasciati per attestarne l’origine.
Questo meccanismo è stato adottato per supportare il mercato delle energie
rinnovabili, poiché pone in capo alle compagnie elettriche l’obbligo di acquistare i
certificati acquisiti da chi produce energia elettrica da fonti rinnovabili.
Il prezzo dei certificati non è fisso e dipende dal rapporto domanda/offerta.
In caso di produzione di elettricità da biogas ci sono tre differenti tipi di
certificato:
PMOZE e PMOZE_A (conosciuti come “certificati verdi”) certificano la
proprietà per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili. Nel 2014 il
prezzo medio di questi certificati era di 0,042 €/kWh.
PMGM (conosciuti come “certificati gialli”) certificano la proprietà per la
produzione di calore e gas. Nel 2014 il valore medio di questi certificati era di
circa 0,023 €/kWh
PMMET (conosciuti come “certificati viola”) certificano la proprietà per la
produzione di calore ed energia elettrica ottenuto da impianti alimentati a
metano in sostituzione del carbone prodotto da miniere liquidate o poste in
liquidazione o da biogas da biomassa. Nel 2014 il prezzo medio di questi
certificati era di 0,014 €/kWh.
I.7.4 Certificati per la produzione o vendita del biogas sul mercato
Nel 2011 il Property Rights Market (PRM) è stato ampliato per includere i
certificati di proprietà del “biogas agricolo” da immettere nella rete dei gas naturali
(PMBG conosciuto come “certificato marrone”).
Come nel caso dell’elettricità, il prezzo dei certificati non è fisso ma dipende dal
rapporto domanda/offerta.
Il permesso per immettere il biogas nella rete risulta abbastanza costoso,
pertanto, non sono stati ad oggi emessi diritti di proprietà di questo tipo.
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I.7.5 Agevolazioni fiscali
L’elettricità prodotta dal RES è esente dall’accise sull’elettricità (circa 5 €/MWh),
sulla base dell’esistenza di un certificato che ne attesta l’origine (nel caso di produzione
di gas non è prevista un’accise).
I.7.6 Vincoli legislativi e ostacoli per lo sviluppo degli impianti a biogas
Per le installazioni non permanentemente fissate al suolo (es. impianti di biogas
con container), non viene richiesto nessun permesso ma solo una “notifica di
costruzione”.
In assenza di un piano di sviluppo locale occorre ottenere l’autorizzazione per la
costruzione e l’utilizzo del suolo.
Prima di costruire bisogna, comunque acquisire diverse autorizzazioni quali quelle
per la connessione alla rete, per il drenaggio dell’acqua piovana, per il collegamento
alla rete idrica, per la gestione delle acque reflue.
In caso di costruzioni fisse, bisogna acquisire i relativi permessi tra i quali quello
relativo ad un parere di un “ispettore tecnico” per ciò che riguarda la pressione dei
gasometri e la valutazione di impatto ambientale.
E’obbligatorio ottenere un permesso per il trattamento dei reflui (valido per 10
anni) che tuttavia non è necessario se questi ultimi vengono usati esclusivamente per
soddisfare i propri fabbisogni.
In accordo con la legge R1013 l’uso del digestato arreca benefici all’agricoltura e
migliora l’ambiente.
In ogni caso c’è poca informazione sugli impianti di biogas di piccola taglia i quali
vengono spesso associati agli impianti per il trattamento dei rifiuti che godono di una
cattiva reputazione a causa dell’odore che producono.
13
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 14 listopada 2007 roku w sprawie odzysku R10 (descrive I requisiti per l’utilizzo dei rifiuti come fertilizzante al fine di migliorare la qualità del suola).
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Appendice II BioEnergyFarm2 – alcune parole
riguardo al progetto
IIll pprrooggeettttoo BBiiooEEnneerrggyyFFaarrmm 11
Il progetto BioEnergyFarm 1, terminato nel 2013, si poneva quale obiettivo
principale quello di promuovere l’incremento della produzione di bioenergia e
biocarburanti in agricoltura (i risultati si trovano nei rapporti presenti sul sito
www.bioenergyfarm.eu.).
Gli studi eseguiti in tale ambito hanno portano alla conclusione che ggllii aaggrriiccoollttoorrii
ssoonnoo mmoollttoo ppiiùù iinntteerreessssaattii aadd uuttiilliizzzzaarree ii rreefflluuii pprrooddoottttii nneellllaa lloorroo aazziieennddaa ppeerr
pprroodduurrrree bbiiooggaass iinn ppiiccccoollii iimmppiiaannttii ddii ddiiggeessttiioonnee aannaaeerroobbiiccaa,, ppiiuuttttoossttoo cchhee iimmppeeggnnaarrssii
iinn aallttrrii pprrooggeettttii rreellaattiivvii aall bbiiooggaass (vedi Capitolo 1.3, Figura 1).
Il progetto ha altresì posto in evidenza la contrarietà dell’opinione pubblica nei
confronti dei digestori di gradi dimensioni, contrarietà che è ulteriormente cresciuta
negli ultimi anni a causa del diffuso utilizzo di colture energetiche quali il mais per
l’alimentazione di tali impianti.
Per tali ragioni il presente progetto, BioEnergyFarm2, facendo seguito al
precedente, BioEnergyFarm1, si è concentrato sui digestori di piccola taglia che
utilizzano come materia prima esclusivamente o in netta prevalenza i reflui delle
aziende agricole/zootecniche .
Il progetto BioEnergyFarm2 in corso dal 1/03/2014 fino al 31/12/2016, coinvolge
13 partners provenienti da 7 diversi paesi europei con un buon potenziale per lo sviluppo
delle energia rinnovabile.
Il progetto si pone quale obiettivo principale quello di incoraggiare le aziende ad
aumentare la loro competitività economica e la loro sostenibilità ambientale,
introducendo in azienda la tecnologia della digestione anaerobica su micro-scala.
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OObbiieettttiivvii ddii BBiiooEEnneerrggyyFFaarrmm22
IInnffoorrmmaazziioonnii ee ssttrruummeennttii ppeerr llaa vvaalluuttaazziioonnee ddii ffaattttiibbiilliittàà
L’obiettivo principale del progetto è quindi quello diffondere informazioni ben
strutturate ed imparziali riguardo la sostenibilità tecnica ed economica di questi
impianti.
Il principale strumento sviluppato in quest’ambito è un “calcolatore di fattibilità”
che permette di valutare, caso per caso, la sostenibilità tecnica ed economica di un
progetto di realizzazione di un impianto di digestione su micro-scala.
Il calcolatore è disponibile online sul sito del progetto, è completamente gratuito,
utilizzabile da chiunque, ed è supportato da numerosi dati e consigli degli esperti
partecipanti al progetto.
Altri strumenti di divulgazione prodotti nell’ambito del progetto sono
rappresentati da brochures, workshops, visite di studio, incontri tecnici al fine di aiutare
gli agricoltori a valutare tutte le possibilità che offre il mercato e, soprattutto,
l’effettiva “cantierabilità” di un impianto di biogas nella propria azienda.
Sempre nell’ambito di BioEnergyFarm2 sono stati inoltre addestrati 60 esperti il
cui compito è quello di aiutare le aziende a preparare un dettagliato business plan.
AAllmmeennoo 6600 MMWW ddii ppootteennzzaa iinnssttaallllaattaa,, 8800 mmiilliioonnii ddii eeuurroo iinnvveessttiittii,, 9900kkttoonn ddii CCOO22 ddii
eemmiissssiioonnii rriiddoottttee eennttrroo iill 22002200
Il progetto BioEnergyFarm2 presuppone che le aziende contattate, supportate
dagli esperti partecipanti al progetto, realizzino impianti di piccola taglia per un totale
110 MW di potenza installata.
Pur se è probabile che non tutti i progetti ipotizzati vengano portati a termine, ci
si aspetta che la capacità di produrre energia nelle aziende aumenti di 60 MW entro il
2020 in ciascuno dei paesi coinvolti.
L’obiettivo a breve termine è quello raggiungere i 28 MW un anno e mezzo dopo la
fine del progetto.
IInnffoorrmmaarree ii ppoolliittiiccii ssuull ppootteennzziiaallee ddeeggllii iimmppiiaannttii ddii ddiiggeessttiioonnee ssuu mmiiccrroossccaallaa
Per diffondere la produzione di biogas su micro-scala e renderla davvero
sostenibile per le imprese agricole è necessario che ciascun paese adotti politiche di
sviluppo adeguate. Obiettivo del presente progetto è pertanto anche quello di
promuovere queste tecnologie, illustrandone i vantaggi economici ed ambientali ai
politici e a coloro cui spettano le decisioni in merito all’adozione di politiche di
sviluppo.
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