Guida all’Installazione di Impianti
di Biogas su Piccola Scala
Un manuale per gli agricoltori
Autore
:
Mark Paterson
Azienda
:
KTBL
Deliverable
:
D3.2
Report n.
:
BEF2-15003-IT
Versione
:
1.0
Status
:
Pubblico
Traduzione
:
DISAFA
Manure,
Stampa
Il documento è stato creato all’interno del Progetto EU “BioEnergy Farm II - Manure, the sustainable fuel for the farm”
Il progetto è co-finanziato dal Programma Intelligent Energy Europe dell’Unione Europea
Contratto Nº: IEE/13/683/SI2.675767
Autore
:
Mark Paterson
Azienda
Indirizzo
:
:
KTBL
Bartningstraße 49 | 64289 Darmstadt | Germany
Deliverable
:
D3.2
Report n.
:
BEF2-15003-IT
Versione
:
1.0
Status
:
Public
Traduzione
:
DEIAFA - Coldiretti
Data
:
21/05/2015
Col contributo di:





Katrin Kayser, IBBK, Germania
Stephanie Bonhomme, TRAME, Francia
Edward Majewsk, Nape, Polonia
Marek Amrozy, NAPE, Polonia
Remigio Berruto, DEIAFA, Italia




Franco Parola, COLDIRETTI, Italia
Jan Willem Bijnagte, CCS, Olanda
Mark Paterson, KTBL, Germania
Marleen Gysen, Innovatiesteunpunt, Belgio
Per favore usare la citazione seguente:
Mark Paterson, Implementation Guide For Small-Scale Biogas Plants, BioEnergy Farm II Publication, KTBL, Germany,
2015
Ringraziamenti
Tutti i diritti riservati.
Questo manuale è basato sulla guida all’installazione
“Implementing a bioenergy plant” (D 6.2) del Progetto
“BioEnergy Farm”, scritto da B. Castillo, Università di
Stuttgart e contiene contributi e risultati ottenuti
insieme ai partner del BioEnergy Farm II.
Nessuna parte di questa pubblicazione può essere
riprodotta in alcuna forma o con qualsiasi mezzo, in
modo da poter essere utilizzata per scopi commerciali,
senza il consenso scritto dell'editore. L'editore non
garantisce la correttezza e la completezza delle
informazioni fornite in questa pubblicazione. La
responsabilità per questa “guida all’installazione”
ricade
unicamente
sull’autore.
Non
riflette
necessariamente l’opinione dell’Unione Europea. La
Commissione Europea non è responsabile per l’uso che
potrebbe essere fatto delle informazioni ivi contenute.
Si ringraziano tutte le persone che a vario titolo sono
coinvolte nel progetto per l’attività svolta e per il loro
contributo nella stesura del presente manuale
La versione di questo report è stata tradotta in danese,
olandese, francese, tedesco, italiano e polacco.
Layout:
BBPROJ & CCS
Immagine di copertina:
BBPROJ
La “guida all’installazione” è stata pensata per dare
assistenza nella realizzazione di un impianto di biogas
di piccola taglia. Il consorzio BioEnergy Farm II e
l’editore non garantiscono la correttezza e/o
completezza delle informazioni e dei dati contenuti i e
o descritti in questo manuale.
www.bioenergyfarm.eu
The sustainable biofuel for the farm
|3
Manure,
Contenuti
1.
Introduzione
7
1.1
Il progetto BioEnergy Farm II
7
1.2
Obiettivi e contenuti della guida all’installazione
9
2.
Biogas – un’introduzione
11
2.1
Basi sulla formazione del biogas
11
2.2
La produzione di biogas
12
2.3
Utilizzo del biogas
13
2.3.1
Impianti di cogenerazione
13
2.3.2
Upgrading del biogas
13
2.4
Trattamento del digerito
14
2.4.1
Separazione
14
2.4.2
Trattamento della fase solida
14
2.4.3
Trattamento della fase liquida
14
3.
Informazioni generali per la realizzazione di un impianto di biogas
16
4.
Idea del progetto
18
4.1
Disponibilità di substrati
19
4.2
Dimensione e potenza dell’impianto
19
4.3
Energia prodotta e residui
20
4.4
Investimenti e benefici previsti
21
4.5
Tipologie di aziende per il businesses del biogas
21
4.6
Visitare impianti esistenti (report sul campo)
22
5.
Valutazione di Fattibilità
23
5.1
Potenziale dei substrati
24
5.2
Tecnologia del biogas
25
4|
The sustainable biofuel for the farm
5.3
Posizioni adatte
26
5.4
Output energetico e utilizzo
26
5.5
Economia
26
5.6
Tipo di azienda e ruolo dell’agricoltore
27
5.7
Colli di bottiglia del progetto
27
Progetto e business plan
29
6.
6.1
Analisi SWOT
29
6.2
Business plan
31
7.
Realizzazione del progetto
32
7.1
Permessi
33
7.2
Finanziamento del progetto e fondi
34
7.3
Migliorare il consenso
34
7.4
Contratti
35
7.5
Gara d’appalto
36
7.6
Costruzione e avvio dell’impianto
36
8.
Fase operativa
37
8.1
Avvio delle operazioni
37
8.2
Durante le operazioni
40
8.2.1
Controllo del processo
40
8.2.2
Manutenzione
41
8.2.3
Documentazione
42
8.3
Sicurezza dell’impianto di biogas
Annex 1. Informazioni generali sui contratti
43
44
1.1.
Contratti con i costruttori di impianti
44
1.2.
Contratti di gestione e manutenzione
44
1.3.
Contratti di fornitura dei substrati e raccolta del digerito
45
1.4.
Contratto di fornitura del riscaldamento
45
1.5.
Contratto di fornitura del biogas
46
|5
Manure,
1.6.
Contratto di concessione con i proprietari terrieri
46
1.7.
Percorso di accordo con la comunità
47
Annex 2. Checklist
48
2.1.Checklist per sviluppare una “idea di progetto”
48
2.2.Checklist per i documenti di approvazione
50
Annex 3. Dati e informazioni specifici per Paese
3.1. Tipologie di forme legali per le aziende
3.1.5.Italia
3.2. Procedimento per le autorizzazioni
3.2.5.Italia
53
53
53
56
56
3.3.Regolamentazione delle emissioni
60
3.4.Incentivi
60
3.5. Ulteriori informazioni (pubblicazioni)
66
3.5.5.Italia
3.6.Contatti per informazioni e consulenze
3.6.5.Italia
Annex 4. Bibliografia
66
66
67
Belgio
68
Danimarca
68
Francia
69
Germania
69
Italia
70
Polonia
70
Olanda
72
Annex 5. Partner del progetto
6|
66
73
The sustainable biofuel for the farm
1. Introduzione
Al fine di preservare le risorse di combustibili fossili rimanenti e, allo stesso tempo, ridurre le emissioni di gas serra e
mitigare il fenomeno del riscaldamento globale, negli anni futuri sarà necessario muoversi verso energie a fonti
rinnovabili. In questo senso le bioenergie giocano un ruolo cruciale, anche per il settore agricolo. La bioenergia è una
vasta fonte di energia con bilancio nullo del ciclo della CO2 (Assorbimento ed emissioni coincidono); inoltre è
permanentemente rinnovabile, siccome è prodotta dalla biomassa, che è un magazzino vivente di energia solare
ottenuta dalla fotosintesi.
La produzione e l’utilizzo del biogas ha un ruolo speciale tra le fonti da energia rinnovabile, in quanto è adatto per la
produzione simultanea di elettricità e calore, utilizzabile come combustibile per trasporti e come sostituto del gas
naturale. Oltre a questo, può essere usato in maniera flessibile e stoccato in modo relativamente facile. La produzione
del biogas non è soggetta a fluttuazioni stagionali, giornaliere legate al clima e può anche essere generata da residui e
scarti di origine agricola. La produzione e l’utilizzo del biogas forniscono benefici ambientali e socio-economici non solo
agli agricoltori coinvolti ma anche alla società. L’utilizzo del biogas migliora le possibilità economiche locali,
salvaguarda il lavoro nelle aree rurali, migliora gli standard di vita e contribuisce allo sviluppo economico e sociale [SEADI
ET AL 2008].
Inoltre, la cultura della salvaguardia e della sostenibilità ambientale in agricoltura, specialmente nell’ambito zootecnico,
stanno diventando sempre più importanti. L’impronta ecologica degli allevamenti per la produzione di carne, latte e
prodotti derivati, è impattante sull’ambiente, se paragonata a quella per la produzione dei prodotti vegetali.. In
particolare, gli allevamenti vengono accusati di costituire una delle principali fonti di emissione di CO2 e CH4 in
atmosfera, derivanti dalle fermentazioni che avvengono nelle vasche di stoccaggio dei reflui zootecnici e dai processi
digestivi degli animali (soprattutto per quanto riguarda gli allevamenti bovini). Una buona soluzione per ridurre le
emissioni di metano è la produzione di biogas dai reflui. Infatti, sempre più agricoltori sembrano interessati a combinare
l’utilizzo dei reflui zootecnici e la salvaguardia dell’ambiente usando la tecnologia del biogas.
Nella maggior parte dei Paesi europei il settore del biogas è iniziato con l’attività di co-digestione dei reflui in
combinazione con prodotti come mais, grano, erba ecc. che possono anche essere utilizzati per l’alimentazione animale.
Il dibattito food vs feed è un problema attuale, quindi gli impianti di codigestione stanno diminuendo rapidamente, come
nel caso di Germania, Belgio e Olanda.
Il Progetto EU “BioEnergy Farm II - Manure, the sustainable fuel for the farm” mira a fornire guide pratiche agli agricoltori
per la produzione di biogas a misura di azienda in piccoli impianti e, al tempo stesso, a contribuire alle entrate aziendali
e a consegnare energia pulita. Il manuale è stato creato per supportare gli agricoltori interessati all’installazione di un
piccolo impianto di biogas nella loro azienda.
1.1 Il progetto BioEnergy Farm II
La motivazione alla base di del Progetto Europeo “BioEnergy Farm II - Manure, the sustainable fuel for the farm” è di
promuovere la produzione in azienda di energia rinnovabile dalla digestione anaerobica su piccola scala, utilizzando
principalmente reflui zootecnici e residui colturali delle aziende agricole.
Il progetto aiuterà a migliorare l’opinione pubblica riguardo la produzione di biogas da prodotti di origine agricola e
contribuirà a rendere l’allevamento più sostenibile, producendo energia in azienda per l’autosufficienza o per la vendita
in rete, riducendo le emissioni, migliorando i reflui come fertilizzante agricolo (chiudendo il ciclo dei nutrienti) e
generando un valore aggiunto all’agricoltura. Il progetto parte dall’osservazione che, nonostante i numerosi benefici, gli
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Manure,
impianti di biogas su piccola scala non sono ancora ampiamente diffusi nelle aziende zootecniche europee o la loro
installazione varia molto all’interno dei Paesi membri.
Gli aspetti che tratta il progetto BioEnergy Farm II sono molteplici: informerà gli agricoltori, la classe politica e altre parti
interessate sulle soluzioni esistenti per gli impianti di biogas su micro scala con una panoramica di mercato che includa
una stima del potenziale di mercato per gli impianti di biogas su piccola scala in Europa. Oltre alla creazione del manuale
per lo sviluppo e la creazione di un impianto di biogas, il progetto fornirà assistenza agli agricoltori controllando la
fattibilità di un digestore di piccola taglia per la propria azienda. All’interno di questo studio di fattibilità, possono essere
presi in considerazione i molteplici utilizzi del il biogas, come la produzione di elettricità e calore da cogeneratore (CHP),
upgrading del gas per produrre gas naturale, utilizzabile, per esempio, come alternativa ai combustibili fossili . Per
migliorare la fattibilità degli impianti aziendali, verrà anche preso in considerazione il trattamento del digerito per
produrre un fertilizzante di qualità superiore. Il trattamento dei reflui aumenterà ulteriormente la sostenibilità delle
aziende zootecniche, oltre ai benefici ambientali della produzione del biogas e la riduzione di emissioni di gas serra
durante lo stoccaggio dei reflui. Il progetto delineerà inoltre quali sonoi vincoli legali ed economici attuali legati allo
sviluppo di un micro-impianto di digestione su scala aziendale
Le pubblicazioni contenenti i principali risultati del progetto, al fine di supportare la diffusione della digestione
anaerobica su piccola scala, sono:







“Market overview of micro-scale biogas plants in European countries”
Il report presenta un’ analisi di mercato sulla digestione anaerobica su piccola scala, riportando i migliori esempi
pratici e una stima del potenziale di mercato in Europa.
“Guideline for policy makers on how to promote micro-scale biogas production”
Questa guida introduce la tecnologia del biogas su piccola scala, descrive i benefici ambientali e socioeconomici. Lo scopo di tale guida, destinato alla classe politica di ogni Paese partecipante al progetto, è quello
di fornire una panoramica legislativa sul tema dei digestori su micro-scala in Europa, al fine di supportare il
miglioramento delle misure legislative al riguardo.
Il manuale per gli agricoltori “Implementation guide for small-scale biogas plants”
Questa guida presenta le basi per la produzione e l’utilizzo del biogas e descrive gli step essenziali per lo
sviluppo e l’installazione di un impianto (dall’idea alla fase operativa)
Programma informatico per il calcolo online
Uno strumento che supporta le decisioni degli agricoltori o altre parti interessateche è disponibile online
(gratuitamente). Permette all’utente di condurre un esame generale sulle condizioni e la fattibilità economica di
un impianto di biogas nella propria azienda.
Workshop con esperti
Workshop organizzati per istruire consulenti (di Paesi che partecipano o meno al progetto) riguardo
l’installazione di impianti di biogas di piccola taglia e l’utilizzo del tool per il calcolo online messo a disposizione
degli agricoltori.
Programma informatico offline
Un programma dettagliato per la fattibilità dell’impianto di biodigestione su scala aziendale (versione offline)
che sarà usato da esperti preparati per offrire consulenza tecnica personlizzata agli agricoltori. I dati degli scan
offline saranno usati come input per il business plan del progetto di costruzione di un bio-digestione su piccola
scala.
Sito web del progetto
Il portale “www.bioenergyfarm.eu” fornisce, informazioni sulla tecnologia del biogas su piccola scala, tutte le
novità relative al progetto, alle pubblicazioni e al tool per i calcoli online. Fornisce inoltre un calendario con il
programma dei workshop e altri eventi rilevanti sull’argomento.
Il consorzio BioEnergy Farm II include rappresentanti di organizzazioni agricole (Institute for Agri Technology and Food
Innovation (DK), Association for Technology and Structures in Agriculture (DE), Cornelissen Consulting Services (NL),
Farmers Association Projects (BE), Università di Torino (IT), National Energy Conservation Agency (PL), TRAME (FR)),
che contribuiranno con conoscenza ed informazioni nelle loro rispettive aree; fanno inoltre parte del consorzioesperti di
8|
The sustainable biofuel for the farm
agronomia ed enti che si occupano di consulenza aziendale (Coldiretti Piemonte (IT), DCA Multimedia (NL), IBBK
Fachgruppe Biogas GmbH (DE), Foundation Science and Education for Agro-Food Sector (PL), Organic Denmark (DK),
Regional Chamber of Agriculture of Brittany (FR)) che mostreranno principalmente agli agricoltori la fattibilità di un
impianto di biodigestione su micro scala e le prime fasi dell’implementazione di un progetto. Il consorzio non include
alcun fornitore di tecnologia inerente il biogas o venditori di impianti e componenti.
Il progetto BioEnergy Farm II riconosce gli sforzi prodotti in molti Paesi europei per gli impianti di biogas aziendali,
utilizzando solamente i reflui zootecnici per la produzione energetica. In questo senso, il progetto contribuisce ad un
ampliamento di questa particolare tecnologia del biogas in tutti i Paesi europei, trasferendo informazioni essenziali tra
questi ultimi su tutti i livelli,. Obiettivo non ultimo del progetto è quello di incoraggiare l’ambiente politico europeo a
fornire sufficienti incentivi per assicurare uno sviluppo di questa tecnologia, al fine di implementare la produzione di
energia rinnovabile più sostenibile.
1.2 Obiettivi e contenuti della guida all’installazione
Tra le altre cose, per la realizzazione di un progetto efficace, sono essenziali una visione a lungo termine, una buona
organizzazione e l’adempimento delle condizioni tecniche. Per assicurarsi che l’impianto di digestione anaerobica sia
remunerativo nel lungo periodo, il progetto dev’essere ben pianificato.
Questo manuale è stato scritto nell’ambito del Progetto EU “BioEnergy Farm II - Manure, the sustainable fuel for the
farm” (reflui, il combustibile sostenibile per le aziende) e si focalizza principalmente su impianti di digestione anaerobica
di piccola taglia, operanti in azienda e alimentati con sottoprodotti e residui agricoli con una potenza produttiva fino a
100 kWel (in funzione delle condizioni di ogni Paese). La pubblicazione “Market overview of micro-scale biogas plants in
European countries” fornisce informazioni sulla definizione di “impianto di biogas di piccola taglia” per ogni Paese
Europeo partecipante e non al progetto (visitate www.bioenergyfarm.eu)
Questo manuale è stato creato per supportare gli agricoltori e parti interessate che siano coinvolte nell’utilizzo delle
biomasse agricole per produrre energia rinnovabile maggiormente sostenibile, intenzionati a investire in piccoli impianti
di biogas nella propria azienda.
La presente linea guida descrive le fasi essenziali per sviluppare un progetto, iniziando con l’idea, creando un business
plan fino alla fase finale, quella operativa. Il manuale inizia con una breve introduzione sulla biologia della produzione
del biogas, tipologie per l’utilizzo del biogas e trattamento del digerito e fornisce inoltre informazioni generali sulla
realizzazione del progetto (la Figura 3 fornisce una visione generale delle fasi da seguire per realizzare il progetto, in
modo da renderlo remunerativo e duraturo). La progettazione è seguita da cinque fasi di installazione dell’impianto, le
quali verranno approfondite in cinque capitoli separati. Questa guida non pretende di essere un lavoro totalmente
esaustivo. Inoltre, alcuni argomenti potrebbero richiedere modifiche rispetto a come verranno presentati in questo
lavoro.
Gli allegati del manuale contengono anche informazioni generali su questioni specifiche per ogni Paese, che sono
importanti per la realizzazione del progetto.
L’Annex 1 (capitolo Annex 1) mostra e descrive diversi tipi di contratto, ad esempio per la costruzione dell’impianto o per
la fornitura esterna di calore agli acquirenti, che potrebbero essere necessari per la realizzazione di un progetto.
L’ Annex 2 (capitolo Annex 2) fornisce una checklist per sviluppare il progetto e per la compilazione dei documenti
necessari per i permessi.
L’Annex 3 (capitolo Annex 3) contiene informazioni specifiche per Paese (solamente per i Paesi aderenti al progetto)
sulle tipologie di forme legali delle aziende agricole, procedimenti da seguire per l’ottenimentodei permessi e normative
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Manure,
riguardanti le emissioni degli gli impianti di biogas di piccola taglia e specifiche inerenti i sussidi vigenti. Questo capitolo
fornisce inoltre una lista con le pubblicazioni e ulteriori informazioni sulla produzione agricola del biogas e sul suo utilizzo
in ogni Paese. Allo stesso tempo sono presenti i contatti delle istituzioni rilevanti del settore , utilizzabili per richiedere
informazioni e consulenze sul tema.
Le informazioni contenute in questa versione generale de manuale forniscono una fotografia della situazione a Febbraio
2015. Le versioni specifiche per ogni Paese della presente guida si focalizzano sulle condizioni nazionali e sono
regolarmente aggiornate per riflettere lo stato attuale.
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The sustainable biofuel for the farm
2. Biogas – un’introduzione
2.1 Basi sulla formazione del biogas
Quando la materia organica (biomassa) è degradata in assenza di ossigeno (anaerobiosi) in un processo microbiologico,
si formano diversi gas. Questo mix di gas prodotto tramite digestione anaerobica viene detto biogas. Il digerito, che è
un sottoprodotto risulta dal processo di digestione anaerobica è un substrato decomposto, ricco in macro e micro
nutrienti e quindi adatto per essere usato come fertilizzante in agricoltura.
La digestione anaerobica è perfettamente idonea per le attività agricole, dato che le colture energetiche (es. mais,
insilati), residui organici (es. reflui), sottoprodotti (es. bucce di frutti, sansa di olive) sono substrati disponibili e prodotti
in azienda.
Il biogas è composto principalmente da metano (CH4) e anidride carbonica (CO2), oltre a idrogeno (H2), idrogeno
solforato (H2S), ammonio (NH3) e altri gas in traccia. La composizione del biogas è influenzata prevalentemente dai
substrati utilizzati per la digestione e dallo stesso processo di fermentazione.
Il processo della formazione del biogas si svolge in quattro fasi microbiologiche che si svolgono in maniera parallela (vedi
Figura 1). Affinché il processo si svolga normalmente, le fasi di degradazione devono essere ottimamente bilanciate sui
requisiti dei batteri coinvolti (es. valore del pH, temperatura)
Figura 1: Rappresentazione schematica del processo di degradazione anaerobica [KTBL 2013, modificato]
Nella prima fase, detta “idrolisi”, il substrato, che è composto di molecole complesse (come carboidrati, proteine e
grassi) è degradato da exo-enzimi, cioè enzimi rilasciati dal subastrato, in composti organici più semplici (come
amminoacidi, zuccheri, acidi grassi).Questi prodotti intermedi sono ulteriormente scissi in una seconda fase, la
“acidogenesi”; batterri specifici, producono da una parte acidi grassi a corta catena (acetico, propionico, butirrico),
| 11
Manure,
anidride carbonica, idrogeno e piccole quantità di acido lattico e alcol dall’altra. Nella terza fase, la “acetogenesi”, i
prodotti dell’acidificazione sono trasformati principalmente in acido acetico, idrogeno e anidride carbonica. L’acido
acetico è formato dagli acidi organici. Quando questa fase del processo è disturbata, si manifesta un eccesso di acidi,
siccome solamente i batteri metanigeni possono degradare l’acido acetico.
Nell’ultima fase della produzione di biogas, la “metanogenesi”, i batteri producono il biogas tramite due metabolismi: il
primo parte dall’acido acetico, il secondo da idrogeno e anidride carbonica [KTBL 2013].
In funzione del tipo di impianto, del modo in cui opera e delle biomasse utilizzate, sono richieste diverse condizioni
ambientali per una ottimale attività microbica. Quindi i seguenti parametri, tra gli altri, devono essere tenuti in
considerazione [FNR 2013]:
 la concentrazione di ossigeno nel fermentatore non deve essere troppo alta;
 la temperatura nel digestore dovrebbe essere regolata in funzione del tipo di microrganismi coinvolti
(es. in condizione di mesofilia: 37-42 C);
 il valore del pH del substrato nel fermentatore dovrebbe rimanere nel range compreso tra 6.5 e 8
;
 il digestore dovrebbe essere bilanciato in termini di micro e macro nutrienti.
In generale, le condizioni di lavoro di un impianto di biogas dovrebbero essere mantenute il più costante
possibile.Particolarmente importante è il caricamento dei substrati. Alcuni tipici errori riguardo l’alimentazione del
digestore sono i seguenti:




alimentazione continua di substrati per un lungo periodo di tempo;
il substrato è fornito in maniera irregolare;
veloce cambiamento dei substrati con diversa composizione o qualità;
alimentazione con troppo substrato dopo un periodo di pausa del caricamento dei substrati (es. dovuto a
problemi tecnici).
Il tasso di produzione di biogas e può quindi essere facilmente inibito. I fattori di inibizione possono diminuire in piccola
parte il tasso di degradazione e la produzione del gas o portare ad un completo arresto nel caso siano raggiunti livelli di
tossicità. Per esempio, gli antibiotici possono entrare nel digestore attraverso i reflui zootecnici. Anche piccole quantità
di antibiotici, disinfettanti o solventi, erbicidi o sali di metalli pesanti possono inibire il processo di degradazione nel
digestore [KTBL 2013].
2.2 La produzione di biogas
Negli allevamenti zootecnici sono frequentemente prodotti substrati a costo zero, come i reflui, residui di mangimi e
scarti derivanti dall’alimentazione degli animali. I soli reflui hanno una bassa resa energetica, dato l’elevato contenuto
di acqua e moderata la resa in gas. Questi fattori rendono tale substrato meno conveniente da trasportare ed
economicamente meno allettante per i trasporti su lunga distanza. Attualmente sono disponibili impianti a bassa
potenza per sfruttare il potenziale di questa biomassa, in maniera economica e con impianti semplici da gestire.
La gestione dei liquami dal punto di vista idraulico, è semplice. Con una elevata percentuale di reflui nel digestore, anche
substrati più difficili da movimentare, come erba o letame solido, i liquami possono essere usati facilmente in un piccolo
impianto di biogas [FNR 2013].. In sostanza, i substrati utilizzati determinano la tecnologia appropriata da adottare per
la gestione dell’impianto (es. macchinari per il taglio, dimensioni delle tubature, trattamento del gas, stoccaggio del gas
e unità di cogenerazione [LFU 2007]).
Tra i requisiti tecnici generali per una digestione di soli reflui, il bilancio del calore può essere un punto critico – in
particolare durante l’inverno. Specialmente in lunghi periodi di clima freddo, può risultare difficile la fornitura di calore
per l’impianto e il consumo esterno del calore (es. stalle, edifici residenziali).
12 |
The sustainable biofuel for the farm
Il mercato mostra un considerevole gamma di soluzioni tecniche per gli impianti su piccola scala, con sistemi di
fermentazione sia umida che a secco. I concetti di impianto offerti variano da sistemi personalizzati che includono
strutture aziendali esistenti (es. stoccaggio e pompaggio dei reflui, edifici per il cogeneratore o integrazione di nuovi
edifici nella costruzione dell’impianto) ad impianti nuovi veri e propri, nei quali le parti essenziali sono prefabbricate dai
costruttori. Progetti già parzialmente esistenti sono stati ottimizzati per questi tipi di impianti , con uno sforzo mirato
anche alla riduzione dei costi [FNR 2013].
Ricapitolando si può dire che in funzione del tipo di substrato (es. resti di mangimi, lettiere o erba come co-substrato) e
delle infrastrutture aziendali esistenti (es. strutture necessarie per lo stoccaggio dei liquami), la fattibilità tecnica e i
benefici di ogni impianto dovrebbero essere esaminati con cura e, se possibile, con il supporto di un consulente
imparziale.
2.3 Utilizzo del biogas
Il biogas prodotto è versatile. Frequentemente è usato in unità di cogenerazione (CHP) per la produzione combinata di
elettricità e calore in sito. L’elettricità prodotta è ceduta in rete o utilizzata in sito per l’autoconsumo. Il consumo interno
dell’impianto di biogas può essere coperto sia dalla rete che dal cogeneratore stesso.
Oltre all’elettricità, un cogeneratore produce anche energia termica dagli scarichi e dal raffreddamento del motore. Una
parte del calore generato è utilizzata per scaldare il digestore. Il resto del calore generato può essere usato per ogni altro
uso necessario [LfU 2007].
Il biogas può inoltre essere usato in caldaia per produrre calore a bassa temperatura per il riscaldamento, attrezzature
per l’essiccazione o per la produzione di vapore. La condizione necessaria è che la qualità del biogas incontri i requisiti
della caldaia.
2.3.1 Impianti di cogenerazione
Come motori per la cogenerazione, sono normalmente utilizzati motori con ciclo a benzina o motori a iniezione diretta
di gas. I motori con ciclo a benzina (motori a gas) sono ideati per lavorare con il gas e possono operare con un contenuto
di metano nel biogas a partire da circa 45%. I motori ad iniezione diretta di gas lavorano sul principio dei motori diesel,
sono quindi motori di serie modificati per lavorare con il biogas. I motori possono lavorare con gasolio puro, se il biogas
ha un contenuto di metano basso o in caso di guasti nella produzione di biogas [LFU 2007].
2.3.2 Upgrading del biogas
In alternativa alla produzione di elettricità, il biogas può anche essere trattato e purificato a biometano. Il biometano è
un sostituto del gas naturale, che può essere iniettato nella rete del gas naturale e usato esattamente come quest ultimo.
Dal punto di vista fisico, il biometano è identico al gas naturale e può quindi essere facilmente utilizzato, per esempio,
per produrre elettricità e calore in un cogeneratore o in turbine o in caldaie o anche come combustibile per veicoli.
Con la purificazione (upgrading) del biogas grezzo e l’immissione del gas nella rete del gas naturale può essere realizzato
uno sdoppiamento spaziale e temporale tra produzione e utilizzo del biogas. Questo permette un uso del biogas più
efficiente e trainato dalla domanda. Ad ogni modo, la connessione alla rete del gas naturale non è sempre possibile o
economicamente vantaggiosa, siccome i costi di connessione alla rete richiedono impianti di grandi dimensioni[KTBL
2012].
I metodi più comuni per la purificazione del biogas sono il lavaggio pressurizzato con acqua, l’adsorbimento a pressione
oscillante, il trattamento con ammoniaca e le tecnologie a membrana [KTBL 2012]. (bisognerebbe spiegarli!!!)
La produzione di elettricità decentralizzata dall’impianto di biogas con unità di cogenerazione è più vantaggiosa quando
può essere utilizzata una grande parte del calore prodotto nelle vicinanze del cogeneratore. Nella fase di pianificazione
di un impianto dovrebbero quindi essere valutate tutte le possibili soluzioni per l’utilizzo del biogas.
| 13
Manure,
2.4 Trattamento del digerito
Il modo più vantaggioso (economicamente) per gestire i residui della fermentazione è ancora lo spandimento del
materiale digerito nei terreni aziendali o nelle immediate vicinanze. Lo sviluppo del progetto dovrebbe chiarire se è
disponibile un terreno sufficientemente grande per poter spandere il digerito o se esiste un acquirente fisso per l’acquisto
del digerito in eccesso. [FUCHS & DROSG 2010].
Con il trattamento del digerito, può essere ridotta la pressione sugli affitti locali per i terreni coltivabili, la trasportabilità
dei nutrienti contenuti nel digerito aumenta e, infine, viene ridottoil potenziale eccesso di nutrienti locale, risparmiando,
tra l’altro, sui costi di stoccaggio e distribuzione.
Inoltre, la commerciabilità dei reflui zootecnici sta aumentando e, non ultimo, l’utilizzo del materiale digerito riduce
l’impatto ambientale evitando l’emissione di composti volatili e inquinanti in atmosfera.
I metodi per trattare il digerito sono i seguenti [KTBL 2013]:


trattamento parziale: separazione dei solidi e produzione di una fase liquida con meno nutrienti
trattamento totale: rimozione dei solidi e produzione di un concentrato ricco in nutrienti; purificazione della
fase liquida fino ad una qualità che permetta lo scarico diretto nelle acque riceventi.
Il dimensionamento e la strategia per l’impianto di trattamento del digerito sono basati principalmente sulle risposte ai
seguenti quesiti [FUCHS & DROSG 2010]:





Quale quantità di digerito utilizzare durante la fase operativa dell’impianto e qual è la quantità di nutrienti
associata?
Quale percentuale di digerito può essere applicata nei terreni in conduzione
Esistono altri potenziali acquirenti per il digerito nella regione?
Quali opportunità esistono per promuovere i prodotti finali del trattamento di digestione come compost o
nutrienti liquidi?
Esiste calore inutilizzato dal gruppo di cogenerazione (o altro sistema) disponibile che possa essere usato per il
trattamento del digerito, come essiccazione o evaporazione?
2.4.1 Separazione
Il trattamento del digerito inizia con la separazione della frazione liquida da quella solida in preparazione per i seguenti
processi, solitamente meccanici o termici.
La separazione è condotta per via meccanica con centrifughe o presse a vite. Per impieghi semplici come la separazione
finalizzata al ricircolo di liquidi, non sono richiesti ulteriori fasi di processo.
2.4.2 Trattamento della fase solida
Con il trattamento della fase solida si può ottenere un fertilizzante di alta qualità. La rimozione dell’acqua permette un
trasporto economico della frazione solida su distanze maggiori.
Il processo di essiccazione (come l’essiccazione a cinghie, essiccazione a spinta inversa , essiccazione a letto fluido)
rimuove l’acqua nel digerito con un forte flusso di aria calda. Come fonte di calore, in questo caso, può essere usato il
surplus termico del cogeneratore. Inoltre, per la rimozione dell’acqua, il digerito è sanitizzato e pastorizzato [KTBL 2013].
2.4.3 Trattamento della fase liquida
Oltre all’utilizzo diretto della fase liquida come fertilizzante, è possibile, per continuare il processo (trattamento totale)
raggiungere una qualità della fase liquida che permetta lo scarico diretto nelle acque riceventi. Lo sforzo, i requisiti e i
costi per il processo di trattamento totale sono solitamente alti.
Un metodo per raggiungere questo livello di trattamento è la tecnologia a membrane. Durante tale trattamento, la fase
liquida viene fatta passare attraverso una membrana che trattiene le particelle solide, i batteri e, nel caso dell’osmosi
14 |
The sustainable biofuel for the farm
inversa, i sali disciolti nel liquido trattato. L’osmosi inversa, a causa della grande sensibilità delle membrane, richiede
elevati input energetici; per tale motivo si procede solitamente con una prima filtrazione grossolana; il filtrato viene poi
ancora pre-trattato con un’ultrafiltrazione.
| 15
Manure,
3. Informazioni generali per la realizzazione di
un impianto di biogas
I progetti per la produzione di energia dal biogas richiedono una certa quota di investimenti. Per questo motivo è
necessario pianificare in maniera accurata tale progetto e, in particolar modo, dimostrare la sostenibilità economica
prima ancora della fattibilità tecnica. Quando si realizza un progetto, i proponenti (es. agricoltori) possono svolgere da
soli alcune fasi del progetto, in relazione ai propri impegni, alle finanze disponibili e alle risorse personali.
Specialmente nelle prime fasi di un progetto, il proponente o il futuro gestore dell’impianto giocano un ruolo
fondamentale. Quando si delineano i contorni di un progetto per la sua prima valutazione e per il seguente sviluppo di
uno studio di fattibilità, il futuro gestore dell’impianto può contribuire con le proprie informazioni, idee, desideri,
aspettative e decisioni.
È necessario apportare cambiamenti all’inizio del progetto (il prima possibile) per avere un maggiore influsso positivo
rispetto agli stessi cambiamenti apportati in fasi seguenti e più avanzate del progetto stesso (vedi Figura 2). Un altro
vantaggio di occuparsi prima di tali questioni è che comporta costi e tempi minori rispetto alle fasi seguenti del progetto.
Figura 2: Livello di dettaglio, opportunità di introdurre modifiche e andamento dei costi in funzione dei
cambiamenti apportati durante la realizzazione di un progetto
La preparazione dell’idea di progetto e lo studio di fattibilità forniscono quindi un processo diverso, ma evolutivo dello
sviluppo e della realizzazione del progetto. Perciò bisogna prendere in considerazione l’intera filiera: dalla fornitura di
biomassa, alla generazione di energia e alle perdite energetiche,alla gestione del digerito.[ELTROP ET AT 2014]. In questo
manuale saranno presentate le fasi individuali della formulazione del progetto, lo studio di fattibilità, la panificazione
della spesa, le procedure per ottenere i permessi, la costruzione vera e propria e l’avvio dell’impianto.
16 |
The sustainable biofuel for the farm
La seguente Figura 3 mostra le diverse fasi essenziali dello sviluppo di un progetto e alcuni aspetti che devono essere
considerati durante l’installazione di un impianto di biogas.
Idea di
progetto
Studio di
fattibilità
•
•
•
•
•
Vorrei costruire un impianto di biogas nella mia azienda
Quali sono le prime domande?
Quali biomasse ho disponibili in azienda?
Quale tipo di impianto e taglia sono appropriati?
Vale la pena continuare nella pianificazione?
• Voglio che il mio progetto sia più preciso
• Qual è la disponibilità e la qualità delle biomasse?
• Come posso chiedere informazioni o supporto?
• Il progetto sarà fattibile da un punto di vista tecnico, economico e ambientale?
• Qual è la tipologia di impianto più fattibile per la mia situazione?
• Quale impressione fornisce il mio business plan?
Concezione • Cosa dicono gli esperti?
del progetto • Quale forma legale, scorte di substrato, dimensionamento tecnico ed analisi economiche offrono un
impianto più promettente?
e business
plan
•
•
Realizzazione •
del progetto •
Fase
operativa
Quali azioni sono richieste per raggiungere l'accettazione dal mio vicinato?
Quali procedimenti e documenti sono richiesti per ottenere i permessi rilevanti (e i fondi)?
Quale tecnologia di impianto e compagnia costruttrice sceglierò?
Come posso essere sicuro che il progetto sarà finito in tempo e senza sforare il budget previsto?
• L'impianto entra nella fase operativa
• Cosa devo sapere per condurre un impianto di biogas?
• Quali misure normative, di manutenzione, report di esperti ecc. sono necessarie per condurre bene un
impianto?
Figura 3: Fasi essenziali per lo sviluppo di un progetto e domande centrali per l’installazione di un impianto di biogas [CASTILLO
ET AL 2012, modificato]
| 17
Manure,
4. Idea del progetto
L’idea del progetto inizia con le domande.
In particolare, ci si riferisce a tutte le domande di base che l’agricoltore dovrebbe porsi durante la sua prima riflessione
per decidere se vuole continuare a pianificare un progetto. Siccome è la prima fase dell’azione, l’agricoltore stesso può
procedere nella raccolta di dati generali e nella valutazione qualitativa dei calcoli.
Durante l’elaborazione di un progetto, è importante avere uno sguardo d’insieme su quella che sarà l’opera finale. Ad
esempio è necessario tenere in considerazione la disponibilità dei substrati ad uso energetico, le opzioni di trasporto e
stoccaggio, le principali impostazioni dei vari tipi di impianto, le taglie produttive, le informazioni sulla posizione
dell’impianto e l’installazione nell’azienda esistente, la fornitura di energia agli acquirenti (Figura 4).
).
Substrati
• Quantità
• Disponibilità e logistica
• Qualità
Impianto di biogas
• Tipo di digestore anaerobico
• Taglia dell'impianto
• Posizione
Output energetico e
residui
• Produzione e utilizzo di energia
• Uso dei residui
Investimenti e
benefici
• Costo dell'impianto
• Benefici del progetto
Tipo di azienda
• Forma legale per l'impianto di
biogas
Rapporti sul campo
• Visita ad impianti simili
• Esperienza di altri agricoltori
Figura 4: Elenco dei principali punti che devono essere analizzati durante la fase “idea di progetto” [CASTILLO ET AL 2012,
modificato]
Una valutazione iniziale del progetto non richiede decisioni precise sugli aspetti menzionati sopra (questi saranno
approfonditi nella fase seguente di pianificazione). Piuttosto, lo scopo è assicurarsi che ci siano più di un’opzione per
realizzare il progetto con successo [FNR 2013].
Alla fine di questo primo step, l’agricoltore avrà un’idea più chiara del suo progetto grazie ai primi calcoli qualitativi e
semi-quantitativi riguardanti la fornitura dei substrati, la taglia dell’impianto e l’energia prodotta. L’agricoltore deciderà
se interrompere O preseguire nel progetto, addentrandosi in livelli di dettaglio sempre crescenti.
18 |
The sustainable biofuel for the farm
4.1 Disponibilità di substrati
L’agricoltore saper fare una stima dei substrati disponibili nella sua azienda per l’alimentazione di un impianto di biogas.
Si inizia dalla quantificazione dei diversi tipi di substrati disponibili in azienda durante l’anno (disponibilità continua,
stagionale, saltuaria). Bisogna inoltre considerare che le biomasse con elevato contenuto di cellulosa o “ingombranti”
(ad esempio il letame), potrebbero richiedere un pretrattamento prima dell’utilizzo. Biomasse legnose non sono idonee
per la digestione anaerobica. Inoltre, si dovrebbe anche considerare la fornitura dei substrati da altri agricoltori o
industrie presenti nelle vicinanze dell’azienda interessata a costruire l’impianto di digestione anaerobica.
Le seguenti domande hanno una forte rilevanza:











Quali tipi di substrati autoprodotti (es. reflui zootecnici, trifoglio, colture energetiche o residui di produzioni
agricole e industriali, es. bucce di patate) sono disponibili nel lungo periodo?
Ho un medio-lungo termine per cambiare la mia azienda?
I substrati prodotti in azienda saranno sufficienti nel lungo termine per condurre un impianto di biogas?
Ci sono fornitori nelle vicinanze che possono cedere substrato regolarmente, nel lungo periodo e a quali costi?
L’uso di questi substrati rispetta i requisiti legali (es. uso di scarti che presentano rischi igienico-sanitario)
Questi substrati sono idonei alla digestione anaerobica?
Potrebbe servire un pretrattamento per alcune delle biomasse?
Quante tonnellate avrò disponibili ogni anno e quando?
Qual è la qualità stimata delle biomasse che avrò (resa di biogas per tonnellata di biomassa)?
Com’è l’infrastruttura circostante – l’agricoltore e/o il fornitore saranno capaci di trasportare il substrato
facilmente e a basso costo all’impianto?
Ecc.
4.2 Dimensione e potenza dell’impianto
I potenziali substrati disponibili in azienda, e di conseguenza il potenziale produttivo in biogas, sono fondamentali per il
dimensionamento e la progettazione dell’impianto e per stabilire la quantità di energia potenzialmente producibile. I
dati ricavati dall’analisi dei substrati, forniscono quindi, in prima istanza, la dimensione dell’impianto e la sua potenza.
Le tecnologie degli impianti per il recupero di biogas, sono molteplici. Virtualmente non ci sono limiti in termini di
combinazioni possibili tra attrezzature e componentistica. Ad ogni modo, sono inevitabilmente richieste analisi di
esperti sulla fattibilità dell’impianto e sulla capacità di adattamento della stessa per ogni singolo caso. Sul mercato
vengono proposti diversi tipi di processi per la produzione di biogas e diverse soluzioni per la digestione anaerobica su
piccola scala [KTBL 2013].
Una domanda è: quale tecnologia potrebbe essere più adatta per il mix di substrati che si avranno a disposizione in
azienda? La classificazione dei processo per la generazione di biogas, viene effettuatat considerando diversi criteri [EDER
2012, KTBL 2013], quali:




tenore di secca del substrato (digestione umida o solida);
tipo di alimentazione (impianto continuo, semi-continuo o discontinuo/batch);
tipo di impianto (impianto a miscelazione completa, compatto, sistemi a torre);
temperatura di digestione (mesofilia o termofilia).
La taglia dell’impianto è determinata dal mix di substrati e dalla sua resa specifica in gas e metano, da cui possono essere
approssimativamente stimate le rese annuali in biogas. Tale dato può essere usato per il dimensionamento dell’impianto
e per stimare la quantità di energia che può essere prodotta. La potenza dell’impianto può essere espressa in elettricità
prodotta (kWhel), calore prodotto (kWhth) oppure biogas grezzo o biometano prodotti (m³/h).
| 19
Manure,
Il programma disponibile su www.bioenergyfarm.eu permette di effettuare dei calcoli e una successiva valutazione sulla
produzione di biogas e sul dimensionamento di un impianto.
Le informazioni sulla taglia dell’impianto contribuiranno inoltre al posizionamento dell’impianto all’interno dell’azienda
e a fornire chiarimenti su come potrà funzionare l’impianto stesso.
4.3 Energia prodotta e residui
Basandosi sul potenziale produttivo di biogas dei substrati a disposizione dell’azienda, si può stimare la produzione di
energia dell’impianto. L’agricoltore dovrebbe quindi pensare a come potrà essere utilizzata l’energia prodotta. In
funzione del processo di conversione (cogenerazione, calore o biometano) saranno prodotti diversi tipi di energia.
La configurazione più classica per gli impianti di biogas prevede la produzione combinata di elettricità e calore in un
cogeneratore (CHP) direttamente in azienda. L’elettricità può essere immessa nella rete elettrica o usata per sopperire
al fabbisogno energetico dell’azienda stessa. Il calore prodotto è necessario in prima istanza per mantenere costante la
temperatura dell’impianto. In funzione della taglia dell’impianto stesso, del mix di substrati (un alto contenuto di reflui
presenta una elevata esigenza termica) e delle condizioni ambientali, può essere usata la quota di calore in surplus in
azienda, per il riscaldamento degli ambienti domestici e dell’acqua. E’ inoltre possibile fornire il calore all’esterno
dell’azienda produttrice (es. serre, allevamenti suini, abitazioni limitrofe o altre aziende).
Il biogas può essere utilizzato in una caldaia per la sola produzione di calore o, come alternativa alla cogenerazione,
purificato a biometano (al livello qualitativo del gas naturale) e immesso nella rete nazionale.
Inoltre, il processo fermentativo produce il digerito come sottoprodotto che può essere usato come fertilizzante e,
quindi, sostituire parzialmente i concimi chimici.
Le proprietà del digerito sono determinate principalmente dai subastrati che entrano a far parte del processo di
digestione anaerobica e al tipo di processo stesso . La digestione dei reflui zootecnici è nota da molto tempo, insieme
agli effetti positivi che questa genera sulle proprietà del digestato, quali:





riduzione di odori dalla degradazione dei composti organici volatili;
degradazione estensiva degli acidi organici a corta catena e, quindi, minimizzazione del rischio di bruciatura
delle foglie di colture foraggere durante lo spandimento;
miglioramento delle proprietà strutturali e conseguente riduzione dell’ imbrattamento delle foglie delle colture
foraggere e minor sforzo durante l’omogeneizzazione del refluo;
miglioramento nel breve periodo dell’effetto dell’azoto, migliorando il contenuto di azoto prontamente
disponibile (aumento delle quote delle forme di azoto nitrico ed ammoniacale rispetto a quella di azoto
organico, a lento rilascio);
distruzione o inattivazione di semi infestanti e patogeni (umani, zootecnici e fitopatogeni).
Siccome durante la fermentazione dei substrati viene modificata la frazione carboniosa, i nutrienti in essi contenuti
rimangono essenzialmente invariati. I nutrienti contenuti nel digestato sono più solubili e quindi più disponibili per le
piante dopo il processo di digestione anaerobica [KTBL 1999].
Oltre a ciò, il digestato, in termini economici, ha anche un certo valore, il quale può essere calcolato sulla base del
corrente prezzo dei fertilizzanti. Il valore di 1 m³ di letame digerito è circa, a seconda del paese, 10 € per tonnellata. Sul
valore del refluo incide anche il costo del trasporto. Ad una distanza superiore a circa 18 km, i costi per il trasporto
superano il prezzo dei fertilizzanti minerali [EDER 2012] e il trasporto non è più conveniente dal punto di vista economico.
Sempre in termini di economia dell’azienda, sono rilevanti le seguenti domande:


20 |
Quali forma/e di energia voglio produrre (elettricità e calore, calore o gas)?
Tale produzione è per il solo autoconsumo dell’azienda?
The sustainable biofuel for the farm








Chi comprerà l’energia?
Ci sono potenziali compratori per l’energia termica nelle vicinanze della mia azienda?
Devo investire in una rete locale di distribuzione?
Quanto calore dev’essere fornito ogni mese?
Ci sarà un surplus termico dall’impianto di biogas di piccola taglia necessario ad assicurare una fornitura
costante di calore ai clienti esterni?
Quanto digestato potrò produrre?
Quali opportunità per la gestione sono disponibili per la post-fermentazione?
La gestione della post-fermentazione sarà un costo addizionale o determinerà dei ricavi?
4.4 Investimenti e benefici previsti
Basandoci su una stima generale sulla produzione annua di biogas dai substrati disponibili e dalla taglia dell’impianto
che ne deriva, può essere fatta una prima valutazione degli investimenti necessari per l’impianto di biogas.
Parallelamente si possono fare delle prime stime sui potenziali benefici e ricavi.
Il tool online per il calcolo sul biogas (visita www.bioenergyfarm.eu) fornisce l’opportunità agli agricoltori di ottenere un
quadro generale sulla taglia di impianto attesa sulla dimensione aziendale e una prima idea dei costi e benefici del
progetto.
4.5 Tipologie di aziende per il businesses del biogas
La questione sulla forma legale per la costituzione e la conduzione di un impianto devono essere chiarite all’inizio del
progetto. La scelta della forma legale non è solamente una questione di pressione fiscale, ma anche di un’interazione
significativa tra enti nazionali e fisco, siccome le tassazioni hanno normalmente diverse conseguenze in funzione della
forma legale.
In molti Paesi, le imprese individuali sono molto comuni in agricoltura. Con l’aggiunta di un’attività agricola, né
attraverso la fondazione di un’impresa né dal trasferimento di un’attività, l’imprenditore diventa un’azienda individuale
che trae profitto per ragione fiscale. I vantaggi di una forma legale per la fondazione o acquisizione di un impianto di
biogas spesso dipendono dalla taglia e dal modo in cui si è ottenuto il capitale. In alcuni Paesi, potrebbe essere preferibile
gestire i piccoli impianti come business separato dall’azienda. Così, la forma legale dell’azienda agricola è anche critica
per l’azienda separata. La forma legale può essere azienda individuale o una società collettiva, come una collaborazione
organizzata sotto il codice civile [FNR 2013, FNR 2013 B].
Gli impianti di biogas che saranno condotti come azienda separata, oltre all’azienda agricola iniziale, potrebbero avere
una società in accomandita semplice o possibilmente una società a responsabilità limitata come forma legale. Le
differenze rispetto alle forme legali individuali sono, per esempio, la responsabilità, la divisione dei profitti, requisiti di
pubblicazione, aumenti di capitale e amministrazione dell’azienda [FNR 2013, FNR 2013 B].
Gli agricoltori dovrebbero pensare in parallelo circa la natura/struttura che vorrebbero dare alla propria impresa. Una
panoramica sulle forme legali più rilevanti delle aziende per i progetti di biogas può essere trovata con maggiori dettagli
nell’Annex 2 del manuale (capitolo 0).
Oltre agli aspetti tecnici del progetto di biogas, devono essere tenuti anche in mente gli aspetti fiscali. Questo si applica,
per esempio alle tasse sulle entrate, imposta sul reddito o imposte sulla vendita. Le leggi fiscali relative a questi problemi
non sono contenute in questo manuale, ma dovrebbero essere discusse caso per caso con un commercialista o autorità
competente.
| 21
Manure,
4.6 Visitare impianti esistenti (report sul campo)
Per lo sviluppo di un progetto di biogas è sempre utile visitare impianti esistenti come modo per acquisire esperienza e
informazioni. Quindi è molto utile mettersi in contatto con altri agricoltori, gestori o costruttori di impianti per ottenere
informazioni su:







22 |
esperienza degli operatori di impianti esistenti con varie combinazioni di componenti e substrati
opzioni strutturali presenti sul mercato
informazioni pratiche circa la realizzazione di un progetto di biogas, anche sui colli di bottiglia
problematiche relative alla struttura/processo e soluzione delle stesse
quale tipo di soluzione tecnica si è riscontrata
esperienza nella pianificazione e approvazione dell’impianto
valutazione delle fasi nel corso del progetto, dalla pianificazione alla produzione energetica
The sustainable biofuel for the farm
5. Valutazione di Fattibilità
L’obiettivo dello studio di fattibilità è di analizzare, tra le altre cose, le soluzioni tecniche e concetti alternativi, oltre a
valutare il livello di rischio. A tale scopo è consigliabile la consulenza di uno specialista. La valutazione porta ad una
impressione generale e permette un consiglio specifico per un concetto specifico, che può essere poi verificato
ulteriormente.
L’implementazione di un nuovo ramo operativo in un’attività agricola esistente attraverso un impianto di biogas può
essere attribuita alle seguenti motivazioni:








espansione della produzione di base
protezione del rischio delle entrate con l’utilizzo dell’energia da biogas (nuovi guadagni)
fornitura di liquidità durante l’esercizio annuale
utilizzo energetico degli scarti e sottoprodotti
riduzione delle emissioni e degli odori dallo stoccaggio dei reflui e utilizzo come fertilizzante
miglioramento della disponibilità di nutrienti per le piante e miglioramento nello spandimento dei reflui
fornitura autonoma dell’energia e
miglioramento dell’immagine.
Prima prendere decisioni, dovrebbero essere controllate le diverse possibilità di produzione e utilizzo del biogas per le
condizioni presenti in azienda e dovrebbero essere valutati i possibili rischi.
Se l’agricoltore volesse proseguire ulteriormente nel suo progetto di biogas, dovrebbe definire il suo progetto in una
maniera più precisa, analizzando le diverse opzioni tecniche e i dettagli per la fornitura dei substrati e per la produzione
e utilizzo della bioenergia. Inoltre, dovrà studiare questi fattori, per vedere se sono vantaggiosi nel lungo periodo e
accettabili da un punto di vista ambientale e sociale.
Substrati
• Quantità e logistica
• Qualità (es. resa di biogas)
Impianto di biogas
• Tecnologia della digestione anaerobica
• Parametri
• Posizione
Output energetico
• Produzione annuale di energia
• Utilizzo annuale di energia
Economia
• Costi dettagliati su base annua
• Entrate dettagliate su base annua
Tipo di azienda
• Forma legale del progetto di biogas
• Ruolo dell'agricoltore
Ostacoli
• Identificazione dei colli di bottiglia
• Descrizione delle soluzioni
Figura 5: Argomenti da elaborare quando in dettaglio si affronta uno studio di fattibilità [CASTILLO ET AL 2012, modificato]
| 23
Manure,
Il capitolo 3 mostra che a livelli crescenti di dettaglio e creazione d’impresa, le opportunità per cambiamenti tecnici e
strutturali diminuisce. Allo stesso tempo, i costi aumentano se è necessario apportare cambiamenti. Così, una
pianificazione ben strutturata e completa è essenziale per una buona realizzazione (economica) del progetto.
A questo scopo l’agricoltore dovrebbe chiedere supporto ad una associazione idonea o a un consulente professionale.
Questi chiederanno all’agricoltore informazioni dettagliate sullo scopo del progetto, sulla sua azienda (produzione
agricola, zootecnica), sulle zone limitrofe ecc. All’agricoltore saranno fornite informazioni tecniche e pratiche, oltre a
consigli su come ottimizzare il suo specifico progetto. Faranno calcoli dettagliati sul potenziale dei substrati,
dimensionamento dell’impianto, produzione e utilizzo dell’energia così come i costi richiesti ogni anno e le entrate
annuali.
Insieme ad esperti e consulenti, l’agricoltore può usare il software di calcolo per esperti (versione offline disponibile su
www.bioenergyfarm.eu) per proseguire nel suo progetto creando un vero e proprio studio di fattibilità.
In questa fase si devono studiare profondamente diverse opzioni di progetto. Queste opzioni sono ben descritte e
fattibili (vantaggiose e rispettose degli aspetti sociali ed ecologici nel lungo periodo). A questo punto l’agricoltore
dovrebbe essere molto conscio circa ogni aspetto riguardante la realizzazione e la conduzione di un impianto di
digestione anerobica – come la biologia della fermentazione, i substrati, i diversi tipi di aziende che possono costruire
l’impianto, come fare una visione d’insieme dettagliata di costi ed entrate, le condizioni necessarie degli edifici per
soddisfare i requisiti ambientali e sociali, domande per mettere in funzione l’impianto ecc.
5.1 Potenziale dei substrati
I punti iniziali per la creazione di un impianto di biogas agricolo dovrebbero essere, tra gli altri, la disponibilità dei
substrati e dei residui in azienda, un bacino di utenza fruttuoso per il calore e il potenziale per sfruttare il digerito.
Nello specifico, è necessario determinare la quantità disponibile di reflui e le specifiche proprietà (come materia secca e
contenuto di materia secca organica), che dipendono sul tipo di substrato e sulla tipologia di allevamento (un valore di
riferimento varia da 0.15 a 0.2 kW/unità bestiame, pari a circa 500 kg di peso vivo). Per determinare la quantità di refluo
possono essere usati servizi di consulenza agricola o letteratura tecnica. Si dovrebbe inoltre notare che un singolo
campione di refluo fornisce un valore incerto – questo si applica alla determinazione del flusso di processo così come alla
determinazione della resa di biogas in laboratorio.
Inoltre, le quantità di residui agricoli (come avanzi di mangimi, strato superficiale dei silo ecc.) e, se disponibili, i
sottoprodotti si devono rivelare substrati a costo neutrale (in tempo, quantità, stagionalità e distanze di trasporto).
La dimensione del progetto (impianto) è principalmente determinata dalla rese in produzione di biogas del mix di
substrati. Il valore della resa standard di biogas per ogni tipo di biomassa utilizzata (vedi Tabella 1) permette di predire
la resa in metano e biogas annuale e, quindi, la potenza energetica dell’impianto (che è la base per la fattibilità
economica del progetto)
La resa in biogas raggiungibile è influenzata dalla composizione e dallo stoccaggio dei substrati e dalla tecnologia del
processo stesso. Il tempo di stoccaggio dei liquami prima del processo di digestione, per esempio, influisce
notevolmente sul potenziale di biogas. Così, la resa in biogas può diminuire dopo una settimana di stoccaggio fino al
50%.
La stima della resa in biogas attesa, che è necessaria per la costruzione dell’impianto come parte del processo di
pianificazione, si baserà sull’esperienza personale. Questo determina dimensioni molto diverse dell’attrezzatura, a
parità di condizioni iniziali identiche. Siccome gli impianti di biogas sono caratterizzati da un alto capitale di investimento
24 |
The sustainable biofuel for the farm
e longevità, gli errori in fase di pianificazione dell’impianto sono solitamente seri, perché non è sempre possibili
apportare correzioni successive alla progettazione. Per queste ragioni, per la stima della resa degli impianti di biogas
agricolo sono usati valori standard (uniformi) sulla base della conoscenza attuale [KTBL 2015].
Tabella 1: Valori standard delle rese in biogas per alcuni substrati in impianti di biogas agricolo (resa in biogas in volume
standard) – una sintesi [KTBL 2015]
Substrato
Letame avicolo
Letame bovino
Letame bovino
Liquame suino
Insilato di mais
Insilato di grano
Insilato di barbabietola
Insilato di trifoglio
Lettiera
Caratteristiche
Dipende dal rapporto
letame/lettiera,
stoccato per un
breve periodo
Incl. residui mangimi
grani medi
oDM corretti con
acidi
-
Contenuto di
materia secca
(DM)
% di materia
fresca
40
Contenuto di
materia organica
(oDM)
% di materia
secca
75
25
Resa in biogas
Percentuale di
metano
ln/kg oDM
%
500
55
85
450
55
8,5
6
35
35
80
80
95
95
380
420
650
620
55
60
52
53
16
90
700
52
30
88
90
85
580
650
55
56
L’agricoltore, insieme a esperti o consulenti, deve quantificare e specificare la disponibilità del substrato disponibile in
azienda per la produzione del biogas. Inoltre, i substrati disponibili nelle vicinanze dell’azienda potranno essere
considerate nella quantificazione se altre parti manifestano la volontà di partecipare al progetto. Sono necessarie le
informazioni su quali substrati siano disponibili regolarmente e quali stagionalmente, sulle distanze di trasporto e sui
mezzi e anche sulle strutture per lo stoccaggio.
Il tool per il calcolo online su www.bioenergyfarm.eu aiuterà a determinare la quantità annuale di biogas e la produzione
di energia potenziale dell’impianto di biogas.
5.2 Tecnologia del biogas
I dettagli tecnici sull’impianto di biogas devono essere specificati (es. tipologia di impianto, taglia/potenza, area,
materiale del digestore, tipologia di utilizzo del gas (unità di cogenerazione, boiler, produzione di biometano ecc.) ed
eventualmente opzioni per l’utilizzo del calore.
In tale contesto, devono essere elaborate diverse soluzioni tecnologiche per la fornitura dei substrati, per la produzione
e per l’utilizzo delle bioenergie. Inoltre, dev’essere identificata una corretta posizione per l’impianto di biogas (vedi
capitolo 5.3), tenendo conto di stoccaggio, spazio per ulteriori installazioni ecc.
Ulteriormente, per scegliere la giusta configurazione d’impianto devono essere prese in considerazione alcune
condizioni, come ad esempio:







strutture di stoccaggio esistenti (per insilato, digerito)
requisiti termici per le operazioni o clienti nelle vicinanze (volumi e profilo del carico annuale)
punti di ingresso per l’elettricità
integrazione nella rete di distribuzione del calore
se necessario, una seconda fonte di calore (in caso di guasto del cogeneratore in inverno)
edifici utilizzabili (per cogeneratore o stoccaggio del gas) o vasca di stoccaggio per lo stoccaggio del digerito
carico di lavoro dell’impianto idoneo al lavoro disponibile in azienda
| 25
Manure,


terre coltivabili per l’applicazione del digerito
ecc..
5.3 Posizioni adatte
Aumentando la taglia di impianto e la tecnologia, aumenta anche l’importanza della giusta posizione per l’impianto. Le
possibilità per la distribuzione e l’uso dell’energia prodotta sono particolarmente importanti in questo punto.
Bisogna tenere in mente che il trasporto del calore conviene da un punto di vista economico solo se le distanze sono
corte e la trasmissione di elettricità a basso voltaggio potrebbe anche risultare in una riduzione della resa economica
date le significative perdite della rete.
Per la ricerca del sito è anche rilevante come sarà realizzata la distribuzione del substrato e del digerito. Inoltre, bisogna
determinare sei substrati necessari sono disponibili per quantità e qualità nel lungo periodo.
Vi sono alcuni parametri che influenzano la scelta della posizione di un impianto di biogas [FNR 2013, modificato]








requisiti di legge (norme sulle distanze (emissioni, rumori, igiene), protezione delle acque)
infrastrutture (strade, logistica)
distanze minime per il pompaggio, distanze minime di guida per il caricamento frontale, uso della gravitazione
al posto delle pompe
distribuzione dei prodotti energetici (punti d’ingresso dell’elettricità (transformer), posizione dei dissipatori di
calore, condotti per il gas, punti d’ingresso alla rete del gas (biometano) or posizione dei distributori)
aree di distribuzione per i prodotti della fermentazione (digerito)
condizioni geologiche (aree di protezione delle acque, terreno per costruzioni)
possibilità di espansione dell’impianto
finanziamento (opportunità di finanziamento legate alla posizione).
5.4 Output energetico e utilizzo
Gli agricoltori accompagnati da esperti o consulenti calcoleranno le quantità annuali di elettricità, calore o gas derivanti
alle diverse soluzioni sopra identificate.
Sarà identificata la richiesta energetica dell’impianto di digestione anaerobica così come quella dell’azienda (inclusi gli
edifici ad essa collegati) e altri clienti esterni.
5.5 Economia
I punti iniziali per la creazione di un impianto di biogas agricolo dovrebbero essere la disponibilità di reflui e residui,
l’utilizzo virtuoso del calore prodotto e lo sfruttamento del potenziale del digerito. L’aspetto decisivo nella decisione di
costruire un impianto di biogas è se i fattori di capitale e lavoro immessi possano essere adeguatamente remunerati. In
altre parole, il progetto di biogas proposto può operare economicamente?
Per gli impianti di biogas agricoli identificati fino ad ora i costi totali di investimento devono essere identificati così come
i probabili costi di gestione, incluse tutte le variabili, le spese generali per l’intero impianto di biogas e ulteriori costruzioni
e installazioni rilevanti. Con il programma per i calcoli di BioEnergy Farm II (tool offline disponibile su
www.bioenergyfarm.eu) l’agricoltore può, con il supporto di un esperto, determinare la situazione economica dell’idea
di impianto. Il tool comprende informazioni sui costi di investimento totali richiesti, i costi annuali futuri (anche per la
gestione, ammortamento per la manutenzione, investimenti sostitutivi, personale, assicurazione ecc.) ed entrate
26 |
The sustainable biofuel for the farm
annuali dalla vendita dell’energia prodotta. L’agricoltore avrà così una visione d’insieme dei costi e delle entrate
dell’impianto di biogas su base annuale. Inoltre, può comparare i dati con la propria situazione economica, fatto
essenziale nel processo decisionale. Con l’aiuto di un bilancio patrimoniale, sarà fornita una panoramica sull’impianto e
informazioni sul periodo di ritorno economico del progetto.
La combinazione di produzione di biogas e allevamento degli animali è molto sinergica in termini economici e anche in
termini di gestione del lavoro. È importante che la taglia dell’impianto, e quindi la manodopera necessaria, sia adattata
alle condizioni operative dell’azienda.
In questa fase l’agricoltore deve porsi domande come:





come posso gestire l’investimento (impegno fino a 20 anni)?
quanto tempo mi sarà necessario per la routine quotidiana di lavoro (ispezione/manutenzione)?
questo carico di lavoro è compatibile con la situazione della mia azienda (serve altro personale)?
quale tabella di lavoro è possibile per la mia famiglia (chi mi sostituirà nella gestione aziendale)?
ecc.
Anche se le analisi economiche dello studio di fattibilità portano risultati positivi dal punto di vista economico, è
necessario continuare a porre domande critiche sull’economia del progetto. Se si manifesta una perdita di redditività,
dovrebbe essere presa in considerazione la possibilità di chiudere il progetto.
5.6 Tipo di azienda e ruolo dell’agricoltore
Gli esperti aiuteranno l’agricoltore (e possibili partner) a valutare i pro e i contro dei diversi tipi di azienda e a decidere la
migliore opzione. Inoltre, l’agricoltore e gli esperti valuteranno l’impatto delle diverse soluzioni sulle attuali attività
dell’agricoltore.
È importante che la taglia dell’impianto e quindi la manodopera necessaria sia adattata alle condizioni operative
dell’azienda. Il carico di lavoro necessario per la gestione dell’impianto di biogas può essere destinato alle fasi seguenti:





gestione della biomassa
fase operativa dell’impianto, inclusa la preparazione dei substrati e l’alimentazione
monitoraggio del processo, manutenzione e soluzione dei problemi
compiti amministrativi e
spandimento del digerito
Tutte le fasi del processo sono necessarie per le operazioni, ma queste possono essere collegate a requisiti di
manodopera molto diversi, in funzione delle modalità operative e dei substrati. Il piano di lavoro deve essere incluso
nelle considerazioni, per evitare sorprese nella fase di pianificazione [FNR 2013].
Prima di iniziare a condurre un impianto di digestione anaerobica, è consigliabile che gli operatori e lo staff abbiano
determinati requisiti per condurre l’impianto stesso, così che possano avere conoscenze di base riguardo il processo
biologico (utile per la soluzione dei problemi). La formazione aumenta anche la consapevolezza dell’operatore per i
potenziali pericoli in sito e aiuta a gestire l’impianto in maniera sicura (cooperative professionali e alcune compagnie
assicurative richiedono questo parametro per condurre l’impianto).
5.7 Colli di bottiglia del progetto
Per una realizzazione vincente di un progetto di biogas devono essere identificati i colli di bottiglia nelle prime fasi del
progetto e devono essere discusse le soluzioni.
| 27
Manure,
In questo contesto, è utile incontrare le autorità locali nelle prime fasi del progetto, per controllare che sia realistico
costruire un impianto di biogas nell’area scelta ecc.
Inoltre, è necessario valutare i rischi legati a ogni possibile progetto, come la disponibilità di impianti più piccoli, costi
annuali più alti, entrate minori, disponibilità di pezzi di ricambio, fonti di emissioni e rumori, problemi con il vicinato,
logistica, connessione alla rete ecc.
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The sustainable biofuel for the farm
6. Progetto e business plan
Basandosi sul lavoro concettuale fatto negli step precedenti, possono essere identificate diverse soluzioni per il progetto
di biogas dell’azienda. Con questo lavoro preliminare e il feedback degli esperti, l’agricoltore deve scegliere il progetto
più fattibile per la sua situazione nel lungo termine e scrivere un business plan.
L’agricoltore deve scegliere quale tipologia di impianto è più promettente. Questa fase di sviluppo del progetto è la più
importante e difficile da svolgere, siccome prevede la decisione finale sulla tipologia di impianto, dettagliando ogni
aspetto del progetto scelto.
Il business plan permetterà all’agricoltore di presentare il suo progetto di biogas aziendale in maniera efficace,
specialmente a banche e autorità per ottenere autorizzazioni e/o finanziamenti.
Confronto
Tipologia di
impianto
Business plan
• Confrontare le tipologie di
impianto possibili
• Decidere la soluzione migliore
• Per la tipologia di progetto scelta
Figure 6: Argomenti della fase “progetto e business plan” [CASTILLO ET AL 2012, modificato]
6.1 Analisi SWOT
L’agricoltore e gli esperti faranno una comparazione tra i diversi impianti e soluzioni disponibili, per valutare i pro e i
contro di ognuno di questi. Il paragone può essere compiuto con l’aiuto dell’analisi SWOT (Strenght-WeaknessesOpportunities- Threats). È una parte importante del business plan. L’analisi dei punti di forza e debolezza è usata per
l’osservazione sistematica del prodotto, processo, impresa e altri oggetti. L’analisi può identificare facilmente e
velocemente problemi esistenti e evidenziare le opportunità offerte dal progetto.
L’agricoltore risponderà alle seguenti domande che possono essere riassunte in una piccola tabella per ogni tipologia di
impianto:
“Strengths”: Quali punti di forza sono caratteristici per il progetto?
“Weaknesses”: Ci sono punti di debolezza che devono essere presi in considerazione?
“Opportunities”: Quali speciali opportunità sono offerte da questo progetto?
”Threats”: Ci sono delle minacce, specialmente dal punto di vista economico, legale e tecnico?
| 29
Manure,
Un esempio di analisi SWOT per un progetto di biogas può essere vista nella Tabella 2. Nelle prime fasi della analisi
SWOT devono essere compilate le quattro aree.
Le influenze interne sono fattori che possono essere condizionati dall’agricoltore o persone/istituzioni che appartengono
al progetto. Opportunità e minacce, ad ogni modo, descrivono le condizioni del business. Perciò potrebbero essere, per
esempio, nuovi mercati o incremento dei costi di riscaldamento. Le minacce potrebbero essere, per esempio, sviluppi
politici o declino della domanda.
Le influenze esterne sono fattori che non possono essere condizionati dall’agricoltore o dalla persona/istituzione che
appartiene al progetto. I punti di forza possono essere, ad esempio, posizionamenti di mercato o prodotti utili/di
successo. Le debolezze possono essere, ad esempio, processi inefficienti o vincoli di dipendenza. La raccolta e analisi dei
propri punti di forza e debolezza rimandano ad un punto di vista interno.
Nel caso ideale l’analisi inizia dai punti di forza e debolezza – questo riguarda una considerazione oggettiva del progetto.
Conseguentemente sono stilati gli andamenti dei rispettivi punti di forza e debolezza, che determineranno se quel
particolare punto può diventare una opportunità o può rappresentare una minaccia per il progetto. Con il profilo punti
di forza/debolezza e opportunità/minacce, si sviluppa un elemento essenziale del business plan.
Tabella 2: Panoramica di una analisi SWOT per un progetto di impianto di biogas
Positivi
Negativi
Punti di forza
Punti di debolezza
Influenze interne
SWOT
 nuova fonte di reddito
 nuovi mercati (digerito)
 aumento del costo del
riscaldamento per i clienti
 sostituto di fertilizzante
minerale
 basso tempo di ritorno
dell’investimento
 autosufficienza
 …
Influenze esterne
Opportunità
30 |




funzionamento inefficiente
mancanza di conoscenza
ricerca di nuovi mercati
…
 processo inefficiente
 vincoli di dipendenza
(fornitura biomassa)
 mancanza di manodopera
 acquisto di biomassa
 …
Minacce
 aumento del costo della
biomassa
 sviluppi politici
 declino della domanda
 alta inflazione
 …
The sustainable biofuel for the farm
6.2 Business plan
L’agricoltore, supportato dagli esperti, deve affrontare una decisione sulla tipologia di impianto che intende realizzare
nella propria azienda. La decisione si baserà sui risultati dell’analisi SWOT, ma anche, per esempio, sulle preferenze
economiche e personali.
L’elaborazione del business plan sarà lo step seguente allo sviluppo dell’impianto. Il business plan è preparato e
formulato per riassumere il progetto e il funzionamento della nuova branca dell’attività agricola. Il business plan descrive
in dettaglio come potrebbe funzionare il progetto, a chi è diretto. dove sono opportunità e minacce e se il progetto è
valido.
Non serve solamente ai futuri gestori dell’impianto, ma è un documento importante per le banche e le autorità e
possibilmente anche per partner futuri. Il business plan riassume tutti i dettagli dei progetti selezionati. Fa riferimento
ai dettagli elaborati all’interno della “valutazione dello studio di fattibilità”.
Il business plan comprende circa 15-18 pagine e deve contenere:






motivi dell’investimento (ragioni generali per investire, ragioni per investire sull’agricoltore)
descrizione degli aspetti non tecnici (forma legale dell’azienda, posizione, analisi di mercato, sussidi, aspetti
ecologici e sociali)
panoramica sugli aspetti tecnici e di dimensionamento dell’impianto di biogas (descrizione tecnica
dell’impianto, quantità richieste, trasporto e stoccaggio dei substrati, richiesta di manodopera per il
funzionamento ecc.)
fattibilità economica, incluse tabelle con dati economici (piano di investimento, piano dei costi annuale, piano
delle entrare annuali e piano di redditività)
analisi SWOT
ulteriori spiegazioni sulle bioenergie agricole di esperti del settore
In un business plan scritto bene, i punti critici del progetto sono discussi e controllati. Di conseguenza, il progetto si
presenta alla realizzazione su una base solida, che previene i rischi di una inadeguata pianificazione. Inoltre, il business
plan ha ulteriori funzioni importanti, come:


durante la preparazione del business plan, l’agricoltore deve essere critico rispetto al progetto, così da
controllare la fattibilità (l’impianto può essere installato?) e la sua convenienza (sarà remunerativo?)
è anche un documento informativo per banche o prestasoldi, potenziali enti finanziatori e/o investitori. Gli enti
finanziatori richiederanno tale business plan, ma anche per i partner di affari è un documento importante, anche
come linea guida durante l’installazione dell’impianto e durante le fasi operative della nuova produzione
aziendale
| 31
Manure,
7. Realizzazione del progetto
Lo sviluppo di questa fase del progetto comprende tutte le attività, dall’acquisizione dei permessi per la costruzione e il
funzionamento, all’organizzazione economica e dei finanziamenti per il progetto, fino alla pianificazione fondamentale
della costruzione dell’impianto e alla sua messa in servizio. L’agricoltore deve entrare in contatto con diverse autorità e
istituzioni, come aziende di consulenza per una pianificazione dettagliata, banche, comunità locali o aziende che
serviranno per la costruzione dell’impianto. Inoltre l’agricoltore dovrà fornire tutti i dati e piani rilevanti per realizzare il
progetto con successo.
La complessità e il periodo di questa fase dipendono tra le altre dalla tipologia e dalla taglia dell’impianto di biogas e,
specialmente, dal Paese nel quale verrà costruito l’impianto. Anche i procedimenti e gli sforzi, per esempio, per ottenere
i permessi possono variare in funzione del Paese e della Regione.
Oltre agli aspetti tecnici, sono anche molto importanti gli aspetti legati al consenso per la realizzazione del progetto.
Bisogna coinvolgere il pubblico nelle prime fasi per evitare spiacevoli rallentamenti in fasi successive della realizzazione
del progetto.
Permessi
Finanziamenti
• Fornire i documenti necessari, progetti e
informazioni
• Fornire documenti e report delle banche
• Fornire documenti per il piano di finanziamento
Consenso
• Il vicinato dovrebbe accettare/approvare il progetto
Contratti
• Portare a termine contratti con es. consumatori
esterni di calore
Gara di appalto
Costruzione dell'impianto
• Richiedere preventivi
• Posizionamento degli ordini
• Programmare il progetto
• Controllo
• Messa in servizio dell'impianto
Figura 7: Compiti per la fase di “realizzazione del progetto” [CASTILLO ET AL 2012, modificato]
32 |
The sustainable biofuel for the farm
7.1 Permessi
Gli impianti di biogas agricolo sono spesso costruiti nelle vicinanze delle aziende agricole e sono spesso, in funzione del
quadro normativo nazionale, visti come “edifici” e richiedono quindi un permesso per la costruzione secondo la legge
nazionale relativa all’edilizia.
Alcuni impianti necessitano dell’approvazione secondo il quadro normativo nazionale rispetto al controllo delle
emissioni. Tali processi di approvazione sono solitamente più complessi oltre che più esigenti e richiedono maggiori
sforzi in termini di tempo, organizzazione e soldi rispetto ai permessi edilizi.
In linea di principio (in molti Paesi) c’è un diritto per l’autorizzazione di un impianto se non indicato diversamente dal
settore pubblico e se non sono presenti preoccupazioni relative a sanità e sicurezza. I regolamenti relativi a costruzione
e funzionamento includono, per esempio [EDER 2012]:







legge per la pianificazione della costruzione
legge su sicurezza e salute sul lavoro
legislazione sulla protezione delle acque
legge sulla tutela della natura
legislazione sugli scarti
legge sui fertilizzanti
legislazione igienico-sanitaria
L’agricoltore deve ottenere i permessi richiesti per costruire e gestire l’impianto di biogas dalle autorità locali e forse da
altre istituzioni rilevanti. Potrebbe essere necessario realizzare un documento tecnico dettagliato della posizione
dell’impianto e della costruzione per ricevere tali permessi.
Durante l’installazione dell’impianto dovrebbero essere tenuti in considerazione i seguenti aspetti da parte del
costruttore e/o dell’agricoltore:








report su odori e rumori se si opera vicino ad aree residenziali, se necessario
sufficiente volumi per stoccare il digerito (no spandimento nel terreno durante l’inverno)
piano di conservazione del paesaggio
piano di protezione contro gli incendi
ingegneria strutturale (statica) per la costruzione delle vasche
osservare i regolamenti per la qualità del cemento
consenso sulla sicurezza tecnica e operativa delle strutture per l’inizio dell’attività
ecc.
Il richiedente dovrebbe contattare le autorità responsabili dell’approvazione nelle prime fasi del processo. La prima
discussione, in cui devono essere presenti i progettisti dell’impianto, è per introdurre il progetto alle autorità. Non è
solamente per avere un contatto personale con le persone autorizzate, ma anche per illustrare il quadro generale del
progetto, chiarendo le condizioni imposte e i documenti necessari.
Per produrre e immettere il biometano (biogas purificato alla qualità del gas naturale) nella rete del gas, devono essere
osservati speciali regolamenti.
L’approvazione del progetto dovrebbe essere fatta a stretto contatto con il costruttore dell’impianto o da un progettista
delegato insieme al consulente agricolo. In funzione del tipo di permessi richiesti e dall’autorità omologante, la quantità
di documenti che devono essere gestiti può variare fortemente [FNR 2013]. Una checklist per la compilazione dei
documenti autorizzativi può essere trovata Annex 2 (capitolo 0).
Il capitolo 0 dell’Annex 2 fornisce una panoramica sui procedimenti per i permessi per l’impianto di biogas. Il capitolo 0
dell’Annex 2 fornisce inoltre una panoramica sui regolamenti inerenti alle emissioni per gli impianti di biogas.
| 33
Manure,
7.2 Finanziamento del progetto e fondi
I progetti sulle bioenergie sono solitamente finanziati tramite fondi propri e/o prestiti o mutui. In alcune circostanze, il
progetto può essere finanziato economicamente attraverso fondi da programmi di promozione (fondi pubblici).
Un prerequisito essenziale per il finanziamento di un progetto è la valutazione dello studio di fattibilità (vedi capitolo 5).
Il contenuto e i risultati dello studio di fattibilità possono, tra le altre cose, convincere potenziali investitori sulla base
della fattibilità tecnica, economica e l’affidabilità del progetto.
In sostanza un istituto di credito e/o un qualificato consulente finanziario dovrebbero essere coinvolti per tempo nella
preparazione di un piano finanziario per ottenere un feedback sulla disponibilità dei fondi nelle prime fasi del progetto
(es. alla fine dello studio di fattibilità). Anche i requisiti della banca circa le informazioni del progetto, la documentazione
e la garanzia dovrebbero essere chiariti per tempo, parametri che costituiscono poi la base per la valutazione globale. I
finanziamenti possono essere strettamente accoppiati al modello dell’operatore e alla forma giuridica della società
(capitolo 0).
La fornitura di un capitale proprio è solitamente essenziale per ottenere un prestito dalle banche. Normalmente, una
quota minima di capitale proprio deve essere fornita sotto forma di autofinanziamento o un prestito partecipativo, al
fine di ottenere assistenza economica statale o prestiti standard dalle banche. Il capitale proprio può anche includere
fondi disponibili e apporto di beni aziendali (es. beni necessari sotto il profilo operativo). Il capitale richiesto dipende
dalla struttura del proprietario (esistenti o aziende di nuova costruzione), dal costo specifico per l’investimento e dai
parametri economici del progetto [ELTROP ET AL 2014].
In caso di finanziamento parziale attraverso un credito, affinché il finanziamento vada buon fine, è necessario un
contattare per tempo un ente di credito. La banca è il primo e cruciale punto in questo senso. Offre consulti gratuiti per
essere informati su varie opportunità di finanziamento, portando le richieste per assistenza finanziaria alle istituzioni
rilevanti. Questo è assolutamente necessario per ottenere la fornitura di adeguate garanzie. La presenza di sufficienti
garanzie è quindi un elemento cruciale nel finanziamento del progetto. La protezione del prestito dalla banca potrebbe
essere garantita, ad esempio, da:




ipoteche (sui terreni)
garanzie (es. intero impianto o singoli macchinari)
cauzioni o
garanzia di acquisto per elettricità e calore prodotti.
Forma e raggio di tali norme dovrebbero essere stipulate come parte del negoziato dei prestiti tra richiedente e banca
[ELTROP ET AL 2014].
Il quadro del finanziamento del progetto si diversifica da Paese a Paese ed è anche regionale per sua natura, scopo e
obiettivi. In sostanza, la promozione può essere divisa in sussidi all’investimento e prestiti (prestiti a interesse agevolato).
Un quadro comprensivo e informazioni sugli attuali programmi specifici per ogni Paese possono essere trovati
nell’Annex 2 (capitolo 0).
7.3 Migliorare il consenso
La tecnologia del biogas ha innumerevoli vantaggi. È una fonte di energia rinnovabile, ha forme di utilizzo versatili
(elettricità, calore, carburante) source, può essere utilizzato in maniera flessibile (bioenergia che può essere stoccata e
utilizzata in funzione della domanda) e produce un reddito addizionale per l’agricoltura e le aree rurali. Nonostante tutti
questi aspetti, in alcuni Paesi la tecnologia del biogas è trattata in maniera negativa dai media e coloro che investono
34 |
The sustainable biofuel for the farm
nel biogas hanno a che fare sempre più con gruppi di cittadini e vicinato che vanno contro l’installazione di impianti di
biogas (NIMBY-Effect - not in my backyard).
Le barriere sociali o e lo scarso consenso sono spesso determinate dall’aumento del traffico per il trasporto e la raccolta
delle colture energetiche (troppi veicoli, troppo rumore e troppe emissioni). Inoltre, si riscontra spesso l’opinione che gli
impianti di biogas producano odori fastidiosi e siano pericolosi (pericolo di esplosione), così tali impianti non sono
permessi nelle vicinanze di aree residenziali. In alcune regioni la coltivazione di colture energetiche è vista come un
problema. Gli oppositori sostengono che la coltivazione intensiva di colture energetiche ha un effetto negativo sulla
bellezza del paesaggio, diminuisce la biodiversità e determina un eccesso di fertilizzanti nel suolo, oltre all’uso di pesticidi
ed erbicidi.
Quindi, l’agricoltore dovrebbe mettersi in contatto col vicinato per presentare loro il progetto e discuterlo insieme (un
idea potrebbe essere quella di visitare un impianto esistente). L’esperienza prova che è sempre meglio coinvolgere la
parte pubblica nelle prime fasi, per spiegare i benefici del progetto, in modo che questa non si senta trascurata e non si
lamenti a impianto terminato.
Oltre alla pianificazione tecnica, sono rilevanti un gran numero di aspetti per ottenere un consenso favorevole, che
devono essere considerati in anticipo rispetto alla costruzione dell’impianto, se necessario. Di seguito saranno elencate
le informazioni da comunicare nelle prime fasi a pubblico e vicinato. I criteri essenziali per un consenso favorevole sono
[EHRENSTEIN ET AL 2012]:









creare un’atmosfera di comunicazione aperta e sensibilizzare i vicini insicuri,
indica il potenziale impatto dell’impianto di biogas (es. sviluppo di odori, aumento del traffico per il trasporto) in
maniera realistica – non coprire il problema “non emette mai cattivi odori”
coinvolgere sostenitori (locali) del progetto nelle pubbliche relazioni
chiarire il posizionamento dell’impianto all’inizio e, se possibile, amichevolmente
citare i benefici del progetto per la comunità
offrire possibilità di partecipazione
dove appropriato, coinvolgere mediatori per la prevenzione e soluzione di conflitti
ai residenti dovrebbe sempre essere data la possibilità di conoscere l’impianto di biogas, organizzando, per
esempio, una giornata “porte aperte”
una gestione corretta e responsabile dell’impianto è indispensabile e richiede competenza
Una parte essenziale della procedura di pianificazione è costituita da eventi per i cittadini interessati in cui sono
presentate le informazioni e discussioni inerenti al progetto. Si potrebbero coinvolgere esperti esterni per discutere circa
alcuni problemi (come l’inquadramento legale, salute ecc.) e incrementare così il livello di informazione e comprensione
della comunità locale [EHRENSTEIN ET AL 2012].
7.4 Contratti
Per la realizzazione e la gestione di un impianto di biogas potrebbe essere necessario chiarire alcune relazioni
commerciali in patti bilaterali. Il numero e la natura legale variano in funzione del modello di business.
Per ogni progetto è essenziale un contratto di costruzione dell’impianto. Anche la consegna di substrati e digerito
dovrebbe spesso essere regolata da contratti. Inoltre, può anche essere redatto, se necessario, un contratto per la
gestione dell’impianto. Vendendo il surplus termico del cogeneratore o biogas grezzo a clienti esterni, potrebbero essere
richiesti contratti di consegna. Per il gestore dell’impianto potrebbe anche essere importante stipulare accordi di
concessione con proprietari di terreni privati e contratti di concessione con il comune.
Tutti i contratti dovrebbero essere cuciti su misura sulle necessità individuali dei contraenti per equilibrare gli interessi
di ognuno. I contratti con i clienti per l’energia (es. fornitura di riscaldamento) devono essere aggiornati regolarmente.
| 35
Manure,
Nel capitolo Annex 1 (Informazioni generali sui contratt) sono presentate diverse tipologie di contratti e gli aspetti
essenziali sono descritti in dettaglio.
7.5 Gara d’appalto
L’agricoltore dovrebbe fare una gara d’appalto per scegliere il miglior costruttore di impianti per il suo progetto. Quindi
il futuro gestore dell’impianto deve richiedere al costruttore di sottoporre un’offerta comparabile ad altre e che permetta
quindi una valutazione. Per una corretta comparazione dovrebbero essere sondate alcune offerte.
Quando si confrontano le offerte, è importante guardare oltre il prezzo. Egualmente importante è la qualità e la garanzia
attesa del prodotto offerto, l’esperienza del costruttore e il servizio che propongono per il supporto, riparazioni e
manutenzione relativa all’impianto. è anche importante decidere se optare per una soluzione chiavi in mano da un
costruttore di impianti (basso carico di lavoro e tempo di pianificazione richiesto) o un impianto realizzato da un’azienda
di ingegneria (maggiore quota di lavoro sulla costruzione).
Come detto prima (vedi capitolo 4.6) è sempre propedeutico visitare impianti esistenti di costruttori o altre aziende,
venendo in contatto con i gestori dell’impianto per poter beneficiare della loro esperienza.
7.6 Costruzione e avvio dell’impianto
Una buona gestione del progetto richiede una buona organizzazione. Quindi è importante cha l’agricoltore abbia una
quadro chiaro sulla fase di costruzione dell’impianto. Devono essere evitati eventi e costi inaspettati per assicurarsi che
il progetto sia finito con successo.
L’agricoltore deve produrre un programma dettagliato con il costruttore dell’impianto per avere un’idea dell’intero
processo di costruzione e installazione. Questo permette alle varie parti di gestire colli di bottiglia ed interruzioni appena
questi si presentano. Ogni fase deve essere presentata in termini di risorse necessarie, budget e durata, seguendo un
ordine logico. Regolari report sul processo di costruzione aiutano a mantenere il programma aggiornato.
Durante la costruzione, l’agricoltore e gli esperti devono controllare scrupolosamente tre punti:



Qualità: il lavoro è sotto controllo ed eseguito in maniera professionale? L’agricoltore riceve veramente quanto
aspettato/ordinato? Le componenti dell’impianto hanno dei guasti? La sicurezza di un impianto di biogas è un
aspetto molto importante.
Aspetti finanziari: ci sono spese inattese? Se sì, perché non sono state anticipate?
Scadenza: l’impianto è in azione in tempo rispetto al programma stabilito (a volte l’inizio della fase operativa
influisce sul tipo di contributo/tariffa onnicomprensiva ricevuta)?
Dopo che l’impianto di biogas è stato costruito e installato, la struttura entra in attività. Per questo, sarà collaudato e
approvato (saranno riportati guasti) dal costruttore dell’impianto e/o esperti autorizzati. Dopo l’esito positivo del
collaudo e l’inaugurazione l’impianto è pronto a produrre biogas.
36 |
The sustainable biofuel for the farm
8. Fase operativa
La realizzazione del progetto finisce quanto è ultimato l’impianto di digestione anaerobica. La fase successiva ed
essenziale del progetto inizia quando tutte le componenti strutturali e tecniche dell’impianto sono installate ed è stata
concessa la licenza per l’attività: inizia la fase operativa.
8.1 Avvio delle operazioni
Per l’avvio devono essere organizzati e condotti numerosi test e ispezioni. Le operazioni inziali di un impianto di biogas
sono fatte di parti tecniche (che durano qualche giorno) e biologiche (che durano alcune settimane).
Prima di avviare l’impianto, il proprietario deve controllare che tutte gli obblighi relativi ai permessi della costruzione
siano soddisfatti. Deve essere collaudata la tenuta dell’intera rete del gas. I documenti per le unità tecniche e quelle di
tutto l’impianto devono essere presenti, il che include anche le istruzioni per le operazioni iniziali. una valutazione del
rischio e un documento sulla protezione contro le esplosioni [EDER 2012].
L’avvio dell’impianto dovrebbe sempre essere fatto insieme all’azienda che ha progettato e costruito l’impianto.
Durante la fase di avvio, l’agricoltore e lo staff che conducono l’impianto devono essere consigliati circa la conduzione e
la manutenzione dell’impianto di biogas.
Da una prospettiva tecnica, l’avvio dell’impianto è solamente accettabile se i dispositivi di sicurezza funzionano e sono
conformi ai regolamenti di sicurezza elencati nelle istruzioni operative del costruttore [EDER 2012].
La fase biologica iniziale è spesso chiamata "start-up", in funzione della biomassa utilizzata il processo richiede da alcune
settimane fino a 6 mesi. L’avvio della fase biologica dell’impianto dovrebbe essere pianificata meticolosamente e
organizzata in anticipo e possibilmente prima dell’avvio della parte tecnica [FZ 2013]. La
| 37
Manure,
Tabella 3 mostra e descrive le diverse fasi dell’avvio del processo biologico.
38 |
The sustainable biofuel for the farm
Tabella 3: Organizzazione della fase di avvio di un impianto di biogas [KTBL 2013]
Fase di avvio
1
Creare un programma di avvio in
collaborazione con un esperto
2
Riempire il 50-60% del digestore con
reflui o prodotti fermentescibili,
preferibilmente diluiti con acqua
3
Riscaldare lentamente il digestore fino
alla
temperatura
di
processo
(max. 1°C/giorno)
Inoculare il fermentatore con digerito
fresco; approssimativamente il 20% del
volume inserito nella fase numero 2
4
5
6
7
Per contenuti di CH4 superiori al 50%:
caricare inizialmente con materia fresca
ed aumentare gradualmente il carico
(ogni settimana circa 0.3-0.4 kg oDM / (m³
∙ d))
Analisi di processo necessarie almeno
una volta a settimana
Paragoni tra i risultati delle analisi svolte
con analisi target (input di substrati,
livello degli acidi, produzione di elettricità
e gas) con il programma di avvio attività
Specifiche e fonti di errore
L’avvio del processo di digestione anaerobica è una fase critica dal punto di
vista biologico, economico e di sicurezza. Le condizioni quadro (substrati,
input, attività biologica e contenuto di materia secca nell’inoculo) di ogni
fase di avvio sono diverse
Il livello dovrebbe essere sufficientemente alto da sigillare tutte le aperture
in ingresso e uscita così non può entrare aria nel digestore / stoccaggio del
gas (protezione dalle esplosioni). In alternativa, tutte le aperture in
ingresso e uscita devono essere chiuse (si applica anche alle tubature del
gas)
I microorganismi devono essere in grado di adattarsi alla temperatura
crescente
La fermentazione inizia con l’incremento della produzione di gas e CH4 c. Il
gas è scaricato esercitando una sovrappressione. Devono essere osservate
norme di protezione contro le esplosioni. Il biogas può essere usato nel
cogeneratore non appena il gas raggiunge un livello di CH4 maggiore del
45%
Rapidi incrementi del carico aumentano il rischio di instabilità nel processo
del biogas. Carichi troppo bassi determinano invece perdite economiche
date dal ritardo nel raggiungere il pieno regime.
Permette un incremento di carico su misura al capitare di variazioni
Modifiche nell’alimentazione del substrato per ottenere l’output
energetico desiderato, così rendere possibile una gestione
economicamente salda.
| 39
Manure,
8.2 Durante le operazioni
Quando un impianto di biogas inizia la fase operativa, quali misure quotidiane, mensili e annuali sono necessarie per il
controllo, manutenzione e per assicurare la fornitura di substrato e carburante? Da questo momento l’agricoltore deve
fare controlli regolari e manutenzione per assicurare l’approvvigionamento, la sicurezza (specialmente relativa agli
standard sulle emissioni) ed efficienza.
Per un impianto di biogas agricolo, con una potenza elettrica (equivalente) fino a 75 kWel, il tempo di lavoro (net) per
condurre e mantenere l’impianto è 1.8 ore al giorno [KTBL 2013].
• Qualità
• Sicurezza
• Emissioni
Controllo
Manutenzione
Documentazione
• Riparazioni
• Manutenzione
• Self-control, problemi diagnostici
• Requisiti ufficiali in maniteria
Figura 8: Aspetti per la gestione di un [CASTILLO ET AL 2012, modificato]
8.2.1 Controllo del processo
Le misure/test richiesti (sia su base quotidiana che sulla base di problemi) dovrebbero essere elencate e dettagliate nelle
istruzioni dell’impianto dall’azienda che ha costruito e installato la struttura.
Un’analisi su dati empirici dal registro delle operazioni di 31 impianti di biogas in Germania mostra che in un anno è stato
documentato un numero totale di 1.168 interruzioni operative [KTBL 2009]. È stato notato che le parti più suscettibili
dell’impianto sono il gruppo di cogenerazione, l’alimentatore dei substrati solidi, pompe e agitatori. La valutazione
qualitativa di queste interruzioni mostra che il processo biologico è stato solamente la quinta causa di malfunzionamenti
(vedi Figura 9).
In questo caso sono state necessarie 4.282 ore di lavoro per risolvere tutti i guasti, ovvero una media di 138 ore di lavoro
per impianto di biogas all’anno. In media, per ogni 10 kW di potenza elettrica installata si verifica un valore di 1.2 guasti
per impianto ogni anno.
40 |
The sustainable biofuel for the farm
Figura 9: Problemi più frequentemente riscontrati in 31 impianti di biogas tedeschi in un periodo di un anno
[KTBL 2009]
Questi risultati risaltano l’importanza di controllare il processo. Le indicazioni più significative per guasti del processo
fanno riferimento a un notevole decremento della resa di biogas e, di conseguenza, della concentrazione di metano.
Diversamente dai problemi tecnici, che solitamente vengono risolti in tempi brevi, i disturbi nel processo sono più difficili
da correggere e richiedono una conoscenza di base da parte dell’agricoltore del processo biologico e degli inibitori della
fermentazione anaerobica.
8.2.2 Manutenzione
La maggior parte dei controlli potrebbero essere fatti in continuo controllando i parametri di controllo (come
temperatura della reazione, quantità di substrati, quantità di gas/elettricità/calore prodotti, ecc.), ma altri potrebbero
richiedere il supporto di esperti o potrebbero essere condotti dall’agricoltore stesso (es. risolvere perdite delle tubazioni,
cambio olio del cogeneratore, piccole riparazioni ecc.)
L’agricoltore deve accertarsi della manutenzione e osservare gli intervalli di manutenzione (importanti per la garanzia
delle componenti) dell’impianto di biogas e di apparecchiature a valle. Parte della manutenzione può essere condotta
dall’agricoltore stesso (es. ricambio pianificato di parti come filtri, guarnizioni, oltre a sostituzione o rifornimento, come
acqua/olio nel motore) o da alcuni fornitori di servizi (es. revisione del gruppo di cogenerazione).
Le misurazioni sono il prerequisito per controllare e ottimizzare il processo, ma le attrezzature per le analisi determinano
un costo, che spesso – specialmente sugli impianti di piccola taglia – tendono ad essere evitati durante l’installazione.
| 41
Manure,
8.2.3 Documentazione
La documentazione è l’unico modo per ottenere informazioni affidabili sullo stato ed efficienza del processo di
produzione del biogas. La raccolta di dati su un lungo periodo non è solamente necessaria per l’autocontrollo, ma anche
rilevante in caso di problemi diagnostici e consulenze di esperti esterni.
Un metodo molto semplice, efficace e poco laborioso è il cosiddetto “registro input o operazioni”. Inoltre in alcuni Paesi
(come la Germania) i dati sull’alimentazione degli impianti devono essere disponibile per requisiti di legge. I vantaggi di
un diario dell’alimentazione sono [GOMEZ 2008]:





tracciabilità della quantità e qualità dei substrati (anche del fornitore dove necessario)
controllo e ottimizzazione del volume caricato
calcoli di efficienza economica (fornitore, richiesta di gas, di elettricità, ore di attività)
controllo del processo
rilevamento delle perdite di gas
Il registro degli input dovrebbe includere le seguenti informazioni:











42 |
quantità di ogni substrato o sostanza utilizzata nel
temperatura di processo
qualità del gas (CH4, CO2, H2S)
resa del gas
quantità di gas utilizzata
potenza prodotta (netta)
ore di attività
richiesta di carburante (nel caso di motori a iniezione pilota)
elettricità immessa nella griglia
manutenzione, guasti
etc.
The sustainable biofuel for the farm
8.3 Sicurezza dell’impianto di biogas
La costruzione e la conduzione di un impianto di biogas sono legate ad un numero importante di norme di sicurezza,
potenziali rischi e pericoli per uomo, animali e ambiente. Prendere opportune precauzioni e sicurezze porta ad evitare
qualsiasi rischio o situazione pericolosa e contribuisce ad assicurare la sicurezza delle operazioni dell’impianto.
Construction and operation of a biogas plant is related to a number of important safety issues, potential risks and
hazards for humans, animals and the environment. Taking proper precautions and safety aim at avoiding any risks and
hazardous situations, and contribute to ensuring a safe operation of the plant.
Il rispetto di importanti norme legate alla sicurezza e la creazione di chiare misure preventive e di controllo del danno
sono requisiti per ottenere il permesso edilizio (questo potrebbe differire da Paese a Paese):














prevenzione di fuochi e incendi
danni meccanici
edifici solidi dal punto di vista statico
sicurezza elettrica
protezione dai fulmini
sicurezza termica
protezione dall’emissione di rumori
prevenzione avvelenamenti e asfissia
sicurezza igienica e sanitaria
evitare emissione di inquinanti dell’aria
prevenzione di perdite su terreno e acque superficiali
evitare rilascio di inquinanti durante lo smaltimento dei rifiuti
sicurezza contro le alluvioni
protezione da colliso
Oltre ad avvelenamento e asfissia, ci sono altri potenziali pericoli legati all’attività produttiva di un impianto di biogas.
Per evitare questi tipi di incidenti, devono essere piazzati cartelli chiari sulle rispettive parti dell’impianto e il personale
dev’essere istruito [SEADI ET AL 2008]:



Altre potenziali fonti di incidenti includono il pericolo di caduta da scale o aree non coperte (es. canale di
alimentazione, tombini per la manutenzione) o di infortunio da parti mobili dell’impianto (es. agitatori).
Equipaggiamenti come agitatori, pompe e strumenti per l’alimentazione devono operare con alto voltaggio
elettrico. Utilizzi impropri o difetti del gruppo di cogenerazione potrebbero determinare shock elettrici fatali.
Si deve inoltre considerare il rischio di ustioni tramite contatto non protetto con sistemi di riscaldamento o
raffreddamento dell’impianto di biogas (es. radiatore, sistema di riscaldamento del digestore o pompe). Questo
si applica anche alle parti del gruppo di cogenerazione e alla torcia.
Per queste ragioni, è consigliabile che gli operatori siano istruiti sulla sicurezza dell’impianto di biogas. Queste misure
aumentano la consapevolezza dell’operatore sui potenziali pericoli sul sito, aiutano a condurre l’impianto in sicurezza e
a stabilire procedure di sicurezza se aziende esterne devono lavorare nell’impianto di biogas.
| 43
Manure,
Annex 1. Informazioni generali sui contratti
1.1. Contratti con i costruttori di impianti
Il contratto di costruzione dell’impianto regola i requisiti strutturali ed è il fulcro della costruzione dell’impianto di biogas.
I punti principali di tali requisiti dipendono in maniera significativa dal progetto e dalla taglia dell’impianto. Dalla
prospettiva dell’operatore, in particolare i seguenti punti devono essere regolamentati [FNR 2013]:

se il progetto è realizzato da una ditta di ingegneria o come costruzione chiavi in mano, il contratto dovrebbe
includere possibilmente tutti i settori/attività, accordi su specifiche prestazioni e dovrebbero includere
specifiche dettagliate sui servizi
rispetto dei requisiti tecnici dell’impianto (es. tempo di ritenzione idraulica minimo)
garanzie bancarie o da altre fonti possono ridurre il rischio del costo in costruzione così come nel periodo di
garanzia
dovrebbe essere concordata una specifica data di completamento, anche regole in termini di ritardo per
compensare la perdita di eventuali profitti
dovrebbero essere stabilite regole chiare per le operazioni di prova (portata, durata, valori di potenza ecc) e per
l’approvazione
accordi su “se e come” cambiamenti successivi nel corso dei lavori (riduzione e/o estensione) aumentino la
flessibilità, anche se nel contratto non era incluso un cambiamento
dovrebbe essere evitata una riduzione del periodo di garanzia. Lo scopo del gestore di un impianto è invece
quello di ottenere un periodo di garanzia il più esteso possibile
una pianificazione lungimirante copre con diritto contrattuale la fornitura di pezzi di ricambio o almeno prezzi
determinabili per un periodo il più lungo possibile (clausole di adeguamento dei prezzi)
solitamente, il pagamento sarà concordato con l’avanzamento dei lavori di costruzione. Il valore degli acconti si
basa sul valore economico della manodopera/artigianato o prestazioni parziali, la data di scadenza è data dalla
pianificazione del progetto e della costruzione. Il pagamento delle rate rimanenti non dovrebbe essere fatto
prima della fine della garanzia, ma in ogni caso non prima del deposito titoli appropriati (bond garanzia).








1.2. Contratti di gestione e manutenzione
L’impianto di biogas deve essere regolarmente revisionato e sottoposto a manutenzione. Gli operatori dell’impianto
normalmente stipulano un contratto di manutenzione per il proprio impianto di biogas, occasionalmente integrato con
un contratto di gestione. Se il costruttore dell’impianto non offre il servizio di manutenzione, l’operatore dovrebbe
richiedere i requisiti di manutenzione per iscritto. Gli intervalli e i lavori di manutenzione dovrebbero essere definiti e
dettagliati quanto possibile in forma scritta [FNR 2013].
I seguenti punti devono essere tenuti in considerazione:



44 |
oltre al contratto di costruzione dell’impianto, è raccomandato un contratto di manutenzione con il costruttore
dell’impianto o della tecnologia (concordato contemporaneamente)
i termini della manutenzione sul contratto non dovrebbero essere inferiori al periodo di garanzia del contratto di
costruzione dell’impianto
per ottenere risarcimenti di garanzia, è utile un contratto di manutenzione per i gestori dell’impianto che non
hanno capacità tecniche per la manutenzione.
The sustainable biofuel for the farm
1.3. Contratti di fornitura dei substrati e raccolta del digerito
Oltre ai costi dell’investimento iniziale, i costi operativi dell’impianto (es. substrati e consegne) determinano in particolar
modo l’efficienza economica dell’impianto. Costi e accordi per la fornitura dei substrati devono essere considerati nelle
fasi preliminari dei calcoli per la fattibilità economica con un appropriato fattore di rischio.
Nei contratti di fornitura dei substrati sono solitamente definiti i volumi di colture energetiche forniti in funzione della
superficie, siccome quantità raccolta non può essere definita chiaramente all’inizio. In anni di buona raccolta, potrebbe
quindi succedere di avere un eccesso di fornitura dei substrati e viceversa con raccolte meno fruttuose.
Anche lo sfruttamento del digerito può essere definito in un contratto dopo il completamento del processo di
fermentazione e lo stoccaggio. Nella pratica, è stato notato che molte volte che il fornitore del substrato prende indietro
il digerito per utilizzarlo come fertilizzante nella propria superficie coltivabile [FNR 2013].
Nei contratti di fornitura di substrato e di raccolta del digerito si possono trovare – oltre alle solite regole sulla
responsabilità ecc. – anche regole sui seguenti punti [FNR 2013]:





termini del contratto, comprese regole su termine e rinnovo dei contratti
quantità delle consegne o informazioni sulle aree coltivate comprese le rese attese e le quantità minime di
consegna, includendo, dove appropriato, le modalità
meccanismi di aggiustamento dei prezzi, solitamente basati su uno o più indici (indice dei prezzi al consumo,
indice dei carburanti o del prezzo dei substrati), in funzione dei termini del contratto
servizio per la raccolta e logistica delle forniture, come accordi sulla raccolta da parte dell’operatore o del
fornitore, sul taglio, se insilaggio e compressione dei substrati avvengono dove sono stoccati e quanto a lungo
possono essere stoccati
raccolta del digerito (volume, responsabilità, periodi, scadenze, prezzi) inclusa la logistica (in particolare
trasporto, stoccaggio e distribuzione) tenendo in considerazione i requisiti per l’applicazione del digerito come
fertilizzante.
1.4. Contratto di fornitura del riscaldamento
A conclusione di un contratto di fornitura di calore simili punti devono essere considerati come per un contratto di
fornitura di biogas, come accordi ai quantitativi consegnati, tempo di esecuzione e di retribuzione. Inoltre, è necessario
un’ulteriore regolamentazione per i seguenti punti.
In funzione del tipo di utilizzo del calore (condizionamento degli edifici, fornitura alla rete, calore per i processi ecc.)
devono essere osservate diverse necessità e l’adempimento di queste deve essere assicurato in un contratto di fornitura
di calore. È importante dalla prospettiva di un operatore di un impianto di cogenerazione di concordare sull’obbligo
totale o minimo di acquisto da parte del cliente [FNR 2013].
| 45
Manure,
1.5. Contratto di fornitura del biogas
Il biogas prodotto è solitamente convertito in elettricità in una o più unità di cogenerazione in sito o nelle vicinanze (CHP
satelliti) di proprietà del gestore dell’impianto. Ad ogni modo, questo non è obbligatorio. Il gestore dell’impianto
potrebbe anche vendere tutta o una parte della produzione di biogas grezzo. L’acquirente utilizza poi il prodotto per
conto proprio, come ad esempio elettricità e calore in un impianto di cogenerazione, calore in una caldaia o upgrading a
gas naturale (biometano) in separati impianti di upgrading del biogas.
Un contratto di fornitura per il biogas grezzo non è soggetto a particolari requisiti di legge. Il biogas grezzo è
principalmente trasportato attraverso un sistema proprio di tubazioni o attraverso la rete.
Il contratto per la fornitura dovrebbe considerare gli interessi tecnici, economici e legali di entrambe le parti interessate
in maniera ragionevole. Solitamente un contratto di fornitura del biogas contiene i seguenti aspetti [FNR 2013]:

un regolamento in sezione del volume di fornitura da quantitativi minimi o massimi (numero di kilowatt ora di
biogas ora al giorno ecc.). Tali quantità di fornitura prendono in considerazione le fluttuazioni naturali della
produzione del biogas, senza trascurare gli interessi di entrambe le parti
termini contrattuali (minimi) e meccanismi chiari e definiti per termine e rinnovo dei contratti sono di
importanza per entrambe le parti. Più è lungo il termine del contratto e più importanti sono le clausole
dell’adattamento dei prezzi
le clausole dell’adattamento dei prezzi possono essere legate a indici neutrali come il prezzo dell’elettricità o il
prezzo dei substrati sul mercato azionario o l’indice dei prezzi al consumo ecc. Le clausole dovrebbero riflettere i
rispettivi costi di rischio in primo luogo, in particolare in relazione alla durata concordata del contratto. Il patto
dovrebbe regolare esplicitamente se e come i cambiamenti possono influire il prezzo di acquisto per il biogas
grezzo.
in funzione dell’uso che l’acquirente intende fare del biogas, è raccomandato definire determinate proprietà
desiderate per il biogas. In relazione alla funzionalità e ai requisiti tecnici della unità di produzione elettrica,
l’acquirente dovrà definire certi requisiti di qualità per il biogas (contenuto minimo di metano ecc.). La qualità
del gas è anche importante per coloro che purificano il biogas in biometano. In questo caso, i parametri
dovrebbero anche concordare coi requisiti tecnologici dell’unità di upgrading.
Per ragioni di sicurezza è anche necessario sapere a quale punto la proprietà del biogas passi all’acquirente. A
tal fine, le condizioni e le proprietà locali sono noti, ad esempio il sistema di tubazioni o lo stoccaggio di gas.
Gli obblighi contrattuali per la fornitura includono il trasferimento della proprietà di una determinata quantità di
biogas di una determinata qualità. È quindi necessario trovare accordi per la misura della quantità e della qualità
del biogas e regolare la corrispondente assunzione dei costi.





1.6. Contratto di concessione con i proprietari terrieri
In genere, gli impianti di biogas sono costruiti su un terreno appartenente al proprietario dell’impianto stesso. Ad ogni
modo potrebbe essere necessario il consenso dei proprietari di terreni adiacenti, come nel caso di un cogeneratore
satellite (dello stesso proprietario o di parte terzi), del biogas interamente o in parte iniettato in sistemi di tubazioni o
calore trasportato nelle condotte del riscaldamento. A tale scopo si definiscono contratti di concessione a termini di
legge. La durata di tali contratti di concessione dovrebbe corrispondere alle necessità previste
Gli schemi di compensazione dovrebbero, data la natura a lungo termine di questi progetti, contenere meccanismi di
adattamento de prezzi. La tutela dei diritti d'uso di terreni di proprietà di altri, dovrebbe necessariamente essere
condotta stipulando un contratto nel registro fondiario. Questa pratica assicurerà il mantenimento dei diritti anche in
caso di vendita del terreno o di insolvenza da terze parti [FNR 2013].
46 |
The sustainable biofuel for the farm
1.7. Percorso di accordo con la comunità
Se il sistema di tubature per il riscaldamento centralizzato o il sistema per il biogas sono disposti su strade pubbliche,
potrebbe essere necessario che il gestore dell’impianto e l’altra parte interessata entrino in accordo con l’autorità
responsabile di tale strada. Queste tariffe di accesso singole o annuali sono concesse nella maggior parte dei casi [FNR
2013].
| 47
Manure,
Annex 2.
Checklist
2.1.Checklist per sviluppare una “idea di progetto”
Tabella 4: Checklist per i primi passi della “idea di progetto” [CASTILLO ET AL 2012, modificato]
Fase
Step
Verificato
1. Valutazione del potenziale agricolo
La tua azienda agricola: Identifica chiaramente i substrati disponibili e stima la quantità in tonnellate
per mese/anno per ognuno di questi

Reflui zootecnici (letame, liquame, ecc.)

Residui agricoli (come resti di mangimi, lettiera ecc.)

Scarto domestico (come cibo, residui di cucina)

Altro
Nel vicinato: chi potrebbe essere interessato a fornire reflui zootecnici, sottoprodotti o residui?
Identifica i substrati disponibili stima la quantità in tonnellate per mese/anno per ognuno di questi

Altre aziende agricole

Scuole o aziende di ristorazione collettiva (cibo/scarti di cucina)
Commenti
The sustainable biofuel for the farm

Aziende agroalimentari (scarto organico industriale)

Altro
Quanto costerà
Primo (preliminare) calcolo del potenziale delle biomasse dell’agricoltore e costo annuale
dell’impianto
Usa il tool online per i calcoli di BioEnergy Farm II (www.bioenergyfarm.eu) per una prima
valutazione della fattibilità economica del tuo progetto
Controlla i risultati che descriveranno i diversi costi (investimenti, costo dei substrati, costi logistici,
costi operativi ecc) e le entrate nette
Entra in contatto con un esperto nazionale del biogas per consulenza e consigli
2. Valutazione dei trasporti
Com’è la qualità delle infrastrutture intorno alla mia azienda?
I camion possono liberamente utilizzare queste strade?
Quali substrati devono essere trasportati ad ogni modo (tonnellate/anno)?
Quanto influirà la logistica (€/anno) e ne vale la pena (normalmente un tragitto inferiore a 18 km
assicura una redditività)?
3. Scopo del progetto
Manure,
Determina il consumo energetico dell’azienda e dell’abitazione privata
Determina la natura (gas, calore, elettricità) e la quantità di energia richiesta
Ci sono opportunità di vendita (es. surplus termico, Biometano come combustibile per il trasporto)
nelle vicinanze?
Informati sui prezzi e sulle condizioni (periodo, qualità del gas, quantità di energia che può essere
venduta ecc.)
Determina le necessità dei clienti (quantità e natura dell’energia prodotta)
Verifica che questa sia legata al lungo periodo
Pensa a come l’energia sarà trasportata (rete termica, stazione di servizio ecc.)
4. Natura/ struttura aziendale
Informati sulle forme aziendali più comuni e sulle loro specificità
Identifica le persone che potrebbero prendere parte al tuo progetto
Discutete sul loro coinvolgimento e sulle loro responsabilità.
2.2.Checklist per i documenti di approvazione
The sustainable biofuel for the farm
Tabella 5: Possibili documenti per l’approvazione di un impianto di biogas [FNR 2013, modificato]
Richiesta di costruzione / Richiesta di approvazione sulle
emissioni
Mappa/disegno della posizione geografica
Riassunto del registro catastale
Descrizione dell’impianto e delle operazioni
Emissioni / Immissioni
Certificato acustico, misure sugli odori e/o piano delle fonti di
emissioni
Gestione dello scarto / utilizzo
Sicurezza dell’impianto
Intervento su natura e paesaggio
Autorizzazione secondo la regolamentazione UE per i
sottoprodotti di origine animale
Mappa del sito con spazio adiacente
Calcoli strutturali per le componenti principali dell’impianto di
biogas
Piano di installazione
Disegni di dettaglio
Richiesta dei moduli alle autorità responsabili del processo di approvazione
Questa deve essere ottenuta dal catasto municipale e istituti cartografici
Informazioni sulla proprietà, tipologia commerciale e collocazione del sito
Moduli creati dal progettista con i dati dell’impianto, tipo di processo (inclusa panoramica dei materiali
utilizzati), descrizione delle operazioni
Presentazione / descrizione dei processi/operazioni che causano emissioni dall’impianto
Se l’autorità decide che in funzione di speciali condizioni del luogo sia necessario creare un rapporto, un
esperto certificato sarà assegnato a tale compito.
Se necessario (basandosi sui substrati utilizzati), presentazione delle modalità di applicazione e
smaltimento degli scarti utilizzati e delle parti di impianto utilizzate
Descrizione della sicurezza antincendio dell’impianto, riproduzione di un piano antincendio del progettista,
possibilmente creando un rapporto di sicurezza approvato da un esperto. Descrizione delle misure per
assicurare i requisiti di sicurezza, localizzazione delle zone con possibili esplosioni sul sito.
Compatibilità del progetto sulla base delle esistenti condizioni di pianificazione (es. piano di utilizzo del
suolo, piano di sviluppo). Rappresentazione della compensazione o misure di riparazioni per intervenire su
rilevanti componenti del progetto.
Richiesta per approvazione dell’impianto di biogas in accordo con la regolamentazione UE per i
sottoprodotti animali (EC No. 1069/2009) es. per l’utilizzo di reflui zootecnici
Creato in accordo coi requisiti delle norme di sicurezza per gli impianti di biogas delle associazioni
professionali agrarie
La statica delle componenti più grande viene creata e fornita dai costruttori di componenti o impianti
Creato dal progettista
Questo è creato dal designer/progettista
 piantina delle tubazioni (per substrati, gas, calore) incluse pendenze, direzioni del flusso, dimensioni e
proprietà dei materiali
 considerazione delle zone a rischio esplosione
 tipologia e progetto delle zone di carico per reflui, insilato e altri substrati
 struttura/stanza del motore con le installazioni necessarie
 piantina delle tubazioni per il riscaldamento incluse connessioni con produttori e utilizzatori di calore
 diagramma di flusso base con le unità operative
 attuale diagramma di flusso per l’integrazione del cogeneratore nelle operazioni
 stoccaggio del gas, valvole di sicurezza del gas
Manure,
Diagramma di flusso per i processi dell’impianto
Utilizzo del digerito
Dichiarazione di obbligo di ritiro della risorsa
 stoccaggio dei substrati
Creazione di diagrammi di flusso base con le unità operative da parte del progettista
Presentazione / documentazione delle aree necessarie per spandere in campo il digerito
Impegno del richiedente sul declassamento e sullo smantellamento dell’impianto e del suolo dopo la
cessazione permanente degli usi consentiti.
The sustainable biofuel for the farm
Annex 3. Dati e informazioni specifici per Paese
3.1. Tipologie di forme legali per le aziende
3.1.5.Italia
Tabella 6: Caratterizzazione delle forme legali più rilevanti per i progetti di biogas in Italia
Impresa individuale
Azienda
Impresa individuale
Impresa individuale
Associazione
Società semplice
Società di capitali
Società in nome
collettivo
Società per azioni
Società a
responsabilità
limitata
Società in
accomandita per
azioni
Società in
accomandita
semplice
Cooperative
Società in
accomandita
semplice
Società cooperative
Titolare
1
≥2
≥2
≥1
≥1
≥2
≥2
≥ 3 se persona fisica,
altrimenti ≥9
Capitale sociale
0
>0
>0
≥ 50,000 €
≥ 50,000€
>0
>0
Responsabilità
civile
Il proprietario è
responsabile al
100% (impresa e
personale)
Ogni azionista
ha
una
responsabilità
massima, salvo
diverso accordo
Ogni azionista
ha una massima
responsabilità
Of the company
≥ 10,000 €
se semplificata
≥1€e
≤ 9.999 €
Ogni socio ha una
responsabilità
massima pari alla
sua
partecipazione
Ogni socio ha una
responsabilità
massima pari alla
sua
partecipazione
Ogni socio ha
una
responsabilità
massima pari
alla
sua
partecipazione
Dell’azienda
Manure,
Giudizio/ criteri
importanti
--
Almeno uno dei
partner deve
avere
la
qualifica IAP o
CD
Almeno uno dei
partner
deve
avere
la
qualifica IAP o
CD
L’amministratore
deve avere la
qualifica IAP o CD
L’amministratore
deve avere la
qualifica IAP o CD
L’amministratore
deve avere la
qualifica IAP o CD
L’oggetto
sociale
nell’azienda
deve
essere
l’esercizio
esclusivo
di
attività agricole
come da art.
2135cc
L’oggetto
sociale
nell’azienda
deve
essere
l’esercizio
esclusivo
di
attività agricole
come da art.
2135cc
L’oggetto sociale
nell’azienda deve
essere l’esercizio
esclusivo
di
attività agricole
come da art.
2135cc
L’oggetto sociale
nell’azienda deve
essere l’esercizio
esclusivo
di
attività agricole
come da art.
2135cc
L’oggetto sociale
nell’azienda deve
essere l’esercizio
esclusivo
di
attività agricole
come da art.
2135cc
Almeno uno dei
partner deve avere
la qualifica IAP o
CD
L’oggetto
sociale
nell’azienda
deve
essere
l’esercizio
esclusivo
di
attività
agricole come
da art. 2135cc
L’amministratore deve
avere la qualifica IAP o
CD e deve essere
membro
della
coperativa
L’oggetto
sociale
nell’azienda deve essere
l’esercizio esclusivo di
attività agricole come
da art. 2135cc
Note: La qualifica IAP corrisponde a “imprenditore agricolo professionale” vedi D.lgs 99/2004 art.1.; la qualifica CD corrisponde a “coltivatore diretto” vedi L. n. 9/1963.
Tassazione
Ci sono attività connesse a quelle agricole, in cui vi è una esenzione fiscale. Tra queste si trova la produzione di elettricità e calore da fonti rinnovabili, incluse biogas, biocombustibili e prodotti
chimici, se più del 50% è prodotto da materiali provenienti dai terreni coltivati dall’agricoltore (legge n. 266 del 23/12/2005). La percentuale è fatta paragonando il valore o il contenuto
energetico del materiale derivante dalle attività agricole del proprietario dell’impianto di produzione delle energie rinnovabili.
Con l’approvazione del D.L. 88/2014, la produzione di elettricità e calore da energie rinnovabili, inclusi biogas, biocarburanti e prodotti chimici non sarà più inclusa nell’esenzione fiscale.
Quindi tali attività saranno soggette a IVA se la potenza nominale dell’impianto è inferiore a 300 kW.
The sustainable biofuel for the farm
ESCo
Le energy service companies (acronimo: ESCO or ESCo) sono attività commerciali che forniscono una ampia gamma di soluzioni energetiche globali che includono progettazione e
installazione di progetti per il risparmio energetico, conservazione dell’energia, esternalizzazione delle infrastrutture, centrali elettriche e fornitura elettrica e gestione del rischio.
Le ESCO sono un meccanismo di distribuzione con esperienza ed efficace per fornire la massima efficienza energetica. Le organizzazioni spesso si rivolgono alle ESCo quando considerano
di aggiornare il progetto, dato che le ESCO hanno progetti dettagliati e esperienza nelle installazioni integrando misure di efficienza, mitigano rischi tecnici e di performance e forniscono
garanzia finanziaria ai leader del progetto che il risparmio energetico generato andrà a coprire la quota del servizio offerta.
Nell’UE si sta evolvendo un nuovo tipo di ESCO, che si focalizza più su metodi di finanziamenti innovativi. In ogni caso, le ESCO iniziano producendo una analisi approfondita della proprietà,
a volte dei rischi, progettano soluzioni efficienti dal punto di vista energetico, installano gli elementi richiesti e mantengono il sistema in modo da assicurare il risparmio energetico durante
il tempo di ritorno economico. I risparmi sul costo dell’energia sono spesso usati per recuperare il capitale di investimento del progetto in un periodo variabile dai 5 ai 20 anni; potrebbe invece
non essere fattibile reinvestire nelle strutture per consentire aumenti di capitale. Se il progetto non fornisce il ritorno dell’investimento, le ESCO sono spesso responsabili per il pagamento
della differenza [NAESCO 2014].
Manure,
3.2. Procedimento per le autorizzazioni
3.2.5.Italia
La procedura di autorizzazione per la produzione di elettricità da fonti rinnovabili attualmente in vigore è stata
introdotta dal Decreto Legislativo No 387/2003, dalla Directive 2001/77/EC. L’articolo 12 di tale regolamento prevede che
la costruzione e la gestione degli impianti di produzione elettrica alimentati da fonti rinnovabili, modifiche, espansione,
totale o parziale ricostruzione, opere di rivalutazione e lavori connessi, così come quelli riferibili alle infrastrutture
essenziali per la costruzione e gestione dell’impianto, siano soggette ad una singola autorizzazione. Questo documento
inoltre deve concludersi entro al massimo 180 giorni ( termine è stato ridotto a 90 giorni dal Decreto No 28/2011.
Questo provvedimento è stato introdotto allo scopo di razionalizzare e semplificare le procedure autorizzative previste
per gli impianti produttivi da fonti rinnovabili, includendo in un unico procedimento tutte le autorizzazioni necessarie
siano esse relative all protezione dell’ambiente, del paesaggio o ai vincoli di natura storico/culturale relativi al luogo in
cui si ipotizza la realizzazione dell’impianto . Tale autorizzazione viene emessa in un unico procedimento cui partecipano
tutte le autoritàa vario titolo coinvolte. Quando previsto dalla legislazione , l’impianto e le infrastrutture ad esso
collegate, devono essere valutati conformemente a quanto previsto in materia di valutazione dell’impatto ambientale.
La singola procedura attribuisce al richiedente il diritto a costruire e gestire l’impianto e, quando necessario, attribuisce
ad esso “la dichiarazione di interesse pubblico, necessità e urgenza” per una sua più rapida ed agevole realizzazione ..
nell’atto autorizzativo sono altresì indicate tutte le condizioni da rispettare nella costruzione e nella gestione
dell’impianto; tale documento definisce inoltre le procedure da seguire per il recupero ambientale del sito una volta che
l’impianto, giunto alla fine del suo periodo di produttività, dovrà essere smantellato
Nel documeto di autorizzazione sono altresì definite la date di inizio e di fine dei lavori trascorse le quali l’autorizzazione
decade e se del caso dovrà essere rinnovata.
L’articolo 12 del Decreto Legislativo No 387/2003 mette pertanto a disposizione del richiedente una procedurasnella,
applicabile però solo agli impianti con una potenza nominale inferiore alle soglie indicate nella Tabella 7
Tabella 7: Soglie per la procedura semplificata soggetta al regolamento No 387/2003 per determinate tecnologie e taglie di
impianti
Tecnologia
56 |
Soglia (kW)
Eolico
60
Solare fotovoltaico
20
Idroelettrico
100
Biomassa
200
Gas da discarica, gas residui dal processo di purificazione e biogas
250
The sustainable biofuel for the farm
In funzione della tipologia di impianto e della taglia è previsto in alcuni casi che il progetto venga assoggettato a
valutazione di impatto ambientale, valutazione che, a seconda dei casi, compete allo Stato a alle Regioni come sotto
indicato.,
Progetti soggetti a valutazione di impatto ambientale competenza dello Stato:






centrali elettriche e altri impianti di combustione con potenza termica di almeno 300 MW
impianti eolici off-shore
centrali idroelettriche con potenza installata superiore a 30 MW
impianti usati per trattenere, regolare e accumulare acqua in maniera sostenibile a scopi energetici, di altezza
superiore a 10m o con un volume di stoccaggio superiore a 100,000 m3
cavi di tensione sospesi con voltaggio nominale sopra 150 kV e più lunghi di 15 km
linee elettriche in cavi AC sotterrati e più lunghi di 40 km.
Progetti soggetti a valutazione di impatto ambientale di competenza della Regione:




impianti per la produzione di elettricità, vapore e acqua calda con potenza termica superiore a 150 MW
impianti eolici on-shore. Un rappresentante del Ministero dei beni e delle attività culturali e del turismo deve
essere coinvolto nell’iter di questi progetti.
inceneritori per scarti non pericolosi, con capacità superiori a 100 t/giorno
cavi di tensione sospesi con voltaggio nominale sopra 100 kV e più lunghi di 10 km
Progetti soggetti a verifica di applicabilità della valutazione di impatto ambientale di comptenza delle Regioni impianti
per la produzione di elettricità, vapore e acqua calda con potenza termica superiore a 50 MW






impianti industriali non termici per la produzione di elettricità, vapore e acqua calda con una potenza totale
maggiore di 1 MW
impianti industriali per il trasporto di gas, vapore e acqua calda che forniscono tubazioni per una lunghezza
totale maggiore di 20 km
impianti eolici con potenza totale maggiore di 1 MW
impianti idroelettrici con potenza installata maggiore di 100 kW
inceneritori per scarti non pericolosi, con capacità superiori a 10 t/giorno
cavi di tensione sospesi con voltaggio nominale sopra 100 kV e più lunghi di 3 km
Connessione alla rete elettrica
Il decreto legislativo No 79/1999 di recepimento della Direttiva Europea 96/92/EC, stabilisce l’obbligo per le aziende
distributrici di connettersi alla rete, senza compromettere la continuità del servizio.
Per gli impianti di energie rinnovabili, il Decreto Legislativo No 387/2003 di recepimento della Direttiva Europea
2001/77/EC, definisce relativi alla connessione degli impianti alla rete elettrica.
Per la cogenerazione ad alta efficienza, il riferimento legislativo per il servizio di connessione è il Decreto Legislativo No
20/2007.
Il regolamento in vigore (Decisione AEEG No ARG/elt 99/08 - Compendium of Rules for Active Connections (TICA))
definisce le procedure e le condizioni tecnico/finanziarie per la connessione alla rete elettrica. Con riferimento alla rete
a basso e medio voltaggio, il TICA definisce l’entità del contributo previsto a carico del richiedente per la connessione,
contributo che varia in funzione di: distanza dal punto di produzione al punto di connessione alla rete, potenza e tipo di
connessione. Questi contributi sono dovuti solo per gli impianti che usano energie da fonti rinnovabili (RES) e
cogenerazione ad alta efficienza (HEC). Per gli impianti convenzionali occorre fare riferimento alle condizioni applicate
da ogni operatore e devono pagare il contributo TICA o il contributo dell’operatore, a seconda di qual è più alto.
Per la connessione alla rete ad alto e altissimo voltaggio, il TICA non prevede specifici contributi, ma richiede una
riduzione di pagamenti per gli impianti HEC e RES.
| 57
Manure,
I termini contrattuali e le condizioni (CTCs) sono definiti e pubblicati da ogni singolo operatore della rete. Il CTCs
definisce le soluzioni tecniche adottate dall’operatore della rete per creare la connessione, gli accordi e i tempi di
risposta, i termini per i pagamenti dei contributi previsti per la connessione e i criteri per stabilire i contributi dovuti da
parte del produttore al fine di coprire i costi sostenuti dall’operatore della rete per gestire la procedura di autorizzazione.
Il regolamento prevede anche le procedure previste per la risoluzione di eventuali dispute tra produttori e operatori
della rete. , I riferimenti delle regole tecniche per la connessione differiscono a seconda che la connessione sia una rete
a basso voltaggio (fino a 1 kW) o una ad alto voltaggio.
Per le reti con voltaggio superiore a 1 kW, La Decisione AEEG No ARG/elt 33/08 “Technical conditions for connection to
electricity distribution networks with a nominal voltage above 1 kV: Single technical rule for medium / high / very high
voltage connections” riconosce lo standard CEI 0-16 come standard cui tutti gli operatori della rete devono fare
riferimento quando si definisce il progetto di connessione. I valori massimi di potenza per la connessione, in funzione del
voltaggio della rete, sono i seguenti:
Tabella 8: Riferimenti a regole tecniche per la connessione alla rete
Voltaggio della rete
Potenza dell’impianto
Basso (< 1 kV)
< 100 kVA
Medio (< 35 kV)
< 6000 kVA
L’operatore della rete locale gestirà la procedura di connessione per il produttore fino ad una potenza di connessione di
10 MVA. I nuovi produttori di energia che intendono connettersi alla rete elettrica possono fare riferimento al TICA.
Per connessioni a basso e medio voltaggio, i termini per ultimare la connessione, a partire da quando la richiesta di
connessione viene ricevuta, sono i seguenti:



20 giorni lavorativi per una potenza di alimentazione fino a 100 kW
45 giorni lavorativi per una potenza di alimentazione da 100 kW a 1,000 kW
60 giorni lavorativi per una potenza di alimentazione maggiore di 1,000 kW
Il preventivo è valido per 45 giorni lavorativi e fornisce l’elenco dei lavori che debbono essere realizzati al fine di creare
fisicamente la connessione, interventi che il richiedente deve realizzare presso il punto di connessione. Il preventivo
deve indicare il pagamento dovuto per la connessione, evidenziando la quota, pari al 30% del totale, che il richiedente
deve pagare quando accetta il preventivo, il saldo dovrà essere corrisposto al completamento dei lavori necessari per
la realizzazione dell’infrastruttura necessaria per l’installazione della rete al punto di connessione.
L’arco di tempo per completare la connessione è di 30 giorni lavorativi per i lavori semplici e 90 giorni i per quelli
complessi, con una maggiorazione di 15 giorni lavorativi per ogni chilometro di linea a medio voltaggio oltre al primo
chilometro.
Quando la connessione è stata completata, l’azienda distributrice rende noto che la connessione può essere resa
operativa.
Se per creare la connessione si rende necessario intervenire sulla rete ad alto voltaggio, l’arco temporale per completare
i lavori viene indicato dalla compagnia di distribuzione nel preventivo per la connessione.
Qualificazione degli impianti RES-E (“IAFR”)
58 |
The sustainable biofuel for the farm
La qualificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (Qualifica IAFR), è un prerequisito necessario per
l’ottenimento dei certificati verdi (CV) o per l’accesso alla tariffa incentivante onnicomprensiva (TO).
La qualificazione IAFR può essere richiesta per gli impianti:


alimentati da fonti rinnovabili, anche ibridi, entrati in esercizio successivamente al 1° aprile 1999 a seguito di
nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione
entrati in esercizio prima del 1° aprile 1999 che successivamente a tale data operino come centrali ibride
A partire dal 2009, come previsto dal Decreto Ministeriale del 18 Dicembre 2008, i proprietari degli impianti devono
pagare un contributo (basato sulla potenza media annuale del loro impianto) per i costi sostenuti dal GSE per la
procedura di qualificazione.
| 59
Manure,
3.3.Regolamentazione delle emissioni
Emissioni in atmosfera (emissioni del motore)
Le emissioni del cogeneratore di un impianto di biogas sono l’aspetto più critico dal punto di vista ambientale di questo
sistema. Coloro che sono interessati a produrre energie rinnovabili con il biogas dovrebbero quindi essere consapevoli
delle regole e monitorare con attenzione che tutti i parametri delle emissioni siano conformi alla normativa vigente .
Tali aspetti sono dettagliati nell’Annex – parte V del D.LGs 152/2006.
I livelli emissivi sono espressi in mg/Nm3 e fanno riferimento a un’ora di lavoro nelle condizioni peggiori, escludendo i
periodi di inizio attività, arresto e malfunzionamenti. I limiti fanno riferimento ai volumi di gas residui secchi correlati alle
condizioni normali. Per i motori a combustione interna i valori limite di emissioni, in relazione a un volume standard di
ossigeno del 5% nel fumo secco, sono le seguenti:
Tabella 9: Livelli soglia di inquinamento per motori che utilizzano biogas (fino a 3 MW di potenza termica)
Potenza termica dell’impianto
3 MW
Carbone organico totale (COT)
3
150 mg/Nm
Monossido di carbonio (CO)
3
800 mg/t Nm
Diossido di azoto (NO2)
3
500 mg/Nm
Composti inorganici di Cl (come HCI)
10
3
mg/Nm
3.4.Incentivi
per l’Italia, ci sono vari regolamenti per gli incentivi riferiti alla bioenergia, disponibili diversi livelli amministrativi (livello
nazionale, livello regionale), per specifici tipi di biomassa e /o di bioenergia e per differenti gruppi di utenti (privati,
aziende, enti pubblici, etc.).
Le seguenti danno una panoramica della varietà delle azioni di sussidi per l’Italia

Centro Nazionale per la promozione delle Fonti Energetiche Rinnovabili:
http://www.fonti-rinnovabili.it/index.php?c=nincentivi
 Gestore dei Servizi Energetici:
http://www.gse.it/it/Qualifiche%20e%20certificati/pages/default.aspx
segue una breve descrizione dei principali incentivi.
Certificati verdi (CV)
I certificati verdi sono strumenti finanziari che il GSE rilascia ad impianti qualificati per la produzione di energia
rinnovabile che sono stati realizzati prima del 31 dicembre 2012 che hanno la qualifica IAFR.
Il numero di certificati rilasciati è proporzionale all’energia elettrica generata dall’impianto e dipende dal tipo di fonte
rinnovabile impiegata nel tipo di progetto (sistema nuovo, riattivato, migliorato, rinnovato). Il supporto basate sui
certificati verdi e basato sulla legislazione che richiede ai produttori importatori di energia elettrica da fonti non
60 |
The sustainable biofuel for the farm
rinnovabili di utilizzare la quota minima di energia elettrica da fonti rinnovabili da immettere nel sistema elettrico
nazionale ogni anno.
Ogni certificato verde è convenzionalmente riferito alla produzione di 1 MWh di energia elettrica da fonti rinnovabili. Per
far fronte agli obblighi di legge i produttori / importatori devono immettere nella rete di energia elettrica da fonti
rinnovabili o comprare un equivalente numero di certificati verdi dei produttori di elettricità da fonti rinnovabili.
Come ottenere I certificati verdi
i produttori possono fare richiesta di certificati verdi dopo aver qualificati loro impianti con impianti per la produzione di
energia da fonti rinnovabili (IAFR).
Gli impianti (esclusi quelli fotovoltaici) con una capacità nominale non superiore a 1 MW (0.2 MW per sistemi eolici),
hanno l’opzione di utilizzare i certificati verdi o la tariffa onnicomprensiva..
Dopo aver rilasciato i certificati verdi, il GSE aprono accanto di di proprietà dei certificati verdi, dove i medesimi sono
depositati a nome del produttore. Il GSE traccia i movimenti dei certificati verdi. I detentori di un account di proprietà
dei certificati verdi possono accedere al sistema attraverso un codice identificativo fornito dal GSE.
Il GSE crea inoltre account per i produttori importatori soggetti agli obblighi specificati nell’articolo 11 del DPR 79/99
(dopo aver ricevuto della loro autocertificazione riguardante la produzione/import di energia da fonte non rinnovabile),
così come per coloro che si scambiano e commercializzano i certificati.
Per gli utenti possono attraverso Internet connettersi alla loro area dedicata per verificare direttamente i movimenti del
loro account e acquistare/vendere certificati.
Il meccanismo di supporto
Impianti con la potenza di almeno 1 kW che sono connessi alla rete elettrica possono richiedere il certificato verde.
Tuttavia, impianti con capacità inferiore ad 1 MW (0.2 MW per impianti eolici) possono optare per la tariffa
onnicomprensiva. I valori dei certificati del produttore vedono moltiplicati per un coefficiente in funzione della
tecnologia e della fonte energetica rinnovabile utilizzata.
La legge 244/2007 introduce la tabella di coefficienti moltiplicativi sulla base dei quali il numero di certificati rilasciati
varia in funzione della fonte rinnovabile utilizzata.
Table 10: coefficienti moltiplicativi secondo la legge finanziaria 2009 per i certificati verdi (CV)
No.
Tipi di energia rinnovabile
Coeff.
1
Energia eolica, per impianti di potenza superiore a 200 kW
1,00
1b
Energia eolica offshore
1,50
2
Energia geotermica
0,90
3
Energia di moti ondosi
1,80
4
Hydro
1,00
5
Rifiuti biodegradabili, biomassa non incluse nel punto 6
1,30
6
Biomassa e biogas prodotti dell’agricoltura locale e forestale
1,80
| 61
Manure,
7
Gas di discarica e gas residuali derivanti da processo di purificazione e biogas da fonti non inclusi nel
punto sei
0,80
Prezzo medio per i certificati
Il gestore dei mercati energetici (GME), che gestisce il mercato dei certificati verdi (CV), pubblica tutte le informazioni
sullo scambio di certificati (qualità e prezzi) on-line.
Il prezzo di riferimento per il mercato dei CV per l’anno 2014, ai sensi di quanto previsto all'articolo 2, comma 148 della
Legge n. 244 del 24 dicembre 2007, è pari a 114,46 €/CV, al netto di IVA, calcolato come differenza tra il valore di 180,00
€/MWh e il valore medio annuo, registrato nel 2013, del prezzo di cessione dell'energia elettrica di cui all'articolo 13,
comma 3, del D.Lgs. 387/03, pari a 65,54 €/MWh.
Il DM 18/12/2008 stabilisce anche, per evitare eccessive produzioni, un prezzo di ritiro dei certificati verdi. il prezzo di
ritiro dei CV rilasciati per le produzioni da fonti rinnovabili dell’anno 2013 è pari a 89,28 €/CV, al netto di IVA (pari al 78
percento del suddetto prezzo di riferimento).
In caso di produzione eccessiva, probabile che il prezzo di mercato di un certificato verde oscillerà tra un minimo pari al
prezzo di ritiro ed un massimo uguale al prezzo di riferimento.
Certificazione delle elettricità generata o importata
Su base annua il GSE, verifica la conformità dei produttori importatori sulla base dell’articolo 11 del DL 79/99
Obblighi di legge
al 31 marzo di ogni anno (n) i produttori importatori di energia da fonti convenzionali, soggetti agli obblighi di legge
(energia elettrica prodotta / importata maggiore di 100 GWh) devono sottomettere un’autocertificazione dei dati
richiesti a determinare:
i)
ii)
the electricity subject to the obligation in respect of generation and/or imports in the previous year (n-1)
i certificati verdi corresponding to the yearly mandatory quota in respect of generation in the year (n-2).
The renewable electricity to be injected into the power system in compliance with the above mentioned obligation must
be generated by RES-E (IAFR) qualified plants.
Exemptions from the obligation are as follows:



renewable electricity generated in CHP (co-generation) plants
renewable electricity imported for the reference year 2011, provided that it is certified by Guarantees of Origin
issued by an EU Member State or Norway or Switzerland, in accordance with art. 15 of Directive 2009/28/EC
renewable electricity which may count towards the achievement of the national target of 17%, under art. 25,
para. 2 of Legislative Decree 28/2011.
Ruolo del GSE
Il GSE, nel caso in cui i produttori importatori non riescano ad ottemperare agli obblighi di legge – secondo il DM
24/10/2005 -comunica il mancato adempimento all’autorità per l’energia elettrica e gas, (AEEG), la quale emetterà delle
multe in base a art. 4, comma 3 del DL 387/2003.
Il numero di certificati verdi da immettere nel sistema elettrico nazionale è ottenuto moltiplicando l’energia generata o
importata , soggetta agli obblighi di legge ed eccedente i 100 GWh, per la quota obbligatoria per l’anno di riferimento.
Table 11: Quota di certificati verdi obbligatori da inserire nel sistema elettrico
62 |
The sustainable biofuel for the farm
anno di riferimento
quota obbligatoria (%)
Anno di conformità
2007
3.80
2011
2008
4.55
2012
2009
5.30
2013
2010
6.05
2014
2011
6.80
2015
2012
7.75
2016
Nel 2013 in poi, come stabilito dal Dlg 28/2011, la quota obbligatoria è ridotta a zero nel 2015.
Tariffa onnicomprensiva
La tariffa onnicomprensiva si applica agli impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (escluso
fotovoltaico) che hanno una potenza nominale inferiore al MW (200 kW per impianti eolici).
Per impianti realizzati dopo il 31 dicembre 2012 la tariffa onnicomprensiva è garantita per 20 anni e ci sono tariffe
differenti funzioni di varie classi di potenza degli impianti.
Table 12: incentivi per la generazione di energia elettrica con il biogas a partire dal 01/01/2013*
1 < P ≤ 300 kWel
300 < P ≤ 600 kWel
600 < P ≤ 1,000 kWel
all
biomass
all
biomass
all
biomass
≤30%
biomassa
>30%
biomassa
≤30%
biomassa
>30%
crops
≤30% crop
biomass
>30%
crops
>70 % byproducts
<70 % byproducts
>70 % byproducts
<70 % byproducts
>70 % byproducts
<70 % byproducts
Electric power generated
Feed mix
Incentives (€/MWh)
Base incentive
231
176
204
157
174
137
Efficient Cogeneration
10
40
10
40
10
40
Heating network
30
N/A
30
N/A
30
N/A
Nitrogen separation
30
30
30
30
30
30
Maximum Contribution
301
246
274
227
234
207
*L’ Incentivo base, può essere incrementato con un coefficiente in funzione del mix di biomasse utilizzato e della potenza
generata, e può essere incrementato con la cogenerazione efficiente, il teleriscaldamento e la separazione dell’azoto.
The right of option between green certificates and the all-inclusive tariff is exercised upon submitting the application
for RES-E (“IAFR”) qualification to GSE. Before the end of the support period, a single passage is allowed from one
support scheme to the other; in this case, the duration of the period of eligibility for the new support scheme is reduced
by the period of eligibility that has already elapsed under the previous scheme.
Alta efficienza e certificate bianchi
Combined heat & power generation (CHP) or co-generation provides significant energy savings compared to separate
generation. The criteria for qualifying generating units as high-efficiency CHP are set out in the Ministerial Decree
of 4 Aug. 2011, effective from 1st Jan. 2011. This decree completed the transposition of Directive 2004/8/EC,
started with Legislative Decree no. 20 of 2007, into the Italian legislation. Generating units qualified as high-efficiency
CHP have access to the Energy Efficiency Certificates (“TEE” or white certificates) scheme, on the terms and
conditions and under the procedures specified in the Ministerial Decree of 5th Sept. 2011.
GSE carries out the following activities:
| 63
Manure,






qualifying high-efficiency CHP plants
determining the number of white certificates to be issued to high-efficiency CHP
qualified units whose owners have applied for this form of support
buying back white certificates - in response to a request made by a producer - at a price equal to the one
applicable on the date of commissioning of the unit (or on the date of entry into force of the Ministerial Decree
of 5th Sept. 2011 in the case of units already in operation)
carrying out activities of verification and monitoring of the supported plants and notifying the Ministry of
Economic Development and the producer of their outcome
issuing the Guarantee of Origin of electricity from high-efficiency co-generation (CHP-GO) in compliance with
Legislative Decree no. 20 of 2007.
Guarantee of Origin (GO)
The Guarantee of Origin (GO) is a voluntary certificate giving evidence of electricity generation from renewables
and issued on demand to producers. In Italy, the GO was introduced by Legislative Decree 387/03, implementing
Directive 2001/77/EC on promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity
market. With the GO, producers may demonstrate the origin of the electricity that they sell. Legislative Decree 28/11,
transposing Directive 2009/28/EC, repealed Directive 2001/77/EC and introduced some new provisions concerning the
GO.
The new GO (art. 34, Legislative Decree 28/11) has the sole purpose of enabling electricity suppliers to disclose the
share of renewable energy in their fuel mix to final customers. The new GO will be issued, transferred and cancelled
electronically. An implementing decree will update the procedures regarding the issuing and utilisation of the new GO.
GSE’s role
Prior to issuing the Guarantee of Origin (GO), GSE is required to conduct a procedure of technical identification of plants,
as specified in the Decree of the Ministry of Productive Activities of 24 Oct. 2005 (updated guidelines on support for
electricity generated from renewables as per art. 11, para. 5, Legislative Decree no. 79 of 16th March 1999). To this end,
GSE developed a specific Technical Procedure. Under article 11, para. 1 of the above-mentioned decree, the procedure
was approved by the Ministry of Economic Development, in consultation with the Ministry of Environment, Land and
Sea Protection, with its Decree of 21st Dec. 2007 (Gazzetta Ufficiale no. 16 of 19 Jan. 2008, Supplemento Ordinario no.17).
After obtaining the technical identification (“IRGO”) of their plants, operators may - on a yearly basis - ask GSE to issue
the GO for
their generated electricity. To submit the application for technical identification of plants (“IRGO”)
and obtain the GO, fill in the application forms in the format shown in the “Documents” section on the right side of this
page (italian version).
64 |
The sustainable biofuel for the farm
Certificati di origine dell’energia rinnovabile (RECOs)
A Renewable Energy Certificate of Origin (“CO-FER” - RECO) gives proof of the renewable origin of the sources used
by power plants which have been qualified to obtain Certificates of Origin (“ICO-FER” qualification).
Each RECO is worth 1 MWh and issued on the basis of the electricity fed into the grid by the above- mentioned
plants. RECOs may be transferred from producers to suppliers, also through traders.
Ruolo del GSE
GSE grants the ICO-FER qualification at the request of producers. The qualification document specifies the renewable
electricity generated by each plant. GSE issues RECOs - at the request of producers whose plants are ICO-FER qualified
- on a monthly basis. The number of RECOs is based on the meter readings of the electricity fed into the grid that
GSE receives from grid operators.
In order to obtain the ICO-FER qualification, producers must meet the requirements of the “Procedura per
l’identificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili ed emissione e gestione delle certificazioni di origine per i
suddetti impianti” (procedure for identifying renewable energy plants in view of issuing and managing Certificates of
Origin) – see Italian version.
The procedure makes it possible to:



identify the producer and the type of renewable energy source used to generate the electricity to be certified
certify the electricity generated by renewable-energy plants and injected into the grid by each producer
transfer RECOs (that GSE has issued to the producer) to selling companies under principles of transparency and
traceability, so that each RECO is at all times owned by a single party.
| 65
Manure,
3.5. Ulteriori informazioni (pubblicazioni)
Riferimenti e informazioni affidabili disponibili nei singoli Paesi in merito agli impianti di biogas agricolo e/o su impianti
di biogas di piccola taglia e tecnologia.
3.5.5.Italia
Pubblicazioni su impianti di biogas agricolo e/o di piccola taglia
Biogas Handbook
Biogas developement in developing countries - A
methodological guide for domestic biogas project
holders in the early stages of setting up projects in
developing countries
Bioslurry = Brown Gold? In "A review of scientific
literature on the co-products of biogas production"
Energia dal biogas
Publisher: University of Southern Denmark Esbjerg, 2008, 126 pages,
ISBN: 978-87-992962-0-0
Download:
http://www.big-east.eu/downloads/IR-reports/ANNEX%20239_WP4_D4.1_Master-Handbook.pdf
Publisher: ENEA Consulting, 2013, 25 pages.
Download:
http://www.enea-consulting.com/wp-content/uploads/Open-IdeasDomestic-biogas-projects-in-developing-countries.pdf
Publisher: FAO, 2013, 45 pages, ISBN: 978-92-5-107929-4
Download:
http://www.fao.org/3/a-i3441e.pdf
Publisher: Associazione Italiana Energie Ambientali, 2008, 103 pages.
Download:
http://www.crpa.it/nqcontent.cfm?a_id=3722&tt=crpa_www
3.6.Contatti per informazioni e consulenze
3.6.5.Italia
Associazione Italiana di Tecnologia Alimentare (AITA)
Chimica verde
Web:
Web:
http://www.aita-nazionale.it
http://www.chimicaverde.net
Consorzio Italiano Biogas e Gassificazione (CIB)
Consorzio Monviso Energia
Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo
sviluppo economico sostenibile (ENEA)
Gestore servizi energetici (GSE)
Web:
Web:
Web:
http://www.consorziobiogas.it
http://www.monvisoenergia.it
http://www.enea.it
Web:
http://www.gse.it
Legambiente
Unione Nazionale Comuni Comunità Enti Montani
(UNCEM)
Sportello Fonti rinnovabili
Il Portale italiano delle Energie Rinnovabili
Web:
Web:
http://www.legambiente.it
http://www.uncem.it
Web:
Web:
http://www.fonti-rinnovabili.it
http://www.energie-rinnovabili.net/
Ministero dell‘ ambiente
Web:
http://www.minambiente.it
Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali
(MIPAAF)
Unione delle province d’Italia (UPI)
Web:
http://www.politicheagricole.it
Web:
http://www.upinet.it/
66 |
The sustainable biofuel for the farm
Annex 4. Bibliografia
La bibliografia e le fonti utilizzate in questo manuale (capitoli generali).
CASTILLO ET AL 2012
Castillo, B., et al: Implementing a bioenergy plant – Guideline for farmers. Handbook of EU-BioEnergy Farm Project,
2012
EDER 2012
Eder, B., et al.: Biogas Praxis - Grundlagen, Planung, Anlagenbau, Beispiele, Wirtschaftlichkeit. 5. revised edition,
publisher ökobuch Verlag, Staufen, 2012, 254 pages, ISBN: 978-3-936896-60-2
EHRENSTEIN ET AL 2012
Ehrenstein, U.; Strauch, S.; Hildebrand, J.: Akzeptanz von Biogasanlagen - Hintergrund, Analyse und Empfehlungen
für die Praxis. Publisher Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik, Forschungsgruppe
Umweltpsychologie und Universität des Saarlandes, 24 pages, 2012
ELTROP ET AL 2014
Eltrop et al: Grundlagen und Planung von Bioenergieprojekten. Publisher Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe,
Gülzow, 2014, 96 pages, ISBN: 3-942147-13-2
FNR 2013
Team of authors: Leitfaden Biogas - Von der Gewinnung zur Nutzung. Publisher Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe, 6. edition, Gülzow, 2013, 244 pages, ISBN: 3-00-014333-5
FNR 2013B
Thomsen, J.: Geschäftsmodelle für Bioenergieprojekte - Rechtsformen, Vertrags- und Steuerfragen. Publisher
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe, 1. edition, 56 pages, Gülzow, 2013
FUCHS & DROSG 2010
Fuchs, W.; Drosg, B.: Technologiebewertung von Gärrestbehandlungs- und Verwertungskonzepten. Publisher
Universität für Bodenkultur Wien, 1. edition, 215 pages, Wien, 2010
GOMEZ ET AL 2008
Da Costa Gomez, C., Porsche, G., Heldwein, G,: Operational Guidelines - Guideline 1, EU-project Agrobiogas. Publisher
German Biogas Association, Freising, 2008
KTBL 2015
Team of authors: Gasausbeute in landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Publisher Kuratorium für Technik und
Bauwesen in der Landwirtschaft, 3. edition, Darmstadt, 2015, ISBN 978-3-945088-03-6
KTBL 2013
Team of authors: Faustzahlen Biogas. Publisher Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft, 3.
revised edition, Darmstadt, 2013, 360 pages, ISBN 978-3-941583-85-6
KTBL 2012
Team of authors: Biomethaneinspeisung in der Landwirtschaft - Geschäftsmodelle - Technik - Wirtschaftlichkeit.
Publisher Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft, 1. edition, Darmstadt, 2012, 84 pages, ISBN
978-3-941583-70-2
KTBL 2009
Team of authors: Schwachstellen an Biogasanlagen verstehen und vermeiden. Publisher Kuratorium für Technik und
| 67
Manure,
Bauwesen in der Landwirtschaft, 2. revised edition, Darmstadt, 2009, 56 pages,
ISBN 978-3-939371-81-6
KTBL 1999
Dohler, H.; Schiesl, K.; Schwab, M.: Umweltvertragliche Gülleaufbereitung und -verwertung. Publisher Kuratorium für
Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft, BMBF–Förderschwerpunkt, KTBL-Arbeitspapier 272, Darmstadt, 1999
LFU 2007
Team of authors: Biogashandbuch Bayern – Materialband. Chapter 1.1 – 1.5, Publisher Bayerische Landesanstalt für
Umwelt, Stand 2007, 68 pages, Augsburg
SEADI ET AL 2008
Seadi, T. A., et. al.: Biogas Handbook – Guide of BiG>East-Project. Publisher University of Southern Denmark, 2008,
126 pages, ISBN 978-87-992962-0-0
Belgio
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
EUNOMIA 2014
Eunomia Ondernemingsloket. http://www.eunomia.be; last visit December 2014
FOD 2014
FOD Economie, K.M.O., Middenstand en Energie, Brussel. http://economie.fgov.be; last visit December 2014
IMPULSE 2014
impulse.brussels, Brussels. http://www.abe-bao.be; last visit December 2014
NOTARIS 2014
De Notaris. http://www.notaris.be; last visit December
OAVM 2014
Openbare Vlaamse Afvalstoffenmaatschappij. www.ovam.be; last visit December 2014
VEA 2014
Vlaams Energieagentschap. www.energiesparen.be; last visit December 2014
VLIF 2014
Vlaams LandbouwInvesteringsFonds. http://lv.vlaanderen.be/nlapps/docs/default.asp?fid=58; last visit December 2014
VLM 2014
Vlaamse Landmaatschappij. www.vlm.be; last visit December 2014
VREG 2014
Vlaamse regulator van de elektriciteits- en gasmarkt. www.vreg.be; last visit December 2014
Danimarca
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
68 |
The sustainable biofuel for the farm
JUF 2014
http://www.juf.dk/selskabsformer/ ; last visit November 2014
ENERGIAFTALEN 2012
Energiaftalen af 22. Marts 2012
http://www.ens.dk/politik/dansk-klima-energipolitik/politiske-aftaler-pa-energiomradet/energiaftalen-22-marts-2012
; last visit March 2015
KOGEBOG 2012
Kogebog for etablering af biogasanlæg, Innovationsnetværket for biomasse, 2012
ERIKSEN 2011
Kent Eriksen, Sikkerhedsstyrelsen, 2011
Francia
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
ADEME 2012
2012-11 Guide réglementaire méthanisation & compostage. Publisher Agence de l'environnement et de la maîtrise de
l'énergie (ADEME), Paris, 2012
http://www.ademe.fr/cadre-reglementaire-juridique-activites-agricoles-methanisation-compostage, last visit:
December 2014
SAFER 2014
Fédération Nationale des Safer: Point Info International. http://www.terresdeurope.net/index.asp, last visit: December
2014
Germania
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
BImSchG 2014
Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen
und ähnliche Vorgänge. http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/bimschg/gesamt.pdf ; last visit: November
2014
EEG 2014
Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien. http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/eeg_2014/gesamt.pdf
; last visit: November 2014
FNR 2013
Team of authors: Leitfaden Biogas - Von der Gewinnung zur Nutzung. Publisher Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe, 6. Auflage, Gülzow, 2013, 244 Seiten, ISBN: 3-00-014333-5
FNR 2013B
Jochen Thomsen: Geschäftsmodelle für Bioenergieprojekte - Rechtsformen, Vertrags- und Steuerfragen. Publisher
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe, 1. Auflage, Gülzow, 2013, 56 Seiten
| 69
Manure,
KTBL 2013
Team of authors: Faustzahlen Biogas. Publisher Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft, 3.
überarbeitete Auflage, Darmstadt, 2013, 360 Seiten, ISBN 978-3-941583-85-6
LFU 2007
Team of authors: Biogashandbuch Bayern – Materialband. Chapter 1.1 – 1.5, Publisher Bayerische Landesanstalt für
Umwelt, Stand 2007, 68 Seiten, Augsburg
VDI 2010
Emissionsminderung - Biogasanlagen in der Landwirtschaft - Vergärung von Energiepflanzen und Wirtschaftsdünger VDI 3475 Blatt 4. Beuth Verlag GmbH, 2010
Italia
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
NAESCO 2014
National Association of Energy Service Companies. http://www.naesco.org/what-is-an-esco, last visit: December 2014
Polonia
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
COMPANIES CODE 2014
Commercial Companies Code , Ustawa z dnia 15 września 2000r. Kodeks spółek handlowych (Dz. U. z 2013 r. poz. 1030,
z 2014 r. poz. 265, 1161.,
http://isap.sejm.gov.pl/Download;jsessionid=2F7DCEBD42FFD10029075A32593E94CD?id=WDU20000941037&type=3
CIVIL CODE 2014
The Civil Code, Ustawa z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (Dz. U. z 2014 r. poz. 121, 827.,
http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU19640160093&type=3)
INCOME TAX ACT 2012
The Natural Persons' Income Tax Act, Ustawa z dnia 26 lipca 1991 r. o podatku dochodowym od osób fizycznych (Dz.
U. z 2012 r. poz. 361, http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU20140001644&type=2)
INCOME TAX ACT 2014
The Legal Persons' Income Tax Act, Ustawa z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (Dz. U.
z 2014 r. poz. 851, 915, 1138, 1146, 1215, 1328, 1457, 1478, 1563.,
http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU20140000851&type=3)
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The sustainable biofuel for the farm
REGULATION 95
Regulation of the Minister for the Environment of the 22nd April, 2011 on emission standards of installation (OJ No 95,
item 558). Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 kwietnia 2011 r. w sprawie standardów emisyjnych z
instalacji (Dz.U. 2011 nr 95 poz. 558, http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU20110950558&type=2)
REGULATION 47
Regulation of the Minister for the Environment of the 3rd March, 2008 on the levels of certain substances in the air (OJ
No 47, item 281). Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 3 marca 2008 r. w sprawie poziomów niektórych
substancji w powietrzu (Dz.U. 2008 nr 47 poz. 281, http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU20080470281&type=2)
REGULATION 16
Regulation of the Minister for the Environment of the 26th January, 2010 on reference values for some substances in
the air (OJ No 16, item 87). Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 26 stycznia 2010 r. w sprawie wartości
odniesienia dla niektórych substancji w powietrzu (Dz.U. 2010 nr 16 poz. 87,
http://isap.sejm.gov.pl/Download?id=WDU20100160087&type=2)
MINECONOMY 2014
Ministry of Economy website, strona internetowa Ministerstwa Gospodarki, http://www.mg.gov.pl/ ; last visit
December 2014
MINAGRICULTURE 2014
Ministry of Ministry of Agriculture and Rural Development, strona internetowa Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi,
http://www.minrol.gov.pl/ ; last visit December 2014
URE 2014
Energy Regulatory Office website, strona internetowa Urzędu Regulacji Energetyki, http://www.ure.gov.pl ; last visit
December 2014
NFOSIGW 2014
National Fund for Environmental Protection and Water Management website, strona internetowa Narodowego
Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, http://nfosigw.gov.pl ; last visit December 2014
INEISD 2014
| 71
Manure,
Institute for Ecodevelopment website , strona internetowa Instytutu na rzecz Ekorozwoju, http://www.ineisd.org.pl/lang/pl/page/broszury/id/18/ ; last visit December 2014
Olanda
La bibliografia e le fonti utilizzate nel manuale per le informazioni specifiche del Paese.
AGENTSCHAPNL 2011
AgentschapNL NL Energy en Klimaat. (2011). Handboek vergunningverlening co-vergisting van
mest. Utrecht: AgentschapNL.
Ehlert, P., Dijk, T., & Oenema, O. (2013). Opname van struviet als categorie in het Uitvoeringsbesluit
Meststoffenwet. Wettelijke Onderzoekstaken Natuur en Milieu. Wageningen: Alterra Wageningen
UR, Nutriënten Management Instituut NMI B.V.
Groen Gas Nederland. (2013). Benodigde vergunningen voor biogasproductie-installaties. Leeuwarden:
Groen Gas Nederland.
InfoMil. (2012). Handreiking (co-)vergisting van mest. Utrecht: AgentschapNL Ministerie van Infrastructuur
en Milieu.
InfoMil. (2013). Handreiking monovergisting van mest. Den Haag: RWS Leefomgeving, Ministerie van
Infrastructuur en Milieu.
Kasper, G., & Peters, B. (2012). Monovergisting varkensmest op boerderijschaal. Lelystad: Wageningen UR
Livestof Research.
KVK 2014
Kamer van Koophandel. www.kvk.nl ; last visit November 2014
SCHOONE 2014
Menno Schoone, Rotterdam. www.inzakengaan.nl ; last visit November 2014
72 |
The sustainable biofuel for the farm
Annex 5. Partner del progetto
Cornelissen Consulting Services B.V.
Welle 36 | 7411 CC Deventer | Olanda
T: +31-507-667-000
E: [email protected] | W: www.cocos.n
DCA Multimedia B.V.
Middendreef 281 | 8233 GT Lelystad | Olanda
T: +31-320-269-520
E: [email protected] | W: www.boerenbusiness.nl
Università degli Studi di Torino – DISAFA
Via L. Da Vinci, 44 | 10095 – Grugliasco (TO) | Italia
T: +39 011 6708596
E: [email protected] | W: www.disafa.unito.it
Coldiretti Piemonte
Piazza San Carlo, 197 | 10123 Torino | Italia
T: +39 011 562 2800
E: [email protected] | W: www.piemonte.coldiretti.it
Foundation Science and Education for Agri-Food Sector FNEA
Fabianska 12 | 01472 warszawa | Polonia
T: +48 608 630 637
E: [email protected] |
National Energy Conservation Agency
ul. Swietokrzyska 20 | 00-002 Warszawa | Polonia
T: +48-22-505-5661
E: [email protected] | W: www.nape.pl
IBBK
Am Feuersee 6 | 74592 Kirchberg/Jagst | Germania
T: +49 7954 926 203
E: info(at)biogas-zentrum.de | W: http://the.international.biogas.center/index.php
| 73
Manure,
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e. V. (KTBL)
Bartningstraße 49 | 64289 Darmstadt | Germania
T: +49 (0)6151 7001-0
E: [email protected] | W:www.ktbl.de
Farmer society for projects | Innovatiesteunpunt
Diestsevest 40 | 3000 Leuven | Belgio
T: +31 (0)16 28 61 02
E: [email protected] | W:www.innovatiesteunpunt.be
Agrotech A/S AGROT
Agro Food Park 15 | DK-8200 Aarhus N | Danimarca
T: +45 8743 8400
E: [email protected] | W: www.agrotech.dk
Organic Denmark ORGANLAN
Silkeborgvej 260 | 8230 Åbyhøj | Danimarca
T: : +45 87 32 27 00
E: [email protected] | W: http://organicdenmark.dk
Farmers Association of Region Bretagne
CRAB
Rond Point Maurice Le Lannou, ZAC Atalante Champeaux - CS 74223 | 35042 Rennes Ced |
Francia
T: +33 2 23 48 23 23
E: [email protected] | W: http://www.bretagne.synagri.com/
TRAME
6 rue de La Rochefoucauld | 75009 Paris | Francia
T: +33 01 44 95 08 18
E: [email protected] | W: www.trame.org
74 |
Contattateci per eventuali domande e ulteriori informazioni
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