Bio.Ret.E. - Fondazione Politecnico di Milano

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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 35
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. 36
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