Bioenergia rurale. Analisi e valutazione delle biomasse a fini ... - Inea

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Rete Nazionale per lo Sviluppo RuraleBioenergia ruraleAnalisi e valutazione delle biomassea fini energetici nei territori rurali


INDICE1. CAMBIAMENTO CLIMATICO, SICUREZZA ENERGETICA E POLITICA AGRICOLA ......................... pag. 71.1 La congiuntura climatico-energetica e le fonti rinnovabili ........................................................................ pag. 91.2 Le biomasse nella politica comunitaria: dalla politica energetica alla politica agricola .... pag. 171.2.1 I Programmi comunitari per la valorizzazione energetica delle biomasse ............................................ pag. 171.2.2 Le biomasse nella Politica agricola comune ........................................................................................................... pag. 231.3 Le biomasse nella politica nazionale: il binomio energia-agricoltura .............................................. pag. 251.3.1 Le fonti rinnovabili e il ruolo delle biomasse ........................................................................................................ pag. 251.3.2 I Programmi nazionali per la valorizzazione energetica delle biomasse ................................................ pag. 342. LE TECNOLOGIE PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA DA BIOMASSA .................................................... pag. 39Premessa ....................................................................................................................................................................................................... pag. 412.1 Introduzione sulle biomasse .............................................................................................................................................. pag. 412.1.1 La qualità della biomassa ................................................................................................................................................ pag. 422.1.2 I parametri chimico-fisici della biomassa ................................................................................................................ pag. 422.2 La combustione delle biomasse ....................................................................................................................................... pag. 462.2.1 Il processo di combustione .............................................................................................................................................. pag. 462.2.2 Utilizzo delle biomasse per applicazioni civili ....................................................................................................... pag. 472.2.3 Esempio di utilizzo di cippato per la produzione di energia termica ......................................................... pag. 482.2.4 Produzione industriale di energia da biomassa solida ..................................................................................... pag. 482.2.5 La co-combustione ............................................................................................................................................................... pag. 512.3 Processi termochimici di conversione energetica: la pirolisi ................................................................... pag. 512.4 Gassificazione della biomassa ......................................................................................................................................... pag. 532.4.1 Utilizzazione del gas di gassificazione (producer gas) ..................................................................................... pag. 532.4.2 Esempi di impianti di gassificazione ........................................................................................................................... pag. 54RETELEADER 3


2.5 Biocombustibili liquidi per la produzione di energia e per auto-trazione .................................... pag. 552.5.1 Biodiesel ................................................................................................................................................................................... pag. 562.5.2 Bioetanolo ............................................................................................................................................................................... pag. 562.5.3 Olio vegetale puro: un esempio di filiera agri-energetica corta .................................................................. pag. 572.5.4 Biofuels di seconda generazione ................................................................................................................................. pag. 582.6 Il biogas: energia da effluenti zootecnici ed agro-industriali ................................................................ pag. 592.6.1 Descrizione del processo .................................................................................................................................................. pag. 592.6.2 Produzione di biogas da RSU ......................................................................................................................................... pag. 602.6.3 L’impianto di biogas da biomassa di Strem (Austria) ........................................................................................ pag. 61Bibliografia ................................................................................................................................................................................................... pag. 623. I MERCATI DELLA BIOENERGIA: AUTOCONSUMO,MICROGENERAZIONE, FILIERE AGRO-INDUSTRIALI ......................................................................................... pag. 633.1 Gli usi finali delle biomasse nel sistema nazionale: quali potenzialità? ...................................... pag. 653.2 I principali strumenti per lo sviluppo delle filiere agro-energetiche ................................................ pag. 743.2.1 Gli incentivi all’utilizzo di combustibili da biomassa per la produzione di energia elettrica ......... pag. 773.2.2 La promozione dell’utilizzazione dei biocarburanti nei trasporti ................................................................ pag. 803.2.3 Finanziamenti a bando per lo sviluppo e la valorizzazione a fini energetici di biomasse ............. pag. 843.3 La produzione di calore .......................................................................................................................................................... pag. 893.3.1 Auto-consumo (impianti termici a servizio dell’azienda) ................................................................................ pag. 903.3.2 Vendita combustibile (impianto a servizio di un gruppo di utenze approvvigionateda imprese agro-forestali locali) .................................................................................................................................. pag. 913.3.3 Servizio di Gestione Calore (impianti gestiti direttamente da imprese agro-forestali locali) ....... pag. 923.4 Il teleriscaldamento ................................................................................................................................................................... pag. 933.5 La microgenerazione elettrica .......................................................................................................................................... pag. 953.5.1 Microgenerazione da combustione di biomasse legnose ................................................................................. pag. 963.5.2 Microgenerazione da digestione anaerobica di biomasse umide ................................................................ pag. 973.5.3 Microgenerazione da combustione in motori endotermici di oli vegetali ................................................ pag. 993.5.4 Microgenerazione da gassificazione di biomasse legnose ed erbacee ...................................................... pag. 1003.6 Le filiere industriali ................................................................................................................................................................... pag. 1013.6.1 Impianti esistenti dedicati a biomassa(centrali in esercizio in regime tariffario ex CIP6 e Certificati Verdi) ....................................................... pag. 1014 RETELEADER


3.6.2 Impianti a co-combustione, ossia centrali a carbone che potrebbero essere alimentateanche con biomasse lignocelluloiche .......................................................................................................................... pag. 1033.6.3 Impianti a biomassa che dovrebbero essere realizzatia seguito della riconversione degli zuccherifici .................................................................................................... pag. 1043.7 I costi della biomassa e dell’energia: riflessioni riferite all’organizzazione della filiera ..... pag. 106APPENDICEQuadro sinottico politico-legislativo per la valorizzazione delle biomasse a fini energetici .. pag. 109Bibliografia ................................................................................................................................................................................................... pag. 1114. LA FILIERA CORTA COME MODELLO DI SVILUPPODELLA BIOENERGIA IN AMBITO RURALE .................................................................................................................... pag. 113Premessa ....................................................................................................................................................................................................... pag. 1154.1 Probio Regione Umbria: “gestione sostenibile delle foresteed utilizzo delle biomasse forestali a fini energetici” ................................................................................. pag. 1164.1.1 Descrizione del caso studio ............................................................................................................................................. pag. 1164.1.2 Indicatori economico-ambientale-territoriali utili per la corretta promozionee valutazione delle filiere agro-energetiche locali .............................................................................................. pag. 1194.1.3 Considerazioni conclusive ................................................................................................................................................ pag. 1254.2 Caso studio biogas “cascina st. Eurosia” formigara (cr) 1,2 MWE ................................................... pag. 1274.2.1 Caratteristiche tecniche ..................................................................................................................................................... pag. 1274.2.2 Caratteristiche dell’approvvigionamento ................................................................................................................. pag. 1284.2.3 Caratteristiche economiche ............................................................................................................................................. pag. 1284.3 Le “filiere corte” applicate agli impianti agro-industriali ........................................................................ pag. 129ALLEGATOConsiderazioni logistiche sulla biomassa come combustibile territoriale ................................................ pag. 1335. GLI ORIENTAMENTI DEI PSR IN MATERIA DI BIOMASSE ED IL METODO LEADER ................... pag. 1355.1 Introduzione: le biomasse negli orientamenti comunitari e nazionali ............................................. pag. 1375.2 La nuova programmazione dei PSR: coerenza e criticità rispettoalle politiche di sviluppo delle biomasse ................................................................................................................. pag. 138RETELEADER 5


CAMBIAMENTO CLIMATICO, SICUREZZAENERGETICA E POLITICA AGRICOLARETELEADER 7


1.1 La congiuntura climatico-energetica e le fonti rinnovabiliNella comunità scientifica internazionale si assiste, attualmente, a un ampio consenso relativamente al fattoche l’atmosfera terrestre si stia riscaldando e che la causa principale di tale fenomeno sia l’immissione digas clima alteranti (c.d. “gas a effetto serra”) che originano dalle attività umane, specificatamente dai settoriindustria, energia, trasporti, edilizia e agricoltura. Questi gas, tra cui anidride carbonica (CO 2 ), ossido d’azoto(N 2 O) e metano (CH 4 ), sono emessi in quantità tali da eccedere gli assorbimenti naturali da parte del suolo,degli oceani e degli ecosistemi terrestri e marini e, restando nell’atmosfera, impediscono al calore solaredi allontanarsi. Nell’ultimo Rapporto “Climate Change 2007”, l’autorevole Intergovernmental Panel on ClimateChange (IPCC) 1 stima che l’incidenza del fattore antropico sull’innalzamento della concentrazione di gasclima alteranti in atmosfera è salita dal 66% del 2001 al 90%, mentre è un dato di fatto che nel corso dell’ultimosecolo la temperatura media alla superficie del pianeta è aumentata di 0,76°C e che le emissioni diCO 2 oggi prodotte resteranno per almeno 100 anni nell’atmosfera. L’incremento della frequenza di eventi meteorologiciestremi, con processi di desertificazione, alterazione del ciclo delle piogge e innalzamento del livellodel mare, sono solo alcuni degli effetti dell’aumento della temperatura media del pianeta, con riduzioneo modificazione della biodiversità e ripercussioni sulla capacità produttiva degli agro-ecosistemi. Addirittura,le conseguenze economiche dei cambiamenti climatici si traducono in costi stimati dal 5 al 20% del Prodottointerno lordo (PIL) mondiale (Stern, 2007) 2 .Dall’analisi della consistenza del fenomeno, la riflessione si è oggi spostata sulle modalità con le quali la comunitàinternazionale e i singoli Paesi possono affrontarlo, in un contesto di governance globale e di pacificherelazioni internazionali, tenuto conto che la questione climatica si interseca con quelle relative alla sicurezzadegli approvvigionamenti energetici e alla competitività dell’economia e, dunque, alla disponibilità dienergia per ciascun Paese.Se, da un lato, i sistemi economici e sociali delle società industrializzate si sono sviluppati in modo centralizzatointorno alle energie convenzionali (petrolio, gas, carbone e nucleare), con la produzione di energiaelettrica da grandi impianti di potenza, dall’altro le crisi petrolifere e la volatilità dei prezzi di petrolio e gasper cause economiche e politiche hanno messo in evidenza la vulnerabilità delle forniture europee di energiaprimaria. Infatti, le questioni geopolitiche, con la forte concentrazione delle riserve di petrolio e gas in pochearee geografiche, spesso instabili, le prospettive di esaurimento delle fonti fossili e l’innalzamento deiprezzi delle materie prime energetiche, hanno richiamato, oggi più che mai, l’attenzione delle istituzioni co-1 L’IPCC è un gruppo intergovernativo indipendente, nato nel 1988 per volontà dell’Organizzazione Meteorologica Mondiale e dell’UNEP (United NationsEnvironment Programme) che si propone di informare l’opinione pubblica e politica sui cambiamenti climatici e sui progressi compiuti, valutando la letteraturascientifica sull’argomento e ponendo le basi per le misure necessarie a contrastarli. Nel 2007 all’IPCC è stato assegnato il premio Nobel per lapace.2 Il rapporto di Nicholas Stern sulla questione del surriscaldamento climatico, le sue implicazioni e le possibili contromisure, commissionato dal governobritannico, ha suscitato grande clamore e si è imposto come punto di riferimento per l’agenda ambientale dell’Unione Europea (UE) (Stern Review onthe Economics of Climate Change, www.hm-reasury.gov.uk).RETELEADER 9


• la “Strategia di adattamento ai cambiamenti climatici”, il cui obiettivo è ridurre le conseguenze negativee i danni derivanti dai futuri cambiamenti climatici, sfruttando le eventuali nuove opportunità che dovesserosvilupparsi.La prima strategia è chiaramente definita da vincoli internazionali ed ha trovato una prima fase di attuazionenel Protocollo di Kyoto del 1997 (Box 1.2), indirizzato prioritariamente ai Paesi industrializzati, mentre laseconda fase, in corso di negoziazione, avrà inizio a partire dal 2012 3 .La “Strategia di adattamento”, complementare alla prima ed integrativa anche sotto il profilo dei costi economicied ambientali, nasce dal fatto che non è possibile evitare che i cambiamenti climatici innescati procedanoulteriormente, anche se si riuscisse immediatamente ad azzerare le emissioni antropiche globali diCO 2 . I Paesi che hanno deciso di adottare una “Strategia di adattamento” hanno collocato al primo posto deiloro piani d’azione la ricerca scientifica; gli elementi conoscitivi ormai consolidati e il ricorso a modelli dianalisi portano alla conclusione che la temperatura del pianeta è destinata ad aumentare di un valore più probabilecompreso tra 1,8 e 4,0°C entro il 2100 – anche se l’ampiezza di questo intervallo è legata alle incertezzeinsite nel modello, prima fra tutte le politiche che l’umanità sceglierà di fare –, con un cambiamentosignificativo sulle dinamiche degli ecosistemi e con effetti sulla salute dell’uomo, sulla natura, sulla societàe sull’economia ai quali, necessariamente, occorre adattarsi. L’Europa, sulla base delle proposte relativeal mercato interno dell’energia – parte integrante della strategia di Lisbona (2000) e della strategia energeticadell’UE in vista di un’economia più sicura, sostenibile e con basse emissioni di carbonio nell’interessedi tutti – si è già data un obiettivo politico per tentare di contenere l’aumento della temperatura entro i 2°Ccon il rispetto dei vincoli di Kyoto entro il 2012 e la decisione unilaterale adottata dal Consiglio di Primavera2007 (“Principio del 20-20-20”, cfr. Box 1.3 e Box 1.4) di abbattere le emissioni di carbonio del 20% entroil 2020 (soglia estendibile al 30% in caso di accordo internazionale) e tagliare le emissioni di gas climaalteranti del 50% entro il 2050.3 La Commissione parlamentare sul cambiamento climatico ha organizzato un’audizione pubblica (ottobre 2007) sulla necessità di rivedere la strategiaper il post Kyoto; buone relazioni tra Paesi e accordi vincolanti sono emersi quali strumenti indispensabili, oltre alla necessità di forti investimenti perdisporre entro i prossimi vent’anni di un’economia a basso grado di CO 2 .RETELEADER 11


Box 1.2 - Il Protocollo di KyotoIl Protocollo di Kyoto è un accordo internazionale concluso nel 1997 nell’ambito della UNFCCC, ratificato da piùdi 170 paesi ed entrato in vigore il 16 febbraio del 2005, dopo la ratifica della Russia (novembre del 2004);affinché il protocollo entrasse in vigore, occorreva che fosse ratificato da almeno 55 paesi firmatari e che iratificanti generassero almeno il 55% delle emissioni inquinanti. L’Italia lo ha ratificato con la legge 120 del1° giugno 2002.Il protocollo prescrive che nel periodo 2008-2012 i Paesi industrializzati (Annesso I del trattato) riducano leloro emissioni di gas serra, in media del 5% al di sotto dei livelli del 1990, attraverso Piani di attribuzione deipermessi di emissione alle grandi industrie (PNA), Piani settoriali di intervento, la costituzione di serbatoi dicarbonio (sinks) e ulteriori “meccanismi flessibili”. Le parti hanno concordato che il livello procapite di emissioniinquinanti nei Paesi in via di sviluppo fosse ancora basso e alla luce del c.d. principio della “responsabilità comunema differenziata”, Paesi come Cina e India sono esentati dagli obblighi del Protocollo ed è questa una delleragioni per le quali gli Stati Uniti – maggiore Paese emettitore mondiale di gas clima alteranti – si sono rifiutatidi ratificarlo.Gli elementi fondamentali del Protocollo di KyotoSei gas serra:Anidride carbonica (CO2)Metano (CH4)Protossido di azoto (N2O)Idrofluorocarburi (HFCs)Perfluorocarburi (PFCs)Esafluoruro di zolfo (SF6)Emissioni dei Paesi industrializzati nel 1990Emissioni medie annuali dei Paesi industrializzati nel 2008-2012Riduzione del 5,2%Impegni dei Paesi industrializzati:es.: UE -8%, Italia -6,5%, Giappone -6%Misure per la riduzione delle emissioni nazionali– Piani di attribuzione dei permessi di emissione alle grandi industrie(NAP)– Piani settoriali di intervento: settore domestico, trasporti, ecc.Serbatoi di carbonio (sinks)Attività agro-forestali per aumentare la quantità di CO 2 fissatanella biomassa vegetale e nei terreni“Meccanismi flessibili”(sostitutivi di parte dell’azione nazionale):Commercio delle Emissioni (Emission Trading) =comprare e vendere licenze d’inquinamento all’esteroMeccanismo dello Sviluppo Pulito (CDM) = progettinei Paesi in via di sviluppoAttuazione Congiunta (JI) = progetti in Paesi coneconomia in transizione, ad esempio nell’Europadell’Est, in Russia®12 RETELEADER


Una importante novità introdotta dall’accordo di Kyoto è il sistema europeo di scambio delle quote di emissione(ETS) di CO 2 assegnate ai Paesi UE mediante i PNA, con lo scopo di rendere più conveniente alle industrie investireper la riduzione delle emissioni piuttosto che superare la quantità annuale loro assegnata e acquistarele quote di emissioni non utilizzate dalle imprese più “virtuose”. Nel 2005, 21 Paesi UE hanno evidenziato uncalo di 44 milioni di tonnellate di CO 2 rispetto al limite annuo UE per il triennio 2005-07, attestandosi su 1.785miliardi di tonnellate, ma a livello comunitario si è verificata un’eccedenza delle quote sul mercato e la cadutadei prezzi che ha portato la Commissione Europea a ridurre del 6% il numero di permessi per il periodo successivo,riducendo il quantitativo totale di quote di emissione proposto in 20 dei 24 PNA presentati, compresoquello dell’Italia.Box 1.3 - Il Consiglio Europeo di Primavera del 2007Il Consiglio Europeo di Primavera (8-9 marzo 2007), approvando il Pacchetto di azioni in materia energeticapubblicate dalla Commissione il 10 gennaio 2007 (Box 1.4), è giunto a conclusioni ambiziose per contrastare l’emergenzaclimatico-energetica, contenute nel Piano d’azione del Consiglio Europeo 2007-2009 “Politica energeticaper l’Europa”, comprendenti: una relazione sull’attuazione del mercato interno del gas e dell’elettricità;un piano per le interconnessioni prioritarie nelle reti dell’elettricità e del gas; proposte per promuovere una produzionesostenibile di energia da combustibili fossili; un programma di lavoro per il Piano strategico UE per letecnologie energetiche e Piani d’azione nazionali. Si tratta di misure finalizzate, secondo un approccio integratotra politiche e uno sforzo congiunto degli Stati membri, al completamento del mercato interno dell’energia eal passaggio a un’economia a basse emissioni di carbonio, rafforzandone allo stesso tempo la competitività a livelloglobale. Per la prima volta l’UE ha fissato obiettivi vincolanti (c.d. “Principio del 20-20-20”) che la impegnano,entro il 2020, a:• ridurre le proprie emissioni di gas serra del 20%;• aumentare l’efficienza energetica del 20%;• contare su un mix energetico proveniente per il 20% da fonti rinnovabili; tra queste l’8% dovrà essere generatoda biomasse e biocarburanti, arrivando a fissare per questi carburanti “verdi” un utilizzo pari al 10%sul totale di consumo di benzina e gasolio per auto-trazione, promuovendo biocarburanti di “seconda generazione”a basso impatto ambientale, provenienti da materiale forestale e graminacee, attualmente infase di studio.Gli obiettivi comunitari saranno ripartiti in maniera differenziata sulla base del meccanismo burden-sharing introdottonell’ambito del Protocollo di Kyoto che tiene conto delle posizioni di partenza dei singoli Paesi; agli Statimembri è lasciata piena facoltà di scelta del proprio mix energetico, a fronte della messa a punto di Piani diazione nazionali con obiettivi specifici per elettricità, biocarburanti e riscaldamento.RETELEADER 13


Box 1.4 - Le Comunicazioni della Commissione del 10/1/2007:il c.d. “Pacchetto di azioni in materia energetica”• “Una politica energetica per l’Europa”, COM 1/07.• “Limitare il surriscaldamento dovuto ai cambiamenti climatici a +2 gradi Celsius - La via da percorrere finoal 2020 e oltre”, COM 2/07.• “Prospettive del mercato interno del gas e dell’elettricità”, COM 841/06.• “Produzione sostenibile di energia elettrica da combustibili fossili: obiettivo emissioni da carbone prossimeallo zero dopo il 2020”, COM 843/06.• “Programma indicativo per il settore nucleare”, COM 844/06.• “Relazione sui progressi compiuti nell’uso dei biocarburanti e di altri combustibili provenienti da fonti rinnovabilinegli Stati membri dell’Unione Europea”, COM 845/06.• “Piano d’interconnessione prioritario”, COM 846/06.• “Verso un piano strategico europeo per le tecnologie energetiche”, COM 847/06.• “Tabella di marcia per le energie rinnovabili - Le energie rinnovabili nel 21° secolo: costruire un futuro piùsostenibile”, COM 848/06.• “Azioni adottate a seguito del Libro Verde - Relazione sui progressi realizzati nel settore dell’elettricità prodottada fonti energetiche rinnovabili”, COM 849/06.• “Indagine a norma dell’articolo 17 del reg. CE n. 1/03 nei settori europei del gas e dell’elettricità”, COM851/06.Per mitigare i processi di cambiamento climatico in atto garantendo la protezione dell’ambiente e, allo stessotempo, reperire ed assicurare le risorse energetiche per sostenere la crescita e lo sviluppo economico, inlinea con gli obiettivi di sostenibilità e di riduzione dei gas serra (Box 1.5), la Commissione Europea ha dovutoripensare alle proprie strategie; non solo in termini di riduzione della domanda di energia ma, soprattutto,di diversificazione degli approvvigionamenti – attraverso accordi, buone relazioni politiche e nuove collaborazionicon i Paesi produttori –, e ricorrendo alle FER in misura maggiore rispetto al passato.Ma se, da un lato, l’UE è arrivata, attualmente, a detenere la leadership a livello mondiale nel settore dellefonti rinnovabili, dall’altra il ruolo delle FER e, tra queste, quello delle biomasse, è ancora piuttosto contenutonel mix energetico complessivo (Box 1.6), contribuendo, rispettivamente, al 6,5% e al 4,2%. In particolare,l’eolico, le biomasse per la produzione elettrica, il mini-idrico e il fotovoltaico sono le FER che hanno fatto segnarenell’ultimo decennio, nel territorio comunitario, la crescita più sostenuta e su queste si sono concentratele politiche pubbliche di sostegno.14 RETELEADER


Box 1.5 - Sviluppo sostenibile, cambiamenti climatici ed energie puliteSe con l’Atto unico europeo del 1986 l’ambiente è stato finalmente inserito nel Trattato CEE, la promozione diuna crescita sostenibile e rispettosa dell’ambiente diventa una priorità per l’UE nel 1992 con il Trattato di Maastrichte un fattore chiave trasversale delle politiche comunitarie con il V Programma di azione ambientale1992-2000.Il concetto di sviluppo sostenibile, però, prende forma nel 2001 e sintetizza un problema di grande complessità:come rendere compatibili le esigenze dell’economia con le ragioni dell’ambiente. Questa necessità viene sentitaa livello non solo di singolo territorio ma dell’intero pianeta e pone le basi per una strategia comunitaria chesi fonda sul presupposto che lo sviluppo sostenibile sia pensato e implementato con la partecipazione locale, nelrispetto della cultura e delle tradizioni dei popoli, tenendo conto delle problematiche da affrontare ma soprattuttodelle potenzialità da valorizzare per la tutela e gestione del territorio al fine di “rispondere alle esigenzedel presente senza compromettere la capacità delle generazioni future di soddisfare le proprie (Strategia per losviluppo sostenibile, COM 264/01)”.Qualche anno più tardi, nella rinnovata strategia dell’UE a favore dello sviluppo sostenibile (COM 268/05; documentodel Consiglio Europeo 10917/06) fortemente basata sull’integrazione tra politiche, l’attenzione comunitariasi focalizza su sette sfide per tutti gli Stati membri, ritenute particolarmente importanti: 1) i cambiamenticlimatici e le energie pulite; 2) i trasporti sostenibili; 3) i consumi e la produzione sostenibili; 4) la conservazionee gestione delle risorse naturali; 5) la sanità; 6) l’inclusione sociale; 7) la demografia, le migrazionie la povertà globale.Nella relazione della Commissione sui progressi nell’applicazione della strategia dello sviluppo sostenibile (COM642/07) emerge che sia l’UE che gli Stati membri sono riusciti a definire opportuni quadri strategici, determinandouna crescente convergenza tra il grande obiettivo di lungo periodo attinente allo sviluppo sostenibile incentrato“sulla qualità della vita, l’equità tra generazioni e la tenuta della società europea” e l’obiettivo a mediotermine di assicurare la crescita e l’occupazione nel contesto della strategia di Lisbona per un’economia basatasulla conoscenza, competitiva e dinamica (Consiglio Europeo, 23-24 marzo 2000), coerentemente con gliobiettivi fissati per il periodo 2005-08 (Raccomandazione 2005/601/CE). Tuttavia, la Commissione riconosceche tutti i Paesi UE devono attribuire una priorità specifica alla prima sfida relativa ai cambiamenti climatici ealle energie pulite, puntando ad aumentare sensibilmente il loro uso, impegnandosi ad assicurare trasporti compatibilicon l’ambiente e ad intensificare gli sforzi per arrestare la perdita della biodiversità.RETELEADER 15


Box 1.6 - Il fabbisogno energetico nell’UEI consumi di energia primaria nell’UE-27 hanno superato i 1.800 milioni di tonnellate equivalenti petrolio(MTEP) nel 2005; il 61% delle emissioni di CO 2 , nel territorio comunitario, è generato proprio dall’utilizzo dienergia, seguito dai trasporti (21%) e dall’agricoltura (9%). Mentre il fabbisogno di energia dell’UE è in continuoaumento, la capacità energetica comunitaria risente di debolezze strutturali riguardo alle reti di approvvigionamento,trasformazione e distribuzione dell’energia nonché di forti criticità. I combustibili fossili rappresentanola fonte di energia primaria prevalente (quasi l’80% nell’UE-27, circa l’88% per l’Italia), mentre la dipendenzadegli approvvigionamenti dall’estero per le forniture di petrolio e gas si è attestata intorno al 50%(media UE), percentuale che tocca addirittura l’85,1% per l’Italia (EUROSTAT, 2005).Tab. 1.1 - Fabbisogno energetico nell’UE-27Fonte energia, 2005 MTEP % su totale fonte energiaSolidi (carbone) 331,2 18,2Gas 436,8 24,0Petrolio 671,6 36,9Nucleare 262,1 14,4Rinnovabili 118,3 6,5Fotovoltaica 0,73 0,04Idroelettrica 30,9 1,7Eolica 5,5 0,3Biomasse e rifiuti 76,4 4,2Geotermica 5,5 0,3TOTALE 1.820,0 100Fonte: elaborazioni su dati Commissione Europea, DG TREN ed EUROSTAT, 2007.In sostanza, la penetrazione di mercato delle fonti rinnovabili, in Europa, non è riuscita a crescere di pari passocon il progresso tecnologico delle energie stesse; d’altra parte se l’energia rinnovabile ha il vantaggio diessere “potenzialmente illimitata” e di ridurre le emissioni inquinanti, di contro ha un costo per kilowattora(KWH) prodotto ancora elevato per poter costituire una valida alternativa, in tempi brevi, ai combustibili fossili,i quali, per effetto della mancata inclusione dei costi esterni (danni all’ambiente, rischio salute pubblica,ecc.) nei prezzi di mercato, continuano ad avere un vantaggio ingiustificato sotto il profilo economico rispettoalle energie rinnovabili. Le FER, inoltre, richiedono un sistema decentralizzato (con conseguenti difficoltàamministrative), in quanto offrono condizioni maggiormente remunerative se si ricorre ad impianti dipiccola taglia alimentati da risorse naturali e, dunque, necessitano di un forte legame con il territorio che leproduce, dove diventa indispensabile la capacità di fare sistema a livello locale. A tutto ciò si aggiungono i16 RETELEADER


costi, che variano in funzione di numerosi fattori: le risorse e le tecnologie interessate; gli investimenti delleimprese (con lunghi periodi di ammortamento); i problemi tecnico-economici (ad esempio le variazionistagionali del fotovoltaico); la difficoltà di connessione alle reti elettriche centralizzate. I progressi allo sviluppodi questo settore in ambito comunitario, pertanto, si devono in gran parte agli sforzi compiuti in alcuniStati membri piuttosto che in altri.1.2 Le biomasse nella politica comunitaria: dalla politica energetica allapolitica agricola1.2.1 I Programmi comunitari per la valorizzazione energetica delle biomasseL’interesse dell’UE sulle opportunità di valorizzare le fonti rinnovabili a fini energetici, e tra queste le biomasseagro-forestali, matura negli interventi programmatici e normativi a metà degli anni ’90 (Cfr. Appendice),quando si riconosce alle FER un ruolo importante nelle politiche di tutela ambientale e di risparmio energetico.In quegli anni, l’avvio della liberalizzazione del mercato dell’elettricità (direttiva 96/62/CE, sostituitadalla direttiva 2003/54/CE) e del mercato del gas (direttiva 98/30/CE, sostituita dalla direttiva2003/55/CE), ha rafforzato il ruolo di coordinamento comunitario in materia energetica; allo stesso tempo,“l’esplodere” della questione ambientale oltre la dimensione di tipo nazionale, ha portato l’UE ad emanarenorme cogenti per gli Stati membri, a negoziare posizioni comuni e a predisporre documenti di indirizzo eorientamento al fine di elaborare strategie di sviluppo in materia energetica a lungo termine, sulla base delconcetto innovativo della “sostenibilità ambientale”.Per incrementare l’incidenza delle FER e, in particolare, delle biomasse sul mix energetico comunitario, laCommissione ha avuto, inizialmente, ipotesi ambiziose alimentate, da un lato, dai potenziali esistenti negliambiti forestali e agricoli e dalle possibilità di utilizzo (soprattutto calore per autoconsumo e produzione dibiocombustibili) e, dall’altro, dai potenziali benefici in termini di incremento dell’occupazione, risparmio percombustibile, minore dipendenza dalle importazioni di fonti fossili e riduzione delle emissioni di CO 2 . Nel LibroVerde “Energia per il futuro: le fonti energetiche rinnovabili” del 1996, infatti, la Commissione si proponel’obiettivo, al 2010, del 12% di energia rinnovabile sul consumo interno lordo di energia, puntando a triplicareil contributo delle biomasse, passando da 44,8 MTEP del 1995 a 135 MTEP.Successivamente, la crescita contenuta di gran parte delle fonti rinnovabili e la preoccupazione per la progressivaperdita di autosufficienza energetica dell’UE, hanno portato la Commissione a ritenere che la diversificazionedelle fonti energetiche dovesse passare necessariamente attraverso un cambiamento di comportamentodei consumatori, incentivato da sovvenzioni pubbliche, detrazioni fiscali, sostegni finanziari einformazione sui problemi energetici; nel Libro Verde del 2000 sulla sicurezza degli approvvigionamenti laCommissione rivede, dunque, l’incidenza delle energie rinnovabili sul fabbisogno energetico globale, assegnandogliun peso più “contenuto”, pari al 5,2% entro il 2010.RETELEADER 17


Box 1.7 - Biomassa e biocombustibili: il fondamento giuridico(dir. 2001/77/CE; dir. 2003/30/CE)BiomassaBiocarburanti (carburanti liquidi o gassosi per i trasportiricavati dalla biomassa)“È la parte biodegradabiledei prodotti, rifiuti eresidui provenienti dall’agricoltura,comprendentesostanze vegetali e animali,dalla silvicoltura edalle industrie connesse,nonché la parte biodegradabiledei rifiuti industrialie urbani”• Bioetanolo - etanolo• Bio-ETBE (etil-tertio-butil-etere) -prodotto da bioetanolo (il 47% èla percentuale in volume calcolatacome biocarburante)• Biodiesel - estere metilico ricavatoda olio vegetale o animale• Biometanolo - metanolo• Bio-MTBE (metil-terziario-butiletere)- prodotto da biometanolo(il 36% è la percentuale in volumecalcolata come biocarburante)• Olio vegetale puro - prodotto dapiante oleaginose mediante pressione,estrazione o processi analoghi,greggio o raffinato ma chimicamentenon modificato• Biocarburanti sintetici - idrocarburisintetici o miscele di idrocarburisintetici• Biodimetiletere - etere di metilico• Biogas - gas combustibile• Bioidrogeno - idrogenoNegli anni successivi, tuttavia, la Commissione è fortemente motivata a ritenere che, tra le fonti energeticherinnovabili, le biomasse agro-forestali – alle quali viene assegnata una definizione giuridica (Box 1.7)– possano svolgere un ruolo importante sia per la lotta contro il cambiamento climatico sia per la sicurezzadell’approvvigionamento energetico, contribuendo a creare innovazione, nuovi settori di attività e occupazionenelle zone rurali. Infatti, da un lato, l’agricoltura consuma combustibili fossili per le operazioniaziendali ed emette nell’atmosfera metano e ossido d’azoto proveniente dalla zootecnia e dalle colture, risentendoal tempo stesso dei mutamenti climatici in atto (erosione e degrado dei suoli, sfruttamento dellerisorse idriche, deforestazione, rischio incendi, perdita di biodiversità, ecc.); dall’altro, però, essa può giocareun ruolo attivo nel contenimento delle emissioni dei gas serra, in termini di fissazione temporanea dicarbonio nei suoli, nelle produzioni vegetali e arboree, nell’accrescimento naturale dello stock di biomasseforestali e prodotti a base di fibre legnose e, soprattutto, nella produzione di biomasse agro-forestali daimpiegare a fini energetici.Attraverso trattamenti e processi di trasformazione come la digestione anaerobica, la fermentazione alcolicae la pirolisi, che utilizzano tecnologie sempre più evolute, la biomassa diventa biocombustibile (Prospetto1.1), utilizzabile in impianti per la produzione di energia elettrica e/o termica, mentre i materiali legnosi(residui della lavorazione del legno, paglia, ecc.) vengono bruciati direttamente per ricavarne calore.18 RETELEADER


Prospetto 1.1 - Trattamenti e processi di trasformazione della biomassa in biocombustibileTipo di biomassa Processo di trasformazione Prodotto Utilizzo finaleMateriali legnosi e residui agricoli Combustione Calore Riscaldamento, elettricità(paglia, potature, ecc.)Liquami e residui zootecnici Digestione anaerobica Biogas Riscaldamento, elettricitàPiante oleaginose (colza, girasole, soia) Esterificazione degli oli Biodiesel Motori dieselPiante zuccherine e amidacee Fermentazione degli zuccheri Bioetanolo Motori a benzina(barbabietola, sorgo, mais)in alcool etilicoNel 2005, con il Piano d’azione per la biomassa, la Commissione Europea affronta i problemi individuati neimercati europei e definisce un programma coordinato di azioni per il miglioramento dell’approvvigionamentoe dell’offerta di biomassa, la rimozione degli ostacoli tecnici e la promozione della ricerca 4 . Il Piano“corregge”, per l’adesione dei nuovi Stati membri, l’obiettivo globale del Libro Bianco del 1997 (135MTEP/anno di biomasse entro il 2010), portandolo a 149,4 MTEP/anno per l’UE-25 e promuove l’utilizzo dellebiomasse (Box 1.8) per il riscaldamento domestico (per una quota pari al 50,1%), per la produzione dielettricità (37,4%) e per la produzione di biocarburanti, in particolare biodiesel e bioetanolo (12,5%).Le proiezioni attuali (COM 848/06/CE) tuttavia, indicano che l’obiettivo del 12% di FER nel mix energeticodell’UE al 2010 fissato nel Libro Bianco del 1997 non sarà raggiunto, potendo arrivare intorno al 10%, nonostanteil contributo delle energie rinnovabili sia cresciuto del 55% in valore energetico assoluto in diecianni e quello delle biomasse sia aumentato del 58,7%.In attesa che la Commissione disegni un quadro comunitario per i regimi di sostegno con l’emanazione di unadirettiva quadro relativa alle FER – in cui venga regolamentata anche la produzione di riscaldamento e raffreddamentoda fonti rinnovabili – e di un piano d’azione sulla valorizzazione industriale delle materie primerinnovabili, il Parlamento Europeo ha sollecitato l’istituzione di Piani d’azione comunitari e nazionali,sostenendo l’accordo sulla distribuzione degli obiettivi fissati dalla Commissione con il “Principio del 20-20-20”, raccomandando la creazione di infrastrutture e di un ambiente di mercato favorevole alla loro espansionee sollecitando, allo stesso tempo, la diversificazione delle fonti energetiche e dei fornitori 5 .Allo stato attuale, la complessità e il carattere decentrato della maggior parte delle applicazioni delle energierinnovabili hanno creato molti problemi amministrativi, con norme poco chiare e discriminatorie in materiadi accesso alla rete e mancanza di informazioni per fornitori, installatori e clienti. Inoltre, i mercati nazionalidell’energia elettrica e del gas, nonostante i processi di liberalizzazione e privatizzazione avviati ne-4 Oltre a integrare le direttive per la produzione di elettricità da FER e di biocarburanti (dir. 2001/77/CE, dir. 2003/30/CE, dir. 2003/96/CE), il Pianopropone di incoraggiare il teleriscaldamento, ridurne l’IVA e innalzare il rendimento delle installazioni domestiche (che prende forma con le successivedirettive 2006/32/CE e 2006/112/CE e con la decisione 2007/74/CE).5 Cfr. Risoluzioni del Parlamento europeo “Tabella di marcia per le energie rinnovabili” del 25 settembre 2007 e “Verso una politica estera comune dell’Europain materia di energia” del 26 settembre 2007.RETELEADER 19


Box 1.8 - Gli usi a fini energetici delle biomasse nell’UE• Produzione di elettricità a partire da biomassa - copre il 2% del consumo totale di elettricità nell’UE e comprendetre tipi di combustibile: biomassa solida; biogas; frazione biodegradabile dei rifiuti solidi urbani. Negliultimi anni la biomassa solida ha avuto una significativa accelerazione nella produzione di energia elettricadalla combustione di prodotti agro-forestali e di residui nelle centrali termiche, tanto che nel 2005 sonostati prodotti 58,7 MTEP (+5,6% rispetto al 2004). I principali Paesi produttori sono Francia, Svezia,Germania e Finlandia; nei Paesi scandinavi le tradizioni consolidate nel settore della biomassa e l’importanzadel settore forestale, con impianti di grandi dimensioni che operano in modalità di cogenerazione (produzionecongiunta di elettricità e calore), hanno favorito lo sviluppo della produzione di elettricità da biomassasolida. Circa la metà degli Stati membri consente la co-combustione di biomassa solida nelle centraliconvenzionali, con tassi di crescita nel settore particolarmente elevati per Gran Bretagna e Ungheria.• Biogas - la produzione di biogas da deiezioni animali e rifiuti, che ha raggiunto 4,7 milioni di tonnellate nel2005 (+11,1% rispetto al 2004), si concentra per il 47% in due soli Paesi, Regno Unito e Germania. I dueterzi della produzione totale UE sono utilizzati per la produzione di energia elettrica e un terzo per la produzionedi energia termica, mentre è ancora residuale la trasformazione in carburante per auto-trazione,ad eccezione della Svezia che si distingue in questo settore. Il biogas può essere trattato in piccole unità all’internodelle aziende agricole oppure all’interno di impianti collettivi centralizzati, unitamente a concimesolido o liquido e ad altri rifiuti organici.• Biocarburanti - la produzione comunitaria di biocarburanti nel 2005 è stata di 3,9 milioni di tonnellate(+64,7%), di cui 3,1 milioni di tonnellate di biodiesel, settore in cui l’UE detiene la leadership a livello mondiale.L’Italia si è collocata al terzo posto dopo Germania e Francia, con 396.000 tonnellate di biodiesel. Laposizione mondiale dell’UE nella produzione di bioetanolo è invece modesta, con circa 1,5 milioni di tonnellatecomplessive di ETBE prodotte da 721.927 tonnellate di etanolo nel 2005. I principali produttori comunitarisono Spagna, Svezia, Germania, Francia e Polonia.gli ultimi anni e una loro maggiore dinamicità per effetto dell’innovazione tecnologica e dei cambiamenti nellemodalità di consumo, spesso continuano ad essere esposti al riemergere di condizioni di monopolio 6 .L’UE, inoltre, ha fissato obiettivi giuridicamente vincolanti per una quota di energie rinnovabili solo recentementecon il Consiglio di Primavera del 2007 (Box 1.3), mentre il quadro normativo preesistente in mate-6 Al riguardo, nel settembre 2007, la Commissione ha presentato un pacchetto di proposte per promuove lo sviluppo sostenibile stimolando l’efficienzaenergetica e assicurando che anche le piccole imprese che investono nelle FER abbiano accesso al mercato dell’energia; le proposte mirano a rafforzareil mercato UE dell’energia sotto il profilo di diversificazione dell’offerta, di accesso all’approvvigionamento e di crescita di energia pulita con i seguentipunti chiave: 1) separazione tra reti, in modo che i soggetti titolari della proprietà e gestione di reti di elettricità e gas siano diversi da quelli che svolgonoattività di produzione e distribuzione, al fine di incentivare gli investimenti e l’interconnessione, contenere i guasti e calmierare i prezzi all’utenza;2) adozione di una “Carta degli utenti” volta a garantire trasparenza, informazione e tutela. 3) istituzione di un’Agenzia europea di raccordo tra leAuthority nazionali per semplificare gli scambi transfrontalieri.20 RETELEADER


ia di un loro utilizzo è risultato efficace, in termini di sviluppo (Fig. 1.1), solo per il settore dell’energia elettrica(Box 1.9), risultando debole nel settore dei trasporti e del tutto assente per il settore dell’energia rinnovabileper il riscaldamento e raffreddamento 7 .Box 1.9 - Le norme per l’utilizzo di elettricità da fonti rinnovabili• La direttiva 2001/77/CE ha fissato l’obbligo, entro il 2010, del 12% di consumo interno lordo di energiada FER e del 22,1% di elettricità prodotta da fonti rinnovabili (8% da biomasse agro-forestali) sul consumototale UE di elettricità.• Gli Stati membri, per i quali sono previsti obiettivi differenziati e la possibilità di utilizzare strumenti e misurepiù appropriate a sostegno del mercato, devono far sì che l’origine dell’elettricità prodotta da FER siagarantita secondo criteri oggettivi e trasparenti, oltre a razionalizzare le procedure a livello amministrativoe porre l’obbligo, per i Gestori di rete, di garantire che la tariffazione per la trasmissione e la distribuzionedell’elettricità proveniente da impianti che utilizzano FER rifletta i vantaggi in termini di costi che nederivano. In attesa di un quadro comunitario per i regimi di sostegno, i meccanismi applicabili a livello nazionalepossono variare dagli aiuti agli investimenti, alle esenzioni e sgravi fiscali, alle restituzioni di imposta,ai regimi a sostegno dei prezzi e al meccanismo dei Certificati Verdi (CV).• Sul fronte normativo, gli input allo sviluppo di questo settore, oltre a discendere dalla direttiva 2003/96/CEsulla tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità che, inoltre, autorizza gli Stati membri a ridurre oesentare dall’accisa (imposta di fabbricazione) le miscele contenenti biocarburanti, si devono alla dir.2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione, alla dir. 2006/32/CE sull’efficienza degli usi finali dell’energiae dei servizi energetici e alla decisione 2007/74/CE sui valori di rendimento di riferimento armonizzati,riguardo alla promozione della cogenerazione.Riguardo al settore dei trasporti, nonostante l’UE si sia orientata sin dal 2000 all’introduzione progressiva negliStati membri di una quota percentuale nell’impiego di biocarburanti di origine agricola sull’insieme di gasolioe benzina commercializzati e ad autorizzare misure di ordine fiscale volte a coprire il differenziale diprezzo tra i carburanti “verdi” e quelli di origine fossile, l’incidenza al fabbisogno energetico lordo dei biocarburantirisulta limitato ad appena 0,5 MTEP nel 2005 (dati EUROSTAT). Il mancato raggiungimento degli obiettivifissati dalla direttiva 2003/30/CE (2% del consumo energetico nei trasporti con biocarburanti nel 2005) 87 Il settore del riscaldamento beneficia solo recentemente dell’applicazione delle norme sulla cogenerazione e dell’aliquota Iva ridotta sulla fornitura diteleriscaldamento (riscaldamento congiunto per piccole utenze, generalmente intorno alle 150 unità) per effetto della direttiva 2006/112/CE, a frontedi tecniche per la trasformazione del legno e degli scarti in legno in pellet standardizzati che si sono da poco perfezionate ma che si propongono per unmercato dei consumi domestici attualmente in espansione.8 Tra le molteplici cause si possono citare: i diversi obiettivi nazionali per la quota di mercato dei biocarburanti; gli aspetti strategici legati al mercato dei veicolie all’impegno della case automobilistiche in termini di tecnologia; le norme tecniche per le specifiche dei biocombustibili; l’equilibrio tra produzionenazionale e importazioni; gli ostacoli tecnici, come il trasporto di benzina miscelata con etanolo.RETELEADER 21


Fig. 1.1 - Lo sviluppo delle energie rinnovabili nella UE60504012108ElettricitàRiscaldamentoMtep306204102Trasporti01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 20040Fonte: Commissione Europea, 2007.e la necessità di ridurre i consumi energetici nel settore dei trasporti, che assorbe addirittura il 30% del fabbisognoenergetico comunitario ed è responsabile del 21% di tutte le emissioni di gas serra nell’UE, hannofatto sì che la Commissione lanciasse un ambizioso piano per incentivarne la produzione, attraverso la “Strategiadell’UE per i biocarburanti” del 2006. La strategia si articola in un ampio ventaglio di strumenti di mercatoe di ricerca e prevede il riesame o l’adozione di provvedimenti legislativi per incoraggiare la produzionee l’uso dell’etanolo, ridurre la domanda di biodiesel e favorire l’autosufficienza energetica delle impreseagricole. Viene incoraggiata, in particolare, la produzione sostenibile di biocarburanti c.d. di “seconda generazione”,quali etanolo da materiali cellulosici e biodiesel da gassificazione di biomasse non oleose e conversionedel gas di sintesi in idrocarburi da raffinare.Con il “Principio del 20-20-20”, la Commissione Europea si è impegnata a proporre le modalità per raggiungeregli obiettivi obbligatori di incorporazione del 20% delle energie rinnovabili nel consumo energeticototale dell’UE entro il 2020 e a tradurre in vincoli normativi l’incorporazione del 10% per i carburanti“verdi” nel totale dei consumi di benzina e gasolio per auto-trazione.Alla base di ogni futura normativa per la promozione di biocarburanti e di biomassa il Parlamento europeo“ritiene essenziale che l’UE garantisca che tale uso non rappresenti una minaccia per la sicurezza alimentareglobale e non comporti un’ulteriore pressione sulle foreste naturali, l’espansione delle piantagioni monoculturalio di specie esotiche, o l’aggravamento della situazione del cambiamento climatico (Risoluzione “Versouna politica estera comune dell’Europa in materia di energia” del 26/9/07)”. Al riguardo, il Parlamentoha invitato la Commissione ad elaborare un sistema di certificazione dei biocarburanti europei ed extracomunitariche sia esaustivo e obbligatorio e assicuri che la loro produzione non comporti, direttamente o indirettamente,la perdita di biodiversità, la riduzione di risorse idriche, la diminuzione delle riserve di carbonioo problemi sociali come il rincaro dei prezzi dei prodotti alimentari.22 RETELEADER


Va detto, comunque, che per assicurare una produzione e un uso sostenibile delle bioenergie dal lato economico,ambientale e sociale, ciascuno Stato membro dovrebbe definire criteri 9 e disposizioni da “calibrare”in funzione delle biomasse da produrre, della loro destinazione d’uso e del mercato di riferimento, considerandotutta una serie di questioni e gruppi di variabili qui accennati (Box 1.10) ma che richiederebbero unaben più ampia riflessione.Box 1.10 - Orientamento del mercato internazionale e dell’agricolturaverso produzioni energetiche: quali variabili?• Benefici per la collettività: riduzione di CO 2 ; resa energetica; sicurezza di approvvigionamento; rispettodi norme ambientali e sociali; preservazione del sito di produzione; nuovi sbocchi produttivi per l’agricoltura;creazione di valore aggiunto a livello locale.• Costi per la collettività: uso intensivo dei terreni; deforestazione; maggiore impiego di fertilizzanti epesticidi; uso di risorse idriche; utilizzo di semi geneticamente modificati; perdita della biodiversità; sussidiall’agricoltura; misure fiscali.• Disequilibri locali a causa del coinvolgimento economico e sociale di più settori (energia, ambiente, agricoltura)e degli interessi di gruppi di attori coinvolti (governo, popolazione rurale, agricoltori, industria automobilistica,cittadini, ambientalisti).• Disequilibri globali a causa della domanda di terra e conflittualità con le produzioni agro-alimentari: lacrescita della domanda energetica e la possibile convenienza a produrre materia prima no food può portarea una forte pressione sull’allocazione della terra a discapito delle produzioni agro-alimentari, con rischiodi distorsione del mercato (aumento del prezzo dei cereali e degli alimenti), nonché rischio per la sicurezzaalimentare in termini di approvvigionamento e rischio di instabilità politica in Paesi a basso reddito cheimportano cereali.• Progresso tecnologico: occorrono risorse e tempo da investire nella ricerca perché lo sviluppo tecnologicosia in grado di aumentare le rese, ridurre i costi di trasformazione, migliorare l’efficienza energetica, ridurrela domanda di terra (ad esempio produzione di etanolo da biomasse cellulosiche o ligneo-cellulosiche).1.2.2 Le biomasse nella Politica agricola comuneLa riforma della Politica agricola comune (PAC) del 2003 ha reso il sostegno al reddito non più vincolato allaproduzione agricola, incoraggiando i produttori a cogliere le opportunità di mercato e incentivando il ruolomultifunzionale dell’azienda agricola. In questo contesto, con lo scopo di incentivare gli agricoltori ad au-9 Recentemente, l’ONU-Energy (Sustainable Bioenergy: a framework for decision makers, maggio 2007) ha evidenziato la necessità di definire i seguentiindicatori internazionali di sostenibilità riguardo alle bioenergie: povertà, sviluppo agro-industriale, salute, agricoltura, sicurezza alimentare, finanziamenti,commercio, biodiversità, cambiamenti climatici.RETELEADER 23


mentare la produzione di biocarburanti (come definiti dalla dir. 2003/39/CE - cfr. Box 1.7) e di energiaelettrica e termica a partire da biomassa, la riforma ha offerto loro la possibilità di coltivare qualsiasi materiaprima agricola sulle superfici abbinate a titoli da riposo (set-aside no food) 10 , come dispone il regolamentoCE 1782/03 (art. 55, 56, 107), e sulle superfici per le quali è stato richiesto l’aiuto (art. 88) per lecoltivazioni energetiche (Box 1.11), purché formi oggetto di un contratto tra produttore e primo trasformatoreo di un contratto tra produttore e collettore (reg. CE 319/06) per garantire che tali colture siano trasformatein prodotti energetici.Box 1.11 - Colture energetiche e utilizzo finaleErbacee annualiErbacee poliennaliLegnose a corta rotazioneoleaginose: colza, girasole, soia, ricinozuccherine e amidacee: barbabietola da zucchero,sorgo zuccherino, topinambur, mais, patata,frumentoda fibra: kenaf, canapa, sorgo da fibracanna comune, miscanto, panico, cardopioppo, salice, eucalipto, robinia, ginestraBiocarburante (biodiesel)Biocarburante (bioetanolo)Biomassa combustibileIl sostegno specifico alla promozione delle colture energetiche ammonta a 45 euro/ettaro, per una superficiecomplessiva fissata in 1,5 milioni di ettari su tutto il territorio europeo; il meccanismo di sostegno si basasul criterio del riconoscimento di un credito energetico per la mancata immissione in atmosfera del carboniofossile derivante dal combustibile che viene sostituito. Se il limite di superficie da destinare alla colture energeticheviene superato, la superficie per la quale ciascun agricoltore può richiedere l’aiuto è ridotta proporzionalmente,applicando un coefficiente tale da garantire che non sia superato lo stanziamento reso disponibiledall’UE 11 .10 Prima della riforma della PAC del 2003 tali colture potevano essere impiantate su terreni ritirati dalla produzione e beneficiare solo degli aiuti fissatidal meccanismo del set aside; attualmente l’aiuto nazionale autorizzato è fino al 50% dei costi per colture pluriennali destinate alla produzione di biomassasui terreni messi a riposo.11 Nel 2007, 10 dei nuovi Stati membri che si avvalgono del regime di pagamento unico per superficie sono stati ammessi a beneficiare dell’aiuto in parolae, di conseguenza, la superficie massima è stata aumentata da 1,5 a 2 milioni di ettari; tuttavia, poiché le domande per gli aiuti PAC per le coltureenergetiche hanno raggiunto complessivamente 2,84 milioni di ettari (+0,84%), il Comitato di gestione UE per i pagamenti diretti ha proposto di applicareun coefficiente di riduzione dello 0,70337 in modo da corrispondere agli agricoltori un aiuto di 45 euro per ettaro per poco più del 70% dellasuperficie per cui hanno richiesto l’aiuto.24 RETELEADER


In deroga all’art. 88 del regolamento CE 1782/03 e previa autorizzazione, come dispone il reg. CE 1973/04(modificato dal reg. CE 993/07), gli agricoltori possono:a) utilizzare tutti i cereali o tutti i semi oleosi raccolti:• come combustibile per riscaldare la propria azienda;• per produrre nell’azienda energia o biocarburanti;b) trasformare nell’azienda agricola tutta la materia prima raccolta (cedui a rotazione breve, cereali, semioleosi) in biogas.La semplificazione del regime di aiuti PAC per le colture energetiche che lascia, in particolare, la possibilità pergli Stati membri di sostituire la cauzione con il “sistema di accreditamento facoltativo” dei collettori e dei primitrasformatori, ha ridotto sensibilmente gli oneri amministrativi ed ha contribuito ad aumentare l’interesse perla produzione di biomasse sia tra gli agricoltori che nell’industria della trasformazione. Il regime di aiuti, cheha cominciato ad essere applicato nel 2004, è passato da una superficie interessata di 0,31 milioni di ettari a0,57 milioni di ettari nel 2005, a 1,23 milioni di ettari nel 2006 fino a raggiungere 2,84 milioni di ettari nel2007 quando, per la prima volta, è stato utilizzato integralmente lo stanziamento di 90 milioni di euro.Sebbene il regime di aiuti PAC si sia rivelato utile per stimolare a livello europeo la produzione di biocarburanti,la Commissione sta valutando nei propri documenti di lavoro se esso sia ancora necessario, dal momento cheesiste un obiettivo vincolante per i biocarburanti e il mercato si trova comunque in una fase di sviluppo.L’apertura del mercato dell’energia agli operatori agricoli e l’instaurazione di attività imprenditoriali dedicatealla raccolta, alla trasformazione e alla commercializzazione delle biomasse agro-forestali, possono avere importantiricadute economiche e sociali, dirette e indirette, sull’occupazione e sul territorio; si tratta di attivitàche possono essere sostenute (cfr. Capitolo 5) attraverso un ampio ventaglio di misure previste nel secondopilastro della PAC, ovvero nella nuova politica di programmazione per lo sviluppo rurale 2007-2013 (regolamentoCE 1698/05).1.3 Le biomasse nella politica nazionale: il binomio energia-agricoltura1.3.1 Le fonti rinnovabili e il ruolo delle biomasseLa produzione di energia da fonti energetiche rinnovabili, in Italia, ha fatto registrare nel 2006 un incrementodel 3,3% rispetto all’anno precedente, attestandosi a quota 13,9 MTEP, rispetto a un consumo interno complessivodi 195,6 MTEP (+0,6%).Seppure le fonti rinnovabili abbiano fatto registrare negli ultimi dieci anni una crescita superiore a quella registratanella media UE 12 – anche se con punte più elevate per eolico e geotermico e crescite più contenute12 EurObserv’ER ha calcolato il 2,6% di aumento annuo in Italia delle FER contro l’1,6% di aumento annuo della media UE.RETELEADER 25


per altre fonti, come le biomasse – l’apporto delle FER al fabbisogno energetico nazionale risulta ancoramodesto a fronte di consumi energetici, il cui trend, invece, è aumentato al di sopra della media europea(+2,4% nel 2005). La quota delle fonti rinnovabili sull’offerta totale di energia primaria rappresenta il 7,1%(Tab. 1.2); tale quota risulta in media con i valori europei ma è ancora piuttosto contenuta rispetto a quelladi Paesi come Svezia, Finlandia e Austria. In questi Paesi, infatti, l’apporto delle FER contribuisce per oltre il20% al fabbisogno energetico nazionale (dati EurObserv’ER) per effetto, soprattutto, di strumenti in vigoreda tempo che ne hanno incrementato l’utilizzo, come gli aiuti agli investimenti, le misure fiscali, la certificazione,il labeling, l’informazione e il sostegno alla ricerca 13 .Le biomasse, specificatamente, incidono solo per il 30% sulla composizione delle FER in Italia, mentre il 65%è costituito dalle fonti idroelettrica e geotermica e il restante 4% dalle fonti solare ed eolica (EurObserv’ER,2006).Tab. 1.2 - La produzione energetica nazionaleFonte energia, 2006 MTEP % su totale Produzione energetica % su produzionefonte energia nazionale (MTEP) nazionaleSolidi (carbone) 17,4 8,9 0,6 2,3Gas 69,7 35,6 9,1 31,6Petrolio 84,8 43,3 5,8 20,1Rinnovabili (di cui 30% biomasse) 13,9 7,1 13,2 46,0Energia elettrica (quota importata) 9,8 5,0 0 0TOTALE (approssimato per eccesso) 195,6 100 28,7 100Fonte: elaborazioni su dati Ministero dello Sviluppo economico, Osservatorio Statistico Energetico.D’altra parte, l’approvvigionamento energetico del nostro Paese è basato prioritariamente sui combustibilifossili ed è fortemente dipendente dall’estero (Tab. 1.3); potendo disporre di una capacità di produzione dienergia nazionale davvero minima – solo 28,7 MTEP nel 2006 – l’Italia è costretta a importare quasi l’80%delle materie prime energetiche (rispetto a una media europea di circa il 50%) e, in particolare, il 16% dell’elettricitàconsumata. Ciò si è tradotto, nel 2006, in un balzo della fattura energetica di oltre 12 miliardi dieuro (+30,1%) rispetto al 2005, arrivando a quota 50,1 miliardi di euro, pari al 3,4% del PIL, contro il 2,9%del 2005.13 Occorre precisare, comunque, che i meccanismi di incentivazione sono diversi da Paese a Paese nonché difficili da confrontare in quanto fanno leva sudiverse durate per i contratti di acquisto agevolato di energia, diversi corrispettivi economici e differenti regimi fiscali.26 RETELEADER


Tab. 1.3 - Il bilancio energetico italiano (MTEP), 2006Disponibilità e Combustibili Gas Petrolio Rinnovabili Energia Totale Var. %impieghi (MTEP) solidi naturale (*) elettrica 2006-051. Produzione 0,63 9,06 5,77 13,21 0,00 28,68 -2,62. Importazione 16,80 63,85 106,82 0,74 10,19 198,41 0,53. Esportazione 0,17 0,30 27,18 0,00 0,35 28,01 -5,64. Variazione scorte -0,11 2,91 0,68 0,00 0,00 3,47 -5. Consumo internolordo (1+2-3-4) 17,37 69,70 84,74 13,95 9,84 195,60 -1,16. Consumi e perdite delsettore energetico -0,52 -0,83 -6,72 -0,09 -43,87 -52,03 -7. Trasformazionein energia elettrica -12,09 -26,83 -9,59 -11,95 60,46 0,00 -8. Totale impieghifinali (5+6+7) 4,77 42,04 68,43 1,91 26,42 143,57 -2,1Industria 4,57 16,21 7,43 0,28 12,14 40,63 -1,0Trasporti 0,00 0,41 42,86 0,17 0,87 44,32 0,8Usi civili 0,01 24,26 5,85 1,30 12,94 44,36 -5,7Agricoltura 0,00 0,17 2,61 0,16 0,46 3,41 0,2Usi non energetici(sintesi chimica) 0,19 0,99 6,13 0,00 0,00 7,31 -4,8Bunkeraggi 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 3,55 -* Al netto degli apporti di pompaggio (energia elettrica impiegata per il sollevamento di acqua, a mezzo pompe, al solo scopo di essere utilizzatasuccessivamente per la produzione di energia elettrica).Fonte: Ministero dell’Economia e delle Finanze, 2007.Mentre il settore dei trasporti è totalmente dipendente dal petrolio, la produzione di energia elettrica da fontirinnovabili, nel 2006, è aumenta del 4,5% rispetto al 2005 (Tab. 1.4), con oltre 52 miliardi di KWH. Gli incrementimaggiori si sono avuti nell’eolico (+37%) e nel fotovoltaico, la cui produzione, per effetto del sistemadi incentivazione in conto energia 14 , ha raggiunto i 35 milioni di KWH (+12,9%).14 A differenza delle incentivazioni in conto capitale per la costruzione di impianti, il “conto energia” incentiva l’energia elettrica prodotta da impiantifotovoltaici collegati alla rete elettrica per una potenza incentivabile complessiva di 1.200 MW. Il decreto interministeriale 19/2/07, che ha introdottoprocedure semplificate, prevede premi aggiuntivi per gli impianti abbinati a interventi di efficienza energetica degli edifici nonché incrementi di tariffeper installazioni realizzate in scuole, ospedali e piccoli Comuni.RETELEADER 27


Tab. 1.4 - Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabiliFonte rinnovabile, 2006 KWH (miliardi) % su totale fonte energia Var. % 2006/2005Idroelettrico 36,6 69,9 1,6Biomasse 6,7 12,8 9,2Geotermica 5,5 10,5 3,8Eolico 3,2 6,1 37Solare fotovoltaica 0,35 0,7 12,9TOTALE 52,35 100 4,5Fonte: GSE, marzo 2007.Anche le biomasse hanno fatto registrare un significativo incremento nella produzione di energia elettrica(+9,2%), con quasi 7 miliardi di KWH, ma contribuiscono al fabbisogno energetico lordo soltanto per il 12,8%(GSE, 2007).Allo stato attuale, le caratteristiche del nostro approvvigionamento energetico mettono a rischio il raggiungimentodegli obiettivi stabiliti dall’UE per il 2012 per l’Italia, ovvero ridurre le emissioni di CO 2 – come stabilitodal Protocollo di Kyoto – del 6,5%, dal momento che nel 2005 le emissioni rispetto all’anno di riferimento(1990) sono addirittura aumentate del 12,1% e dello 0,3% rispetto al 2004 (dati European EnvironmentAgency). Il nostro Paese occupa, attualmente, il terzo posto in Europa, dopo Germania e Regno Unito,in termini di emissioni di gas clima alteranti, con 225,5 milioni di tonnellate di CO 2 accertate nel 2005, pariall’11,4% del totale UE; il trasporto su strada, la produzione di energia elettrica e di calore e la raffinazionedel petrolio sono i principali settori responsabili dell’aumento delle nostre emissioni di gas serra rispettoai livelli del 1990.Come già accennato, la garanzia che il sistema di scambio delle quote di emissione 15 rappresenti uno strumentoefficace per combattere il cambiamento climatico si è tradotta in una valutazione coerente da partedella Commissione Europea dei PNA 2008-2012 che ha portato a ridurre il quantitativo totale di quote diemissione proposto da quasi tutti i Paesi; nel PNA 2008-2012 dell’Italia (decisione CE del 15/5/07) il tettomassimo di emissioni annue autorizzato è stato ridotto a 195,8 milioni di tonnellate di CO 2 (il 6,3% in menodi quanto richiesto).La fattibilità a rispettare gli impegni di Kyoto (Box 1.12) dipende non solo dalla possibilità di migliorare l’efficienzadei sistemi di combustione delle risorse già disponibili ma anche dalla capacità di aumentare la quantitàdi biomassa prodotta e utilizzata, attraverso il miglioramento delle pratiche agronomiche e forestali.Tuttavia se, da un lato, la maturazione di nuove tecnologie potrebbe far aumentare l’efficienza di produzione15 Il 2 aprile 2007 è diventato operativo nel nostro Paese il mercato volontario delle unità di emissione di CO 2 , gestito dal Gestore del Mercato Elettrico(GME).28 RETELEADER


Box 1.13 - Lo sviluppo sostenibile in ItaliaConsolidando l’obiettivo dell’integrazione delle tematiche ambientali all’interno dei principali strumenti politico-programmaticiai fini di un’organica pianificazione territoriale e di una governance per lo sviluppo sostenibile,l’Italia ha approvato, con deliberazione CIPE n. 57 del 2 agosto 2002, la “Strategia di azione ambientaleper lo Sviluppo Sostenibile in Italia” ispirandosi a tre criteri:• la progressiva riduzione delle risorse naturali, rinnovabili e non rinnovabili, utilizzate per alimentare il sistemaproduttivo e i modelli di consumo attuale;• la diminuzione dei rischi connessi a specifiche forme di inquinamento o degrado ambientale;• la partecipazione di tutti gli attori coinvolti nelle fasi di programmazione e di attuazione di piani e programmi.La strategia italiana per lo sviluppo sostenibile prevede obiettivi generali e specifici, target e indicatori secondole quattro aree tematiche del VI Programma di azione per l’ambiente “Ambiente 2010: il nostro futuro, lanostra scelta” (COM 31/01; decisione 1600/02/CE): 1) Clima e atmosfera; 2) Natura e biodiversità; 3) Qualitàdell’ambiente e qualità della vita negli ambienti urbani; 4) Uso sostenibile delle risorse naturali e gestionedei rifiuti.Gli obiettivi della tematica “Clima e atmosfera” consistono nel ridurre le emissioni di gas serra e mantenere gliimpegni del Protocollo di Kyoto; adottare una politica energetica sostenibile; aumentare la quota di consumo dienergia da FER; promuovere il consumo di biocarburanti nel settore dei trasporti; migliorare l’efficienza energeticae ridurre i consumi complessivi di energia. Il Fondo triennale per lo sviluppo sostenibile (legge 388/00)ha finanziato interventi per la diffusione di buone pratiche di sostenibilità (educazione ambientale, Agende 21locali, certificazione ambientale, accordi volontari) e progetti per il recupero di aree territoriali; tali iniziativehanno contribuito “all’individuazione di percorsi chiari per la sostenibilità e ad elaborare processi per facilitarnel’integrazione nelle politiche di settore ma si ravvisa la necessità di trasformare questi metodi ‘provvisori’ informe maggiormente radicate nei processi decisionali (Presidenza del Consiglio dei Ministri (2007)”.emissioni antropiche dei gas serra) con quelle di adattamento al cambiamento climatico e integrarle nellepolitiche settoriali di sviluppo economico 16 , nella legislazione e nei programmi di finanziamento comunitarie nazionali.Intanto, nel settembre 2007, per avviare la discussione in sede comunitaria su uno degli obiettivi della politicaenergetica europea per il 2020, ovvero incrementare del 20% l’uso delle fonti rinnovabili, il Ministroper le Politiche europee ha presentato al Commissario UE per l’energia il position paper del Governo italianodal titolo “Energia: temi e sfide per l’Europa e per l’Italia”. L’esecutivo ritiene essenziale definire delleroadmaps a livello comunitario e nazionale che indichino gli strumenti per raggiungere gli obiettivi concor-16 Tra queste, si citano le seguenti politiche: protezione della biodiversità; gestione del suolo e delle risorse idriche; tutela sanitaria della popolazione; agricolturae sviluppo rurale; industria; energia; turismo.30 RETELEADER


dati a Bruxelles nei settori dell’elettricità, del riscaldamento/raffreddamento e dei biocarburanti e che includanoun quadro stabile e coerente per gli incentivi. Il documento, che illustra il potenziale massimo difonti rinnovabili raggiungibile dall’Italia al 2020 (Tab. 1.4), caldeggia, inoltre, l’adozione di un sistema di incentivazioneper le fonti rinnovabili differenziato per tecnologia, basato su meccanismi di mercato e, soprattutto,armonizzato a livello europeo attraverso la riduzione degli oneri amministrativi e l’abbattimentodelle barriere.Le indicazioni europee in materia di cambiamento climatico, settore energetico e promozione delle fonti rinnovabili,sono state recepite nei principali documenti di indirizzo politico (Documenti di programmazione economico-finanziaria,Quadri strategici nazionali, ecc.) e si sono tradotte in diverse disposizioni normative –orientate soprattutto al risparmio energetico e alla promozione delle fonti rinnovabili coerentemente con l’attuazionedegli obblighi previsti dal Protocollo di Kyoto –, contenute, in particolare, nelle leggi finanziarie peril 2007 e il 2008 17 , con le quali viene istituito e finanziato un fondo per il sostegno degli investimenti finalizzatiall’attuazione del Protocollo Kyoto, e nel Piano nazionale sull’efficienza energetica (cfr. Paragrafo 3.2).Allo stato attuale, i consumi effettivi a fini energetici delle biomasse equivalgono a poco più di 4 MTEP (2,1%del totale) – di cui circa 3 MTEP provenienti da legna e assimilati, biocombustibili e biogas e 1 MTEP da biomasseda rifiuti – ma potrebbero essere sottostimati dai bilanci energetici nazionali per la presenza di utilizzatoridomestici e per la disponibilità e il conseguente impiego di residui di lavorazione del legno nei processiindustriali, entrambi di non facile rilevazione statistica (APAT, 2006).Proprio riguardo alle biomasse, la situazione energetica italiana presenta una condizione di forte sottodimensionamentoa fronte delle potenzialità di cui dispone. I prodotti e sottoprodotti dell’agricoltura e della silvicoltura,infatti, costituiscono un “serbatoio” da cui si può ottenere energia (colture specifiche, materie primenon alimentari derivanti da foreste e coltivazioni, residui agro-zootecnici e agro-industriali) e rappresentano,a livello nazionale, un’importante fonte alternativa per l’approvvigionamento energetico e, a livellolocale, un’opportunità per utilizzare in maniera vantaggiosa le aree agricole abbandonate, integrare ilreddito agricolo, creare opportunità di lavoro e favorire lo sviluppo economico.In assenza di dati ufficiali, il dibattito in atto, in Italia, sulle possibilità offerte dall’utilizzo delle biomasseagro-forestali, soprattutto in un contesto di filiera locale, ha preso spunto dalle stime di autorevoli esperti disettore, secondo i quali è possibile ottenere circa 23 MTEP/anno (ITABIA, 2003). Tuttavia, la disponibilità epossibilità di raccolta e approvvigionamento varia dal 30 al 70%, a seconda del tipo di biomassa e della sualocalizzazione; alcune biomasse, infatti, trovano già altri utilizzi mentre, per altre, la raccolta e il trasportorisultano difficili e onerosi. Ad ogni modo, il 50% (pari a 12,5 MTEP) del totale stimato potrebbe essere utilizzatoper usi energetici; inoltre, secondo le stime 2005 del Centro internazionale spagnolo di ricerca per l’e-17 Tra le misure del ddl 1817 finanziaria 2008 si citano, al riguardo: l’estensione al 2010 degli sgravi fiscali fino al 55% per spese di ristrutturazione abitazionisecondo criteri di eco-efficienza e lo stanziamento di 150 milioni di euro per nuovi parchi urbani e di 530 milioni di euro per piani strategicinazionali per mitigare il rischio idrogeologico e per il solare-termodinamico. In base al d.l. 159/07 collegato alla finanziaria, inoltre, il Governo deveaggiornare ogni anno il DPEF sulla lotta alle emissioni, mentre i nuovi interventi pubblici devono certificare la riduzione delle emissioni di gas serra.RETELEADER 31


nergia, l’ambiente e lo sviluppo tecnologico, a parità di energia prodotta le biomasse potrebbero creare diecivolte più posti di lavoro rispetto alle fonti tradizionali: 1 TWH all’anno di energia elettrica da biomasse attiverebbe1.700 posti di lavoro contro i 116 di 1 TWH/carbone e i 100 di 1 TWH/nucleare.Nella valutazione del potenziale massimo di energia ottenibile da FER 18 , suddivisa per fonti (Tab. 1.4) etecnologie, contenuta nel position paper del Governo sull’energia del 2007, si parla di un totale di 20,97MTEP al 2020, oltre tre volte di quanto è stato prodotto nel 2005 (6,71 MTEP). Per le biomasse, in particolare,si ipotizza un contributo di 11,19 MTEP (Box 1.14), coerentemente con le stime ITABIA.Box 1.14 - Il potenziale di biomasse nel documento“Energia: temi e sfide per l’Europa e per l’Italia”• Per il settore dell’elettricità si stima al 2020 un potenziale di energia da biomasse pari a 14,5 TWH (13,9%del totale di energia elettrica prodotta da FER), ottenibile da un potenziale di 1,7 TWH/anno da gas da fermentazioneanaerobica controllata, al quale si somma un potenziale di almeno 1,5 TWH/anno da gas di discarica,supponendo di migliorare la captazione del gas quale modalità di trattamento dei rifiuti;• per il settore dell’energia termica (riscaldamento e raffreddamento) si stima al 2020 un potenziale contributodelle biomasse pari a 9,32 MTEP (81,8% del totale di energia termica prodotta da FER), presupponendol’uso del 5% di tutti gli scarti non trattati, potenzialmente disponibili sul territorio per il riscaldamento civilee supponendo che il 50% della nuova potenza installata sia in cogenerazione e abbia un rendimento mediodel 70%;• per il settore dei biocarburanti si stimano 0,61 MTEP di prodotto nazionale al 2020, mentre per poter soddisfaregli obiettivi UE si ritiene di dover importare 3,59 MTEP di biocarburanti.• il ricorso alle importazioni di biocarburanti è considerato inevitabile in quanto, per coprire il 10% dell’energiaequivalente da biocombustibili su un consumo di carburanti per autotrazione stimato in 40 milioni ditonnellate al 2020, occorrerebbero 5,5 milioni di tonnellate di combustibili ”verdi” ottenibili, nella miglioredelle ipotesi di resa, da una superficie agricola di 5 milioni di ettari, pari al 60% della superficie italiana attualmentecoltivata a seminativi e al 16,7% dell’intera superficie territoriale nazionale; la superficie agricolanazionale da destinare ai biocombustibili potrebbe ragionevolmente stimarsi, al massimo, in 600.000 ettari,contro gli attuali 260.000, per una produzione di 800.000-1.000.000 tonnellate all’anno;• le stime sul consumo di carburanti per autotrazione al 2020 sono state fatte a prescindere dall’analisi dei possibiliimpatti negativi sulle filiere alimentari e preso atto che l’evoluzione del mercato automobilistico e la possibileadozione di politiche che rendano più competitivo il trasporto pubblico portano, nel tempo, ad una diversavalutazione del fabbisogno di biocarburanti.18 È bene ricordare che le potenzialità dell’Italia sono inficiate da ritardi autorizzativi e problemi delle reti, a fronte di un sistema di incentivi particolarmentegeneroso (cfr. Box 3.5); nonostante ciò l’Italia è il quarto produttore di elettricità da fonti energetiche rinnovabili nell’UE-25, con 52 TWH nel2006, il 15% del totale comunitario.32 RETELEADER


Tab. 1.4 - Potenziale di produzione di energia da fonti rinnovabili al 2020Dati 2005 Stime 20201. Energia elettrica Potenza Energia Potenza Energia(MW) prodotta (MW) prodotta(TWH)(TWH)Idrica 17.325 36,00 20.200 43,15Eolica 1.718 2,35 12.000 22,60Solare fotovoltaica 34 0,04 9.500 13,20Geotermica 711 5,32 1.300 9,73Biomasse, biogas e gas da depurazione 1.201 6,16 2.415 14,50- biomasse e scarti agro-industriali 389 2,34 769 5,00- frazione biodegradabile dei rifiuti solidi urbani (RSU) 527 2,62 800 4,00- gas da fermentazione anaerobica controllata e da discarica 285 1,20 492 3,20- colture energetiche 0 0,00 354 2,30Moto ondoso e maree 0 0,00 800 1,00TOTALE 20.989 49,87 46.215 104,18TOTALE (MTEP)* 4,29 8,962. Energia termica (raffreddamento/riscaldamento) Potenza Energia Potenza Energia(TJ) prodotta (TJ) prodotta(MTEP)(MTEP)Geotermica 8.916 0,21 40.193 0,96Solare fotovoltaica 1.300 0,03 47.000 1,12Biomasse- scarti per uso civile 57.820 1,38 233.333 5,57- cogenerazione 21.000 0,50 156.600 3,74TOTALE 89.036 2,12 477.126 11,403. Energia meccanica per trasporti Potenza Energia Potenza Energia(TJ) prodotta (TJ) prodotta(MTEP)(MTEP)Biocarburanti 12.600 0,30 25.600 0,61TOTALE (1+2+3) ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI (MTEP)* 6,71 20,97* Fattore di conversione Eurostat: 1 TW = 0,08598 MTEP.Fonte: Presidenza del Consiglio dei Ministri, 2007.RETELEADER 33


Attualmente, seppure siano state avviate – come si dirà più avanti – numerose esperienze locali per la valorizzazionedelle biomasse a fini energetici, non risultano ancora consolidati processi di filiera agro-energeticaveri e propri, localizzati sul territorio e caratterizzati da una stretta connessione fra le diverse fasi dellaproduzione, lavorazione, trasformazione e distribuzione della biomassa vegetale e dei carburanti e combustibilida essa derivati. L’attivazione di una filiera implica necessariamente l’avvio e il coordinamento diuna serie complessa di relazioni sul territorio, in quanto i massimi benefici si ottengono mantenendo le attivitàdi raccolta, trasformazione e utilizzo in ambito locale in impianti di piccole e medie dimensioni. Lemaggiori difficoltà che si incontrano nell’organizzazione di una filiera economica e produttiva che sia economicamenteautosufficiente, oltre all’iter complesso perché coinvolge un vasto numero di attori, è la costituzionedi consorzi o associazioni di impresa tra produttori agricoli, industriali e imprese di servizi per lafornitura e prima lavorazione delle biomasse, nonché la gestione, la manutenzione degli impianti e la distribuzionedell’energia.Per queste peculiarità il settore delle biomasse, fra le fonti rinnovabili, risulta il più complesso necessitandodi supporto, coordinamento e promozione e, a tale scopo, rappresenta un elemento chiave il ruolo delle Regioniriguardo alla programmazione e al coordinamento degli interventi di sostegno di tipo finanziario, tecnicoe divulgativo. Ad oggi, tuttavia, il processo di trasferimento dei poteri in materia energetica alle Regioni,avviato a cavallo del nuovo millennio, sta ancora scontando l’assenza di un piano nazionale che stabiliscaindirizzi, regole e obiettivi; ne conseguono conflitti di competenze, barriere tecnico-amministrative, primafra tutte la complessa procedura di autorizzazione a livello locale, e barriere finanziarie, quali gli elevaticosti di allaccio alla rete di distribuzione elettrica, che vanno a discapito del potenziale del nostro Paese in questosettore (cfr. Paragrafo 3.2.3).Tuttavia, perché possa svilupparsi una politica nazionale di valorizzazione a fini energetici delle biomasseagro-forestali, questa deve necessariamente interagire, come accennato, con le tematiche energetiche e climatiche,della tutela ambientale e della gestione del territorio e delle foreste, sia in ambito urbano che agricoloe rurale e deve far sì che a livello locale gli obiettivi e gli indirizzi contenuti nei Piani energetici ambientaliregionali (PEAR) e negli altri piani di settore, in particolare nei Piani forestali ambientali regionali(PFAR) e nei Piani di sviluppo rurale (PSR), “dialoghino” tra loro.1.3.2 I Programmi nazionali per la valorizzazione energetica delle biomasseL’approccio integrato alle questioni energetiche, che prese corpo in Italia negli anni ‘80 sulla forte spinta dellastrategia europea per lo sviluppo sostenibile, e la rinuncia al nucleare spostarono l’attenzione delle istituzioniverso le fonti rinnovabili, di cui fu sostenuto lo sviluppo nel primo Piano Energetico Nazionale (PEN) del1981. Ma negli anni seguenti l’assenza di una direzione di politica energetica e industriale che imprimesseslancio allo sviluppo delle FER, assegnò all’incidenza di biomasse e biocarburanti sul fabbisogno energeticonazionale obiettivi decisamente poco ambiziosi, praticamente solo 2,5 MTEP al 2000 nel PEN del 1988.34 RETELEADER


In quegli stessi anni, la sovrapproduzione comunitaria di cereali, non più collocabili sul mercato internazionaleper la forte concorrenza, portarono gli investitori a pensare di poter impiegare anche in Italia piante zuccherinee amidacee per la produzione su larga scala di bioetanolo 19 , da utilizzare direttamente nella benzinacome additivo altoottanico, sulla base delle esperienze maturate negli USA con il mais e in Brasile con lacanna da zucchero. Gli indirizzi comunitari in materia ambientale e la necessità di eliminare in tempi brevigli additivi a base di piombo, portarono la Commissione Europea e le industrie automobilistica e petroliferaad accordarsi sull’impiego del bioetanolo direttamente nella benzina nella misura del 5% in volume, ma l’adozionedelle misure della PAC per la messa a riposo obbligatoria dei terreni agricoli (set aside), da un lato,e i maggiori costi di produzione rispetto ai carburanti fossili, dall’altro, fecero perdere l’interesse, in Italia,ad avviare iniziative industriali per l’impiego di miscele di benzina ed etanolo.Nuova attenzione alle FER, a livello di classe politica e di opinione pubblica, è maturata alla fine degli anni’90, sulla scia degli avvenimenti internazionali e delle indicazioni contenute nelle direttive comunitarie sulmercato comune dell’energia elettrica e del gas; in tale contesto la politica energetica italiana si è avviata versoun sistema basato sulla liberalizzazione del mercato. Mentre nel Libro Verde del 1998 si stimano le potenzialitàdelle fonti rinnovabili, nel Libro Bianco del 1999 si definiscono le linee guida per la loro valorizzazioneenergetica, con l’ambizioso obiettivo di portare il loro contributo al fabbisogno energetico nazionalea 24 MTEP al 2010-2012.Specificatamente, con il “Programma nazionale energia rinnovabile da biomasse” (PNERB) messo a puntodal Ministero per le Politiche agricole nel giugno 1998, si prevedevano una serie di azioni, in parte finanziatecon fondi europei, per poter passare dagli allora 2-3 MTEP/anno di energia da biomasse a 8-10 MTEP/annoal 2010, di cui il 40-50% proveniente da energia elettrica e calore e il 50-60% da riscaldamento e biocombustibiliper autotrazione. In tale contesto, il PNERB assegnava per la prima volta all’agricoltore un ruoloagro-industriale quale fornitore di materie prime destinate alla trasformazione energetica, stimando unacrescita delle aree coltivate e della resa unitaria per ettaro 20 .A sostegno degli obiettivi del PNERB sono state finanziate, attraverso il “Programma nazionale valorizzazionebiomasse agricole e forestali” (PNVBAF) del 1999, una serie di azioni volte ad organizzare le filiere agroenergetichein un contesto di sviluppo sostenibile per l’ottenimento di biocombustibili solidi per usi elettrici etermici e di biocarburanti e biocombustibili liquidi per autotrazione e riscaldamento.Con il successivo “Programma nazionale biocombustibili” (PROBIO) della durata triennale (1999-2001) masuccessivamente rifinanziato e tuttora in corso, il finanziamento è stato aperto a progetti regionali e inter-19 Con le norme che regolano il mercato comune vitivinicolo e le regole per la distillazione di vini e sottoprodotti della vinificazione, inoltre, agli Statimembri viene conferita la possibilità di riconoscere le imprese che procedono alla trasformazione dell’alcole comunitario in bioetanolo per essere utilizzatonel settore dei carburanti.20 A tale scopo, sono stati affiancati al PNERB gli strumenti previsti dal d. lgs. 173/98 per promuovere nelle aziende agricole il risparmio energetico e lo sviluppodi nuovi utilizzi delle biomasse e, nell’ambito dei Patti Territoriali e dei Contratti d’area, gli incentivi CIP 6/92 (riconosciuti in tariffa al produttoreper la cessione di energia elettrica da FER - cfr. Paragrafo 3.1) per gli impianti di trasformazione da biomassa.RETELEADER 35


egionali a carattere dimostrativo, con il coinvolgimento di Amministrazioni locali, imprenditori agricoli e industrialiper lo sviluppo di filiere locali, soprattutto lignocellulosica e biodiesel (Box 1.15).Box 1.15 - Il “Programma nazionale biocombustibili” (PROBIO)• Fa affidamento su forme di supporto e incentivazioni provenienti anche da altre fonti;• è strutturato su un livello centrale, coordinato direttamente dal MIPAAF tramite il Gruppo di supporto tecnico-scientifico“Bioenergia”, e su un livello regionale basato su “progetti dimostrativi interregionali”;• le tematiche riguardano i biocombustibili liquidi e solidi e sono strutturate in piani di azione indirizzati versol’attivazione di strutture locali e collaborazioni, l’incremento di coltivazioni a destinazione energetica, ilmonitoraggio degli effetti e la sensibilizzazione dei cittadini;• dal 1999 al 2005 sono stati finanziati 36 progetti dimostrativi, con un finanziamento totale di 14 milioni dieuro e il coinvolgimento dell’intero territorio nazionale, che hanno interessato: le filiere erbacea e arboreaper la produzione di energia termica e la creazione di reti di teleriscaldamento alimentate a cippato di legno;le oleaginose per la produzione di biodiesel per il riscaldamento civile o auto-trazione; i liquami zootecniciper la produzione di biogas;• nel biennio 2004-2005 sono stati finanziati 4 progetti interregionali per oltre 4 milioni di euro: “Certificazionedelle filiere bioenergetiche”; “RAMSES II - Risorse Agroenergetiche del Mezzogiorno per lo SviluppoEnergetico Sostenibile”; “Woodland energy” per la valorizzazione della biomassa legnosa; “Biogas” per lafiliera biogas ad elevato contenuto di idrogeno.36 RETELEADER


LE TECNOLOGIE PER LA PRODUZIONEDI ENERGIA DA BIOMASSARETELEADER 39


PremessaLe tecnologie per la produzione di energia da biomassa sono molteplici, varie come lo è la risorsa.È possibile suddividere tali tecnologie:• in funzione del tipo di energia prodotta elettrica o termica (o ambedue come nel caso della cogenerazione);• in base al processo utilizzato: gassificazione, combustione, ecc.;• in base alla forma del combustibile: biocombustibili liquidi, biogas, ecc.Nel presente capitolo saranno presentati alcuni processi ed alcune tipologie di utilizzazione delle biomasse.Tuttavia la complessità del settore, certamente il più variegato tra le fonti rinnovabili, rende ogni schematizzazioneintrinsecamente limitata.2.1 Introduzione sulle biomasseIl termine biomassa raccoglie un insieme molto ampio di tipologie di risorsa, non solo di origine strettamentevegetale. Al fine di eliminare la confusione spesso presente sulla definizione di biomassa, alcune agenzieinternazionali (FAO, IEA e singoli governi) hanno cercato di fornire indicazioni per giungere ad una definizionecomune. La FAO (www.foa.org/doccrep/007) ad esempio ha suddiviso la biomassa in tre gruppi:• biomassa combustibile di origine legnosa;• biomassa combustibile di origine agricoltura;• biomassa combustibile basata sulla frazione organica dei rifiuti solidi urbani.In realtà i rifiuti non vengono solitamente fatti rientrare fra le fonti di energia rinnovabile, anche se si trattadi materiale organico, spesso di origine vegetale, sia derivante da scarti di lavorazione sia da coltivazioniappositamente realizzate.In realtà, nella direttiva 2001/77/CE al comma 2, b), si legge: “biomassa è la parte biodegradabile dei prodotti,rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicolturae dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”, introducendodi fatto la possibilità di usare la frazione organica degli RSU per la produzione energetica.Da un punto di vista di bilancio ambientale l’anidride carbonica rilasciata in atmosfera durante la combustioneè pari a quella assorbita dalla pianta nella sua fase di crescita; a questo va tuttavia sommato l’input necessarioalla crescita, alla lavorazione ed al trasporto della biomassa.In seguito a queste considerazioni di carattere generale appare chiaro che per poter valutare il beneficioambientale, ottenibile da una certa tipologia di biomassa, è necessario valutare l’intero ciclo di vita del combustibile.Una ulteriore suddivisione delle tipologie di biomasse è possibile distinguendo tra biomasse residuali e dedicate(colture no-food, colture energetiche, short rotation forestry (SRF), ecc.).RETELEADER 41


Anche le tecnologie di utilizzazione della biomassa si sono notevolmente sviluppate nel corso degli anni, conl’aumentare dell’interesse per questa risorsa. Sia nei Paesi industrializzati, sia in quelli in via di sviluppo, laproduzione di energia termica, effettuata in caldaie con bassa efficienza, ha progressivamente lasciato il postoa sistemi per la generazione di calore e di energia elettrica, con rendimenti molto elevati (caldaie a lettifluidi, caldaie con combustione a stadi, ecc.).Importante aspetto è quello delle emissioni, anch’esse fortemente legate alla qualità del processo di combustione.2.1.1 La qualità della biomassaLe caratteristiche e la qualità della biomassa, intesa come combustibile, dipendono da una serie di parametri,quali ad esempio il tipo di materia prima considerata ed i pre-trattamenti utilizzati. Ad esempio, il contenutodi umidità che può essere riscontrato in un cippato ottenuto da semplice taglio e stagionatura può variareda un 25-50%, mentre per un pellet di legno tale contenuto è limitato fra un 8-10%. Le prestazioni deisistemi di conversione energetica (ad esempio le caldaie a biomassa) possono essere incrementati utilizzandoopportuni pre-trattamenti, tuttavia questo incrementa i costi di gestione.Da questa sintetica introduzione appare chiaro come il combustibile biomassa possa essere descritto soltantomediante un complesso di parametri chimico-fisici, quali ad esempio: la tipologia, il contenuto di umidità,il potere calorifico, la composizione delle ceneri, ecc.).2.1.2 I parametri chimico-fisici della biomassaTipologiaCome detto, le biomasse possono essere suddivise secondo vari criteri, ed una prima classificazione può esserein base al settore di provenienza. Il costo e le proprietà delle biomasse indicate in tabella 1 possono essereanche molto differenti, rendendo le valutazioni su una eventuale selezione, strettamente legate allepeculiarità dello specifico caso in studio.Una suddivisione strettamente connessa alla provenienza è quella fra biomassa erbacea e biomassa legnosa.Il quantitativo e la tipologia di ceneri contenute nella biomassa possono essere utilizzati come elemento distintivofra biomassa erbacea (alto contenuto di ceneri basso-fondenti) e biomassa legnosa. Anche il quantitativodi lignina può fungere da fattore discriminante, ma ancor più grossolanamente si può definire legnosala biomassa derivante da alberi e vegetazione ad alto fusto, mentre erbacea tutte le coltivazioni annualie gli scarti delle colture tradizionali.42 RETELEADER


Tab. 1 - Tipologie di biomassa da vari settoriProvenienza Tipi EsempiForestale Dedicate Short Rotation ForestryScartiMantenimento boscoAgricoltura Ligneo-cellulosica Biomassa erbaceaOliGirasoleZuccheri/AmidiResidui del settore vinicolo, maisIndustria Residui Legname di scartoScarti Residui Potature di giardini e parchiLa principale differenza fra questi due tipi di combustibile sta nel quantitativo e nella composizione delle ceneripresenti. Le ceneri delle biomasse erbacee sono caratterizzate dalla forte presenza, oltre che di silicio,di elementi quali di cloro e potassio, che contribuiscono alla formazioni di composti basso fondenti che (apartire dai 700-800°C) creano problemi quali, ad esempio la formazione di polveri, l’incrostamento degliscambiatori, ecc.Le tecnologie di combustione devono dunque essere differenti a seconda della biomassa che si desidera utilizzare,al fine di permettere un adeguato funzionamento ed una ottimizzazione delle prestazioni e delladurata dell’impianto.BiomassaTab. 2 - Contenuto di ceneri di alcune tipologie di biomassaContenuto ceneriw/w (d.b)Segatura 0,5-1,1Pino 1,30Pioppo 0,70Paglia 8,90Cereali 5,90Lolla di riso 20,60UmiditàIl contenuto di acqua nella biomassa dipende dal tipo di biomassa e dal pre-trattamento che questa ha subito;può essere necessario dover ridurre tale contenuto, al fine di permettere la combustione in caldaia.L’umidità riduce il potere calorifico inferiore (espresso come kJ/kg), riduce la temperatura adiabatica dicombustione e pone problematiche per la stabilità del processo.RETELEADER 43


L’umidità della biomassa appena raccolta può essere molto elevata, anche superiore al 60%. Dopo una primafase di asciugatura all’aperto, l’umidità può normalmente scendere a valori intorno al 35-40%. Per unsuo uso è spesso necessario considerare anche una eventuale fase di essiccamento, che tuttavia ne incrementaconsiderevolmente il costo. Valori medi sono l’8-10% per il pellet ad uso domenstico e circa il 30-35%per il cippato.BiomassaTab. 3 - Umidità di alcune tipologie di biomassaUmidità tipicaw/w (w.b)Pellet legno 10,00Erbacea 18,00Triticale 15,00Cippato legno 30,00Paglia 15,00Potere calorificoIl potere calorifico di una biomassa legnosa dipende dalla sua composizione chimica e dal contenuto di acqua:esistono relazioni che permettono di calcolare il potere calorifico inferiore LHV (Lower Heating Value).Il potere calorifico influenza la dimensione della camera di combustione ed in generale tutto il progetto dell’impianto:maggiore è tale valore maggiormente compatto sarà il combustore, lo stoccaggio, ecc.Valori tipici del potere calorico per alcune tipologie di biomasse sono riportati in tabella.Tab. 4 - Valore del potere calorifico inferiore per alcuni tipi di biomassaBiomassaPot. Calorif. InferioreKWH/kg (d.b)Pellet legno 4,60Erbacea 3,80Triticale 4,00Cippato legno 3,40Paglia 4,00Come è possibile osservare, il quantitativo di acqua è uno dei fattori principali che influenzano il potere calorificodel legno.44 RETELEADER


FormaLa biomassa si può essere compattata, al fine di aumentarne la densità di energia per unità di volume equindi migliorarne lo stoccaggio e la trasportabilità. Le principali forme sono quelle riportate di seguito.PelletsCilindri di dimensioni comprese fra 6-15 mm di diametro e 30-35 mm di lunghezza, con una umidità intornoal 8-10%, caratterizzati da una elevata densità.I pellets sono destinati principalmente all’uso domestico, in taluni casi è possibile anche il loro utilizzo in applicazioniindustriali, tuttavia il costo maggiore rispetto al cippato è in questo senso un fattore limitante.Il pellet rende facilmente automatizzabile l’impianto di caricamento, limitando le operazioni umane necessarie.I maggiori produttori di pellet in Europa sono l’Austria, la Germania e la Svezia. In questi Paesi esisteuna certificazione del pellet:• Austria: O-NORM M1735• Svezia: SS18120• Germania: DIN 51731.In Italia esiste il sistema Pellet Gold che è un sistema di attestazione della qualità del pellet prodotto. Si basasulle normative CEN/TS 14961, DINplus, ÖNORM M 7135 e sui limiti introdotti dal Pellet Fuel Institut (PFI)americano. Nel sistema Pellet Gold sono stati scelti i parametri chimico-fisici più opportuni considerando, tuttavia,le peculiarità e le caratteristiche del mercato italiano. Un elemento aggiuntivo introdotto da AIEL, nonpresente in nessun altro sistema di certificazione, è il contenuto di formaldeide (HCHO), fondamentale per poterverificare l’eventuale presenza di materiali in combustione potenzialmente pericolosi per la salute, qualicolle e vernici. Un ulteriore dato interessante sul pellet è il costo tipico per unità di energia producibile: 42,55-63,83 MWH/t del cippato contro 83,74 MWH/t del gasolio da riscaldamento [fonte: AIEL, 2007].CippatoMateriale ottenuto dalla triturazione del legname, può risultare disomogeneo, presenta una umidità intornoal 20-35%. Viene utilizzato per applicazioni civili ed industriali.Ad oggi il cippato è venduto a volume, anche se più spesso i prezzi sono espressi in € per tonnellata. A secondadalla potenza della caldaia installata, e quindi dei consumi, il prezzo medio italiano può essere di 50-70 €/t per impianti da meno di 1 MW th , a 40-70 €/t per impianti fino a 10 MW th .Il costo per unità di energia producibile: 21,35 MWH/t del cippato contro 83,74 MWH/t del gasolio da riscaldamento[fonte: AIEL, 2007].BriquettesMateriale pressato di varia qualità e dimensione, di diametro maggiore dei pellets.I briquettes hanno caratteristiche di costo e di utilizzazione che ne limitano il loro utilizzo ad applicazioniprincipalmente domestiche.RETELEADER 45


2.2 La combustione delle biomasseIl processo di combustione delle biomasse è conosciuto fin dalle origini della civiltà: esso è stato, ed in alcunerealtà può essere ancora considerato, la principale fonte di energia. La combustione del materiale ligneocellulosicopermette di ottenere energia termica che può essere usata tal quale o convertita, attraverso opportunetecnologie, in energia elettrica.Le tecnologie di combustione sono, allo stato attuale, le più mature nel panorama della conversione energeticadelle biomasse. La maggiore affidabilità ed i minori costi di investimento (anche se questi sono fortementedipendenti dalla taglia di impianto), comparati con altre soluzioni impiantistiche (ad esempio la gassificazione),giustificano la grande diffusione di tale tecnologia.Le principali criticità sono invece legate all’uso di particolari tipologie di biomassa (erbacee) ed all’ottenimentodi elevate efficienza di conversione, soprattutto nel caso di piccoli impianti domestici.2.2.1 Il processo di combustioneIl processo di combustione permette di trasmettere ad un fluido l’energia chimica presente nella biomassa.La descrizione delle reazioni chimico-fisiche del processo di combustione risulta molto complessa, si possonotuttavia individuare almeno tre fasi successive, caratterizzanti il processo globale:• essiccazione: in questa fase il contenuto di acqua presente all’interno della biomassa viene ridotto. Poichél’evaporazione è un processo energeticamente molto costoso, biomasse molto umide tendono a ridurrela temperatura media (adiabatica) della camera di combustione, con conseguenze negative sul processostesso e sul rendimento globale. Nella combustione del legname, una umidità superiore al 60% in pesosu base umida, rende il processo non sostenibile;• pirolisi/gassificazione: la particella di biomassa, essiccata, subisce un processo di degradazione termica,dipendente dalla temperatura e dal contenuto di ossigeno presenti nella camera di combustione. Inquesta fase i componenti volatili della biomassa vengono liberati dalla matrice solida (devolatilizzazione)che, contestualmente, si degrada formando ulteriori composti volatili a catena lunga (tars) e carbone dilegna (char);• combustione: i composti volatili incontrano una zona ricca in ossigeno e vengono ossidati, mentre sul lettodi combustione avviene l’ossidazione completa del carbone (char burnout); parte dell’energia liberataserve per alimentare le prime due fasi. Solitamente, in ogni combustore, si individuano due zone, unadetta di combustione primaria ed una successiva detta secondaria, ciascuna dotata di un distinto sistemadi immissione di aria.Ciascun costruttore di caldaie per biomassa utilizza strategie differenti per controllare ed ottimizzare ogni specificafase del processo. Una combustione ben realizzata permette, oltre all’ottenimento di efficienze di conversioneelevate, di limitare le emissioni inquinanti.46 RETELEADER


Un chiarimento necessario è quello relativo alle problematiche di sviluppo degli inquinanti. Il processo dicombustione delle biomasse contribuisce alla riduzione globale dei gas serra, essendo la CO 2 emessa pari aquella utilizzata dalla pianta per il suo accrescimento, tuttavia questo produce, come per qualsiasi combustione,inquinanti quali CO, NO x , polveri ed incombusti.Gli idrocarburi incombusti, gli ossidi di azoto primari e la produzione di polveri possono essere ridotti a livellimolto bassi controllando il processo. Le polveri possono essere inoltre rimosse dai fumi attraverso l’adozionedi sistemi quali cicloni, multicicloni, precipitatori elettrostatici EPS, scrubber ad umido, ecc. Una quota partedelle emissioni di ossidi di azoto è invece dipendente dal tipo di biomassa usato, essendo l’azoto naturalmentepresente nel combustibile (fuel NO x ).2.2.2 Utilizzo delle biomasse per applicazioni civiliLa tecnologia per la combustione della biomassa si è rapidamente evoluta, fino a raggiungere, negli ultimidecenni, livelli di efficienza molto elevati. Le applicazioni vanno dalle stufe ai caminetti: notevole importanzarivestono tuttavia le caldaie (produzione di acqua calda sanitaria e per riscaldamento).Esistono varie tipologie di caldaie a biomassa, a seconda della potenza del focolare, e molteplici possibilitàdi suddivisione. Per piccole potenze, sino ad un massimo di 500 kW th , si possono utilizzare anche sistemi agriglia fissa: la biomassa viene deposta su una apposita griglia dove viene introdotta l’aria primaria ed avvieneparte del processo di combustione.Per quanto riguarda la modalità di carica, questa dipende dalla forma fisica del combustibile, si possonoavere cariche discontinue di volume fissato per la legna in pezzi oppure coclee che operano in semi-continuoper il pellets.Per quanto riguarda le caldaie a pezzi di legna si distingue fra:• Over-fire (fiamma superiore): questa tecnologia è la più semplice ed economica, l’intera carica di legnabrucia completamente, i fumi caldi lambiscono il fascio tubiero, posto nella parte alta (dove passa l’acquada scaldare), mentre vengono espulsi dalla camera di combustione. Le ceneri vengono solitamenteestratte da un apposito vano posto lateralmente.• Under-fire (fiamma inferiore): la parte di gassificazione e di prima combustione avviene in una piccolazona separata, posta sotto lo spazio destinato alla carica. La combustione è maggiormente stabile,rispetto ai combustori a fiamma alta, e le emissioni sono minori. Il costo di investimento è superiore.• A fiamma inversa: in questo tipo di combustori i gas provenienti dalla prima zona di combustione sonoforzati in una parte ceramica sottostante, dove la combustione viene completata ad alta temperatura.Le emissioni sono molto contenute ed anche il rendimento di combustione risulta maggiore, rispettoalle altre e tecnologie. Il costo di investimento risulta tuttavia elevato.Recentemente sul mercato sono apparsi modelli definiti caldaie a gassificazione, dove la zona di devolatilizzazioneè ben distinta da quella di combustione.RETELEADER 47


Tuttavia risulta necessario fare attenzione a non confondere il processo di devolatilizzazione, realizzato in talisistemi, con il processo di gassificazione delle biomasse (descritto nello specifico paragrafo).Le caldaie a pellets sono normalmente utilizzate per potenze fino ai 30-50 kW th , e sono caratterizzate da unfunzionamento più flessibile, rispetto a quelli a carica di legna. Il pellet viene prelevato dalla zona di stoccaggiomediante semplici coclee, le quali alimentano il bruciatore in modo automatico. La maggiore flessibilitànell’utilizzo ed il minor costo di investimento sono tuttavia bilanciati da un maggiore costo del combustibile,rispetto alla soluzione con pezzi di legna o cippato.Elemento essenziale degli impianti a biomassa per la generazione di calore è la presenza di un accumulatoreinerziale. Questo permette di far lavorare il boiler in condizioni il più possibile stazionarie, evitando ciclidi accensione e spegnimento ravvicinati, non adatti a questo tipo di bruciatori. Il dimensionamento di questoelemento è specifico per ciascuna applicazione e di fondamentale importanza per un corretto funzionamentodell’intero impianto.2.2.3 Esempio di utilizzo di cippato per la produzione di energia termicaL’uso del legno come materia prima per la produzione di energia termica è sempre stato largamente diffuso.Tuttavia solo recentemente il settore agro-forestale ha iniziato a pensare non esclusivamente in terminidi fornitura della materia prima (il cippato) ma anche di erogazione di un servizio (calore). In Austria gli agricoltori,organizzati sul modello delle cooperative agricole, gestiscono impianti di teleriscaldamento, vendendoil calore prodotto mediante la legna autoprodotta. Questo permette di ottenere un maggiore valore aggiuntolegato alla vendita dell’energia, in una logica maggiormente integrata che va dal bosco alla venditadel calore.Un esempio – tra i tanti, ormai presenti sul territorio italiano – può essere quello del Comune di Erba (Como),dove nel 2006 è stato realizzato un impianto di riscaldamento a cippato, per una scuola. L’impianto ècostituito da una caldaia da 150 kW termici, collegata al tradizionale sistema di riscaldamento. Il Comune hadato in gestione l’impianto ad una locale impresa agro-forestale, la quale acquista il combustibile, si preoccupadella manutenzione ordinaria e straordinaria e beneficia dei profitti derivanti dalla vendita del calore.2.2.4 Produzione industriale di energia da biomassa solidaLa combustione industriale della biomassa solida è tra le modalità economicamente più interessanti per la produzionedi energia sia termica, sia elettrica. I fumi prodotti dalla combustione della biomassa sono inviati adun ciclo a vapore, anche se attualmente si stanno affermando sulle piccole taglie anche altre tipologie di ciclo,ad esempio gli Organic Rankine Cycle (ORC). Un’alternativa presente sul mercato, tuttavia da verificareper quanto riguarda la affidabilità e la durata, sono i gassificatori accoppiati con motori alternativi.48 RETELEADER


Le principali tipologie di combustore utilizzate negli impianti sono a letto fisso, a letto fluido e a polverino dibiomassa. Tutte presentano caratteristiche peculiari, tuttavia il principale elemento discriminante è la potenzainstallata: al crescere della potenza installata gli impianti passano dalla tecnologia con griglia fissa a quellacon letto fluido ed a polverino di biomassa.Combustori a letto fissoI combustori a letto fisso sono costituiti da griglie che possono essere fisse, vibranti o mobili.Lo scopo delle griglie vibranti e mobili è quello di migliorare la miscelazione fra combustibile ed aria comburente,nel tentativo di uniformare il processo di combustione e migliorarne l’efficienza riducendo contestualmentele emissioni.Per quanto riguarda i costi possiamo affermare che questi tipi di combustori sono molto economici, almenofino a 20 MW th . Anche i costi di esercizio sono molto limitati, permettendo di utilizzare, con alcuni accorgimenti,anche biomasse di tipo erbaceo (cioè con un alto quantitativo di ceneri basso-fondenti). Per contro questotipo di combustori non permette il mix fra biomasse legnose ed erbacee e presenta efficienze inferiori aquelle delle altre tecnologie, a causa del maggior eccesso d’aria che richiedono. Anche le emissioni, soprattuttoper quanto riguarda gli ossidi di azoto, risultano mediamente superiori rispetto ai letti fluidi.Una ulteriore suddivisione è quella legata al movimento della fiamma rispetto a quello del combustibile:contro-corrente, equi-corrente e a correnti incrociate. Flussi controcorrente permettono di introdurre biomassecon maggiore umidità, poiché i gas ad alta temperatura in uscita dalla camera incontrano la biomassafresca essiccandola. Tuttavia questo abbassa la temperatura dei fumi ed incrementa i problemi di formazionedi condense acide sui successivi scambiatori. Flussi equi-corrente aumentano il tempo di residenza deigas nella zona ad alta temperatura, limitando il quantitativo di incombusti. Flussi incrociati sono usati percombinare i benefici delle due tecnologie.Fra i combustori a letto fisso esistono anche gli underfeed stokers, i quali sono costituiti da una coclea chealimenta il combustibile dal basso, fino a spingerlo nella camera di combustione attraverso una grata. L’ariaprimaria investe il cono di materiale realizzando il primo stadio del processo di combustione, che si completapoi nella zona secondaria. Questi hanno costi molto ridotti, ne esistono fino a 6 MW th, e permettonoinoltre un buon controllo del carico. Fra i maggiori svantaggi si riscontra l’impossibilità di utilizzarvi biomassaerbacea.Combustori a letto fluidoNei combustori a letto fluido la biomassa è introdotta nella camera di combustione in pezzi di opportuna dimensionee grande uniformità. Dal basso viene introdotta l’aria comburente, che tiene in sospensione la biomassa.Assieme all’aria ed alla biomassa, è presente il materiale che costituisce il letto fluido, solitamente materialeinerte (ad esempio sabbia), che ha la funzione di omogeneizzare la temperatura del reattore e facilitarelo scambio termico, e che costituisce oltre il 90% del materiale del letto. La grande omogeneità che siviene a realizzare all’interno della camera di combustione permette di limitare la formazione di zone con sfa-RETELEADER 49


vorevoli condizioni, che sono quelle nelle quali si sviluppa la maggior parte degli inquinanti. Questa tecnologiapermette di lavorare con bassi eccessi d’aria e quindi di ottenere alti rendimenti.A seconda del regime di flusso che si instaura all’interno del combustore si distingue fra letti fluidi bollenti eletti fluidi ricircolanti. All’aumentare della velocità dell’aria si passa da un regime all’altro, incrementandocontemporaneamente gli effetti del mixing e dello scambio termico.I principali vantaggi dei letti fluidi sono la totale assenza di parti in movimento nelle zone calde della cameradi combustione, un buon controllo sulla formazione di ossidi di azoto, la facilità di introdurre catalizzatori assiemeal materiale del letto, che limitano la formazione di inquinanti.Combustori a polverino di biomassaNei combustori a polverino la biomassa, di fine pezzatura, viene pneumaticamente introdotta assieme all’ariaprimaria. L’intero scambio termico, dovuto alla piccola massa ed alla grande superficie di scambio, ed all’elevatatemperatura della camera, permettono una combustione molto efficiente. Data la necessità di pretrattarela biomassa, mediante riduzione della pezzatura ed essiccazione (massima umidità del 20%), il costodi questi impianti li rende economicamente interessanti solo per grandi applicazioni.Sezione di produzione di energia elettricaI gas ad alta temperatura prodotti dalla combustione della biomassa possono dunque essere utilizzati per laproduzione di energia elettrica, mediante varie tecnologie. Il costo per kW installato e la tipologia di soluzionetecnica utilizzata dipendono dalla potenza richiesta. In tabella 5 sono riportate le soluzioni utilizzate in funzionedella taglia di impianto.Tab. 5 - Soluzioni adottabili per la generazione di energia elettricada biomassa in funzione della taglia di impiantoPotenza elettrica Tipologia di impianto Stato tecnologico ProblematicheMW0,1 Gassificazione Pre-commerciale Affidabilità/Disponibilità0,3 Motore Stirling Ricerca Affidabilità/Costi0,50 Organic Rankine Cycle Commerciale/Innovativo Costi10 Turbine a vapore Commerciale ben conosciuto Non conveniente per piccoli impiantiGli ORC sono attualmente commercialmente disponibili, anche se informazioni precise circa la durata a lungotermine degli scambiatori, quando alimentati con fumi di biomassa, non sono ancora disponibili.I motori Stirling sono ancora ad una fase di ottimizzazione tecnologica, pre-commerciale.50 RETELEADER


La soluzione maggiormente diffusa rimane quella delle turbine a vapore, anche se di fatto questo pone limitisulla taglia minima d’impianto.2.2.5 La co-combustioneLa combustione della biomassa assieme a del combustibile fossile (tipicamente, ma non solo, carbone) vienedefinita co-combustione, questa presenta una serie di vantaggi rispetto alla combustione della singolabiomassa. Innanzitutto permette di utilizzare infrastrutture esistenti, riducendo i costi di impianto e di esercizio,necessari per la realizzazione e gestione di un impianto di generazione di energia. Permette quindidi introdurre, nel panorama energetico di un paese, una percentuale di energia da fonte rinnovabile, senzala necessità di effettuare grandi investimenti per la modifica degli impianti. Richiede tuttavia la disponibilitàdi ingenti quantitativi di risorsa, qualora si effettui in impianti di potenza rilevante. Ciò, peraltro, permettedi raggiungere elevatissimi rendimenti di generazione elettrica, proprio grazie alla grande tagliadell’impianto.Da un punto di vista tecnico, sono tuttavia necessari accorgimenti ed investimenti necessari ad armonizzarele tecnologie esistenti con il nuovo combustibile: sistemi di stoccaggio separati, pre-trattamento della biomassa,impianto di mixing, ecc.L’introduzione di una percentuale di biomassa all’interno di grandi centrali a carbone permette di ridurrel’emissione di gas serra da parte di questi impianti. È stato inoltre osservato che contemporaneamente laco-combustione con biomassa contribuisce anche alla riduzione di alcune emissioni inquinanti, quali ad esempiogli ossidi di zolfo e di azoto.2.3 Processi termochimici di conversione energetica: la pirolisiLa principale forma di aggregazione nella quale è disponibile solitamente la biomassa è quella solida; questopone dei limiti alla sua utilizzabilità, poiché ne complica il trasporto, lo stoccaggio e l’uso in molte delletecnologie esistenti. I processi di conversione termochimica, quali la gassificazione e la pirolisi, permettonodi convertire la biomassa in forme maggiormente versatili, da un punto di vista dell’utilizzo a fini energetici.La gassificazione permette di ottenere un gas, a medio-basso potere calorifico, mentre dalla pirolisi (se veloce)è possibile ottenere un liquido, oltre che carbone di legna.I processi di conversione non hanno ovviamente un’efficienza unitaria, il che significa che parte dell’energiacontenuta nella risorsa di partenza viene perduta nel processo; tuttavia i benefici derivanti sono tali da giustificarneun loro utilizzo in molte applicazioni.I processi di pirolisi/gassificazione sono inoltre alla base delle tecnologie per lo sviluppo di biocombustibili diseconda generazione.RETELEADER 51


Il processo di pirolisi è conosciuto fin dall’antichità, in passato utilizzato per la produzione di carbone di legna.Questa avveniva nelle carbonaie, costruite solitamente in seno ai boschi, su piccoli spiazzi dove venivaposto il legno ad asciugare. Successivamente questo era disposto in strati a formare coni di varia dimensione,il legname era quindi coperto con fogliame e terra. Il processo di formazione del carbone veniva alimentatoattraverso la combustione di una piccola parte della legna, mediante la creazione di un fuoco alcentro del cono: l’aria comburente proveniva da una apertura alla base del cono. Il processo aveva una duratacompresa, a seconda della tipologia del legname e del clima locale, dai 7 ai 12 giorni. Alla fine dell’Ottocentoquesta attività agricola fu progressivamente abbandonata, per poi essere ripresa durante la secondaguerra mondiale, dovuta della scarsità di carbone minerale contestuale alla grande richiesta di combustibiliper le attività civili e militari.Attualmente la pirolisi è un processo che viene utilizzato da alcune industrie per la produzione di un liquido(olio di pirolisi), per la produzione di energia (in motori) o come sostanza di partenza per alcune reazioni chimiche.Questo processo viene realizzato in assenza di ossigeno ad una temperatura di 400-550°C. A questetemperature la cellulosa e l’emicellulosa della biomassa si decompongono. I principali prodotti del processodi pirolisi sono:• catrami (tars), che una volta condensati costituiscono l’olio di pirolisi• carbone (char o charcoal)• CO, CO 2 , ecc. (gas incondensabili)L’olio di pirolisi ha una composizione molto variabile, a seconda del tipo di biomassa e del tipo di processoutilizzato. I vantaggi nell’uso dell’olio di pirolisi possono essere così sintetizzati:• il costo di produzione risulta estremamente basso, confrontato con quello delle altre tipologie di biocombustibili;• il bilancio di CO 2 risulta nettamente positivo (riduzione dei gas serra);• possibilità di utilizzo in generatori di piccola scala: motori diesel;• elevata densità energetica: alto potere calorifico;• possibilità di inserimento in infrastrutture esistenti.La stabilità chimico-fisica, l’elevata viscosità ed il basso valore del pH, costituiscono invece i maggiori problemiper un uso energetico di tale bio-combustibile, almeno in tecnologie convenzionali.Ci sono molte esperienze sull’uso diretto dell’olio di pirolisi per la produzione di energia elettrica, la maggiorparte condotte in motori diesel e turbine.Per quanto riguarda i motori alternativi in ciclo diesel, le prime esperienze nell’uso dell’olio puro di pirolisisono state realizzate in Finlandia dalla VTT e da Warsila (1995), con motori rispettivamente da 60 e410 kW el .Alcune prove sono state realizzate anche per la combustione in caldaia, anche in miscela con combustibilitradizionali. Rimangono, allo stato attuale, difficoltà nell’utilizzo di questo combustibile, sostanzialmente dovutealle sue proprietà chimico-fisiche.52 RETELEADER


2.4 Gassificazione della biomassaIl primo tentativo di produrre un gas combustibile da materiale organico (legno o carbone) fu realizzato inInghilterra nel 1665: D.Clayton riuscì ad ottenere un gas dal carbone, poi utilizzato per l’illuminazione. Percapire l’importanza di tale processo nella storia europea, si consideri che la maggior parte della città di Londra,nel 1850, veniva illuminata con il cosiddetto town gas, ottenuto dalla gassificazione del carbone. Si devetuttavia arrivare al periodo fra il 1930 ed il 1950 per comprendere quanto questo processo sia stato storicamentee tecnologicamente rilevante.Durante la crisi di disponibilità di combustibili liquidi, in piena seconda Guerra Mondiale, il processo di gassificazionefu ampiamente esplorato, sia in termini scientifici sia in termini applicativi.In questo periodo circa un milione di gassificatori, alimentati con legna o carbone, furono installati in tuttaEuropa per fornire combustibile ad autoveicoli, carri armati, barche, treni e generatori elettrici.Si stima che solo in Italia, nel 1942, vi fossero 35.000 vetture alimentate con gas di gassificazione (Knoef,2005).L’importanza di questo processo si ridusse, nel periodo successivo, a seguito della rinnovata disponibilità dicombustibili liquidi di origine fossile sul mercato internazionale. Soltanto intorno agli anni ’90 del secoloscorso, a fronte della crescente preoccupazione per i livelli di concentrazione atmosferica della CO 2 , si è potutoosservare un ritorno di interesse per la gassificazione, in particolare di biomassa.La gassificazione è un processo che di fatto permette di aumentare il valore di un combustibile, in questo casole biomasse solide, trasformandolo in un gas, il quale può essere più facilmente trasportato, stoccato e bruciato.La possibilità di ottenere un gas facilita l’ingresso delle biomasse nel settore dei piccoli generatori, con l’ulteriorevantaggio di permettere la realizzazione di filiere corte e massimizzare i benefici ambientali dell’usodi questa fonte energetica.È tuttavia necessario sottolineare come questa tecnologia non garantisca ancora efficienze e affidabilità sufficientiper poter essere considerata commerciale.La gassificazione si realizza in appositi reattori, ad una temperatura di circa 800-900°C. Dell’aria, o del vapore,viene introdotta per fornire tramite una combustione parziale, l’energia al processo. Il gas ottenuto ècomposto in massima parte da idrogeno, metano, monossido di carbonio e azoto.2.4.1 Utilizzazione del gas di gassificazione (producer gas)La qualità del gas prodotto non è definita soltanto dal suo potere calorifico inferiore, ma della sua composizionechimica. Fra i possibili utilizzi, il gas di gassificazione può essere direttamente bruciato per la produzionedi calore, utilizzato in motori endotermici per la generazione di energia elettrica e per i trasporti, oppurepuò costituire la materia prima per la produzione di bio-combustibili di seconda generazione.RETELEADER 53


La scelta del tipo di applicazione dipende, come anticipato, dalla composizione del gas, soprattutto in terminidi contenuto di tars (catrami).Gas molto sporchi (con alto contenuto di tars) e con basso potere calorifico sono solitamente usati per la generazionedi calore.Si potrebbe osservare che la biomassa potrebbe essere direttamente bruciata, senza la necessità di essere gassificata.Tuttavia il producer gas permette di realizzare combustioni molto efficienti e pulite (basse emissioni)anche in piccoli impianti, cosa più difficile da realizzare con un solido, ed inoltre permette di effettuareil co-firing, ossia la combustione in miscela con altri combustibili tradizionali, quali metano e gasolio.Questo risulta un notevole vantaggio, permettendo di introdurre in un qualunque processo industriale esistente,una quota parte di fonte rinnovabile senza dover modificare, se non in maniera minima, l’infrastrutturaesistente.L’utilizzo del producer gas in motori endotermici dipende dal livello di pulizia del gas. Un alto contenuto ditar (>50 mg/Nm 3 ) porta al malfunzionamento del motore, solitamente a seguito di processi di sporcamentodegli iniettori.Sono inoltre stati osservati fenomeni di corrosione e formazione di depositi nei vari componenti, che riduconola vita utile del motore.Allo stato attuale questi aspetti limitano la diffusione di queste tecnologia.2.4.2 Esempi di impianti di gassificazioneSi possono fare molti esempi di uso di gassificatori, considerando la varietà di tecnologie disponibili; tuttaviasi presenterà un esempio di gassificatore per la produzione di energia termica ed uno per la produzione dienergia elettrica.Il gassificatore di Kauhajoki, Finland è un esempio di gassificatore di piccola scala per la produzione dicalore per un distretto abitativo. L’impianto, realizzato assieme ad altri 8 impianti simili fra Svezia e Finlandiada Bioneer, è costituito da un gassificatore collegato ad un piccolo boiler per il teleriscaldamento. Il gassificatoreha una potenza di 5 MW th , produce un gas a basso potere calorifico e con un alto contenuto di tar(catrami). Il successo di tale tipologia di impianti è connessa al costo del combustibile sostituito e dall’elevatogrado di automazione raggiunto.Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica attraverso la gassificazione, un esempio può esserequello dell’impianto di Guessing (Austria).Questo impianto, realizzato dalla AE/Repotec, è un impianto cogenerativo, capace cioè di produrre energiaelettrica e recuperare parte del calore del processo, utilizzandolo per alimentare specifiche utenze. La potenzaelettrica sviluppabile è di 2.0 MWel, mentre quella termica è pari a 4.5 MWth.Durante i primi anni dall’installazione sono stati condotti molti test, al fine di ottimizzare il processo; allostato attuale il sistema fornisce un funzionamento stabile.54 RETELEADER


2.5 Biocombustibili liquidi per la produzione di energia e per auto-trazioneCol termine “biocarburanti” (biofuel) si indica tutta una serie di combustibili di origine vegetale che, puri odin miscela, possono essere utilizzati nei motori per produzione di energia e per auto-trazione. La caratteristicadi essere liquidi, nelle condizioni ambiente, permette un loro agevole inserimento nell’infrastrutturaesistente, sia per quanto riguarda lo stoccaggio e la distribuzione, sia per il loro utilizzo. I principali biocarburantisono:• Biodiesel (olio vegetale esterificato)• Bioetanolo• Olio vegetale puro• Altri: metanolo, H 2 , ecc.La Commissione Europea (EC) ha fortemente promosso lo sviluppo dei biofuel e supportato la ricerca nel settore(direttiva biofuels 2003/30/CE). A seguito della Direttiva Biofuels gli Stati Membri hanno l’obiettivo diintrodurre nel loro mercato energetico una quota di biocombustibili pari al 5,75% (in tenore energetico) delloro consumo, obiettivo da realizzarsi entro il 2010. Tale obiettivo è stato recentemente ampliato al 10%entro il 2020.I benefici derivanti dall’utilizzazione di questi combustibili sono connessi a diversi settori, in agricoltura siha un incremento nell’uso delle risorse agricole e forestali, una diversificazione del mercato, con una conseguentemaggiore competitività sulla scena internazionale da parte degli agricoltori ed un maggior reddito perl’agricoltore stesso, con un conseguente sviluppo delle aree rurali. Per quanto riguarda gli effetti sull’ambientesi può affermare che l’uso di questi combustibili comporta una riduzione dell’inquinamento su piccolae grande scala (intese come locale e globale) attraverso la riduzione delle emissioni di CO 2 .Esistono tuttavia anche preoccupazioni legate all’uso crescente di questi combustibili. La produzione di biodiesel,ad esempio, altera il mercato delle sostanze oleaginose. In Europa le maggiori produzioni sono il girasolee la colza; tuttavia l’utilizzo di tali materie prime a fini energetici è ad oggi difficile, dati gli attuali prezzidi mercato in Europa. Di particolare interesse per la generazione di energia e per la produzione di biocombustibilisono i cosiddetti oli di importazione, quali l’olio di palma (CPO Crude Palm Oil), di gran lunga ilpiù utilizzato, l’olio di Jatropha (proveniente dal Sud Est asiatico e dall’Africa), nonché alcune provenienzedi olio di soia (dal Brasile, ad esempio). L’interesse verso questi oli di importazione è prevalentemente dovutoal minor costo di approvvigionamento. Preoccupazioni sono tuttavia emerse sull’uso dell’olio di palmadi importazione in seguito alla constatazione che non sempre il bilancio ambientale di queste grandi produzionirisulta positivo, ed è dipendente dalla modalità di coltivazione.RETELEADER 55


2.5.1 BiodieselIl biodiesel è il bio-combustibile maggiormente diffuso in Europa: questo viene ricavato da oli vegetali, e inparte da materiale animale di scarto, successivamente elaborato per ottenere un combustibile con caratteristichesimili al diesel. Le principali materie prime utilizzate sono oli di soia, palma, colza, girasole ed arachidi,inoltre oli fritti usati e scarti animali. Le problematiche legate alla produzione e importazione di grandi quantitàdi olio da Paesi esteri, sono spesso argomento di critica a questa tipologia di fonte rinnovabile.Il biodiesel presenta caratteristiche simili al diesel fossile, è in esso solubile e permette la creazione di miscelaa varia concentrazione ed è totalmente biodegradabile.Tab. 6 - Principali caratteristiche del biodiesel rispetto all’olio vegetale puro ed al gasolioProprietà Unità di misura Biodiesel Olio vegetale puro Diesel #2Densità (15°C) kg/dm3 0,88 0,92 0,84Viscosità cinem. (15°C) cSt 7,50 65,50 4,50PCI MJ/kg 36,00 37,00 42,70PCI MJ/litro 33,00 34,00 35,70Flash point °C 110 100 77Il potere calorifico del biodiesel è inferiore a quello del diesel, ma è tuttavia da considerarsi elevato, provenendoda fonte rinnovabile. Questa elevata densità energetica ne giustifica il trasporto, anche su lunghe distanzee facilita l’ingresso di questo combustibile nell’infrastruttura esistente. Da un punto di vista dello stoccaggio,il maggiore flash point garantisce livelli di sicurezza maggiori rispetto al diesel. La maggiore viscositàdel biodiesel rappresenta invece un parametro peggiorativo per le prestazioni del motore. Un altro vantaggiodi questo biofuel è la sua pressoché totale assenza di zolfo rispetto ai gasoli. Proprio per quanto riguardale emissioni, al biodiesel è solitamente associata una riduzione degli idrocarburi incombusti e del CO,con riduzione della fumosità, ed un lieve aumento di aldeidi e chetoni; sugli ossidi di azoto si osservano andamentidifferenti a seconda della tecnologia utilizzata.Il biodiesel può essere utilizzato per la produzione di energia elettrica e calore in piccoli generatori; un esempioè il progetto “Isole verdi”, dell’arcipelago toscano, dove parte del carico elettrico di base di alcune isoleverrà realizzato mediante l’uso di questo combustibile.2.5.2 BioetanoloIl bioetanolo rappresenta il maggiore bio-combustibile attualmente prodotto a livello mondiale, basti pensareche soltanto il Brasile ne ha prodotto 16,3 miliardi di litri, nel solo 2005. Questo viene utilizzato come so-56 RETELEADER


stituto delle benzine, avendo caratteristiche che lo rendono utilizzabile puro od in miscela in motori a cicloOtto. Ad oggi la sua produzione avviene da zucchero o amido, ottenuti da varie colture. Fra le più importantimaterie prime utilizzate si possono annoverare: canna e barbabietola da zucchero, sorgo zuccherino, patatadolce, cassava, orzo, canapa, mais, frumento, ecc. Attraverso il processo di fermentazione, i composti zuccherinipresenti nella biomassa vengono trasformati in alcool.La principale critica nei confronti della produzione su larga scala di bioetanolo è relativa al bilancio ambientale(in particolare nel caso di etanolo da cereali), e che questa filiera rende necessario destinare una largaparte di suolo alla coltivazione di produzioni specifiche, potendo così potenzialmente influenzare il settorefood. Numerosi progetti di ricerca e sviluppo sono quindi volti alla messa a punto di sistemi per la produzionedi etanolo da biomassa ligneo-cellulosica (bioetanolo di seconda generazione). Questo ridurrebbe considerevolmentei problemi presentati, contribuendo contemporaneamente alla riduzione dei costi per la materiaprima.Il bioetanolo puro può esser utilizzato direttamente i motori appositamente modificati (E100), questa soluzioneè adottata in trattori o piccoli aeroplani da turismo, soprattutto negli USA. Dal punto di vista delle emissionil’uso del bietanolo nei motori, rispetto alla benzina tradizionale, comporta una riduzione del particolatoe del monossido di carbonio. Tuttavia si misura un incremento di composti quali aldeidi e chetoni.Il bioetanolo può essere trasformato ed utilizzato anche come etere ETBE, addizionandolo alle benzine comeagente antidetonante, in sostituzione del piombo tetra-etile. Si tratta in realtà del principale utilizzo, previstoad oggi, del bioetanolo in Italia (benzine riformulate) ed in altre parti del mondo.2.5.3 Olio vegetale puro: un esempio di filiera agri-energetica cortaCon il termine Olio Vegetale Puro (OVP, anche detto VO) si intende l’olio ottenuto dalla estrazione di semioleaginosi, derivanti da svariate tipologie di vegetali. Se usato come combustibile, stime effettuate definisconoil potenziale di riduzione di gas serra superiore all’80%, rispetto all’uso del tradizionale diesel. L’OVP offrela possibilità di alimentare generatori di piccola scala quali motori a gasolio (ciclo Diesel) o microturbine:questo permette di produrre localmente il quantitativo di biomassa necessario, permettendo la realizzazionedi “filiere corte”. Questo rappresenta un innegabile vantaggio rispetto ad altre tipologie di biomassa cherichiedono taglie minime superiori e creando i presupposti per un reale sviluppo locale, evitando al contempol’importazione di grandi quantitativi di risorsa e la verifica della sostenibilità, sia ambientale che sociale,di questi approvvigionamenti.Ad oggi il combustibile più utilizzato è l’olio di palma, insieme agli oli esausti (di scarto) e ad alcuni sottoprodottidi raffinazione, come le stearine. L’interesse verso questi oli di importazione è prevalentemente dovutoal minor costo di approvvigionamento, ragione per la quale i grandi impianti che usano questo tipo dicombustibile sono situati presso i grandi porti commerciali. Per quanto riguarda l’Europa l’olio di colza equello di girasole rappresentano le maggiori produzioni. In Germania ed in Austria lo sviluppo di filiere agri-RETELEADER 57


energetiche corte, basate su oli di produzione locale, è già una realtà ben affermata, basata sull’olio di colza.In Italia sono in corso interessanti progetti per la realizzazione di filiere basate sul girasole. I nuovi indirizzidella Politica Agricola Comunitaria, hanno permesso di introdurre un supporto pari a 45 €/ha, per leproduzioni di biomassa per la filiera dei biofuels. L’estrazione dell’olio vegetale può avvenire in modo centralizzato,in medio-grandi impianti industriali, oppure in piccoli impianti (a freddo) decentralizzati ed installatipresso le aziende agricole od i consorzi.La produzione centralizzata avviene con un primo passaggio di spremitura meccanica, seguito da una fasedi estrazione – tramite esano – dell’olio ancora rimasto all’interno del panello proteico (il ridotto solido dell’estrazionemeccanica). Il residuo solido è quindi una farina.La produzione decentralizzata di OVP in ambito rurale (aziendale o consortile) viene normalmente realizzataattraverso un processo di pressatura “a freddo” (temperatura massima raggiunta intorno ai 50°C), seguitada una filtrazione meccanica. Questa soluzione si è affermata in quanto permette, se ben condotta, di ottenereun olio dalle qualità chimico-fisiche sufficienti per il suo utilizzo in motori appositamente convertiti. Ilprodotto dell’estrazione dell’olio vegetale, da cui dipende buona parte della sostenibilità economica della filiera,è ad oggi destinato alla mangimistica (come panello proteico o farina), ma potrebbe essere anche valorizzatoper la generazione di calore in impianti alimentati con questa biomassa solida.Da un punto di vista dell’utilizzatore, invece, contrariamente al biodiesel che risulta molto più simile al dieselstandard, l’OVP necessita dell’installazione di kit specifici di adattamento per i motori (per le piccole tagliee per le microturbine) o di motori appositamente progettati (media e grande taglia), al fine di adattarei parametri operativi alle differenti caratteristiche del combustibile.Un esempio (Francescato, 2007) è il frantoio dell’azienda Wolfgang Löser (60 HA), nella Bassa Austria, doveil seme di girasole, proveniente anche dai conferimenti di altri 7 agricoltori locali, viene pressato, decantatoe filtrato. Il frantoio produce circa mille litri di olio per ogni ettaro; il panello, che rappresenta circa il 70%in peso del seme originario, è venduto a circa 140 €/ton (AIEL, 2007). L’olio è usato per i trattori e le automobilidegli agricoltori, inoltre all’interno del frantoio c’è anche un piccolo cogeneratore da 7,5 kWel, alimentatocon l’OVP.2.5.4 Biofuels di seconda generazioneMolte delle tecnologie di produzione presentate, e delle problematiche ad esse connesse, sono indicate col termine:prima generazione, al fine di distinguerle dalle filiere basate sull’uso di materiali ligneo-cellulosici,dette di seconda generazione. I biofuel di seconda generazione sono caratterizzati dalla conversione termochimicadella biomassa solida, e dalla successiva elaborazione chimica per l’ottenimento di combustibili liquidi(tecnologia BTL - Biomass To Liquid), principalmente gasolio, o dalla separazione di cellulosa ed emicellulosae successiva fermentazione degli zuccheri che le compongono (tecnologie di idrolisi acida od enzimatica)per la produzione di etanolo. La possibilità di utilizzare materiale ligneo-cellulosico permette di ri-58 RETELEADER


durre i costi di approvvigionamento della materia prima, avere a disposizione un quantitativo maggiore dirisorsa, escludere o limitare le problematiche di competizione del suolo, oltre a non influenzare i prezzi sulmercato internazionale delle produzioni agricole ad uso alimentare.2.6 Il biogas: energia da effluenti zootecnici ed agro-industrialiUna tecnologia nota da molti anni, capace di valorizzare gli scarti dell’attività zootecnica e agricola, è quelladella digestione anaerobica per la produzione di biogas. Questo processo di conversione microbiologico, cheavviene in assenza di ossigeno, consiste nella demolizione delle sostanze organiche complesse costituenti labiomassa. Il prodotto di questo processo è un gas costituito per un 50-70% da metano e per la restante parteda anidride carbonica, con un potere calorifico di circa 22 MJ/Nm3 (tuttavia sostanzialmente dipendentedal contenuto di metano).I materiali utilizzabili per la produzione di biogas sono molteplici, principalmente costituiti da lipidi, protidie glucidi. Nel settore agricolo ed alimentare possono esser utilizzati scarti derivanti dalle seguenti attività:• lavorazione delle carni;• lavorazioni lattiero-casearie;• scarti di lavorazione di zuccherifici;• sostanze amidacee (mais, granaglie, ecc.);• lavorazioni dell’uva e del vino.Per quanto la produzione di biogas sia realizzabile anche attraverso l’uso di colture dedicate (mais, graneglie,ecc.), la possibilità di utilizzare materiali di scarto, ai quali spesso è associato un costo di smaltimento,costituisce uno dei maggiori vantaggi del processo di produzione del biogas. L’elevato valore del gas prodottoed il costo di smaltimento evitato costituiscono le due principali voci in positivo del bilancio di eserciziodi un impianto di biogas.2.6.1 Descrizione del processoIl reattore all’interno del quale si realizza il processo di metanazione si chiama digestore. Le tipologie di digestoresono varie, si va da piccole unità progettate per paesi in via di sviluppo, costituite da piccoli sacchi ovasche, ad impianti industriali di grande scala. Nel processo la biomassa viene introdotta all’interno del digestore,solitamente mescolata con un certo quantitativo di acqua. Poiché il processo è di natura biologica, si devegarantire, all’interno del volume di materiale introdotto, l’assenza di sostanze o agenti che possano danneggiareil substrato biologico. Questo problema è particolarmente rilevante quando vengono utilizzati materialiquali le deiezioni animali da allevamento, a causa delle sostanze antibiotiche eventualmente somministrateai capi: tali sostanze possono uccidere i microorganismi bloccando il processo di produzione di biogas.RETELEADER 59


Una volta introdotta, la biomassa (eventualmente pre-trattata) viene digerita da parte dei microorganismipresenti. Esistono varie tipologie di microorganismi, adatti a lavorare con determinati substrati, o a determinatetemperature (batteri termofili o mesofili). La produzione di biogas dipende da vari fattori, primo fratutti il tipo di biomassa: produzioni stimate sono pari a 0,6 Nm 3 /kg biomassa per scarti di lavorazione del latte,ed a 0,4 Nm 3 /kg biomassa per scarti animali.Il gas ottenuto viene trattato mediante una deumidificazione (il quantitativo di acqua può essere superioreal 5% in volume) ed una successiva desolforazione. A questo punto il biogas può essere stoccato od inviatoalla sezione di produzione energetica, solitamente motori alternativi collegati a generatori elettrici.Il recupero di calore dal generatore permette la creazione di impianti di cogenerazione, che presentano tempidi ritorno economici molto interessanti.Coprodotto della produzione di biogas sono i fanghi, che devono essere trattati. Da tali lavorazioni si può recuperareacqua depurata, riutilizzabile nel ciclo, e fertilizzanti ed ammendanti organici. Uno dei vantaggi diquesti impianti è infatti quello di permettere, contestualmente alla produzione di un gas combustibile, la stabilizzazionechimica di materiale altrimenti difficile da stoccare e trattare.Per quanto riguarda il controllo del processo, la quantità di biogas prodotto è dipendente da un complessodi parametri chimico-fisici. La temperatura deve essere mantenuta nell’intervallo ottimale per i microorganismi:anche il mantenimento di un valore costante è importante, è stato infatti osservato che batteri soggettia stress termici anche modesti riducono la loro produttività.Per ciascuna condizione di carico e di tipologia di materiale processato esiste, teoricamente, un valore ottimaledella pressione. Questa tende ad aumentare in seguito alla produzione del biogas: è dunque necessarioasportare il gas per mantenere condizioni stabili di produzione. Il pH del reattore deve essere rigidamentecontrollato, al fine di verificare l’intervallo nel quale i batteri possono esplicitare la loro azione. Nell’introduzionedi cariche di materiale differente è importante controllare che queste non alterino il pH delreattore in maniera eccessiva.2.6.2 Produzione di biogas da RSUI rifiuti solidi urbani, RSU, sono spesso stoccati in maniera indifferenziata nelle discariche. Queste produconoquantitativi interessanti di metano che, se non controllato, viene immesso in atmosfera contribuendo alleemissioni di gas serra. La raccolta e l’utilizzo del metano da discarica per la produzione di energia può essereeffettuato mediante un sistema di captazione e raccolta appositamente studiato in fase di realizzazione.Il quantitativo e la qualità del biogas da discarica sono sicuramente inferiori a quelli prodotti in impiantida biomassa, inoltre la produzione di gas si riduce durante la vita della discarica fino ad esaurirsi. Risultatuttavia chiaro che la mancata emissione di questo potente gas serra costituisce di per sé un vantaggio sufficienteper giustificarne la sua raccolta ed il suo sfruttamento.60 RETELEADER


2.6.3 L’impianto di biogas da biomassa di Strem (Austria)Il villaggio di Strem, situato al confine con l’Ungheria nella regione austriaca del Burgerland, si è dotato nel2004 di un impianto di digestione anaerobio per la produzione di energia elettrica e calore.In questa zona l’allevamento animale ha subito drastiche modifiche negli ultimi anni; per tale ragione gli agricoltoridella zona hanno deciso di produrre biomassa da inviare all’impianto: mais, sfalci, trifoglio, ecc.L’impianto viene alimentato con 15 tonnellate di biomassa al giorno e lavora per circa 8500 ora/anno.La potenza elettrica prodotta ammonta a 520 kW, mentre quella termica a circa 600 kW; il calore viene inviatoalla locale rete di teleriscaldamento.I profitti dell’impianto arrivano dalla vendita dell’energia elettrica, termica e dal contributo di 14,5 c€/kWhper la produzione da fonte rinnovabile.Un ulteriore sottoprodotto della fermentazione è la fase liquida in uscita dal digestore, che viene utilizzatocome ammendante nei campi.RETELEADER 61


BibliografiaAIEL “Legno energia contracting” pubblicazione, 2007.Chiaramonti D., Oasmaa A., Solantausta Y., “Power generation using fast pyrolysis liquids from biomass”, Universityof Florence, VVT, Elsevier, 2005.Francescato V. (AIEL), “Il frantoio decentralizzato gestito dagli agricoltori: analisi tecnico-economica”, Agrienergie,Arezzo, 2007 .Knoef H. A. M., “Handbook of Biomass Gasification”, btg, group, The Netherlands, 2005.IEA Bioenergy, “Option for trading Bioenergy products and services”, IEA, task38, task 40, www.ieabioenergy.comIversen H. L., Gobel B., “Update on gas cleaning technologies”, Biomass gasification group, Technical Universityof Denmark, btg, publication, 2005.Papi T., “Digestione anaerobia delle biomasse”, Corso impianti a biomassa, ISES, AIEL, CREAR, Firenze, 2006Renewable Energy Austria Web Site, www.renet.atRosillo-calle F., De Groot P., Henstock L. S., Woods J., “The biomass assesment handbook”, Earthscan London,2007.Schouwenberg P., 2007 “Findings Sustainable Palmoil Audits (based on RSPO/CieCramer/EGGL) in Asia”,Essent, BIOEnrgy meeting, Berlin, 2007.Stoer M. (B.A.U.M. Group), “Sustainable regional development and renewable energies”, Agrienergie, Arezzo,2007.Stahl K., Neergaard M., “IGCC power plant for biomass utilization”, Varnamo, Swedeen, Biomass and bioenergy,vol 15, pp. 205-211, 1998 Elsivier.Van Loo S., Koppejan J., “Handbook of combustion and co-firing”, IEA bioenergy, Twente University Press,2002.62 RETELEADER


I MERCATI DELLA BIOENERGIA:AUTOCONSUMO, MICROGENERAZIONE,FILIERE AGRO-INDUSTRIALIRETELEADER 63


3.1 Gli usi finali delle biomasse nel sistema nazionale: quali potenzialità?Gli utilizzi energetici delle biomasse agro-forestali, in Italia, interessano il riscaldamento domestico, l’elettricitàe la produzione di biocarburanti.Un punto nodale è rappresentato dal costo di acquisizione della materia prima in quantità tali da alimentaregli impianti di grosse dimensioni in modo da poter conseguire economie di scala. Secondo stime autorevoli(ITABIA, 2003), il costo di approvvigionamento della materia prima incide per circa il 45% sul costo totaledella produzione di energia; per le colture energetiche dedicate questo costo varia da 30 a 60 euro a tonnellatadi sostanza secca – molto più del costo sostenuto per le coltivazioni legnose – e include coltivazione,raccolta, stoccaggio e trasporto. Inoltre, la materia prima nazionale è caratterizzata da scarsità e discontinuitàdi disponibilità ed ha una dimensione locale del mercato per cui, nonostante la presenza di impianti e infrastruttureindustriali, risulta difficoltoso avviare iniziative su larga scala senza il ricorso alle importazioni massicce,a prezzi competitivi, di biomassa da residui e legna di scarto per la produzione di calore ed elettricitàe di oli vegetali per la produzione di biocarburanti (Prospetto 3.1). Il ricorso alle importazioni di materiaprima, tra l’altro, tocca un aspetto di forte impatto sull’opinione pubblica, sollevando molte perplessità ambientaliin termini non solo di inquinamento prodotto dai mezzi di trasporto ma, nel caso degli oli vegetali,di perdita di biodiversità e di degrado ambientale per il disboscamento delle foreste tropicali, per far postoalle piantagioni per produrlo, da parte dei Paesi esportatori.Uso finaleProspetto 3.1 - Gli usi finali della biomassa agro-forestale a livello nazionaleFonte di approvvigionamentoresidui colture biomassadedicate importataRiscaldamento - autoconsumo (impianti di riscaldamento)domestico - produzione su scala locale/filiera corta(impianti di teleriscaldamento per la collettività) ✓ ✓Calore- produzione su larga scala/filiera lungadi processo (industrie del legno e distillerie) ✓Elettricità da - autoconsumo o produzione su scalabiomasse legnose locale/filiera corta (impianti di microgenerazione) ✓ ✓ ✓Elettrictà da - produzione su larga scala/filiera lungaoli vegetali (impianti a biomassa dedicati) ✓ ✓Elettricità da - autoconsumo, produzione su scala locale/filiera corta obiogas produzione su larga scala/filiera lunga (impianti a biogas) ✓ ✓Trasporti - biodiesel o bioetanolo/filiera lunga(biocarburanti) (impianti industriali per la trasformazione) ✓ ✓Fonte: elaborazioni su monitoraggio MIPAAF, Commissione biomasse, 2006.RETELEADER 65


Le potenzialità legate allo sfruttamento energetico delle biomasse sono quelle di far consolidare il loro utilizzosia in impianti di piccola taglia, come le utenze domestiche, sia negli impianti più grandi destinati allaproduzione di energia elettrica e/o calore, in un contesto di filiera agro-energetica; la combustione di biomassaagro-forestale in impianti di dimensioni considerevoli, però, anche se consente risparmi economici intermini di consumo evitato di energia, non giustifica, dal punto di vista ambientale, l’elevato investimento inizialese il calore recuperato non può essere realmente utilizzato.Uno degli aspetti principali per l’investimento in biomasse è sicuramente dettato dai costi di produzione (peril dettaglio dei quali si rimanda al Paragrafo 3.4) su cui incidono fortemente, come si è detto, i costi della materiaprima. Ma oltre agli oneri compensativi, agli iter autorizzativi complessi e ai costi di allacciamento allarete per la produzione di energia elettrica o ai costi di trasporto per la biomassa legnosa, i costi di produzione(Box 3.1) comprendono tutta una serie di oneri insiti nel “sistema Italia”, che incidono sulla scelta degli operatoriad investire nelle biomasse e creano loro difficoltà nel condurre a termine i progetti di investimento.Così, da un lato, risultano ormai consolidate, in diverse Regioni, filiere corte ligneo-cellulosiche con impianti termiciaziendali o di fabbricato e impianti di cogenerazione e teleriscaldamento per piccole utenze che, per effettodel sostegno degli incentivi statali e di azioni collettive pubblico-private fortemente integrate sul territorio,da progetti pilota si sono trasformati in realtà operative di eccellenza in piccoli centri urbani e rurali, vicinialle aree di produzione della biomassa. Ma, dall’altro, le criticità e le peculiarità nazionali (Prospetto 3.2),il quadro normativo frammentato e a volte poco coerente, l’assenza dell’idonea ripartizione dei compiti tra Amministrazionistatali e regionali riguardo alla programmazione e al coordinamento degli interventi di sostegnodi tipo finanziario, hanno ridotto l’efficacia degli strumenti disponibili, ritardando il consolidamento di processidi filiera agro-energetica veri e propri e la costituzione di distretti agro-energetici capaci di fare sistemacon le istituzioni pubbliche, le associazioni agricole, le aziende e le industrie di trasformazione.Riguardo alla materia prima nazionale, inoltre, la produzione di biomassa agricola è fortemente limitatadalle dimensioni aziendali ridotte; in Italia più di 600.000 aziende agricole, praticamente oltre il 30% del totale,hanno fino ad 1 ettaro di superficie agricola utilizzata, mentre la SAU media per azienda è di appena7,4 ettari (ISTAT, 2005). Le aziende, quindi, soffrono di una rigidità nella capacità di programmare interventiper nuove coltivazioni ed hanno maggiori difficoltà nel dotarsi dei macchinari necessari alla lavorazione e allaraccolta dei residui. Le tecnologie per l’utilizzo delle biomasse, inoltre, sono ancora poco specifiche per ilsettore agricolo e, come accennato, i costi degli interventi sono alti e poco competitivi nei confronti delleenergie tradizionali. Questi costi potrebbero essere dimezzati se venissero migliorate le pratiche agronomichee se fosse incrementata la produttività delle colture, ma ciò dovrebbe necessariamente tradursi in una(onerosa) riorganizzazione aziendale. Un aspetto certamente non secondario, poi, è insito nella difficoltànel definire i modelli di calcolo delle superfici coltivabili e delle colture o combinazioni di colture a causa dinumerosi fattori che condizionano le rese, legati tanto agli aspetti agronomici quanto alle operazioni colturali,con particolare riferimento alla raccolta. Le aree italiane sono caratterizzate da condizioni pedoclimaticheeterogenee che influiscono sulla fertilità dei terreni, mettendo a rischio le rese che spesso si presentanobasse; inoltre, la parcellizzazione dei fondi limita fortemente gli investimenti in coltivazioni oleaginose ed66 RETELEADER


Box 3.1 - I costi delle fonti rinnovabili in ItaliaUno studio recente sui costi di generazione di energia elettrica da FER in Italia (Tab. 3.1), realizzato dall’Associazionedei produttori di energia rinnovabile (APER, 2007), offre un’analisi delle possibili soluzioni in grado dicoprire la domanda crescente nazionale di energia elettrica garantendo, allo stesso tempo, il miglior risultatoin termini economici, ambientali e di sicurezza nel lungo periodo.Se l’idroelettrico risulta essere la FER più conveniente in termini di costi di produzione, tuttavia ha un minorepotenziale di sviluppo in quanto i siti migliori sono stati già realizzati. Al contrario, il settore dell’eolico ha raggiuntouna rilevanza visibile in campo nazionale, dimostrando la fattibilità di questa tecnologia in Italia.Riguardo alle biomasse agro-forestali, mentre l’utilizzo di oli vegetali importati, in sostituzione di oli fossili,rappresenta una filiera interessante in termini di costi, nell’ultimo decennio il trend in ribasso dei costi in alcunisettori come il fotovoltaico, lascia intuire buone possibilità di lungo periodo per questa tecnologia. Restano,infine, ancora alti i costi della materia prima nazionale per la biomassa legnosa e per i biocarburanti.Tab. 3.1 - Costi di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili,dati di mercato al 15/10/2007Tecnologia generazione Taglia Ore Costi Vita Comb. Comb. Comb. Invest. Costo(MWE) funz. Invest. utile (€/T) (KCAL/ (€C/ (€C/ totale(€/KW) KG) KWH) KWH) (€C/KWH)Idroelettrico Basso Salto (


Prospetto 3.2 - Punti di debolezza e di forza e criticità delle filiere agro-energetiche in ItaliaPunti di debolezza Punti di forza Criticità• Eccessiva parcellizzazione delle colture• Assenza tecniche di coltivazione consolidate• Rese insufficienti ad assicurare la redditività delle colture• Impatto sull’ambiente diversificato per le differenti condizionipedoclimatiche• Scarsa propensione delle popolazioni locali ad accettareimpianti di grosse dimensioni• Bassi valori bilancio energetico delle colture• Frammentazione dell’offerta e “disorganizzazione” logistica• Sensibile importazione di biomassa da residui per la produzionedi calore ed elettricità e di materie prime per laproduzione di biocarburanti• Assenza mercato nazionale delle quotazioni• Difficoltà del settore primario nei rapporti con le industriedi prima trasformazione• Necessità di forme associative e di strumenti per dare seguitoagli accordi interprofessionali• Filiere agro-energetiche incomplete• Mancanza di garanzie per investimenti di lungo periodo• Limitata convenienza economica per gli tutti gli operatoridella filiera• Assenza di un quadro programmatico chiaro• Mancanza di armonizzazione delle misure d’interventodelle amministrazioni stataliFiliera corta microcogenerazione, teleriscaldamento,biogas• Approvvigionamenti di materia prima locale• Piccole dimensioni e investimenti contenuti• Impianti tecnologicamente avanzati di teleriscaldamento eimpianti a biogas di nuova generazione• Equiparazione a fini fiscali ad attività agricola della produzionee vendita di energia• Equiparazione a fini fiscali del biogas al gas naturale• Incentivi e sgravi fiscali per le spese sostenute per la realizzazionedegli impiantiFiliera lunga energia elettrica• Impianti avviati dediti alla produzione di energia elettricada legna e scarti agro-industriali (lolla di riso, sanse, paglie,chips)Filiera lunga biocarburanti• Infrastrutture industriali per la trasformazione dei prodottiagricoli in biodiesel• Significativa industria distillatoria per il bioetanolo• Esenzione dal’accisa e/o aliquota di accisa ridotta suplafond annuo• Misure obbligatorie di miscelazione con gasolio e benzinaimmessi al consumoFiliera corta microcogenerazione, teleriscaldamento,biogas• Generale protagonismo delle autorità a livello locale coniniziative non supportate da progetti di filiera• Rischio spreco risorse• Rischio imprese che propongono nuove tecnologie solo percogliere opportunitàFiliera lunga energia elettrica• Forte concorrenza estera materie primeFiliera lunga biocarburanti• Incertezza quadro normativo• Costi produzione materia prima elevati• Quantitativi contingentati dallo Stato• Materie prime agricole nazionali quasi inesistenti• Forte concorrenza estera (80% di olio vegetale importatoper biodiesel)• Incertezza riconversione zuccherifici per la produzione dibioetanolo• Iniziative industriali ancora nella fase di avvio per il settorebioetanolo• Regime fiscale che non rende partecipe dei benefici economiciil comparto agricolo68 RETELEADER


amidacee per la produzione di biocarburanti, tenuto conto che queste necessitano di grandi superfici perchél’agricoltore possa ottenere coltivazioni remunerative.Se, da un lato, le produzioni energetiche (in alternativa per una azienda consolidata) possono contare sullalogistica e su un metodo produttivo analogo a quello delle produzioni food, potendo usufruire di macchinee strutture già presenti in azienda, consentendo di ottenere un prodotto finale standardizzato e facile daconservare, dall’altro tali produzioni presentano costi di produzione molto più alti rispetto all’ulteriore alternativadelle coltivazioni legnose (ad esempio cedui a corta rotazione per biomassa), con un bilancio energetico(BE) 1 relativamente basso a fronte di uno sfruttamento intensivo del suolo. Inoltre, riguardo alla trasformazione,la tecnologia della fermentazione per le colture zuccherine e amidacee si presenta strutturatae costosa per l’agricoltore, necessitando di impianti di grosse dimensioni e personale formato, mentre la venditasi inserisce in uno scenario complesso dove interagiscono numerosi fattori che vanno dai contratti di fornituraalla logistica, che risentono di equilibri e criticità economiche macro-territoriali. La trasformazione inazienda di semi oleosi in olio grezzo, che si ottiene attraverso un processo più semplice dai costi contenuti,si presenta, invece, come un’opportunità interessante per l’agricoltore che beneficia di sgravi fiscali qualorala destinazione d’uso delle proprie colture sia per autoconsumo a scopo termico.Va poi evidenziato che le ipotesi di sviluppo previste a livello comunitario per il sostegno alle colture energeticheattraverso la PAC (cfr. Paragrafo 1.2.2), risultano disattese in Italia a causa, come accennato, di vincolistrutturali ed economici a livello territoriale che rendono il premio comunitario poco remunerativo rispettoai costi di produzione 2 .Seppure l’Italia si collochi, attualmente, ai primi posti per la produzione e il consumo di biodiesel nell’UE, lemisure adottate a livello nazionale per la promozione dei biocarburanti si sono tradotte in un settore fortementesussidiato, con aliquote di accisa esenti o ridotte su quantitativi contingentati da parte dello Stato 3 ematerie prime agricole nazionali quasi inesistenti che risentono di una forte concorrenza estera a prezzi piùcompetitivi. La produzione del biodiesel, infatti, sconta una filiera incompleta e l’80% dei semi oleosi vieneimportato, mentre l’etanolo è ancora assente dal mercato energetico, anche a causa di politiche di supportonon realizzate 4 e nonostante le riconosciute potenzialità (Box 3.2). A seguito dei primi esperimenti sui motoricondotti negli anni ’90 e dei numerosi problemi tecnici riscontrati, il mercato italiano si è spinto verso unutilizzo alternativo del biodiesel e, contrariamente a quanto è accaduto in Europa, il 95% del biodiesel nazionaleprodotto da oli vegetali di importazione e, in misura minore, da oli ottenuti da colture oleaginose èstato finora utilizzato per il funzionamento di centrali termiche.1 Il BE è il rapporto fra energia prodotta e quella consumata per produrla secondo il parametro EROEI (Energy Return on Energy Investment) il cui valoredeve essere >1; la biomassa ha un EROI tra 3 e 5 contro 250 per l’energia idroelettrica (ENEA, 2005).2 Nel 2005, primo anno di applicazione in Italia della riforma della PAC, le domande in regime di aiuto hanno interessato solo 7.700 ettari a girasole dadestinare alla produzione di biodiesel e 300 ettari di colture legnose a pioppo ed eucalipto da destinare a biomassa (dati AGEA).3 La direttiva 2003/96/CE ha introdotto la possibilità di defiscalizzare le miscele contenenti biocarburanti fino al 100%.4 L’incertezza del quadro normativo di riferimento e le lungaggini nelle procedure di approvazione delle norme sugli aiuti di Stato si sono tradotte nell’indisponibilitàdei capitali ad affluire in misura adeguata verso il comparto.RETELEADER 69


Box 3.2 - La produzione di biocarburanti in Italia• La produzione di biodiesel è stata di 396.000 tonnellate di prodotto finito nel 2005 e 447.000 tonnellatenel 2006 (EurObserv’ER, 2007), mentre i consumi sono passati da 172.000 tonnellate nel 2005 a 177.000del 2006 (dati European Biodiesel Board). L’80% della materia prima per la produzione di biodiesel italianoè importato e proviene per l’80% da oli di colza e per il 20% da girasole. La produzione di prodotto finitoè realizzata da 23 società con una capacità complessiva di produzione stimata intorno a 1 milione t/annodi biodiesel, circa il doppio della produzione effettiva; quest’ultima è immessa sul mercato nazionale neilimiti del quantitativo contingentato dallo Stato e per la parte eccedente è esportata verso Paesi in cui la produzioneè quasi del tutto inesistente.• Nonostante i 4 principali distillatori di alcool etilico abbiano formato nel 2004 la Società Italiana BioEtanolo(SIBE), le iniziative industriali, seppure di rilevanti dimensioni per la loro produzione, sono ancora nellafase di avvio. La produzione di bioetanolo è stata praticamente inesistente nel 2005, con appena 8.000tonnellate, ed ha raggiunto le 102.400 tonnellate di prodotto finito nel 2006 per le nuove misure fiscali culminate,nel 2007, con l’avvio del Piano triennale di sviluppo della filiera.• Gli ettari coltivati a oleaginose sono stati poco più di 70.000 sia nel 2005 che nel 2006. Nel 2007, per effettodel contingente defiscalizzato di 70.000 tonnellate di biodiesel (legge finanziaria 2007) e al Contrattoquadro nazionale di settore, che rappresenta un primo passo per sostenere la produzione nazionale, sonostati messi a coltura 45.000 ettari tra girasole, colza e soia.La biomassa legnosa, costituita in prevalenza da cedui a corta rotazione, legna da ardere e potature, è inveceuna delle fonti “storiche”, in Italia, per la produzione di energia rinnovabile e rappresenta un mercatoin espansione per la domanda di materiale legnoso compattato in “pastiglie” (pellet) o in tronchetti (briquette),legna spaccata corta e legno sminuzzato (cippato) per le caldaie domestiche. La diffusione di sistemidi riscaldamento alternativi a quelli alimentati con il tradizionale gas o gasolio che funzionano a legno,granoturco o altro tipo di biomasse, infatti, è sostenuta sia dal risparmio economico per l’utenza 5 , sia dallacomponente ambientale, legata al contributo alla riduzione dell’emissione di gas a effetto serra. Inoltre, labiomassa legnosa ha un bilancio energetico relativamente alto a fronte di un basso impatto ambientale(mantenimento della fertilità del suolo; sink di carbonio).Le aziende agricole e forestali possono trasformare la biomassa legnosa per autoconsumo o venderla su scalalocale (filiera corta); tra l’altro, gli impianti di piccola taglia, con bacini di approvvigionamento locali, idoneia servire le utenze domestiche dei piccoli centri vicini alle aree di produzione o gruppi di utenze, offronobenefici economici maggiori. In tale contesto, Province e Comuni possono svolgere un ruolo importante sia5 Riscaldare un locale di 100 MQ con una caldaia alimentata a chicchi di granoturco che consuma 30 KG/giorno di carburante “verde”, integrato con l’utilizzodel pellet nella fase di accensione, ha un costo compreso tra 13 e 15 centesimi di euro/KG e un risparmio del 50-60% rispetto al gasolio o al metano(dati Coldiretti, 2007).70 RETELEADER


in termini di azioni di incentivazione, coinvolgendo il mondo agricolo per l’approvvigionamento, sia agendodirettamente sul proprio patrimonio edilizio ed impiantistico.Lo sviluppo delle biomasse agro-forestali per la produzione di energia elettrica su larga scala è, invece, piuttostorecente. Ciò è dovuto all’interesse, da poco maturato, nei decisori politici per questo settore e alle caratteristichedel mercato nazionale dell’energia, liberalizzato dal 1° luglio 2007.Una forte spinta all’incremento delle fonti rinnovabili per la produzione di elettricità si deve alla nuova politicadi supporto (sistema dei Certificati Verdi - cfr. Box 3.5) e alla quota obbligatoria di energia elettrica daFER da immettere sul mercato (d. lgs. 387/03), in attuazione delle norme comunitarie. Tuttavia, se questinuovi indirizzi si sono tradotti in un aumento della produzione di elettricità da fonti rinnovabili, allo stessotempo l’incremento del consumo lordo di energia elettrica ha determinato un notevole divario tra l’attualetasso di penetrazione dell’elettricità da FER e l’obiettivo comunitario fissato per il 2010 del 12% di consumointerno lordo di energia da fonti rinnovabili (cfr. Paragrafo 1.2.1).Riguardo alla produzione di energia elettrica da biomasse, al 30 giugno 2006 risultano 879 impianti in esercizioqualificati IAFR (Impianti alimentati a fonti rinnovabili), di cui 36 (4% del totale) sono alimentati a biomassa(Box 3.3).Box 3.3 - Produzione nazionale di energia elettrica da biomasseNella rilevazione dei dati gli impianti alimentati a biomassa sono suddivisi in tre tipologie di fonte:• biomasse combustibili, tra cui legno, cippato, trucioli, sansa;• biocombustibili liquidi, tra cui olio di palma, olio di colza, olio di girasole, biodiesel;• biomasse da rifiuti come individuate dal d.m. 5/5/06.Al 30 giugno 2006 la potenza degli impianti in esercizio alimentati a biomasse secondo le tre tipologie suddetteè stata pari a 683,5 MW, quasi il 10% di quella prodotta dal totale degli impianti qualificati come Impianti alimentatia fonti rinnovabili (IAFR). La producibilità degli IAFR a biomasse è stata di 1.297,8 GWH, quasi il doppiodi quella degli IAFR a biogas (745,3 GWH).Gli impianti a biomasse combustibili hanno fatto registrare un minor rapporto potenza/impianto ma una maggioreproducibilità (1070,2 GWH), pari all’83% del totale IAFR a biomassa (Fig. 3.1).RETELEADER 71


Fig. 3.1 - Impianti a biomasse per fonte energetica, qualificati al 30 giugno 2006NumeroSub-FonteEsercizioBiomasse combustibili 22Biomasse liquidi817%61%Progetto12154%43%Biomasse da rifiutiTOTALE63622%12853%Potenza (MW)Sub-FonteEsercizioBiomasse combustibili 308,3Biomasse liquidi 28,651%45%Progetto662,3129,916%1%Biomasse da rifiuti346,64,3TOTALE683,5Producibilità (GWH)Sub-FonteEsercizioBiomasse combustibili 1.070,2Biomasse liquidi 107,38%9%4%796,6Progetto671,8956,72%83%41%Biomasse da rifiuti120,429,9TOTALE1.297,883%1.658,457%Fonte: GSE, novembre 2006.L’utilizzazione a fini energetici del biogas, pur presentando elementi di criticità – legati, in particolare, allanormativa cavillosa e alle procedure complesse di autorizzazione per l’allestimento degli impianti e l’allacciamentoalla rete elettrica nazionale – si è rivelata un’esperienza economicamente vantaggiosa, per gliagricoltori, diffondendosi già da diversi anni in unità produttive di dimensioni ridotte.Negli anni ’90, la digestione anaerobica è apparsa una soluzione all’impatto ambientale e alla riduzione degliodori tenuto conto che, da un lato, la direttiva 91/676/CEE (“direttiva nitrati”), recepita in Italia con il d. lgs.152/99, ha limitato la possibilità di spandere reflui zootecnici sui terreni e che, dall’altro, la PAC ha imposto agliagricoltori il rispetto delle buone condizioni agronomiche ed ambientali per ottenere gli aiuti.Successivamente, per effetto della strategia ambientale comunitaria e delle conseguenti delibere CIPE relativeagli incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, tramite Certificati Verdi (CV), sonostati esaltati i benefici della produzione del biogas quale energia rinnovabile (Box 3.4); così da semplice72 RETELEADER


sottoprodotto il biogas ha assunto una valenza ambientale che va dalla riduzione dell’emissione di gas serraal miglioramento dell’impiego dei liquami ai fini della fertilizzazione.Box 3.4 - La produzione di biogas in Italia• La produzione nazionale di biogas è stata di 343,5 KTEP nel 2005 e di 353,8 KTEP nel 2006 (+3%) secondole stime EurObserv’ER; l’Italia, pur collocandosi ai primi posti nell’UE per la produzione di energia primariada biogas dopo Germania e Regno Unito, accusa un notevole ritardo rispetto alla crescita registrata nell’UE(13,6%);• quasi l’80% del biogas è generato dal recupero dalle discariche per rifiuti urbani ed è destinato principalmentealla produzione di energia elettrica (Box 3.3);• la produzione di elettricità da biogas è stata di 1.198 GWH nel 2005, con un peso dell’8,9% sul totale UE, mentreper il 2006 risulta pari a 1.233,9 GWH (stime ENEA), con un’incidenza sul totale UE del 7,1%.• al 30/6/06 gli impianti a biogas sono risultati 134 (15% del totale IAFR), con un contributo del 2% allaproduzione nazionale di energia elettrica da impianti alimentati a fonti rinnovabili; l’apporto delle stazionidi depurazione urbane e industriali è stato di 0,9 TEP, mentre le unità decentralizzate di biogas agricolo, leunità di metanizzazione di rifiuti municipali solidi e le unità centralizzate di codigestione hanno prodotto,complessivamente, 42,1 TEP.Un contributo significativo alla produzione di energia elettrica, proviene dagli impianti di captazione e diutilizzo del biogas (50% metano e 50% CO 2 ) prodotto dalla fermentazione anaerobica della frazione organicadei rifiuti solidi urbani (RSU) conferiti in discarica; una spinta alla realizzazione di questi impianti è statagenerata, inizialmente, dal provvedimento CIP6 6 sulla base del quale sono stati autorizzati impianti alimentaticon fonti assimilate alle rinnovabili secondo la definizione del 1992, ovvero “impianti di cogenerazioneche utilizzano calore di risulta, fumi di scarico e altre forme di energia recuperabile in processi e in impianti,nonché quelli che utilizzano gli scarti di lavorazione o di processo”.Allo stato attuale, la trasformazione dei reflui zootecnici in biogas avviene molto spesso in impianti semplificaticostituiti dalla copertura di lagoni o vasche di stoccaggio con teli in materiale plastico, con o senza sistemidi riscaldamento; questa tecnica consente di produrre, a costi contenuti, energia termica ed elettrica perl’autoconsumo (con gli sgravi fiscali che derivano dalla legge 81/06) o per la vendita (tenuto conto dei van-6 Si tratta del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (CIP) n. 6 del 29/4/92, emanato in attuazione della legge 9/91 (parzialeliberalizzazione della produzione di energia elettrica) e della legge 10/91 (promozione delle FER in un contesto di sostenibilità ambientale). Il meccanismoCIP6 riconosce incentivi in tariffa al produttore, ovvero una componente di prezzo addizionale oltre quelle a copertura dei costi totali evitati di produzione,per la cessione all’ENEL fino al 2001 e poi al GSE dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da FER o assimilate. Tale meccanismo,che terminerà con l’esaurirsi delle richieste di cessione formulate all’ENEL, si è avuta una capacità installata di circa 8.500 MW; tuttavia, quasi il 65% diquesta capacità è generata da impianti alimentati con fonti assimilate alle rinnovabili.RETELEADER 73


taggi economici e delle misure di sostegno, dal momento che la legge 266/06 equipara il biogas al gas naturale),nonché sottoprodotti solidi e liquidi da concime; in questo caso, la cogenerazione rappresenta la soluzionepiù conveniente di valorizzazione del biogas.A livello nazionale risultano operativi anche diversi impianti per la codigestione dei liquami zootecnici con lecolture energetiche che, per effetto della riforma della PAC, dal 2005 possono essere coltivate appositamenteper la produzione di biogas; la codigestione (deiezioni animali e produzioni vegetali), tuttavia, rappresentaun investimento ottimale se coinvolge più aziende agricole o grandi allevamenti in gestione consortile, dalmomento che si realizza un’adeguata massa critica e si realizzano economie di scala.3.2 I principali strumenti per lo sviluppo delle filiere agro-energeticheCoerentemente con gli obiettivi nazionali della politica energetica sostenibile di aumentare la quota di consumodi energia coperta da fonti rinnovabili e promuovere il consumo di biocarburanti nel settore dei trasporti,i principali strumenti per promuovere le biomasse consistono:1. nell’accesso prioritario al sistema di distribuzione dell’energia elettrica concesso all’elettricità fornita daimpianti IAFR che utilizzano biomasse solide e biogas e nell’utilizzo di CV scambiabili che attestano l’avvenutaproduzione di una certa quantità di elettricità tramite l’impiego di FER;2. nelle sovvenzioni e nelle esenzioni/riduzioni fiscali per la produzione di biodiesel e bioetanolo;3. nei finanziamenti a bando per lo sviluppo e la valorizzazione a fini energetici di biomasse, concessi a impreseagricole, ditte boschive e operatori forestali nell’ambito di programmi nazionali per la ricerca 7 , programmipilota, accordi quadro e iniziative di filiera, nell’ambito di specifici programmi locali (Programmiregionali di sviluppo, Programmi di ricerca) e nell’ambito dei programmi europei finanziati con i fondicomunitari, in particolare nei Piani di Sviluppo Rurale (PSR).Nonostante si tratti di un insieme di incentivi per la valorizzazione delle biomasse a fini energetici piuttosto articolatoe avviato da tempo, tale sistema ha risentito dell’assenza di un quadro programmatico chiaro e dellamancanza di armonizzazione e divulgazione delle misure delle Amministrazioni pubbliche (Ministeri e Regioni)che, in alcuni casi, ha portato a inefficienze nell’uso delle risorse o, viceversa, al loro mancato utilizzo.Solo recentemente, il Parlamento ha definito un quadro organico di interventi finalizzati allo sviluppo dellafiliera agro-energetica dall’agricoltura all’industria di trasformazione 8 , integrato da misure fiscali ed economichee da cambiamenti organizzativi contenuti nel “Piano nazionale sull’efficienza energetica, sulle energierinnovabili e sull’eco-industria” (Prospetto 3.3).7 Tra questi si citano il Programma sperimentale nazionale per lo sviluppo dei sacchi ottenuti da agro-plastiche biodegradabili (legge 296/06) e la stipula,nel giugno 2007, di accordi di programma per progetti di ricerca triennali tra Ministero per lo Sviluppo economico ed enti di ricerca su temi quali losviluppo di tecnologie innovative per il ciclo dell’idrogeno e delle fonti rinnovabili.8 A tal fine, i contratti quadro e le intese di filiera possono avere per scopo l’integrazione della filiera forestale con quella agro-energetica e la valorizzazione,produzione, distribuzione e trasformazione di biomasse derivanti da attività forestali (legge 266/06).74 RETELEADER


In questo quadro di strumenti e incentivi, considerato l’inserimento tra le attività connesse al reddito agricolodella produzione e cessione di energia elettrica e calorica da FER agro-forestali, nonché di carburantiottenuti da produzioni vegetali e di prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti dal fondo(leggi 266/05 e 296/06), l’immediato punto di contatto tra mondo agricolo e industria traspare nella possibilitàdi realizzare piccole centrali elettriche a cogenerazione alimentate a biomassa legnosa, distillerie dibioetanolo e impianti per la produzione di biodiesel, soprattutto in una logica di recupero degli scarti diproduzione agricola 9 .Prospetto 3.3 - Le azioni del Parlamento e del Governoper lo sviluppo della filiera agro-energeticaLegge 266/06 (finanziaria 2007)OBIETTIVI• rafforzamento obblighi legati al raggiungimento degli obiettividi Kyoto;• creazione mercato delle agro-energie (attivazione obbligo diimmissione in commercio di quantitativi di biocarburante diorigine agricola; creazione sistema sanzionatorio in caso diinosservanza; attivazione procedure amministrate efficientiper utilizzo quote di esenzione d’accisa non utilizzate);• disciplina delle esenzioni di accise, potenziate nel quantitativoesente e rese incentivanti nei confronti di prodotti provenientida filiere agro-energetiche che hanno sottoscritto accordiproduttivi;• partecipazione più incisiva del mondo agricolo alla definizionedelle scelte e all’allocazione delle risorse per l’incentivazione.Piano nazionale sull’efficienza energeticaOBIETTIVI• emanazione decreti attuativi finanziaria 2007 (incentivi alsistema agro-energetico; fondo per Kyoto per installazioneimpianti di microcogenerazione diffusa ad alto rendimentoelettrico e termico; installazione impianti di piccola taglia perl’utilizzazione delle fonti rinnovabili per la generazione dielettricità e calore; sostituzione motori elettrici industriali conpotenza superiore a 45 KW con motori ad alta efficienza);• revisione e potenziamento degli incentivi alle rinnovabili;• incentivazione a cogenerazione ad alto rendimento.®9 Le prospettive di sviluppo dell’uso di biomasse e di biocarburanti di origine agricola e le implicazioni per il comparto primario sono all’oggetto di unaindagine conoscitiva avviata dalla 9ª Commissione permanente Agricoltura e produzione agro-alimentare del Senato nel novembre 2006 alla quale stannopartecipando esponenti del mondo politico, economico e produttivo (http://www.senato.it/leg/15/BGT/Schede/ProcANL/ProcANLscheda12919.htm).Si veda anche l’audizione del presidente dell’INEA del 6/3/07 (http://www.inea.it/eventi/Audizione%20Biomasse.ppt).RETELEADER 75


Segue Prospetto 3.3 - Le azioni del Parlamento e del Governoper lo sviluppo della filiera agro-energeticaMisure immediatamente attuate con la finanziaria 2007misure di sostegno:• attivazione dell’obbligo di immissione in commercio di quantitativi di biocarburante di origine agricola (1% nel 2007);• programma di sviluppo della filiera bioetanolo: 73 milioni di euro all’anno fino al 2010;misure fiscali:• le attività agro-energetiche sono connesse al reddito agricolo;• il biogas è equiparata al gas naturale;• sono esentati dall’accisa: 1) i prodotti provenienti dalle filiere agro-energetiche che hanno sottoscritto contratti quadro o intese difiliera; 2) l’OVP impiegato a fini energetici nel settore agricolo per autoconsumo;• aliquota Iva del 10% per forniture di energia prodotta da fonti rinnovabili o da impianti di cogenerazione ad alto rendimento.Misure da attuare con le leggi collegate alla finanziaria 2007misure di sostegno:• finanziamenti a tasso agevolato della durata massima di 72 mesi per imprese agricole ed agro-alimentari per:– installazione di impianti di microcogenerazione diffusa ad alto rendimento elettrico e termico - d. lgs. 20/07 (direttiva2004/8/CE);– installazione di impianti di piccola taglia che utilizzano fonti rinnovabili per generare elettricità e calore - d.m. 19 febbraio 2007;• sistema sanzionatorio sull’obbligo di immissione in commercio di una quota di biocarburanti di origine agricola;• revisione del sistema dei CV per incentivare l’impiego a fini energetici di: a) materie prime provenienti dai contratti di coltivazione;b) prodotti e materiali residui dell’agricoltura, della zootecnia, delle attività forestali e di trasformazione alimentare, nell’ambitodi progetti volti a favorire la formazione di distretti locali agro-energetici; c) materie prime provenienti da coltivazioni abasso consumo energetico che preservano il contenuto di carbonio nel suolo - (cfr. d. lgs. 2/2/07 n. 26 (attuazione della direttiva2003/96/CE - quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità);misure fiscali: detrazioni per sostituzione motori elettrici industriali (potenza >45 KW) con motori ad alta efficienza - d.m. 19/2/07.Misure da attuare con leggi collegate al piano del Governomisure di sostegno:• differenziazione degli strumenti di sostegno e del valore dell’incentivo nell’ambito dei CV in base al tipo di fonte ed alla tecnologiautilizzata - d. lgs. 2/2/07 n. 26 (attuazione della direttiva 2003/96/CE);• nuovi criteri per l’assegnazione dei Certificati Bianchi (l’attestazione di risparmio energetico che lo Stato riconosce ai distributori dienergia elettrica e gas) nell’ambito della cogenerazione ad alto rendimento - d. lgs. 20/2007 (recepimento direttiva 2004/8/CE).misure fiscali:• quote crescenti fino al 2010 per la miscelazione di carburanti di origine vegetale nei carburanti tradizionali;• riduzione dell’80% dell’accisa sul biodiesel rispetto a quella sul diesel tradizionale, fino a 250.000 tonnellate l’anno;• riduzione del 50% dell’accisa sul bioetanolo rispetto alla benzina, fino a 100.000 tonnellate l’anno.Principali misure per il 2008• Finanziamento misure Fondo per Kyoto per combattere i cambiamenti climatici e risparmiare energia;• Estensione riconoscimento tariffa fissa “Conto energia” agli impianti IAFR


3.2.1 Gli incentivi all’utilizzo di combustibili da biomassa per la produzione dienergia elettricaIl sistema di promozione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili è stato profondamente rinnovato con ild. lgs. 79/99 – c.d. “decreto Bersani” di adozione della dir. 96/92/CE (poi sostituita dalla dir. 2003/54/CE)di liberalizzazione del settore elettrico per la realizzazione di un mercato unico – con il passaggio da una politicadi supporto basata su sussidi (modello CIP6) a un meccanismo di mercato, maggiormente concorrenziale,basato sui CV. Tale sistema è associato alle modalità di applicazione della dir. 2001/77/CE, recepita con ild. lgs. 387/03, che impone a produttori e importatori di più di 100 GWH/anno di energia elettrica prodottacon fonti convenzionali di immettere annualmente in rete una quota prefissata 10 di energia elettrica da FER(Box 3.5 e Box 3.6).Box 3.5 - Il sistema dei CV• I CV sono titoli negoziabili su un mercato dedicato, ciascuno del valore di 50 MWH, emessi dal Gestore dei ServiziElettrici (GSE) e assegnati per un periodo di 12 anni agli impianti alimentati da fonti rinnovabili chehanno ottenuto la qualifica IAFR, a fronte della rispettiva produzione di energia “verde”. Un maggiore periododi diritto ai CV è previsto per gli impianti a biomassa, in considerazione del costo della materia prima,come dispone il d. lgs. 387/03, il quale ha semplificato per il settore elettrico da fonte rinnovabile le proceduredi autorizzazione, con il rilascio di una autorizzazione unica a cura della Regione o di un soggetto istituzionaledelegato, ed ha reso possibile costruire ed esercire impianti nei terreni agricoli.• Nel mercato dei CV, la domanda è costituita dall’obbligo per produttori e importatori di energia elettricaprodotta con fonti convenzionali di immettere nel sistema elettrico una quota di energia rinnovabile direttamenteprodotta o tramite CV equivalenti; tale quota, nel 2005, è stata pari al 2,3% dell’energia prodottada fonti convenzionali (import incluso). L’offerta, invece, è rappresentata dai CV emessi a favore degli operatori,anche agricoli, con impianti che hanno ottenuto la qualifica IAFR, così come dai CV che il GSE stessoemette a proprio favore a fronte dell’energia prodotta dagli impianti CIP6.• Nel 2005 sono stati emessi 6.165 CV (7% del totale) per impianti termoelettrici alimentati a biomasse e5.028 CV per impianti a biogas; il GSE, inoltre, ha acquistato energia CIP6 da FER per 9,3 miliardi di KW.• Il prezzo dei CV – che varia in funzione del mercato e del prezzo dell’energia – ha raggiunto, in Italia, quota125,28 euro/MWH nel 2006; a questo valore si deve sommare il prezzo di cessione dell’energia elettricasul mercato, pari a oltre a 70 euro/MW, che porta l’incentivazione a quasi 200 euro/MWH, un valore nettamentesuperiore rispetto a quello prevalente nel resto d’Europa.10 La quota (2% nel 2004) è stata portata, per gli anni 2005-2007 rispettivamente a 2,35 a 2,70 e a 3,05% (d. lgs. 387/03), mentre per l’intero periodo2007-2012 la quota è stata incrementata di un ulteriore 0,75% (ddl 1817 (finanziaria 2008).RETELEADER 77


Le modalità di cessione dell’energia elettrica da parte di centrali alimentate da fonti rinnovabili sono regolamentateda disposizioni emanate dall’Autorità elettrica per l’energia e il gas (AEEG) 11 , nell’ambito delledisposizioni previste dal d. lgs. 387/03 e dalla legge 239/04 relativa al “Riordino del settore energeticononché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia” 12 , nel rispetto delregolamento per l’accesso al mercato, e da successivi decreti ministeriali. La legge 296/06 (legge finanziaria2007), inoltre, ha abrogato l’art. 17 commi 1 e 3 del d. lgs. 387/03, per cui non possono più essere riconosciutiCV ai rifiuti e al Combustibile da rifiuti (CDR) 13 , ed ha abrogato l’art.1 comma 71 della legge239/04, escludendo dall’incentivazione mediante CV gli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamentoe gli impianti alimentati con idrogeno.Box 3.6 - Il ruolo del Gestore dei servizi elettriciIl GSE, società vigilata dal Ministero dello Sviluppo economico e il cui azionista unico è il Ministerodell’Economia e delle Finanze, è nata nel 2005 in seguito alla prima fase del processo di riassetto del sistemaelettrico italiano (dpcm 11/5/05) che ha portato alla riunificazione della proprietà e della gestione della reteelettrica nazionale di trasmissione in un’unica società, TERNA S.P.A, attraverso la cessione delle attività e dellefunzioni relative alla trasmissione di energia elettrica da parte dell’allora società di gestione della rete GRTNS.P.A. Il GSE, che detiene le partecipazioni nelle società Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) e AcquirenteUnico S.p.A. (AU), ha un ruolo fondamentale nel meccanismo di incentivazione della produzione di energia dafonti rinnovabili e nel gestire il sistema di mercato dei CV in quanto:• rilascia la Garanzia di Origine (GO), riconoscimento introdotto dalla direttiva 2001/77/CE per l’energia elettricada fonte rinnovabile;• rilascia i certificati RECS (Renewable Energy Certificate System), titoli internazionali su base volontaria attestantila produzione rinnovabile;• svolge il ruolo di “soggetto attuatore” per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversionefotovoltaica della fonte solare (d.m. 28 luglio 2005).11 È stata istituita con la legge 481/95 con il compito, tra l’altro, di fissare le tariffe, operando per “garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza”nei settori dell’energia elettrica e del gas e “assicurare adeguati livelli di qualità” dei servizi.12 Il disegno di legge di delega (S 691) è attualmente all’esame del Senato; in esso si prevedono strumenti di coordinamento permanente con le Regioni peril raggiungimento di obiettivi di risparmio energetico e tutela ambientale. Ai fini del completamento della liberalizzazione del mercato energetico nazionale,è stato emanato il d. lgs. n. 26/07 di attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro comunitario relativo alla tassazione dei prodottienergetici e dell’elettricità. Intanto, con il d.l. 73/07 – convertito nella legge 125/07 – è stata introdotta una “tariffa di transizione” fino al 1/1/08unitamente ad altre disposizioni per la tutela e la salvaguardia delle utenze fino alla completa liberalizzazione del mercato in attuazione della dir.2003/54/CE; la legge 125/07 ha confermato l’obbligo informativo delle società di vendita su mix energetico e impatto ambientale dell’attività.13 Riguardo alla procedura, prevista dalla finanziaria 2007, del riconoscimento in deroga del diritto agli incentivi CIP6 per impianti non ascrivibili a fonti dienergia rinnovabile (come gli inceneritori), la legge finanziaria 2008 chiarisce che tali incentivi sono concessi solo agli impianti realizzati ed operativimentre per quelli autorizzati ma non ancora in esercizio e per quelli in costruzione la procedura di assegnazione è rimandata a decreto del Ministero delloSviluppo economico da emanare entro marzo 2008.78 RETELEADER


Tuttavia, il recente decreto legislativo n. 20/07 di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione dellacogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia, tende a incentivarela promozione di questa tecnologia che genera una maggiore efficienza energetica ed ha un minor impattoambientale. Al riguardo, il decreto introduce agevolazioni burocratiche per produttori e importatori di energiaelettrica, autorizzando la possibilità di ottenere la certificazione GO per l’energia sostenibile generata.Gli impianti da fonti rinnovabili beneficiano, inoltre, di trattamenti privilegiati connessi al riconoscimentoeconomico dell’energia immessa in rete; in particolare, gli impianti di potenza non superiore a 200 KW hannodiritto al cosiddetto “scambio sul posto”, che elimina il costo di acquisto dell’elettricità per una quantitàpari a quella prodotta dall’impianto, anche se non autoconsumata immediatamente 14 .Il calore utile prodotto da fonti rinnovabili viene, inoltre, incentivato nell’ambito del meccanismo dei CertificatiBianchi (Box 3.7), in quanto riconosciuto idoneo alla riduzione dei consumi di fonti energetiche primarie.Box 3.7 - I Certificati BianchiIl Certificato Bianco (CB) o Titolo di Efficienza Energetica (TEE) è un’attestazione di risparmio energetico che loStato riconosce ai distributori di energia elettrica e gas, per un valore equivalente ad una tonnellata di petrolio,per risparmi ottenuti sia mediante interventi diretti (cogenerazione), sia mediante misure di promozione (lampadinescontate o gratuite a basso consumo) rivolte agli utenti finali.Per ogni CB i distributori ricevono 100 euro all’anno per 5 anni e, grazie alle misure promozionali, i consumatoriarrivano a risparmiare in bolletta fino a 800 euro.La revisione del sistema estende gradualmente il diritto di accesso ai CB per gli impianti di cogenerazione anchea nuovi soggetti, oltre quelli attuali che sono i distributori di energia elettrica e gas (d. lgs. 20/07).Un credito di imposta sul calore generato da biomasse per il teleriscaldamento e l’applicazione dell’aliquotaIVA al 10% (anziché al 20%) sulle forniture di energia termica da fonti rinnovabili o da impianti di cogenerazionead alto rendimento, inoltre, sono previsti dalla legge finanziaria 2007.Il sistema di revisione dei CV 15 in attuazione alle misure contenute nella legge finanziaria 2007 (cfr. Prospetto3.3), offre opportunità vantaggiose per la produzione di energia elettrica ottenuta da biomasse di14 Si tratta di un servizio commerciale innovativo per la produzione da impianti di cogenerazione fino a 200 KW e da FER fino a 20 KW (aumentato a 200dalla finanziaria 2008) che consente di depositare virtualmente in rete l’energia elettrica prodotta e non immediatamente autoconsumata, in modo chepossa essere prelevata nei tre anni successivi per la copertura dei propri consumi; l’adesione a questo meccanismo consente di pagare al GSE, unicointerlocutore nazionale in sostituzione delle attuali imprese distributrici, il solo prelievo netto di energia.15 Nel decreto ministeriale in corso di pubblicazione è prevista l’assegnazione agli agricoltori/produttori di energia di CV di durata pluriennale per le biomasseprovenienti da un’area di non oltre 70 KM da quella dove sorge l’impianto di trasformazione; ne beneficiano anche le filiere agricole che alimentano impiantidi potenza installata inferiore a 1.000 KW grazie a prezzi vantaggiosi, costituiti dal valore dell’energia elettrica più quello del CV, che restano fissiper diversi anni.RETELEADER 79


origine agricola nazionale e convenienza per le filiere agricole del biogas e dell’OVP. Unitamente al sostegnoa progetti di investimento basati sulle filiere locali di produzione (sono attualmente all’esame ministeriale accordiper la realizzazione dei distretti agro-energetici), tali norme giocano un ruolo fondamentale affinchégli imprenditori agricoli siano in grado di definire piani d’investimento nel settore delle bioenergie, soprattuttonel campo della generazione distribuita.La legge finanziaria 2008 estende il riconoscimento di una tariffa fissa (c.d. Conto Energia - cfr. nota 14) agliimpianti da fonti rinnovabili, aventi potenza elettrica inferiore ad 1 MW, per un periodo di 15 anni 16 .Inoltre, dal 1° gennaio 2008 è facilitato il ritiro dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e da generazionedistribuita 17 , con l’introduzione di una remunerazione minima garantita, a seconda della fonteutilizzata, per i piccoli impianti di produzione da rinnovabili (fino a 1 MW di potenza), quale sostegno aggiuntivoagli incentivi già previsti per questi impianti; il GSE è il solo soggetto centralizzato a ritirare l’energiaprodotta, con un ruolo di intermediario commerciale sotto il controllo dell’AEEG (delibera 280/07).3.2.2 La promozione dell’utilizzazione dei biocarburanti nei trasportiLe effettive condizioni di competitività sul mercato nazionale dei biocarburanti sono state inficiate dallo scarsocontingente di biocarburanti in esenzione da accise o soggetto ad aliquota ridotta (Tab. 3.2) e alla mancanzadi un piano pluriennale di defiscalizzazione che, invece, avrebbe potuto incentivare gli accordi per l’utilizzazionee lo sviluppo delle coltivazioni nazionali tra imprese agricole, trasformatori industriali e distributoricommerciali e avrebbe potuto promuovere, anche attraverso l’impegno delle amministrazioni locali,programmi di alimentazione delle autovetture con miscele di biocarburanti.Nel 2005, con il d. lgs. 128, il nostro Paese ha fissato l’obiettivo nazionale per la quota di mercato dei biocarburantidi origine agricola (biodiesel, bioetanolo e suoi derivati, ETBE e bioidrogeno), in attuazione della direttiva2003/30/CE finalizzata a promuoverne l’utilizzazione nei trasporti. Il decreto imponeva a società petroliferee distributori di soddisfare la domanda di benzina e nafta da trasporto con biocarburante puro o miscelatoin una percentuale minima pari all’1% entro il 2005 e al 2,5% entro il 2010, ma fissava obiettivi al disotto del target dell’UE che sono costati all’Italia una procedura di infrazione 18 .16 Già la legge di conversione del d.l. 159/07 ha riconosciuto i CV per 15 anni a biomasse e biogas purché derivanti da prodotti agricoli, allevamento eforestali nell’ambito di intese di filiera o contratti quadro; nel ddl 1817 (finanziaria 2008) i valori delle tariffe fisse in Conto Energia per gli IAFR,espresse in €/kWh, differiscono in base alla tipologia di fonte rinnovabile come segue: 1) eolico: 0,222; 2) geotermico: 0,204; 3) moto ondoso e maremotrice:0,345; 4) idraulica, se diversa da quella del moto ondoso: 0,226; 5) rifiuti biodegradabili e biomasse differenti dalla tipologia di seguito indicata:0,227. Inoltre, la legge di conversione del d.l. 159/07 ha riconosce i CV per 15 anni a biomasse e biogas purché derivanti da prodotti agricoli,allevamento e forestali nell’ambito di intese di filiera o contratti quadro.17 La Generazione Distribuita si basa sull’integrazione nelle reti elettriche di piccoli-medi impianti di produzione da fonti rinnovabili e di cogenerazione (quasisempre a gas naturale), generalmente connessi alla rete di distribuzione.18 L’obiettivo dell’UE era di sostituire, entro il 2005, il 2% dei consumi totali di benzina e gasolio da autotrazione con biocarburanti, per poi salire al 5,75%entro il 2010, ma il mancato raggiungimento a livello comunitario dell’obiettivo per il 2005 ha spinto la Commissione a rivedere gli strumenti di mercatoe di ricerca e a riesaminare i provvedimenti legislativi (cfr. Paragrafo 1.2.1).80 RETELEADER


Tab. 3.2 - Contingente annuo (tonnellate) di biocarburanti in esenzione da accisa o ad aliquota ridottaAnno Biodiesel Bioetanolo Biodiesel(esenzione da accisa) (aliquota di accisa ridotta) (aliquota di accisa ridotta)1998 125.000 - -1999 125.000 - -2000 125.000 - -2001 300.000 - -2002 300.000 15.000 -2003 300.000 15.000 -2004 300.000 15.000 -2005 200.000 100.000 -2006 220.000 100.000 -2007 - 100.000 250.0002008 - 100.000 250.0002009 - 100.000 250.0002010 - 100.000 250.000Allo stesso tempo, per incentivare la destinazione dei prodotti agricoli no food verso il settore dei carburanti“verdi”, il decreto 128/05 ha esteso le disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse(di cui all’art. 5 del d. lgs. 387/03) alle colture dedicate alla produzione di biocarburanti e altri carburantirinnovabili, prevedendo misure incentivanti per la stipula di accordi di filiera o contratti quadro conle principali organizzazioni del settore agricolo e del settore dei carburanti per trasporti; si tratta di accordio contratti che, in base alla successiva legge 81/06, “hanno per scopo l’integrazione della filiera agro-energetica,la valorizzazione, la produzione, la trasformazione, la commercializzazione, la distribuzione di biomasseagricole e di biocarburanti di origine agricola. Gli imprenditori agricoli e le imprese di produzione edi distribuzione di biocarburanti e i soggetti interessati, pubblici o privati, stipulano contratti di coltivazionee fornitura in attuazione degli articoli 11, 12 e 13 del d. lgs. 102/05”.Con provvedimenti successivi, gli obiettivi nazionali della quota di biocarburanti sono stati progressivamenteinnalzati 19 fino ad essere posti, con la legge finanziaria 2007, allo stesso livello previsto dalla direttiva UE(5,75% al 2010). La legge finanziaria 2007, inoltre, ha confermato l’obbligo di incorporazione dei biocarburantidi origine agricola oggetto di un’Intesa di filiera o di un Contratto quadro o di un Contratto di programmaagro-energetico, introdotto già nel 2006 con la legge 81/06 20 , nella misura minima pari all’1%19 Non avendo raggiunto l’obiettivo fissato, la legge 8/06 aveva disposto che la quota di mercato dei biocarburanti fosse incrementata dell’1% l’anno finoal 5% nel 2010.20 La legge recepisce le linee nazionali di ristrutturazione del settore bieticolo-saccarifero e per consentire agli impianti di diversificare le propria attivitàorientandosi alla produzione di prodotti energetici da materia prima zuccherina istituisce il “Fondo per la razionalizzazione e la riconversione della produzionebieticola saccarifera” alimentato da risorse comunitarie e nazionali.RETELEADER 81


dei consumi totali di benzina e gasolio per il 2007 e del 2% per il 2008, prevedendo sanzioni amministrative,proporzionali e dissuasive per la violazione di tale obbligo, da fissare con apposito decreto 21 .Le misure di ordine fiscale, volte a favorire la produzione di biocarburanti da materie prime agricole nazionalie la nascita di un’industria e di un mercato nazionali sono dettate dalla legge finanziaria 2007, dai decretiattuativi e da leggi collegate (cfr. Prospetto 3.3) e si possono riassumere in:• riduzione del 20% dell’accisa fino a un massimo di 250 tonnellate annue di biodiesel (Box 3.8 e Tab.3.3) 22 ; tale riduzione ha sostituito la preesistente esenzione dall’imposta, a fronte di un incremento delcontingente di biodiesel agevolabile nell’ambito di un programma pluriennale 2007-2010; per l’assegnazionedei quantitativi agevolati agli operatori su base pluriennale viene data priorità al prodotto provenienteda Intese di filiera o da Contratti quadro (Tab. 3.4).Box 3.8 - La quota di produzione del biodiesel• La quota di produzione (Tab. 3.3) è ripartita fra i soggetti che ne fanno richiesta, i quali devono presentareuna dichiarazione di conformità delle caratteristiche merceologiche del biodiesel alle norme tecniche volontarieUNI 10946 (biodiesel per autotrazione) e UNI 10947 (biodiesel per riscaldamento).• Il decreto di attuazione delle norme della legge finanziaria 2007 concernenti l’impiego di semi oleosi coltivatiin Italia per la produzione di biocarburanti fissa i criteri di assegnazione, le caratteristiche del biodiesel,le caratteristiche e lo stoccaggio delle miscele e gli adempimenti per i soggetti assegnatari delle quote di biodiesele per i soggetti titolari di impianti di miscelazione.• La produzione e la miscelazione di biodiesel con gasolio o olio combustibile avviene in regime di deposito fiscalee nei limiti del contingente fissato per l’esenzione dell’accisa; spetta all’Agenzia delle dogane effettuarei controlli di “conformità fiscale” sulla base dei parametri indicati per legge.• Gli importi non assegnati sono trasferiti al Fondo per la promozione e lo sviluppo delle filiere agro-energetiche,all’incremento del contingente di biodiesel, a programmi di ricerca e sperimentazione nel campo bioenergetico,nonché a finalità di sostegno ai biocarburanti, tra cui il bioetanolo.• stanziamento di 73 milioni di euro/anno fino al 2010 per l’avvio di un Programma di sviluppo della filieradel bioetanolo, con riduzione del 50% dell’accisa 23 sul bioetanolo rispetto alla benzina, fino a100.000 tonnellate l’anno (Tab. 3.2).21 Le sanzioni amministrative pecuniarie, in vigore dal 2008 e modificabili nell’entità ogni anno, sono state fissate in 600 euro per ogni certificato di immissionein consumo mancante; ulteriori norme ministeriali dispongono le modalità per il rilascio di certificazione di immissione in consumo per i biocarburantifiscalmente agevolati e per quelli fiscalmente non agevolati e le misure per il rispetto degli obblighi di tracciabilità, come previsto dalla legge 81/06e dalla stessa legge finanziaria 2007, di rintracciabilità e verifica dei parametri di emissione dei certificati (decreti MIPAAF in corso di pubblicazione).22 Per l’anno 2007, la quota di contingente di biodiesel è stata fissata dalla finanziaria in 180.000 tonnellate (art. 1, comma 371); tale quota è stata incrementatain misura corrispondente alla somma di euro 16.726.523 (paria a 44.480 tonnellate) e, nei limiti di tali risorse, può essere destinata anche comecombustibile per riscaldamento.23 L’aliquota di accisa ridotta è stata introdotta per la prima volta con la legge 388/00 su un contingente di 15.000 t/anno di bioetanolo, con la finalità dicommercializzare per un triennio, mediante il “Progetto nazionale bioetanolo” (dm 96/04), 600.000 ettanidri di bioetanolo per ETBE e altri 60.000 in misceladiretta nelle benzine. Il beneficio fiscale, prorogato fino al 2007 (legge 311/04), ha innalzato l’importo totale destinato all’abbattimento dell’aliquotaper un contingente di 100.000 tonnellate/anno, ma lo sgravio fiscale non è stato autorizzato dall’UE.82 RETELEADER


Gli operatori della filiera di produzione e distribuzione dei biocarburanti di origine agricola devono, inoltre,garantire la tracciabilità e la rintracciabilità della filiera, realizzando un sistema di identificazioni e registrazionidi tutte le informazioni necessarie a ricostruire il percorso del biocarburante, con particolare riferimentoalle informazioni relative alla biomassa ed alla materia prima agricola (specificando i fornitori e l’ubicazionedei siti di produzione), vincolando di fatto la defiscalizzazione solo al prodotto tracciabileSpecificatamente per il settore agricolo, sul fronte fiscale è prevista l’esenzione dall’accisa per l’OVP per l’impiegoa fini energetici e per autoconsumo, fino a 1 milione di euro/anno.Tab. 3.3 - Assegnazione delle quote di biodiesel (tonn.) da immettere al consumo in Italia,anni 2006 e 2007SOCIETÀ Sito impianto Cancello di ingresso Totale 2006 quote Totale 2007 quotein esenzione di accisa in riduzione di accisaAgroinvest Grecia Porto Maghera (VE) - 2.059,998Biodiesel Bokel Germania Solbiate Olona (VA) 66 .Biodiesel Karnten Austria Porto Marghera (VE) 4.330 4.839,879Biodiesel Vienna Austria Porto Marghera (VE) - 768,812Bionor Spagna Castenedolo (BS) 314 990,605Caffaro Italia Torviscosa (UD) - 492,874Campa Biodiesel Germania Ferrandina (MT) 760 5.179,674Comlube Italia Castenedolo (BS) 6.034 8.378,499Diester Francia Villasanta (MI) 2.982 10.369,422DP Lubrificanti Italia Aprilia (LT) 8.837 11.631,467Fox Petroli Italia Vasto (CH) 61.341 49.676,480GDR Biocarburanti Italia Cernusco (MI) - 418,943Ital Bi-Oil Italia Monopoli (BA) 18.918 17.915,610Ital Green Oil Italia S. Pietro di Morubo (VR) - 2.947,171Mythen Italia Ferrandina (MT) 7.032 11.744,613Natural Energy West Germania Villasanta (MI) 9.380 16.091,618Novaol Italia Livorno 53.722 47.926,418Novaol Austria Austria Villasanta (MI) 2.566 2.888,170Oil.B Italia Solbiate Olona (VA) 22.571 23.228,576Pinus Slovenia Porto Marghera (VE) - 59,360Polioli Italia Vercelli 26 670,237Redoil Italia Italia Nola (NA) - 455,095Rheinische Bio Ester Germania Castenedolo (BS) 1.121 5.746,095TOTALE 200.000 224.480Fonte: Agenzia delle Dogane.RETELEADER 83


Infine, interessa direttamente il mondo agricolo il primo Contratto quadro nazionale sottoscritto il 10 gennaio2007 tra Associazioni agricole, COPAGRI, UNIONE SEMINATIVI, ASSITOL, ASSOBIODIESEL E ASSOCOSTIERI,con l’obiettivo di estendere a 240.000 ettari, nel triennio 2007-2010, le colture oleaginose – colza, girasole,brassica e soia – per la produzione di biodiesel (cfr. Box 3.2). Il contratto quadro, infatti, rappresenta uninput allo sviluppo dell’utilizzo di materia prima nazionale 24 a fini energetici e della sua integrazione neicarburanti; esso non solo fornisce gli indirizzi per la produzione, un orientamento per la formazione deiprezzi e un’indicazione delle caratteristiche del prodotto, ma assicura agli agricoltori che stipulano i singolicontratti di coltivazione criteri di preferenzialità sia nei bandi pubblici, ad esempio nei PSR per interventi dipromozione e commercializzazione dei prodotti energetici ottenuti, sia nei contratti di fornitura dei biocarburantiper il trasporto ed il riscaldamento pubblici.Tab. 3.4 - Assegnazione del contingente di biodiesel ottenuto da oli vegetali prodottinell’ambito di intese di filiera, anno 2006SOCIETÀ Assegnazione Quota complessiva 2006 % su quota complessiva 2006Prot. 1371 del 30/3/07 assegnata in riduzione di accisa assegnata in riduzione di accisaComlube 500,000 6.034 5,5DP Lubrificanti 1.919,772 8.837 21,3Fox Petroli 1.194,057 61.341 13,2Ital Bi-Oil 1.043,222 18.918 11,5Novaol 2.875,065 53.722 31,8Oil.B 1.501,624 22.571 16,6TOTALE 9.033,740 171.423 100Fonte: Agenzia delle Dogane.3.2.3 Finanziamenti a bando per lo sviluppo e la valorizzazione a fini energetici dibiomasseLe Regioni e le Province Autonome possono favorire il coinvolgimento delle comunità locali nello sviluppo dell’utilizzazionedelle fonti rinnovabili e possono provvedere, anche con proprie risorse e attraverso proceduredi gara, alla loro incentivazione, riconoscendo alle FER i costi pieni sostenuti, comprensivi di una quota adincentivo.24 Dato l’alto valore della terra, in Italia, e la scarsità di terreni per la coltivazione di commodity, il ricorso alle importazioni sembrerebbe l’alternativamigliore rispetto a quella di produrre biocarburanti, perché ad essa si associano inevitabili complicazioni di natura fiscale, fattori di rischio – come laelevata volatilità dei prezzi del petrolio –, e variabili economico-ambientali quali la scarsa competitività della materia prima nazionale sul piano deicosti di produzione, dell’efficienza energetica nonché delle culture geneticamente modificate che sono, invece, impiegate per la produzione dei biocarburantinegli USA.84 RETELEADER


Come più volte ricordato nelle pagine precedenti, in materia energetica il coordinamento tra i diversi soggettiistituzionali risulta oggi ancora carente mentre il “sistema Italia” necessita di indirizzi, regole e obiettivi perchési perfezionino le dinamiche del decentramento amministrativo che con la legge 59/97 ha conferito a Regionied Enti locali tutte le funzioni e i compiti amministrativi di diretto interesse locale e, con il decreto legislativo112/98 di attuazione, ne ha precisato le competenze in materia di energia. Da ultimo, con la legge costituzionale3/01 che ha riformato il titolo V della Costituzione e sostituito interamente il testo dell’articolo117, l’energia è diventata “materia a legislazione concorrente Stato-Regioni: legislazione statale di principioe legislazione regionale di dettaglio” (Gaudioso, 2007). Ad oggi, quindi, mentre rimangono di competenza stataletutte le funzioni che concernono la definizione di obiettivi e linee di politica energetica nazionale, nonchél’adozione di atti di indirizzo e coordinamento per la programmazione energetica regionale e le funzioni amministrativedi carattere nazionale o sovraregionale, alle Regioni competono, per il principio di sussidiarietà,tutte quelle funzioni non conferite direttamente allo Stato e agli Enti locali, che consistono:1. nella formulazione degli obiettivi di politica energetica regionale contenuti nei Piani energetici ambientaliregionali (PEAR) 25 : sicurezza degli approvvigionamenti; limitazione delle emissioni di gas serra; funzionamentounitario del mercato dell’energia; economicità dell’energia; sviluppo e qualificazione energeticadei servizi; promozione dell’attività di ricerca applicata;2. nella formulazione degli atti di indirizzo specifico riguardo a: localizzazione e realizzazione degli impiantidi teleriscaldamento; sviluppo e valorizzazione delle risorse endogene e delle fonti rinnovabili; rilasciodelle concessioni idroelettriche; certificazione energetica degli edifici; garanzia delle condizioni disicurezza e compatibilità ambientale e territoriale.I PEAR, dunque, svolgono la funzione obiettivo in materia energetica e, tenuto conto delle peculiarità energetichee delle potenzialità dei vari territori, tendono a privilegiare le fonti rinnovabili, l’innovazione tecnologica,la razionalizzazione della produzione elettrica e dei consumi energetici, con indicazioni sugli strumentidisponibili, le opportunità finanziarie, gli obblighi e i diritti per gli operatori di settore e l’utenza 26 . Taliindirizzi e obiettivi, in conformità a quelli nazionali, si traducono nelle seguenti azioni regionali:1. emanazione di leggi regionali per l’attuazione di specifici programmi (Programmi regionali di sviluppo,Programmi di ricerca) di sostegno nei confronti di azioni pubbliche e private per promuovere le fonti rinnovabilie incentivare il risparmio energetico;2. emanazione di normative che regolano i sistemi di offerta e di domanda dell’energia 27 ;25 Nell’ambito della Conferenza istituzionale di Torino (2001) per il coordinamento delle politiche regionali per la riduzione dei gas serra, i Presidenti diRegioni e Province Autonome hanno sottoscritto un Protocollo, articolato in una serie di impegni tra cui l’elaborazione dei PEAR che, con l’obiettivo di“determinare le condizioni più favorevoli di incontro tra domanda e offerta di energia, accrescere l’efficienza energetica ed elevare la qualità dei servizienergetici sul proprio territorio (ENEA, 2007)” si sostituiscono ai Piani energetici regionali (PER), introdotti dalla legge 9/91 per l’attuazione delPiano Energetico Nazionale.26 I PEAR contengono le valutazioni delle potenzialità delle fonti rinnovabili, dell’apporto all’offerta locale, dei benefici ambientali e degli investimenti necessari.27 Le leggi regionali sull’energia definiscono, inoltre, le funzioni delle Province (approvare e attuare il Piano-Programma per il risparmio energetico e l’usodelle FER; autorizzare l’istallazione e l’esercizio degli impianti non riservati alle competenze dello Stato e delle Regioni) e dei Comuni (approvare programmie attuare progetti per l’efficienza energetica del sistema urbano).RETELEADER 85


3. attivazione e realizzazione dei programmi nazionali/ministeriali (Accordi di programma quadro in materiadi ambiente e energia, PROBIO), di cui si è fornita una descrizione nelle pagine precedenti;4. attivazione e sviluppo di programmi europei finanziati con fondi comunitari (POR, PSR). Le fonti rinnovabilie il risparmio energetico rappresentano un tema prioritario per il Quadro strategico nazionale (QSN)28, approvato dalla Commissione Europea con decisione del 13 luglio 2007 per l’utilizzo dei fondi strutturali2007-2013 assegnati all’Italia per la politica regionale di sviluppo, il quale destina una consistentequota delle risorse allo sviluppo delle FER; a questo settore è dedicato un Programma Operativo Interregionaleper le regioni del Mezzogiorno con un’allocazione finanziaria di circa 2,4 miliardi di euro,mentre un insieme di opportunità per la valorizzazione energetica delle biomasse agro-forestali è contenutanelle nuove misure per lo sviluppo rurale (cfr. Capitolo 5). Anche nei nuovi Piani forestali ambientaliregionali (PFAR), finanziati con fondi ordinari, fondi strutturali e fondi che derivano da Accordidi Programma e programmi di ricerca, trovano collocazione tematiche di indirizzo che hanno il loro fulcronel perseguimento dello sviluppo sostenibile attraverso il ruolo multifunzionale delle foreste e vengonocaldeggiate misure per l’utilizzo eco-compatibile di biomassa legnosa per fini energetici attraverso piccolie medi impianti da promuovere nelle aree montane da singoli o da gruppi di imprenditori agro-forestalio dagli stessi enti pubblici.A titolo esemplificativo, nel Prospetto 3.4 si riporta un quadro sinottico delle principali misure di sostegno perle imprese agricole e forestali illustrate nelle pagine precedenti, tra cui la possibilità di usufruire, come riportatoin questo paragrafo, dei fondi messi a bando da programmi nazionali e regionali (per reperire informazionisi veda il Prospetto 3.5).28 La politica regionale co-finanziata dai fondi strutturali comunitari nell’ambito del QCS per le regioni dell’Obiettivo 1 nel periodo 2000-2006 ha destinato665 milioni di euro per interventi di promozione delle FER e dell’efficienza energetica, finanziando circa 7200 progetti, il 90% dei quali ha riguardatole fonti rinnovabili, prevalentemente solare, eolico e biomassa (www.dps.tesoro.it).86 RETELEADER


Box 3.9 - Dove informarsi• Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare: www.minambiente.it• Ministero dell’Economia e delle Finanze: www.finanze.it• Ministero delle Politiche agricole alimentari e forestali: www.politicheagricole.it, www.agricolturaitalianaonline.gov.it• Ministero dello Sviluppo economico: www.sviluppoeconomico.gov.it• AGEA: www.agea.gov.it• Autorità per l’energia ed il gas: www.autorita.energia.it• ENEA - Dipartimento Ambiente, Cambiamenti globali e Sviluppo sostenibile: http://efficienzaenergetica.acs.enea.it• Gestore Mercato Elettrico (GME): www.mercatoelettrico.org• Gestore dei servizi elettrici (GSE): www.gsel.it• INEA - MIDA finanziamenti al settore agricolo: www.midagri.inea.it• Regioni - Assessorati regionali all’agricoltura: www.regioni.it– Sistema Informativo Agricolo Regionale (implementazione procedure informatiche)– Organismo Pagatore Regionale (erogazione degli aiuti)– Ente o Agenzia regionale di sviluppo agricoloProspetto 3.4 - Principali misure di sostegno per l’agro-forestaleper la valorizzazione energetica delle biomasseAttività agricole connesse e assoggettate al reddito agrario• produzione e cessione di energia elettrica e termica ottenuta da fonti rinnovabili agro-forestali (legge 266/2005 “finanziaria2006”);• produzione e cessione di carburanti ottenuti da produzioni vegetali e prodotti chimici derivanti da prodotti agricoliprovenienti prevalentemente dal fondo (legge 296/2006 “finanziaria 2007”).Aiuti PAC per la produzione e cessione di biomassse o per l’autoconsumo• qualsiasi materia prima agricola può essere coltivata su superfici abbinate a titoli da riposo (set-aside no food, reg.CE 1782/03 art. 55, 56 e 107) e su superfici per le quali è stato richiesto l’aiuto per le coltivazioni energetiche(reg. CE 1782/03 art. 88) purché formi oggetto di un contratto tra produttore e primo trasformatore o di un contrattotra produttore e collettore (reg. CE 319/06);• in deroga e previa autorizzazione – reg. CE 1973/04 (modificato dal reg. CE 993/07), circolare MIPAAF 9/3/07 edm 15/3/05 e 8/11/06 – gli agricoltori possono: a) utilizzare tutti i cereali o tutti i semi oleosi raccolti: i) comecombustibile per riscaldare la propria azienda; ii) per produrre nell’azienda energia o biocarburanti; b) trasformarenell’azienda agricola tutta la materia prima raccolta (cedui a rotazione breve, cereali, semi oleosi) in biogas. ®RETELEADER 87


Segue Prospetto 3.4 - Principali misure di sostegno per l’agro-forestaleper la valorizzazione energetica delle biomasseEsenzione dall’accise (imposta di fabbricazione) per la produzione di:• biogas destinato all’autoconsumo, impiegato per il riscaldamento e prodotto negli impianti che utilizzano liquamizootecnici, frazioni vegetali e animali (legge 81/06);• olio vegetale puro impiegato per autoconsumo a fini energetici (legge finanziaria 2007);• prodotti provenienti dalle filiere agro-energetiche che hanno sottoscritto contratti quadro o intese di filiera(legge finanziaria 2007).Finanziamenti tramite bandi pubblici– le imprese agricole, le ditte boschive e gli operatori forestali possono partecipare ai bandi pubblici per ottenere finanziamentiper attività agricole e forestali connesse allo sviluppo delle biomasse e alla loro valorizzazione a finienergetici:• nell’ambito di programmi nazionali per la ricerca, programmi pilota (PROBIO), accordi quadro e iniziative di filiera;• nell’ambito di specifici programmi locali (Programmi regionali di sviluppo, Programmi di ricerca);• nell’ambito dei programmi europei finanziati con i fondi comunitari, in particolare nei Piani di Sviluppo Rurale (PSR).– gli agricoltori che stipulano un contratto di coltivazione nell’ambito del Contratto quadro nazionale sul biodiesel(d. lgs. 102/05; legge 81/06) beneficiano di preferenzialità:• nei bandi pubblici (es. innovazione e ristrutturazione delle imprese agricole e interventi per la promozione delleenergie rinnovabili nei PSR);• nei contratti di fornitura dei biocarburanti per il trasporto ed il riscaldamento pubblici.Finanziamenti a tasso agevolato:• installazione di impianti di microcogenerazione diffusa ad alto rendimento elettrico e termico - d. lgs. 20/07 (direttiva2004/8/CE);• installazione di impianti di piccola taglia che utilizzano fonti rinnovabili per generare elettricità e calore.Detrazioni d’imposta (cumulabili con altri incentivi erogati da Regioni, Province e Comuni per efficienza energetica/biomasse):• fino al 20% per sostituzione motori elettrici industriali con potenza superiore a 45 KW con motori ad alta efficienza- d.m. 19/2/07;• fino al 55% per spese riqualificazione energetica del patrimonio edilizio e rurale (installazione pannelli solari certificatiUNI 12975) - d.m. 19/2/07.Incentivi statali per la produzione e cessione di energia elettrica (da biomasse e fonti rinnovabili):• prodotta da impianti che utilizzano biomasse e biogas che hanno ottenuto dal Gestore dei servizi elettrici (GSE) laqualifica di Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili (meccanismo dei Certificati Verdi) - d. lgs. 26/07, d.l. 159/07,delib. AEEG 280/07, legge finanziaria 2008 (“Conto energia” per impianti IAFR


3.3 La produzione di caloreLa bioenergia ha attirato negli ultimi anni un enorme interesse da parte degli operatori industriali, agricolied istituzionali.Uno dei motivi è sicuramente la consapevolezza che essa racchiude ancora un grande potenziale inespressocausato probabilmente da una maggiore complessità progettuale rispetto alle altre fonti rinnovabili, ma è proprioquesta difficoltà a rappresentare il maggior motivo d’interesse su cui tutti i recenti indirizzi programmaticisi stanno orientando.Le filiere agro-energetiche si pongono, infatti, come anello di congiunzione tra una logica di sviluppo sostenibile– compatibile con la riduzione delle emissioni climalteranti contemplata dal Protocollo di Kyoto – e laarticolata situazione che investe sia il mondo agricolo sia quello agro-industriale, chiamati ad intraprendereradicali cambiamenti a causa degli indirizzi espressi nella nuova PAC.Molti sono i vantaggi che le biomasse offrono non solo rispetto alle fonti energetiche convenzionali, ma anchenei confronti delle altre energie rinnovabili: costi relativamente contenuti, minore dipendenza dalle variabiliatmosferiche ed ambientali e conseguente maggiore programmabilità, sviluppo di strutture economichelocali e possibilità di fonti alternative di reddito per il settore agricolo.Ad oggi le biomasse stanno rivestendo un ruolo sempre più importante nel panorama delle fonti rinnovabiligrazie anche alla maturità tecnologica di molti sistemi di valorizzazione ed al crescente rapporto ed interazionecon il mondo agricolo. I limiti delle bioenergie erano infatti storicamente rappresentati dalle tecnologie,che non garantivano adeguate prestazioni ed affidabilità, e dalle caratteristiche dell’approvvigionamentoche, non essendo guidato da logiche “locali”, era, specie per i grandi impianti, caratterizzato dall’utilizzodi biocombustibili d’importazione.Nel caso specifico della filiera bioelettrica sono principalmente due i driver di sviluppo su cui si dovràpuntare:– il rafforzamento di una politica agro-energetica che faccia del bacino di approvvigionamento locale lacaratteristica essenziale dei grandi impianti industriali;– la diffusione di applicazioni tecnologiche di piccola scala (microgenerazione), che per loro intrinseca naturasono più predisposte ad accogliere logiche di filiera.Sia che si parli di grandi impianti, sia che si pensi alla microgenerazione, oggi, la vera sfida nel settore dellabioenergia risiede nella possibilità di legare un impianto ad una filiera di approvvigionamento dedicata.In questo capitolo verranno quindi evidenziati i diversi approcci organizzativi riguardanti il mercato dellabioenergia partendo dall’auto-consumo fino ad arrivare alle filiere agro-industriali. Per i diversi mercati verrannoeffettuate delle riflessioni riferite all’organizzazione della filiera soprattutto per quanto attiene ai riflessiper il settore agricolo e per il mondo rurale.RETELEADER 89


3.3.1 Auto-consumo (impianti termici a servizio dell’azienda)Questo modello organizzativo riguarda l’azienda agricola, agrituristica e le aziende florivivaistiche che hannola necessità di riscaldare le proprie utenze produttive o domestiche.L’azienda agricola è deputata all’autoproduzione del combustibile, al suo stoccaggio ed alle fasi di correttagestione dell’impianto termico.Nello schema seguente si riporta l’esperienza di una azienda vivaistica pugliese che valorizza le potature diolivo e di agrumi della propria azienda per riscaldare le proprie serre.Fig. 3.2 - Filiera bioenergetica delle potature di olivo presso una azienda vivaisticaFonte: Progetto Probio Regione Puglia.Questa tipologia di filiera, associata all’istallazione di un moderno impianto termico, comporta un vantaggioimmediato derivante dalla sostituzione dei combustibili fossili. Questo si traduce da un lato in un miglioramentopiù o meno consistente del fattore di emissione e dall’altro in un risparmio anche considerevole sul costodel combustibile. In genere si tratta di investimenti di piccola portata che permettono spesso la gestione e90 RETELEADER


valorizzazione di materiali biocombustibili residuali che in alternativa rappresentano un onere per l’azienda.Qualora si disponga di una superficie boschiva, un vantaggio riconducibile all’impiego della biomassa perfinalità energetiche è quello di poter ottenere una fonte di ricavi addizionali in grado di giustificare la gestionedel bosco.Il livello di replicabilità e di remunerazione di questa tipologia di filiera è molto elevato, comunque legatosempre a quanto può offrire l’ambito strettamente aziendale.3.3.2 Vendita combustibile (impianto a servizio di un gruppo di utenze approvvigionateda imprese agro-forestali locali)Questo modello prevede che vi siano imprenditori del settore primario che, in forma singola e/o associata,possano offrire sul mercato locale del combustibile legnoso (soprattutto cippato) su base contrattuale econ caratteristiche qualitative definite tra le parti, rispondenti alle caratteristiche dell’apparecchio termicoservito.Attraverso questo schema le forme imprenditoriali sono organizzate con moderne macchine ed attrezzatureper la produzione e fornitura di biomasse legnose in grado quindi di assicurare l’approvvigionamento dicombustibili legnosi di adeguata qualità ad impianti termici gestiti da privati a servizio di utenze produttiveo civili oppure ad impianti gestiti da Enti pubblici. Le imprese agro-forestali strutturano quindi delle piattaformelocali di produzione di cippato in grado di soddisfare la domanda locale.In questo modello organizzativo, in cui prende corpo la dimensione distrettuale, un elemento logistico caratterizzanteè rappresentato dal piazzale di stoccaggio e lavorazione in cui una matrice combustibile, più omeno grezza, acquisisce le caratteristiche di un vero e proprio biocombustibile (in termini di umidità e pezzatura).Questa tipologia di filiera permette di trasformare ingenti quantità di produzioni legnose e vegetali, che talvoltarisultano essere inutilizzate, in energia; attraverso un’azione coordinata tra gli attori, inoltre, è possibilegiungere a forme di sfruttamento sostenibile del patrimonio boschivo locale con concreti vantaggi in terminioccupazionali, cura del territorio e diminuzione delle emissioni che alterano il clima. Una filiera strutturatasecondo lo schema “vendita combustibile” comporta che il fornitore di cippato e le utenze servite sianosoggetti distinti, legati tuttavia da un contratto di fornitura pluriennale in modo da fissare le caratteristichedimensionali e qualitative del cippato. Per ciò che riguarda il prezzo è importante che la vendita del materialesia effettuata in base all’effettivo contenuto energetico del legno. Fissato un prezzo unitario in baseal contenuto energetico, va da sé che al diminuire dell’umidità il prezzo/tonn del cippato aumenta. Infatti,la qualità del cippato ha un’enorme importanza ai fini commerciali, perché determina la sua conservabilitàed il tipo di impianto in grado di utilizzarlo. La vendita di combustibile, per questa tipologia di filiera, comportaun livello remunerativo medio, ma con un elevato indice di replicabilità.RETELEADER 91


Fig. 3.3 - Impianto di riscaldamento serricolo alimentato con potature di olivo localiFonte: Progetto Probio SerEnRi - Regione Sicilia.3.3.3 Servizio di Gestione Calore (impianti gestiti direttamente da imprese agroforestalilocali)Questo modello di filiera non comprende la semplice vendita del combustibile legnoso (legna da ardere o cippatoo pellet), ma prevede anche direttamente la fornitura di calore alle utenze. Nella fattispecie, gli agricoltorie le imprese boschive vendono il prodotto con il maggiore valore aggiunto: l’energia termica. Essi sostengonogli oneri dell’investimento iniziale (caldaia e quanto necessario al suo corretto funzionamento) ela gestiscono alimentandola con il cippato di cui dispongono. Regolarmente inviano alle utenze, presso lequali è operativo un sistema di contacalorie, una fattura per l’energia che è stata consumata. In fase contrattualele parti concordano il prezzo dell’unità di energia termica utile erogata presso l’utenza e le speseaccessorie legate alla gestione e alla manutenzione della centrale termica. Tale schema organizzativo può rappresentarela forma più remunerativa di filiera legno-energia in cui una società, composta da operatori primarilocali, gestisce l’intera filiera fino alla vendita di calore alle utenze.92 RETELEADER


Questo tipo di filiera può essere realizzata in due modi:• l’impresa agro-forestale realizza l’impianto termico e vende il calore a utenze terze (modello ESCo 29 );• l’ente pubblico (Comunità Montana, Provincia, ecc.) provvede a realizzare l’impianto termico e affida lasua gestione ad un’impresa agro-forestale locale.Nel primo caso, la società che eseguirà l’investimento, costituita da operatori locali del settore agro-forestale,con l’aggiunta di un tecnico esperto in impianti termici, sostiene l’investimento, provvede all’approvvigionamentodel combustibile ed effettua la gestione ordinaria e straordinaria dell’impianto. Per tale serviziola società stabilisce un prezzo dell’energia venduta (€/MWH) all’utenza/e. Al fine di garantire una correttacontabilizzazione dell’energia, deve essere applicato un contatore apposito per la registrazione dei consumi;periodicamente la società invia la fatturazione dell’energia venduta (MWH) al prezzo stabilito a cui siapplica l’imposta sul valore aggiunto del 10%. Elemento caratterizzante è rappresentato dalla garanzia, daparte della società che fornisce il servizio, di ottenere un risparmio energetico e quindi economico.L’energia prodotta è impiegata per il servizio di utenze termiche, pertanto il dimensionamento della centraledeve essere effettuata in maniera ottimale in funzione delle esigenze energetiche delle utenze da servire.Elemento essenziale è una valutazione preliminare sulla disponibilità di biomassa, in termini di combustibilefornito alla bocca dell’impianto, in grado di servire con continuità le utenze. Per tale motivo l’utilizzodella biomassa legnosa deve prevedere:• un’attenta valutazione e pianificazione delle risorse disponibili;• una verifica della fattibilità di approvvigionamento;• una pianificazione su scala del bacino di approvvigionamento, attraverso l’inquadramento dell’area dautilizzare.Le strutture agro-forestali locali possono essere i principali promotori di tali impianti acquisendo il maggiorevalore aggiunto derivante dalla vendita di energia.Per quanto riguarda la manutenzione dell’impianto, tali strutture agro-forestali delegano spesso ad un soggettoterzo la gestione e la pulizia, per mezzo di un contratto di manutenzione degli impianti.Il livello remunerativo di questa tipologia di filiera risulta essere molto elevato, ma con un indice di replicabilitàmedio.3.4 Il teleriscaldamentoIl teleriscaldamento a biomassa è una soluzione impiantistica nella quale la fornitura del riscaldamento edell’acqua sanitaria a più edifici o utenze avviene a distanza attraverso delle tubazioni che trasportano ilcalore (acqua calda, acqua surriscaldata o vapore) generato in una o più centrali principali, andando quindia sostituire i tradizionali impianti dei singoli edifici o utenze termiche.29 Energy Service Company.RETELEADER 93


Tale soluzione è in grado di riscaldare singole utenze, distretti industriali, quartieri cittadini fino ad interipaesi in maniera estremamente efficiente ma soprattutto economico. Ciò avviene grazie ad un circuito chiusoin cui il fluido termovettore è molto ben isolato per garantire la più bassa dispersione termica durante ilpercorso, unitamente all’opportunità di sfruttare notevoli economie di scala nella produzione di energia centralizzata.I vantaggi per gli utenti che utilizzano questa soluzione impiantistica sono molteplici: gli utenti pagano, aduna tariffa predefinita, solo il calore consumato e contabilizzato attraverso apposite strumentazioni, risparmiandoquindi sul costo di installazione e manutenzione delle singole centrali termiche. Vi sono inoltre indiscutibilivantaggi ambientali ed agricoli relativi a:• minor inquinamento dovuto a maggiore efficienza energetica di un unico impianto in luogo di numerosepiccole centrali termiche, generalmente non dotate di sistemi avanzati di controllo delle emissioni;• creazione di filiere di approvvigionamento integrate con il territorio che potrebbero comprendere anchela valorizzazione delle biomasse residuali agricole reperite nella zona.Il teleriscaldamento a biomassa si è molto diffuso in Italia negli ultimi 10 anni in maniera particolare nell’arcoalpino e quindi nella Provincia di Bolzano, Piemonte, Lombardia, Val d’Aosta e Provincia di Trento.Tab. 3.5 - impianti di teleriscaldamentoProvince Impianti N. Potenza Termica (MW)Aosta 2 10Bolzano 30 107Brescia 1 13Cuneo 2 10Sondrio 2 22Torino 2 14Trento 2 17TOTALE ITALIA 41 193Fonte: ITABIA 2003.Come precedentemente accennato la produzione di calore avviene in apposite centrali, ma la generazione dienergia termica può avvenire anche a seguito di recuperi termici in centrali di cogenerazione.In particolare è possibile segnalare come esempio la centrale di teleriscaldamento e produzione di energiaelettrica a biomassa di Tirano in Val Chiavenna (20 MW termici e 1,1 MW elettrici con ciclo ORC) dove la retedi teleriscaldamento ha una lunghezza di 25 a servizio di 438 utenti.Tale centrale, nata con l’intento di riscaldare le utenze del paese valorizzando energeticamente gli scarti dellegame proveniente dalle segherie e le biomassa provenienti dalla pulizia dei boschi, ha integrato tale soluzionecon una turbina ORC per la produzione di energia elettrica.94 RETELEADER


Il limite del teleriscaldamento, infatti, è rappresentato dalla stagionalità del servizio che è evidentemente effettuatoesclusivamente nel periodo invernale. Attraverso la produzione di energia elettrica, invece, tale impiantoproduce reddito anche durante il periodo estivo rendendo l’economicità di queste soluzioni energetichesicuramente migliore.Il teleriscaldamento inoltre rappresenta una grande opportunità per le centrali elettriche a biomassa, dovela grande quantità di calore “di scarto” potrebbe trovare, previa un’attenta pianificazione e analisi delle esigenzedel territorio, un importante impiego se utilizzato in impianti progettati in assetto cogenerativo.3.5 La microgenerazione elettricaI sistemi di microgenerazione elettrica sono definiti dal decreto 387/2003 come impianti dalla potenza nominaleelettrica non superiore ad 1 MW.La microgenerazione è stata infatti individuata come il principale strumento per sviluppare la cosiddetta generazionedistribuita, ovvero generazione elettrica su scala locale per fabbisogni specifici, esatto oppostodella generazione centralizzata, ovvero il modello fino ad ora proposto dai principali produttori di energiaelettrica.Le tecnologie per la microgenerazione attraverso l’utilizzazione delle biomasse sono diverse e con diversi livellidi maturità commerciale e tecnologica:• microgenerazione da combustione di biomasse legnose;• microgenerazione da digestione anaerobica di biomasse umide;• microgenerazione da combustione in motori endotermici di oli vegetali;• microgenerazione da gassificazione di biomasse legnose ed erbacee.Le principali criticità della microgenerazione di energia riguardano soprattutto i costi di realizzazione e gestioneche, considerando le piccole potenze in gioco, non godono delle economie di scala sia in fase di realizzazionetecnica, sia nella gestione degli impianti. Inoltre, soprattutto per quanto riguarda la produzione dienergia con cicli a combustione e turbina, l’efficienza di tali piccoli sistemi non è paragonabile con gli impiantidi taglia maggiore.Di contro la microgenerazione consente una molteplicità di utilizzi in soluzioni “a misura aziendale” o addiritturadomestica, presentando quindi, grazie alla facile integrazione territoriale, un potenziale di sviluppomolto elevato. Inoltre gli impianti di microgenerazione godono di misure di incentivazione privilegiate sia sottoil profilo economico che sotto il profilo degli iter autorizzativi, proprio per il basso impatto che esse hannosul territorio.RETELEADER 95


3.5.1 Microgenerazione da combustione di biomasse legnoseLa microgenerazione da combustione sfrutta generalmente il ciclo termoelettrico, in cui l’energia termicasprigionata dalla combustione della biomassa viene impiegata per la produzione di energia elettrica in unaturbina a vapore abbinata ad un generatore elettrico.Attualmente le tecnologie di sfruttamento dei cicli termoelettrici sono rivolte sopratutto a grandi impianti; visono però delle soluzioni tecnologiche che possono essere associate a sistemi di microgenerazione come adesempio le microturbine alimentate da un Ciclo Rankine Organico (ORC).Tale tecnologia presenta tuttavia un rendimento di generazione elettrica pari a circa 14-15 %, di conseguenzagran parte dell’energia sprigionata dalla combustione (circa il 70-80%) viene persa sotto forma di calore.Fig. 3.4 - Impianti ORCFonte: Turboden S.r.l.Un corretto utilizzo dell’energia termica infatti garantisce il perfetto sfruttamento della centrale, ed un’altaefficienza economica. Cogenerare (ovvero produrre e sfruttare contestualmente l’energia elettrica e termica)nella microgenerazione ORC è forse l’unica soluzione per ottenere una buona redditività dell’investimento.Risulta quindi importante evidenziare le opportunità di cogenerazione offerte dal territorio, ossia:• individuare utenze termiche industriali (anche a bassa temperatura) nei pressi della centrale;• individuare un ente locale disposto ad investire o ad accettare, per il riscaldamento delle utenze domestichee terziarie, una rete di teleriscaldamento;96 RETELEADER


• individuare un luogo dove sorgeranno nuovi complessi edilizi al fine di formulare un accordo con i costruttorisulle modalità di riscaldamento;• individuare utenze termiche nel settore agricolo (serricolo, florovivaistico) o agro-alimentare.Tale tecnologia presenta un elevatissimo livello di maturità commerciale e tecnologica ed è infatti estremamentediffusa in Europa. È possibile infatti calcolare una potenza installata di circa 50 MWE ed una discretadiffusione sul territorio europeo.3.5.2 Microgenerazione da digestione anaerobica di biomasse umideLa digestione anaerobica di biomasse umide è forse la tecnologia che più si adatta alle realtà aziendali agricoleitaliane, sopratutto nel settore zootecnico.Il processo di generazione di energia passa attraverso un ciclo biologico di digestione delle materie umide cheproduce un gas di origine biologia che è successivamente impiegato in motori endotermici.L’elevata complessità biologica di tale processo è bilanciata dalla grande semplicità tecnologica dei sistemi ditrasformazione energetica che fanno riferimento a tecnologie consolidate e con costi contenuti, ma soprattuttocon una grande flessibilità sotto il profilo della taglia.Si tratta di un processo integrato che presenta una serie di vantaggi di tipo energetico, ambientale ed agricolocosì riassumibili:• produzione di energia da fonte rinnovabile;• miglioramento dell’economia delle aziende zootecniche e/o agricole;• minori emissioni di gas serra;• migliore qualità dei fertilizzanti prodotti;• riciclaggio economico dei rifiuti, con ricaduta positiva sull’impatto ambientale;• minore inquinamento da odori e ridotta presenza di insetti;• miglioramento delle condizioni igienico-sanitarie dell’azienda.La trasformazione energetica del biogas avviene attraverso motori a combustione interna ad elevata efficienza(45 %) accoppiati a generatori di energia elettrica.A dimostrazione dell’elevata maturità commerciale e tecnologica di tale processo è possibile contare circa2.000 digestori anaerobici operanti su liquami zootecnici nei Paesi dell’UE, in particolare in Germania (piùdi 1.600), seguita da Danimarca, Austria, Italia e Svezia.RETELEADER 97


Fig. 3.5 - Particolare del motoreFonte: foto Agriconsulting.Fig. 3.6 - Digestori anaerobici operanti su liquami zootecnici in Italia (1999)Fonte: CRPA.98 RETELEADER


La tabella seguente riporta alcuni aspetti dimensionali tipici di un impianto di 1 MWE alimentato con la produzionedi biomasse erbacee e le deiezioni di un allevamento, su lettiera permanente e paglia, di 500 vaccheda latte in produzione e relativa rimonta allevati.Tab. 3.6 - Aspetti dimensionali tipici di un impianto a biogas di 1 MWEProduzione reflui 40 m 3 /ggBiomasse erbacee immesse 40 t/ggHa dedicati alla biomassa* 300 haProduzione Biogas 8500 nm 3 /ggPotenza impianto dedicato 1000 kWeDimensioni digestore 2 x 2400 m 3Fonte: Agriconsulting S.p.A.3.5.3 Microgenerazione da combustione in motori endotermici di oli vegetaliLa produzione di energia da combustibili liquidi vegetali è, infatti, da sempre prerogativa dei motori endotermici30 per autotrazione, nella fattispecie adeguatamente modificati per trasformare l’energia meccanica inenergia termica ed elettrica.Questa tecnologia, che nei suoi principi di funzionamento non può essere definita innovativa, presenta sottoil profilo della diffusione delle energie rinnovabili su scala locale diversi vantaggi:• bassi costi di impianto;• semplicità di utilizzo, di manutenzione ed installazione;• buoni rendimenti elettrici (c.a. 35%);• adattabilità agli usi aziendali (taglia e potenza);• cogenerazione (produzione e sfruttamento contestuale di energia elettrica e termica).La campagna mediatica messa in atto negli ultimi anni sugli utilizzi degli oli vegetali (soprattutto olio di colza)nei motori diesel ha inoltre alimentato l’interesse su questi biocombustibili i quali forniscono interessantispunti sotto il profilo della generazione elettrica.L’incentivo sulla produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile (CV), infatti, assume in questo caso significativaimportanza grazie proprio ai buoni rendimenti elettrici offerti da tale tecnologia.La trasformazione avviene in motori endotermici (o cogeneratori) diesel attraverso il processo di combustionee la trasformazione da energia meccanica ad energia elettrica e termica.30 I combustibili fossili liquidi principali dei motori endotermici sono la benzina, il gasolio, il metano ed il gas di petrolio liquefatto.RETELEADER 99


Gli aspetti cogenerativi sono inoltre molto importanti sotto il profilo dell’efficienza energetica dell’intero sistemae si rivolgono soprattutto alle utenze che presentano un discreto fabbisogno termico (ad esempio il settoreserricolo e floro-vivaistico).Fig. 3.7 - Processo di generazione elettrica di oli vegetaliAttualmente in Italia è avviato lo sviluppo industriale di grandi impianti, mentre stenta a decollare il settoredei piccoli generatori di scala aziendale. Tale fattore è da imputarsi sia a questioni di carattere tecnologico,sia a fattori di carattere economico legati al prezzo della materia prima.3.5.4 Microgenerazione da gassificazione di biomasse legnose ed erbaceeLa gassificazione è un processo che permette la conversione di un combustibile solido in gas combustibile(Syngas) utilizzabile dunque per la produzione di energia. Il processo avviene in un reattore dove, ad altatemperatura, il combustibile solido quale la biomassa legnosa od erbacea si trasforma in gas e carbonella.Il gas viene convogliato ed inviato a motori endotermici accoppiati ad un generatore. Questa tecnologia puressendo molto promettente soprattutto per la capacità di valorizzare biomasse erbacee, quali le paglie (cheattualmente ancora non hanno trovato una adeguata esitazione energetica), non ha ancora raggiunto un livellotecnologico e commerciale tale da poterla definire matura. Le maggiori criticità riguardano le problematicherelative allo sporcamento dei motori dovute all’utilizzo di syngas non ottimamente filtrato e dall’affidabilitàdell’intero processo.100 RETELEADER


Questa tecnologia, quindi, non particolarmente sviluppata dal punto di vista commerciale, potrà in futuroessere un’alternativa alle altre tecnologie citate in precedenza. Risulta infatti chiaro che, su scala aziendale,essa rappresenta una delle tecnologie più promettenti per l’elevata modularità e per l’ampio ventaglio dibiomasse utilizzabili.In Italia attualmente è presente un gassificatore sperimentale in Lombardia di circa 60 kW e sono in progettodiverse iniziative sopratutto al Nord Italia.3.6 Le filiere industrialiRelativamente alla domanda di biomassa lignocellulosica per la produzione di energia elettrica o termica suscala industriale dobbiamo distinguere diverse tipologie di centrali:impianti esistenti dedicati a biomassa (centrali in esercizio in regime tariffario ex CIP6 e Certificati verdi);impianti a biomassa che dovrebbero essere realizzati a seguito della riconversione degli zuccherifici;impianti a co-combustione, ossia centrali a carbone che potrebbero essere alimentate anche con biomasse lignocellulosiche.3.6.1 Impianti esistenti dedicati a biomassa (centrali in esercizio in regime tariffarioex CIP6 e Certificati Verdi)Per quanto riguarda la filiera italiana di produzione di energia elettrica essa rappresenta ad oggi una realtàimportante nel settore, forte di più di 32 impianti, con una potenza totale installata netta di circa 400 MWEed un consumo annuale di biocombustibile stimato intorno a 4,2 milioni di tonnellate tal quale; è significativonotare che di questa potenza solo una piccola parte sfrutta il calore cogenerativo per il riscaldamento diutenze civili ed industriali.Il combustibile è generalmente legno cippato di varia qualità, ma sono largamente utilizzati anche scartiagro-alimentari quali lolla di riso, sansa e vinacce esauste. È importante sottolineare come la provenienza dellebiomasse non è sempre nazionale ma vi siano“sensibili” importazioni di biomasse lignocellulosiche dall’esterosoprattutto per impianti ubicati nel meridione d’Italia.Tab. 3.7- Localizzazione per area geografica degli impianti a biomassa dedicatiAREA Impianti n. Potenza netta MWE Consumo stimato kt/annoNord 15 122 1.281Centro 6 72 756Sud 11 204 2.142ITALIA 32 398 4.179RETELEADER 101


Fig. 3.8 - Impianti esistenti a biomasseTale filiera, soprattutto in riferimento alle tecnologie a griglia ed a letto fluido, presenta un elevato livello dimaturità tecnologica e costi di investimento relativamente bassi. Anche il quadro normativo risulta abbastanzadefinito soprattutto in riferimento al meccanismo di incentivo dei CV che è comunque in fase di aggiornamentocon l’introduzione di meccanismi di premialità per le filiere a forte caratterizzazione agricolalocale.Se negli anni ’90 i limiti allo sviluppo della filiera erano rappresentati dalle tecnologie utilizzabili nel processoindustriale, attualmente l’anello debole è rappresentato dall’approvvigionamento che, come accennato, vienegarantito da materiale residuale o da importazioni.Il precedente regime PAC impediva di fatto il ricorso alle colture energetiche, limite attualmente rimosso conla politica del disaccoppiamento che può determinare il rilancio di una nuova stagione di programmazionedi tali investimenti.Ulteriori opportunità di crescita della “filiera bioelettrica” vengono offerte da due grandi temi di sviluppoindustriale del Paese:• il ritorno all’utilizzo del carbone con conseguente possibilità di co-firing con biomasse;• il processo di riconversione del settore bieticolo-saccarifero prevalentemente finalizzato allo sviluppo diinvestimenti nella bioenergia.102 RETELEADER


3.6.2 Impianti a co-combustione, ossia centrali a carbone che potrebbero esserealimentate anche con biomasse lignocelluloicheLa figura seguente riporta la localizzazione delle centrali a carbone nel nostro Paese (realizzate ed in conversione);alcune di queste stanno già attivando programmi di co-combustione con biomasse agricole di variaprovenienza.Fig. 3.9 - Centrali a carbone in ItaliaLa possibilità di utilizzare combustibile lignocellulosico in miscela con il carbone presenta diversi aspetti positivi,quali:• rendimenti energetici elevati garantiti dalle grandi potenze elettriche in gioco;• contenimento delle emissioni di anidride carbonica e quindi compatibilità rispetto alla direttiva UE “EmissionsTrading”;• flessibilità nelle strategie di approvvigionamento rispetto ad impianti dedicati ad un solo combustibile.Negli impianti co-firing, un altro aspetto di significativa rilevanza e legato alla possibilità di usufruire dei CVrelativamente alla quota di energia prodotta da biomassa.RETELEADER 103


Tuttavia c’è da considerare che tali impianti appartengono al classico sistema centralizzato di produzione dienergia elettrica in cui la generazione di energia è spesso delocalizzata rispetto all’utenza finale. Se da unaparte si possono quindi trarre ingenti guadagni ambientali legati ai grandi numeri in questione, dall’altra quasimai è possibile sfruttare il calore di scarto di tali impianti.Inoltre bisogna aggiungere che proprio le grandi quantità di biomassa necessarie per alimentare gli impiantia co-firing fanno sì che la progettazione della fase di approvvigionamento abbia, ancor più che nel caso dellamicrogenerazione, una importanza cruciale specie dal punto di vista ambientale. Logiche di approvvigionamentonon adeguatamente supportate da incentivi specifici legati alle filiere locali, infatti, possono esseremaggiormente orientate verso l’importazione di biomassa anche da oltreoceano riducendo drasticamenteil beneficio ambientale della biomassa stessaÈ interessante osservare come la co-combustione sia una soluzione tecnica già ampiamente utilizzata da queiPaesi comunitari in cui il carbone rappresenta una importante fonte di diversificazione degli approvvigionamentienergetici (Gran Bretagna, Danimarca, Svezia, Olanda, Belgio, Ungheria, Repubblica Ceca).Tale soluzione, anche per il nostro Paese, è in grado di assicurare una importante richiesta di biomassa capacedi assecondare, in tempi relativamente brevi, la necessità di diversificazione produttiva del mondo agricoloper determinati bacini produttivi.3.6.3 Impianti a biomassa che dovrebbero essere realizzati a seguito della riconversionedegli zuccherificiLa riforma proposta dalla commissaria Fischer Boel a riguardo della riconversione del settore dello zuccheropermette la possibilità, per i Paesi membri che scendono al di sotto del 50 per cento della propria quotadi produzione, di avvalersi di due aiuti per cinque anni: uno comunitario ed uno di Stato. Nel 2005 erano funzionantiin Italia 19 zuccherifici. La filiera bieticolo-saccarifera, a prescindere dalla riforma europea, nell’ultimastagione si trovava già in uno stato di crisi con un taglio del 25 per cento della produzione nazionaleed una riduzione da 19 a 12 stabilimenti; l’attuale riforma prevede una riduzione a soli 6 stabilimenti.Gli zuccherifici che decidono di riconvertirsi hanno accesso ad un aiuto per la riconversione fino a 730 europer tonnellata di zucchero prodotta in relazione al piano di riconversione adottato.Gli aiuti difatti sono condizionati alla ricaduta che il piano di riconversione può avere sul settore agricolo edindustriale, sul lavoro dipendente, e sull’impatto nell’area agricola su cui insiste.Ogni realtà industriale (SFIR, Italia Zuccheri-Co.Pro.B, Sadam ed il gruppo del Molise, a prevalente proprietà pubblicadella Regione Molise) ha presentato un piano di riconversione in cui sono indicati gli impianti da mantenereoperativi e quelli, invece, da chiudere e riconvertire ad altra produzione. I piani proposti dalle proprietà industrialihanno riguardato la riconversione della filiera bieticolo-saccarifera in diverse filiere bioenergetiche,considerate come una importante fonte di diversificazione della produzione delle commodities di cui l’Italia è deficitariae con la possibilità di riconvertire i terreni prima coltivati a bietola, a colture energetiche.104 RETELEADER


In tabella sono riportati gli zuccherifici che probabilmente verranno convertiti a centrali per la produzione dienergia (elettrica e/o termica) da biomassa lignocellulosica e/o oleaginosa.È logico ritenere che il bacino di utenza degli ex zuccherifici tenderà a convertirsi alla produzione della materiaprima richiesta dall’industria bioenergetica.Tab. 3.8 - Zuccherifici in fase di riconversione e probabile tipo di riconversioneRegione Località Provincia Proprietà Tipo riconversioneEmilia Romagna Finale Emilia MO Co.Pro.B. Biomasse legnosePontelagoscuro FE S.f.i.r. Biomasse legnoseRussi RA Sadam Biomasse legnoseS. Pietro in Casale BO S.f.i.r. Biomasse legnoseOstellato BO Co.Pro.B. Biomasse legnoseToscana Castiglion Fiorentino AR Sadam Impianti mistiMarche Fermo FM Sadam Olio vegetalePuglia Incoronata FG S.f.i.r. Biomasse legnoseSardegna Villasor CA Sadam Olio vegetaleFonte: http://www.ansa.it/ecoenergia/notizie/rubriche/biomasse/20060516191733921559.htmlPer quanto riguarda gli effetti della riconversione della filiera bieticolo-saccarifera nei confronti del settorebioenergetico è importante analizzare i piani industriali che le realtà (SFIR, Italia Zuccheri-Co.Pro.B, Sadamed il gruppo del Molise) hanno definito per la successiva approvazione nazionale e comunitaria e l’accessoai fondi della riconversione.La figura seguente riporta la distribuzione degli zuccherifici sul territorio nazionale andando ad evidenziarequelli oggetto di riconversione distinguendo tra impianti a bioetanolo, biodiesel e centrali elettriche a biomassa.RETELEADER 105


Fig. 3.10 - Zuccherifici in riconversione con iniziative per la produzione di energia da biomasse3.7 I costi della biomassa e dell’energia: riflessioni riferite all’organizzazionedella filieraSia che si parli di grandi impianti, sia che si pensi alla microgenerazione, oggi, la vera sfida nel settore dellabioenergia risiede nella possibilità di legare un impianto ad una filiera di approvvigionamento dedicata.È importante infatti sottolineare che la microgenerazione diffusa e le filiere agro-industriali non appartengonoa filosofie di sviluppo antitetiche, bensì sono coerenti con una politica nazionale finalizzata a conciliaregli obiettivi ambientali con i “grandi numeri” richiesti dalle direttive comunitarie in tema di diversificazionedelle fonti di approvvigionamento e delle attività agricole ed agro-industriali.È evidente però che i diversi livelli di applicazione tecnologica poggiano su logiche progettuali ed approcci organizzatividifferenti.Analizzando gli impatti che le diverse filiere hanno sul territorio, soprattutto quello rurale, appare evidentecome quelle incardinate sugli impianti di piccola taglia presentano una migliore integrazione con il territoriosia in termini di soddisfacimento della domanda energetica locale, sia per quanto attiene i piani di approvvigionamento.Le relazioni tra i diversi attori sono spesso integrate al punto da far emergere le caratteristichetipiche di una organizzazione distrettuale.106 RETELEADER


Di contro le economie di scala, in un settore come quello della produzione di energia, ancora oggi risultanoun fattore determinante soprattutto per quanto riguarda la possibilità di raggiungimento di determinati obiettividi diffusione delle energie rinnovabili, diversificazione e sicurezza delle fonti di approvvigionamento.Per quanto riguarda l’impatto ambientale delle filiere bisogna considerare diversi aspetti tra cui, i più importanti,quelli riferiti alla logistica (soprattutto dei trasporti) e quelli riferiti ai rendimenti complessivi degliimpianti.Se da un lato la microgenerazione offre bassi costi di logistica legati ad un maggiore inserimento nel territorio,dall’altro essa presenta forti limiti nella capacità effettiva di valorizzare, dal punto di vista del rendimentoelettrico, il potenziale energetico del biocombustibile. La valorizzazione del calore che rappresentaun fattore in grado di migliorare sensibilmente il rendimento energetico complessivo dell’impianto, è unapossibilità non sempre applicabile in determinati contesti produttivi e territoriali.La tabella seguente esprime in forma sintetica i concetti sopra espressi mettendo a confronto tre impianti didifferente taglia e tipologie tecnologiche.Tab. 3.9 - Confronto tra impianti di differente potenza elettrica e diversa tecnologiaTecnologia Potenza elettrica (MWE) Rendimento netto Costo della logisticaImpianto a ciclo ORC (Organic Rankine Cycle)


Tab. 3.10 - Vantaggi e svantaggi dei tre tipo di tecnologiaCALORE MICROGENERAZIONE GRANDI IMPIANTIVANTAGGISVANTAGGI• Elevati rendimenti energeticicomplessivi• Bassi costi di investimento rispettoalla generazione elettrica• Forte collegamento con il territorio• Limitato contributo, in terminiquantitativi, allo sviluppo dellerinnovabili• Produzione di un prodotto energeticoa “minore valore aggiunto”rispetto all’energia elettrica• Scarse politiche di incentivo• Stretta connessione tra territorioe utenza finale• Possibilità di ottimizzare la localizzazionein funzione dellosfruttamento del calore• Coerenza con gli obiettivi di sviluppodell’agro-energia• Bassi rendimenti di produzionedi energia elettrica• Sostenibilità economica possibilecon la valorizzazione del cascametermico di produzione• Affidabilità tecnologica• Bassi costi di gestione e impiantograzie alle economie di scala• Elevati rendimenti di produzionedi energia elettrica• Coerenza con gli obiettivi di sviluppodelle energie rinnovabilisu scala nazionale• Scarsa connessione tra territorioe utenza finale• Logiche di approvvigionamentoche, se non adeguatamente supportatecon incentivi specifici legatialle filiere locali, possonoessere maggiormente orientateverso l’importazione• Scarsa sostenibilità ambientalenel caso di importazioni• Scarsa possibilità di utilizzare lecentrali in assetto cogenerativobientale applicato su tutto il territorio comunitario, non sembra essere in contrasto con i criteri sul liberoscambio delle merci e permetterebbe quindi di scavalcare la barriera legata all’approvvigionamento deigrandi impianti industriali.Bisogna infatti ricordare che le filiere agro-energetiche di carattere locale trovano una forte barriera al lorosviluppo nella complessa normativa sul libero scambio delle merci tra le nazioni.Vincoli territoriali di approvvigionamento preferenziale di una materia prima devono essere infatti giustificatiattraverso finalità ambientali che non sempre è possibile codificare in un sistema di norme condivise.A tale proposito, è importante evidenziare il percorso intrapreso dalla Commissione Europea, e definito all’internodel “Biomass Action Plan”, in cui si cerca di disincentivare le “unsustainable practices” attraverso l’introduzionedi criteri di certificazione nella produzione di biomasse a fini energetici destinate al mercato comunitarioe quindi, in maniera indiretta, premiare le biomasse provenienti da filiere se non proprio agricole“locali”, perlomeno comunitarie, “tracciabili” ed individuabili.È evidente come il sistema organizzativo tipico delle filiere corte sia maggiormente in grado di dare garanzieanche e soprattutto sul piano della provenienza e tracciabilità del combustibile.108 RETELEADER


AppendiceQUADRO SINOTTICO POLITICO-LEGISLATIVO PER LA VALORIZZAZIONEDELLE BIOMASSE A FINI ENERGETICI1. La valorizzazione delle biomasse a fini energetici nel sistema comunitarioPrincipali documenti di riflessione, di proposte e di azione1995 - Libro bianco “Una politica energetica per l’Unione Europea”, COM 682/951996 - Libro Verde “Energia per il futuro: le fonti energetiche rinnovabili”, COM 576/961997 - Libro Bianco per una strategia e un piano di azione della Comunità sulle fonti energetiche rinnovabili,COM 599/972000 - Libro Verde “Verso una strategia europea per la sicurezza dell’offerta di energia”, COM 769/002005 - Piano d’azione per la biomassa, COM 628/052006 - Strategia UE per i biocarburanti, COM 34/062006 - Libro verde - Una strategia europea per un’energia sostenibile, competitiva e sicura, COM 105/062006 - Piano d’azione UE per le foreste, COM 302/062006 - Comunicazione della Commissione “Tabella di marcia per le energie rinnovabili - Le energie rinnovabilinel 21° secolo: costruire un futuro più sostenibile”, COM 848/062007 - Comunicazione della Commissione: “Una politica energetica per l’Europa”, COM 1/072007 - Comunicazione della Commissione “Limitare il surriscaldamento dovuto ai cambiamenti climatici a +2gradi Celsius - La via da percorrere fino al 2020 e oltre”, COM 2/072007 - Piano d’azione del Consiglio Europeo (2007-2009) “Politica energetica per l’Europa (PEE)” (Doc.7224/1/07 Rev. 1)2007 - Libro Verde sugli strumenti di mercato utilizzati a fini di politica ambientale e ad altri fini connessi,COM 140/07Principali riferimenti legislativiDirettiva 2001/77/CE - promozione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabiliDirettiva 2003/30/CE - incorporazione progressiva di una quota di biocarburanti nei combustibili fossili usatiper i trasportiDirettiva 2003/96/CE - autorizza gli Stati membri a defiscalizzare le miscele contenenti biocarburanti finoal 100%Direttiva 2004/8/CE - promozione della cogenerazione (produzione congiunta di energia elettrica e calore)Direttiva 2006/32/CE - concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e abrogazionedirettiva 93/76/CEEDirettiva 2006/112/CE - autorizza gli Stati membri ad applicare un’aliquota IVA ridotta sulla fornitura di teleriscaldamentoDecisione 2007/74/CE - promozione della cogenerazione - valori di rendimento di riferimento armonizzatiRETELEADER 109


2. La valorizzazione delle biomasse a fini energetici nel sistema nazionalePrincipali documenti di riflessione, di proposte e di azione1998 - Libro Verde per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, ENEA1998 - Programma nazionale energia rinnovabile da biomasse (PNERB), MIPA1999 - Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, ENEA1999 - Programma Nazionale Valorizzazione Biomasse Agricole e Forestali (PNVBAF), MIPAAF2000 - Programma nazionale biocombustibili (PROBIO), MIPAAF2002 - Piano nazionale di riduzione emissione gas serra 2003-2012, delibera CIPE 123/022007 - Piano del Governo sull’efficienza energetica, sulle rinnovabili e sull’eco-industria, 19 febbraio 20072007 - Documento conclusivo dell’indagine conoscitiva sui cambiamenti climatici - Senato, Doc. XVII, n. 6del 31 luglio 20072007 - Position Paper “Energia: temi e sfide per l’Europa e per l’Italia”, Presidenza del Consiglio dei Ministri,7 settembre 20072007 - Documento conclusivo della Conferenza nazionale sui cambiamenti climatici, Roma 12-13 settembre2007Principali riferimenti legislativid. lgs. n. 79/1999; d.m. 11 novembre 1999 - meccanismo dei Certificati Verdid. lgs. n. 387/2003 - elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabilid.m. 256/2003 per la produzione di biodiesel e leggi finanziarie per le misure fiscalid.m. 96/2004 per la produzione di bioetanolo e leggi finanziarie per le misure fiscalilegge 23 agosto 2004, n. 239 - riordino del settore energeticod.m. 20 luglio 204 - risparmio energetico e sviluppo fonti rinnovabilid.m. 24/10/2005 - incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (Certificati Verdi)d. lgs. 128/2005; legge 81/2006 - obbligo miscelazione biocarburanti nei combustibili fossili usati per i trasporti(1% per il 2007)legge 266/06 (finanziaria 2007) e successivi decreti e leggi collegate - misure per lo sviluppo della filieraagro-energetica e Fondo per Kyoto10 gennaio 2007 - Accordo quadro nazionale sul biodieseld. lgs. 8/2/07, n. 20 - attuazione direttiva 2004/8/CE promozione cogenerazioned. lgs. 2/2/07 n. 26 - attuazione direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro UE tassazione prodotti energeticie dell’elettricità110 RETELEADER


BibliografiaAGRISOLE, vari numeri, 2006-2007, Edizioni Il Sole24Ore, Milano.APAT (2006), Annuario dei dati ambientali 2005-2006, Roma.Bartonelli V. (2003), “Disponibilità di biomassa sul territorio italiano e aspettative reali di sfruttamento. Il ruolodelle biomasse nell’economia energetica italiana”, in ATI, APER, Atti del convegno Le biomasse nel panoramaenergetico italiano, Centro Congressi Fondazione Cariplo, febbraio 2003, Milano.Bastianelli F. (2006), “La politica energetica dell’Unione europea e la situazione dell’Italia”, La comunità internazionale:rivista trimestrale della Società Italiana per l’Organizzazione Internazionale, fasc. 3, pp. 443-468Ciccarese L., Spezzati E., Pettenella D. (2003), Le biomasse legnose. Una indagine sulle potenzialità del settoreforestale italiano nell’offerta di fonti di energia, APAT, Roma.Costantini V. (2006), “Sicurezza degli approvvigionamenti energetici: una priorità per l’Europa e l’Italia” inJodice R., Masini S. (a cura di), L’energia del nostro futuro, La seconda vita dell’agricoltura, Procom Edizioni,Roma, pp. 89-113.ENEA (2005), Le fonti rinnovabili - Lo sviluppo delle rinnovabili in Italia tra necessità e opportunità, RomaENEA (2007), Rapporto energia e ambiente 2006, Analisi e scenari, Roma.ENEA (a cura di) D’Angelo E., Catoni P., Colangelo A., Coralli L., Mori A. (2007), Situazione ed Indirizzi Energetico-AmbientaliRegionali, Roma.EurObserv’ER (2007), Le baromètre des biocarburants, Observatoire des energies renouvelables, Paris,www.energies-renouvelables.orgEurObserv’ER (2007), Le baromètre du biogaz, Observatoire des energies renouvelables, Paris. www, energies-renouvelables.orgEurObserv’ER (2006), Etat des énergies renouvelables en Europe, Observatoire des energies renouvelables,Paris, www.energies-renouvelables.orgEurObserv’ER (2006), Le baromètre biomasse solide, Observatoire des energies renouvelables, Paris,www.energies-renouvelables.orgGalgano A., Salatino P., Crescitelli S., Scala F., Maffettone P. (2005), “A model of the dynamics of a fluidizedbed combustor burning biomass” in Combustion and Flame, 140/2005, pp. 371-384.Gaudioso D. (2007), Obiettivi energetici e ambientali nazionali e condivisione degli impegni a livello regionale,Brindisi, www.conferenzacambiamenticlimatici2007.itGerardi V., Perrella G. (2001), I consumi energetici di biomasse nel settore residenziale in Italia nel 1999,ENEA, Roma.GRTN, vari anni, Energia elettrica da fonti rinnovabili, Bollettino Energia, Roma.GSE (2006), Le attività del Gestore dei Servizi Elettrici, Rapporto 2006, Roma.IEA (2007), World Energy Outlook, International Energy Agency, OECD, Paris, www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/world.pdfIPCC (2007), Climate Change 2007, Intergovernmental Panel on Climate Change, www.ipcc.ch/index.htmlRETELEADER 111


ISES ITALIA - Sezione dell’International Solar Energy Society, vari anni, Newsletter Il sole a trecentosessantagradi, documenti on line, www.ilsole360gradi.itITABIA, Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio (2003), Le biomasse per l’energia e l’ambiente,Roma.Magnani F. (2005), “Carbonio, energia e biomasse forestali: nuove opportunità e necessità di pianificazione”in Italian Society of Silviculture and Forest Ecology, pp. 270-272, documento on line, www.sisef.itMinistero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio (2006), Relazione sullo stato dell’ambiente 2005, RomaMinistero delle Politiche agricole, alimentare e forestali (2007), La manovra finanziaria 2007/09 - Le misuredi interesse per l’agricoltura, l’agroalimentare, le foreste e la pesca, Roma.Nannetti F., Stefani F. (2005), (a cura di), “Report agricoltura no food”, in Agricoltura, ottobre 2005,pp. 117-135.Nomisma Energia, GSE (2007), Le nuove fonti rinnovabili per l’energia elettrica in Europa, Bologna.Parikka M. (2004), “Global biomass fuel resources”, Biomass and Bioenergy, 27/2004.Pettenella D., Zanchi G., Ciccarese L. (2006), “Il settore primario e la riduzione delle emissioni di gas a effettoserra” in Politica Agricola Internazionale, n. 3, Edizioni L’informatore Agrario, Verona, pp. 27-48.Piccinini A. (2007), “I biocarburanti e la filiera forte che non c’è” in L’Informatore Agrario, n. 12/2007, Verona.Piccinini S. (2006), “La digestione anaerobica nel settore agro-industriale: situazione e prospettive”, documentoon line, www.crpa.itPignatelli V., Clementel C. (2006), I biocarburanti in Italia: ostacoli da superare e opportunità di sviluppo, documentoon line, www.enea.itPresidenza del Consiglio dei Ministri (2007), Strategia europea per lo Sviluppo Sostenibile, Contributo degliStati membri, Rapporto 2007.Presidenza del Consiglio dei Ministri (2007), Energia: temi e sfide per l’Europa e per l’Italia, Roma.Stern N. (2007), Stern Review on the Economics of Climate Change, www.hm-reasury.gov.uk112 RETELEADER


LA FILIERA CORTA COME MODELLODI SVILUPPO DELLA BIOENERGIA INAMBITO RURALERETELEADER 113


PremessaIl presente capitolo vuole illustrare come la filiera agro-energetica corta rappresenti un modello virtuoso diproduzione energetica da fonti rinnovabili che può reggere le sfide imposte dai nuovi mercati, a partiredalla valorizzazione delle biomasse locali per la gestione sostenibile e multifunzionale delle filiere agroenergetiche.L’importanza delle fonti energetiche rinnovabili non si misura solo nella loro capacità di sostituire quote significativedi fonti energetiche fossili o sul loro contributo a limitare i danni ambientali prodotti dai predetticombustibili, ma anche nel ruolo determinante per la sicurezza e la diversificazione degli approvvigionamentienergetici. Per le biomasse, tale importanza è data dalla possibilità di attivare circuiti virtuosi economicied ambientali locali nel settore agricolo e forestale, quali la ricollocazione dei terreni agricoli eccedentarie la riconversione o la messa in sicurezza dei terreni marginali o soggetti a rischio di dissesto idrogeologico.La valorizzazione energetica della biomassa contribuisce al raggiungimento di diversi obiettivi di rilevanzalocale e nazionale, con ricadute positive a livello sociale e ambientale.I principali benefici che si possono avere dalla realizzazione di iniziative agro-energetiche in impianti alimentatida biomasse possono essere riassunti nei seguenti punti:• produzione di energia da fonte energetica rinnovabile;• neutralità ambientale rispetto alle emissioni influenti sull’effetto serra;• maggiore attrattività del territorio per l’insediamento di attività produttive e sostegno alle stesse;• possibilità di utilizzare l’energia prodotta in ambito locale, con sensibile riduzione dei costi energetici edaumento dei vantaggi ambientali;• riduzione della dipendenza energetica esterna e maggiore sicurezza della fornitura;• ricadute occupazionali dirette ed indirette (sorveglianza, pulizia, manutenzione ordinaria, raccolta e trasportodella biomassa, ecc).L’uso energetico delle biomasse costituisce una delle fonti rinnovabili più mature e con maggiore potenzialedi espansione.In questo contesto, notevole peso viene attribuito alle biomasse di origine forestale, capaci di legare la valorizzazionedel combustibile “legno” ad una gestione sostenibile delle nostre aree montane e collinari, cioèdelle nostre foreste.Il fine del capitolo è quello di fornire un quadro delle opportunità offerte dalle agro-energie per la valorizzazionesostenibile della biomassa locale, sia in chiave conoscitiva che operativa.Partendo dalle esperienze dimostrative di un caso studio si vuole illustrare la reale possibilità di creare unagestione sostenibile e multifunzionale della filiera agro-energetica che valorizzi le biomasse locali, definendodegli indicatori economico-ambientale-territoriali utili per la corretta promozione e valutazione di talefiliera.RETELEADER 115


4.1 Probio Regione Umbria: “gestione sostenibile delle foreste ed utilizzodelle biomasse forestali a fini energetici”4.1.1 Descrizione del caso studioIl caso studio fa riferimento al progetto pilota regionale “Gestione sostenibile delle foreste ed utilizzo dellebiomasse forestali a fini energetici” predisposto dalla Regione Umbria 1 nell’ambito del Programma NazionalePROBIO.Il progetto sviluppato presso la Comunità Montana “Alto Tevere Umbro” ha previsto la realizzazione pressola scuola media del comune di Pietralunga di un impianto di produzione di calore, alimentato con biomasseprovenienti dall’attività forestale in sostituzione di un vecchio sistema di riscaldamento alimentato a gasolio.L’importanza del caso studio è attribuita alla complessità, completezza ed attenzione posta nello strutturarela filiera di approvvigionamento e dall’integrazione dei soggetti coinvolti alla pianificazione dei conferimentialla caldaia assicurata dal materiale proveniente da interventi finalizzati ad una gestione sostenibiledel bosco.Al fine di illustrare la completezza e la complessità del caso studio, si è voluto descrivere le singole componentiche permettono di avere un quadro sull’importanza globale dell’iniziativa e come queste ultime sonoconnesse fra di loro.L’impianto termicoL’installazione della caldaia a biomassa è avvenuta in un nuovo locale, distante dal complesso da riscaldarecirca 120 m, a cui è stato collegato mediante una rete di distribuzione del calore preisolata ed interrata allaprofondità di mt 0,70.La caldaia installata è una Kob & Schafer Gmbr con una potenza netta di 300 kW (258.000 Kcal/h).La caldaia è stata posizionata in un nuovo locale, con annesso silos di stoccaggio del cippato.L’impianto termico è funzionante per un tempo di accensione di 1000 ore/anno, con un funzionamento a pienocarico di 800 ore/anno.La caldaia a cippato presenta dei consumi orari pari a 87,5 Kg, necessitando per il monte ore di funzionamentodi un quantitativo di biocombustibile pari a 70,081 Kg/anno.Il caso studio identifica una filiera agro-energetica locale mirata, con particolare attenzione alle modalità diproduzione e stoccaggio delle biomasse prodotte e alle fasi di corretta gestione dell’impianto termico.Essendo un progetto di filiera corta, il materiale legnoso utilizzato come biocombustibile proviene da interventifinalizzati ad una gestione sostenibile del bosco, in modo da assicurare un razionale utilizzo delle risorsenaturali.La figura riporta la sezione termica del caso studio.1 Servizio Programmazione Forestale, faunistico-venatoria ed economia montana (riferimento Francesco Grohmann).116 RETELEADER


Fig. 4.1 - La sezione termica del caso studioCaldaia da 300 kWEsternoSerbatoio di stoccaggioVisione dall’altoLa superficie forestale collegata all’approvvigionamento dell’impiantoL’iniziativa di filiera presuppone che il materiale legnoso utilizzato come biocombustibile provenga da interventifinalizzati ad una gestione sostenibile del bosco ricadente nel territorio della Comunità Montana, o dall’assestamentodelle aree boschive, in modo da assicurare un razionale utilizzo delle risorse naturali, il loromiglioramento, il mantenimento della biodiversità. La logistica di approvvigionamento è gestita da operatoriforestali della Comunità Montana in cui ricade l’impianto.Al fine di garantire l’approvvigionamento dell’impianto è stato predisposto un piano di assestamento forestalesu 2340 Ha, prevedendo dei turni diversificati di taglio a seconda della presenza forestale. Per le fustaiesono stati previsti tagli colturali con prelievi del 10-20% in massa, mentre per i boschi cedui dei turnidi taglio di riconversione.La superficie necessaria ad alimentare la caldaia a biomassa, per 1 anno di attività e nel caso di interventidi riconversione del bosco da ceduo ad alto fusto, è pari a circa 9,2 Ha.Modalità di approvvigionamento dell’impiantoL’approvvigionamento della centrale termica viene svolto dagli operatori forestali della Comunità Montana,seguendo uno specifico protocollo operativo. Il materiale legnoso prelevato con dei tagli delle essenze forestaliindicati dal piano di gestione, viene caricato in bosco su rimorchio agricolo e trasportato mediante l’ausiliodi una trattrice agricola gommata presso i locali del Comune per essere cippato e stoccato sotto tettoiaper il successivo trasporto al serbatoio di alimentazione dell’impianto.RETELEADER 117


Il cantiere di approvvigionamento è stato allestito facendo affidamento sugli operatori forestali della ComunitàMontana, ed utilizzando attrezzature sia in dotazione, sia procedendo a nuovi acquisti, quali un carroagricolo e di una cippatrice.L’approvvigionamento dell’impianto è articolato nelle seguenti fasi:Abbattimento: attraverso il piano di gestione forestale sono state individuate le specie da diradare o potare,provvedendo in seguito ad eliminare le ramaglie che sono state lasciate in loco.Esbosco: l’esbosco viene effettuato con un trattrice agricola gommata cv 85 New Holland in dotazione,equipaggiata con un rimorchio agricolo delle dimensioni (470X240X50), con portata omologata di 60 ql,5,5 m 3 .Il materiale prelevato è stato caricato e fatto convogliare presso i locali della Comunità Montana distanti circa4 km dalla centrale termica, per l’essiccamento e successiva cippatura.Il materiale prelevato viene disposto in cataste omogenee in attesa della cippatura.Cippatura: il materiale viene cippato con la cippatrice in dotazione della Comunità Montana “Alto TevereUmbro” (Cippatrice, Farmi Forest dalla capacità di lavorazione pari a 5-15 mc/h).Stoccaggio del cippato: il cippato ottenuto viene stoccato in cumuli sotto una tettoia e periodicamente sottopostoa movimentazione mediante pala meccanica al fine di evitare fenomeni fermentativi che potrebberoinsorgere.Dalla tettoia il cippato viene caricato mediante pala meccanica sul carro agricolo e trasportato nel silo a serviziodella caldaia ogni qualvolta necessario.Trasporto: il trasporto del cippato dal luogo di produzione a quello di conversione energetica avviene in unadistanza definita di km 4 circa. Il mezzo impiegato, è la trattrice agricola gommata in dotazione della ComunitàMontana.Costi e limiti territoriali dell’approvvigionamentoNel caso studio, la filiera di approvvigionamento della biomassa dal bosco alla centrale termica prevede undoppio sistema di trasporto, il materiale prelevato dai boschi viene prima trasportato mediante carrello agricolotrainato da trattrice gommata al centro di raccolta per la cippatura e stoccaggio, successivamente il cippatosubisce una seconda movimentazione e con gli stessi mezzi di trasporto per giungere al silos di alimentazionedella centrale termica.Il materiale dal bosco al centro di cippatura viene trasportato sotto forma di tondelli utilizzando come mezzodi trasporto una trattrice agricola con rimorchio agricolo da 5,5 m 3 .La distanza è pari a circa 10 km, suddivisa in strada forestale sterrata, forestale asfaltata, pubblica asfaltata;la massa volumica dei tondelli prelevati è pari a 0,6 t/m 3 .Considerando un costo orario stimato pari a circa 27 Euro/h, il costo del viaggio è stimato in 31,05 Euro, conun costo a tonnellata pari a 9,4 Euro/tonn.Successivamente il materiale stoccato al centro di cippatura viene movimentato fino alla centrale termica, trasportatosotto forma di cippato, utilizzando sempre i medesimi mezzi di trasporto, trattrice agricola con ri-118 RETELEADER


morchio agricolo da 5,5 m 3 . La distanza è pari a circa 4 km suddivisa in strada forestale sterrata e strada pubblicae asfaltata; la massa volumica del cippato è pari a 0,25 t/m 3 .Considerando un costo orario stimato pari a circa 27 Euro/h, il costo del viaggio è stimato in 10,08 Euro, conun costo a tonnellata pari a 7,6 Euro/tonn.La logistica adottata comprende un costo di trasporto a partire dal bosco fino al silos di stoccaggio dell’impiantotermico pari a circa 17 Euro/tonn. su una distanza totale di 14 km.Considerando un limite massimo di costo di trasporto pari a 20 Euro a tonnellata, nel caso di approvvigionamentolocale che utilizza mezzi di trasporto di bassa portata (5-6 m 3 ), la distanza limite ammissibile trail luogo di produzione e di conversione energetica della biomassa risulta non superiore a 20 km, tenuto contoche nel caso della valorizzazione termica delle biomasse, non essendo rilevante il fattore di rendimentorispetto alla taglia dell’impianto, l’incidenza del costo di trasporto, in termini esclusivamente economici, risultamolto rilevante nel giudizio di convenienza.Governance della filieraL’organizzazione della filiera agro-energetica corta, strutturata a servizio dell’impianto termico avviene attraversoun sistema integrato di rapporti contrattuali tra soggetti pubblici e privati.Tra i soggetti pubblici si annoverano: la Comunità Montana, il Comune di Pietralunga e la Regione Umbria,tra i privati la ditta Tiber Impianti.La Comunità Montana “Alto Tevere Umbro”, è il soggetto che ha provveduto a sostenere l’investimento necessarioper la realizzazione dell’impianto, inoltre interviene direttamente alla gestione della filiera mediantegli operatori forestali, attraverso la gestione forestale, al recupero della biomassa dal bosco e l’approvvigionamentodel combustibile alla centrale.La Regione Umbria interviene per definire ed attuare la pianificazione e gestione forestale.Il Comune di Pietralunga, proprietario della scuola, provvede alla gestione dell’impianto termico.La ditta Tiber Impianti, che ha provveduto all’installazione dell’impianto termico, provvede ad eseguire ilmonitoraggio periodico ed intervenire per le operazioni di manutenzione ordinarie e straordinarie.4.1.2 Indicatori economico-ambientale-territoriali utili per la corretta promozione evalutazione delle filiere agro-energetiche localiIl caso studio illustrato ha permesso di definire alcuni indicatori economico-ambientale-territoriali per la correttapromozione degli investimenti nel settore delle biomasse locali a fini energetici.Tali indicatori potranno risultare utili per la diffusione di iniziative di gestione sostenibile e multifunzionaledella filiera agro-energetica come strumento di valorizzazione delle biomasse locali.RETELEADER 119


Indicatori economiciIndicatori di redditivitàGli indicatori finanziari di sintesi ricercati per la corretta promozione degli investimenti nel settore della valorizzazioneenergetica delle biomasse locali sono il Valore attuale netto (VAN), il Saggio o Tasso di rendimentointerno (SIR o TIR) ed il Tempo di ritorno dell’investimento (PBP - Pay Back Period), i cui rispettivi significatisono:• VAN(Net Present Value) (€): esprime il flusso annuale attualizzato della somma dei ricavi (valori positivi)e dei costi (valori negativi) realisticamente prevedibili per tutta la durata dell’investimento (15 anni).Con esso è possibile quantificare, in termini di denaro, gran parte degli aspetti che differenziano due tecnologietra loro concorrenti.• SIR (%): è un tasso di rendimento dei capitali investiti nonché il saggio che annulla il VAN alle date condizionidell’investimento. Tale saggio può essere confrontato con quello di iniziative alternative per unacorretta valutazione dell’investimento.• Tempo di ritorno dell’investimento - PBP (anni): definisce il tempo necessario al recupero dell’investimento,ovvero il tempo del ritorno finanziario del capitale investito.Volendo introdurre dei criteri di priorità economici in grado di selezionare i migliori interventi, anche in un’otticadi massimizzazione delle risorse impegnate, sicuramente il criterio del Pay Back Period (PBP) è quellopiù oggettivo ed indicato.La definizione di un valore limite di tempo di ritorno dell’investimento in grado di definire la soddisfazionedel beneficiario è attività assai ardua in considerazione dell’elevato livello di soggettività di tale giudizio diconvenienza.Il giudizio di convenienza è funzione anche della natura del beneficiario: mentre il beneficiario privato tendea massimizzare il beneficio economico dell’investimento attraverso l’aspettativa di tempi di ritorno contenuti(massimo 4-6 anni), il beneficiario pubblico tende ad inglobare, nel giudizio di convenienza, anche fattorinon esclusivamente monetari; il giudizio di convenienza di quest’ultimo potrà fare riferimento anche aperiodi più lunghi (6-8 anni).Per il calcolo degli indicatori di redditività è importante stimare il costo degli investimenti considerando lacomplessiva situazione progettuale di riferimento.La casistica che generalmente si presenta, nel caso di realizzazione di un impianto a biomassa, è importanteper l’utilizzo della metodologia di valutazione economica e fa riferimento a 3 situazioni tipo:a. sostituzione di un impianto vetusto a combustibili convenzionali;b. installazione in nuova utenza termica;c. sostituzione di un impianto a combustibili convenzionali che non ha raggiunto la fine della propria vita tecnica.Nei primi due casi si dovrà operare con la metodologia che considera, nei flussi di cassa, solamente i maggioricosti di investimento ed i maggiori risparmi dal momento che l’alternativa è rappresentata comunqueda un investimento.120 RETELEADER


Nel terzo caso si dovrà operare con la metodologia che considera, nei flussi di cassa, gli importi assoluti dell’investimentoe dei costi di gestione dal momento che l’alternativa è rappresentata dal mantenimento dellasituazione progettuale corrente.Generalmente nei primi due casi il tempo di ritorno dell’investimento, a parità di condizioni progettuali (costodella biomassa, investimento complessivo, ecc.), inferiore rispetto al terzo caso.Analisi economica applicata al caso studioNel caso studio del Comune di Piertralunga, è stato considerato un periodo di durata tecnica della caldaia di15 anni e per tale periodo si è dettagliato il flusso di cassa (cash-flow) delle entrate e/o mancati costi e delleuscite e/o mancati guadagni finanziari, con cadenze annuali, riportate al momento attuale dell’investimentocon un tasso di sconto del 5%.L’investimento è stato di Euro 132.000 comprensivo di centrale termica, impiantistica, linea termica, opereedili e progettazione, dove i costi riferiti alla manutenzione ordinaria e straordinaria della caldaia a biomassasono stati stimati pari al 10% dell’intero investimento, comprensivo delle operazioni di smaltimentodelle ceneri pesanti e leggere, pulizia del fascio tubero, regolazione dei motoriduttori dei sistemi a coclea edelle ventole di alimentazione dell’aria di combustione, della pulizia annuale del camino della caldaia, dei costidi riparazione.La tabella seguente riporta i parametri tecnico-economici utili per la definizione del flusso di cassa.Tab. 4.1 - Riepilogo dei parametri tecnico-economiciVoce Unità Caldaia a gasolio Caldaia a biomassaCosto caldaia 12.000 120.000Costo installazione € 1.200 12.000Vita media anni 15 15Costi manutenzione ordinaria/anno € 180 960Costi manutenzione straordinaria/anno € 240 1.440Consumi totali/anno Kg 21.983 70.081Costi unitari combustibile € 1,25 0,07Tasso di sconto 5% 5%Costo consumi totali/anno € 27.478 4.906Risparmio costi di combustibile € 82%Costo ammortamento impianto/anno € 1.272 12.717Costo manutenzione annua € 420 2.400Costo totale annuo € 29.170 20.023Investimento iniziale € 13.200 132.000Costi d’esercizio € 420 2.400Costo combustibile € 27.478 4.906RETELEADER 121


La tabella seguente evidenzia i flussi di cassa derivanti dalla sostituzione dell’impianto a gasolio esistente conl’impianto a biomassa, il grafico evidenza il PBP ed il VAN dell’investimento.Tab. 4.2 - Flusso di cassa sostituzione impianto gasolio/biomassaSostituzione impianto esistente a gasolioAnni Cash Flow Cash Flow attualizzato Cash Flow cumulato0 -132.000 -132.000 -132.0001 20.593 19.612 -112.3882 20.593 18.678 -93.7103 20.593 17.789 -75.9214 20.593 16.942 -58.9795 20.593 16.135 -42.8446 20.593 15.367 -27.4777 20.593 14.635 -12.8438 20.593 13.938 1.0959 20.593 13.274 14.37010 20.593 12.642 27.01211 20.593 12.040 39.05212 20.593 11.467 50.51913 20.593 10.921 61.44014 20.593 10.401 71.84015 20.593 9.905 81.746Grafico 4. 1 - Valore Attuale Netto e Pay Back Period100.00050.000-50.00000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15-100.000-150.000122 RETELEADER


Indicatori ambientaliOltre gli indicatori economici, in grado di esprimere la valenza finanziaria dell’investimento, si è ritenutoopportuno affrontare i risvolti ambientali apportati da iniziative rispettose per l’ambiente.I parametri in grado di esprimere la valenza ambientale degli investimenti ad energia rinnovabile e riferiti all’impiantosono la CO 2 evitata con l’intervento (ton/anno) e i T.e.p. risparmiati con l’intervento (ton/anno).Le emissioni evitate di CO 2 esprimono il quantitativo annuale di anidride carbonica non emessa nell’ambientegrazie al carattere rinnovabile dei biocombustibili.I T.e.p. risparmiati esprimono la quantità equivalente di energia non rinnovabile (petrolio) risparmiata attraversoil ricorso a fonti rinnovabili.Una delle formule utilizzate per la determinazione del quantitativo di CO 2 evitata all’anno attraverso il ricorsoa fonti rinnovabili, è la seguente:Z = 0,67 ⋅ E + 0,25 ⋅ TTale formula permette il calcolo considerando non solo la componente termica di un impianto ma, in caso dicogenerazione, anche la componente elettrica.Tale formula, inoltre, utilizza come unità di misura il kWh ed in particolare:Z = quantità di CO 2 evitata (Kg CO 2 /anno);E = energia elettrica prodotta annualmente dall’impianto (kWh e /anno);T = energia termica prodotta annualmente dall’impianto (kWh t /anno);Analisi ambientale applicata al caso studioLa quantità di CO 2 evitata, attraverso l’installazione di un impianto a biomassa, è pari a quella emessa dall’impiantoconvenzionale a gasolio sostituito.Attraverso la valutazione tecnica dell’investimento è stato possibile stimare un consumo di gasolio annualeper l’impianto di riscaldamento pari a 21.983 kg.Il quantitativo di CO 2 evitata da fonte non rinnovabile è pari a 73 tonnellate anno.L’impianto a biomassa installato consente il risparmio di combustibile non rinnovabile pari a 23,742 Tep anno.Parametri ambientali riferiti alla filiera di approvvigionamentoNel caso studio l’installazione della caldaie a biomassa è in grado di stimolare una domanda di biocombustibiletale da giustificare, nell’ambiente forestale, il ricorso alla gestione del bosco ed al miglioramento forestale,con notevoli benefici ambientali indotti dall’aumento della capacità fissativa di CO 2 del bosco.Gli interventi di miglioramento forestale, realizzati dalla Comunità Montana “Alto Tevere Umbro” quale lariconversione del ceduo ad alto fusto hanno determinato un evidente incremento medio annuo di massa legnosain grado di influenzare positivamente l’addizionale capacità fissativa di CO 2 del bosco.RETELEADER 123


La tabella riportata conferma l’aumento di incremento medio annuo di massa legnosa indotta dagli interventidi riconversione su un bosco ceduo non a regime, rispetto un bosco ceduo a regime.Grafico 4.2 - Andamento degli incrementi nei boschi governati22020018016014012010080604020massa prodotta in mc00ceduo a regimeceduo in conversione5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55anniFonte: Stefano Bassi - Lamberto Baratozzi.Nel caso studio si stima che gli interventi di miglioramento forestale e di conversione hanno fatto registrareincrementi correnti con valori di 3,1 mc/ha/anno per il bosco ceduo e 6,0 mc/ha/anno per le fustaie.Pertanto i parametri ambientali riferiti alla filiera di approvvigionamento esprimono come gli interventi dimiglioramento forestale eseguiti per l’ottenimento della biomassa portino anche un aumento della capacitàfissativa di CO 2 del bosco, soprattutto nel caso in cui si operi in un contesto di boschi non governati.Indicatori territorialiLa biomassa è un combustibile che valorizza al massimo la sua natura rinnovabile quando viene rispettatoil suo carattere endogeno, riducendo la distanza tra luogo di produzione e quella di successiva conversioneenergetica.La biomassa è un combustibile a basso contenuto energetico soprattutto se riferito all’unità di volume, apparequindi evidente come l’incidenza dei costi di trasporto influenzi sensibilmente la fattibilità economica nelvalorizzare determinate fonti di biomassa. Tale fattibilità tende a subire limiti ulteriori se si considerano anchegli aspetti ambientali connessi al consumo di carburante non rinnovabile ed all’impatto sul traffico stradale.Il principale indicatore territoriale che deve essere considerato come criterio di priorità è pertanto rappresentantodalla distanza della fonte di approvvigionamento rispetto al sito di utilizzo.Nelle filiere bioenergetiche locali che fanno riferimento a bacini di approvvigionamento forestali si deve te-124 RETELEADER


nere conto che si opera in contesti caratterizzati da scarsa accessibilità e pertanto di difficile raggiungimentocon mezzi di grosse dimensioni; sono pertanto necessari dei mezzi di piccola capacità di trasporto (generalmentemezzi agricoli con rimorchi), pertanto tali logistiche di approvvigionamento, imposte dalla morfologiadel territorio, determinano in termini di “peso economico” (€/t) dei grossi limiti di distanza.La migliore valorizzazione delle biomasse locali, utilizzando la logistica di approvvigionamento adottata nelcaso studio deve avvenire entro un limite territoriale di 20-25 km oltre il quale il costo di trasporto incide peroltre 1/3 rispetto al valore del combustibile, non rendendo la filiera sostenibile.4.1.3 Considerazioni conclusiveIl settore delle agro-energie rappresenta una grande occasione di sviluppo in termini di nuove opportunitàper diversificare le produzioni agricole e forestali, di risposte immediate al fabbisogno energetico aziendalee di sostenibilità ambientale. L’impiego delle biomasse agro-forestali incrementa una risorsa energetica rinnovabilee contribuisce alla riduzione delle emissioni di gas serra in atmosfera nonché favorisce lo svilupposocio-economico locale, attivando nuove sinergie operative tra gli operatori.La forte spinta di interesse verso le agro-energie ha portato una forte innovazione e sperimentazione per lecolture agricole a finalità energetiche ed ha notevolmente rivalutato quelle forestali, sia con nuovi impiantisia con la gestione programmata di comprensori forestali consolidati, sia privati che pubblici.Inoltre tale spinta ha permesso anche il raggiungimento di mature e competitive tecnologie per la valorizzazioneenergetica delle biomasse.Il presente documento ha voluto illustrare facendo riferimento alla filiera agro-energetica locale della ComunitàMontana “Alto Tevere Umbro”delle linee guida utili per la corretta valutazione e promozione degliinvestimenti nel settore delle biomasse forestali, sia da soggetti pubblici che privati, attraverso la definizionedi indicatori economici, ambientali e territoriali.Tali indicatori potranno risultare utili per la definizione di programmi, ed iniziative di diffusione e/o replicazionedella filiera agro-energetica locale sul territorio attraverso gli ordinari strumenti di programmazioneregionale, provinciale e soprattutto locale.Di seguito si riporta una griglia di valutazione degli investimenti bioenergetici collegati ad approvvigionamentiforestali.RETELEADER 125


Tab. 4.3 - Griglia di valutazione degli investimenti bioenergetici collegatiad approvvigionamenti forestaliTipologia di indicatore Criterio/formula suggerita Altri criteri/formule/alternative1 - Indicatori economiciIndicatori di redditività Criterio 1 - PBP (Pay Back Period) -Min. 4 Max. 8 anniVAN (Valore attuale netto)TIR (Tasso di rendimento interno)Criterio 2 - Sostituzione di un impiantovetusto a combustibili convenzionaliInstallazione in nuova utenza termicaSostituzione di un impianto a combustibiliconvenzionali non pervenutoalla fine della propria vita tecnica2 - Indicatori ambientaliParametri ambientali riferitiall’impiantoCO 2 evitata con l’intervento (tonn/anno)T.e.p. risparmiati con l’intervento(tonn/anno)Sostituzione di vecchi generatori dicalore a legna a bassa efficienzaZ = 0,67 ⋅ E + 0,25 ⋅ TEquivalente energetico del gasoliocombustibile paria 1,08 tepParametri ambientali riferiti allafiliera di approvvigionamentoCriterio 1 - Boschi soggetti a piano digestione forestale, boschi cedui soggettiad interventi di conversione all’altofustoCriterio 2 - Colture agricole dedicate,residui agricoli, residuali di manutenzioneverde urbanoIncentivare gli interventi di conversioneall’alto fustoPromuovere ed incentivare le coltureagro-energeticheValorizzare i residuali di coltivazionedel settore agricoloValorizzare i residui della manutenzionedel verde urbano3 - Indicatori territorialiLimiti distanza ammissibileRecupero della biomassa da boschie/o superfici agricole posizionati aduna distanza dal centro di utilizzonon superiore i 25 kmL’incidenza dei costi di trasporto influenzasensibilmente la fattibilitàeconomica nel valorizzare determinatefonti di biomassa126 RETELEADER


4.2 Caso studio biogas “cascina st. Eurosia” formigara (cr) 1,2 MWEL’impianto di produzione di energia da biogas “Cascina St. Eurosia” nasce all’interno di un allevamento zootecnicoad indirizzo suinicolo ed in parte ad ingrasso di bovini da carne.L’idea principale era di sfruttare i reflui zootecnici dell’allevamento per produrre energia elettrica; tale intentoè stato raggiunto attraverso l’installazione di un primo piccolo impianto in seguito implementato attraversol’utilizzo di una tecnologia avanzata per la codigestione di reflui zootecnici e biomasse vegetali (insilato dimais e triticale) fino a raggiungere una potenza elettrica di circa 1,2 MWE.Questo impianto è attivo da giugno 2006 ed è stato necessario circa un anno e mezzo per la progettazionee la costruzione delle opere, l’allaccio, l’avviamento ed il collaudo.La principale caratteristica dell’impianto risiede nell’approvvigionamento delle materie prime che viene garantitoper la maggior parte dalle superfici e dalle risorse presenti all’interno dell’azienda agricolo-zootecnica.Questa filiera “cortissima” di approvvigionamento mette al riparo da numerosi rischi come aumento deiprezzi o materiale non conforme alle necessità dell’impianto, garantendo una gestione più sicura e una miglioreredditività.Il caso studio verrà trattato descrivendo innanzitutto le caratteristiche tecniche dell’impianto; verranno in seguitoapprofondite le logiche riguardanti l’approvvigionamento del materiale ed infine verrà descritto unpiano economico di base, per evidenziare le principali criticità ed i punti di forza di un moderno impianto.Fig. 4.2 - Immagine dell’impianto nel suo complessoFonte: sito web di U.T.S. Umwelt-Technik-Süd Italia.4.2.1 Caratteristiche tecnicheL’impianto di produzione di energia da biogas si compone di 4 elementi principali: i digestori anaerobici, ilcorpo tubiero, le pompe e le connessioni alla rete di MT, i motori per la produzione di energia elettrica.I 4 digestori hanno una capienza di circa 2000 m 3 (20m x 6m), sono perfettamente coibentati e dimensionatiper garantire il giusto periodo di ritenzione e di digestione del materiale in ingresso alla temperatura ri-RETELEADER 127


chiesta dalla tipologia di batteri presenti (in questo caso specifico si tratta di batteri meso-termofili e di temperatureintorno ai 40°).Il corpo tubiero è direttamente collegato alle stalle per la raccolta dei reflui zootecnico freschi.In particolare la linea di MT si allaccia ad una cabina posta a circa 2 km dall’ubicazione dei motori.Il gruppo elettrogeno è composto da 2 cogeneratori da circa 600 kWe ed il calore di scarto viene quasi interamenteutilizzato per il riscaldamento dei digestori.4.2.2 Caratteristiche dell’approvvigionamentoDal punto di vista dell’approvvigionamento il sistema è alimentato prevalentemente con i reflui provenientidall’allevamento zootecnico (circa 65 m 3 /gg di liquame suino ed in parte bovino) e da biomassa (insilatodi mais, insilato di triticale) proveniente dai terreni dell’azienda zootecnica (100 ha); la quantità di biomassain ingresso è pari a circa 60 t/gg, ossia pari a circa 20.000 t/anno.Il materiale digerito (il cosiddetto digestato), previa separazione tra parte liquida e parte palabile, viene distribuitoin campo attraverso macchine spandiletame e fertirrigazione.Il digestato viene utilizzato in maniera alternativa rispetto alla concimazione tradizionale, generando unconsiderevole risparmio sull’acquisto dei concimi chimici; tale materiale presenta oltre a delle caratteristichechimico-fisiche che lo rendono preferibile allo spandimento dei reflui tal quali, anche altri vantaggi come undiscreto abbattimento della concentrazione di nitrati a seguito del processo di trattamento (separazione estoccaggio), che nella zona agricola in oggetto rappresenta un fattore particolarmente critico.La produzione di Biogas dell’impianto nell’arco di un anno è di circa 3.000.000 m 3 (5500 kcal/m 3 ).4.2.3 Caratteristiche economicheSi fa presente che i ricavi sono dati dal prezzo unico di cessione dell’elettricità prodotta al Gestore della rete(0,071 €cent/kWh) e dai Certificati Verdi ad un prezzo di 90 €/MWH.Nei costi di gestione particolare importanza rivestono gli aspetti di manutenzione ordinaria dei motori.La regolarità della manutenzione dei motori infatti si traduce in una prevenzione dei rischi di fermo e diconseguenza l’arresto della produzione di energia elettrica.La manutenzione ordinaria (olio, candele, valvole) avviene ogni 1000 ore; esistono poi le manutenzioni programmatea 10.000 e 20.000 ore, tali costi sono calcolati con un prezzo al MWH (circa 20 €/MWH).I costi di personale non sono stati calcolati dato che questo genere di impianti viene generalmente condottoall’interno della tipica gestione delle aziende zootecniche.128 RETELEADER


Tab. 4.4 - Dati relativi all’impiantoReflui zootecnici immessi65 m 3 /ggBiomasse vegetali immesse50 t/ggProduzione biogas8000 nm 3 /ggPotenza impianto1200 kWeInvestimento medio 3.500.000 €Ore di utilizzoEnergia prodottaTab. 4.5 - Dati economici7500 ore/anno9.000.000 kWhRicavi dalla vendita di energia 1.400.000 €Costo insilato di mais30 €/tCosto biomasse (anno) 500.000 €Manutenzione (anno) 80.000 €Investimento medio 3.500.000 €MOL 800.000 €Tempo di rientro economico4,3 anniCome si può vedere la redditività di tali impianti è sicuramente positiva. Le principali criticità riscontrate infattinon provengono dall’economicità o dalla tecnologia, che se correttamente gestita può essere consideratamatura.Più complessi sono invece gli aspetti burocratici relativi alle autorizzazioni e all’esercizio di tali impianti, chenonostante vengano costruiti e progettati in una logica di approvvigionamento da filiera corta, si scontranocon una normativa poco chiara e molto frammentata.4.3 Le “filiere corte” applicate agli impianti agro-industrialiLa definizione di “filiera corta” non è sempre univoca e pertanto, soprattutto quando riferita ad impiantiagro-industriali, è bene specificare il contesto.Innanzitutto è opportuno fornire una definizione di filiera e, a tal proposito, possiamo attingere dalla definizionerichiamata nel PSR della Regione Emilia Romagna.La filiera è individuata come insieme delle attività che concorrono alla formazione, distribuzione, commercializzazionee fornitura di un prodotto agro-alimentare partendo dalla produzione agricola di base fino allavendita al consumo finale.RETELEADER 129


A livello operativo la suddetta definizione si traduce nell’insieme delle fasi (anelli), che vanno dalla produzione,fino alla commercializzazione finale dei prodotti agricoli e/o agro-industriali.Partendo da questi presupposti si possono definire molteplici modelli di filiera: da quelli “corti” che prevedonopoche fasi e uno o pochi soggetti coinvolti (esempio limite è un unico soggetto che può gestire le fasi di produzione,trasformazione e/o commercializzazione), a quelli “complessi” che prevedono più passaggi e piùsoggetti coinvolti e si sviluppano su un ambito territoriale ampio.La stessa Regione, nell’ambito della tipologia di progetti con approccio individuale, richiama come interventidi “filiera corta” quelli in cui un unico soggetto gestisce contestualmente le fasi di produzione, trasformazionee/o commercializzazione.Stando a tale definizione risulta che la filiera corta sia circoscritta se non esclusivamente, almeno prevalentementeall’ambito aziendale o consortile ed interessa quindi, più che la microgenerazione in senso lato,l’autoconsumo.Non a caso all’interno del Piano di Sviluppo Rurale gli investimenti per la realizzazione di impianti da biomassesono promossi mediante l’utilizzo di materiale proveniente per almeno 2/3 dal fondo e la potenzialitàproduttiva di tali impianti dovrà essere commisurata al fabbisogno energetico aziendale, ovvero l’energiaprodotta sarà finalizzata ad un impiego prevalente nel ciclo produttivo.Facendo riferimento invece alla recente normativa per l’incentivazione dell’energia da biomassa, per filieracorta si intende quella che interessa la produzione di biomassa realizzata entro un raggio di 70 chilometri rispettoall’impianto che la utilizza.Questa definizione allarga il campo di azione della filiera corta oltre l’ambito aziendale o consortile e richiama,per quanto in termini eccessivamente arbitrari 2 , l’ambito territoriale “limitrofo” quello dell’impianto.La stessa norma prevede che gli incentivi possano essere riconosciuti anche nel caso in cui le biomasse sianoottenute nell’ambito di intese di filiera o contratti quadro ai sensi degli articoli 9 e 10 del decreto legislativon. 102 del 2005 “Regolazioni dei mercati agro-alimentari”.È questa infatti la normativa di riferimento del settore agro-industriale laddove i vari soggetti della filiera intendonoregolamentare, in linea di principio, i loro rispettivi rapporti.Nello specifico l’intesa di filiera è lo strumento attraverso il quale vengono definiti i modelli contrattuali compatibilicon la normativa comunitaria da utilizzare nella stipula dei contratti di coltivazione, nonché le azioniper migliorare la conoscenza e la trasparenza della produzione e del mercato.Nel caso specifico delle filiere locali, l’intesa di filiera è lo strumento per la corretta programmazione dei criteriper la valorizzazione del legame delle produzioni al territorio di provenienza e la definizione dei metodidi produzione rispettosi dell’ambiente.2 Il riferimento ai 70 km, se non debitamente motivato, potrebbe risultare un criterio non sufficiente per la Commissione Europea in sede di verifica delrispetto delle norme di libero mercato e rispetto della concorrenza.130 RETELEADER


Si ritiene pertanto opportuno considerare che una filiera agro-industriale sia organizzata secondo i principidella “filiera corta” quando venga promossa all’interno dello schema delle intese di filiera, dove l’ambito territorialee la valenza ambientale acquisiscono il carattere qualificante e distintivo della filiera.Per gli impianti industriali, a causa delle evidenti dimensioni ed economie di scala, non è sempre agevole ricorrereal solo approvvigionamento locale per poter garantire l’esercizio dell’impianto.Questo principio è evidente soprattutto per quelle biomasse che, essendo commodities indistinte, possono esserefacilmente recuperate sul mercato internazionale.Si pensi ad esempio alla filiera del biodiesel che si è andata negli anni a consolidare attraverso la selezioneed il potenziamento degli impianti localizzati in area portuale e quindi capaci di fare riferimento, più che allefiliere corte locali, al mercato internazionale.Fig. 4.3 - Impianti per la produzione di biodieselTale fenomeno è in parte evidenziabile anche nel settore della produzione di energia elettrica da biomassain cui, anche in questo caso, molti impianti sono localizzati in area portuale. Anche laddove l’impianto puònon fare riferimento al mercato internazionale si evidenziano rilevanti flussi di biomassa provenienti da areedi approvvigionamento anche extra-regionale con evidenti riflessi sull’impatto logistico.Il modello organizzativo delle filiere corte, per quanto scarsamente applicato in passato nel settore dellaRETELEADER 131


ioenergia, è però conosciuto nel settore agricolo, basti pensare al settore bieticolo saccarifero in cui, attornoall’impianto industriale, si è andato a consolidare negli anni un bacino di approvvigionamento sempre piùintegrato con l’impianto stesso.È proprio attraverso la riconversione degli zuccherifici (molti dei quali a favore di investimenti agro-energetici)che c’è da attendersi il nuovo approccio territoriale per tali filiere.Si pensi ad esempio alla recente Intesa Quadro provinciale di filiera agro-energetica per la riconversionedell’attività bieticolo saccarifera dell’ex zuccherificio di Russi, sottoscritta dalle OO.PP.AA. di Ravenna con ilgruppo industriale alla presenza della Regione Emilia Romagna 3 ed all’Accordo Quadro per la riconversionedello zuccherificio di Finale Emilia per la produzione di energia elettrica alimentato da biomasse agricole(herbal crops, una particolare varietà di sorgo da fibra) coltivate sul territorio in un raggio di 50 km, eventualmenteintegrate da altri sottoprodotti di origine agricola, per una potenza complessiva di 12,5 MWE.3 Che prevede la produzione, in ambito locale, della biomassa (principalmente SRF) necessaria ad una centrale di 30 MWE.132 RETELEADER


AllegatoCONSIDERAZIONI LOGISTICHE SULLA BIOMASSA COME COMBUSTIBILE TERRITORIALEEssendo la biomassa un combustibile a basso contenuto energetico soprattutto se riferito all’unità di volume,appare evidente come l’incidenza dei costi di trasporto influenzi sensibilmente la fattibilità economica nelvalorizzare determinate fonti di biomassa. Tale fattibilità subisce ulteriori limiti se consideriamo anche gliaspetti ambientali connessi al consumo di carburante non rinnovabile ed all’impatto sul traffico stradale. Dicontro, come tutti gli investimenti energetici, anche quelli riguardanti la valorizzazione delle biomasse risentonofortemente dei limiti riguardanti le economie di scala. Questo significa che i maggiori costi nel trasportodella biomassa vengono spesso giustificati, in termini economici, dai migliori rendimenti che determinatiimpianti industriali sono in grado di garantire.Tali rapporti di rendimento si traducono in una maggiore capacità di valorizzazione della biomassa che in molticasi si concretizza in una maggiore distanza massima del bacino di approvvigionamento.Tali considerazioni riferite al rendimento elettrico dell’impianto non sono applicabili alle filiere di valorizzazionetermica delle biomasse. La filiera termica risente meno delle problematiche di rendimento legate allataglia dell’impianto; maggiormente rilevante è il costo del trasporto poiché non può essere compensato daeventuali aumenti di rendimento dell’impianto.Inoltre, spesso gli impianti di piccola e media taglia, non è possibile raggiungerli con mezzi di trasporto digrosso volume. Gli approvvigionamenti, essendo effettuati prevalentemente con mezzi agricoli o similari,non consentono l’abbattimento dei costi su distanze consistenti, pertanto la valorizzazione energetica dellabiomassa deve avvenire all’interno di un comprensorio che possiamo definire locale.RETELEADER 133


GLI ORIENTAMENTI DEI PSRIN MATERIA DI BIOMASSEED IL METODO LEADERRETELEADER 135


5.1 Introduzione: le biomasse negli orientamenti comunitari e nazionaliI Capi di Stato e di Governo, nel corso di numerosi vertici, hanno ribadito più volte l’importanza della politicaenergetica per poter far fronte alle sfide della globalizzazione.Gli obiettivi principali della politica energetica comunitaria mirano a ridurre la domanda di energia, incentivareil ricorso a fonti energetiche alternative sviluppabili a livello nazionale ed in modo sostenibile, nonchéfavorire la diversificazione delle fonti energetiche.Lo sviluppo delle energie rinnovabili è una priorità nell’agenda della politica energetica europea in quantol’obiettivo per il loro impiego al 2020 è fissato nel raggiungimento di:• almeno il 20% delle riduzioni di emissione di CO 2 ;• almeno il 20% dell’energia consumata nel territorio europeo deve essere prodotta da fonti rinnovabili;• almeno il 10% dei consumi in Europa di carburanti devono riguardare prodotti di origine vegetale (biocarburanti).La politica di indirizzo della Commissione Europea nei confronti della bioenergia può essere desunta dal BiomassAction Plan, redatto nel dicembre 2005.La Commissione ha stimato che le misure previste nel Piano porteranno ad utilizzare le biomasse fino a 150milioni di teps (tonnellate equivalenti di petrolio) senza incrementare il ricorso all’agricoltura intensiva o ridurreeccessivamente la produzione agricola a destinazione alimentare.Le misure previste nel Piano favoriranno la riduzione delle emissioni dei gas serra di 209 milioni di tonn.di equivalente CO 2 per anno e potranno creare occupazione per 250/300.000 unità soprattutto nelle areerurali.L’attuazione del Piano di Azione della Biomassa deve passare anche mediante il corretto utilizzo delle risorseriguardanti i fondi strutturali e di coesione disponibili per ciascun Paese/Regione.Per tale motivo la Commissione ha esortato gli Stati membri e le Regioni affinché, in sede di elaborazione deiquadri Strategici di Riferimento Nazionale (PSN) e dei Programmi Operativi, tengano conto dei potenzialivantaggi della biomassa, richiedendo esplicitamente che nella redazione dei Piani di Sviluppo Rurale2007/2013 vengano inserite delle misure mirate a promuovere e stimolare in generale gli investimenti nelsettore dell’energia rinnovabile ed in particolare la strutturazione di filiere per l’approvvigionamento di biomassa.Pertanto i Piani di Sviluppo Rurale devono essere considerati come strumenti strategici volti a favorire l’implementazionedelle energie rinnovabili agricole-forestali agevolando, oltre che l’impiego di materie primenazionali, anche la partecipazione degli agricoltori e delle cooperative agli investimenti.RETELEADER 137


5.2 La nuova programmazione dei PSR: coerenza e criticità rispettoalle politiche di sviluppo delle biomasseLa nuova programmazione dello sviluppo rurale 2007-2013 è caratterizzata da una notevole semplificazionerispetto al periodo 2000-2006.Con il nuovo regolamento di programma per il periodo 2007-2013 in tutto il territorio della UE si ha lapresenza di un unico sistema di programmazione, di un unico quadro finanziario, di un unico sistema di controllo,con auspicabili conseguenze positive legate alla semplificazione procedurale. Con questo nuovo scenarioche si è venuto a presentare, tutte le Regioni avranno lo stesso sistema di programmazione: il PSR appunto.L’approccio al quale si ispira il modello di programmazione dei Fondi comunitari per il periodo 2007-2013impone, ai vari livelli di programmazione tecnica e politica, una coerenza tra gli indirizzi strategici locali conle priorità definite da UE e Stato membro e con la politica di coesione economica e sociale, quindi con i fondistrutturali.La programmazione di sviluppo rurale si articola su tre livelli:• al primo livello, quello comunitario, si collocano le linee guida approvate dal Consiglio tramite gli OrientamentiStrategici Comunitari (OSC);• al secondo livello, quello nazionale, si collocano il Quadro Strategico Nazionale (QSN) ed il Piano StrategicoNazionale (PSN);• al terzo livello, quello regionale, si colloca il Piano di Sviluppo Rurale (PSR).Le aree di programmazione prevedono un ruolo attivo degli Stati membri con la predisposizione di un QSN,per la politica di coesione, e di un PSN, preliminare al PSR, per la politica di Sviluppo Rurale.Il Piano Strategico Nazionale per lo Sviluppo Rurale (Reg. CE n. 1698/2005) è tra le novità più rilevantidella programmazione 2007-2013 ed è definito in partenariato con la Commissione Europea, le Regioni e leParti economiche e sociali.Il PSN fissa degli obiettivi definiti in stretto collegamento con le priorità comunitarie indicate dagli OrientamentiStrategici Comunitari (OSC) per lo sviluppo rurale (periodo di programmazione 2007-2013). Gli obiettiviprioritari rappresentano una declinazione delle priorità comunitarie tenuto conto delle specificità e dei fabbisogniemersi nell’analisi di base per l’agricoltura, la selvicoltura e il mondo rurale in Italia.La programmazione, svolta a livello regionale per la redazione dei PSR, deve essere realizzata attraverso unapproccio strategico ed integrato volto a rendere le azioni a livello nazionale e locale coerenti al loro internooltre che con gli obiettivi prioritari stabiliti a livello comunitario. Inoltre è previsto anche un ruolo assolutamenteprioritario dei partenariati locali. Ciò non solo nell’obiettivo di evitare conflitti ed incongruenze, ma,soprattutto, per favorire l’innesco di processi di integrazione tra gli strumenti che i diversi documenti di programmazionemettono in campo.La strutturazione della nuova programmazione presenta un unico sistema di gestione fra PSR e Leader includendola gestione di finanziamenti regionali integrativi (aiuti di Stato aggiuntivi) per la definizione di un138 RETELEADER


quadro strategico coerente della politica di sviluppo regionale; essa inoltre permette la gestione integratadelle politiche a favore dell’impresa agricola.L’inserimento dell’Asse Leader nella nuova Programmazione (anch’essa una novità rilevante rispetto alpassato periodo) permette il rafforzamento della capacità progettuale e gestionale locale ed il miglioramentodella partecipazione locale alla definizione delle politiche, rendendo più efficaci i risultati auspicatinegli altri assi.I nuovi PSR risaltano il principio di “strategia di sviluppo locale” per un rafforzamento territoriale del partenariatosocio-economico sia nella programmazione, sia nella gestione del piano attraverso logiche di sviluppodi tipo distrettuale.Tali logiche, essendo tipiche anche delle agro-energie, soprattutto riferite alla microgenerazione, dovrebberotutelarne e favorirne la diffusione.La programmazione dei nuovi PSR è suddivisa in quattro Assi Prioritari, dove i primi 3 perseguono gli obiettivistrategici comunitari, il quarto è metodologico e trasversale ai primi tre:I PSR sono organizzati in:• Asse I: Miglioramento della competitività del settore agricolo e forestale;• Asse II: Miglioramento dell’ambiente e del paesaggio rurale attraverso la gestione del territorio;• Asse III: Miglioramento della qualità della vita e diversificazione dell’economia delle aree rurali;• Asse IV: Leader.Gli obiettivi della Programmazione per lo Sviluppo Rurale 2007-2013 nel settore della biomassa sono:• incentivare il ricorso alla consulenza ed alla formazione nel campo della produzione di materie prime afinalità energetica o di energia da biomassa;• classificazione della biomassa combustibile e delle relative migliori tecnologie per l’utilizzazione;• sostegno all’utilizzazione forestale dei terreni a scopo energetico, mediante erogazione di contributi alleSFR;• aumentare la coltivazione di colture oleaginose, cerealicole e/o zuccherine a destinazione energetica;• stimolare la raccolta e conferimento di biomasse ad elevato potenziale energetico concentrate in particolaridistretti territoriali;• incentivare la creazione di imprese agro-energetiche;• incentivare la diffusione di impianti per la produzione di energia termica e/o elettrica alimentati da biomasseagro-forestale;• incentivare il recupero di biogas prodotto da biomasse agricole e da effluenti zootecnici.Questi obiettivi sono rintracciabili in diverse misure di riferimento dei diversi assi dei PSR ed in particolare comeriportato nella tabella seguente.RETELEADER 139


Tab. 5.1 - Misure dei PSRAsseAsse 1: Miglioramento dellacompetitività del settore agricoloe forestaleAsse 2: Miglioramento dell’ambientee del paesaggio ruraleattraverso la gestione delterritorioAsse 3: Miglioramento dellaqualità della vita e diversificazionedell’economia delle areeruraliMisure di interesse• Ammodernamento delle aziende agricole• Migliore valorizzazione economica delle foreste• Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli e forestali• Servizi di consulenza agli imprenditori agricoli e forestali• Miglioramento e sviluppo delle infrastrutture• Cooperazione per lo sviluppo di nuovi prodotti, processi e tecnologie• Pagamenti agro-ambientali• Imboschimento dei terreni agricoli• Impianto di sistemi agro-forestali su terreni agricoli• Imboschimento di superfici non agricole• Sostegno alla creazione e sviluppo di microimprese• Strategie per la qualità della vita nelle aree rurali e la diversificazione dell’economiaruralePer quanto la programmazione dei PSR sia orientata ad una intensificazione della diffusione delle agroenergiein ambito rurale, in linea con gli indirizzi programmatici comunitari e nazionali, si evidenziano alcunecriticità operative di notevole peso e rilevanza.Prendendo in esame il PSR della Regione Emilia Romagna, il primo approvato dalla Commissione, si rilevanodelle criticità rispetto gli obiettivi fissati di diffusione delle agro-energie negli indirizzi programmatici comunitarie nazionali.Nella nuova Programmazione, gli interventi di finanziamento indirizzati alla diffusione degli impianti di speciea rapido accrescimento coltivate a breve durata (SRF), finalizzati alla produzione di biomassa, sono previsticome singoli interventi all’interno della Misura “Ammodernamento dell’azienda agricola” ricadente nell’Asse1, a differenza della precedente Programmazione (2000-2006) dove tali interventi venivano contemplaticome azione specifica nell’ambito della Misura dell’Asse 2 “Imboschimento delle superfici agricole”.Questo nuovo indirizzo programmatico, assolutamente condivisibile in linea di principio, potrebbe penalizzarela diffusione delle SRF per alcuni motivi:• il livello di contribuzione scende sensibilmente non trattandosi più di un intervento a carattere ambientale(max 80%) ma di interventi a carattere produttivo (max 50%);• la “visibilità” dell’azione, nei confronti dei potenziali beneficiari, si riduce sensibilmente essendo stata“declassata” a semplice intervento ammissibile all’interno della più generale Misura “Ammodernamen-140 RETELEADER


to delle aziende agricole” dove verranno finanziati, malgrado le grandi disponibilità finanziarie della Misura,molti più interventi riguardanti in generale l’azienda agricola.Le criticità del PSR, in riferimento alla diffusione delle agro-energie, risiedono però soprattutto nella possibilitàdi diffusione degli impianti energetici di microgenerazione.Gli investimenti per la realizzazione di impianti da biomasse sono promossi dall’Asse 1, finalizzati a produrreenergia termica e/o elettrica da fonti agro-forestali, con dimensione produttiva massima fissata, in lineacon il PSN, in 1 Megawatt.In fase di approvazione del PSR, la Commissione ha imposto delle limitazioni all’ammissibilità di questi impianti.L’ammissibilità alla Misura è data solo ad impianti atti a produrre energia elettrica e/o termica ingrado di assicurare l’approvvigionamento di materiale di origine animale e/o vegetale per almeno i 2/3 diprovenienza aziendale, inoltre ha imposto che l’energia prodotta dall’impianto sia utilizzata prevalentemente(almeno il 50%) nel ciclo produttivo aziendale.Questi parametri, alla luce dei consumi energetici delle aziende agricole e delle effettive disponibilità di biomasse,limiteranno la diffusione della microgenerazione alle sole tecnologie di piccolissima taglia, per lequali, però, esistono ancora oggi poche applicazioni tecnologiche effettivamente efficienti.Spostando l’attenzione alla coerenza con la normativa nazionale si evidenzia un ulteriore elemento critico perl’effettiva efficacia dei PSR come strumento di diffusione delle agro-energie.Ci si riferisce alla non cumulabilità degli incentivi in conto esercizio previsti dalla normativa di regolamentazionedel CV rispetto a finanziamenti in conto capitale eccedenti il 20%.Tale norma, se non aggiornata con quella attualmente in discussione in Parlamento (Decreto Fiscale collegatoalla finanziaria 1 ) rischia di ridimensionare sensibilmente la portata del PSR rispetto alla possibilità di diffusionedelle agro-energie.1 In cui viene innalzata al 40%.RETELEADER 141


Finito di stampare nel mese di gennaio 2008per conto dell’ATI INEA - AgriconsultingBiemmegraf / Macerata

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