20th European Biomass Conference and Exhibition
Italian Biomass Forum
Tavola Rotonda:
Biomasse e Bioenergia
“La posizione di ITABIA”
Vito Pignatelli, Presidente ITABIA
Matteo Monni, Vice Presidente ITABIA
ITABIA - Italian Biomass Association
Via Venafro, 5 - 00159 Roma
www.itabia.it
Milano, 21 giugno 2012
Premessa
•
ITABIA intende stimolare una riflessione generale sul complesso
sistema Biomasse – Territorio – Energia in un momento in cui si sente
la necessità di supportare le Amministrazioni, a livello centrale e locale,
nella definizione di strategie che possano assicurare il corretto sviluppo
del settore.
•
ITABIA fa presente che il dibattito degli ultimi tempi si è focalizzato
principalmente su aspetti di tipo economico, legati ai soli incentivi da
assegnare alla produzione di energia elettrica, perdendo di vista altre
forme di energia altrettanto necessarie come il termico e i carburanti
alternativi a quelli fossili.
•
ITABIA, in assenza di una Strategia Energetica Nazionale, evidenzia
un netto scollamento tra la posizione del Governo e le tante
Associazioni del settore delle FER (biomasse in particolare), che
impedisce un approccio organico alle questioni (tante e complesse) da
cui dipende il futuro delle rinnovabili nel nostro Paese.
2
Premessa
•
Gli obiettivi al 2020 appaiono già oggi limitati e meriterebbero
orizzonti di più ampio respiro per condurre ad un processo di graduale
sostituzione delle fonti fossili, rendendo le FER progressivamente più
competitive e vantaggiose.
•
In tale ottica gli aiuti economici ed i criteri da adottare per
guidare la crescita della bioenergia, insieme alle altre rinnovabili,
dovrebbero essere finalizzati a raggiungere target significativamente
più elevati, orientando lo sviluppo su modelli di filiere realisticamente
sostenibili.
•
Si sollecita, quindi, da più parti la creazione di un efficace strumento
di consultazione tra i decisori politici e le Associazioni che
rappresentano il composito mondo delle FER, al fine di concordare al
meglio criteri e modalità di sostegno.
•
Come primo passo in questa direzione, sono nati nel 2012 gli “Stati
Generali delle Rinnovabili e dell’Efficienza Energetica”.
3
Il quadro normativo
Allo stato attuale il Dlgs 28/2011 è il riferimento normativo di maggior
rilievo per lo sviluppo del settore delle FER. Dei tanti decreti attuativi
attesi, ancora non ci sono tracce e le imprese interessate pagano
duramente la situazione di incertezza che si sta generando. Di
seguito gli articoli del decreto che interessano le filiere della bioenergia.
•
•
•
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•
Articolo 12 “Misure di semplificazione”.
Articolo 14 “Disposizioni in materia di informazione”.
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di biometano alla rete del gas
naturale”.
Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il teleriscaldamento e il
teleraffrescamento”.
Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la produzione di energia
elettrica da FER”.
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia termica da fonti
rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccola
dimensione”.
Articolo 29 “Certificati Bianchi”.
Articolo 32 “Interventi a favore dello sviluppo tecnologico e
industriale”.
Articolo 33 “Disposizioni in materia di biocarburanti”.
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Articolo 12 “Misure di semplificazione”
Decreto previsto entro il dicembre 2012
Dovrebbe provvedere al “riordino degli oneri economici e finanziari e
delle diverse forme di garanzia richieste per l'autorizzazione, la
concessione, la costruzione, l'esercizio degli impianti da fonti
rinnovabili”
Considerazioni:
•
Ad oggi gli iter burocratici per il rilascio delle autorizzazioni, le
connessioni alle reti, l’ottenimento degli incentivi, ecc. sono ancora
complessi e farraginosi. Si è giunti alla situazione paradossale per cui
nella fase di progettazione di un impianto, nel piano industriale vengono
conteggiati i costi preventivamente attribuibili a ritardi e disfunzioni nelle
procedure. In molti casi è necessario il ricorso a professionisti specializzati
nel seguire le pratiche che altrimenti rischierebbero di arenarsi nei
meandri degli uffici tecnici degli enti di riferimento. Si tratta quindi di
una sorta di “tassa sul disservizio”.
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Articolo 14 “Disposizioni in materia di informazione”
Decreto previsto per settembre 2011
Il GSE, in collaborazione con ENEA, si dovrà occupare della realizzazione del
portale informatico in continuo aggiornamento che informi su incentivi,
benefici ambientali ed economici, tecnologie disponibili, buone pratiche, iter
autorizzativi.
Considerazioni:
•
Le Associazioni di settore potrebbero fornire un contributo eccellente, in
particolare per quanto attiene alla buone pratiche.
6
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
L'AEEG dovrà emanare direttive tecniche ed economiche per l’immissione in rete
del biometano.
Considerazioni:
•
Per orientare il decisore politico nell’elaborazione del decreto si è
spontaneamente costituito un gruppo di lavoro di esperti del settore
(Agroenergia, AIEL, APER, CIA, Consorzio Italiano Biogas, Confagricoltura,
CRPA, DAEL, FIPER, ITABIA). Tale gruppo ha elaborato due documenti di
indirizzo su “Il biogas e il biometano fatto bene” e la risposta all’Autorità
per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) circa il documento per la consultazione
160/2012/R/Gas “Regolazione tecnica ed economica delle connessioni di
impianti di produzione di biomentano alle reti del gas naturale” spediti ai
Ministeri competenti e all’AEEG e discussi con i loro tecnici in più occasioni.
Se ne riportano i contenuti principali.
7
Articolo 20 “Collegamento degli impianti
di biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
Il biometano permette:
•
molteplici utilizzi finali per termico-elettrico (cogenerazione, generazione
domestica con pompe di calore) e trasporti (autotrazione) ampliando
quindi le opzioni di mercato per la filiera biogas;
•
minori oneri, per l’ampia pluralità di utenti finali, sui soggetti che
sostengono l’avvio della filiera;
•
di integrare, in prospettiva, la produzione di biogas con le altre fonti FER
non programmabili ed intermittenti;
•
di sviluppare l’industria italiana dei sistemi tecnologici e della
componentistica, già oggi affermate in ambito internazionale (non è raro
trovare negli impianti di upgrading del Nord Europa componentistiche di
fabbricazione italiana);
•
di ridurre significativamente la quantità di biocarburanti di importazione,
contenendo l’acquisto da produttori esteri per la loro miscelazione con i
carburanti fossili e comportando risparmi per quasi 2 miliardi di Euro (il
mercato italiano del gas naturale nell’autotrazione è il principale in Europa
e tra i maggiori al mondo)
8
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
In tale quadro occorre garantire l’accesso alla rete anche da parte
degli imprenditori agricoli, predisponendo specifiche norme che
definiscano:
•
standard qualitativi del biometano in linea con quelli degli altri Paesi
Europei;
•
oneri di connessione alla rete bilanciati tra gestore della rete e gestori
dell’impianto. Si ritiene debbano essere rispettivamente del 75% e del
25%, fissando un cap a 100.000 € per i costi a carico dell’impianto;
•
costi e responsabilità per la compressione, il controllo del PCI,
l’odorizzazione, il controllo degli elementi traccia. Si ritiene debbano
essere a carico del soggetto gestore della rete, che potrà rivalersi sulle
risorse della componente RE per gli extra costi;
•
termini per l’ approvazione delle richieste di connessione. Si ritiene debba
avvenire entro 120 giorni dando priorità di immissione in rete del
biometano rispetto l’immissione di gas fossile.
9
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
Occorre definire in tempi rapidi un sistema di norme idoneo a creare
le condizioni per l’auspicato avvio di una filiera agro-industriale
italiana del biometano. Questo sarebbe facilmente ottenibile
analizzando quanto fatto in alcuni Paesi europei, come la Germania
e la Svezia (ma anche Regno Unito e Francia), dove si è da tempo
intrapreso un percorso di sviluppo assolutamente positivo.
Aspetti da considerare:
• Incentivi - Nella fase iniziale, per superare lo svantaggio competitivo
rispetto agli idrocarburi fossili, occorrono misure di sostegno. Sono quindi
necessari premi alla produzione e misure di accesso agevolato alle reti e
non discriminatorie.
•
Disponibilità di risorse - Il biometano, potendo contare su un’ampia
disponibilità di risorse e su una struttura della rete del gas
particolarmente sviluppata, può dare un valido contributo al sistema
energetico italiano. Sulla base delle sole matrici organiche di origine
agricola, si stima un potenziale di biometano producibile pari a circa 8
miliardi di m3/anno entro il 2030, senza contare l’apporto che
potrebbe dare la FORSU, sicuramente cospicuo. Secondo tali previsioni in
pochi anni la produzione biologica nazionale di gas potrebbe superare
quella fossile.
10
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
Aspetti da considerare:
•
Sviluppo delle tecnologie nazionali - l’industria collegata al biometano
potrebbe, nell’arco di pochi anni, raggiungere la competitività con il gas
naturale attraverso l’innovazione biotecnologica, agronomica, ed una
sempre maggiore integrazione tra mercati food, feed e fuel in azienda
agricola. Favorire l’utilizzo di tecnologie e biomasse made in Italy,
consentirebbe di bilanciare l’onere economico del contribuente per
gli incentivi, sia con i benefici ambientali, sia in termini economici
per un maggior gettito fiscale e la creazione di nuovi posti di
lavoro. In un momento in cui la disoccupazione ha raggiunto livelli
allarmanti la filiera del biometano potrebbe generare nuove professionalità
qualificate.
•
Il mercato attuale - Dopo due anni di tariffa omnicomprensiva, il biogas
da matrici agricole italiane ha prodotto investimenti per oltre 3 miliardi di
euro per una capacità annua di circa 14 TWh di energia primaria, quasi il
2% dei consumi di gas naturale italiani. Ciò ha permesso la nascita di un
centinaio di aziende operanti nella filiera delle tecnologie made in Italy che
occupa oggi oltre 5.000 addetti, e l’incremento di almeno 1.500 unità nel
settore agricolo, si stima una crescita del 5% del PIL agricolo in
controtendenza rispetto all’andamento del comparto che attraversa un
momento di grande difficoltà.
11
Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
Aspetti da considerare:
Vantaggi della filiera – nonostante il settore sia da considerarsi ancora
“giovane”, in Europa si è attivato da non più di cinque anni, il biometano
presenta dei vantaggi notevoli rispetto all’utilizzo del gas fossile di
importazione in quanto:
1. producibile con sistemi decentrati e diffusi sul territorio e può concorrere
all’aumento dei punti di vendita del metano per autotrazione, favorendo
così la diffusione dei veicoli a gas metano;
2. ottenibile da materie prime rinnovabili prodotte al 100% in ambito
nazionale;
3. nel settore degli autotrasporti è in grado di ridurre significativamente la
quantità di biocarburanti di importazione;
4. interessa la manifattura italiana che si esprime con delle eccellenze
riconosciute a livello mondiale;
5. efficiente in un’ottica di filiera programmabile sul ricorso alle biomasse di
integrazione, che oggi non costituiscono un reddito per le imprese
agricole;
6. ottimamente integrabile alla realtà imprenditoriale delle aziende italiane,
per dimensione produttiva e grado di complessità tecnologica.
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Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
Si suggerisce che la regolazione tecnica ed economica delle connessioni di
impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale italiane debba
essere ispirata ai seguenti principi:
•
•
•
•
Definizione di un “periodo pilota iniziale” per l’immissione in rete di circa
300 milioni di m3 di biometano/annui. In questa fase sarà opportuno
assicurare per la connessione alla rete degli impianti di biometano
modalità semplificate e oneri economici contenuti;
Come previsto dalla Direttiva 2009/28/UE deve essere assicurata la
priorità di immissione in rete del biometano rispetto il gas naturale in ogni
rete. In ragione della natura non interrompibile del processo di
digestione, ed in analogia a quanto già vigente in altri Paesi, l’immissione
dovrà essere garantita per il 96% almeno delle ore annue;
Definire un regime di agevolazioni che consideri il giusto riparto dei costi
di investimento e quelli per le opere di immissione in rete, onde evitare
svantaggi rispetto a produttori esteri che godono di agevolazioni;
In merito ai tempi di uscita del decreto attuativo per il biometano, non ci
sono motivi validi per ulteriori ritardi (standard di qualità e norme di
immissione si possono rifare alla legislazione vigente per il gas naturale
nel rispetto delle condizioni di gestione e sicurezza delle reti).
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Articolo 20 “Collegamento degli impianti di
biometano alla rete del gas naturale”
Decreto previsto per giugno 2011
L’accesso agli incentivi per il biometano va subordinato al:
•
rispetto delle condizioni di autorizzazione degli impianti a biogas, formulate
in precedenza;
•
limite delle potenze per impianti, singoli o consortili, di upgrading non
superiore a 5 MWth (compresa la produzione in situ di energia elettrica);
•
obbligo di rispettare le condizioni del bonus land saving, della copertura di
tutte le vasche del digestato.
Si propone, per supportare l’avvio della filiera biometano:
•
una Tariffa Omnicomprensiva (TOB) per l’immissione in rete non inferiore a
1,2 €/nmc biometano (PCI 9,7 kWhth/Nmc), per un primo periodo di 2
anni con un cap a 50.000.000 di nmc immessi in rete.
•
la definizione di un sistema dei certificati di origine per l’utilizzo a distanza
del biometano immesso in rete in sistemi cogenerativi ad elevata efficienza
e l’applicazione della TO in detti impianti ed alla definizione del valore di
concambio dei certificati di immissione del biometano in rete per l’utilizzo
nell’autotrazione.
•
per il finanziamento della TOB, si suggerisce di ricorrere, sia all’addebito
nella componente RE, sia alla vendita del biometano a soggetti obbligati
all’immissione di biocarburanti (e relativi certificati di immissione), e la
vendita del biometano per la produzione di energia termica.
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Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il
teleriscaldamento e il teleraffrescamento”
Decreto previsto per luglio 2011
Al Comma 4 si prevede l’istituzione presso la Cassa conguaglio per il
settore termico un fondo di garanzia a sostegno della realizzazione
di reti di teleriscaldamento. Tale fondo si dovrebbe alimentare,
secondo modalità definite dall’AEEG, con risorse ottenibili da un
corrispettivo applicato al consumo di gas metano (0,05 c€/Sm3).
Considerazioni: (Fonte FIPER per il Coordinamento delle Associazioni delle
Rinnovabili Termiche e dell’Efficienza energetica – C.A.R.T.E-).
Le reti di teleriscaldamento risultano molto convenienti in aree dove per
motivi climatici occorre riscaldare bene e a lungo le abitazioni e dove è
possibile contare sulla biomassa locale per rifornire l’impianto. In Italia oggi
sono numerose le realizzazioni effettuate nelle aree alpine e comunque del
Nord del Paese, ma si registra anche un sensibile aumento di interesse in
aree del centro fino a quelle più fredde del Sud. Un recente studio svolto
dalla FIPER ha valutato il potenziale di penetrazione del teleriscaldamento
a biomassa in tutti i comuni italiani appartenenti alle zone climatiche E – F e
non ancora metanizzati.
Da questo si è evinto che il potenziale per l’introduzione ex novo del
teleriscaldamento a biomassa riguarderebbe 314 comuni non ancora
metanizzati nella zona E (52%) e 487 nella zona F (48%) per una potenza
termica complessiva installabile di circa 532 MW.
15
Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il
teleriscaldamento e il teleraffrescamento”
Decreto previsto per luglio 2011
Gli strumenti da adottare devono tener conto del mercato:
Oltre al settore industriale legato al mercato delle tecnologie di conversione
energetica delle biomasse, i benefici economici indotti dal teleriscaldamento
interessano il territorio per la produzione della biomassa (si fa presente che
un impianto termico da 10 MW necessita annualmente di biomasse per un
valore prossimo ai 500 kEuro).
In Italia la commercializzazione di legna da ardere, pellet e cippato muove un
giro di affari prossimo ai 2 miliardi di Euro/anno e sono ampi i margini di
incremento negli anni a venire con il coinvolgimento di centinaia di migliaia di
operatori diretti ed indiretti.
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Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il
teleriscaldamento e il teleraffrescamento”
Decreto previsto per luglio 2011
Gli strumenti da adottare devono tener conto del mercato:
Dall’analisi dei commi contenuti nell’art. 22 appare che il fondo di
garanzia per la promozione delle reti di teleriscaldamento si applichi
indistintamente dal combustibile impiegato, da fonti rinnovabili o da fonti
fossili in co-generazione.
Sarebbe opportuno definire quote precise distinguendo tra la componente di
incentivo per la promozione del calore da biomassa rispetto a quella per
l’efficienza energetica (reti e co-generazione), privilegiando le biomasse per
l’accesso al fondo.
Visto che l’incidenza del costo della rete di teleriscaldamento varia tra il
50-70% sul costo totale di un impianto, l’accesso al fondo di garanzia è
una misura importante da riservare soprattutto alle nuove realizzazioni in
comuni privi delle reti o in ampliamento di reti già esistenti.
Andrebbero poi definiti dei criteri specifici di accesso al fondo a seconda delle
esigenze soggetti interessati alla creazione-consolidamento della rete
distinguendo: società costituite ex novo; società già operanti interessate alla
espansione delle loro reti preesistenti, società che hanno attivato dei mutui
per la costruzione delle reti.
17
Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il
teleriscaldamento e il teleraffrescamento”
Decreto previsto per luglio 2011
Gli strumenti da adottare devono tener conto del mercato:
Nell’ottica di incentivare l’utilizzo di biomassa prodotta in ambito locale, le
modalità di gestione e accesso al fondo dovranno tener conto della
disponibilità di biomassa nei territori dove hanno sede gli impianti,
favorendo:
• la nascita di aziende di servizio per raccolta, il condizionamento e il
trasporto delle biomasse di origine agricola, forestale e urbane (verde
pubblico);
• la realizzazione di interventi di cura e gestione dei boschi, trovando nella
valorizzazione energetica delle biomasse residuali un elemento di forza;
• l’impianto di colture dedicate in aree agricole marginali con risorse a
sostegno del reddito degli agricoltori;
• la commercializzazione della biomassa locale applicando la massima
riduzione dell’IVA.
Per la gestione del fondo potrebbe essere creata una struttura che si
avvalga del supporto tecnico delle Associazioni di categoria per
attivare misure di indirizzo per gli operatori, analisi delle istruttorie,
monitoraggio dei progetti in corso, preparazione di linee guida sulla
progettazione e riferire infine ai consumatori ed ai decisori politici sui risultati
ottenuti.
18
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e per interventi di
efficienza energetica di piccola dimensione”
Decreto previsto per settembre 2011
Nella definizione dei meccanismi incentivanti necessari per lo
sviluppo della termica da biomasse occorre considerare i soggetti
che entrano a far parte della filiera.
Questi sono:
•
i produttori/distributori dei biocombustibili solidi,
•
i costruttori/distributori delle tecnologie di conversione energetica,
•
il mondo delle professioni direttamente coinvolto (progettisti, installatori,
manutentori),
•
gli utenti finali.
19
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e per interventi di
efficienza energetica di piccola dimensione”
Decreto previsto per settembre 2011
Un approccio ben ponderato alla definizione del sistema incentivante
per le termiche potrebbe essere l’occasione migliore per guidarne lo
sviluppo.
Puntando a:
•
•
•
•
•
•
•
monitorare con precisione il sistema, contabilizzando l’energia termica
prodotta da biomasse, rispetto gli obiettivi complessivi del 17%;
aumentare l’efficienza energetica del parco apparecchi e impianti,
riqualificare il parco esistente;
ridurre significativamente le emissioni prodotte dalla combustione delle
biomasse legnose, ed in particolare le polveri sottili;
promuovere lo sviluppo economico delle imprese del settore;
avviare un sistema di qualificazione e tracciabilità dei biocombustibili
solidi;
promuovere la qualificazione degli installatori/manutentori di apparecchi e
impianti;
promuovere la valorizzazione delle risorse locali, delle imprese boschive e
agricole.
20
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e per interventi di
efficienza energetica di piccola dimensione”
Decreto previsto per settembre 2011
In relazione alle dimensioni degli impianti, che come detto vanno
dalle piccole installazioni domestiche fino a centrali termiche di
taglia medio-grande, occorre stabilire dei criteri incentivanti da
definire ad hoc.
Gli incentivi dovranno tener conto di:
•
•
•
•
costi di investimento,
rendimenti,
ore di funzionamento elegibili,
ecc.
Inoltre va considerato un criterio adeguato di contabilizzazione,
rapportabile ai diversi soggetti gestori-utilzzatori, distinguendo tra:
•
•
privati (piccole utenze domestiche o riscaldamenti centralizzato),
pubblico.
21
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e per interventi di
efficienza energetica di piccola dimensione”
Decreto previsto per settembre 2011
Per gli impianti domestici il meccanismo di premialità su cui ancorare
l’accesso agli incentivi dovrebbe ruotare quindi intorno a tre principi
fondamentali, ritenuti indispensabili per garantire efficienza e rispetto
dell’ambiente, questi sono:
• l’inquadramento preciso delle tecnologie più performanti, con riferimento
puntuale alle norme UNI EN che ne defisconcono i requisti tecnici.
• Qualità dei biocombustibili, conformità agli standard più elevati definiti
dalle normative tecniche di riferimento.
• Manutenzione obbligatoria.
Per questo segmento non è proponibile il ricorso a misuratori dell’energia
termica erogata, che può stimare in modo forfettario sulla base della potenza
dell’apparecchio, del suo rendimento nominale, della zona climatica e
differenziando tra alimentazione manuale e automatica.
Considerando che il precedente meccanismo riconosceva una detrazione del
55%, calcolando l’importo ammesso in detrazione diviso per il totale di
energia termica contabilizzabile nell’intero arco di durata del conto energia
termico, proposto pari a 5 anni, il coefficiente di valorizzazione per kWh FER
da prendere a riferimento è pari a 2,31 c€.
22
Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili e per interventi di
efficienza energetica di piccola dimensione”
Decreto previsto per settembre 2011
Soglia massima di ore eleggibili
Per definire un sistema semplice ed applicabile di tariffa incentivante si
potrebbe stabilire tetto di ore eleggibili non superiore alle 1.300 ore (circa il
15% dell’anno). Ciò significa che tutte le ore di funzionamento della caldaia
oltre le 1.300 non verranno considerate ai fini della tariffa incentivante.
La “soglia” impedisce l’eventuale abuso di produzione di calore non
necessario ed è tarata su un livello che consente di pagare costi del
biocombustibili legnosi.
Sistema di calcolo dell’incentivo
Una volta all’anno il soggetto responsabile dell’impianto trasmette a
consuntivo per via telematica al GSE (che potrà effettuare delle verifiche) la
lettura del contabilizzatore dei kWh termici erogati alla flangia della caldaia.
La tariffa proposta per kWh termico prodotto entro la soglia delle 1.300 ore è
pari a € 30/MWht; importo è calcolato come valore medio della detrazione
fiscale del 55% (riconosciuta per l’acquisto di tali caldaie), rapportato alla
quantità di kWh prodotti dallo stesso impianto per 1.300 ore anno per 10
anni.
23
Articolo 29 “Certificati Bianchi”
Rendere più efficiente il sistema dei titoli di efficienza energetica con
passaggio delle competenze dal CME al GSE. ENEA predisporrà
ulteriori 15 schede standardizzate.
Considerazioni:
Si adattano a questo sistema di incentivo gli impianti oltre 500 kWt, per
questa categoria tecnologica si propone come condizioni obbligatorie le
stesse già previste per la categoria precedente, alle quali aggiungere:
• l’installazione di misure secondarie di riduzione delle emissioni (filtri) che
garantiscano fattori di emissioni di PM inferiori a 10 mg/Nm3;
• l’utilizzo di biomasse legnose prodotte entro un raggio di 70 km
dall’impianto.
Durata e valore
Tenuto conto dell’entità degli investimenti per questo tipo di tecnologia si
propone di definire una soglia di ritiro dei certificati bianchi non inferiore ai
30 €/MWh per un periodo di 15 anni.
24
Articolo 32 “Interventi a favore dello sviluppo
tecnologico e industriale”
Decreto previsto per settembre 2011
Supporto allo sviluppo tecnologico ed industriale nelle misure che
con decreto il MiSe dovrebbe stabilire finanziando le attività con
fondo istituito presso la cassa conguaglio per il settore elettrico
alimentato dal gettito delle tariffe di elettricità e gas rispettivamente
di 0,02 c€/kWh 0,08 c€/Sm3
Considerazioni:
Sembra oggi che il principale, se non l’unico, interesse legato al settore delle
rinnovabili sia quello di guidare il percorso di crescita contenendo al massimo
i necessari incentivi. Aspetti di grande importanza come il sostegno a
programmi di sviluppo tecnologico di reti ed apparecchiature sembrano
lontani dall’essere affrontati
25
Articolo 33 “Disposizioni in materia di
biocarburanti”
Decreto previsto per gennaio 2012
Stabilisce modalità con le quali sono riconosciute le maggiorazioni
del contributo energetico dei biocarburanti prodotti in luoghi vicini a
quelli di consumo finale
Considerazioni:
Si è molto detto in merito al biometano.
Temi come biodiesel, bioetanolo, ecc, vanno trattati nell’ottica di sistemi
produttivi innovativi rispetto a quelli attuali …..
26
Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la
produzione di energia elettrica da FER”
Decreto previsto per settembre 2011
Questo decreto, prossimo alla pubblicazione, ha determinato una forte
presa di posizione da parte di tutte le Associazioni delle FER e del
mondo ambientalista, nel tentativo di apportare delle modifiche
ritenute indispensabili per contenere i danni di provvedimenti che
sembrano essere decisamente inadeguati.
Considerazioni:
Appare chiaro che le misure contenute nella bozza di decreto sono finalizzate
prioritariamente a contenere al massimo il “peso” economico degli incentivi sui
contribuenti trascurando, da un lato la preziosa opportunità di eliminare altri
oneri, dall’altro i benefici che il settore può produrre in termini ambientali,
economici e sociali.
L’apertura voluta dal MATTM, con premi legati ad aspetti ambientali
parzialmente cumulabili tra loro (arrivano fino a valori massimi che oscillano da
40 fino 100 €/MWh) è stata controbilanciata con l’introduzione di:
•
Soglie eccessivamente basse per l’iscrizione al registro;
•
Limitati contingenti di potenza attivabile nel triennio 2013-15;
•
Introduzione dei rifiuti nel novero delle biomasse ammesse ad incentivi;
•
Severi criteri per l’accesso ai premi.
27
Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la
produzione di energia elettrica da FER”
Decreto previsto per settembre 2011
SOGLIE - Articolo 4, comma 3 – Impianti che accedono direttamente al
meccanismo di incentivazione.
Visto il grado di maturità tecnologica su cui far riferimento, si ritiene che per
gli impianti a biomasse e biogas la soglia di 50 kW sia troppo bassa. Ad
oggi in Italia non sono operativi impianti a biomasse di taglie così contenute.
Si propone quindi di alzare la soglia secondo due possibili criteri:
•
•
In riferimento alle taglie di impianto stabilite per la PAS (Procedura
Abilitativa Semplificata) – fino a 200 kW per gli impianti a biomasse e fino
a 250 kW per gli impianti a biogas.
In riferimento alla classe di potenza minima di cui alla tabella dell’Allegato
1, fino a 300 kW per impianti a biomasse e biogas.
28
Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la
produzione di energia elettrica da FER”
Decreto previsto per settembre 2011
CONTINGENTI - Articolo 9, comma 4 – Contingenti annuali per il periodo
2013-2015.
La potenza complessiva del contingente annuo incentivabile per biomasse,
biogas e bioliquidi, pari a 145 MW, sembra essere troppo limitata, e a questo
aspetto si associa anche la mancanza di quote specifiche attribuibili alla diverse
tipologie di impianti. Si profila così in modo evidente il rischio di una
competizione, a nostro avviso assolutamente negativa, tra le diverse filiere.
Inoltre si ravvisa la necessità di discriminare in modo netto gli impianti
alimentati con i rifiuti dal resto delle biomasse (prodotti e sottoprodotti di
origine biologica).
Si propone
Una revisione del contingente che sposti i 30 MW attribuiti ai rifiuti (biomasse di
cui all’articolo 8,comma 4, lettera c) verso i 145 MW assegnati alle biomasse di
origine biologica, biogas, ecc. per un contingente annuo complessivo di almeno
175 MW opportunamente disaggregate tra le diverse filiere.
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