Bio.Ret.E. - Fondazione Politecnico di Milano

Bio.Ret.E
Aspetti normativi, tecnologici ed
economici dell’immissione di biometano
nella rete gas esistente
Quaderni della ricerca
n. 128 - gennaio 2011

Sommario
Introduzione
Aspetti giuridici e tributari relativi agli impianti di biogas
L’utilizzo delle biomasse a fini energetici
Le prospettive del biogas in Lombardia
Considerazioni finali
Allegati

Presentazione
L’Unione Europea si è posta obiettivi ambiziosi da realizzare entro il 2020: ridurre i livelli di CO2 del 20%,
aumentare il consumo di “energia pulita” del 20% e migliorare l’efficienza energetica complessiva del 20%.
Per questa ragione si stanno aprendo nel settore nuovi scenari in cui si intrecciano innovazioni tecnologiche,
normative di sostegno e di regolazione del mercato e sostenibilità economica nel medio e lungo termine.
La produzione di energia e calore da impianti di biogas rappresenta la realtà più interessante a livello lombardo
per ciò che concerne il settore delle agro-energie.
La Lombardia è la regione che più ha incentivato questa importante fonte rinnovabile. Le aziende lombarde
da sole coprono il 40% della potenza elettrica da biogas installata in Italia con più di 110 impianti attivi sul
territorio regionale. Altri duecento sono in fase di realizzazione o autorizzazione.
Il progetto Bio.Ret.E. ha affrontato con un approccio multidisciplinare il tema dell’immissione del bio-
metano prodotto in aziende zootecniche nella rete gas esistente, valutando tale opportunità in un’ottica di efficiente utilizzo del biogas di origine
agricola.
Il termine biometano si riferisce ad un biogas opportunamente trattato per migliorarne le caratteristiche di composizione, così da poterlo utilizzare
per l’immissione diretta nella rete gas sostituendolo al tradizionale gas naturale.
Lo studio riportato nel presente Quaderno analizza gli aspetti territoriali, economici, ma soprattutto, tecnici e normativi di cui il comparto
agroalimentare dovrà sempre più tenere conto in una prospettiva di sviluppo.
Giulio De Capitani
Assessore all’ Agricoltura
Regione Lombardia
7

Introduzione
La realtà del biogas in Lombardia
La produzione di energia e calore da impianti di biogas rappresenta la realtà più interessante a livello lombardo per ciò che concerne il settore delle agroenergie.
Tale rilevanza deriva da un lato dalla attuale diffusione sul territorio e dall'altro delle possibili future evoluzioni tecnologiche.
Gli impianti biogas di tipo agricolo, a livello nazionale, si concentrano prevalentemente nell'area padana con Lombardia, Veneto, Piemonte ed Emilia Romagna
che insieme coprono la quasi totalità della produzione nazionale in termini di MW. Le aziende lombarde da sole coprono il 40% della potenza installata
in Italia1 . In particolare, secondo le rilevazioni GSE del giugno 20092 , gli impianti esistenti nelle province lombarde sono attualmente 72 per un totale di
circa 51 MW di potenza installata. A questi devono essere aggiunti gli impianti in progetto che, sempre al giugno 2009, risultavano essere 19 per altri 20 MW
di potenza da installarsi. La distribuzione territoriale degli impianti può essere resa attraverso l'immagine di Figura 1.1.
1 Biomass Energy Report, edizione 2009, AA.VV., Politecnico di Milano, 2010
2 Incentivazione delle fonti rinnovabili. Bollettino aggiornato al 30 giugno 2009, Gestore Servizi Energetici, 2009
3 Il progetto Agrengest, AA.VV., AEIT numero 3, 2010
Figura 1.1 : Diffusione degli impianti Biogas di natura agricola in Lombardia 3 .
9

Come si può vedere dalla carta le province a maggiore vocazione agricola quali Cremona, Lodi, Mantova e Brescia sono notevolmente più attive nel settore
rispetto agli altri territori regionali. Nonostante ciò, più recenti analisi mostrano che anche in province come Bergamo, Varese e Como si muovono i primi
interessi progettuali nei confronti della produzione di elettricità e calore da impianti biogas4 .
Se gli impianti di nuova progettazione registrassero prestazioni paragonabili a quelle esistenti si potrebbe arrivare ad una produzione elettrica complessiva a
livello regionale di circa 500 GWh.
Si ritiene importante, d’altro canto, analizzare anche le caratteristiche dimensionale degli impianti. Nella Tabella seguente sono riportati, per classi di potenza
installata, gli impianti esistenti e quelli programmati.
È opportuno sottolineare che il Gestore dei Servizi Energetici classifica sotto la voce “biogas” i seguenti impianti: biogas da attività agricola e forestale, biogas
da deiezioni animali, biogas da depurazione, altri biogas non da rifiuti.
È utile tenere presente questa differenziazione in quanto l'attuale modello incentivante italiano spinge alla riduzione delle dimensioni degli impianti: la
vantaggiosa tariffa omnicomprensiva (il cui valore è attualmente fissato a 28 centesimi di euro per kWh) si applica, infatti, ai soli impianti bioenergetici di
potenza effettiva inferiore ad 1 MW.
Questo spiega da un lato l'esigua percentuale di impianti di grande dimensione ma dall'altro anche l'esistenza di progetti comunque superiori ad 1 MW di
potenza e probabilmente legati alla categoria "depurazione".
Il tema dimensionale può essere visto anche in relazione a quanto avvenuto in altri paesi. È noto, ad esempio, il caso della Germania. Nella seguente figura
si può notare come in un mercato privo di forti incentivi (come quello tedesco prima del 2007) la tendenza naturale sembra portare ad un aumento medio
dimensionale degli impianti anche oltre il MW.
4 Cfr. nota 2
10
Potenza (MW)
Impianti
esistenti
Biogas da
digestione
anaerobica
0-0,33 29 1
0,33-0,66 14 1
0,66-1 16 12
oltre 1 13 5
72 19
Tabella 1.1: Caratteristiche dimensionali degli impianti

Figura 1.2: Potenza media degli impianti agricoli biogas in Germania5 Questi dati possono essere incrociati con le informazioni disponibili sulle prospettive di sviluppo del settore biogas in Italia e più nello specifico in Lombardia.
Secondo il precedentemente citato Biomass Energy Report 2009 il potenziale di crescita teorico del settore biogas è molto elevato e potrebbe sommare a circa
1,1 GW a livello nazionale portando, per esempio, l'energia elettrica prodotta a circa il 2% del fabbisogno complessivo italiano. Queste proiezioni considerano
anche il biogas da FORSU (Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano), ma quello di provenienza agricola rappresenta sicuramente la quota più rilevante
e che potrà nei prossimi anni raddoppiare in termini di potenza installata in quasi tutte le regioni italiane.
In particolare la Lombardia potrà aumentare, in un orizzonte quinquennale, di circa 170 MW la propria potenza installata in impianti agricoli (in relazione
ai 60 MW attualmente esistenti) 6 .
Anche secondo quanto emerso dal progetto di ricerca regionale Agrengest le prospettive di mercato per il biogas nei prossimi anni sono rosee e permettono
di pensare al raggiungimento di un numero di impianti vicino ai 120 per la sola Lombardia. In questo senso la Regione si collocherebbe in una posizione di
primo piano non solo rispetto ad analoghi enti territoriali esteri, ma anche ad intere nazioni quali la Francia (che si pone l'obiettivo di arrivare a 120 impianti
entro il 2012).
Il metano in rete: cos’è e la diffusione internazionale
L’obiettivo di raggiungere entro il 2020 una quota complessiva di consumo di energia pulita del 20% in Unione Europea rappresenta un target ambizioso, ma
allo stesso tempo apre le porte a nuovi scenari in cui si intrecciano innovazioni tecnologiche, normative di sostegno e di regolazione del mercato e sostenibilità
economica nel medio e lungo termine.
5 Agrengest. L’oggi e il domani dell’agro energia nelle aziende Lombarde, AA.VV., Regione Lombardia, D.G. Agricoltura, 2009
6 Cfr. nota 1
11

La produzione di biogas da digestione anaerobica negli ultimi anni è cresciuta sensibilmente, sostenuta peraltro dallo sviluppo delle coltivazioni energetiche.
Il livello di produzione europea di energia primaria da biogas si attesta attorno ai 7,5 Mtep (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio) nel 2008 con un
aumento del 4,4% rispetto all’anno precedente7 . Sin dal 2003 la Commissione Europea ha autorizzato l’immissione in rete di biogas con la direttiva 2003/55/
CE del 26-03/2003 relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abrogava la precedente direttiva 98/30/CE. Successivamente, tale
direttiva viene abrogata dalla 2009/73/EC del 13 luglio 2009, la quale spinge ulteriormente i Paesi membri ad adottare politiche che prevedano l’immissione
in rete di biogas. Ad oggi, però, solo alcuni Paesi europei hanno recepito a livello nazionale tale direttiva con regolamentazioni relative alla raffinazione e
immissione in rete del biometano.
Box n1: Direttiva 2009/73/CE – 13/07/2009
12
Direttiva 2009/73/CE – 13/07/2009
(26) Gli Stati membri dovrebbero adottare misure concrete per favorire un utilizzo più ampio del biogas e del gas
proveniente dalla biomassa i cui produttori dovrebbero ottenere accesso non discriminatorio al sistema del gas, a
condizione che detto accesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza
pertinenti.
(41) Gli Stati membri, tenendo conto dei necessari requisiti di qualità, dovrebbero adoperarsi per garantire un
accesso non discriminatorio a biogas e gas proveniente dalla biomassa o di altri tipi di gas al sistema del gas, a
condizione che detto accesso sia compatibile in modo permanente con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza
pertinenti. Tali norme ed esigenze dovrebbero garantire che i suddetti gas possano essere iniettati nel sistema e
trasportati attraverso il sistema del gas naturale senza porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza, e dovrebbero
inoltre tener conto delle loro caratteristiche chimiche.
ART. 1, comma 2
Le norme stabilite dalla presente direttiva per il gas naturale, compreso il GNL, si applicano in modo non discriminatorio
anche al biogas e al gas derivante dalla biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano
essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza porre problemi.
Per poter essere immesso nella rete gas esistente il biogas deve possedere composizione chimica, purezza, proprietà termiche, e anche organolettiche analoghe
a quelle del gas naturale.
Il termine biometano si riferisce, quindi, ad un biogas opportunamente trattato per migliorarne le caratteristiche di composizione così da poterlo utilizzare
per l’immissione diretta nella rete gas esistente (o attraverso altro processo, a fini di autotrazione). Il biogas di origine agricola presenta, infatti, un contenuto
in metano che varia solo tra il 50 e il 70% e le percentuali di anidride carbonica e azoto sono notevolmente più alte di quelle standard che caratterizzano il
gas naturale.
7 The state of renewable energies in Europe - 9th EurObserv’ER Report

La ferma volontà di percorrere questa direzione deriva, però, dai numeri significativi che il settore del biogas ha a livello europeo. Infatti, secondo Eurostat, in
Europa ci sono almeno 28 Paesi che producono biogas e la produzione è cresciuta del 411% dal 1997. Dal 2006 al 2008, grazie al sostegno delle politiche a
favore delle energie rinnovabili, lo sviluppo è stato poi ancora più forte registrando in questi 28 paesi una crescita del 56%.
Dei 28 Paesi produttori di biogas, solo 8 registrano impianti per l’immissione in rete di biometano. Di seguito una sintesi degli aspetti regolamentari che
caratterizzano alcuni di questi Paesi.
Paesi Bassi
I Paesi Bassi rendono possibili l’immissione di biogas nella rete di gas naturale vantano l’esperienza di 4 impianti per l’immissione di gas da discarica operativi
già da qualche anno. L’obiettivo dichiarato è di raggiungere entro il 2020 un quota dell’8-12% sul totale del gas in transito nella rete e di portare questa quota
al 50% nel lungo periodo. I parametri richiesti per l’immissione di biometano in rete sono definiti dal Gas Act of Netherlands, in vigore dal Novembre 2006.
Svezia
La Svezia, il Paese europeo che vanta la maggiore esperienza nell’upgrading del biogas, ha da sempre orientato l’utilizzo del biometano come carburante per
autotrazione. Infatti la prima regolamentazione in merito risale al 1999 con la definizione dello standard SS 155.438 (“Motorbränslen - bränsle som biogas
fino ottomotorer snabbgående”), che definisce i criteri di qualità per la produzione di biogas utilizzato come carburante. Questo standard si applica anche
all’immissione in rete, ma tale aspetto è stato finora trascurato a causa della scarsa infrastruttura di rete che copre la Svezia, infatti sino ad oggi è stato possibile
implementare l’immissione in rete solo in alcuni impianti sulla costa occidentale. Non esistono norme specifiche nel codice e le poche esperienze presenti
sono collegate a reti di distribuzione e non di trasmissione.
Svizzera
In Svizzera, la SVGW (“Schweizerischer Verband des Gas- und Wasserfaches“), L’Agenzia Svizzera per l’Acqua e il Gas, ha disciplinato l’immissione di biometano
in rete mediante la Direttiva G13 (“Direttive sull’immissione di biogas nella rete di gas naturale”). In tale direttiva sono definiti i parametri di qualità
del biogas richiesti per l’immissione e le caratteristiche tecnologiche dei relativi impianti.
Austria
Il quadro legislativo austriaco consente l’immissione in rete di biometano sia nella rete gas esistente che in micro reti locali, ad eccezione dei gas di discarica o
di depurazione. In sintesi i regolamenti giuridici rilevanti sono:
• il Gas Economy Act ("Gaswirtschaftsgesetz") obbliga gli operatori a garantire l’accesso alla rete purché siano soddisfatti i criteri di qualità definiti nel "General
Distribution Network Conditions" (G31 e G33);
• ÖVGW G 31 (ÖVGW = Agenzia austriava per l’acqua e il gas): definisce tutti i parametri e criteri di qualità necessari a ad assicurare la sicurezza dei trasporti.
I criteri di qualità definiti fanno riferimento alle caratteristiche del gas importato.
• ÖVGW G 33 si rivolge specificatamente all'iniezione di biogas da fonti rinnovabili nelle reti di gas naturale e definisce la qualità dei gas rinnovabili e le
modalità di controllo di qualità che costituiscono il presupposto per l’immissione.
Germania
Il framework regolatorio tedesco si può sintetizzare in tre punti:
1) “Renewable Energy Sources Act” (EEG), che disciplina gli incentivi per l’immissione in rete
(in vigore dal 1 gennaio 2009).
13

2) “Gas Network Access Ordinance” (GasNZV) che regola gli aspetti legali e finanziari:
Figura 1.3 Dati "Biogaspartners Project"
14
• accesso alla rete;
• qualità del biometano immesso, perdite di metano, ecc.;
• ripartizione degli investimenti per l’impianto di immissione tra produttore e operatore della rete;
• ripartizione dei costi operativi per l’immissione di biometano in rete.
3) “DVGW Standards” in cui sono dichiarate le specifiche tecniche:
• qualità del Gas (DVGW G 260, G 262);
• process design (trasporto, raffinazione,trattamento);
• dettagli dell’impianto (compressori, materiali tubature, ecc.);
• misurazioni e fatturazioni (DVGW G 685);
• specifiche di rete (Capacità di rete, ecc.);
• aspetti relative alla sicurezza (DVGW VP 265-1);
• certificazione di processo (draft DVGW G 1030);
Distribuzione
biometano
in
Europa
per
capacità
di
immissione
Gran
Bretagna
Francia
 0.15%
Austria
Norvegia
1.80%
1.58%
0.68%
Olanda
7.35%
Svezia
5.90%
Svizzera
2.40%
Germania
80.15%

In Europa, la Germania ha trainato più di tutti lo sviluppo del settore biogas negli ultimi anni, supportata da efficaci politiche di sostegno sia a livello regionale
che federale. L’obiettivo del governo tedesco, infatti, è quello di portare la quota di biogas nel mercato del gas naturale dal 3% al 6% entro il 2020 e al 10% en-
tro il 2030. In questo quadro rientra la nuova legge sulle fonti di energia rinnovabile, il Renewable Energy Sources Act (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG),
entrato in vigore dal 1 gennaio 2009, con un sistema di incentivazione che favorisce la crescita del mercato e stimola i diversi attori coinvolti a sviluppare nuove
tecnologie e a ridurre i costi, prevedendo una riduzione progressiva degli incentivi ad un tasso fisso (1% per il biogas) per i prossimi 20 anni.
Il mercato tedesco relativo all’immissione di biometano in rete è relativamente giovane rispetto alle esperienze di Olanda, Svizzera e Svezia che hanno alle
spalle già diversi anni di esperienza. I primi due impianti per l’immissione di biometano in rete, infatti, vengono installati in Germania alla fine del 2006,
seguiti da ulteriori cinque nell’anno successivo. Tuttavia, lo sviluppo è stato repentino al punto da portare la Germania alla leadership assoluta in termini di
impianti e di capacità di immissione in rete. Oggi si contano in Germania 44 impianti operativi e circa 32.000 Nm 3 /h di biometano immesso, pari a circa
l’80% dell’intera capacità europea 8 .
Le ragioni di base che hanno favorito la leadership tedesca stanno sia nell’infrastruttura di rete che nelle politiche di supporto, che vantano il più redditizio
sistema di incentivazione. Nel prossimo futuro ci si aspetta una sensibile crescita nel numero di impianti collegati alla rete di gas naturale in Europa e, per tali
ragioni, il mercato con le maggiori prospettive di crescita a è appunto quello tedesco.
8 German Energy Agency (dena) attraverso “Biogaspartner Project”
Figura 1.4 Numero di impianti e capacità di immissione di biometano in Germania. Fonte: DENA
15

Aspetti giuridici e tributari relativi agli impianti di biogas
L’utilizzo delle biomasse a fini energetici
Il termine biomassa applicato alla produzione di energia rinnovabile racchiude una gran quantità di materiali di natura estremamente eterogenea. Esso indica
infatti ogni sostanza organica di origine vegetale o animale dalla quale sia possibile ottenere energia attraverso processi di tipo termochimico o biochimico.
Questi prodotti sono disponibili direttamente o come residui del settore agricolo - forestale, come sottoprodotti o scarti dell'industria agro-alimentare, e
come scarti della catena della distribuzione e dei consumi finali.
La biomassa utilizzabile ai fini energetici consiste in tutti quei materiali organici che possono essere impiegati direttamente come combustibili ovvero trasformati
in altre sostanze utilizzabili negli impianti di conversione.
La rilevanza della biomassa a fini energetici sancita dalla direttiva 2001/77/CE prima e successivamente dalla direttiva 2009/28/CE è connessa con il suo
carattere di rinnovabilità e nel basso livello di impatto sui gas ad effetto serra.
Più precisamente la recente risoluzione del Parlamento Europeo del 12 marzo 2008 ha riconosciuto che il biogas rappresenta una risorsa energetica essenziale
che contribuisce allo sviluppo economico, agricolo, rurale sostenibile e alla protezione dell'ambiente e ha sottolineato come la produzione di biogas da effluente
di allevamento, liquami e sottoprodotti animali e organici concorra alla diversificazione energetica, fornendo in misura crescente un contributo alla
sicurezza, alla competitività e alla sostenibilità dell'approvvigionamento energetico aprendo anche nuove prospettive di reddito per gli agricoltori (punto 3
della risoluzione). Il biogas può quindi dare un importante contributo nel percorso di incremento di produzione di energia da fonti rinnovabili necessario per
il rispetto degli obiettivi fissati dalla direttiva 2009/28/CE di riduzione gas serra e produzione energia “pulita” (c.d. 20-20-20).
Le caratteristiche e le implicazioni del prodotto utilizzato negli impianti
Le biomasse interessanti per la produzione di biogas sono prevalentemente quelle di scarto originate dai settori zootecnici (deiezioni solide e liquide degli
allevamenti), agroindustriali (scarti della lavorazione e trasformazione dei prodotti agricoli) e produzione agricola (residui del settore ortofrutticolo e dei
seminativi). Poiché ogni biomassa è originata da un particolare e specifico processo produttivo occorre individuare per le diverse aree territoriali in quali
zone sussistano le condizioni minime per lo sviluppo della filiera biogas basata su biomasse locali. Solo alcune biomasse infatti appaiono idonee per quantità,
qualità, distribuzione spaziale e facilità di concentrazione per un’applicazione su vasta scala.
In questa sede, anche alla luce della configurazione del territorio lombardo, ci concentreremo sulle biomasse del settore zootecnico.
che possono essere a loro volta suddivise fra quelle derivanti dagli effluenti degli allevamenti bovini e suini, dagli scarti di macellazione, da frazione organica
dei rifiuti urbani e da fanghi derivanti dagli impianti di depurazione delle acque reflue. Tra le diverse tipologie quelle più rilevanti e significative per una possibile
utilizzazione a fini energetici sono gli allevamenti. Per la nostra analisi soffermarsi su tale categoria appare molto utile visto che i dati ISTAT sulla struttura
e produzione delle aziende agricole evidenziano che:
• il settore bovino risulta particolarmente concentrato nelle regioni settentrionali (in cui si trova il 70% dei capi italiani);
• in particolare in Lombardia si concentra il 25% dei capi allevati in Italia con la più alta consistenza media (100 capi per allevamento);
• dati simili si rilevano anche per gli allevamenti suinicoli.
Questi dati evidenziano alte potenzialità nel breve periodo per la produzione di biogas attraverso l’utilizzo di effluenti di allevamento e scarti di macellazione
ma rimangono aperte ulteriori possibilità di sviluppo e incrementi di produzione collegati all’utilizzo di matrici vegetali e rifiuti urbani di matrice
organica nonché alla pollina (il Piano nazionale per le energie rinnovabili approvato l’11 giugno 2010 al punto 4.6.2 sottolinea la sempre maggiore intensità
dell’opzione energetica anche per lo smaltimento della pollina inserendola fra le nuove fonti di biomassa vista anche la consistenza di capi presenti in Italia).
17

Gli aspetti di gestione e sanitari
I materiali organici utilizzati nei processi di trattamento anaerobico hanno rilievo non solo per la qualificazione dell'azienda come soggetto produttore di
energia rinnovabile da biomasse (l'allegato III del dpcm 8 marzo 2002 individuava in modo specifico i materiali appartenenti alla categoria delle biomasse
e l'art. 15 del reg. 1774/2002 stabiliva la necessità di riconoscimento degli impianti come produttori di biogas da parte dell'autorità competente sulla base
dell'esistenza di requisiti specifici) ma anche per il regime giuridico relativo ai locali utilizzati, agli aspetti sanitari e di gestione del prodotto.
Per quanto concerne il primo aspetto il reg.1774/2002 così come modificato dal reg. 208/2006 individua la configurazione che l'impianto di produzione e
compostaggio deve avere per quanto concerne la dotazione di locali/attrezzature (unità pastorizzazione/igienizzazione, dispositivi registrazione, ecc. come
indicato nell'allegato VI) a fini autorizzatori e di prevenzione/controllo di eventuali rischi biologici.
Gli aspetti di gestione e sanitari riguardano principalmente i requisiti del materiale in ingresso (per lo stallatico si veda allegato VIII del reg. 208/2006) nonchè
gli effetti inquinanti che possono determinarsi una volta concluso il processo. Per quanto concerne il materiale in ingresso la disciplina normativa stabilisce:
a) i requisiti che la materia deve avere b) le condizioni di trasporto se la produzione non avviene nel luogo in cui è situato l'impianto, c) la conservazione,
d) le modalità da seguire per un'eventuale commercializzazione. Sono infatti necessari attenti controlli su tutto il processo in cui è coinvolto il materiale di
origine animale sul piano delle condizioni di infettività e sull'andamento del processo di trasformazione e il rispetto di parametri di normalità.
Sul punto agli interventi normativi comunitari si affiancano anche quelli nazionali del T.U. ambientale (si veda ad es. l'allegato X che esclude la possibilità di
utilizzare alcuni sotto-prodotti dell'industria alimentare per la produzione di biogas) nonché regionali. Si prevedono peraltro precise norme igieniche corrispondenti
ai diversi comportamenti da tenere a seconda del sottoprodotto di origine animale utilizzato (suddivisi in diverse categorie) nonché prescrizioni
inerenti la gestione dei prodotti trasformati.
La forma giuridica dei soggetti produttori di biogas
Le forme giuridiche utilizzate dai soggetti operanti in ambito agricolo per la produzione di biogas sono principalmente due: a) impresa agricola b) società
consortile.
Impresa agricola
La forma giuridica maggiormente utilizzata attualmente dai soggetti produttori di biogas è quella dell’impresa agricola. La scelta, come emerge dall’analisi
della normativa vigente, è strettamente collegata all’esistenza di misure incentivanti per tale tipologia di impresa.
La finanziaria del 2006 (L. 266/2005) ha incluso fra le attività agricole c.d. connesse (art. 2135 co. 3) le «attività di produzione e cessione di energia elettrica
da fonti rinnovabili agroforestali» includendo così i proventi derivanti da tale attività nella categoria dei redditi agrari. Tale disposizione è stata poi ulteriormente
modificata in senso estensivo dal d.l. n. 2 del 10 gennaio 2006, art. 2 – quater co. 11, lett. a e b (convertito in L. n. 81/2006) che ha incluso oltre
alla cessione di energia anche quella di calore fra le attività agricole connesse ed ha precisato che le fonti da considerare non erano solo quelle agroforestali
ma anche fotovoltaiche. La disposizione a seguito delle modifiche stabiliva che «la produzione e cessione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili
agroforestali e fotovoltaiche effettuate dagli imprenditori agricoli costituiscono attività connesse ai sensi dell’art. 2135, co. 3 c.c. e si considerano produttive
di reddito agrario».
Vengono considerate quindi attività agricole connesse talune attività oggettivamente commerciali o imprenditoriali di trasformazione, manipolazione di
prodotti agricoli e/o animali che, pur essendo realizzate attraverso processi industriali, godono del regime specifico previsto in ragione della connessione
soggettiva ed oggettiva con una delle attività agricole c.d. principali. Il vincolo della connessione continuerà quindi ad essere ritenuto esistente finchè i prodotti
oggetto dei processi di lavorazione saranno tratti «prevalentemente» dalla lavorazione del fondo agricolo o dall’allevamento. Ciò significa che i processi e
le attività connesse possono essere svolte anche utilizzando materiali e prodotti acquistati presso terzi; tuttavia l’impiego dei prodotti così acquisiti non potrà
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eccedere quelli propri derivanti dal fondo agricolo/dal proprio allevamento pena la decadenza dalla qualifica di imprenditore agricolo.
La L. 81/2006 è stata poi successivamente modificata dalla Finanziaria 2007 e dalla L. 129/2008 che hanno disciplinato gli aspetti connessi alla filiera di
produzione e distribuzione dei biocarburanti di origine agricola.
L’introduzione della produzione/cessione di energia da fonte rinnovabile (in particolare nel settore zootecnico) nell’ambito delle attività agricole sul piano
giuridico determina vantaggi rispetto all’utilizzo della categoria di imprenditore commerciale. Il principale è rappresentato dal particolare regime fiscale che
prevede la tassazione sulla base di coefficienti forfettari al quale si aggiungono agevolazioni sia in campo previdenziale che creditizio.
Di particolare interesse in questo senso appare la qualificazione da assegnare alle attività dirette alla produzione di biogas nell’ambito della categoria delle attività
connesse sopra descritta. È cioè necessario capire se esse vadano ascritte alla manipolazione/conservazione/trasformazione/ commercializzazione e valorizzazione
di prodotti zootecnici ottenuti dall’allevamento o se siano invece da considerare come fornitura di beni o servizi mediante utilizzazione prevalente
di attrezzature o risorse dell’azienda normalmente impiegate nell’attività agricola esercitata. A seconda della qualificazione assegnata ci sono infatti riflessi
operativi e giuridici. Se l’attività è riconducibile alla prima categoria l’azienda agricola deve produrre direttamente e prevalentemente il prodotto necessario per
il funzionamento dell’impianto digestore. Se invece è ascrivibile alla seconda categoria (fornitura di beni e servizi) il legame dell’azienda con attività proprie
di un’azienda agricola appare meno evidente. In questo secondo caso l’unico requisito necessario apparirebbe essere quello che l’impianto sia collocato sul
fondo agricolo ma difficilmente potrebbe essere considerato rispettato il c.c. che impone l’utilizzo di attrezzature normalmente impiegate nell’attività agricola.
La diversa qualificazione presenta poi anche implicazioni sul piano fiscale. La seconda categoria di attività agricole connesse infatti non è tra quelle assoggettate
alla disciplina propria dei redditi agrari (art. 32 TUIR) bensì a quella dei redditi d’impresa (anche se in base ad un regime forfettario).
Società consortile
L’esercizio dell’impresa agricola e delle attività connesse può essere esercitata sia in forma individuale sia in forma collettiva. Nell’ipotesi in cui siano coinvolti
più soggetti produttori la forma giuridica può essere quella di una cooperativa tra agricoltori o di un consorzio.
La possibilità di aggregazioni nel settore agricolo è stata introdotta dal D. lgs. n. 228/2001 e finalizzata al sostentamento del settore attraverso forme di cooperazione
che erano già state auspicate anche dalla giurisprudenza (si vedano in questo senso le pronunce della Corte di cassazione n. 3152 del 14 marzo 1992
e n. 18 del 20 febbraio 1995). I soggetti coinvolti devono utilizzare prevalentemente prodotti dei soci o fornire ai soci beni/servizi utili alla realizzazione del
ciclo biologico.
Il D. lgs. n. 99/2004 ha poi regolamentato la forma della società agricola stabilendo che «le società di persone, cooperative e di capitali, anche a scopo consortile,
sono considerate imprenditori agricoli professionali qualora lo statuto preveda quale oggetto sociale l’esercizio esclusivo delle attività agricole (art. 2135
c.c.) e, nel caso di società di persone, qualora almeno un socio sia in possesso della qualifica di imprenditore agricolo professionale».
La società agricola non è una nuova tipologia perché possono essere agricole tutte le tipologie societarie (di persone e di capitali) che presentino i requisiti
dell’esclusivo esercizio dell’attività agricola quale oggetto sociale. In realtà però non tutte le tipologie societarie possono godere del regime di agevolazioni
fiscali previste.
Le imprese agricole esistenti organizzate nelle forme giuridiche se consideriamo l’attività svolta in concreto potrebbero poi essere suddivise in 4 gruppi:
• aziende agricole che si dedicano solo all’allevamento:
• aziende agricole che forniscono “materia prima” (reflui) per impianti biogas ma non hanno la gestione di impianti;
• aziende agricole che hanno allevamento di animali e gestione di un impianto di biogas e delle relative tecnologie per uso proprio;
• aziende agricole che hanno allevamento di animali e gestione di un impianto di biogas e delle relativ tecnologie con conseguente vendita di energia elettrica
e termica che può essere immessa in rete.
In quest’ultimo caso l’azienda completa il ciclo della filiera e può avere un valore aggiunto sul piano economico derivante dalla vendita di energia/calore.
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La costruzione degli impianti
In merito alla costruzione degli impianti deve essere esaminato il regime urbanistico e soprattutto il procedimento autorizzatorio da seguire.
La ricostruzione normativa
Il D. Lgs. 387/2003 ha previsto un’autorizzazione unica per la costruzione e l’esercizio delle centrali per la produzione di energia elettrica mediante lo sfruttamento
di fonti rinnovabili. L’art. 12 (come modificato dalla L.244/2007) precisa infatti che la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili, la loro modifica, il potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione, nonché gli impianti stessi, sono soggetti
ad un’autorizzazione unica rilasciata dalla Regione (o dalla provincia delegata) che costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico (comma 3).
Il procedimento unico al termine del quale viene rilasciata l’autorizzazione deve concludersi nel termine massimo di 180 giorni. La Regione convoca una
conferenza di servizi entro 30 giorni dal ricevimento della domanda di autorizzazione.
L’art. 12 comma 5 prevede poi un regime semplificato per tutti gli impianti definibili di bassa capacità produttiva (inferiore a 1 MW). In questo caso non
è previsto il rilascio di alcuna autorizzazione ma si applica la disciplina della denuncia di inizio attività. Il Decreto prevede esplicitamente fra le categorie di
impianti che possono dare luogo a bassa produzione quelli a biomasse che utilizzano residui vegetali e animali.
La maggior parte degli impianti attivi in Lombardia seguono questa disciplina perché sono ascrivibili alla categoria di quelli a bassa produttività. Ciononostante
potrebbero esserci in futuro variazioni collegate alla realizzazione di società consortili in grado di dare vita a produzioni maggiori con implicazioni
sul piano delle procedure autorizzative da seguire (va ricordato che la normativa statale differenzia le procedure a seconda che interessino la produzione di
elettricità, di calore e freddo, di biocarburanti e di reti). In particolare nel caso in cui l’impianto fosse gestito da un soggetto che non è qualificabile come
imprenditore agricolo l’autorizzazione necessaria diventa quella per la realizzazione di un impianto di trattamento rifiuti. Infatti l’utilizzazione agronomica
del materiale digerito si configurerebbe come operazione di recupero (allegato C, T.U. ambientale).
Va infine sottolineato come nel settore delle biomasse e del biogas vi fosse una difformità di criteri applicati nelle varie regioni dovute sia alla presenza di una
programmazione regionale che alle sovrapposizioni e interazioni tra pianificazione del territorio e di settore (energetica, dei rifiuti, ecc.). Alcune gestivano
direttamente le procedure autorizzative, altre hanno delegato le Province, altre ancora i Comuni. Poteva quindi succedere che impianti realizzati in un territorio
di confine fra due Regioni siano soggetti a regole e tempi diversi.
Le ultime novità
Recentemente è stato emanato il Piano Nazionale sulle Energie Rinnovabili (11 giugno 2010) che analizza la situazione esistente, cerca di individuarne le
criticità e delineare gli interventi necessari, specialmente sul piano autorizzatorio, in un’ottica di adeguamento agli obiettivi. Uno dei punti evidenziati riguardava
proprio la lentezza e disomogeneità dei procedimenti di autorizzazione a livello regionale, provinciale e comunale. Viene infatti sottolineato come,
a seguito del decentramento amministrativo, ogni livello di governo territoriale abbia dato attuazione pratica in modo autonomo agli indirizzi in materia di
autorizzazioni (punto 4.2) e si evidenziava l’improcrastinabilità dell’emanazione di linee guida sul procedimento autorizzatorio come stabilito dal D. Lgs.
387/2003 (art. 12).
Tali linee guida sono state pubblicate nel settembre 2010 e stabiliscono una serie di requisiti minimi per l’autorizzazione unica nonché una tempistica certa
(art. 13 ss.), tenendo conto anche delle eventuali valutazioni da esplicare (es. Valutazione Impatto Ambientale). Proprio sulla valutazione di impatto ambientale
la Regione Lombardia ha recentemente emanato una legge, la n.5/2010, che ha individuato la competenza provinciale per la VIA funzionale alla realizzazione
di nuovi impianti per il trattamento biologico e/o chimico fisico di reflui di allevamenti (ad es. digestori per la produzione di biogas) biomasse e/o
altre materie organiche, con una potenzialità di trattamento superiore a 300 tonnellate/giorno di materie complessivamente in ingresso al sistema.
Per quanto riguarda gli impianti di biogas le linee guida prevedono che:
• la costruzione, l’esercizio e la modifica di impianti di produzione sono soggette ad autorizzazione unica e per gli impianti di piccola taglia (di capacità inferiore
a 1 MW) a dichiarazione di inizio attività (Tabella 1 punto 12.9 linee guida);
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• negli impianti di piccola taglia si distinguono quelli operanti in assetto cogenerativo e realizzati in edifici esistenti per i quali è sufficiente la semplice comunicazione
al comune interessato e quelli alimentati da biogas, biomasse, gas di discarica, ecc. per i quali è richiesta la DIA (art.12 linee guida).
L’importanza della qualificazione «digestato»
Infine si segnala come l'assenza di una definizione univoca di digestato possa influire sul quadro delineato generando non pochi problemi come emerge
dall'esame della giurisprudenza. Dato che un impianto di digestione anaerobica può essere alimentato sia con biomasse vergini che con altri sottoprodotti
catalogabili in rifiuto, la definizione merceologica del principale sottoprodotto realizzato dall'impianto, il c.d. digestato, può essere catalogato a sua volta come
refluo zootecnico o come rifiuto. Non essendo disponibile una definizione ufficiale di digestato è difficile riuscire a definirne delle caratteristiche univoche e
le difficoltà sul piano della sua qualificazione possono avere profonde ripercussioni sul piano pratico come si evince anche dalla recente giurisprudenza amministrativa.
Tali linee guida sono state pubblicate nel settembre 2010 e stabiliscono una serie di requisiti minimi per l’autorizzazione unica nonché una tempistica certa
(art. 13 ss.), tenendo conto anche delle eventuali valutazioni da esplicare (es. Valutazione Impatto Ambientale). Proprio sulla valutazione di impatto ambientale
la Regione Lombardia ha recentemente emanato una legge, la n.5/2010, che ha individuato la competenza provinciale per la VIA funzionale alla realizzazione
di nuovi impianti per il trattamento biologico e/o chimico fisico di reflui di allevamenti (ad es. digestori per la produzione di biogas) biomasse e/o
altre materie organiche, con una potenzialità di trattamento superiore a 300 tonnellate/giorno di materie complessivamente in ingresso al sistema.
Per quanto riguarda gli impianti di biogas le linee guida prevedono che:
• la costruzione, l’esercizio e la modifica di impianti di produzione sono soggette ad autorizzazione unica e per gli impianti di piccola taglia (di capacità inferiore
a 1 MW) a dichiarazione di inizio attività (Tabella 1 punto 12.9 linee guida);
• negli impianti di piccola taglia si distinguono quelli operanti in assetto cogenerativo e realizzati in edifici esistenti per i quali è sufficiente la semplice comunicazione
al comune interessato e quelli alimentati da biogas, biomasse, gas di discarica, ecc. per i quali è richiesta la DIA (art.12 linee guida).
L’importanza della qualificazione «digestato»
Infine si segnala come l'assenza di una definizione univoca di digestato possa influire sul quadro delineato generando non pochi problemi come emerge
dall'esame della giurisprudenza. Dato che un impianto di digestione anaerobica può essere alimentato sia con biomasse vergini che con altri sottoprodotti
catalogabili in rifiuto, la definizione merceologica del principale sottoprodotto realizzato dall'impianto, il c.d. digestato, può essere catalogato a sua volta come
refluo zootecnico o come rifiuto. Non essendo disponibile una definizione ufficiale di digestato è difficile riuscire a definirne delle caratteristiche univoche e
le difficoltà sul piano della sua qualificazione possono avere profonde ripercussioni sul piano pratico come si evince anche dalla recente giurisprudenza amministrativa.
L'eventuale qualificazione del digestato come rifiuto ha infatti come immediata conseguenza la definizione del relativo impianto come gestore di rifiuti con
obbligo di applicazione della relativa normativa.
Nella sentenza TAR Emilia Romagna n.3296/2008 nell'esame di un impianto di biogas alimentato da fermentazione anaerobica metano genica di matrice
organica si equiparava tale digestato ad un rifiuto. Ciò implicava la necessità in fase di realizzazione dell'impianto della V.I.A. in quanto l'impianto veniva
considerato un impianto di recupero di rifiuti non pericolosi ed anche un riesame della localizzazione in funzione delle previsioni del Piano Territoriale di
Coordinamento. In particolare veniva evidenziato come dovesse essere eseguita “una valutazione, ovviamente non attuata, in ordine all'impiego certo dei
liquami sin dalla fase di produzione ed integrale e che (...) non dia luogo ad emissione ed impatti ambientali qualitativamente diversi da quelli autorizzati per
l'impianto dove sono destinati ad essere utilizzati”. Tale pronuncia era stata poi annullata dal Consiglio di Stato (sentenza n. 6117/2009) che aveva ritenuto
erronea l'equiparazione fra digestato e rifiuto anche alla luce di quanto stabilito dal D. lgs. 387/2003 (come modificato dalla L. 244/2007).
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La questione della tracciabilità delle biomasse utilizzate negli impianti
Di crescente interesse appare la questione della tracciabilità e rintracciabilità della filiera di produzione e distribuzione delle biomasse (siano esse di origine
agricola, di allevamento o forestale) utilizzate negli impianti. Dalla tracciabilità della biomassa la normativa fa infatti dipendere sia la possibilità di stipulare
contratti quadro che di usufruire degli incentivi mediante il rilascio di certificati verdi.
Per quanto concerne il primo aspetto va ricordato che il d. lgs. 102/2005 aveva definito i contratti quadro stabilendo che essi potessero essere utilizzati per
perseguire diversi obiettivi (fra i quali in particolare garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, prevedere i criteri di adattamento della produzione
all’evoluzione del mercato, ecc. – art.10). La legge finanziaria 2007 (co. 368) poi aveva aggiunto la possibilità per le p.a. di stipulare contratti o accordi di
programma con soggetti interessati a promuovere produzione e impiego di biomasse. Un recente decreto del Ministero delle politiche agricole alimentari e
forestali (d.m. 12 maggio 2010) estende la possibilità di stipulare contratti quadro, in mancanza di intese di filiera, anche alle imprese singole o associate della
filiera della trasformazione agroenergetica purchè garantiscano la tracciabilità della materia prima utilizzata.
Sul secondo aspetto, connesso agli incentivi relativi ai c.d. certificati verdi, è da segnalare un recente intervento del Ministero delle politiche agricole alimentari
e forestali (d.m. 2 marzo 2010) che ha stabilito le modalità per garantire la tracciabilità della filiera corta. E’ stata prevista infatti una procedura di
controllo, anche attraverso l’ausilio dell’AGEA (Agenzia per le Agevolazioni Agricoltura), per valutare la quantità di biomasse utilizzate dal produttore e
la relativa tracciabilità. L’esito della verifica ha diretta incidenza sull’emissione dei certificati verdi. Il provvedimento riguarda l’utilizzo di biomasse e biogas
derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali e diretti alla produzione di energia e può avere effetti sia di tipo «generale» sugli impianti, sia specifici,
relativamente alla produzione di biometano. Gli incentivi previsti non sono diretti a selezionare e favorire gli impianti più efficienti e soprattutto sono
dedicati esclusivamente alla produzione di energia elettrica.
Costi di realizzazione degli impianti/regime degli aiuti
La Commissione europea nell’ambito di un piano d’azione generale in materia di energia per il periodo 2007/2009 aveva delineato l’opportunità di una revisione
della disciplina comunitaria degli aiuti di stato per la tutela ambientale. In particolare si evidenziava come gli Stati membri potessero decidere unilateralmente
di perseguire obiettivi di tutela ambientale più ambiziosi. “Poiché ciò può generare sovraccosti per le imprese operanti sul territorio nazionale, oltre alle
disposizioni legislative, gli Stati membri possono utilizzare gli aiuti di stato come incentivi positivi per raggiungere livelli maggiori di tutela ambientale” (doc.
2008/C82/01 dell’aprile 2008). Gli aiuti in particolare potevano essere utilizzati per il risparmio energetico e a favore delle fonti energetiche rinnovabili. Il
Reg. 800/2008 ha disciplinato in maniera specifica gli aiuti ammissibili per il settore ambientale facendo esplicito riferimento agli investimenti negli impianti
di cogenerazione e per la produzione di energia da fonti rinnovabili (art. 22-23).
In particolare per le fonti rinnovabili gli aiuti risultano ammissibili quando sono in grado di soddisfare 2 condizioni: 1) l’intensità dell’aiuto non supera il
45% dei costi ammissibili (aumentabile del 20% per piccole imprese e 10% per le medie) 2) i costi ammissibili corrispondono ai sovraccosti sostenuti dal
beneficiario rispetto ai costi connessi ad una centrale elettrica tradizionale o un sistema di riscaldamento di pari capacità.
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Definizione dell'impatto e dei possibili problemi ambientali
Il primo aspetto da considerare è la filiera di approvvigionamento della materia prima. Si tratta di un punto che ha pochissimo rilievo se si considera un piccolo
impianto che raccoglie solo i reflui del suo bestiame perché non c’è necessità di trasporto. Diverso è il caso di un impianto maggiore realizzato come
punto di raccolta di più allevatori. In questo caso la localizzazione dell’impianto è importante per non vanificare, attraverso le emissioni associate all’attività
di trasporto, parte dei benefici derivanti dall’utilizzo di una fonte rinnovabile.
Di maggiore rilievo appare la questione dell'inquinamento che può derivare dagli impianti di biogas con particolare riferimento alle eventuali emissioni atmosferiche
e all'azoto di origine agricola derivante dai reflui. Si tratta di un punto molto importante non solo come analisi della situazione attuale ma anche
in funzione delle misure da adottare in vista di una progressiva estensione del numero impianti/dell'allargamento di quelli esistenti con utilizzo di quantità
maggiori di materiale in ingresso.
Per quanto concerne il primo aspetto i problemi principali sono rappresentati dagli aspetti osmogenici conseguenti la diffusione dei cattivi odori provenienti
principalmente dalle lagune di stoccaggio dei reflui trattati.
Per quanto riguarda il secondo aspetto la direttiva 676/91/CEE (c.d. direttiva nitrati) individua le deiezioni del bestiame (o una miscela di deiezioni e lettiera),
anche sotto forma di prodotto trasformato, come effluenti di allevamento dai quali possono derivare direttamente o indirettamente pericoli per la
salute umana o per l'ambiente dovuti alla presenza di azoto e allo spandimento in zone vulnerabili da nitrati. Per questo a livello nazionale è stato adottato un
Piano Strategico Nazionale Nitrati (del 18 gennaio 2009) e a livello regionale vengono attuate mappature del territorio volte a classificare le aree vulnerabili
(per la Lombardia la percentuale di territorio vulnerabile ha subito progressivi ampliamenti) e individuare i terreni disponibili per l’utilizzo agronomico degli
effluenti di allevamento. In presenza di elevati carichi azotati derivanti dagli effluenti di allevamento in aree classificate come vulnerabili è necessario individuare
soluzioni per ridurre la pressione dei liquami sul territorio. In questo senso ad es. il Programma Straordinario per l’Attuazione della Direttiva Nitrati
della Regione Lombardia (D.G.R. n. 10890 del 23 dicembre 2009) aveva previsto agevolazioni (nella forma di “un concorso nel pagamento degli interessi
dovuti calcolato in equivalente sovvenzione lorda in percentuale degli investimenti ammessi al finanziamento”) per la realizzazione di opere che, nel contesto
di produzione ed efficienza energetica, migliorassero la gestione degli effluenti di allevamento e la sostenibilità ambientale delle attività agricole e zootecniche
(in precedenza erano già intervenuti il “Programma pilota d’azione regionale di investimento per produzioni agroenergetiche e per il contenimento del carico
di azoto nelle zone vulnerabili” - D.G.R. n. 3908 del 27.12.06 - ed il “Programma d’azione regionale di investimento per produzioni agroenergetiche e per il
contenimento del carico di azoto” - D.G.R. n.7950 del 06.08.08 - che prevedevano il supporto, nella forma di aiuti in conto interessi e in conto garanzia, alla
realizzazione di impianti di cogenerazione a biogas). Da ultimo il “Piano Lombardia Sostenibile. Lombardia 2020: Regione ad alta efficienza energetica e a
bassa intensità di carbonio” ha previsto anche programmi specifici di investimento.
Sulla base della disciplina comunitaria e nazionale, gli effluenti possono essere avviati a digestione anaerobica secondo i piani di utilizzazione agronomica con
una particolare attenzione in caso di miscela fra reflui e colture (art. 10 D.m. del 7 aprile 2006). La progressiva costruzione di impianti di biogas può rappresentare
una soluzione razionale ma della quale deve essere compiuta un’attenta verifica dal punto di vista della sostenibilità economica (vedi in questo senso
Programma di azione regionale di investimento per produzioni agro energetiche e per il contenimento del carico di azoto adottato dalla regione Lombardia).
Nel contesto degli impianti di biogas non essendo ipotizzabile uno spandimento dei reflui sui terreni sono necessarie infatti tecniche di abbattimento
dell'azoto e dei nutrienti in genere che possano rendere possibile il raggiungimento degli standard di qualità attualmente in vigore per il recapito del refluo
in acque superficiali e per la pratica della fertirrigazione. Il problema principale di tale via non è solo la difficoltà del processo ma proprio la sostenibilità economica
dell'operazione.
Rimane poi aperta un’altra questione relativa alla conformità di tale soluzione con gli adempimenti richiesti a livello europeo con riferimento alla eliminazione/contenimento
delle emissioni di composti azotati in atmosfera (specialmente ammoniaca e ossidi di azoto) che sono fra le principali cause delle piogge
acide.
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Utilizzo del biogas/immissione in rete
Per rispondere al fabbisogno di gas del nostro paese una delle soluzioni può essere rappresentata dall’immissione in rete di gas prodotti da fonti rinnovabili
quali le biomasse. I gas possono essere differenti a seconda del processo impiegato per la trasformazione. Nel caso in esame si parla di biogas e la produzione
avviene per digestione anaerobica in appositi impianti. Quest’ultimo, una volta prodotto, prima di poter essere immesso in rete deve essere sottoposto a trattamenti
di purificazione per poter rientrare nelle caratteristiche standard del gas naturale. Terminata questa fase può avvenire l’immissione ed è a questo punto
che si aprono alcuni problemi sul piano giuridico per i quali attualmente non esiste una disciplina specifica nel nostro ordinamento:
1) la regolazione del processo e i termini per l’accesso e l’allacciamento alla rete;
2) la copertura dei costi dell’infrastruttura necessaria per l’allacciamento, le questioni relative alla proprietà
dell’infrastruttura, le tariffe di connessione;
3) la possibilità di ricorrere a soluzioni di stoccaggio alternative alla realizzazione di infrastrutture di col
legamento e i problemi di comparazione dei costi anche in rapporto alla sicurezza dell’intero processo;
4) la definizione del soggetto responsabile sia sul piano dell’intervento che delle spese per odorazione, con
dizionamento e misurazione della composizione del gas;
5) la remunerazione;
6) l’introduzione di incentivi per le tecnologie necessarie (si potrebbe definire un bonus tecnologico);
7) le problematiche connesse al passaggio su vasta scala di produzione e immissione di biogas.
Per alcune questioni un punto di partenza potrebbe essere l’analisi della trasferibilità di soluzioni introdotte da altri paesi europei che hanno già introdotto
una normativa specifica sul tema. Per quanto concerne ad es. la Germania che è fra i paesi più avanzati per l’utilizzo del biogas la copertura dei diversi costi
è stata così affrontata e ripartita: i costi di allacciamento (fino a 10 Km) sono suddivisi a metà fra immettente e gestore della rete, i costi di manutenzione e
gestione dell’allacciamento sono a carico del gestore della rete, il gestore della rete è responsabile per odorazione/composizione gas e sostiene quindi anche i
costi necessari.
Va anche ricordato che, proprio per le difficoltà evidenziate, si stanno studiando anche possibilità di utilizzo del biometano non solo legate all’immissione in
rete ma anche all’impiego nel settore dei trasporti.
Profili tributari. Aspetti generali
Le ultime scelte del legislatore italiano di agevolare fiscalmente le fonti agroforestali per produrre energia “pulita”, si collocano in linea con l’evoluzione della
normativa comunitaria.
Negli ultimi anni l’Unione Europea si è infatti impegnata ad incentivare l’utilizzo di fonti rinnovabili (soprattutto per la produzione di energia elettrica) attraverso
la predisposizione di misure specifiche indirizzate ai singoli Stati membri. In linea con il c.d. White Paper del 19979 , sulle fonti da energia rinnovabile
è stata in seguito adottata la Direttiva 2001/77/CE sulla promozione di energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili (in particolare, eolica,
solare, geotermica, aerotermica, idroelettrica, maremotrice, idrotermica, biomassa, gas da discarica, gas residuati da processi di depurazione, biogas) la quale
ha imposto ai singoli Stati membri la previsione e applicazione di specifiche misure a livello nazionale. La Direttiva, che costituisce indubbiamente parte
essenziale di quel gruppo di interventi destinati a soddisfare gli impegni assunti dalla Comunità Europea con il Protocollo di Kyoto al fine di ridurre le emissioni
di gas-serra, ha stabilito indicativi obiettivi nazionali con riferimento alla promozione energetica da fonti rinnovabili e ha fornito ai vari Paesi europei un
significativo framework di riferimento in relazione agli schemi di supporto in materia. Per schemi di supporto si intendono tutti quegli strumenti applicati
dagli Stati membri al fine di promuovere l’uso di energia proveniente da fonti rinnovabili attraverso la riduzione del costo della stessa, l’aumento del suo prezzo
di vendita o l’incremento dei volumi acquistati, inclusi incentivi all’investimento, sgravi fiscali, green certificates e feed-in-tariffs.
9 Energy for the future: renewable sources for Energy, COM(97) 599.
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La direttiva 2009/28/CE e le misure di sostegno
Nel 2009, in seguito alle indicazioni contenute nella Roadmap, documento pubblicato dalla Commissione nel 200710 , è stata adottata la nuova Direttiva
2009/28/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, la quale mira a stabilire un nuovo quadro di
promozione delle fonti rinnovabili nell’UE e sostituisce le precedenti Direttive in materia, in particolare la 2001/77/CE sopra citata e la successiva 2003/30/
CE sulla promozione dei biocarburanti. Le segnate disposizioni europee riconoscono un ampio spazio di manovra agli Stati Membri nell’adozione di misure
adeguate per raggiungere gli obiettivi proposti (art. 3, comma 2), per cui “gli Stati membri possono, tra l’altro, applicare le seguenti misure: a) regimi di sostegno;
b) misure di cooperazione tra vari Stati membri e con paesi terzi per il raggiungimento dei rispettivi obiettivi nazionali generali” (art. 3, comma 3).
Tra le misure di sostegno sono, inoltre, ricomprese “le sovvenzioni agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le restituzioni d’imposta, i regimi di sostegno
all’obbligo in materia di energie rinnovabili, compresi quelli che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto dei prezzi, ivi comprese le tariffe di
riacquisto e le sovvenzioni” (art. 2, punto k). Come si vedrà nell’esposizione che segue, il legislatore fiscale italiano non si dimostra sordo agli appelli comunitari
sullo sfruttamento delle fonti rinnovabili ed il quadro agevolativo appare articolato – seppur in certi passaggi poco chiaro se non contraddittorio – ma le
norme di favor sono indirizzate in prima battuta al comparto della produzione di energia elettrica ed all’utilizzo dei biocarburanti mentre, ad oggi (anche in
virtù di una più scarsa diffusione degli impianti) non risultano agevolazioni specifiche per la produzione di energia calorica da fonti “verdi”, cui ricondurre la
produzione e l’immissione in rete della risorsa biometano. Peraltro, proprio recentissimamente, in data 30 novembre 2010, il Consiglio dei Ministri ha approvato
lo schema di decreto legislativo di “Attuazione della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili recante modifica e
successiva abrogazione delle Direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”. La bozza di decreto prevede specifici incentivi per il biometano di assoluto interesse (i.e.
il rilascio di incentivi per la produzione di energia elettrica da rinnovabili nel caso il biometano sia immesso in rete ed utilizzato in impianti di cogenerazione
ad alto rendimento; il rilascio di certificati di immissione in consumo se il biometano è immesso in rete ed utilizzato per i trasporti nonché la previsione di
uno specifico incentivo di durata e valore definiti con decreto interministeriale da emanare entro 120 giorni dall’entrata in vigore del decreto attuativo della
direttiva 2009/28/CE). Bisognerà capire se e con quali modalità l’estensione degli incentivi previsti per la produzione di energia elettrica coinvolgeranno
anche le misure più squisitamente tributario su cui ci si soffermerà nei paragrafi seguenti. Inoltre suscita grande interesse il “nuovo” incentivo che sarà previsto
con decreto del Ministero dello sviluppo economico di concerto con quello dell’ambiente e delle politiche agricole.
Imposte dirette e determinazione del reddito imponibile in base alle regole
del reddito agrario
Come rilevato nelle pagine che precedono, il biometano è una species del più ampio genus dei biogas. Tale riconduzione al genere è quanto mai opportuna
nell’ambito di un approfondimento di natura fiscale della produzione del biometano, giacché la disciplina che qui ci impegna nulla prevede di specifico sulla
risorsa in esame. Le poche disposizioni fiscali nell’ambito dell’imposizione diretta (i.e. imposte sul reddito) – di natura agevolativa – fanno rifermento più
genericamente alla produzione di energia da fonti rinnovabili, tra cui il biogas. Fatto tale doveroso inquadramento si evidenzia sin d’ora che:
• la Legge finanziaria per il 200611 ha statuito che la produzione e la cessione di energia elettrica da fonti rinnovabili agroforestali, effettuate dagli imprenditori
agricoli, costituiscono attività connesse ai sensi dell’articolo 2135, terzo comma, del Codice Civile e si considerano produttive di reddito agrario;
• il d.l. n. 2/200612 ha integrato la predetta disposizione aggiungendo il riferimento all’energia calorica ed al fotovoltaico;
• la Legge finanziaria per il 200713 ha riscritto la norma come segue: «Ferme restando le disposizioni tributarie in materia di accisa, la produzione e la cessione
di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche nonché di carburanti ottenuti da produzioni vegetali provenienti prevalente
mente dal fondo e di prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti prevalentemente dal fondo effettuate dagli imprenditori agricoli, costituiscono
attività connesse ai sensi dell’articolo 2135, terzo comma, del codice civile e si considerano produttive di reddito agrario»;
10 Renewable Energy roadmap – renewable Energy in the 21st century: building a more sustainable future, COM (2006) 848.
11 Legge 23 dicembre 2005, n. 266, cfr. art. 1, comma 423.
12 Decreto Legge 14 gennaio 2006, n. 2 “Interventi per i settori dell’agricoltura, dell’agroindustria, della pesca, nonché in materia di fiscalità d’impresa”, cfr. art. 2-quater, comma 11.
13 Legge 27 dicembre 2006, n. 296, cfr. art. 1, comma 369.
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• in ultimo la Legge finanziaria per il 2008 14 ha aggiunto alle disposizioni richiamate una previsione ai sensi della quale gli imprenditori che dedicano la
propria attività alla produzione di energia “pulita” possono optare per la determinazione del reddito secondo i modi ordinari.
Imprenditore agricolo, attività connessa e determinazione del reddito
I provvedimenti citati rilevano nella misura in cui consentono una determinazione del reddito d’impresa alternativa e più favorevole. L’attuale impianto
normativo implementato dall’art. 1, comma 423, della citata Legge n. 266/2005, prevede che l’attività effettuata dai produttori agricoli di generazione e di
cessione di energia elettrica e calorica, derivante da fonti rinnovabili, agroforestali, di carburanti e di prodotti chimici, ottenuti da produzioni vegetali con
l’utilizzo di prodotti prevalentemente ottenuti dal fondo - tra i quali si collocano le biomasse, il bioetanolo, il biodisel, il biogas e una serie infinita di produzioni
(biopolimeri, bioplastiche ecc.) - costituisce attività “connessa” di cui al terzo comma dell’art. 2135 del Codice Civile, dovendo considerare la stessa come
produttiva di reddito agrario, fatta salva l’opzione per la tassazione ordinaria.
Si ricorda brevemente che l’imprenditore agricolo, ai sensi del medesimo articolo 2135, è colui che svolge le attività di coltivazione del fondo, selvicoltura e
allevamento di animali, nonché le attività connesse, ovvero, quelle attività svolte dal medesimo soggetto che si pongono in un rapporto di effettiva relazione
e coerenza con l’attività agricola principale.
Determinazione del reddito su base catastale: ambito soggettivo
Fino all’emanazione della Legge 27 dicembre 2006, n. 296 (Legge finanziaria per l’anno 2007), la determinazione del reddito agrario su base catastale ai
sensi dell’articolo 32 del d.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917 (recante il Testo unico delle imposte sui redditi, d’ora innanzi TUIR), costituiva il regime naturale
esclusivo per le sole persone fisiche, società semplici ed enti non commerciali esercenti l’impresa agricola. L’articolo 1, comma 1093, della Legge 27 dicembre
2006, n. 296, ha disposto che “Le società di persone, le società a responsabilità limitata e le società cooperative che rivestono la qualifica di società agricola
ai sensi dell’articolo 2 del decreto legislativo 29 marzo 2004, n. 99, come da ultimo modificato dal comma 1096 del presente articolo, possono optare per
l’imposizione dei redditi (…)”.
Pertanto, a decorrere dal 1 gennaio 2007, per effetto della citata disposizione la determinazione su base catastale del reddito agrario è stata estesa, per opzione,
anche alle società di persone, alle società a responsabilità limitata e alle società cooperative che ai sensi dell’articolo 2 del citato d.lgs. n. 99 del 2004 rivestono
la qualifica di società agricole, ossia che svolgono esclusivamente le attività agricole e connesse di cui al richiamato articolo 2135 c.c. e la cui ragione sociale (se
trattasi di società di persone) o denominazione sociale (se trattasi di società di capitali) contiene la locuzione “società agricola”.
Conseguentemente, i soggetti destinatari del regime fiscale previsto per la produzione di energia da fonti rinnovabili sono: (i) le persone fisiche, le società
semplici e gli enti non commerciali che esercitano le attività agricole di cui all’articolo 2135 c.c.; (ii) le società di persone, le società a responsabilità limitata, e
le società cooperative che rivestono la qualifica di società agricola ai sensi dell’articolo 2 del d. lgs. n. 99 del 2004 che optano per la determinazione del reddito
su base catastale.
Come detto, il comma 423 della Legge finanziaria 2006 ha ampliato la categoria delle attività agricole connesse di cui al terzo comma dell’articolo 2135 c.c.,
riconducendo tra le stesse anche le produzioni di energia elettrica e calorica derivante da fonti rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche.
Si deve sottolineare, a tal proposito, come la stessa Amministrazione Finanziaria, con la Circolare 6 luglio 2009 n. 32/E, ha stabilito che per “fonti rinnovabili
agroforestali” devono intendersi le biomasse cioè, la parte degradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dalle coltivazioni, dall’allevamento e dalla silvicoltura,
e comprende le sostanze vegetali ed animali e dove, per carburanti derivanti da produzioni vegetali, s’intendono il bioetanolo, il biodiesel, il biogas
naturale.
14 Legge 25 dicembre 2007, n. 244, cfr. art. 1, comma 178: “All'articolo 1, comma 423, della legge 23 dicembre 2005, n. 266, e successive modificazioni, sono aggiunte,
in fine, le seguenti parole: «fatta salva l'opzione per la determinazione del reddito nei modi ordinari, previa comunicazione all'ufficio secondo le modalità previste dal
regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica 10 novembre 1997, n. 442»”.
26

L’art. 32, d.P.R. n. 917/1986 (TUIR)
L’articolo 32 del TUIR disciplina la determinazione del reddito agrario, disponendo che lo stesso è costituito dal reddito medio ordinario del terreno derivante
dal capitale di esercizio e dal lavoro di organizzazione impiegati nell’esercizio di attività agricole e nei limiti delle potenzialità del terreno. Il successivo
articolo 34 precisa che il reddito agrario si determina mediante l’applicazione di tariffe d’estimo stabilite per ciascuna qualità e classe secondo le norme della
legge catastale.
Tra le attività produttive di reddito agrario, il comma 2 del citato articolo 32, alla lettera c), richiama anche le attività connesse di cui al terzo comma
dell’articolo 2135 del codice civile, tra le quali, per effetto delle modifiche normative in commento, sono ora comprese la produzione e cessione di energia
elettrica e calorica derivante da fonti agroforestali e fotovoltaiche, nonché di carburanti ottenuti da produzioni vegetali provenienti prevalentemente dal
fondo e di prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti prevalentemente dal fondo, effettuate da un imprenditore agricolo.
Sotto il profilo fiscale, quindi, la qualificazione delle attività sopra richiamate come attività agricole connesse comporta l’applicazione del principio di tassazione
del reddito su base catastale in luogo di quella analitica (i.e. sulla base delle risultanze di bilancio). Ciò, naturalmente, nel presupposto che risulti verificato
il requisito della “prevalenza” che caratterizza le attività agricole connesse, ossia a condizione che, nel caso di specie, le fonti di produzione dell’energia
provengano prevalentemente dal fondo.
Il requisito della prevalenza
Sebbene letteralmente la norma richiami il concetto di prevalenza solo con riferimento alla produzione di carburanti e di prodotti chimici, la Circolare
n. 32/E del 2009 chiarisce che il suddetto requisito deve sussistere anche per la produzione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili in ragione
dell’assimilazione operata dal legislatore di tale produzione alle attività agricole connesse.
Ne consegue che, come evidenziato dalla citata prassi, la classificazione come reddito agrario delle suddette attività15 è subordinato al requisito della prevalenza.
L’Agenzia delle Entrate ha sottolineato come tale parametro sia determinante per usufruire del regime: la produzione di energia calorica (nel caso di
specie) sarà assimilata al reddito agricolo solo ed unicamente se, con riferimento ai prodotti utilizzati, sarà integrato il suddetto requisito.
In particolare il principio della prevalenza viene rispettato quando le quantità di prodotti utilizzati per l’esercizio delle attività connesse ed ottenuti dal fondo
sono superiori a quelli acquistati da terzi nonché quando il valore dei prodotti propri è superiore al costo dei prodotti acquistati da terzi . Nel caso in cui il raffronto
risulti impossibile perché le materie utilizzate nella produzione dell’impresa non hanno un valore stimabile (come ad esempio nel caso dei residui zootecnici),
si opterà per una comparazione del processo produttivo tra l'energia derivante dai prodotti propri e quella derivante da prodotti acquistati da terzi16 .
A conferma di quanto indicato, l’art. 32, comma 2, lett. c) del TUIR annovera tra le attività produttive di reddito agrario quelle connesse, di cui al terzo
comma dell’art. 2135 c.c., a condizione che non siano esercitate in via prevalente rispetto all’attività principale.
Dalla lettera della disposizione normativa, quindi, si ricava che la produzione di energia da fonti rinnovabili, anche calorica, rientra tra le attività connesse
purché sia rispettato il parametro della prevalenza.
Nel caso in cui le attività di produzione di energia superino i limiti di connessione con l’attività agraria (mancato rispetto del requisito della prevalenza), il
reddito riferibile alla parte eccedente sarà determinato secondo le regole ordinarie del reddito d’impresa, contrapponendo i relativi costi e ricavi. Se, però,
a "sforare" dai limiti della connessione è una S.r.l, S.n.c, S.a.s, ecc., già per natura tassate in base alle regole del reddito d’impresa, tutto il reddito rinveniente
dall’esercizio dell’attività agricola andrà determinato secondo le predette regole ordinarie (bilancio, costi e ricavi), attesa la perdita in capo a detti soggetti del
requisito dell’esclusività dell’esercizio delle attività agricole ex art. 2135 c.c., quale condicio sine qua non per poter accedere, in via opzionale, alla tassazione
su base catastale.
Va da sé che in base alle disposizioni della Finanziaria 2008 gli imprenditori possono optare per la determinazione del reddito nei modi ordinari, vale a dire
sulla base di elementi di analiticità; tale opzione deve essere confermata nella dichiarazione relativa all’anno in cui tale scelta si vuol far decorrere.
15 La determinazione del reddito agrario è disciplinato dall’art. 34 del TUIR il quale chiarisce che lo stesso si determina mediante l’applicazione di tariffe d’estimo
stabilite per ciascuna qualità e classe secondo le norme della legge catastale, in luogo di quella analitica.
16 Circolari 14 maggio 2002, n. 44/E e 15 novembre 2004, n. 44/E.
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Aspetti rilevanti in relazione all’IRAP
A completamento della disciplina sulle agevolazioni (nell’ambito dell'imposizione diretta) si espone sinteticamente il regime ai fini dell’imposta regionale
sulle attività produttiva (IRAP), simmetricamente a quanto previsto dalle disposizioni in materia di imposizione sui redditi. I produttori agricoli titolari di
reddito agrario determinano la base imponibile IRAP ai sensi dell’art. 9 del D.lgs. 15 dicembre 1997, n. 446, quale differenza tra l’ammontare dei corrispettivi
e l’ammontare degli acquisti destinati alla produzione soggetti a registrazione IVA, applicando l’aliquota dell’ 1,9 per cento. La natura di attività agricole
connesse delle produzioni energetiche, comporta, poi, l’assoggettamento alla medesima aliquota dell’1,9 per cento, per il valore della produzione riferito alle
attività svolte entro i limiti suddetti, mentre si applicherà l’aliquota dell’3,9 per cento per il valore della produzione che eccede i predetti limiti, indipendentemente
dalla natura del soggetto esercente l’attività medesima.
Il panorama delle agevolazioni: una penalizzazione per le imprese produttrici di energia calorica?
Allo stato attuale, nell’ambito delle imposte dirette, la determinazione del reddito secondo le regole proprie del reddito agrario è l’unica forma di facilitazione
il cui ambito di applicazione sembra potersi estendere anche ai soggetti che producono e cedono energia calorica alimentata da biomasse.
Infatti, i due più importanti e recenti interventi normativi di favor nei confronti dei soggetti che sfruttano materia prima “verde” riguardano le imprese che
impiegano energie da biomasse piuttosto che le imprese produttrici.
Così, le disposizioni di cui alla c.d. Tremonti ter contenute nel d.l. 1 luglio 2009, n. 7817 contengono importanti agevolazioni, inter alia, per i soggetti che
hanno intenzione di installare caldaie a biomassa: per i contribuenti, titolari di reddito d’impresa, indipendentemente dalla forma giuridica e dal tipo di contabilità
adottata, è possibile dedurre dal reddito il 50 per cento del valore dell’investimento in macchinari ed attrezzature.
Un incentivo, seppur sempre indirizzato all’impiego e non alla produzione di energia alternativa (tant’è che tra i principali destinatari vi sono le persone
fisiche), è rappresentato dal c.d. bonus fiscale del 55 per cento, introdotto con la Legge finanziaria per il 2007 e successivamente riconfermato. L’incentivo,
previsto ad hoc per il risparmio energetico, si sostanzia in una detrazione del 55 per cento delle spese sostenute per la riqualificazione energetica degli immobili
anche strumentali (tra le spese agevolabili vi è anche la sostituzione di vecchi impianti con impianti dotati di generatori di calore alimentati da biomasse
combustibili) ed è fruibile da un’ampia platea di contribuenti, tra cui le persone fisiche (anche imprenditori agricoli) e soggetti titolari di reddito d’impresa.
Un’ulteriore apertura alla produzione di energia da fonti verdi, ma specificamente indirizzata al comparto dell’energia elettrica, è contenuta nella Legge 23
luglio 2009, n. 9918 , la quale prevede nuovi incentivi per le imprese agricole che gestiscono impianti per la produzione di energia elettrica da biomasse. Il provvedimento
da un lato riconosce per gli impianti a biogas e biomasse con potenza non superiore a 1 MW una tariffa onnicomprensiva; dall’altro agli impianti
con una potenza superiore a 1 MW alimentati da biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali un coefficiente di moltiplicazione
dei certificati verdi di 1,819 .
17 Convertito in Legge 3 agosto 2009, n. 102, “Conversione in legge, con modificazioni, del decretolegge 1º luglio 2009, n. 78, recante Provvedimenti anticrisi nonché
proroga di termini e della partecipazione italiana a missioni internazionali”.
18 Intitolata “Disposizioni per lo sviluppo e l’internalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia”.
19 Non è questa la sede per approfondire la disciplina dei certificati verdi che, come noto, sono veri e propri titoli negoziabili su di un apposito mercato regolamentato e
gestito dal Gestore del Mercato Elettrico (GME) e che hanno la funzione di certificare la quantità e la qualità di energia generata da fonti rinnovabili. È interessante
qui evidenziare che l’Agenzia delle Entrate, con Risoluzione 20 marzo 2009, n. 71/E ne ha individuato la disciplina fiscale anche ai fini dell’imposta sul valore aggiunto:
partendo dal presupposto che i certificati sono utilizzabili solo all’interno del territorio nazionale e che sono vere e proprie licenze o concessioni, l’Amministrazione
ha definito le relative operazioni speculative cessioni di diritti immateriali e quindi prestazioni di servizi, ai sensidell’art. 3, comma 2, n. 2, del d.P.R. n. 633/72.
28

Per completezza, si segnalano, sempre tra i principali meccanismi operativi a livello nazionale che, implicitamente, promuovono l’impiego di fonti rinnovabili
tra cui biomasse e biogas, i titoli di efficienza energetica (c.d. certificati bianchi), introdotti dai DD.MM. 20 luglio 2004, che obbligano i distributori di energia
elettrica e di gas naturale ad impegnarsi per raggiungere annualmente uno specifico risparmio di energia primaria. Oltre ai soggetti obbligati (distributori
di energia elettrica e di gas oltre determinate soglie) possono presentare richiesta per l’assegnazione dei certificati anche le società operative nei settori dei
servizi energetici che abbiano attuato progetti di risparmio energetico a favore dei clienti finali. La compravendita di questi titoli tra i differenti operatori,
che può avvenire tramite contratti bilaterali o in un apposito mercato, permette di abbattere il costo complessivo per il raggiungimento degli obiettivi fissati.
Dalla lettera della disposizione normativa, quindi, si ricava che la produzione di energia da fonti rinnovabili, anche calorica, rientra tra le attività connesse
purché sia rispettato il parametro della prevalenza.
Imposte dirette e determinazione del reddito imponibile in base alle regole
del reddito agrario
IVA
Come evidenziato nel precedente paragrafo la produzione e la cessione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali, da parte degli imprenditori
agricoli, costituiscono, sussistendo le condizioni viste, attività connesse ai sensi dell’art. 2135, comma 3 del codice civile e si considerano produttive di
reddito agrario. Tale cessione rientra nell’ambito di applicazione dell’IVA, in presenza degli altri presupposti soggettivo e territoriale.
Il coordinamento con le disposizioni di favor in materia di fiscalità diretta
In occasione delle risposte fornite alla stampa specializzata e condensate nella Circolare 13 febbraio 2006, n. 6 (par. 9.3.) l’Agenzia delle Entrate si è pronunciata
sulla disciplina IVA applicabile alla cessione di energia elettrica prodotta dalle fonti rinnovabili ed in particolare se la supra menzionata disposizione
esplicasse effetto anche ai fini di tale tributo, con conseguente applicabilità dell’art. 34-bis del d.P.R. 26 ottobre 1972, n. 633, introdotto dall’art. 2, comma 7,
della L. 24 dicembre 2003, n. 350 (legge Finanziaria per il 2004). Detta norma prevede per gli imprenditori agricoli esercenti le attività agricole connesse di
cui al comma 3 dell’art. 2135 del codice civile dirette alla produzione di beni e alla fornitura di servizi, un regime forfetizzato di detrazione dell’Iva stabilito
in misura pari al 50 per cento dell'imposta applicata sulle operazioni imponibili.
29

L’inapplicabilità del regime forfetario
L’Amministrazione finanziaria ha affermato che la disposizione prevista dalla Legge finanziaria per il 2006 (ricomprensione della produzione di energia da
fonti rinnovabili nel reddito agrario) esplica effetti solo ai fini delle imposte sui redditi e non anche ai fini dell’IVA. In considerazione del fatto che i produttori
agricoli sono già destinatari per le cessioni di beni di un regime speciale di detrazione ex art. 34 del d.P.R. n. 633 del 1972, già con la Circolare 16 febbraio
2005, n. 6/E era stato chiarito che una interpretazione della norma recata dall’art. 34-bis del decreto da ultimo citato, volta ad estendere la forfetizzazione
della detrazione IVA alle cessioni di prodotti diversi da quelli elencati nella Tabella A, Parte I, allegata al d.P.R. n. 633 del 1972, sarebbe incompatibile con la
normativa comunitaria perché in contrasto con l’art. 25 della Sesta Direttiva CEE che prevede l’attribuzione di un regime speciale ai soli beni e servizi elencati
negli allegati alla medesima direttiva. Pertanto alle attività dirette alla produzione e vendita di energia elettrica derivante da fonti alternative rinnovabili di
cui all’art. 1, comma 423, della Legge n. 266/2005 non si rende applicabile il regime speciale IVA di cui all’art. 34-bis del d.P.R. n. 633 del 1972. Si segnala,
inoltre, che l’Amministrazione finanziaria all’epoca si era espressa sulla norma che non contemplava ancora nel proprio ambito oggettivo di applicazione la
produzione e cessione di energia calorica, ma non sussistono motivi per ritenere che il trattamento IVA delineato nella circolare non valga anche per tale
ultima attività. Un’occasione mancata di fornire ulteriori chiarimenti è rappresentata dalla citata, più recente, Circolare n. 9 del 2009, laddove al paragrafo
dedicato solo all’ “Inquadramento ai fini IVA ed Irap della produzione e cessione di energia elettrica da parte di produttori agricoli” l’Agenzia ha ribadito che
le cessioni di energia (elettrica) non sono operazioni riconducibili a quelle elencate nella Tabella A, parte I, del d.P.R. 26 ottobre 1972, n. 633, pertanto, alle
stesse si applica l’IVA nella misura ordinaria del 20 per cento.
Limiti all’applicazione dell’aliquota ridotta
L’Amministrazione finanziaria ha altresì specificato che l’aliquota IVA ridotta del 10 per cento trova applicazione quando la cessione rientra nei casi elencati
al punto 103) della Tabella A, Parte III, allegata al citato decreto, ovvero, quando la cessione di energia è effettuata “(…) per uso domestico; (…) per uso di
imprese estrattive, agricole e manifatturiere (…); (…) ai clienti grossisti di cui all’art. 2, comma 5, del d. lgs. 16 marzo 1999, n. 16; (…)”. Ne consegue, pertanto,
che la cessione di energia elettrica prodotta da imprenditori agricoli mediante fonti agroforestali (o fotovoltaiche) sconterà l’aliquota ridotta del 10 per
cento, quando è effettuata ai sensi del citato numero 103. Sul fronte dell’energia calorica il successivo n. 122, sempre nell’ambito dei beni e servizi su cui grava
l’aliquota del 10 per cento, fa riferimento a “prestazioni di servizi e forniture di apparecchiature e materiali relativi alla fornitura di energia termica per uso
domestico attraverso reti pubbliche di teleriscaldamento o nell’ambito del contratto servizio energia…omissis…sono incluse le forniture di energia prodotta
da fonti rinnovabili o da impianti di cogenerazione ad alto rendimento; alle forniture di energia da altre fonti, sotto qualsiasi forma, si applica l’aliquota ordinaria”.
L’aliquota del 10% appare, così, circoscritta a limitate fattispecie relative alla fornitura di energia termica da fonti rinnovabili.
Accisa
Il termine “accise” è tradizionalmente adottato per identificare un complesso di tributi monofase a carattere speciale (che colpiscono cioè solo determinate
categorie di beni), caratterizzati dalla idoneità a gravare sulla produzione o sul consumo di beni; pertanto, nella latitudine semantica di questo termine, sono
in genere ricondotte le imposte di fabbricazione e le imposte di consumo.
Tale forma d’imposizione presenta regole comuni in tutta l’Unione Europea ed è applicata con aliquote differenti nei vari Stati Membri, nel rispetto di valori
minimi prefissati.
Tale uso ai fini classificatori del termine accise ha ricevuto consacrazione nel Testo Unico delle Accise, introdotto dal D. Lgs. 26 ottobre 1995, n. 504 e successive
modificazioni (d’ora innanzi TUA).
La disciplina delle singole accise (art. 21 e ss., TUA) integra la disciplina generale attraverso disposizioni relative al fatto generatore ed alle condizioni di esigibilità,
alle fattispecie di esenzione e di agevolazione, alle regole di controllo e vigilanza, agli obblighi dei contribuenti, alla circolazione dei prodotti.
Tanto premesso, si precisa sin da subito come nel predetto testo normativo non si rintracci alcuna norma specificatamente dedicata al biometano.
Solo con riferimento al biogas si può procedere alla seguente ricostruzione da cui emerge l’utilizzo dello stesso come biocarburante.
Il TUA, al capo secondo, art. 21, riporta l’elencazione normativa dei prodotti c.d. “energetici” (comma 1), per i quali trova applicazione il regime d’imposizione
in esso contenuto, prevedendo contestualmente, al comma 2, con riferimento ai prodotti energetici “tradizionali”, specifiche aliquote di accisa per unità di
peso o di volume.
30

La tassazione per equivalenza
Quando prodotti energetici, diversi da quelli indicati, sono utilizzati come carburanti o combustibili, la loro tassazione avviene “per equivalenza”; sono cioè
sottoposti ad accisa secondo l’aliquota prevista per il prodotto “tradizionale” (carburante o combustibile) equivalente, sostituito nello specifico impiego.
La stessa Agenzia delle Dogane20 ha chiarito che, dal solo punto di vista fiscale, per combustibile o carburante equivalente si intende quello che può essere
sostituito nel particolare impiego al prodotto assunto come elemento di comparazione.
Sono altresì considerati prodotti diversi anche i carburanti o i combustibili “innovativi” tra cui viene ricompreso anche il biogas.
Disposizioni in materia di gas naturale e possibile ricomprensione del biometano
All’interno del Testo Unico si rinvengono, poi, altri riferimenti normativi di rilievo (seppur in modo indiretto) al tema che qui ci impegna: (i) la disposizione
dell’art. 21, comma 2, lett. g ) che annovera tra i prodotti energetici sottoposti ad accisa anche il gas naturale; (ii) le disposizioni di cui all’art. 26 contenente
Disposizioni particolari per il gas naturale. Ebbene, è noto che il quadro della sottoposizione ad accisa dei prodotti energetici, ed in particolare del gas naturale,
è notevolmente mutato con il recepimento della Direttiva 2003/96/CE (attraverso il d.lgs. 2 febbraio 2007, n. 26) nel Testo unico delle accise.
Detta Direttiva modifica profondamente la Direttiva 92/12/CEE relativa al regime generale, alla circolazione ed ai controlli dei prodotti soggetti ad accisa ed
abroga la Direttiva 92/81/CEE relativa all’armonizzazione della struttura delle accise sugli oli minerali e la Direttiva 92/92/CEE relativa al riavvicinamento
delle aliquote di accisa sugli oli minerali. In particolare, l’atto normativo del 2003 include tra i prodotti energetici che gli Stati membri devono sottoporre ad
accisa anche il “gas naturale” innovando rispetto alla precedente disciplina comunitaria (direttiva 92/81/CEE) che prevedeva invece la tassazione del “gas
metano”, principale componente del gas naturale. Significativa al riguardo è l’inversione operata nella normativa nazionale: la formulazione attuale del comma
5 dell’art. 26 del TUA stabilisce che ai fini della tassazione «si considerano gas naturale anche le miscele contenenti metano ed altri idrocarburi gassosi in
misura non inferiore al 70 per cento in volume» mentre prima del recepimento della direttiva 2003/96/CE nel medesimo articolo, al comma 2 era stabilito
che ai fini della tassazione «si considerano metano anche le miscele con aria o con altri gas nelle quali il metano puro è presente in misura non inferiore al
70 per cento in volume». L’attuale art. 26, comma 5 prevede inoltre che «Per le miscele contenenti metano ed altri idrocarburi gassosi in misura inferiore al
70 per cento in volume, ferma restando l’applicazione dell'articolo 21, commi 3, 4 e 5, quando ne ricorrano i presupposti, sono applicate le aliquote di accisa,
relative al gas naturale, in misura proporzionale al contenuto complessivo in volume, di metano ed altri idrocarburi».
Appare quindi di immediata apprensione che il biometano possa a ragione rientrare nell’ambito di applicazione dell’accisa sul gas naturale.
Agevolazioni: attuale esclusione per la produzione di biometano
Tanto premesso, la disposizione di cui all’art. 26, comma 6, la quale prevede che non sono sottoposte ad accisa le miscele gassose di origine biologica “destinate
agli usi propri del soggetto che le produce” è di per sé limitata e di certo non condivide lo spirito agevolativo che contraddistingue, viceversa, l’utilizzo del
biogas per la produzione di energia elettrica. Questo comparto è contraddistinto dall’art. 52, comma 2, TUA norma deputata alla definizione del campo di
applicazione dell’accisa sull’energia elettrica, la quale prevede che non è sottoposta ad accisa (vale a dire che è esclusa dalla tassazione) l’energia elettrica: a)
prodotta con impianti azionati da fonti rinnovabili ai sensi della normativa vigente in materia, con potenza non superiore a 20 kW e c) prodotta con “gruppi
elettrogeni azionati da gas metano biologico”.
Nessuna disposizione si rinviene, dunque, all’interno del Testo Unico, che contempli espressamente agevolazioni fiscali od esoneri specificamente destinati
alla produzione di biometano e l’assenza di una simile normativa di favor è ancor più evidente se si considera il regime che governa la produzione di energia
elettrica.
20 Cfr. Circolare dell’Agenzia delle Dogane 28 maggio 2007, n. 17/D, p. 13.
31

Cenni sulle agevolazioni finanziarie
Nel più ampio contesto degli incentivi connessi alle fonti energetiche rinnovabili, tra le quali si inserisce la produzione e commercializzazione del biometano,
accanto alle agevolazioni di natura squisitamente fiscale si collocano altre tipologie di aiuti che possono essere così inquadrati: (i) sovvenzioni o contributi
a fondo perduto (in conto capitale), concessi una tantum per la realizzazione di un impianto per la produzione di energia da fonti rinnovabili, a fronte del
quale non sorge obbligo – in capo al beneficiario – di restituzione; (ii) contributi in conto interessi, connessi a finanziamenti contratti per la realizzazione
dell’impianto. L’agevolazione consiste nell’abbattimento del tasso di interesse del finanziamento stesso rispetto al tasso ordinariamente applicato dagli istituti
bancari; (iii) rilascio di garanzie a titolo principale o sussidiario da parte delle Regioni o enti pubblici nell’interesse degli investitori allo scopo di agevolare
l’accesso al credito.
La maggior parte dei bandi (comunitari, nazionali e regionali) attualmente operativi prevede la concessione di contributi a fondo perduto aventi per oggetto
la produzione di energia da fonti rinnovabili.
I finanziamenti regionali
I finanziamenti regionali stanziati in attuazione dei Programmi Operativi Regionali (POR) per la competitività regionale e finanziati con il Fondo Europeo
di Sviluppo Regionale (FESR), inserendosi nel quadro normativo dei finanziamenti indiretti europei, sono erogati dalla Commissione europea non direttamente
ai beneficiari ma alle istituzioni nazionali e regionali degli Stati membri a cui è affidata la gestione e che fungono da intermediari, con il compito
di ridistribuire i finanziamenti ricevuti sul loro territorio ai beneficiari, di volta in volta selezionati. In particolare, l’utilizzo ed il controllo sono gestiti dalle
autorità nazionali e regionali attraverso i programmi operativi nazionali e regionali, documenti pubblici che descrivono gli assi prioritari finanziati per ciascun
obiettivo e ciascun fondo di finanziamento. La finalità di tali incentivi è quella di eliminare il divario tra le Regioni europee e stimolare la coesione economica
e sociale, per garantire il rispetto degli obiettivi fissati a livello sovranazionale.
Tali programmi, approvati al fine di supportare specifiche iniziative economiche aventi per oggetto le infrastrutture generali, l’innovazione e gli investimenti,
si sostanziano in contributi a fondo perduto alle imprese che risultano essere attive economicamente, in regola con gli obblighi di natura fiscale - economica
e la cui sede o un’unità locale è iscritta presso il registro delle imprese della Regione di riferimento.
Molti, tra gli ultimi programmi operativi, si pongono tra gli obiettivi quello di incentivare la produzione di energia termica pulita. Oltre all’ampio “pacchetto”
previsto dalla Regione Lombardia (vedasi paragrafo 14) il POR della Regione Lazio (approvato dalla Commissione europea con decisione C (2007) 4584
del 2 ottobre 2007) prevede tra gli interventi ammissibili gli impianti di produzione di energia alimentati a biomassa, a biogas o a biocarburanti e sistemi
ad essi correlati; il Programma della Regione Piemonte (approvato dalla Commissione europea con decisione C (2007) 3809 del 2 agosto 2007) promuove
la produzione energetica da fonti rinnovabili e lo sviluppo dell’efficienza energetica e attraverso l’attività II.1.2 “Beni strumentali per l’energia rinnovabile
e l’efficienza energetica” sono finanziati gli investimenti in piccole e medie imprese produttrici di beni strumentali per l’ottenimento di energia da fonti
rinnovabili e per l’efficienza energetica. In particolare, vengono supportati l’insediamento e lo sviluppo di attività produttive e di servizio che rafforzino o
integrino le filiere produttive relative alle tecnologie per l’utilizzo delle fonti rinnovabili (solare termico e fotovoltaico, idroelettrico, biomasse, geotermia a
bassa temperatura, eolico).
Aspetti problematici e possibili prospettive
La ricognizione sullo stato dell’arte del trattamento tributario e del sistema di agevolazioni fiscali (e, seppur per cenni, degli altri incentivi anche sotto forma
di misure finanziarie) indirizzate alla produzione di energia da fonti rinnovabili, in particolare biogas, mostra un sistema articolato di norme tra le quali
l’operatore non si muove certo con disinvoltura.
32

Una legislazione tutta da sviluppare: ridisegnare il quadro delle agevolazioni fiscali
Ciò che emerge in primis è che rispetto alla produzione di energia elettrica, il comparto della produzione di calore risulta meno favorito, anche perché – è
evidente – trattasi di un settore meno sviluppato che pone diversi interrogativi sulle modalità di implementazione e sui costi connessi.
Nell’ottica di una crescita delle imprese attive nella produzione di biogas ai fini dell’immissione in rete del biometano, sarebbe opportuno prevedere incentivi
specifici per la produzione, in considerazione della rilevanza dei costi per l’acquisizione di tecnologie che consentono la purificazione del biogas al fine
dell’immissione in rete.
Oltre alle agevolazioni tipiche, come il credito d’imposta, forme di detassazione degli investimenti appaiono particolarmente coerenti con le esigenze di
riduzioni dei costi che presidiano, quanto meno, la fase di start up dell’impianto di produzione del biometano.
Sicchè misure come la recente Tremonti-ter, che consiste in una deduzione dal reddito di impresa pari al 50 per cento del valore degli investimenti in nuovi
macchinari e in nuove apparecchiature (nella previsione normativa si tratta di macchinari e attrezzature compresi nella divisione 28 della Tabella ATECO
2007), contribuirebbero a rendere meno oneroso l’avvio di attività o di conversione degli impianti per orientare l’impresa alla produzione di biometano.
Sul fronte della fiscalità locale, l’avvio del federalismo come disegnato dalla Legge 5 maggio 2009, n. 42 potrebbe rappresentare una nuova opportunità
d’azione ai livelli di governo regionale e locale, un’occasione soprattutto per le Regioni per favorire insediamenti di impianti di biometano, attraverso la leva
delle agevolazioni (riduzioni d’aliquota, deduzioni, detrazioni, esenzioni). Quella ambientale, infatti, si candida a diventare una delle aree di elezione per lo
sviluppo della fiscalità “propria” degli enti territoriali, anche declinata come fiscalità di vantaggio.
Sicchè misure come la recente Tremonti-ter, che consiste in una deduzione dal reddito di impresa pari al 50 per cento del valore degli investimenti in nuovi
macchinari e in nuove apparecchiature (nella previsione normativa si tratta di macchinari e attrezzature compresi nella divisione 28 della Tabella ATECO
2007), contribuirebbero a rendere meno oneroso l’avvio di attività o di conversione degli impianti per orientare l’impresa alla produzione di biometano.
Sul fronte della fiscalità locale, l’avvio del federalismo come disegnato dalla Legge 5 maggio 2009, n. 42 potrebbe rappresentare una nuova opportunità
d’azione ai livelli di governo regionale e locale, un’occasione soprattutto per le Regioni per favorire insediamenti di impianti di biometano, attraverso la leva
delle agevolazioni (riduzioni d’aliquota, deduzioni, detrazioni, esenzioni). Quella ambientale, infatti, si candida a diventare una delle aree di elezione per lo
sviluppo della fiscalità “propria” degli enti territoriali, anche declinata come fiscalità di vantaggio.
Rafforzare gli incentivi finanziari
È evidente che, accanto a strumenti di natura tributaria, non potranno venire meno gli incentivi di natura finanziaria al fine di consentire il reperimento di
risorse e l’accesso al credito per le imprese interessate ad operare nel settore che qui ci impegna: in questa ottica, a livello sub statale, le Regioni potrebbero
approntare accordi con istituti finanziari che dedichino risorse alla costruzione di impianti.
Così, per favorire gli investimenti in impianti di produzione di biometano al fine della sua successiva immissione in rete, non appare idea peregrina quella di
riconoscere anche per tale risorsa il sistema di certificati verdi già riconosciuti per l’energia elettrica.
33

I contributi previsti dalla Regione Lombardia
Il POR Competitività della Regione Lombardia (approvato dalla Commissione Europea con decisione C (2007) 3784 del 1 agosto 2007) prevede interventi
nell’ottica della promozione e sostegno dell’uso sostenibile delle risorse e potenziare le sinergie tra tutela dell’ambiente e crescita.
È d’uopo evidenziare che la Lombardia può contare numerosi casi di best practices per quanto concerne il risparmio ed efficientamento energetico. Così
le azioni del POR 2007-2013, partono dalle sperimentazioni di successo e ne ottimizzano l’applicazione (come nel caso del teleriscaldamento). Rilevante
interesse riveste altresì l’applicazione di tecnologie ad alta efficienza energetica, nel settore delle fonti rinnovabili e le azioni del POR supportano l’adozione
sistematica di tali interventi su tutto il territorio regionale, lo sviluppo di nuovi strumenti in grado di facilitare e diffondere l’utilizzo di pratiche di progettazione
e gestione energetica efficiente e prioritariamente, tra le linee di intervento, vi è quella diffondere gli impianti che, grazie all’utilizzazione delle biomasse,
permettano di raggiungere produzioni crescenti da fonti rinnovabili. Vale la pena segnalare che misure a sostegno delle iniziative di produzione di energia da
fonti rinnovabili, seppur di minore entità, sono contenute anche in piani di sostegno specifici (una interessante iniziativa dagli esiti incerti è quella del Fondo
Kyoto ) e nei Programmi di sviluppo rurale, questi ultimi previsti dalle Regioni, che intendono agevolare le imprese agricole ubicate nelle zone rurali per sostenere
le iniziative volte al miglioramento della qualità della vita nelle zone svantaggiate della regione, alla valorizzazione dell'habitat naturale ed ambientale e
alla produzione delle fonti energetiche rinnovabili. In particolare il Programma di sviluppo rurale della Regione Lombardia, nella Misura 311 “Diversificazione
verso attività non agricole – sottomisura: produzione di energia rinnovabile”, si pone l’obiettivo di promuovere l’innovazione di processo e di prodotto e
la diversificazione produttiva delle aziende agricole verso finalità energetiche. Sono ammissibili gli interventi per la realizzazione di impianti per la produzione
di energia rinnovabile fino ad 1 MW, incluso l’acquisto di attrezzature, servizi e macchine funzionali alle gestione di impianti per la produzione di energia a
favore di utenze locali, quali inter alia, gli impianti per la produzione e l’utilizzo di biogas. Gli impianti di produzione energetica devono essere dimensionati in
modo da assicurare che, nell’arco dell’anno solare, l’energia prodotta sia in prevalenza ceduta rispetto all’autoconsumo del richiedente. La biomassa utilizzata
per il funzionamento degli impianti deve provenire in prevalenza da aziende agricole. L’aiuto può essere erogato come contributo in conto capitale (solo per
talune categorie di richiedenti) o in conto interessi sui finanziamenti.
Considerazioni
L’obiettivo di una destinazione diversa da quella prevalente a livello nazionale e regionale del gas prodotto da fonti energetiche rinnovabili, e cioè quello della
immissione nella rete di distribuzione locale del gas richiede alcuni adeguamenti normativi e regolatori.
I riferimenti comunitari riguardo l’immissione di biometano in rete
In effetti finora la destinazione prevalente è stata quella di utilizzare il biogas per la produzione di calore e di elettricità e, talvolta, come biocarburante. È questo
in sostanza il quadro che la stessa direttiva comunitaria 28 del 2009 ci presenta correlando la produzione di energia da materiale agricolo con la possibilità
di incrementare lo sviluppo di alcune zone rurali: “l’utilizzo di materiale agricolo come concimi, deiezioni liquide nonché altri rifiuti animali e organici per
la produzione di biogas offre, grazie all’elevato potenziale di riduzione nelle emissioni di gas a effetto serra, notevoli vantaggi ambientali sia nella produzione
di calore e di elettricità sia nell’utilizzo come biocarburanti. A motivo del carattere decentralizzato e della struttura d’investimento regionale, gli impianti di
biogas possono contribuire in misura notevole allo sviluppo sostenibile delle zone rurali, offrendo agli agricoltori nuove possibilità di reddito” (Cons. 12).
Peraltro, sempre la stessa direttiva , considera di grande rilievo la produzione di carburanti per autotrazione da fonti rinnovabili e ritiene opportuno fissare per
tutti gli Stati membri un obiettivo del 10 % per la quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti, per assicurare l’uniformità delle specifiche applicabili ai
carburanti per autotrazione e la loro disponibilità. Data la facilità degli scambi dei carburanti per autotrazione, gli Stati membri che non dispongono di risorse
sufficienti potranno facilmente ottenere biocarburanti altrove (v. cons. 16).
21 Con ben due anni di ritardo sui tempi previsti, dopo che la Legge Finanziaria 2007 aveva istituito presso la Cassa depositi e prestiti il c.d. “Fondo Kyoto”, è intervenuto
il Ministro dell’Ambiente e della tutela del territorio e del mare, di concerto con il Ministro dello Sviluppo economico - con il decreto 25 novembre 2008 - a disciplinare le
modalità relative all’erogazione di finanziamenti a tasso agevolato ai sensi dell’art. 1, commi 1110- 1115, della Legge 27 dicembre 2007, n. 296. Ad oggi non risulta
emanata la circolare applicativa che rende di fatto operativo il fondo.
34

Anche in considerazione di queste premesse generali delineate dalle istituzioni comunitarie può rappresentare un obiettivo senz’altro innovativo quello di
puntare sulla produzione di biogas da immettere nella rete di distribuzione locale del gas. La stessa direttiva 28/2009 fa riferimento al biogas sia come elemento
per la produzione di elettricità sia dal punto di vista di una sua utilizzazione diretta nel sistema di fornitura del gas.
Peraltro già dalla dir 2003/55/CE era stabilito che le norme in materia di accesso si applicano anche al biogas e al gas da biomassa. Il punto di vista è ripreso
anche nella direttiva gas del III pacchetto energia (dir. 2009/73/CE) quando afferma che “le norme stabilite dalla presente direttiva per il gas naturale, compreso
il GNL [norme comuni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale; norme relative all’organizzazione e al funzionamento
del settore del gas naturale, l’accesso al mercato, i criteri e le procedure applicabili in materia di rilascio di autorizzazioni per il trasporto, la distribuzione,
la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale nonché la gestione dei sistemi], si applicano in modo non discriminatorio anche al biogas e al gas derivante dalla
biomassa o ad altri tipi di gas, nella misura in cui i suddetti gas possano essere iniettati nel sistema del gas naturale e trasportati attraverso tale sistema senza
porre problemi di ordine tecnico o di sicurezza. In fase di recepimento da parte degli SM si potrà valutare l’opportunità di inserire disposizioni più mirate a
riguardo del biometano. In sintesi, i vincoli di tipo generale di accesso alla rete di distribuzione sono connessi alla fattibilità tecnico-economica della connessione,
a valutazioni relative alla sicurezza e alla capacità produttiva della fonte.
I riferimenti nazionali riguardo l’immissione di biometano in rete
A livello nazionale le norme di riferimento in materia di accesso al sistema del gas sono contenute nel d.lgs. 164/2000 che prevede che in nessun caso possa
essere rifiutato l’accesso al sistema esistente in caso di gas naturale prodotto in Italia. E non può essere rifiutato neppure quando in mancanza di capacità di
connessione il cliente sostenga il costo delle opere necessarie. Inoltre sono indicate le caratteristiche chimico fisiche del gas per consentire sia la sua interscambiabilità
che l’interoperatività delle reti di trasporto e distribuzione.
Seguendo gli orientamenti europei il Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili si pone l’obiettivo di un utilizzo più efficiente del biogas, attualmente
impiegato quasi sempre per la produzione elettrica in loco anche a causa della piccola dimensione degli impianti. A questo scopo annuncia la necessità
“di integrare la normativa vigente per regolamentare e sostenere economicamente l’immissione di biogas opportunamente trattato nella rete del metano, laddove
tecnicamente possibile, oppure, nei casi di elevate concentrazioni di biogas, sostenere anche la realizzazione di reti di trasporto del biogas alla rete del gas
naturale”. In altri termini il PAN ipotizza l’individuazione di adeguate misure di incentivazione.
I necessari elementi di adeguamento e integrazione
Se consideriamo adesso l’insieme delle attività necessarie alla produzione del biogas e alla sua immissione nella rete locale emergono i seguenti punti di criticità:
• in relazione alla tipologia giuridica dei soggetti che provvedono alla produzione di biogas e alla trasformazione (raffinazione/purificazione) in biometano
e alla proprietà dei relativi impianti (inclusi i costi di installazione dell’impianto e di gestione dello stesso). Da questo punto di vista le ipotesi possono essere
quelle di una separazione proprietaria (in connessione con una diversa natura giuridica delle imprese); oppure della formazione di società miste tra operatori
agricoli e gestori della rete locale;
• il secondo punto riguarda il trasporto, cioè l’infrastruttura di collegamento tra gli impianti e la rete locale di distribuzione esistente. Riguardo a tale infrastruttura
si tratta non solo di provvedere alla sua costruzione e installazione ma anche alla successiva manutenzione.
Questo pone 2 quesiti cruciali: il primo riguarda chi sostiene i costi di installazione e manutenzione. Come detto più volte possono essere previste misure di
incentivazione che mettono a carico del gestore della rete una quota dei costi; il secondo, di conseguenza, la proprietà della infrastruttura di collegamento.
Sempre in relazione alla proprietà degli impianti, in primis dell’infrastruttura necessaria per l’allacciamento alla rete e sulla ripartizione dei costi di manutenzione,
le esperienze maturate in altri paesi europei che hanno sperimentato su più ampia scala la produzione del biometano e la sua commercializzazione e immissione
in rete, insegnano (vedasi il caso della Germania) che una soluzione potrebbe essere una ripartizione dei costi (compresi quelli di allacciamento) tra
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il soggetto immettente, i.e. l’imprenditore produttore del biometano, ed il gestore della rete. Altre soluzioni potrebbero vedere la partecipazione di consorzi
di imprenditori agricoli coinvolti nella fase di trasformazione che collaborano con società di distribuzione (la quale potrebbe essere privata o a partecipazione
pubblica) coinvolta nella fase di allacciamento alla rete. Varianti sul tema potrebbero prevedere l’utilizzo della formula del project financing, tenendo presente
che ciascun modello presenta differenti modalità di realizzazione che conferiscono di volta in volta ai vari progetti caratteristiche particolari sia sotto il profilo
tecnico dell’opera sia sotto l’aspetto della struttura dei finanziamenti;
• il terzo elemento riguarda la tariffa di accesso che non può essere discriminatoria e le necessarie attività connesse come, ad esempio, il controllo della qualità
del gas e di tutte le specifiche tecniche necessarie (v. riferimento Dir 28/2009/CE, art. 16, 10: “Se del caso, gli Stati membri impongono ai gestori del sistema
di trasmissione e del sistema di distribuzione sul loro territorio l’obbligo di pubblicare norme […] comuni per il mercato interno del gas naturale, in particolare
riguardo alle norme di connessione alla rete, comprendenti requisiti in materia di qualità, odorizzazione e pressione del gas. Gli Stati membri impongono
inoltre ai gestori del sistema di trasmissione e del sistema di distribuzione l’obbligo di pubblicare le tariffe per la connessione di fonti rinnovabili di gas sulla
base di criteri trasparenti e non discriminatori”);
• un ulteriore elemento riguarda l’utilizzo e l’applicazione dei codici di rete (in relazione ai problemi di accesso al servizio di distribuzione e ai criteri tecnicoeconomici
per la realizzazione di nuovi allacciamenti e/o potenziamento di quelli esistenti; alle caratteristiche e condizioni previste per il soggetto cessionario);
• ancora, appare necessaria una valutazione della necessità o meno di potenziare/estendere l’infrastruttura di rete del gas per favorire l’integrazione del gas
prodotto da fonti rinnovabili (in particolare con attenzione all’estensione e alla capacità della rete locale) (v. riferimento Dir 28/2009/CE, art. 16, 9: “se del
caso, gli Stati membri valutano la necessità di estendere l’infrastruttura di rete del gas esistente per agevolare l’integrazione del gas prodotto a partire da fonti
energetiche rinnovabili”);
• infine, ma il tema non è secondario, da un punto di vista istituzionale resta da valutare il possibile impatto della riforma della distribuzione locale del gas con
la creazione degli Atem e la eventuale ridefinizione dei rapporti sia in termini economico finanziari che tecnici tra soggetti produttori e gestori delle reti locali.
Dal punto di vista dell’incentivazione si possono ipotizzare alcuni modelli di intervento:
• incentivazione agli impianti attraverso vari strumenti;
• incentivazione alla costruzione e manutenzione delle infrastrutture di collegamento;
• incentivazione per l’acquisizione delle tecnologie necessarie;
• incentivazione delle tariffe di accesso (possibile discriminazione?).
Allo stato attuale appare molto importante intervenire con incentivi specifici specialmente per quanto concerne la produzione del biometano. Infatti le imprese attive
nella produzione di biogas ricevono forme di sostegno solo per la produzione di energia elettrica e il comparto del calore, a fronte di costi rilevanti per l’acquisizione
delle tecnologie necessarie al processo di trattamento del biogas, risulta meno favorito. Un rafforzamento degli incentivi di natura finanziaria può derivare da:
• accordi delle Regioni con istituti finanziari per facilitare il reperimento delle risorse necessarie alla costruzione degli impianti;
• riconoscimento anche per il biometano del sistema dei certificati verdi già riconosciuti per l’energia elettrica;
Infine nuove possibilità sul fronte della fiscalità locale potrebbero delinearsi con l’approvazione dei provvedimenti diretti a realizzare il c.d. federalismo fiscale.
Il “settore ambientale” si candida infatti a diventare una delle aree di elezione per lo sviluppo della fiscalità “propria” degli enti territoriali.
Dal punto di vista dell’incentivazione si possono ipotizzare alcuni modelli di intervento:
• incentivazione agli impianti attraverso vari strumenti;
• incentivazione alla costruzione e manutenzione delle infrastrutture di collegamento;
• incentivazione per l’acquisizione delle tecnologie necessarie;
• incentivazione delle tariffe di accesso (possibile discriminazione?).
Allo stato attuale appare molto importante intervenire con incentivi specifici specialmente per quanto concerne la produzione del biometano. Infatti le imprese
attive nella produzione di biogas ricevono forme di sostegno solo per la produzione di energia elettrica e il comparto del calore, a fronte di costi rilevanti
per l’acquisizione delle tecnologie necessarie al processo di trattamento del biogas, risulta meno favorito.
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Un rafforzamento degli incentivi di natura finanziaria può derivare da:
• accordi delle Regioni con istituti finanziari per facilitare il reperimento delle risorse necessarie alla costruzione degli impianti;
• riconoscimento anche per il biometano del sistema dei certificati verdi già riconosciuti per l’energia elettrica;
Infine nuove possibilità sul fronte della fiscalità locale potrebbero delinearsi con l’approvazione dei provvedimenti diretti a realizzare il c.d. federalismo fiscale.
Il “settore ambientale” si candida infatti a diventare una delle aree di elezione per lo sviluppo della fiscalità “propria” degli enti territoriali.
Le novita’ per il biometano nella proposta di d. Lgs. Attuativo della direttiva 2009/28/ce sulle rinnovabili
Successivamente alla chiusura del progetto, è stato presentato lo schema di decreto legislativo di attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione
dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Nell’ottica del nostro lavoro, il decreto presenta un notevole interesse, da un lato, perché introduce, diversamente
da quanto avviene per altre fonti, disposizioni relative al biometano, dall’altro perché cerca di affrontare alcuni dei punti problematici già evidenziati nei
paragrafi precedenti. Nello specifico vengono introdotte:
- Disposizioni per la promozione dell’utilizzo del biometano (art.6).
Per favorire l’utilizzo del biometano, in particolare nel settore dei trasporti, si stabilisce che le Regioni possano prevedere specifiche semplificazioni relative al
procedimento autorizzatorio dei nuovi impianti e di adeguamento di quelli esistenti ai fini della distribuzione del metano. Inoltre gli impianti di distribuzione
di metano e le condotte di allacciamento sono qualificate come opere di pubblica utilità con carattere di indifferibilità ed urgenza (c.2).
- Disposizioni per il collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale (art.18), peraltro valutato non del tutto positivamente
nella segnalazione dell’Aeeg al parlamento e al governo sullo schema di decreto (PAS 1/11 del 14 gennaio 2011).
Alla Aeeg è demandata l’emanazione, entro 3 mesi dall’entrata in vigore del decreto, di specifiche direttive relative alle condizioni tecniche ed economiche per
l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale.
Tali direttive sono finalizzate a disciplinare:
a) caratteristiche chimico-fisiche minime del biometano al fine della sua immissione in rete (qualità, odorizzazione, pressione, ecc.)
b) obbligo di allacciamento prioritario alla rete degli impianti di produzione di biometano e ritiro integrale della quantità che il produttore intende
immettere in rete
c) pubblicazione da parte dei gestori di rete degli standard tecnici necessari per il collegamento alla rete
d) procedure, tempi e criteri per la determinazione dei costi di allacciamento
e) termini perentori per le attività a carico dei gestori di rete e relative sanzioni e/o procedure sostitutive in caso di inerzia
f ) situazioni nelle quali il soggetto che richiede l’allacciamento può realizzare in proprio gli impianti necessari
g) pubblicazione da parte dei gestori di rete delle condizioni tecniche ed economiche per eventuali opere di adeguamento delle reti per l’allacciamento
di nuovi impianti
h) procedure di risoluzione delle controversie fra produttori e gestori “arbitrate” dall’Aeeg che assume decisioni vincolanti per le parti
i) misure necessarie a impedire che l’imposizione tariffaria a carico del soggetto che immette in rete biometano penalizzi lo sviluppo degli impianti
- Disposizioni per l’incentivazione del biometano immesso nella rete del gas naturale (art.19).
Il biometano immesso in rete, su richiesta del produttore, può essere incentivato con 3 diverse modalità:
• rilascio di incentivi per la produzione di energia elettrica da rinnovabili in caso sia immesso in rete ed utilizzato in impianti di cogenerazione ad alto rendimento;
• rilascio di certificati di immissione in consumo se il biometano è immesso in rete ed utilizzato per i trasporti (la maggiorazione dei certificati di immissione
in consumo è prevista per il biometano prodotto dai rifiuti e sottoprodotti)
• previsione di uno specifico incentivo di durata e valore definiti con un decreto del Ministero dello sviluppo economico (MSE) di concerto con quello
dell’ambiente (MATTM) e delle politiche agricole (MPA) da emanare entro 120 giorni dall’entrata in vigore del d. lgs. attuativo della direttiva 2009/28/CE.
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L’utilizzo delle biomasse a fini energetici
Il biogas prodotto da digestione anaerobica di materiale organico contiene essenzialmente metano (CH4) ed anidride carbonica (CO 2 ), con i costituenti
minori di importanza per l’utilizzo energetico rappresentati da acido solfidrico (H 2 S), ammoniaca (NH 3 ), azoto (N 2 ), monossido di carbonio (CO), idrogeno
(H 2 ) ed ossigeno (O 2 ). La Tabella 3.1 ne sintetizza le caratteristiche indicative, in termini di composizione e dei principali parametri di interesse, in confronto
con quelle analoghe del biogas da discariche di rifiuti e del gas naturale e con quelle richieste dalle specifiche per la rete nazionale di distribuzione.
Parametri
Biogas da
discarica
Biogas da
digestione
anaerobica
Gas naturale
del Mare del
Nord
Specifiche
gas naturale
rete Snam
3 Potere calorifico inferiore (MJ/m ) n
16 23 40 35 - 45,3
3 Densità (MJ/m ) n
1,3 1,2 0,84 0,56 - 0,8
3 Indice di Wobbe superiore (MJ/m ) n
18 27 55 49,9 - 55,2
Metano (% vol) 45 (35-65) 63 (53-70) 87 -
Idrogeno (% vol) 0-3 - - -
Anidride carbonica (% vol) 40 (15-50) 47 (30-47) 1,2 ≤ 3
Azoto (% vol) 15 (5-40) 0,2 0,3 -
Ossigeno (% vol) 1 (0-5) 0 0 ≤ 0,6
Idrogeno solforato (ppm) 80
CO (% vol) 2 ≤ 6 < 2 < 6 < 5 (CO + 2
O + N ) 2 2
≤ 2
Ossigeno (% vol) ≤ 3 < 0,01

Le caratteristiche del biogas grezzo sono tali da richiedere interventi depurativi finalizzati ad innalzarne il livello qualitativo per ottenere il cosiddetto
biometano. In particolare, i trattamenti devono coinvolgere tanto la rimozione di componenti indesiderate quali H S e composti solforati, ammoniaca, mi-
2
croinquinanti, particolato solido ed umidità, che il miglioramento delle caratteristiche termiche del combustibile (PCS, PCI, Indice di Wobbe) attraverso
tecniche di raffinazione del gas, sostanzialmente indirizzate all’incremento del tenore di metano ottenibile tramite la rimozione della CO . 2
In termini del tutto generali, i trattamenti richiesti risultano così sintetizzabili:
• rimozione H S: necessaria per evitare corrosioni e accumuli nelle condotte e nei sistemi di utilizzo del biometano, oltre che possibilità di formazione di
2
sottoprodotti corrosivi in fase di combustione, con conseguenti problemi legati alle condense acide nei sistemi di convogliamento dei gas di scarico. In Tabella
3.3 sono riassunte le concentrazioni limite di H S nel biometano per l’immissione nella rete del gas naturale indicate in alcune legislazioni nazionali.
2
• rimozione umidità: finalizzata ad evitare problemi legati alla formazione di soluzioni acide corrosive nonché di condense in rete e nei sistemi di pressurizzazione/depressurizzazione.
In Tabella 3.4 sono riassunti i contenuti massimi di umidità nel biometano indicati da diverse legislazioni nazionali per
l’immissione nella rete del gas naturale;
40
Paese Concentrazione limite di H 2 S
ammessa
Svizzera 3.6 ppm H S 2
Francia 100 mg/m3 n zolfo totale
Germania 30 mg/m3 n zolfo totale
Svezia 23 mg/m3 n zolfo totale
British Columbia 4.3 ppm H S 2
Tabella 3.3 : Concentrazioni limite di H2S nel biometano da immettere nella rete del gas naturale (5)
Paese Concentrazione limite di umidità
ammessa
Svizzera 60% umidità
Francia -5°C dew point
Germania Dew point below
ambient temperature
Svezia Dew point = Tamb-5°C,
max 32 mg/ m 3 n
British Columbia 65 mg/ m 3 n
Tabella 3.4 : Concentrazioni limite di umidità nel biometano da immettere nella rete del gas naturale (5)

• rimozione polveri: necessaria per evitare problemi operativi dovuti alla presenza di particelle solide nelle unità di trattamento e nei sistemi di convogliamento
ed utilizzo del gas;
• rimozione NH 3 : prodotta dalla demolizione delle proteine, nei processi di degradazione anaerobica di biomasse agricole le sue presenze sono normalmente
tali da non richiedere trattamenti specifici di rimozione (4). L’ammoniaca può in ogni caso essere rimossa indirettamente durante i processi di trattamento
applicati per la depurazione del gas da altre componenti;
• rimozione CO 2 : necessaria per migliorare le proprietà termiche del gas, costituisce l’esigenza principale per raggiungere qualità compatibili con quelle del gas
naturale. In Tabella 3.5 sono riassunti i contenuti limite di anidride carbonica ammessi nel biometano da diverse legislazioni nazionali per l’immissione in rete.
Paese Concentrazione limite di CO 2
ammessa
Svizzera 6%
Francia 2%
Germania 6%
Svezia 5% (CO +O +N )
2 2 2
British Columbia 2%
Tabella 3.5 : Concentrazioni limite di CO2 nel biometano da immettere nella rete del gas naturale (5)
• controllo inquinanti in traccia: le presenze di microinquinanti, in particolare di matrice organica quali idrocarburi alogenati e silossani, è un problema tipico
del biogas da discarica e del biogas ottenuto da digestione di taluni fanghi di depurazione delle acque di rifiuto. Nel caso delle biomasse di origine agricola e
zootecnica, non si segnalano generalmente situazioni di contaminazione tali da richiedere trattamenti specifici (5).
• odorizzazione: così come per il gas naturale, per motivi di sicurezza anche il biometano deve essere sottoposto ad interventi di odorizzazione prima
dell’immissione in rete, ottenibili attraverso analoghi processi di additivazione di composti odorigeni, quali i THT (tetraidrotiofene).
I singoli processi sono integrati in linee multistadio di depurazione e raffinazione del biogas grezzo che, secondo le configurazioni di processo adottabili e la
qualità del biometano richiesta all’utilizzo finale, possono essere più o meno articolate. Le alternative disponibili sono descritte nei capitoli seguenti, disaggregate
in termini dei trattamenti di depurazione, intesi come interventi indirizzati alla rimozione delle componenti dannose ai macchinari ed alle tecnologie di
utilizzo finale, e di quelli di raffinazione (“upgrading” nella terminologia tecnica anglosassone), dedicati essenzialmente alla riduzione della CO per innalzare
2
le caratteristiche termiche sino ai livelli qualitativi compatibili con quelli richiesti per l’immissione in rete.
41

Trattamenti di depurazione
Rimozione dell’H 2 S
Derivante dalla degradazione delle proteine, l’idrogeno solforato costituisce uno delle componenti in traccia del gas prodotto dalla digestione anaerobica della
sostanza organica. La sua elevata corrosività ne rende necessario un adeguato controllo, finalizzato a preservare l’integrità delle linee di trasporto e depurazione
e delle utenze termiche di utilizzo finale, nelle quali la combustione può produrre miscele gassose acide potenzialmente dannose per i materiali. La sua
rimozione è generalmente ottenuta combinando interventi che ne riducono la formazione direttamente nel reattore anaerobico e trattamenti di depurazione
del gas grezzo prodotto dal processo.
Interventi diretti in fase di digestione
Le alternative disponibili sono di tipo biologico e chimico-fisico. Nel primo caso, si sfruttano le capacità di taluni micro-organismi autotrofi (principalmente
della famiglia dei thiobacilli) di ossidare i solfuri a zolfo elementare e solfati secondo le seguenti reazioni:
42
2 H S + O → 2 S + 2 H O
2 2 2
H S + 2 O → H SO 2 2 2 4
I ceppi batterici coinvolti, normalmente presenti nel digestato, richiedono ossigeno libero per poter condurre la conversione. Il processo può pertanto essere
attivato direttamente nel reattore anaerobico, immettendo aria in condizioni controllate tramite il flusso di ricircolo del biogas: interventi di questo tipo,
condotti con percentuali di aria comprese tra 2-3%, consentono di ottenere livelli di rimozione dei solfuri fino al 95% con concentrazioni residue di circa 50
ppm come H S (6). Il controllo dell’aria immessa richiede particolare attenzione per esigenze processistiche e di sicurezza, ad evitare la formazione di miscele
2
esplosive all’interno del reattore. In talune soluzioni costruttive, l’attività biologica viene ulteriormente favorita installando supporti artificiali (reti metalliche)
sotto la copertura dei digestori, che fungono da superfici di attecchimento per la biomassa aerobica.
I processi chimico-fisici si basano sulla precipitazione dell’H S come solfuro insolubile, normalmente ottenuta tramite il dosaggio di cloruro ferrico. Tale
2
metodo, che consente di ottenere concentrazioni residue di H S nel biogas dell’ordine di 150 ppm (6), viene sopratutto applicato come trattamento di sgros-
2
satura nei casi in cui le caratteristiche del materiale organico trattato (alto contenuto di proteine) determinano consistenti presenze di acido solfidrico: di
conseguenza, esso richiede di norma post-trattamenti di affinamento per la rimozione delle concentrazioni residue nel gas prodotto.
Trattamenti separati
Le alternativi disponibili contano sistemi basati sull’assorbimento fisico e chimico, sull’adsorbimento, sulla conversione chimica e sulla biofiltrazione.
Le tecniche di assorbimento fisico consistono in sistemi che separano l’acido solfidrico dal biogas sfruttandone la solubilità in un opportuno liquido, costituito
generalmente da acqua o da soluzioni acquose di reagenti, generalmente glicoli (PEG - PoliEtilenGlicole). Il processo, condotto tramite un lavaggio
in colonna dove si incontrano in contro-corrente il flusso di biogas ed il liquido, permette di raggiungere concentrazioni residue di H S nel biogas trattato
2
dell’ordine di 1 ppm (6). Analoga configurazione, come si vedrà meglio in seguito, può essere adottata per la rimozione della CO , anch’essa particolarmente
2
solubile in acqua e PEG: il sistema viene così di norma utilizzato per la rimozione contestuale di CO e H S, mentre il processo selettivo per la sola rimozione
2 2
dell’acido, seppur tecnicamente possibile, non trova applicazione per questioni di carattere economico.
Nell’assorbimento chimico, la rimozione dell’H S viene incrementata rispetto al processo puramente fisico utilizzando soluzioni alcaline di idrossido di sodio,
2
con formazione di solfuro di sodio insolubile che, intervenendo sull’equilibrio della reazione di dissoluzione dell’H S in fase acquosa, ne favorisce la separaz-
2
ione dal gas. Il processo permette così di ridurre la quantità di liquido necessaria, con un conseguente contenimento dei volumi dei reattori a discapito, però,
del consumo di reagente e della necessità di smaltimento della soluzione esausta contenente solfuro di sodio, non suscettibile di interventi di rigenerazione.
Le tecnologie di adsorbimento utilizzano carboni attivi impregnati con additivi (ioduro o permanganato di potassio, ossidi di zinco) che agiscono da catalizza-

tori della reazione di ossidazione dell’acido solfidrico in zolfo elementare. Nel caso dell’applicazione di carboni additivati con ioduro di potassio, la rimozione
è così schematizzabile:
O2 + 6KI + 2H 2 O D 4KOH + 2 [I 2 ∙KI]
2 [I 2 ∙KI] + 2H 2 S + 4KOH D 1/4S 8 + 2H 2 O + 6KI
Le condizioni ottimali del processo, che prevede l’aggiunta di ossigeno (aria) al biogas prima dell’alimentazione nel letto di adsorbente, richiedono pressioni
di 7-8 bar e temperature di 50-70°C. (6). Una volta saturato dallo zolfo il carbone può essere rigenerato tramite esposizione ad aria; spesso però si utilizzano
letti di carbone a perdere che vengono sostituiti quando saturi. Il processo è di larga diffusione nelle linee di purificazione del biogas (lavaggio chimico e fisico
con PEG, PSA, trattamento criogenico) che richiedono un pre-trattamento di rimozione dell’H S. Nei sistemi di conversione chimica, il trattamento utilizza
2
materiale di supporto rivestito di ossido di ferro, che rimuove l’H S per formazione di solfuro di ferro. La reazione, debolmente endotermica, richiede tem-
2
perature comprese tra 25-50°C, e può inoltre essere facilmente invertita per ridare FeO attraverso un processo di ossidazione, condotto esponendo il materiale
ad un flusso d’aria, con conseguenti possibilità di rigenerazione del supporto (4). Pertanto, il sistema è di norma configurato su due letti in parallelo operativi,
alternativamente, in esercizio ed in rigenerazione (3). Il processo presenta efficienze di rimozione superiori al 99% per biogas moderatamente ricchi in H S, 2
mentre per concentrazioni iniziali di H S elevate (superiori a 5000 ppm) garantisce concentrazioni inferiori a 100 ppm nel gas depurato. Tecnologie di questo
2
tipo sono relativamente diffuse e contano con numerosi esempi di applicazioni commerciali alcune delle quali, sviluppate per il settore del biogas da discarica,
sono in grado di rimuovere contestualmente anche i silossani. I trattamenti biologici prevedono applicazioni che, sfruttando gli stessi microrganismi ossidanti
utilizzati negli interventi diretti già descritti, realizzano il processo in unità di biofiltrazione dedicate. Il biofiltro è costituito da un reattore riempito con
supporti in plastica sui quali si sviluppano i micro-organismi sottoforma di pellicola biologica, ed al cui interno transitano in controcorrente il biogas, che
scorre ascendente, ed un flusso di acqua alimentata dall’alto. Una percentuale di aria del 5-10% deve essere miscelata al biogas grezzo per soddisfare le esigenze
della biomassa (4). Sistemi di questo tipo, relativamente diffusi nella processistica per il trattamento di emissioni maleodoranti, contano importanti esempi di
applicazione in alcune linee di raffinazione per la produzione di biometano, con tecnologie integrate per il trattamento simultaneo degli spurghi liquidi dei
processi di assorbimento utilizzati nel sistema per la rimozione della CO (7,8).
2
Rimozione dell’umidità
Il biogas grezzo esce dal reattore anaerobico in condizioni di saturazione, rendendo necessari opportuni trattamenti per la rimozione dell’umidità. Le tecniche
applicabili per l’operazione sono le seguenti:
• raffreddamento: la temperatura del flusso gassoso viene abbassata in uno scambiatore di calore e l’umidità così condensata separata con opportune trappole.
Per migliorare l’efficienza della separazione, il raffreddamento viene talvolta integrato con la compressione del gas prima del suo ingresso nello scambiatore;
• adsorbimento su opportuni agenti disidratanti (gel di silice, ossidi di alluminio). Il biogas attraversa una colonna riempita di materiale adsorbente selettivo
nei confronti del vapor d’acqua, successivamente rigenerabile in loco: in quest’ultimo caso, i sistemi sono configurati con due colonne in parallelo, soggette a
cicli di funzionamento alternativo (esercizio, rigenerazione). Le colonne possono lavorare sia a pressione atmosferica che in pressione, con differenti modalità
di rigenerazione: nel primo caso, essa è condotta con un flusso d’aria in depressione mentre nel secondo si utilizza di norma una parte del gas disidratato,
mantenendo la colonna a pressione atmosferica (4).
• assorbimento in glicole o sali igroscopici, condotto in una colonna riempita con granuli di reagente attraversata dall’alto verso dal gas umido.
Il processo non è rigenerativo (4).
Rimozione del particolato
Il biogas grezzo può contenere polveri trascinate dal flusso nonchè, occasionalmente, anche goccioline di olio motore proveniente dai compressori. Il materiale
può essere separato con relativa facilità tramite tecniche di filtrazione meccanica (trappole, filtri di varia tipologia).
43

Trattamenti di raffinazione del biogas
Indirizzati sostanzialmente alla rimozione della CO , i sistemi di raffinazione dispongono di alternative tecnologiche basate sui seguenti processi:
• assorbimento fisico (con acqua o con soluzioni organiche);
• assorbimento chimico con soluzione amminica;
• adsorbimento con processo PSA;
• separazione con membrane;
• trattamenti criogenici.
Allo stato attuale, gli impianti di assorbimento ed adsorbimento costituiscono le soluzioni più collaudate ed, in quanto tali, di maggior diffusione nella pratica
commerciale, mentre le membrane ed i processi criogenici rappresentano alternative di particolare interesse ma con esperienze che si limitano alla loro valutazione
alla scala sperimentale in impianti pilota.
Assorbimento fisico con acqua
Il processo ottiene la separazione contestuale di CO e H S dal flusso gassoso sfruttando la maggiore solubilità in acqua di tali composti rispetto a quella
2 2
del CH . Lo schema del processo (Figura 3.1 e Figura 3.2) prevede la compressione del biogas grezzo (7-10 bar) e l’alimentazione al fondo di una colonna
4
alimentata in testa con acqua, riempita con materiali di supporto per aumentare la superficie di contatto gas/liquido e migliorare lo scambio tra le fasi. Il gas,
che transita in controcorrente all’interno della colonna stessa, si impoverisce progressivamente delle componenti solubili, trasferite nella fase liquida, con le
concentrazioni di CO e H S che diminuiscono lungo il percorso di risalita e, contestualmente, aumentano quelle di metano. I flussi uscenti dalla torre sono
2 2
così costituiti, rispettivamente, dal biogas arricchito in metano e saturo di umidità e dalla soluzione acquosa esausta, contenente i gas assorbiti. Per raggiungere
le caratteristiche chimico-fisiche richieste dai successivi utilizzi, il gas va sottoposto ad un trattamento finale di disidratazione ed eventuale rimozione di tracce
residue di H S, ottenibili con i sistemi ausiliari già illustrati in precedenza. Gli spurghi liquidi dalla colonna, oltre alla CO ed all’H S rimossi, contengono
2 2 2
tracce di metano solubilizzato: al fine di contenerne le perdite di processo, essi vengono alimentati in una colonna flash nella quale, con un rapido abbassamento
della pressione (2 bar), si favorisce lo strippaggio dei gas disciolti, con il flusso prodotto che viene ricircolato in ingresso alla colonna di lavaggio.
Con tali tecniche si riescono a contenere le perdite di metano sull’intera linea nell’ordine del 2%.
Il sistema conta con due distinte configurazioni impiantistiche commerciali, la cui sostanziale differenza risiede nella presenza o meno della rigenerazione
degli spurghi liquidi:
Impianti senza ricircolo d’acqua: senza unità di rigenerazione (Figura 3.1), richiedono un flusso continuo di acqua pulita, con la soluzione di lavaggio in
uscita dalla colonna flash, che, ancora contaminata da presenze di CO ed H S, deve essere inviata a smaltimento controllato. Configurazioni di questo tipo,
2 2
più semplici e con minori consumi di energia rispetto a quelle con rigenerazione, sono adottate principalmente negli impianti di depurazione delle acque
reflue, in cui si tratta biogas generato dalla digestione anaerobica dei fanghi e dove sono disponibili flussi continui di acqua per alimentare la torre di lavaggio
e capacità di trattamento degli spurghi liquidi.
44

Figura 3.1: Schema generale di impianto del processo di assorbimento con acqua senza ricircolo (5)
45

Impianti con ricircolo d’acqua (Figura 3.2): per limitare i consumi di acqua, lo spurgo liquido in uscita dalla colonna flash viene rigenerato in un’unità di deassorbimento,
realizzato in colonna tramite la riduzione della pressione ed uno strippaggio con aria. L’acqua in uscita viene alimentata alla torre di lavaggio, con
il flusso gassoso soggetto ad un trattamento finale di rimozione dell’H S (adsorbimento, biofiltrazione) prima del rilascio in atmosfera.
2
46
Figura 3.2: Schema generale di impianto del processo di assorbimento con acqua con ricircolo (9)

Nel caso in cui l’acqua da rigenerare presenti concentrazioni elevate di H 2 S, si possono verificare problemi di intasamento della colonna di deassorbimento
per formazione di precipitati di zolfo elementare. Tale eventualità, strettamente legata alle caratteristiche del biogas grezzo, può indirizzare la scelta verso un
sistema senza rigenerazione o, in alternativa, richiedere un pretrattamento di rimozione dell’H S stessa.
2
I sistemi di assorbimento con acqua rappresentano una delle tecniche maggiormente utilizzate e collaudate nel settore, con applicazioni tipiche nel trattamento
di biogas da depurazione di reflui civili. I principali elementi processistici ed operativi che caratterizzano il trattamento sono riassunti in Tabella 3.6.
Tabella 3.6: Caratteristiche distintive dei sistemi di assorbimento con acqua.
Vantaggi Svantaggi
Rimozione contestuale CO , H S, polveri 2 2 Consumi energetici per la compressione del gas
grezzo in ingresso alla colonna di lavaggio
Flessibilità a variazione portate gas grezzo Consumi d’acqua elevati (caso senza rigenerazione)
Assenza di riscaldamento Consumi energetici per rigenerazione
Semplicità operativa Produzione di acque reflue
Nessun utilizzo di reagenti e/o additivi Necessità di trattamento degli effluenti gassosi
Diffuse esperienze applicative alla scala commerciale Problemi di crescita batterica in colonna di assorbimento
47

Assorbimento fisico con solventi organici
L’assorbimento della CO può essere condotto utilizzando un solvente sostitutivo all’acqua, quale e il PoliEtilen-Glicole (PEG), che presenta maggiori capac-
2
ità di dissoluzione nei confronti della CO (Figura 3.3). Grazie a tali caratteristiche, le miscele commerciali disponibili (Solexol e Genosorb) consentono di
2
operare la raffinazione con impianti più compatti. Il sistema (Figura 3.3) prevede la rigenerazione del solvente esausto in uscita dalla colonna, condotta tramite
deassorbimento per strippaggio con aria e riscaldamento a temperature di circa 105°C per l’eliminazione dell’acqua assorbita in colonna, reso necessario
per contenere la perdita di efficienza che la soluzione assorbente subisce a seguito della contestuale dissoluzione dell’umidità presente nel gas.
Il solvente chimico presenta solubilità molto elevata anche nei confronti dell’H S, rendendone pertanto possibile la separazione contestuale a quella della
2
CO : tale alternativa non viene comunque sfruttata per contenere i consumi energetici relativamente consistenti richiesti per rimuovere l’acido solfidrico
2
assorbito nella rigenerazione della soluzione esausta. La configurazione dei sistemi prevede, pertanto, una fase preliminare di rimozione dell’H S dal biogas
2
grezzo, prima dell’alimentazione alla colonna di assorbimento. Sempre con l’obiettivo di facilitare il processo di rigenerazione, i pretrattamenti comprendono
di norma anche una fase di disidratazione del biogas, che consente di ridurre le temperature necessarie al processo di rigenerazione sino a circa 60°C . Esempi
di applicazione alla scala reale hanno evidenziato la sensibilità del sistema a presenze di inquinanti indesiderati nel biogas grezzo (ad esempio acido formico)
in grado di contaminare irreversibilmente la soluzione organica, che deve essere quindi completamente sostituita.
48
Tabella 3.6: Caratteristiche distintive dei sistemi di assorbimento con acqua.

Figura 3.4 : Rappresentazione schematica di un sistema di assorbimento con solvente organico (11)
Alla scala reale il processo, pur basato su tecnologia ampiamente consolidata in molti settori industriali, conta con applicazioni relativamente nella purificazione
del biogas. I principali elementi processistici ed operativi che caratterizzano il trattamento sono riassunti in Tabella 3.7.
Vantaggi Svantaggi
Impianti compatti Necessità pre-trattamenti
Assenza di consumi d’acqua Consumi energetici elevati per rigenerazione
Rigenerazione soluzione solvente Utilizzo sostanze chimiche
Perdite di metano tra 2-4%
Elevate pressioni operative
Tabella 3.7: Caratteristiche distintive dei sistemi di assorbimento fisico con solvente organico.
49

Assorbimento chimico con soluzioni amminiche
L’operazione di assorbimento in colonna può essere condotta utilizzando un reagente chimico in grado di incrementare, rispetto alla dissoluzione puramente
fisica, la rimozione della CO attraverso reazione chimica (assorbimento chimico). I reagenti utilizzati allo scopo sono generalmente costituiti da soluzioni
2
alcaline di ammine, quali: Mono-etanol-ammina (MEA) e dimetil-etanol-ammina (DMEA).
Un esempio di configurazione del processo, generalmente simile a quelle dei sistemi di lavaggio fisico, è riportata in Figura 3.5. Il biogas grezzo e la soluzione
chimica sono alimentati in controcorrente in una colonna di assorbimento, lungo la quale avviene progressivamente la reazione tra CO e MEA o DMEA a
2
bassa pressione e a temperature di circa 40°C. I reagenti sono altamente selettivi nei confronti dell’anidride carbonica permettendo così di raggiungere elevate
concentrazioni di metano (99%) nel biogas prodotto, con perdite dello stesso decisamente contenute (0,1% circa). Il biogas in uscita dalla colonna va usualmente
disidratato prima dell’immissione in rete, mentre il gas grezzo richiede, a monte della colonna, opportuni pretrattamenti per la rimozione dell’idrogeno
solforato e dell’umidità, quest’ultima finalizzata a garantire caratteristiche costanti della soluzione di ammine. La soluzione chimica esausta allo scarico della
colonna viene rigenerata in un processo che utilizza calore e vapore, con conseguenti consumi energetici non trascurabili; il processo di rigenerazione degrada
altresì progressivamente la soluzione, che deve essere sostituita saltuariamente (circa 1 volta all’anno in impianti in esercizio alla scala reale). Un’altra causa di
degradazione del reagente è riconducibile all’ossidazione della soluzione amminica operata da presenze di ossigeno e composti ossidati nel biogas grezzo, con
conseguente formazione di aldeidi volatili e acidi organici ad alto peso molecolare che contaminano la soluzione.
I principali elementi processistici ed operativi che caratterizzano il trattamento sono riassunti in Tabella 3.8.
50
Vantaggi Svantaggi
Impianti compatti Necessità pre-trattamenti del biogas grezzo
Assenza di consumi d’acqua Richieste energetiche per la rigenerazione della soluzione
amminica
Rigenerazione della soluzione assorbente Utilizzo sostanze chimiche
Ottima qualità del biogas ottenuto (CH > 99%)
4
Perdite di metano molto contenute (< 0.1%)
Possibile recupero CO separata
2
Pressioni di esercizio contenute
Tabella 3.8: Caratteristiche distintive dei sistemi di assorbimento chimico con ammine

Figura 3.5: Rappresentazione schematica di un impianto di assorbimento chimico con ammine secondo la tecnologia BCM-Process® (12)
Adsorbimento
Il processo PSA (acronimo anglosassone di “Pressure Swing Adsorpion”) opera la separazione della CO tramite tecniche di adsorbimento in colonna a car-
2
boni attivi (Figura 3.6) condotte ad elevata pressione per favorire il trasferimento delle componenti gassose sulla superficie dei granuli adsorbenti. Raggiunte
le condizioni di saturazione, la colonna viene rigenerata agendo sempre sulla pressione, riducendone i valori a livelli inferiori a quelli atmosferici con opportuni
sistemi di aspirazione che, determinando il rilascio dei composti adsorbiti, ripristinano le capacità operative del carbone. Le esigenze di rigenerazione in
loco fanno sì che i sistemi PSA debbano prevedere più colonne in parallelo (di norma 4 o 6 nelle ultime applicazioni) in modo da garantire la continuità di
trattamento.
51

Figura 3.7: Configurazione impiantistica di un sistema PSA.
52
Figura 3.6: Schematizzazione del principio di adsorbimento di sostanze gassose in una colonna a carboni attivi (10)

Una rappresentazione schematica della configurazione impiantistica generale dei sistemi PSA è riportata in Figura 3.7. Il biogas grezzo viene preventivamente
disidratato, trattato per la rimozione di H S e quindi inviato alla prima colonna di adsorbimento. Durante il passaggio su carboni attivi la CO , O e N sono
2 2 2 2
adsorbiti ed il biogas esce in testa alla colonna arricchito in metano (97% CH ) (Figura 3.6). Quando la colonna è completamente satura viene mandata in
4
rigenerazione ed è by-passata dal biogas in ingresso alimentato alla colonna successiva. La rigenerazione viene operata tramite una riduzione della pressione,
normalmente su più stadi. Nel primo stadio la pressione viene ridotta sino a livelli atmosferici, con produzione di un flusso gassoso relativamente ricco di
metano, reimmesso nel flusso di biogas grezzo in testa all’impianto per recuperare il metano stesso e limitarne le perdite. La pressione in colonna viene quindi
ulteriormente diminuita per raggiungere le condizioni ottimali di desorbimento della CO . Terminata la rigenerazione, la pressione in colonna viene riportata
2
ai valori richiesti dall’adsorbimento prima di poter riprendere l’operatività.
Le linee di adsorbimento contano, da lungo tempo, ampie realizzazioni commerciali nel settore della separazione di gas in svariati processi industriali, ed
hanno recentemente trovato significative applicazioni anche negli impianti di raffinazione del biogas. Accanto al lavaggio con acqua, esse rappresentano il
sistema di maggior diffusione, rispetto al quale presentano alcuni vantaggi in termini dell’elevata qualità del gas prodotto (presenza di impurezze e di umidità)
senza dover ricorrere all’utilizzo di soluzioni liquide o di altre sostanze chimiche: per contro, gli impianti risultano costruttivamente più complessi, con
esigenze operative e di controllo più raffinate.
I principali elementi processistici ed operativi che caratterizzano il trattamento sono riassunti in Tabella 3.9.
Vantaggi Svantaggi
Nessuna richiesta di soluzioni acquose
nè di reagenti chimici
Necessità pre-trattamenti biogas
Tolleranza del sistema a possibili contaminanti
nel biogas grezzo
Complessità dell’impianto, di gestione e manutenzione
Rimozione contestuale di O e N 2 2
Alti costi di investimento
Numerose esperienze applicative Consumi di energia elettrica
Possibile recupero CO separata
2
Biogas in uscita secco
Nessun consumo di calore
Tabella 3.9: Caratteristiche distintive dei sistemi di adsorbimento con tecniche PSA
53

Processi a membrana
Prevalentemente valutati in installazioni alla scala pilota, i sistemi a membrana comprendono due distinte tipologie di processo:
• processo ad alta pressione, in cui la separazione è condotta in fase gassosa da entrambi i lati della membrana;
• processo a bassa pressione, in cui l’allontanamento dei componenti separati che diffondono attraverso la membrana viene condotto per assorbimento in una
soluzione liquida.
I sistemi ad alta pressione utilizzano membrane in acetato di cellulosa in grado di separare piccole molecole semi-polari come CO 2 , H 2 O e H 2 S che, transi-
tando attraverso la membrana, diffondono nel permeato (Figura 3.8). L’efficienza del processo è governata, oltre che dalla permeabilità della membrana, anche
dalla pressione applicata e dalle temperature del flusso da trattare. La separazione è tale per cui anche una frazione di metano transita attraverso la membrana,
nonostante permeabilità molto più ridotte rispetto a quelle degli altri gas, con conseguenti esigenze conflittuali tra la concentrazione di metano nel flusso
depurato e quella persa nel permeato. La separazione ottimale della CO e dell’H S, contestualmente ad un elevata qualità del gas prodotto richiede così la
2 2
realizzazione del processo su più stadi in serie, in configurazioni che prevedono il ricircolo del permeato più ricco di metano o la sua utilizzazione in caldaia
per ridurne le perdite in atmosfera. A titolo di esempio, un sistema tipo che comporta il raggiungimento di concentrazioni di metano nel biogas maggiori del
96% può prevedere l’utilizzo di tre membrane in serie, con livelli di perdite collocati su valori inferiori al 10% e con eventuali esigenze di trattamenti finali di
disidratazione e rimozione dell’H S residuo prima dell’immissione in rete o dell’utilizzo. Il biogas grezzo deve essere, altresì, disidratato e compresso prima
2
dell’alimentazione al modulo membrane, che lavora su pressioni maggiori di 20 bar. Un esempio di configurazione impiantistica di questo tipo è riportato in
figura 3.9, mentre in Tabella 3.5 sono sintetizzate le consuete caratteristiche distintive principali del sistema.
54
Figura 3.8: Principio di funzionamento di una membrana semi-permeabile (14)

Figura 3.9: Rappresentazione schematica di un impianto di depurazione e purificazione del biogas a membrane ad alta pressione (14)
Vantaggi Svantaggi
Nessun consumo d’acqua nè di reagenti chimici Necessità pre-trattamenti biogas
Rimozione contestuale di H S e CO Alti costi di investimento
2 2
Tecnologia semplice e compatta Consumi di energia elettrica
Perdite di metano consistenti (

I sistemi a bassa pressione si basano sull’utilizzo di una membrana microporosa idrofobica i cui lati sono lambiti, rispettivamente, dalla fase gassosa da trattare e
da una soluzione liquida che scorrono in direzioni opposte. Il processo avviene a pressione atmosferica, con i gas che attraversano la membrana che vengono allontanati
per dissoluzione nel liquido. Quest’ultimo è costituito, per la rimozione dell’H2S, da soluzioni di soda o di miscele commerciali brevettate (Coral®),
suscettibili di rigenerazione in loco. Per la CO si adottano soluzioni amminiche, rigenerabili anch’esse per via termica: il flusso ottenuto dalla rigenerazione è
2
particolarmente puro, e può pertanto trovare collocazione in diversi processi industriali. Il processo permette di ottenere concentrazioni di metano nel biogas
superiori al 96% (5). Le sue principali caratteristiche distintive sono riassunte in Tabella 3.11.
Tabella 3.11: Caratteristiche distintive dei sistemi a membrane a bassa pressione
Processi criogenici
Il principio della separazione criogenica è costituito dalla differenza tra le temperature di ebollizione del metano (-160°C a Patm) e della CO (-78°C a Patm):
2
raffreddando il biogas ad elevate pressioni è dunque possibile separare la CO come liquido 2 22 . Il processo prevede la compressione del biogas grezzo ed il suo
successivo raffreddamento tramite passaggio in una serie di scambiatori di calore, seguiti da una fase di espansione finale in turbina, che provocano la condensazione
della CO , che viene separata in fase liquida e può quindi essere avviata all’utilizzo industriale. Dopo la separazione della CO il flusso residuo può
2 2
essere ulteriormente raffreddato, per ottenere anche la condensazione del metano e la sua conseguente produzione come liquido. Il sistema richiede adeguati
pretrattamenti del biogas grezzo per la rimozione di umidità ed idrogeno solforato. La tecnologia è in fase sperimentale e ad oggi è stata applicata in pochi
impianti alla scala pilota: la Tabella 3.12 ne sintetizza le consuete caratteristiche distintive.
56
Vantaggi Svantaggi
CO separata pura (recupero) 2 Necessità pre-trattamenti biogas
Processo a pressione ambiente Consumi di calore per rigenerazione permeati
Tecnologia in fase sperimentale
Tabella 3.12: Caratteristiche distintive dei sistemi di trattamento criogenico.
Vantaggi Svantaggi
Elevate qualità biogas prodotto Necessità pre-trattamenti biogas
Separazione CO liquida e pura (recupero) 2 Consumi energetici elevati
Nessun consumo di acqua o reagenti chimici Complessità processistica
Impianto compatto Elevati costi di investimento
Processo in fase di sperimentazione
22 M. Persson, O. Jonsson, “Biogas upgrading to vehicle fuel standards and grid injection”, IEA Bioenergy Task 37, 2006

Configurazioni impiantistiche
Negli impianti di trattamento del biogas le operazioni di depurazione e quelle di raffinazione non costituiscono di norma fasi distinte, ma sono integrate
all’interno di un’unica linea. A titolo esemplificativo, il capitolo illustra alcune delle configurazioni impiantistiche attualmente applicate a piena scala nel
settore di interesse. La descrizione, che non è da intendersi esaustiva dei sistemi disponibili a livello commerciale, intende fornire alcune indicazioni sulle
principali caratteristiche operative dei processi descritti in precedenza.
Impianti di lavaggio con acqua
Gran parte dei sistemi di questo tipo adottano la soluzione che prevede il ricircolo della soluzione esausta dopo rigenerazione. Nella linea messa a punto dalla
DMT 23 la colonna di lavaggio opera ad alta pressione (9 bar), con la rigenerazione condotta per espansione in una colonna flash e strippaggio in torre con
aria (Figura 3.10). La rimozione dell’H S è condotta in più fasi: depurazione preliminare su carboni attivi del biogas grezzo, rimozione contestuale in col-
2
onna di assorbimento ed affinamento finale a monte dell’immissione in rete su un biofiltro, che tratta contestualmente anche lo spurgo gassoso e la soluzione
rigenerata in uscita dalla colonna di strippaggio del sistema di ricircolo. Il sistema è in grado di garantire produzioni di biometano con tenori di CH superiori
4
al 97% e contenuti di CO inferiori al 2%, con perdite di metano del 2% circa, consumi di elettricità tra 0,4 e 0,5 kWh/m 2 3 di gas prodotto ed un reintegro di
acqua tra 500 e 5000 l/h.
Figura 3.10: Schema della linea DMT TS-PWS (8)
23 H.E.M. Dirkse, “Biogas upgrading using the DMT TS-PWS® Technology”, DMT Environmental Technology
57

Il sistema della Malmberg 24 è costituito da un impianto prefabbricato e da un container diviso in tre camere (Figura 3.11). Il gas grezzo, compresso e raffred-
dato in due stadi, viene trattato in una colonna a riempimento, alimentata con acqua di ricircolo rigenerata tramite espansione in un’unità flash e successivo
strippaggio in apposita torre. Il sistema è caratterizzato da una configurazione estremamente compatta, facilmente installabile e di gestione relativamente semplificata,
ed applicabile per portate di biogas da trattare comprese tra 150 e 2400 mn3 /h. Esso è relativamente diffuso nelle installazioni presenti in Germania e
Svezia, ove si è dimostrato in grado di produrre biometano da digestione di colture dedicate e residui agricoli con tenori di CH del 97%, e di CO dell’1-2%,
4 2
con un corrispondente potere calorifico di circa 11 kWh/mn3 .
Basato su una configurazione sostanzialmente analoga, il sistema sviluppato dalla Flotech (Figura 4.3), relativamente diffuso nella produzione di biometano
per autotrazione, è applicabile per capacità di trattamento comprese tra 80 e 2000 mn3 /h di biogas grezzo. Il processo garantisce il raggiungimento di concentrazioni
in metano nel flusso trattato di circa 99%, con tenori residui di H S inferiori a 0.1 ppm, grazie alla presenza di un processo brevettato di affinamento
2
in grado di rimuovere anche i silossani26 .
Un esempio di applicazione reale di tale tecnologia è l’impianto di Gustrow (Germania) (Figura 3.12). Entrato in funzione nel giugno del 2009 è il più grande
impianto di raffinazione del biogas al mondo, capace di trattare 1000 mn3 /h di biogas grezzo da cui ricava 46 mill. m3 biometano/a. L’impianto, strutturato
su cinque linee parallele, tratta biogas prodotto da digestione anaerobica di 450,000 t/a materiale agricolo proveniente da colture dedicate. Il consumo energetico
dell’impianto è di 0,2 Kw/mn3 biogas, con il biometano prodotto immesso nella rete del gas naturale27 .
24-25 Documentazione tecnica reperibile in www.malmberg.se
26-27 Documentazione tecnica reperibile in www.greenlane.com
58
Figura 3.11: Impianto di produzione biometano di Darmstad (Germania) con tecnologia Malmberg a lavaggio con acqua 25

28 Documentazione tecnica reperibile in www.greenlane.com
29-30 Documentazione tecnica reperibile in www. haase-energietechnik.de
Figura 3.12: Impianto di purificazione del biogas di Gustrow (Germania) con tecnologia Flotech Greenlane® a lavaggio con acqua 28 .
Impianti di lavaggio con solvente organico
Basati generalmente su sistemi rigenerativi che utilizzano solventi organici a base di glicoli, operano il lavaggio con pressioni in colonna di circa 7 bar e
rigenerazione per strippaggio a pressione atmosferica con flusso d’aria riscaldato. Nella tecnologia sviluppata dalla HAASE Energietechnik (Figura 3.13), il
solvente è costituito da una soluzione brevettata di polietilenglicol (Selexol®), in grado di catturare contestualmente anche H S e vapor d’acqua 2 29 .
Il biometano prodotto è caratterizzato da contenuti del 90-98% in CH e concentrazioni residue di H S di 5 mg/cm 4 2 3 , con perdite di metano inferiori all’1-
2%: quest’ultime sono ulteriormente minimizzate dal sistema di conversione termica ossidativa per il trattamento finale degli spurghi gassosi di cui la linea è
dotata, che consente di ridurne pressochè totalmente le emissioni in atmosfera. Il sistema così costituito è applicato in alcuni impianti in Germania, finalizzati
tanto all’immissione in rete che all’utilizzo come combustibile per autotrazione.
Figura 3.13: Impianto di raffinazione di Ronnenberg (Germania) con tecnologia di lavaggio fisico con solvente organico 30
59

Impianti di assorbimento chimico
Come già illustrato, il lavaggio chimico opera normalmente con soluzioni liquide di sostanze amminiche, largamente sperimentate in analoghe applicazioni
dell’industria chimica di processo, con sistemi di tipo rigenerativo, condotto per via termica. Nella linea proposta, ad esempio, dalla Purac (Figura 3.14), il
liquido di lavaggio è una soluzione brevettata di ammine (denominazione commerciale Cooab®), con l’assorbimento condotto a bassa pressione (circa 150
mbar) e la rigenerazione per strippaggio con riscaldamento del solvente esausto: il sistema è dotato di unità per il recupero termico della soluzione rigenerata,
finalizzati a minimizzare i consumi energetici del processo, nonchè di pretrattamento di rimozione dell’H S e di essiccamento finale del gas prodotto a monte
2
dell’immissione in rete. Il biometano ottenuto presenta concentrazioni di CH > 96% e di CO < 0.5%, con perdite di metano sull’intera linea inferiori al
4 2
0.1% e con la CO separata caratterizzata da un grado di purezza tale da renderla disponibile per eventuali usi commerciali 2 31 .
Figura 3.14: Struttura impiantistica di un sistema di purificazione del biogas per assorbimento chimico con ammine - Tecnologia Cirmac: LP-Cooab® 32
.
Un analogo sistema, proposto dalla MT Energie, utilizza una soluzione di DEA (dietanol-ammina) 33 . La linea sviluppata, già riportata in precedenza nella
Figura 3.5, opera l’assorbimento in una colonna a riempimento a circa 40°C e la rigenerazione tramite riscaldamento-desorbimento multistadio, con una
configurazione particolarmente articolata per garantire una ridotta contaminazione del solvente, tramite rimozione preliminare dell’H S con carboni attivi
2
e dell’umidità con essiccamento spinto, ed un efficiente recupero termico. Il sistema permette di raggiungere concentrazioni di metano nel gas prodotto
maggiori del 99%, con corrispondenti perdite sull’intera linea inferiori allo 0,1%, ed è disponibile per potenzialità comprese tra 250 mn³/h e 2000 mn³/h di
biogas grezzo. Esso conta numerose applicazioni in Germania (Figura 3.15), ove la tecnologia di lavaggio con ammine ha subito negli ultimi anni notevoli
ampliamenti nella sua diffusione nel settore del biometano.
31-32 Documentazione tecnica reperibile in www.purac.dk
33-34 MT-Energie, Documentazione tecnica reperibile in www.en.mt-biomethan.com
60

Figura 3.15: Impianto di depurazione/raffinazione del biogas di Einbeck
(100 m3/h di biogas grezzo da digestione di matrici agricole e residui zootecnici) tramite lavaggio con ammine 34
Impianti di adsorbimento con tecniche PSA
Le configurazione proposte si differenziano negli sforzi condotti per velocizzare i cicli di processo, con conseguenti effetti positivi sulle dimensioni e la
complessità dell’impianto. Nel sistema proposto dalla Carbotech, la linea PSA è di tipo tradizionale, con una struttura compatta organizzata su supporti e
composta da 4-6 colonne di assorbimento (Figura 3.16). Il biometano ottenuto ha un contenuto minimo di CH del 97%: le corrispondenti perdite in at-
4
mosfera sono contenute tramite un sistema presente nella linea, messo a punto per sfruttare il flusso gassoso con quantità non trascurabili di CH , prodotto
4
da alcuni stadi del desorbimento, nell’alimentazione della caldaia per il riscaldamento del digestore anaerobico 35 .
In talune linee meno convenzionali, i sistemi sono in grado di ottenere analoghe efficienze di raffinazione operando più rapidamente, grazie a particolari accorgimenti
adottati nella configurazione complessiva. Nel processo sviluppato dalla Quest’Air, ad esempio, tali accorgimenti consistono nell’adozione di una
particolare tipologia di valvole rotanti per regolare l’immissione e l’uscita del flusso gassoso dalle colonne di adsorbimento. Il sistema può essere applicato per
potenzialità comprese tra 20-10000 m3n/h, ottenendo un gas con livelli di metano collocati introno al 96% 36 .
Figura 3.16: Esempio di configurazione impiantistica di un sistema di adsorbimento con tecnica PSA sviluppato dalla Carbotech 37 .
35-37 Documentazione tecnica reperibile in www.carbotech.de
36 S. Mezei, “Upgrading Biogas to Pipeline Quality -Technology Choices, Economics & Operating Experience”, QuestAir Technology, 2008
61

Cenni agli impianti con tecnologia a membrane e di tipo criogenico
Come già accennato, i sistemi a membrana e quelli criogenici contano, allo stato attuale, applicazioni che si limitano a studi condotti alla scala pilota.
Nel primo caso, valutazioni relativamente approfondite sulle prestazioni ottenibili sono disponibili per una struttura sperimentale di potenzialità pari a 180
m3 /h di biogas grezzo, finalizzata alla produzione di biometano per immissione in rete38 . L’impianto (Figura 3.17) è stato costruito nel 2007 in Austria, ad
integrazione di una linea già esistente di produzione ed utilizzo di biogas in sistema CHP, ed è strutturato secondo uno schema di trattamento così configurato
(Figura 3.17):
• rimozione H S in due stadi in serie, tramite sgrossatura biologica in biofiltro e successivo affinamento per adsorbimento in colonna con pellets di ossido di
2
ferro. Il sistema permette un elevato livello di depurazione dell’H S, con concentrazioni finali residue nel biometano inferiori a 1 ppmv;
2
• compressione del biogas e successivo raffreddamento (T

I sistemi criogenici contano con una configurazione sperimentale applicata a due impianti pilota, con qualche installazione a piena scala attualmente in fase
di realizzazione. L’impianto, messo a punto dalla GTS, permette di ottenere biometano particolarmente puro (99% CH ) con perdite dello stesso sull’intera
4
linea minori di 0.5%. Inoltre la CO è separata in forma liquida e con elevato grado di purezza (>99% CO ) risultando così disponibile per utilizzi commer-
2 2
ciali41 . La struttura della linea, organizzata in una configurazione multistadio piuttosto articolata, comprende le fasi seguenti:
• disidratazione e raffreddamento del biogas in un’unità filtrante;
• compressione bi-stadio fino a circa 18-25 bar;
• raffreddamento a T=-25°C per la separazione di eventuali contaminanti organici, dei Siloxani e dell’acqua residua;
• rimozione dell’H S tramite reazione catalitica su apposito filtro con ossidi di ferro;
2
• separazione della CO per liquefazione in due stadi: nel primo, il gas viene raffreddato a temperature tra -50 / -59°C, con conseguente liquefazione del
2
30-40% della CO presente, con la quantità residua separata come solido nel secondo stadio, nel quale come fluido refrigerante può essere utilizzata la CO 2 2
liquefatta. La separazione di CO in fase solida comporta la necessità di un processo discontinuo, che richiede l’utilizzo di due colonne in parallelo, di cui una
2
in esercizio e l’altra in rigenerazione (riscaldamento per la liquefazione della CO separata).
2
I consumi energetici dell’impianto variano nell’intervallo compreso tra 0,18 - 0.25kWh /mn 3 42 .
Considerazioni comparative
Indicatori tecnici
I principali elementi di carattere tecnico ed operativo dei sistemi di depurazione e raffinazione disponibili, adottabili quali indicatori delle prestazioni generali
per definirne il contesto comparativo, sono riportati in Tabella 3.13.
I parametri utilizzati, tanto di natura strettamente quantitativa che qualitativa, sono quelli ritenuti più significativi per sintetizzare i principali aspetti impiantistici
convenzionali (condizioni operative generali, prestazioni, consumi di energia, calore e reagenti) nonchè le implicazioni ambientali, sostanzialmente
tracciabili dalle perdite atmosferiche di metano. Sono altresì considerate talune caratteristiche intrinseche dei processi, quali la possibilità di rigenerazione dei
reagenti, la produzione di flussi gassosi riutilizzabili, la complessità delle linee e la loro diffusione commerciale, utili nel contribuire, insieme agli indicatori
tecnici più convenzionali, alla valutazione complessiva dei sistemi.
41 J. De Pater “Upgrading using cryogenic technology; the GPP®-system-Presentation” ISET 2008 - Documentazione tecnica reperibile in www.gastreatmentservices.com
42 J. De Pater “Upgrading using cryogenic technology; the GPP®-system-Presentation” ISET 2008
63

I consumi di energia elettrica costituiscono uno degli elementi più importanti delle caratteristiche operative dei sistemi. I dati disponibili al riguardo, al netto
delle richieste per l’eventuale compressione del gas per l’immissione in rete, ne indicano valori sostanzialmente allineati per le tecnologie di lavaggio con acqua
(con rigenerazione), PSA e lavaggio fisico con solvente, compresi nell’intervallo 0,25-0,33 kWh/mn3 biogas grezzo44 . Negli impianti di lavaggio, tanto con
acqua che con solvente, i consumi elettrici sono dovuti principalmente alle esigenze delle pompe di circolazione del liquido, delle pompe a bassa pressione, del
sistema di ventilazione per la circolazione dell’aria di strippaggio e del sistema di raffreddamento. Per gli impianti PSA, viceversa, i consumi sono legati alle
esigenze di compressione e di vuoto richiesti alternativamente dalle fasi di esercizio e rigenerazione delle colonne45 .
Rispetto alle tecnologie precedenti, i sistemi di lavaggio chimico presentano consumi elettrici inferiori, compresi nell’intervallo 0,12-0,15 kWh/mn3 biogas
grezzo, come diretta conseguenza dell’esercizio a pressione atmosferica delle colonne: tale riduzione è parzialmente compensata dall’apporto termico necessario
alla rigenerazione del solvente46 .
64
Parametri
Assorbimento
con acqua
Assorbimento
con solventi
organici
Lavaggio
con ammine
CH 4 nel gas prodotto (%) >97 >96 >99 >96
Perdite CH (%) 4 2-3 2-4

Come già in precedenza accennato, tutte le tecnologie di raffinazione del biogas attualmente disponibili comportano inevitabili perdite atmosferiche di
metano. Tale aspetto costituisce un importante parametro, oltre che per la valutazione dell’efficienza e delle prestazioni dei sistemi, anche per le potenziali
ripercussioni sul bilancio ambientale complessivo dell’operazione di produzione del biometano, riconducibili alla riduzione nella compensazione delle emissioni
di gas serra associate al risparmio nell’utilizzo di combustibili fossili. Recenti valutazioni al riguardo mostrano come perdite atmosferiche superiori al 2%
possano già compromettere, oltre che la convenienza economica dell’operazione, anche quella più strettamente ambientale47 .
Le perdite di metano nei sistemi di trattamento sono di due diverse tipologie:
• fughe dirette in atmosfera da apparecchiature della linea, ad esempio da valvole, connessioni e compressori. La manutenzione dell’impianto e un adeguato
controllo dello stesso hanno grande influenza su di esse;
• perdite di metano direttamente attribuibili al processo e, quindi, strettamente correlate alla tipologia dello stesso ed alle corrispondenti possibilità
che offre nell’adottare opportune misure di riduzione. Per i diversi sistemi adottabili, le cause e l’entità delle perdite sono così riassumibili:
- negli impianti di lavaggio fisico e chimico, la solubilità del metano in acqua o nei solventi organici, pur nettamente inferiore a quella della CO , 2
non è mai del tutto nulla (Figura 3.3), con conseguenti fughe essenzialmente dovute alla dissoluzione del metano nel solvente utilizzato ed al
successivo rilascio durante le operazioni di rigenerazione dello stesso. In termini generali, le informazioni reperibili in letteratura e le indicazioni
delle case costruttrici indicano fughe comprese tra 1-3% per gli impianti a lavaggio con acqua, 2-4% per gli impianti a lavaggio fisico con solvente
dedicato e valori inferiori allo 0.1% per il lavaggio chimico. A tale proposito, la pressione di esercizio della fase di lavaggio sviluppa un ruolo molto
importante, con l’operazione che, quando condotta a livelli più elevati (20 bar) per favorire la rimozione della CO , determina un contestuale
2
incremento nella solubilizzazione del metano, con perdite che possono così raggiungere valori del 10-18% 47 ;
- nelle linee PSA le perdite derivano dalla bassa ma non nulla affinità del metano per il carbone attivo, con piccole quantità del gas che vengono così
rilasciate nel flusso gassoso durante il desorbimento nella fase di rigenerazione. Il contesto informativo reperibile in letteratura e le indicazioni dei
fornitori indicano fughe comprese tra 1-4 %;
- per gli impianti a membrane, le perdite sono dipendenti dalla permeabilità della matrice polimerica nei confronti del metano. La necessità di
forzare il processo di separazione attraverso l’utilizzo di stadi in serie e l’adozione di elevate pressioni trans-membrana ne favorisce ulteriormente il
passaggio nel permeato, con perdite quantificate su livelli pari o inferiori al 10%.
La quantificazione in campo delle fughe di metano con rilievi su impianti in esercizio a piena scala conta ancora pochissimi riferimenti. Le metodologie di
misura e calcolo delle perdite sono tuttora in fase di formulazione, e non dispongono pertanto di protocolli standardizzati. Uno dei pochi riferimenti al
riguardo è costituito da un’indagine sperimentale condotta nel 2007 in Svezia presso 22 impianti di depurazione e raffinazione del biogas. L’indagine, promossa
dalla Swedish Waste Management Association e condotta su base volontaria da gestori di discariche e di impianti di depurazione delle acque reflue, ha
valutato le emissioni in impianti operanti con tecnologie PSA, lavaggio fisico con acqua e lavaggio chimico48 . Le misure sono state finalizzate per identificare
tanto le fughe intrinseche dalle varie apparecchiature dell’impianto (valvole, connessioni delle tubazioni, colonne di lavaggio e adsorbimento), che le perdite
con il flusso gassoso residuo dei processi di trattamento. L’indagine ha utilizzato tecniche di rilevamento in continuo basate su rilevatori a ionizzazione di
fiamma (FID) e tecniche discontinue, basate sul prelievo di campioni e l’analisi con metodi gas-cromatografici. I risultati ottenuti mostrano fughe complessive
attestate su livelli maggiori dell’1% per gli impianti a lavaggio chimico, con valori compresi tra 1-5% per le tecnologie di lavaggio con acqua e per i sistemi
PSA (Figura 3.18), e con contributi diffusi ma piuttosto modesti attribuibili alle perdite intrinseche dalle linee di trasporto e convogliamento. Lo studio
conclude altresì che i risultati appaiono sostanzialmente allineati o di poco superiori ai valori ricavati dalla letteratura e da quelli indicati dai fornitori, e citati
in precedenza. A questo proposito, va segnalato come l’evoluzione delle tecnologie a lavaggio fisico con acqua e PSA ha portato negli ultimi anni alla messa
a punto di sistemi che dovrebbero mostrarsi in grado di garantire perdite inferiori al 1-2%, e quindi sullo stesso livello di quelle dei processi con ammine.
Riscontri in impianti reali non sono però ancora disponibili.
45-46-47 A. Petersson, A. Wellinger “Biogas upgrading technologies-developments and innovations”, IEA Bioenergy Task 37, 2009
48 M. Holmgren, Vattenfall Power Consultant AB, “Voluntary system for control of emissions of methane” 2nd Nordic Biogas Conference Malmö, 2008
65

È opportuno evidenziare che la riduzione delle fughe può anche contare con interventi specifici di trattamento dei gas di coda tramite processi ossidativi di
conversione, analoghi a quelli utilizzati per la rimozione dei composti organici ed integrati nella linea di raffinazione. Tali interventi, pur caratterizzati da
efficienze in grado di annullare pressoché totalmente l’incidenza delle fughe, comportano evidenti costi supplementari del sistema. Meno onerose appaiono,
in tal senso, le possibilità di utilizzo dei flussi residui miscelati con l’aria comburente per l’alimentazione delle diverse utenze termiche (caldaie, motori, unità
cogenerative di varia tipologia) normalmente presenti negli impianti di trattamento anaerobico per la fornitura del calore di processo.
Un ultimo aspetto di carattere generale è relativo alla diffusione commerciale delle diverse alternative tecnologiche disponibili. Le indagini più recenti in tal
senso reperibili per il contesto europeo, sintetizzate in Figura 3.19, mostrano una prevalenza dei sistemi a lavaggio fisico con acqua e PSA: negli ultimi due
anni si è tuttavia registrata una crescente diffusione del sistema a lavaggio chimico con ammine, essenzialmente riconducibile all’evolversi della situazione in
Germania ove il recente restringimento dei limiti di legge sulle massime perdite ammissibili di metano ha portato ad un deciso incremento nell’adozione di
tale alternativa. Il lavaggio fisico con solventi organici conta poche applicazioni commerciali, mentre le tecnologie a membrane ed i processi criogenici appaiono
ad oggi confinati a limitate installazioni sperimentali.
66
Figura 3.18: Perdite di metano rilevate tramite indagini in campo per impianti di purificazione del biogas
con tecnologia a lavaggio chimico, PSA e lavaggio fisico con acqua49. Figura 3.19: Diffusione a livello europeo delle diverse alternative tecnologiche disponibili per la depurazione e purificazione del biogas da digestione anaerobica 50
49 M. Holmgren, Vattenfall Power Consultant AB, “Voluntary system for control of emissions of methane” 2nd Nordic Biogas Conference Malmö, 2008
50 Biogas partner, documentazione tecnica. Disponibile in: www.biogaspartner.de

Gli stessi dati sono disaggregati in Tabella 3.14 per singole nazioni europee ed integrati con analoghe informazioni disponibili per gli USA. I risultati mostrano
una larga prevalenza dei sistemi di lavaggio con acqua in Svezia, ove la maggior parte degli impianti è dedicata alla produzione di biometano da digestione
anaerobica di fanghi di depurazione, ed è così localizzata presso i depuratori di reflui liquidi, che garantiscono abbondanti disponibilità di acqua per il lavaggio.
La tecnologia PSA appare maggiormente diffusa in tutti gli altri contesti nazionali, in cui gli impianti sono prevalentemente finalizzati al trattamento di
biogas ottenuto da residui agricoli, zootecnici e dell’industria alimentare e da biomasse provenienti da colture dedicate.
Lavaggio
acqua
Lavaggio
solv.
organici
Lavaggio
amminico
Tabella 3.14: Diffusione delle diverse alternative tecnologiche per la depurazione e purificazione del biogas da digestione anaerobica nelle singole nazioni Europee
PSA Membrane Totale
Svezia 27 5 7 39
Germania 11 4 12 18 1 46
Austria 1 2 2 5
Svizzera 4 1 11 16
Olanda 1 1
Indicatori economici
Il contesto informativo sui costi di investimento e di gestione dei sistemi di trattamento e raffinazione del biogas per l’immissione in rete conta su informazioni
relativamente limitate: la realizzazione commerciale di impianti a piena scala è infatti relativamente recente, con la maggior parte delle applicazioni entrate
in funzione negli ultimi 2 anni, sopratutto grazie all’espansione del mercato in Germania. Gli elementi attualmente disponibili derivano da alcune indagini
realizzate in Europa51 ed in Canada52 , e si basano tanto su acquisizioni direttamente ottenute da impianti in esercizio e/o casi di studio che, sopratutto, su
dati disponibili in proposte progettuali o informazioni reperibili dalle strutture di commercializzazione dei sistemi. Le informazioni coinvolgono, pertanto,
le tecnologie maggiormente diffuse, costituite dal lavaggio fisico con acqua e con soventi, dal lavaggio con ammine e dai sistemi PSA. In particolare, lo
studio svedese53 prende in considerazione 15 impianti installati in Svezia negli anni 1998-2003, integrandoli con casi di studio presenti in letteratura e con
alcune informazioni ottenute dalle società commerciali. Analoga struttura caratterizza l’indagine condotta in Canada54 , sviluppata nel 2008 considerando
11 impianti operanti in Europa ed USA, entrati in funzione negli anni 1999-2008. Lo studio tedesco55 realizzato nel 2008, presenta i risultati stimati tramite
l’elaborazione degli elementi ricavati da un’estesa indagine di mercato del settore, disaggregati per tre intervalli di potenzialità rappresentativi, rispettivamente,
di installazioni alla piccola (250 m3 biogas grezzo/h), media (500 m3 biogas grezzo /h) e grande (1000-2000) m3 biogas grezzo /h) scala.
51 M. Persson, “Evaluation of upgrading techniques for biogas”, Report SGC-142, Swedish gas centre, 2003
“Technologies and costs of conditioning biogas and feed-in into the natural gas network” Fraunhofer UMSICHT, 2009
52-54 “Feasibility study- Biogas upgrading and grid injection in the Fraser Valley”, British Columbia”, Electrigaz Tech. Inc., BB innovation Council, 2008
53 M. Persson, “Evaluation of upgrading techniques for biogas”, Report SGC-142, Swedish gas centre, 2003
56 “Technologies and costs of conditioning biogas and feed-in into the natural gas network” Fraunhofer UMSICHT, 2009
67

L’insieme degli indicatori economici ricavabili è sintetizzato nei paragrafi seguenti, distinto tra costi di investimento ed oneri di esercizio e manutenzione
degli impianti. I dati riportati sono quelli calcolati a bocca d’impianto, al netto dei costi relativi tanto alla fase di stabilizzazione anaerobica che alle necessità
di compressione del biometano immediatamente prima dell’immissione in rete. I valori sono ovviamente dipendenti da alcune ipotesi di base adottate nella
loro valutazione che, quando reperibili, sono state espressamente evidenziate, e vanno quindi considerati indicativi delle singole situazioni esaminate.
La realizzazione degli interventi in contesti specifici e differenziati, quali quello della realtà lombarda, può evidentemente comportare scostamenti attribuibili
tanto a variabilità generali dei principali costi unitari (calore, reagenti, energia elettrica, personale) che alle peculiarità locali nel richiedere particolari esigenze
impiantistiche. I costi di investimento, sintetizzati in Figura 3.20, risultano compresi in un intervallo variabile tra 0.5 e circa 3 milioni di euro per potenzialità
di trattamento variabili tra 200 e 2500 m3 /h di biogas grezzo. I valori appaiono sostanzialmente confrontabili per le diverse alternative tecnologiche considerate,
con i sistemi PSA di ultima generazione leggermente più onerosi di quelli a lavaggio fisico con acqua e chimico con ammine, rispettivamente. Per tutti
i processi, il complesso dei dati mostra un effetto scala piuttosto consistente (Figura 3.21), con riduzioni nel costo specifico per gli impianti di potenzialità
medio alta (≥ 1000 m3n/h) rispetto a quelli collocati in corrispondenza del limite inferiore considerato (200 m3n/h di biogas) quantificabili intorno al 50%.
68
Figura 3.20: Costi di investimento per sistemi di depurazione e purificazione del biogas in funzione della potenzialità dell’impianto
Figura 3.21: Costi specifici di investimento (€/m3n/h biogas grezzo) per sistemi di depurazione e purificazione del biogas
in funzione della potenzialità dell’impianto.

I costi annui di esercizio disponibili sono sintetizzati in Figura 3.22, sempre in funzione della potenzialità dell’impianto.
I valori sono compresi in un intervallo indicativo tra 50∙000 e 700∙000 €/anno per potenzialità di trattamento variabili tra 200 e 2500 m3 /h di biogas grezzo,
corrispondenti a circa 4-6 c€/m3 gas trattato (Figura 3.22) ed a circa 0.8 -1.2 euro cent/kWh di contenuto energetico del biometano prodotto (Figura 3.22).
Le variazioni puntuali osservabili, associate alle oscillazioni nei fattori locali considerati nelle valutazioni, non mostrano apprezzabili influenze nel differenziare
i diversi sistemi.
I processi di lavaggio chimico con ammine appaiono, tuttavia, leggermente più onerosi di quelli a lavaggio fisico con acqua e dei processi PSA, nonostante
nella configurazione di questi ultimi sia compreso il costo associato all’unità di conversione termica dei gas di coda per la riduzione delle fughe di metano.
Per contro, le valutazioni dei sistemi con ammine hanno considerato la copertura totale delle richieste termiche per la rigenerazione della soluzione tramite
apporti esterni, senza prevedere alcuna possibilità di recupero interno al processo, previsto in buona parte delle alcune delle configurazioni commerciali disponibili
e che contribuirebbe a ridurre i costi dell’operazione.
Analogamente ai costi di investimento, anche quelli di esercizio evidenziano apprezzabili effetti scala, illustrati dall’andamento dei valori specifici riportati
nelle Figure 3.23 e 3.24, con riduzione per le tagli più elevate del 20-30% circa rispetto agli impianti di potenzialità più bassa.
Figura 3.22: Costi di esercizio per sistemi di depurazione e purificazione del biogas
in funzione della potenzialità dell’impianto.
Figura 3.24: Costi specifici di esercizio (c€/kWh di energia contenuta nel biometano prodotto)
per sistemi di depurazione e purificazione del biogas in funzione della potenzialità dell’impianto.
Figura 3.23: Costi specifici di esercizio (c€/m3n biogas grezzo) per sistemi di depurazione e
purificazione del biogas in funzione della potenzialità dell’impianto.
69

La disaggregazione dei costi nelle singole voci considerate mostra un’incidenza particolarmente significativa degli oneri energetici per tutti i sistemi, con
un contributo compreso tra il 65% e l’80% circa sul totale costituito, in linea con le caratteristiche di esercizio dei processi, dai consumi di elettricità per gli
impianti a lavaggio ad acqua e PSA e da quelli di elettricità e di calore per i sistemi a lavaggio con ammine. La Figura 3.25 riporta un esempio rappresentativo
della ripartizione, riferito ad un impianto di potenzialità pari a 500 m3n/h di gas trattato.
Realizzazioni nei paesi europei
Il contesto europeo evidenzia nella Germania, nella Svezia e nell’Olanda le nazioni con le maggiori capacità installate di immissione in rete di biometano
(Figura 3.26). Le realizzazioni attuali appaiono relativamente differenziate nei diversi contesti nazionali: in Svizzera, Svezia ed Olanda, ove le iniziative nel
settore sono attive da decenni, il biometano è essenzialmente indirizzato all’utilizzo per autotrazione ed alla produzione di energia in sistemi cogenerativi, con
il biogas trattato proveniente principalmente da digestione anaerobica di fanghi di depurazione, frazione organica di rifiuti urbani e industriali e biogas da
discarica57 . In Austria e sopratutto Germania, viceversa, il mercato si è sviluppato solo negli ultimi anni, con un’impostazione diversa e quasi esclusivamente
orientata all’utilizzo di biogas grezzo prodotto da colture dedicate e residui agricoli e zootecnici per l’immissione del biometano nella rete del gas naturale58 .
In Germania, la pianificazione governativa ha puntato fortemente sul biogas come fonte energetica rinnovabile, con l’importante obiettivo di sostituzione
di 6 miliardi di m3 di gas naturale all’anno con biometano entro il 2020. A tale scopo, è stata valutata un’esigenza di realizzazione di circa 1000 impianti, per
un investimento complessivo di 10 miliardi di euro. La situazione attuale comprende 23 impianti operativi, per una capacità annua complessiva di circa 200
milioni di m3; 5 impianti saranno avviati nel 2010 ed altri 20 impianti sono in fase di progetto59 . Come matrice organica di partenza, il programma punta
sull’utilizzo di colture dedicate, con una previsione a medio termine che prevede una composizione media del substrato pari ad 1/3 di scarti organici agricoli
e industriali e 2/3 di colture agricole dedicate.
70
Figura 3.25: Contributo relativo delle principali componenti dei costi di esercizio per sistemi di depurazione e purificazione del biogas.
57 Documentazione tecnica reperibile in www.purac.dk
58 “M. Harasek, A.Marakaruk, “New Developments in Biogas Upgrading (in Austria)”, Technische Universität Wien.
Documentazione tecnica reperibile in www.purac.dk
59 Country Reports of member countries 2010, 2009, 2008, 2007, IEA Bioenergy Task 37
“Biogas Grid Injection in Germany and Europe–Market, Technology and Players” Biogaspartner – a joint initiative. 2009
P.Weiland, “Status of biogas upgrading in Germany” , J.H. Von Thünen -Institute(vTI). IEA task37 Workshop, 10/2009

Figura 3.26: Potenzialità installata di immissione di biometano in rete nei paesi europei 60
La Svezia è la nazione che per prima al mondo ha applicato diffusamente la tecnologia di depurazione/raffinazione del biogas generato da digestione anaerobica
per l’ottenimento di biometano da impiegare come combustibile per veicoli o da immettere nella rete del gas naturale. La materia prima è in larga parte
costituita dai fanghi di depurazione degli impianti di trattamento delle acque reflue, con altri substrati rappresentati dalla frazione organica dei rifiuti urbani
e dai residui dell’industria alimentare e del settore agricolo. Attualmente, il paese conta con 39 impianti di produzione di biometano, con la maggior parte
delle linee di raffinazione configurate con tecnologie a lavaggio fisico con acqua, particolarmente adatte all’integrazione negli impianti di depurazione di reflui
liquidi. Nel prossimo futuro è previsto l’entrata in esercizio di un impianto sperimentale con tecnologia criogenica. Il biometano prodotto viene impiegato soprattutto
come combustibile per autotrazione, mentre l’immissione nella rete del gas naturale trova alcune difficoltà per la sua frammentazione. Attualmente
in Svezia esistono 100 punti di rifornimento per veicoli a biometano che erogano più di 53 milioni di m3n di gas equivalenti a 61 milioni di litri di petrolio61 .
La produzione di biogas da scarti organici del settore agricolo è un settore sviluppato da molti anni in Austria, con la maggior parte della produzione utilizzata
in sistemi cogenerativi. L’introduzione dei sistemi di raffinazione per l’immissione in rete è stata avviata recentemente, con il primo impianto attivo dal
2005 ed, attualmente, altri 3 installazioni operative e due in fase di realizzazione. L’Austria sta investendo in modo particolare nello sviluppo delle tecniche di
raffinazione a membrana: un impianto pilota con tale tecnologia è già in funzione ed un altro è in fase di sviluppo62 .
In Olanda, infine, la depurazione e raffinazione del biogas da discarica è un settore sviluppato da alcuni decenni. Più di recente, il governo ha avviato progetti
finalizzati alla produzione di biometano per l’immissione nella rete del gas naturale o l’utilizzo come combustibile per veicoli. Attualmente due impianti sono
operativi mentre altri sono fase di realizzazione o progettazione63 .
60 Biogas partner, documentazione tecnica. Disponibile in: www.biogaspartner.de
61 Country Reports of member countries 2010, 2009, 2008, 2007, IEA Bioenergy Task 37
62 M. Harasek, A.Marakaruk, “New Developments in Biogas Upgrading (in Austria)”, Technische Universität Wien.
Country Reports of member countries 2010, 2009, 2008, 2007, IEA Bioenergy Task 37
63 “From biogas to green gas. Upgrading techniques and suppliers”, Creative Energy-Energy transition, Netherlands 2009
71

Le prospettive del biogas in Lombardia
Analisi della qualità del biogas lombardo
Per ciò che riguarda la letteratura italiana in merito al biogas esistono realtà (CRPA, Legambiente, Envipark, Politecnico di Torino) impegnate in studi e
ricerche che sono portavoce di una nuova cultura a favore della produzione e sviluppo di biogas come fonte energetica alternativa non solo di energia elettrica
e termica (già da anni in vigore) ma anche di biometano sia per uso di autrotrazione che domestico attraverso la sua immissione nella rete di distribuzione.
Materiali e metodi
Ogni tipologia di matrice e le condizioni del processo di produzione di biogas ne influenzano la qualità, in particolare legata alla percentuale di metano nel
biogas (che è il fattore che ne definisce il “valore energetico”) che può variare da un minimo del 50% fino all'80% circa.
La Tabella 4.1 mostra la composizione media del biogas mettendo in evidenza che i componenti presenti nel biogas in maggiore percentuale sono rispettivamente
metano e anidride carbonica.
Componente Formula chimica % in volume
Metano CH 4 50-80
Anidride carbonica CO 2 20-50
Azoto N 2 0-3
Idrogeno solforato H 2 S 0-2
Idrogeno H 2 0-1
Ossigeno O 2 0-1
Ammoniaca NH 4 0-0.5
Tabella 4.1: Componenti del biogas
73

74
Sostanza Biogas Gas naturale
Metano 50-70% 93-98%
Anidride carbonica 25-40% 1,00%
Azoto < 3% 1,00%
Idrogeno solforato

Tipologia di prodotti
Prodotti/sottoprodotti vegetali
Tabella 4.3: Rese medie dei substrati
Biogas
(mc/Kg S.O) Metano %
Insilato di sorgo zuccherino 0,60 53
Insilato di erba 0,56 52
Insilato di grano 0,60 53
Insilato di mais 0,60 53
Scarti agroindustriali vegetali
Scarti di lavorazione mais dolce 0,48 55
Scarti di leguminose 0,60 60
Buccette e semi di pomodoro 0,35 55
Scarti di lavorazione patata 0,60 53
Scarti agroindustriali animali
Siero di latte 0,75 60
Contenuti ruminali bovini 0,75 53
Sangue bovino 0,65 65
Fanghi di macelli suini 0,35 60
Fanghi di macelli ovini 0,35 60
Fango flottazione avicolo 0,35 60
Liquame bovino 0,25 55
Liquame suino 0,15 68
Letame bovino 0,35 60
Varie
FORSU 0,60 51
Glicerina 0,78 58
75

Caratteristiche chimiche e idoneità alla gestione anaerobica di effluenti zootecnici
La produzione di effluenti oltre che dalla specie zootecnica e dal numero di animali presenti dipende anche dallo stadio di accrescimento, dal coefficiente di
trasformazione dell'alimento e dalla soluzione stabulativa adottata. Sono soprattutto lo stadio di accrescimento e la tecnica di stabulazione che determinano
i volumi e le caratteristiche di concentrazione di sostanza secca e organica. In riferimento alle norme tecniche per l'applicazione a livello nazionale dell'ex art.
38 del Dlgs 152199, ora Dlgs 152/2006, é possibile stimare che:
Liquami suini
76
Produzione di biogas
(mc/kg in ingresso)
Tabella 4.4: Rese medie dei substrati
Liquami suini Liquami bovini
0,45-0,55 di cui
il 60-65%
di metano
0,30-0,45 di cui il 55-60%
di metano
Criticità
• effluente zootecnico caratterizzato da un contenuto di sostanza secca e di sostanza organica alquanto variabile in funzione delle differenti tipologie di allevamento.
È quindi opportuno operare affinché arrivino in digestione anaerobica liquami suini con un tenore di sostanza secca pari ad almeno il 3-4%;
• per ottimizzare le rese è essenziale avviare alla digestione anaerobica deiezioni "fresche", evitando stoccaggi intermedi;
• in caso di uso agronomico del digestato, il volume del/ì di gestore/ì non è considerabile come stoccaggio: a tal fine occorre prevedere i necessari volumi per
il rispetto del tempo minimo richiesto dalla normativa di pertinenza.
Punti di forza
• produzione regolare e continuativa;
• ottima propensione tecnica alla digestione anaerobica, purché non eccessivamente diluiti, in quanto ben dotati di sostanza organica, di buon potere tampone
e privi di frazioni "inerti" non desiderate;
• riduzione significativa delle emissioni di odori dallo stoccaggio del digestato.

Liquami bovini
Criticità
• l'effetto di diluizione è minimo rispetto a quello che si ha con le deiezioni suine, in quanto le zone calpestate dal bestiame sono pulite e risciacquate con basse
quantità di acqua. L'eventuale aggiunta di paglia conduce a variazioni nel contenuto di solidi totali, Come per i suini, il contenuto di sostanza secca è correlato
al sistema di allevamento; anche in questo caso è opportuno che arrivino in impianto i liquami bovini con un tenore di sostanza secca pari ad almeno 17-18%;
• per ottimizzare le rese è essenziale avviare a digestione anaerobica deiezioni "fresche", evitando stoccaggi intermedi;
• in caso di uso agronomico del digestato, il volume del/ì di gestore/ì non è considerabile come stoccaggio; a tal fine occorre prevedere i necessari volumi per
il rispetto del tempo minimo richiesto dalla normativa di pertinenza.
Punti di forza
• produzione regolare e continuativa;
• buona propensione tecnica alla digestione anaerobica, in quanto ben dotati di sostanza organica, di buon potere tampone e privi di frazioni inerti non
desiderate.
Caratteristiche chimiche e idoneità alla digestione anaerobica di residui agroindustriali vegetali
L'industria agroalimentare produce ingenti quantità di reflui e scarti derivanti dalla lavorazione delle materie prime, che possono essere avviate alla digestione
anaerobica: siero di latte, reflui liquidi di lavorazione dei succhi di frutta o di distillazione dell'alcool. scarti organici liquidi e/o semisolidi della macellazione
(grassi, sangue, contenuto stomacale, budella ...), buccette di pomodoro, scarti di lavorazione delle patate, cipolle, mais, ecc. Tali residui o scarti sono classificabili
come "sottoprodotti" ai sensi dell'art. 183, comma 1, lettera n) del Dlgs 152/06 e del Dlgs n. 4/08. La nuova definizione di "sottoprodotto" consente di
sottrarre flussi qualitativamente validi per la digestione anaerobica dal contesto normativo dei "rifiuti". Gli scarti e i residui avviati ad un altro ciclo produttivo
(produzione del prodotto metano) per poter essere classificati sottoprodotto anziché rifiuto devono però rispettare tutto quanto di seguito enunciato: devono
essere generati da un processo produttivo, pur non essendone l'oggetto principale: l'impiego in altro processo produttivo deve essere certo sin dalla fase della
sua produzione e integrale. Il processo in cui lo scarto è reimpiegato deve essere preventivamente individuato e definito; il sottoprodotto deve avere caratteristiche
merceologiche e di qualità ambientale tali da garantire che il suo uso non generi un impatto ambientale qualitativo e quantitativo diverso da quello
ammesso e autorizzato nell'impianto di destinazione: le caratteristiche di compatibilità ambientale di cui sopra devono essere possedute dal sottoprodotto sin
dal momento della sua produzione; non sono consentiti trattamenti o trasformazioni preliminari al loro reimpiego a tale scopo; il sottoprodotto deve avere
un valore economico di mercato . Tali sottoprodotti possono in genere essere acquistati dall'impianto di biogas ad un prezzo contenuto e variabile fra 5 e 15
€/t; in altri casi invece i produttori possono anche pagare una tariffa minima in ingresso (0-15 €/t).
La Tabella 4.5 mostra il valore energetico e la percentuale di metano prodotto rispettivamente dagli scarti di mais dolce, scarti di patate e scarti di frutta.
Produzione di biogas
(mc/kg in g)
Scarti mais dolce Scarti patata Scarti frutta
0,45-0,55 di cui 50-55%
metano
Tabella 4.5: Valore energetico e produzione di metano di alcuni scarti agro-alimentari
0,50-0,60 di cui 50-53%
metano
0,50-0,60 di cui 50-60%
metano
77

Scarti di mais dolce
Criticità:
• disponibilità limitata nel tempo (da settembre a ottobre) e nello spazio (ad esempio in Emilia-Romagna nella provincia di Piacenza);
• necessità di insilamento per la conservazione.
Punti di forza:
• ottima idoneità alla digestione anaerobica;
• disponibilità abbondante nei territori di produzione.
Scarti di patate
Criticità:
• produzione limitata ad alcune regioni: Emilia-Romagna, Lombardia, Campania, Abruzzo e Calabria.
Punti di forza:
• produzione irregolare, ma distribuita nei 12 mesi;
• ottima idoneità alla digestione anaerobica;
• disponibilità abbondante nei territori di produzione.
Scarti di frutta
Criticità
• disponibilità limitata nel tempo (da giugno a dicembre);
• difficoltà di conservazione causata dall'elevato contenuto di acqua e dalla rapida fermenlescibilità del prodotto.
Punti di forza
• ottima idoneità alla digestione anaerobica;
• disponibilità abbondante nei territori di produzione.
Test di qualità su biogas lombardi
L’Azienda agricola F.lli Bizzoni è una realtà collocata nella campagna alle porte di Caravaggio (BG).
L’azienda alleva suini da ingrasso destinati alla macellazione.L’impianto di biogas presente in azienda è stato inaugurato a luglio 2009; ha una potenza di 990
KW ed è destinato alla produzione di energia elettrica che viene immessa direttamente nella rete ENEL. Esso è costituito da 4 digestori che producono biogas
partendo da liquami suini addizionati da alcune biomasse che ne aumentano l’efficienza sia in termini di produzione di biogas che di KW. Nell’impianto
vengono immessi ogni giorno 110 mc di miscela di liquami e biomassa che producono 150 KW/h, quindi circa 24.000 KW al giorno e circa 8.670.000 KW
all’anno.
78

La composizione della miscela è cosi ripartita:
matrice u.m.
Insilato mais 16 t
Insilato triticale 12 t
Insilato pannocchie integrali mais 5 t
Farina grano tenero 7 t
Liquame suino 110 t
Tabella 4.6: Matrice tipo per l’Azienda Bizzoni
La qualità media del biogas prodotto dall’inizio dell’attività dell’impianto è la seguente:
composto u.m.
CH 4 60%
H 2 S 700 ppm
NH 4 0,4 %
CO 2 38 %
Tabella 4.7: Qualità media del biogas prodotto dall’Azienda Bizzoni
79

L’Azienda agricola Rinaldi situata a Formigara, in provincia di Cremona alleva 8000 suini all’ingrasso destinati alla macellazione.Il Primo impianto è stato avviato
nel 2004, successivamente ne sono stati attivati altri due nel 2006 e nel 2008. Le rispettive potenze sono 230 Kw, 1180 e 625 per un totale di 2035 kwh.
L’impianto è costituito da 4 fermentatori primari e 2 post-fermentatori secondari.
Nell’impianto vengono immessi ogni giorno 50 mc di liquami, 60 t di biomassa e 9 t di glicerina che producono 2000 KW/h, quindi circa 45.000 KW al
giorno e circa 16.425.000 KW all’anno.
La composizione della miscela introdotta ogni giorno è cosi ripartita:
La qualità media del biogas prodotto dall’inizio dell’attività dell’impianto è la seguente:
80
matrice u.m.
Insilato mais 33 t
Pula di riso 3 t
Farina di biscotti 7 t
Polpe di bietola 7 t
Insilato di sorgo 6 t
Glicerina 9 t
Letame suino e bovino 40 mc
Tabella 4.8: Matrice tipo per l’Azienda Rinaldi
composto u.m.
CH 4 53%
H 2 S 250 ppm
NH 4 0,2 %
CO 2 45 %
Tabella 4.9: Qualità media del biogas prodotto dall’Azienda Rinaldi

Il 70% circa del gas prodotto viene dai 4 fermentatori primari, il restante 30% dai due post-fermentatori. I 4 fermentatori sono identici e vengono in egual
misura, va dunque suddivisa la loro percentuale di biogas prodotto e di conseguenza di potenza elettrica prodotta in 4 parti uguali. La corrente prodotta viene
quasi interamente ceduta alla rete ENEL, solo il 7% circa viene utilizzato per l' auto consumo. L’Azienda “Le Gerre” situata a Crotta D’Adda, in provincia di
Cremona, alleva 5600 suini all’ingrasso destinati alla macellazione. L’impianto esiste dal 2008 ed ha una produzione annuale di 998 KWh pari a 23850 kw al
giorno e 8.700.000 circa all’anno. L’impianto è costituito da due fermentatori, un post- fermentatore e d una vasca di stoccaggio.
La composizione della miscela introdotta ogni giorno è cosi ripartita:
matrice u.m.
Insilato mais 20 t
Precotto di riso 4 t
Farinaccio di frumento 2 t
Glutinato di mais 4 t
Insilato di sorgo 6 t
Letame suino 32 mc
Tabella 4.10: Matrice tipo per l’Azienda Le Gerre
La qualità media del biogas prodotto dall’inizio dell’attività dell’impianto è la seguente:
composto u.m.
CH 4 50%
H 2 S 400 ppm
NH 4 0,4 %
CO 2 48 %
Tabella 4.11: Qualità media del biogas prodotto dall’Azienda Le Gerre
La corrente prodotta viene quasi interamente ceduta alla rete ENEL, solo il 7% circa viene utilizzato per l' auto consumo.
81

Analisi della Rete Lombarda. Caso studio bassa Lombardia
Il Sistema di distribuzione del gas naturale
Il Sistema di Trasporto Nazionale
Il Gas Naturale è il secondo componente del mix energetico italiano dopo il petrolio e ricopre importanza primaria nell’impiego per la generazione di energia
elettrica. A fronte di un prevedibile aumento dei consumi elettrici, è prevista una serie di interventi per aumentare la capacità dei gasdotti esistenti e dei
terminali di rigassificazione. Tale programma di potenziamento della rete rientra in un’ottica di crescita sostenibile ampia, considerando che la produzione
nazionale copre meno del 12% del fabbisogno ed è in continuo calo a causa del progressivo esaurimento delle risorse e considerando inoltre che i consumi
sono in aumento, trainati soprattutto dallo sviluppo della produzione termoelettrica.
Figura 4.1 – Rete Distribuzione Gas in Italia (http://temi.repubblica.it)
82
Figura 4.2 – Possibilità di sviluppo (www.snamretegas.it)

Figura 4.3. Schema delle infrastrutture per il trasporto del gas
L’immissione del Gas Naturale in Italia
Dalla figura.4.4 si può apprezzare l’importanza strategica che può assumere e mantenere l’Italia in Europa grazie anche alla sua posizione geografica, in relazione
ai potenziamenti futuri di cui può esser oggetto la rete gas:
Figura 4.4 – Possibile strategia di approvvigionamento italiana (http://temi.repubblica.it) Figura 4.5 – Esigenze legate allo sviluppo della domanda gas nel medio/lungo termine
(http://www.snamretegas.it)
83

Secondo il vigente schema regolatorio italiano Snam Rete Gas è l’unico operatore integrato a presidio delle attività regolate del settore del Gas in Italia e opera
nelle attività di trasporto, dispacciamento, rigassificazione, stoccaggio ed anche distribuzione. Quindi Snam Rete Gas prende in carico il gas naturale presso
i punti di consegna (Pipeline, Impianti di rigassificazione GNL) e lo trasporta nei punti di riconsegna della rete di trasporto. D’importanza primaria sono la
sicurezza e l’affidabilità, lo sviluppo delle infrastrutture, la flessibilità del sistema gas in Italia e quindi la sicurezza del sistema di approvvigionamento. Per il
trasporto ed il dispacciamento in Italia si contano:
• 7 punti d’entrata della Rete Nazionale per il gas proveniente dall’estero;
• 60 punti d’entrata per l’immissione della produzione nazionale;
• 2 punti d’entrata virtuali per ogni operatore di stoccaggio (8 reali);
• oltre 76 miliardi di m3 di Gas Naturale immesso nel 2009;
• oltre 30 mila km di rete (9mila circa su rete nazionale e 22 mila su rete regionale);
• 11 centrali di compressione.
Per quanto riguarda gli approvvigionamenti di gas naturale (dati 2008 fonte MSE):
• produzione nazionale attorno 10% in calo;
• importazioni da Algeria oltre 30% da Mazara del Vallo e impianto rigassificatore di Panigaglia;
• importazioni dalla Russia oltre 30% da Tarvisio e Gorizia (Friuli);
• importazione dai Paesi Bassi attorno 10% e Norvegia circa 6% (Passo Gries);
• importazioni dalla Libia oltre 10% da Gela (Sicilia);
• altri Paesi attorno al 5%.
Il Sistema di Distribuzione Nazionale
Focalizzando l’attenzione esclusivamente sulla parte di rete a cui compete la “DISTRIBUZIONE” del gas, possiamo considerare il seguente schema concettuale:
84
RETE
NAZIONAL
E
PUNTO
DI
RICONSEGN
A
Re.Mi
Figura 4.6 Schema del Sistema Nazionale di distribuzione del gas
RETE
DI
ALTA
E
MEDIA
PRESSIONE
GROSSE
UTENZE
INDUSTRIALI
CABINE
DI
PRIMO
O
SECONDO
SALTO
RETE
DI
BASSA
PRESSION
E
UTENZA
FINALE

Rete nazionale/interregionale
Nei gasdotti della rete nazionale/interregionale il gas viene trasportato dal trasportatore nazionale Snam Rete Gas ed è mantenuto a 12 - 75 bar di pressione
per assicurarne il flusso. Il gas è inodore.
Punto di riconsegna
Al punto di riconsegna della rete di trasporto è collocata una cabina di regolazione e misura “Re.Mi” detta di “Primo Salto”, di solito può servire uno o più
comuni. All’interno della cabina si trovano:
• impianto di misurazione (per l’acquisto dall’azienda di trasporto);
• impianto di filtrazione (filtri meccanici per scorie, etc...);
• impianto di preriscaldo (scambiatore acqua/gas per compensare il raffreddamento dovuto alla decompressione del gas);
• impianto di riduzione della pressione (da 12 - 75 bar a 5 bar massimi);
• odorizzatore (per rendere percepibile la presenza del gas con aggiunta di tht o tbm).
Rete di media pressione
Le reti di media pressione (reti di trasporto del gas che iniziano dopo la cabina Re.Mi) si suddividono in reti di 4^, 5^ e 6^ specie in base al valore di pressione
d’esercizio della rete (comprese tra 5 bar e 0,04 bar) e ad una temperatura di circa 0 – 5 °C. Di norma si distribuisce in 4^ specie (valore compreso tra 1,5 bar
e 5 bar) e si opera la riduzione finale alla bassa pressione con gruppi di secondo salto.
Cabine di secondo salto o grosse utenze industriali
Dalla rete di media pressione possono essere alimentate direttamente grosse utenze industriali oppure gruppi di decompressione presenti in cabine dette di
“secondo salto”. Sono necessarie per portare il gas da MAX 5 bar a MAX 0,04 bar, pressione adatta alla distribuzione finale.
Reti di bassa pressione
Le reti di bassa pressione distribuiscono il gas all’utenza finale fino al contatore.
Le Reti di Distribuzione in Lombardia
La Lombardia è fra le regioni in cui si consuma più gas naturale in Italia, sia in valore assoluto che come consumo pro-capite. La rete di distribuzione è una
delle più estese e capillari d’Italia, la quasi totalità delle utenze energetiche è raggiunta dal gas naturale con la marginale eccezione di alcune aree montane
scarsamente popolate.
• oltre 44 mila km di rete (di cui oltre 30 mila in bassa pressione);
• oltre 8.998,60 milioni di Sm3 di gas distribuiti su reti secondarie ai settori terziario, industriale e termoelettrico (corrispondente a circa il 27% del gas
complessivamente distribuito in Italia);
• 1.546 comuni (quasi il 95% serviti da una o più reti di distribuzione);
• circa 4,5 milioni di contatori allacciati;
• Il 75% dei comuni ha meno di 5.000 abitanti.
85

Figura 4.7 – Regione Lombardia Figura 4.8 – Parte della Rete Gas Lombarda
Provincia di Mantova e Gestione dell’azienda TEA SEI S.r.l.
Figura 4.9 – La provincia di Mantova e suddivisioni territoriali
• Popolazione di 410.231 abitanti (190.000 clienti totali)
• 350 milioni di Sm3 distribuiti
• 70 comuni presenti
86

Figura 4.10 – I comuni della provincia con le reti di distribuzione in gestione a TEA SEI S.r.l.
• 65.000 clienti serviti
• 150 milioni di Sm3 distribuiti
• Rete gas gestita in 10 comuni
• 800 km di rete gestiti
In particolare TEA SEI S.r.l. ha in regime di concessione le seguenti reti di distribuzione:
1) Asola
2) Bozzolo
3) Curtatone
4) Mantova
5) Porto Mantovano
6) San Benedetto Po
7) San Giorgio
8) San Martino
9) Suzzara
10) Virgilio
87

Di seguito un elenco della maggior parte delle localizzazioni degli impianti Biogas in provincia di Mantova:
11) Asola (1 MW)
12) Bagnolo San Vito (7 MW)
13) Borgoforte (0,99 MW)
14) Castel Goffredo (1 MW)
15) Commessaggio
16) Curtatone (0,2 MW)
17) Guidizzolo (1,8 MW)
18) Marcaria (0,95 MW)
19) Marmirolo (1,5 MW)
20) Pegognaga (0,99 MW + 0,52 MW + 4,67 MW)
21) Pieve di Coriano (1 MW)
22) Poggiorusco (0,7 MW + 1,5 MW)
23) Rodigo (1 MW + 0,999 MW + 0,250 MW)
24) Roverbella (1,8 MW)
25) Quistello (1 MW)
26) San Benedetto Po (1 MW + 1,5 MW + 6,8 MW + (12) + 5,7 MW)
27) Serravalle Po (0,9 MW)
L’integrazione del Biometano con le reti di Distribuzione Gas
La maggior parte degli impianti è alimentata da trinciato di mais e liquami e la loro presenza è favorita dall’abbondanza di allevamenti e di terreni adibiti ad
uso agricolo nella provincia di Mantova.
• Superficie agricola totale di 183.712,80 ettari (dato anno 2009);
• Bovini: 329.136 capi, Suini: 1.137.497 (dato anno 2009).
Le potenzialità della provincia di Mantova sono quindi elevate ed è tecnicamente possibile sfruttare gli impianti Biogas anche per immettere Biometano nelle
reti di distribuzione Gas, seppure sia necessario seguire precisi accorgimenti:
88

Figura 4.11 – Integrazione del Biometano con le reti gas
1. PURIFICAZIONE
• riduzione H S; 2
• rimozione polveri;
• rimozione NH ; 3
• rimozione umidità;
• rimozione CO ; 2
• rimozione microinquinanti.
2. ODORIZZAZIONE
Per rendere il Gas percepibile si aggiungono 32 mg di tetraidrotiofene (THT) al m3 di biometano oppure 8 mg di miscela di mercaptani (TBM) al m3 di
Biometano.
3. CORREZIONE DELL’INDICE DI WOBBE
Un fattore molto importante da valutare per l’utilizzazione dei gas è l’indice di Wobbe Iw. È definito come il rapporto tra il Potere Calorifico Superiore (PCS)
e la radice quadrata della gravità specifica del gas (GS). Viene determinato dalla seguente equazione:
89

La gravità specifica (o densità relativa) è una grandezza adimensionale, definita come il rapporto tra il peso (o la densità) di un corpo e il peso (o la densità) di
un volume di acqua pari al volume del corpo stesso alla temperatura di 4°C.
Per essere immesso in rete il biometano deve avere un indice di Wobbe rispondente a quanto indicato nelle normative (compreso tra 47,31 ÷ 52,33 MJ/Sm3 ),
al fine di garantire l’interconnessione e l’interoperabilità del sistema gas.
Per la sua verifica ci si avvale di un gascromatografo da processo che è in grado di determinare, in modo ciclico, automatico e a frequenze prefissabili, la composizione
del gas naturale e, sulla base di questa, effettuare il calcolo dei parametri chimico-fisici quali il potere calorifico superiore e massa volumica.
Viene prevista una valvola di intercettazione ed in caso di necessità si immette butano per innalzare l’indice al valore prescritto soddisfando così pienamente
le normative.
4. MISURA
Si intende la misura della quantità di Gas che transita in immissione alla rete, che ha valenza ai fini delle transizioni commerciali. L’unità di misura dei volumi
è il m3 alle condizioni di riferimento (chiamate anche condizioni di base o standard) di 15°C e di 1.01325 bar.
5. REGOLAZIONE
L’allacciamento nelle successive simulazioni è previsto avvenga in rete a bassa o media pressione (quindi a valle della cabina Re.Mi.) per alcune ragioni pratiche
ed economiche:
• la rete in bassa e media pressione è più fitta di quella di distribuzione principale, pertanto sono maggiori le possibilità che sia a distanza utile rispetto al sito
di produzione del biometano;
• i salti di pressione necessari, essendo il biometano disponibile a pressione atmosferica, sono minori rispetto a quelli necessari per la rete di distribuzione
principale pur dovendo essere prevista la necessità di una centrale di compressione per assicurare il flusso del gas;
• si evita la necessità di intefacciarsi con il gestore della rete nazionale, riducendo quindi la burocrazia e la sovrastruttura regolatoria a cui soggiacere.
Casi di esempio
Caratteristiche salienti dei casi d’esempio
In provincia di Mantova sono presenti oltre 25 impianti Biogas dislocati in oltre 17 comuni. Analizzando la realtà mantovana degli impianti Biogas e considerando
quelli presenti negli stessi comuni nei quali TEA SEI S.r.l. gestisce la rete di distribuzione del Gas, abbiamo considerato i due impianti a digestione
anaerobica aventi le seguenti caratteristiche:
• potenza: 1MW;
• producibilità di Biogas stimata: 3.500.000 m3 /anno; (la portata di Biogas in uscita dal digestore sarà di circa 400 m3 /h)
• produzione stimata di Biometano (60% CH ): 2.100.000 m 4 3 /anno ;
• produzione di Biometano purificato (perdite stimate al 3%): 2.037.000 m3 /anno;
• produzione di Biometano media oraria (al netto delle perdite): 232 m3 /h
90

Tali caratteristiche nel contesto attuale della incentivazione delle fonti di energia rinnvoabili, possono essere considerate caratteristiche standard dei prossimi
impianti a biogas realizzati, e sui predisporre anche lel relative valutazioni di competitività e convenienza economica.
Esempio 1 - Sovrapposizione Rete Distributiva e impianto Biogas.
I seguenti rilievi permettono di verificare la rete gas già esistente nella zona che interessa l’impianto che considereremo come primo caso, al fine di stimare la
lunghezza della rete gas occorrente per il collegamento.
Figure 4.12 e 4.13 – Localizzazione Impianto Esempio 1
Facendo riferimento alle immagini satellitari ed alle mappe della rete gas si è calcolato che il collegamento proposto avrebbe una lunghezza di circa 3.863 m.
Esempio 2 - Sovrapposizione Rete Distributiva e impianto Biogas
I seguenti rilievi permettono di verificare la rete gas già esistente nella zona che interessa l’impianto che considereremo come secondo caso, al fine di stimare
la lunghezza della rete gas occorrente per il collegamento.
Figura.4.14 – Localizzazione Impianto Esempio 2
Facendo riferimento alle immagini satellitari ed alle mappe della rete gas si è calcolato che il collegamento proposto avrebbe una lunghezza di circa 178 m.
91

Calcolo della tariffa di Distribuzione
Due parole sulla tariffa di distribuzione
Considerazioni sul dimensionamento dell’impianto
La soglia minima di richiesta dell’utenza nel caso di una rete lineare asservita ad una utenza residenziale o equiparabile di 6.000 abitanti equivalenti (es. di
paesi di campagna) si attesta mediamente a soli 26 m3 /h., tipicamente i periodi estivi notturni sono quelli di minor utilizzo di gas metano. Viceversa la soglia
massima di richiesta può superare i 200 m3 /h., tipicamente nei periodi invernali diurni. Quindi anche nel caso di reti limitate si è in presenza di fluttuazioni
rilevanti, che pongono problemi di bilanciamento e regolazione dei flussi in rete.
Come descritto precedentemente gli impianti biogas presi d’esempio hanno una potenza pari ad 1 MW con produzione di biometano media oraria annuale
di 232 m3 /h e possibilità di stoccaggio previste nulle (trattandonsi di uno schema di impianto di biogas cogenerativo standard).
Anche considerando le possibili fluttuazioni della produzione di biogas nel corso dell’anno appare evidente come le reti di distribuzione posti nelle vicinanze
degli impianti presi ad esempio, dimensionate per un’utenza pari a 6.000 abitanti equivalenti, non sono sempre in grado di smaltire la quantità di Biometano
che potrebbe essere immessa nella rete.
Ne consegue la necessità di abbinare un’utenza bilanciata alle potenzialità dell’impianto biogas perché se tutta la produzione di biometano deve essere immessa
in rete, necessita che l’utenza sia in grado di smaltire quest’ultima in ogni momento della giornata. Ad esempio una centrale da 1 MW risulta adatta ad
una rete gas dimensionata su un’utenza di 30.000 abitanti equivalenti (richieste medie oltre 230 m3 /h) e quindi con richieste minime orarie di gas pari alla
quantità che riesce a realizzare a regime l’impianto stesso.
92
matrice ESEMPIO 1 ESEMPIO 2
DISTANZA DALLA RETE
(lunghezza del tratto di tubazione necessaria
a collegare l’impianto alla rete)
COSTO DEL TRATTO DI RETE E ODORIZZATORE
(costo di posa delle tubazioni e dell’installazione
dell’impianto di odorizzazione)
3.863 metri 178 metri
280.410 € 22.460 €
TARIFFA DI DISTRIBUZIONE (*) 0.03 €/m3 0.003 €/m3
(*) = il valore tiene conto degli ammortamenti in 15 anni e dei costi di gestione
NOTE: la tariffa media di distribuzione del gas naturale si considera di 0.06 €/m3

Costo del biometano distribuito nella rete locale (impianto 1 MW)
Per questa e la successiva simulazione sono stati utilizzati come base di calcolo le risultanze del progetto Agrengest scenario solo masi grande in modo da internalizzare
anche attività come quella di costruzione delle vasche e di gestione del digestato, che in un impianto presso una azienda zootecnica sono almeno in
parte già presenti e obbligatorie e quindi di difficile valutazione. Come fattore di raccordo, essendo i costi riportati in €/kWh è stata stimata una produzione
annua potenziale di 7.214 MWh elettrici.
INSTALLAZIONE COSTO
IMPIANTO BIOGAS
(compreso motore cogenerativo, considerando un costo
di 3.500 €/kW (vedi dati progetto Agrengest)
3.500.000 €
Costo motore cogenerativo 800.000 €
IMPIANTO DI PURIFICAZIONE DI PICCOLA TAGLIA
(di tipo a lavaggio amminico per la riduzione delle componenti
indesiderate, comprende i costi dell’impianto, di trasporto
ed installazione, stima dei costi di progettazione, stima operazioni
accessorie e costi di smantellamento)
GASCROMATOGRAFO
SISTEMA DI REGOLAZIONE/COMPRESSIONE
(costo indicativo compresa la componentistica
per la correzione indice Wobbe)
800.000 €
30.000 €
MISURA FISCALE 15.000 €
RETE DI DISTRIBUZIONE E ODORIZZATORE
(considerando una lunghezza di riferimento media di circa 1,5 km)
112.000 €
Tabella 4.13: Costo di installazione per un sistema completo di produzione e immissione di biometano in rete
GESTIONE COSTO
IMPIANTO BIOGAS (senza motore cogenerativo)
(comprendente il costo della conduzione biologica, dell’eventuale
noleggio di macchine ed attrezzature, dello spandimento e
movimentazione del digestato e delle attività manutentive)
stimate 0,0362 €/kWh el
IMPIANTO DI PURIFICAZIONE DI PICCOLA TAGLIA
(costo d’esercizio e costo del capitale comprendente manodopera,
consumi energetici, reagenti chimici ed acqua occorrenti,
manutenzioni)
GASCROMATOGRAFO – REGOLAZIONE/COMPRESSIONE
(manutenzioni, verifiche, funzionamento)
RETE DI DISTRIBUZIONE E ODORIZZATORE
(conduzione)
261.147 €/anno
119.600 €/anno
15.000 €/anno
1.500 €/anno
Tabella 4.14: Costo di gestione per un sistema completo di produzione e immissione di biometano in rete
93

COSTO DEL BIOMETANO DISTRIBUITO NELLA RETE LOCALE: 0.27 €/m 3
COSTO DEL METANO DISTRIBUITO NELLA RETE LOCALE (senza accise): 0.42 €/m 3
COSTO DEL METANO DISTRIBUITO NELLA RETE LOCALE (con accise): 0.606 €/m 3
Il costo del biometano distribuito nella rete locale viene calcolato tenendo conto dei:
• costi di ammortamento delle attrezzature in 15 anni;
• costi di gestione annuale.
Inserendo gli oneri finanziari e un utile d’impresa del 15%, il costo del biometano distribuito risulta pari a 0.48 €/m 3 .
Ne consegue che il costo industriale del biometano ottenuto dagli impianti Biogas di potenza elettrica equivalente di 1 MW ed immesso in rete risulterebbe
più costoso del metano acquistato dalla rete di trasporto nazionale.
Analisi delle potenzialità del biometano
L’analisi delle potenzialità del biometano di origine agricola in regione Lombardia deve necessariamente partire da quello che è il contesto dei consumi di gas
naturale in Italia ed in Lombardia in particolare.
L’attuale mix di consumo del gas naturale italiano vede una suddivisione fra generazione di energia termica ed impieghi industriali pari al 60% del volume
complessivo, mentre il restante 40% è connesso con la generazione di energia elettrica (in base agli ultimi dati resi disponibili e riferiti al 2008 quindi antecedenti
l’attuale stato di recessione economica. Si ritiene come ipotesi base che la crisi abbia inciso in modo più significativo sulle quantità rispetto alla
distribuzione).
94
Vendite di gas naturale in Italia
(Milioni di Standard metri cubi a 38,1 MJ/m3)
Anno 2008
Totale Incidenza
percentuale
INDUSTRIA 17619,00 17619,00
AGRICOLTURA E PESCA 166,76 0,20
RESIDENZIALE & TERZIARIO 30178,28 35,55
USI NON ENERGETICI 848,86 1,00
CENTRALI TERMOELETTRICHE 33905,45 39,94
AUTOTRAZIONE 670,40 0,79
CONSUMI E PERDITE E
DIFFERENZE STATISTICHE
TOTALE 84882,97
1494,18 1,76
Tabella 4.15: Vendite di gas naturale in Italia, anno 2008 (Milioni di Standard metri cubi a 38,1 MJ/m 3 )
Fonte: Ministero dello sviluppo economico - Dipartimento per l'Energia – DGSAIE

I consumi regionali (in questo caso per uniformità sono stati utilizzati i dati 2008 pur essendo disponibili quelli 2009) esprimono un’alta incidenza pari al
22,41% dei consumi nazionali, con una distribuzione percentuale fra le 3 macrocategorie allineata per la sola voce termoelettrico, ed una minor incidenza
degli altri usi industriali rispetto alla media nazionale.
GAS NATURALE TOTALE DISTRIBUITO PER REGIONE (**)
ANNO 2008 (Milioni di Standard metri cubi da 38,1 MJ)
INDUSTRIALE TERMOELETTRICO RETI DI DISTRIBUZIONE (*) T O T A L E
LOMBARDIA 2.686,53 7.568,36 8.770,10 19.024,99
in percentuale 14,12 39,78 46,10
Incidenza percentuale sul
totale nazionale (***)
30178,28 35,55 22,41
Tabella 4.16: GAS NATURALE TOTALE DISTRIBUITO PER REGIONE
(**), anno 2008, ((Milioni di Standard metri cubi da 38,1 MJ)
(*) Quantitativi distribuiti su reti secondarie ai settori residenziale, terziario, industriale e termoelettrico.
(**) I dati riportati si riferiscono alle quantità distribuite dalla rete di SNAM Rete Gas, che rappresentano circa il 98% del totale consumato in Italia.
(***) nostra elaborazione sui dati della Tabella precedente e della presente Tabella
In merito alla direzionalità dei flussi di trasporto, essi sono orientati in relazione ai 6 punti di ingresso nazionali, in direzione est-ovest e sud-nord; andando
a descrivere la Lombardia come vero e proprio sink della rete nazionale di distribuzione del gas naturale.
Analisi del punto di equilibrio di una ipotesi di incentivazione rispetto alla tariffa incentivante per la produzione di energia
elettrica
Il punto successivo dell’analisi delle potenzialità riguarda l’investigazione di quelle che sono le scelte operate razionalmente dall’operatore agricolo per massimizzare,
similmente a qualsiasi altro imprenditore, la redditività della propria impresa. Il confronto da operarsi, che è quello che qualora fosse operativa
questo opportunità si presenterebbe all’imprenditore, è fra incentivo per la produzione di energia elettrica e conferimento di biometano. Al momento tale
scenario deve essere scomposto in due sottocasi specifici connessi con le due diverse modalità di incentivazione della produzione elettrica: tariffa omnicomprensiva
per potenze fino a 1 MW elettrico, e Certificati verdi per potenze superiori.
Analisi della competitività rispetto alla tariffa omnicomprensiva
La tipologia di impianti a biogas per generazione elettrica che si è andata diffondendo negli ultimi 2 anni ha tipicamente una potenza di targa leggermente
inferiore a 1 MW per esigenze di massimizzazione delle performance economiche, e quindi di redditività, nell’ambito della cornice della tariffa omnicomprensiva
di 0.28 €/kWh. Utilizzando i parametri standard di produzione costante massima per 8.000 ore annue, e un tasso di autoconsumo pari a 8.125%
vengono calcolate quelle che sono le grandezze tipiche:
95

96
kWh venduti 7.350.000
fatturato (basato unicamente sulla vendita
di energia elettrica secondo la tariffa omnicomprensiva)
2.058.000
costi (stimati secondo i dati del progetto Agrengest) 1.617.000
Tabella 4.17: Grandezze tipiche per un impianto biogas da 1 MW
utile 441.000
Da notare che nei costi è compreso anche il costo “figurativo” della biomassa vegetale prodotta nell’azienda agricola e stimata secondo un valore di mercato,
comprensiva quindi anche della valorizzazione del lavoro dell’agricoltore in campo. Poiché con 1 m3 di biogas si riescono a produrre 1,8-2 kWhel in relazione
al contenuto di metano nella miscela la produzione pura di gas di un impianto di 1 MW di potenza elettrica è stimabile fra i 3.675.000 e i 4.083.333 m3 di
biogas corrispondenti a 2.205.000 – 2.450.000 m3 di metano. Pertanto l’imprenditore che impostasse la propria attività con l’obiettivo di massimizzare il proprio
fatturato potrebbe optare per una soluzione biometano solo in presenza di un prezzo di conferimento che possa assicurare il medesimo fatturato. Il prezzo
in cui si situa il punto di neutralità fra le due opzioni tecnologiche, calcolato utilizzando la media fra i due valori di produzione di metano e considerando
un tasso di “fughe” del 3%, sarebbe pari a circa 0.9115 €/m3 , un valore superiore al prezzo all’ingrosso citato in precedenza (0.42 €/m3 ) ma che incorpora un
premio paragonabile, anche se inferiore, a quello esistente fra tariffa omnicomprensiva e prezzo di mercato dell’energia elettrica.
Il passo successivo per una migliore calibratura del possibile prezzo di conferimento, sta nello stimare un punto di isoguadagno per il nostro imprenditore.
In base ai dati riportati precedentemente, possiamo stimare come equivalenti le quote di ammortamento annuo dell’impianto (il/i cogeneratori hanno un
costo comparabile con quello di un impianto di depurazione di questa taglia, mentre le altre componenti sono costanti per entrambe le soluzioni), parimenti
costanti i costi, anche figurativi, per la materia prima e per la gestione del digestato e dell’impianto ad esclusione dell’isola di potenza o dell’unità di depurazione.
Se ne ricava che l’unica differenza che potrebbe spostare qualche centesimo di euro è proprio quella connessa con questa componente. Nel calcolo
precedente dell’utile, il costo annuo per la manutenzione dell’isola di potenza è stato stimato in 161.700 € annui. Viceversa nel caso del biometano, i costi di
gestione delle apparecchiature tipiche (depurazione, odorizzazione e misura) hanno stima complessiva pari a 136.100 €, leggermente inferiore. Differenza che
trasposta al singolo metro cubo di metano purificato porta un decremento di 0.011 € nel prezzo di conferimento, allineandolo a 0.90 €/m3 .
Manutenzione annua impianto
esclusa isola di potenza
Manutenzione cogeneratori
(0.022
€/kWh)
biogas biometano
261147
1.617.000
261147 Manutenzione annua impianto
escluso depurazione e
immissione in rete
utile 119600 Manutenzione annua
depuratore
15000 Manutenzione annua misura e
odorizzazione
1500 Manutenzione annua rete
di distribuzione
TOTALE 422847 397247 TOTALE
Tabella 4.18: Confronto economico biogas/biometano

La quantità di metano immessa in rete sarebbe pari a circa 282 m 3 /h, quantità che potrebbe rendere difficoltosa l’individuazione di utenze appropriate (stima-
bile in un punto di utilizzo di almeno 30.000 abitanti equivalenti).
Analisi della competitività rispetto ad un impianto che non usufruisca della tariffa omnicomprensiva
Per comodità di esposizione, nel caso di impianto che non usufruisca della tariffa omnicomprensiva, viene ipotizzato un impianto con una potenza nominale
installata pari a 2 MWel, con le stesse caratteristiche di funzionamento
kWh venduti 14.700.000
Fatturato da vendita corrente
(stimato in 0.07 €/kwh)
Fatturato da cessione dei CV
(stimato al prezzo di 88.91 MWh)
secondo il coefficiente
moltiplicativo tipico ed estesa
come da norma a tutta l’energia
elettrica prodotta
costi
(stimati secondo i dati del progetto
Agrengest)
1.029.000
2.560.608
3.324.000
utile 355.608
Tabella 4.19: Grandezze tipiche per un impianto biogas da 2 MW
In questo caso il punto di isoricavo per il nostro imprenditore è individuato in prezzo del conferimento del biometano pari a 0.795 €/m 3 , un valore inferiore a
quello del caso precedente ma sempre superiore al prezzo di riferimento per il gas naturale. L’analisi dei costi, per la valutazione del punto di isoguadagno, pur
mantenendo una migliore performance per il sistema biometano, manifesta una differenza talmente minima, nell’ordine di 5000 €, da non avere riflessi pratici
sul prezzo di conferimento al m3 . Il volume immesso è pari a circa 564 m3 /h che impone una utenza di circa 60.000 abitanti equivalenti.
Efficienza energetica comparata
Uno dei punti critici dell’attuale sistema di incentivazione per il settore biogas è la sua stretta correlazione con la produzione di energia elettrica (cfr. Agrengest.
L’oggi e il domani dell’agro-energia nelle aziende lombarde. Quaderno della ricerca .99, Luglio 2009). Tipicamente è possibile sfruttare solo il 35%-37% del
potenziale energetico del biogas prodotto, stante la diseconomicità di utilizzo del calore (distanze elevate dai centri abitati e bassa consistenza degli stessi,
basse richieste in situ) e i limiti tecnico economici degli attuali sistemi di produzione di energia elettrica.
L’efficienza degli usi finali del gas naturale gestito tramite rete, sono sostanzialmente diversi poiché nel settore della produzione di energia elettrica si è di
fronte ad un parco mediamente di alta efficienza costituito da moderne centrali a ciclo combinato quindi con efficienza elettrica almeno del 50%, mentre nel
campo della generazione termica, pur non esibendo un parco tecnologico così avanzato, si pur sempre in presenza di un valore superiore al 70%. Quindi teoricamente
la trasformazione degli impianti a biogas esistenti potrebbe permettere di conseguire miglioramenti di efficienza per il settore elettrico nell’ordine di
un +50% per il settore elettrico mentre per il settore termico +300%.
Dunque le motivazioni tecniche per favorire il passaggio dalla generazione elettrica al biometano, sono evidenti e di assoluto interesse. Inoltre tali prospettive
si inseriscono nel cammino necessario per il raggiungimento dei nuovi e ambiziosi target di riduzione dei gas ad effetto serra e dei consumi di energia primaria
che l’Unione Europea si è data per il 2020.
97

Analisi di incidenza quantitativa
Le potenzialità tecnologiche del biometano in termini di efficientamento del sistema energetico nazionali sono state dimostrate nel punto precedente. Per
completare la valutazione rimane da esplorare quella che potrebbe essere l’incidenza quantitativa del biometano di origine agricola nel panorama degli attuali
(anno di riferimento sempre il 2008) consumi di gas naturale in Lombardia.
Il fabbisogno annuo regionale è stato pari a circa 20.000 milioni di normal m3 di gas naturale. Come calcolato in precedenza ogni MWel di potenza installata
equivale a circa 2.000.000 di m3 di gas naturale depurato. Quindi ogni MW di potenza elettrica equivalente corrisponde a 0.01 % del fabbisogno lombardo
di gas naturale ai valori del 2008, ossia la implementazione di 100 impianti per teorici 100 MW consentirebbero di coprire 1% dei fabbisogni riferiti ai dati
del 2008. Con il vantaggio addizionale di un rapporto 1:1 fra biometano e copertura del fabbisogno di energia primaria da fonte rinnovabile.
La stima più prudenziale del potenziale non ancora sfruttato di biogas di origine agricola, considerato l’elevato numero di impianti realizzati o in procedura
di autorizzazione, la fissa in circa 200 MWel. Ora è impossibile che, in assenza di politiche di localizzazione e di gestione mirate, e considerati i problemi di
connessione precedentemente esposti tale potenziale possa essere integralmente convertito a biometano. Considerando quindi un tasso prudenziale di biometanizzazione
del 50%, si potrebbe stimare una copertura dei consumi di gas naturale pari a 1% coperta tramite biometano.
Analisi di fattibilità territoriale
Dai dati precedenti appare evidente come appaia problematico l’inserimento di impianti di taglia standard nel contesto esistente della Pianura Lombarda,
caratterizzato dalla presenza di piccoli centri abitati, per la difficoltà di reperire utilizzatori con un minimo di assorbimento superiore all’immesso da parte
dell’impianto di biometano.
Il calcolo del costo di distribuzione, suggerisce, anche in presenza di volumi non elevatissimi, la sostenibilità di distanze nell’ordine dei 10 km (coerente
con quanto avviene di norma nelle esperienze estere) fra il punto di utilizzo ed il punto di prelievo. Questo potrebbe rendere plausibile il concentramento
dell’immissione in punti dedicati della rete (per esempio nelle vicinanze della cabina Re.Mi).
Una ulteriore ipotesi valida dal punto di vista economico e gestionale, considerando la storia del gas naturale in Pianura Padana, e quindi la presenza di pozzi
esauriti è quella di stimolare la localizzazione di impianti di biometano di adeguata capacità (superiore ai 2 MWel equivalenti, auspicabilmente di almeno 4
MWel ) nelle vicinanze di siti di stoccaggio o candidati tali (quali sono tipicamente i pozzi esauriti).
Questa ipotesi richiede comunque ulteriori approfondimenti sul versante regolatorio poiché si andrebbe a operare su quella che è la rete principali di trasmissione
e bilanciamento del gas naturale in Italia. In quest’ottica potrebbe anche essere presa in considerazione l’opportunità di immettere in tale rete il biometano
di impianti opportunamente dimensionati.
Proposta di un algoritmo di incentivo
La definizione di un algoritmo per calcolare una possibile incentivazione del conferimento del biometano richiede di sintetizzare tutte le considerazioni svolte
precedentemente.
Quindi il primo punto fondamentale è che l’incentivo sia collegato con la tariffa omnicomprensiva esistente o con l’incentivo per la produzione di energia
elettrica da biogas tramite opportune costanti desunte dall’esperienza pratica e dagli indirizzi di politica energetici. Tale parametro riflette non solo le inevitabili
considerazioni da parte dell’imprenditore ma è del tutto similare al processo di determinazione del prezzo del gas agganciato a quello del petrolio in
qualità di beni succedanei entro certi limiti.
98

Tale valore dovrà sicuramente essere corretto per il rapporto fra il fabbisogno di minimo a valle del punto di immissione ed il volume di gas immesso. Infatti
l’immissione in eccesso all’interno della rete di distribuzione, in punti in cui non è possibile attuare la procedura del cosiddetto “controflusso” crea situazioni
di mancato bilanciamento e criticità tecniche fisiche alla rete stessa che è bene evitare. Mettendo al denominatore il volume di gas immesso si otterrebbe
l’obiettivo di abbattere sensibilmente l’incentivazione in tutte le situazioni di eccesso di immissione.
Tali valori appare opportuno che siano inoltre corretti mettendo in relazione la distanza fra punto di immissione e luogo di produzione con il volume immesso.
Tale operazione dovrebbe permettere di valorizzare opportunamente la corretta localizzazione degli impianti rispetto ai fabbisogni e evidenziare
opportunamente i costi della rete. Infine sarebbe opportuno inserire anche un coefficiente premiale per la associazione fra più impianti, azione che potrebbe
consentire un certo risparmio in infrastrutturazione, con l’auspicio di favorire tramite altre azioni regolatorie, l’immissione o direttamente in sito di stoccaggio
(azione che annullerebbe molti dei problemi di gestione e bilanciamento della rete evidenziati) o su rete a grande volume. Tale fattore premiante oltre a
valorizzare la semplicità di gestione apportata serve a compensare i maggiori costi connessi con le maggiori pressioni richieste.
99

100

Considerazioni finali
La produzione di energia elettrica e calore da impianti di biogas è una realtà assai interessante a livello regionale lombardo. Le tecnologie impiantistiche,
come standard di mercato, possono essere considerate consolidate sebbene il miglioramento delle prestazioni e delle rese rappresenti una continua sfida per
ricercatori e tecnici.
Le sfide di sistema sono tese a massimizzare l’efficienza e a valorizzare al massimo le proprietà della risorsa biogas.
Si parla sempre più spesso di Biometano riferendosi ad un biogas opportunamente trattato per possedere composizione chimica, purezza, proprietà tecniche
analoghe a quelle del gas naturale fornito all´utente finale. Una volta migliorate le caratteristiche di composizione (il biogas all´origine presenta, infatti, un
contenuto in metano che varia tra il 50 e il 70%) il gas può essere utilizzato per autotrazione o immesso nella rete gas esistente sostituendo in tutti gli impieghi
attuali il gas naturale di origine fossile.
Il progetto Bio.Ret.E si è proposto di approfondire la seconda di queste possibilità, considerandola attualmente meno analizzata, ma con maggiori prospettive
future rispetto all´ utilizzo del biogas quale carburante alla luce del diffuso impiego del gas naturale fossile in Italia. Le finalità perseguite dal progetto
possono essere sintetizzate nei seguenti punti:
• analizzare le possibilità di produzione di biometano dell’agricoltura lombarda dal punto di vista agronomico, tecnologico e logistico;
• individuare e stimare i costi dell’applicazione delle tecnologie necessarie per la purificazione del biogas agricolo;
• analizzare le condizioni al contorno di natura legale, amministrativa e fiscale che condizionano la possibilità di immettere biometano nella rete di distribuzione
gas;
• analizzare l’impatto sulla capacità produttiva del sistema dal punto di vista quantitativo ed economico e le conseguenze locali dell’immissione nella rete di
distribuzione locale del biometano;
• confrontare la realtà lombarda (e nazionale) con la situazione internazionale, in particolare europea.
Come emerso nei capitoli precedenti, gli obiettivi della ricerca sono stati raggiunti grazie alle competenze multisciplinari dei ricercatori, dei tecnici e degli esperti
che hanno formato il gruppo di lavoro. e’ stato indispensabile e particolarmente significativo il contributo di tea sei, la multiutility che opera sul territorio
di mantova e che ha rappresentato un tassello fondamentale per capire se e come i risultati della ricerca possano avere ricadute positive nel mercato dei servizi.
a conclusione della studio emergono alcune considerazioni:
• il quadro internazionale della immissione del biogas nella rete gas mostra che un discreto numero di stati ha già attivato negli ultimi 10 anni iniziative simili
a quelle studiate per il progetto bio.ret.e. le esperienze mostrano come i principali fattori di successo siano da ricondurre ad adeguata diffusione territoriale
della rete e ad un coerente sistema di incentivazione;
• condizione preliminare per l’avvio di progetti concreti sul territorio è però l’esistenza di un compiuto quadro legislativo di riferimento. in italia, in particolare
sarebbero necessari alcuni adeguamenti normativi e regolatori. sarà necessario ragionare su: aspetti legati alla natura giuridica dei produttori di biogas, aspetti
connessi alla più pratica gestione dell’immissione del gas nella rete (costruzione, installazione e manutenzione, ma anche proprietà), tariffa di accesso alla rete
stessa;
• il trattamento del biogas di origine agricola per la produzione di biometano dispone di collaudate soluzioni tecnologiche, applicate con successo alla scala
commerciale, che mostrano caratteristiche generali tali da non fare emergere elementi univoci di differenziazione tra le diverse alternative. La scelta della
soluzione più adeguata deve pertanto considerare anche elementi sito specifici che possono avere influenza sull’operatività dell’impianto, con particolare attenzione
alle esigenze di una gestione più qualificata rispetto a quella degli impianti attualmente installati, finalizzati all’utilizzo diretto del biogas in motori
per la produzione di elettricità e quindi meno complessi;
• la rete gas in italia, ed in particolare in lombardia, è ben diffusa sul territorio con elementi di primo e di secondo livello. grazie al contributo di tea sei sul caso
studio della provincia di mantova è stato possibile stimare non solo i costi necessari per l’eventuale immissione di biogas di origine agricola, ma soprattutto i
vincoli tecnici e pratici connessi con tale operazione;
101

• dal punto di vista dell’incentivazione si possono ipotizzare alcuni modelli di intervento: incentivazione agli impianti attraverso vari strumenti, incenti-
vazione alla costruzione e manutenzione delle infrastrutture di collegamento, incentivazione per l’acquisizione delle tecnologie necessarie, incentivazione
delle tariffe di accesso. Allo stato attuale appare molto importante intervenire con incentivi specifici specialmente per quanto concerne la produzione del
biometano. Un punto critico è il raccordo fra sistema di sostegno al biometano e l´attuale sistema di incentivazione della produzione di energia elettrica da
biogas (sistema che non favorisce una reale cogenerazione). Un rafforzamento degli incentivi di natura finanziaria può derivare da:
− accordi delle Regioni con istituti finanziari per facilitare il reperimento delle risorse necessarie alla costruzione degli impianti
− riconoscimento anche per il biometano del sistema dei certificati verdi già riconosciuti per l’energia elettrica
In conclusione, la produzione di energia da biomassa è una realtà già operante, basata su tecnologie provate e con buoni ritorni economici. Tale contesto ha
avuto l´innegabile merito di aver permesso il consolidamento delle tecnologie produttive del biogas. Oggi il sistema è chiamato, però, a compiere un ulteriore
avanzamento verso l´efficienza complessiva di sistema e verso una flessibilità necessaria per contribuire allo sforzo richiesto dalle nuove politiche dell´Unione
Europea (meglio note come pacchetto 20-20-20). Il biometano rappresenta sicuramente una delle nuove possibili soluzioni a queste importanti sfide.
102

Allegati
Rassegna delle principali caratteristiche degli impianti di produzione di biometano attivi in Europa. Per completezza informativa, la Tabella comprende anche
impianti che utilizzano come matrice organica di partenza i fanghi derivanti dal processo di depurazione delle acque reflue, mentre non considera le installazioni
che trattano gas proveniente da discariche di rifiuti.
Nazione Luogo Utilizzo finale
del
biometano
Germania Altenstadt Immissione
in rete
Aiterhofen/
Niederbayern
Angermünde/
Schwanendorf
Blaufelden -
Emmertsbühl
Immissione
in rete
Immissione
in rete
Immissione
in rete
Bottrop Carburante
per veicoli
Burgrieden Immissione
in rete
Darmstadt Immissione
in rete
Einbeck Immissione
in rete
Ettlingen Immissione
in rete
Forchheim Immissione
in rete
Gemeinde Graben
Landkreis
Immissione
in rete
Godenstedt Immissione
in rete
Grabsleben Immissione
in rete
Gustrow Immissione
in rete
Güterglück Immissione
in rete
Hardegensen Immissione
in rete
Homburg/Efze Immissione
in rete
Horn-bad
Meinberg
Immissione
in rete
Jameln Immissione
in rete
Kerpen Immissione
in rete
Ketzin Immissione
in rete
Substrati Tecnologia
di purificazione
Rifiuti
organici
Lavaggio
con acqua
Capacità Inizio
impianto attività
3 /h biogas
grezzo)
1200 2009
(m n
n.d. PSA 1800 2010
n.d. Lavaggio
con acqua
1100 2010
n.d. PSA 210 2010
Fanghi di
depurazione
Colture
dedicate
Colture
dedicate,
reflui zootec.
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
PSA 250 2008
PSA 600 2008
Lavaggio
con acqua
Lavaggio
amminico
300 2008
1000 2009
PSA 600 2008
Lavaggio
solv. Organico
600 2009
PSA 1000 2008
Lavaggio
amminico
Lavaggio
amminico
Lavaggio
con acqua
600 2009
600 2010
10000 2009
n.d. PSA 1200 2010
Colture
dedicate
Lavaggio
amminico
n.d. Lavaggio
con acqua
Colture
dedicate
Colture
dedicate, reflui
zootec.
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Lavaggio
amminico
Lavaggio
solv. Organico
1000 2009
- 2010
2000 2009
160 2005
PSA 1000 2008
PSA 400 2008
103

104
Nazione Luogo Utilizzo finale
del
biometano
Kißlegg-Rahmhaus Immissione
in rete
Konnern I Immissione
in rete
Konnern II Immissione
in rete
Lanken/Wotersen Immissione
in rete
Luchow Immissione
in rete
Maihingen Immissione
in rete
Muhlacker Immissione
in rete
Neuss am
Niederrhein
Immissione
in rete
Niederndodeleben Immissione
in rete
Pliening Immissione
in rete
Pohlsche Heide Immissione
in rete
Rathenow Immissione
in rete
Rhede Immissione
in rete
Ronnenberg Immissione
in rete
Semd
(Grob-Umstad)
Immissione
in rete
Schwandorf I Immissione
in rete
Schwandorf II Immissione
in rete
Straelen Immissione
in rete
Tunineng Immissione
in rete
Utzensdorf Immissione
in rete
Werlte Immissione
in rete
Wrienzen Immissione
in rete
Willingshausen/
Ransbach
Immissione
in rete
Wusting Immissione
in rete
Zeven Immissione
in rete
Substrati Tecnologia
di purificazione
Capacità
impianto
3 /h biogas
grezzo)
(m n
Inizio
attività
Rifiuti organici Membrane 600 2010
Colture
dedicate, reflui
zootec.
Colture
dedicate
Lavaggio
con acqua
Lavaggio
amminico
n.d. Lavaggio
amminico
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Lavaggio
con acqua
Lavaggio
con acqua
n.d. Lavaggio
amminico
Colture
dedicate
Colture
dedicate
1250 2007
3400 2009
700 2009
1250 2008
1250 2007
PSA 920 2007
Lavaggio
con acqua
800 2010
1250 2008
PSA 920 2006
n.d. PSA 600 2010
Colture
dedicate
Lavaggio
solv. Organico
n.d. Lavaggio
amminico
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate, reflui
zootec.
Lavaggio
solv.
Organico
Lavaggio
con acqua
Lavaggio
amminico
n.d. Lavaggio
amminico
1130 2009
900 2010
650 2008
400 2010
1000 2007
PSA 2000 2008
PSA 1000 2006
400 2009
Rifiuti organici PSA 100 2009
Rifiuti organici,
reflui zootecnici
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
Colture
dedicate
PSA 500 2007
PSA 1200 2009
Lavaggio con
acqua
600 2010
PSA 1200 2009
Lavaggio
amminico
250 2009

Nazione Luogo Utilizzo finale
del
biometano
Austria Bruck/leitha Immissione
in rete
Linz Immissione
in rete
Margarethen am
Moos
Carburante
per veicoli
Pucking Immissione
in rete
Eugendorf Carburante
per veicoli
Svizzera Bachenbulach Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Berne Immissione
in rete
Bischofszell Immissione
in rete
Jona Immissione
in rete
Inwil Immissione
in rete
Lavigny Immissione
in rete
Luzern Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Obermeilen Immissione
in rete
Otelfingen Carburante
per veicoli
Pratteln Immissione
in rete
Roche Immissione
in rete
Romanshorn Immissione
in rete
Rumlang Carburante
per veicoli
Samstagem Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Widnau Immissione
in rete
Utzensdorf Immissione
in rete
Substrati Tecnologia
di purificazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Colture
dedicate, reflui
zootec.
Reflui
zootecnici
Colture
dedicate
Capacità
impianto
3 /h biogas
grezzo)
(m n
Inizio
attività
Membrane 180 2007
Lavaggio con
acqua
800 2008
Membrane 70 2005
PSA 100 2005
PSA 150 2008
Rifiuti organici PSA 50 1996
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
PSA 300 2007
Lavaggio
solv.
Organico
Rifiuti organici Lavaggio
solv.
Organico
Rifiuti organici,
reflui zootec.
300 2007
55 2005
PSA 225 2009
Rifiuti organici PSA 150 2009
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
PSA 75 2004
Lavaggio
amminico
Rifiuti organici Lavaggio
solv.
Organico
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
100 2008
PSA 50 1998
300 2006
PSA 250 2008
Lavaggio
solv.
Organico
100 2007
Rifiuti organici PSA 30 1995
Rifiuti organici PSA 50 1998
Rifiuti organici PSA 100 1998
Rifiuti organici,
reflui zootec.
PSA 100 2007
105

106
Nazione Luogo Utilizzo finale
del
biometano
Svezia Bjuv Immissione
in rete
Boden Carburante
per veicoli
Bromma Carburante
per veicoli
Bromma Carburante
per veicoli
Eskiltuna Carburante
per veicoli
Eslov Carburante
per veicoli
Falkenberg Immissione
in rete
Falkoping Carburante
per veicoli
Goteborg Immissione
in rete
Helsinborg Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Helsinborg Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Helsinborg WWTP Immissione
in rete
Stockholm Carburante
per veicoli
Stockholm Carburante
per veicoli
Stockholm Carburante
per veicoli
Jonkoping Carburante
per veicoli
Kalmar Carburante
per veicoli
Katrineholm Carburante
per veicoli
Kristianstad Carburante
per veicoli
Kristianstad Carburante
per veicoli
Substrati Tecnologia
di purificazione
Rifiuti organici,
reflui zootec.
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Rifiuti organici,
reflui zootec.
Rifiuti organici,
reflui zootec.
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di dep,
reflui zootec.
Fanghi di
depurazione
Fanghi di dep,
rifiuti organici,
reflui zootec.
Fanghi di dep,
rifiuti organici,
reflui zootec.
Capacità
impianto
3 /h biogas
grezzo)
(m n
Inizio
attività
PSA 500 2007
Lavaggio con
acqua
360 2007
PSA 250 2002
PSA 250 2003
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio
amminico
Lavaggio con
acqua
Lavaggio
amminico
330 2003
80 1999
750 2009
200 2007
1600 2007
PSA 350 2001
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio
amminico
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio
amminico
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
650 2007
250 2007
600 2004
800 2009
800 2006
300 2000
200 2008
80 2009
600 2006
280 1999

Nazione Luogo Utilizzo finale
del
biometano
Laholm Immissione
in rete
Linkoping Carburante
per veicoli
Linkoping Carburante
per veicoli
Malmo Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Motala Carburante
per veicoli
Norrkoping Carburante
per veicoli
Norrkoping Carburante
per veicoli
Skelleftea Carburante
per veicoli
Skovde Carburante
per veicoli
Trollhattan Carburante
per veicoli
Trollhattan Carburante
per veicoli
Ulricehamn Carburante
per veicoli
Uppsala Carburante
per veicoli
Vasteras Carburante
per veicoli
Vastervik Carburante
per veicoli
Orebro Carburante
per veicoli
Orebro Carburante
per veicoli
Ostersund Carburante
per veicoli
Netherlands Mijdrecht Carburante
veicoli/immiss
. in rete
Substrati Tecnologia
di purificazione
Rifiuti organici,
reflui zootec.
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Rifiuti organici,
colture dedicate
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione,
rifiuti organici
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Fanghi di
depurazione
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Capacità
impianto
3 /h biogas
grezzo)
(m n
Inizio
attività
500 2000
2*330 1997/20
02
1400 2002
PSA 500 2006
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
80 2009
250 2004
240 2006
250 2005
PSA 140 2002
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
400 2001
200 1995
PSA 20 2003
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio con
acqua
Lavaggio
amminico
400 2001
650 2009
130 2009
450 2007
2000 2009
200 2006
30 2008
107

Referenze iconografiche: iStock Photo | Progetto grafico: Studio Editoriale Associato, Milano | Redazione: Alice Orlandi | Stampa: Loretoprint S.r.l. Milano
Data ultima revisione Giugno 2010
Finito di Stampare Giugno 2010
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