Vademecum fonti rinnovabili
ENERGIA DA BIOMASSE
Redatto nell’ambito della
CAMPAGNA DI INFORMAZIONE, COMUNICAZIONE ED EDUCAZIONE
A SOSTEGNO DELLE FONTI RINNOVABILI, DEL RISPARMIO E DELL’USO
EFFICIENTE DELL'ENERGIA
in attuazione
dell’articolo 15 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e dell’articolo 1,
comma 119, lettera a), della legge 23 agosto 2004, n. 239
INDICE
1.
Premessa .................................................................................................................................................................. 3
2.
Definizioni ................................................................................................................................................................ 3
3.
Biomasse legnose per impianti di riscaldamento e teleriscaldamento ................................................................ 4
4.
5.
3.1
Tipologie.......................................................................................................................................................... 4
3.2
Principali tecnologie ....................................................................................................................................... 6
3.3
Punti di forza e aspetti critici .......................................................................................................................... 7
3.4
Aspetti ambientali ............................................................................................................................................ 8
3.5
Parametri di dimensionamento...................................................................................................................... 10
3.6
Valutazione dei risparmi energetici/economici e delle minori emissioni ...................................................... 12
3.7
Contributi e finanziamenti ............................................................................................................................. 13
3.8
Procedure autorizzative ed amministrative ................................................................................................... 14
3.9
Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 14
3.10
Bandi tipo per assegnazione contributi (link)................................................................................................ 16
3.11
Capitolati tipo per gestione e manutenzione (link)........................................................................................ 16
3.12
Link utili......................................................................................................................................................... 16
Biomasse da residui agricoli ................................................................................................................................. 17
4.1
Premessa e tipologie...................................................................................................................................... 17
4.2
Principali tecnologie ..................................................................................................................................... 17
4.3
Punti di forza e aspetti critici ........................................................................................................................ 18
4.4
Aspetti ambientali .......................................................................................................................................... 19
4.5
Parametri di dimensionamento...................................................................................................................... 20
4.6
Indicazioni economiche ................................................................................................................................. 21
4.7
Valutazione dei risparmi energetici ed economici......................................................................................... 21
4.8
Procedure autorizzative ed amministrative necessarie ................................................................................. 22
4.9
Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 23
4.10
Contributi, finanziamenti ed agevolazioni nazionali (integrazione al Cap. 3.7) ........................................... 25
BIOGAS ................................................................................................................................................................. 26
5.1
Tipologie........................................................................................................................................................ 26
5.2
Principali Tecnologie .................................................................................................................................... 28
5.3
Punti di forza e aspetti critici ........................................................................................................................ 30
5.4
Aspetti ambientali .......................................................................................................................................... 30
5.5
Parametri di dimensionamento: esempi impianti realizzati .......................................................................... 30
5.6
Procedure autorizzative ed amministrative ................................................................................................... 32
5.7
Emissioni in atmosfera .................................................................................................................................. 32
5.8
Normative tecniche di riferimento ................................................................................................................. 33
5.9
Bandi tipo ...................................................................................................................................................... 33
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 2
1. PREMESSA
I biocombustibili per la produzione energetica derivano da biomasse di origine forestale, agricola e
animale. Per sua natura la biomassa è una risorsa distribuita sul territorio; parte di questa risorsa è
già disponibile in quanto costituita da residui di vario tipo dell’attività primaria e secondaria, altra
potrebbe invece essere prodotta da specifiche attività di coltivazione su terreni dedicati. La
penetrazione delle biomasse nel mercato dell’energia dipende non solo da un’adeguata
valorizzazione della componente energetica ma anche da una puntuale pianificazione territoriale
che tenga conto di fattori quali le caratteristiche geologiche e pedoclimatiche della zona in esame, le
risorse potenziali, i conti economici delle colture, il mercato dei combustibili alternativi alla
biomassa con destinazione energetica, le esigenze energetiche locali, il degrado ambientale della
zona, la prevenzione da incendi di zone boschive.
Secondo uno studio condotto dall’ENEA (Fonte: “Rapporto 2003 – Le biomasse per l’energia e
l’ambiente”, ITABIA), attualmente le biomasse contribuiscono in Italia a meno del 2% del
fabbisogno energetico primario. Tale contributo è largamente al di sotto del potenziale disponibile
ed è in gran parte dato da legna da ardere utilizzata ad uso domestico.
In questo opuscolo verranno esaminate tre tipologie di biomassa e precisamente: le biomasse
legnose, le biomasse da residui agricoli e il biogas.
2. DEFINIZIONI
Il termine “biomassa” comparve in Italia verso la fine degli anni sessanta quando, dopo la prima
crisi energetica e sotto la spinta di emergenze ambientali,si risvegliò l’interesse per le fonti
rinnovabili (solare, eolico, etc.) e le biomasse furono inserite, anche sulla scia di quanto avveniva in
altre nazioni, in questo contesto.
In termini scientifici, la parola biomassa include ogni tipo di materiale di origine biologica e quindi
legato alla chimica del carbonio; in altri termini ci si può riferire ad ogni sostanza che deriva
direttamente o indirettamente dalla fotosintesi clorofilliana.
Associati al termine biomassa, sono ormai di utilizzo comune, nel settore delle energie rinnovabili,
il termine biocombustibile, con il quale s’intende generalmente ogni sostanza organica diversa dal
petrolio, dal gas naturale, dal carbone o dai loro derivati, utilizzabile come combustibile.
In generale con biomassa si designa ogni sostanza organica di origine vegetale o animale da cui sia
possibile ottenere energia attraverso processi di tipo termochimico o biochimico. Queste sostanze
sono disponibili come prodotti diretti o residui del settore agricolo-forestale, come sottoprodotti o
scarti dell’industria agro-alimentare e come scarti della catena della distribuzione e dei consumi
finali.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 3
3. BIOMASSE LEGNOSE PER IMPIANTI DI RISCALDAMENTO E
TELERISCALDAMENTO
3.1
Tipologie
3.1.1 Legna da ardere
Tradizionalmente il legno a uso energetico più diffuso si presenta nella forma della legna da ardere,
la quale può avere dimensioni diverse. Si possono distinguere:
Assortimenti
Squartoni e tondelli
Legna da stufa o corta o ciocchi
Lunghezza (cm)
100
25-33-50
Tabella 1 - dimensioni medie del legname in pezzatura
1 m3 = 1 msr (metro stero alla rinfusa) = 1 msa (metro stero accatastato)
NOTA:Per metro cubo (m3) si intende il volume interamente occupato da legno (unità di misura comunemente adottata).
Il metro stero (ms) invece considera i vuoti per pieni ed è utilizzato per la legna ad uso energetico.
Massa volumica
Contenuto idrico (w)
Potere calorifico inferiore
Densità energetica
Ceneri
Unità di misura
kg/m3
%
kWh/kg
kWh/msa (spacconi)
kWh/msa (da stufa)
KWh/msr (da stufa)
% (in peso)
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
Valori
600 - 850
20
4
1785 - 2529
2168 - 3071
1275 - 1806
0,2 - 0,5
pag. 4
Tabella 2 - Parametri energetici indicativi per la legna da ardere
3.1.2 Legno cippato
il termine cippato deriva dal vocabolo inglese “chipping” che significa “ridurre in scaglie”.
L’operazione consiste nel ridurre il legno in scaglie di dimensioni variabili (2-10 cm di lunghezza e
spessore di qualche millimetro), ottenuti per mezzo di macchine chiamate “cippatrici”.
Valori indicativi riferiti al volume (msr)
FAGGIO: massa volumica = 240 kg/msr; p.c.i. (u = 12%) = 15,91 MJ/kg
ABETE: massa volumica = 170 kg/msr; p.c.i. (u = 12%) = 15,07 MJ/kg
Umidità
(u %)
20
30
50
100
Specie
faggio
abete
faggio
abete
faggio
abete
faggio
abete
Peso
Kg
288
204
312
221
360
255
480
340
Contenuto energetico
MJ/kg kWh/kg Mcal/kg
3.993
1.109
954
2.986
830
713
3.950
1.097
943
2.954
820
705
3.852
1.070
920
2.881
800
688
3.544
985
847
2.651
736
633
Tabella 3 - Caratteristiche fisiche ed energetiche del cippato (fonte: Regione Piemonte)
dove:
msr = metro stero alla rinfusa
u % = umidità riferita al peso secco (anidro)
Massa sterica
Contenuto idrico (w)
Potere calorifico inferiore
Densità energetica
Ceneri
Unità di
misura
kg/msr
%
kWh/kg
kWh/msr
% (in peso)
Valori
220 - 350
30
3 - 3,4
660 -1190
0,2 - 0,5
Tabella 4 - Parametri energetici indicativi per il cippato (fonte: Regione Piemonte)
3.1.3 Pellet di legno
Viene prodotto dalla segatura di legno vergine con un processo di essiccatura e di compressione
Parametri Indicativi
Lunghezza
Diametro
Massa volumica
Massa sterica
Umidità
Potere calorifico inferiore
Ceneri
Unità di Misura
mm.
mm.
kg/m3
kg/msr
%
kWh/kg
% in peso
Valore
10 ÷ 50
6 ÷ 10
1.150 ÷ 1.400
> 650
8 ÷ 12
4,7 ÷ 5
0,3 < 1
Tabella 5 - Caratteristiche fisiche ed energetiche (fonte: Regione Piemonte)
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 5
Grafico 1 - Costi indicativi di un impianto a pellet per uso domestico (€/kW) (Fonte: ITABIA 2004)
Grafico 2 - Costi indicativi di un impianto di riscaldamento a cippato (€/kW) (Fonte: ITABIA 2004)
3.2
Principali tecnologie
I processi che permettono la trasformazione di biomassa legnosa in energia sono quelli
termochimici : combustione, pirolisi, co-firing e massificazione.
3.2.1 Combustione
La combustione diretta è il trattamento termico più antico ed è stato per molto tempo l’unico mezzo
per produrre calore ad uso industriale e/o domestico. Quando il combustibile viene immesso in
camera di combustione, subisce inizialmente un’essicazione, quindi man mano che la temperatura
aumenta si succedono processi di pirolisi, gassificazione e combustione. Il prodotto finale è calore,
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 6
che può essere usato per il riscaldamento o impiegato in impianti per la produzione di energia
elettrica o per cogenerazione (produzione combinata di energia termica ed elettrica).
3.2.2 Pirolisi
Le sostanze organiche con basso tasso di umidità (intorno al 20%) e alto contenuto in carbonio
possono essere sottoposte ad un processo di pirolisi. La pirolisi è un processo di decomposizione
termochimica di materiali organici, ottenuto mediante l’applicazione di calore, a temperature
comprese tra 400 e 1000 °C, in completa assenza di un agente ossidante oppure con una ridottissima
quantità (nel qual caso il processo può essere descritto come una parziale massificazione). Il tempo
di reazione è variabile ed in base ad esso si distinguono tre metodi differenti: pirolisi lenta, veloce o
convenzionale. I prodotti che si ottengono sono costituiti da una frazione gassosa, una liquida ed
una solida in proporzioni che dipendono dal metodo utilizzato e dai parametri di reazione.
3.2.3 Co-firing
Una soluzione percorribile a breve termine è rappresentata dal co-firing, vale a dire la combustione
combinata di biomassa e carbone negli impianti esistenti. La miscela può essere preparata prima
dell’ingresso in camera di combustione o direttamente al suo interno con alimentazioni separate,
sostituendo sino al 15% del carbone con biomassa.
3.2.4 Gassificazione
La massificazione può essere definita come la conversione termochimica di un combustibile solido
o liquido in un gas; la materia viene riscaldata in presenza di un agente gassificante (aria, ossigeno,
vapore) conducendo ad una sua parziale combustione. Il processo nel complesso è formato da tre
fasi: una prima fortemente esotermica di combustione, una seconda di pirolisi ed infine la riduzione
del carbonio (gassificazione propriamente detta).
L’uso di aria produce un gas a basso potere calorifico (5.5 – 7.5 MJ/Nm3) che può essere utilizzato
in caldaie o motori.
Sostituendo l’aria con ossigeno si ottiene una miscela a base di CO e H2, indicata con il termine
inglese di syngas, che può essere usata come combustibile ( PCI 10-11 MJ/Nm3 ) o come base per
la produzione di prodotti chimici. Tale gas deve subire un processo di depurazione nel caso di
generazione di energia elettrica in turbine o motori a combustione interna.
La massificazione con vapore, generalmente indicata come reforming, produce un gas ricco di H2
ed è un processo fortemente endotermico.
La massificazione si differenzia dalla combustione diretta, termine con cui si indica un rapido
processo di ossidazione ad alta temperatura per ottenere calore, principalmente per il minore
rapporto aria/combustibile (sottostechiometrico) che impedisce un’ossidazione completa del
combustibile di partenza.
I gassificatori si suddividono in tre tipologie commercialmente disponibili:
• gassificatori a letto fisso
• gassificatori a letto fluido
• gassificatori a letto trascinato
3.3
Punti di forza e aspetti critici
L’utilizzo della biomassa legnosa come fonte energetica comporta dei vantaggi ma anche degli
svantaggi che possiamo così riassumere:
•
•
3.3.1 Punti di forza:
ha una disponibilità maggiore rispetto ai combustibili fossili ed è distribuita sul territorio in
maniera diffusa
se sfruttata in modo opportuno costituisce una fonte rinnovabile che può garantire un sicuro
approvvigionamento energetico a lungo termine
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 7
•
•
•
•
•
•
•
•
•
non contribuisce al riscaldamento del globo, producendo un’immissione nulla di CO2 in
atmosfera
si stanno sviluppando nuove tecnologie che permettono la conversione della biomassa in modo
economicamente vantaggioso e competitivo
rispetto alle altre fonti rinnovabili ha il vantaggio di potere essere facilmente immagazzinata
dal punto di vista tecnico non ci sono ostacoli ad una sua integrazione nell’attuale sistema di
distribuzione dell’energia
i benefici sociali sono: riduzione dell’importazione di greggio e di metano, diversificazione
delle attività agricole, sviluppo rurale, gestione corretta del patrimonio boschivo ,formazione di
nuovi posti di lavoro e recupero di terreni degradati.
3.3.2 Aspetti critici
è spesso percepita come combustibile poco conveniente che richiede un uso eccessivo del suolo
e produce energia ad un costo troppo elevato
a causa del basso contenuto energetico, paragonato con carbone, gas naturale ed olio
combustibile, richiede volumi di combustibile maggiori per raggiungere lo stesso valore
energetico netto, cosa che fa aumentare i costi di trattamento e di trasporto
le operazioni di coltivazione, raccolta e trasporto possono incidere notevolmente sia sul prezzo
dell’energia che sull’impatto ambientale.
se non si parte da una corretta gestione della risorsa bosco, con piani pluriennali di forestazione,
si rischia di importare materia legnosa, al pari dei combustibili tradizionali, da altri Paesi
facendo in tal modo venir meno il concetto di “filiera forestale” a vantaggio del territorio
3.4
Aspetti ambientali
Consumo energetico in % rispetto al contenuto
energetico (incl. il trasporto)
La combustione del legno come è stato già detto è un processo che si compone di varie fasi;
inizialmente un’essicazione, quindi man mano che la temperatura aumenta si succedono le fasi di
pirolisi, di gassificazione ed infine di combustione. Si sente dire che il fumo di legna è molto
inquinante: ciò è vero se la combustione non avviene correttamente (come per qualsiasi altro
combustibile), ma se la combustione avviene in modo ottimale le emissioni al camino sono
costituite solo da:
¾ ossido di azoto
Consumo energetico per l'estrazione, trasformazione e consegna
(NOx)
(fonte: Leitgeb, Andreas: Pellets-Studio Voralrberg)
¾ anidride carbonica
18
(CO2)
¾ acqua (H2O)
16
14,5
¾ polveri
14
E’ importante ricordare,
12
12
quando si parla di
10
ricadute
ambientali,
10
anche il ciclo di vita di
8
un combustibile dalla
6
sua estrazione, alla
trasformazione
e
4
2,7
2,3
relativo trasporto per
1,2
2
confrontarlo con ciò
0
che deriva da una
Gasolio
Metano
Gas liquido
Pellet *
Cippato
Ciocchi
corretta gestione del
territorio.
Grafico 3 – Confronto consumi energetici legna – combustibili fossili (Fonte: studio Voralberg)
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pag. 8
Se consideriamo il legno dal punto di vista degli elementi chimici che lo compongono, si vede che il
carbonio è l’elemento che lo costituisce al 50%
C (%) H (%) O (%) N (%)
50
6
43.8
0,2
Legno
Tabella 6 - composizione chimica del legno (Fonte: Agenbiella)
Confrontiamo le emissioni di carbonio con diversi combustibili a parità di energia termica utile
prodotta.
GASOLIO
METANO
LEGNA DA
ARDERE
CIPPATO
PELLET
Quantità di combustibile
3,8 t
4500 m3
12 t
14,1 t
9,5 t
Potere calorifico inferiore
42,7 MJ/kg
35,87 MJ/m3
Rendimento termodinamico
Emissione totale di CO2
Confronto
(posto = 1 la legna da ardere)
90%
13.667,1 kg
90 %
8.331 kg
14.2 MJ/kg
(w=20%)
85%
528,5 kg
12,1 MJ/kg
(w=30 %)
85%
1.189,1 kg
18 MJ/kg
(w=8 %)
85 %
939,5 kg
25,86
15,75
1
2,25
1,8
COMBUSTIBILE
Tabella 7 Confronto emissioni di carbonio (2 g di sostanza secca contengono 1 g di C che genera a 3,67 g di CO2)
(Fonte: Agenbiella)
NB) 1 m3/h cippato (350 kg/h) ⇒ ∼ 3.500 m3/h di fumi
Figura 1 Ciclo delle biomasse
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 9
3.5
Parametri di dimensionamento
3.5.1
⇒
⇒
⇒
⇒
Produttività relativa alla gestione di un ettaro di bosco:
4/5 m3 /anno accrescimento annuo di legna intera (peso 660 Kg/m3)
3 t/a di legna intera di cui solo 2 t/a ( 2.000 Kg) sono cippabili
considerando una U.R. (Umidità Relativa) = 45 % e un PCI = 2.7 kW/Kg
Pot. Term. producibile = 5.400 kW (2.700 kW/t)
NB: 1 m3 di legna intera = 1,5 ÷ 2,5 m3 di cippato (metro cubo stero alla rinfusa)
3.5.2 Produttività della short rotation (coltura dedicata) :
1 ha. di coltura
⇒ 12 ÷ 16 t/a di sostanza secca
⇒ 18 ÷ 24 t/a di sostanza verde (U.R. 50%)
⇒ taglio 1 volta ogni 5 anni
⇒ produzione ∼ 15 t/a/ha x 5 = 75 t/a/ha di sostanza secca
P.C.I.= 2,2 kWh/Kg (come il cippato)
3 ÷ 4 turni sullo stesso terreno
(fonte dati: Istituto per la Pioppicoltura di Casale Monferrato)
3.5.3 Dimensionamento impianti:
Per poter dimensionare in linea di massima un impianto di riscaldamento a cippato di legna si può
suggerire la seguente procedura:
1. Individuare l’utenza da riscaldare e stimarne la potenza da installare in base ai consumi
storici di combustibile tradizionale e/o mediante i volumi da riscaldare
2. stimare il costo dell’impianto e dell’eventuale rete di teleriscaldamento
3. stabilire quanto combustibile legnoso occorre annualmente per tale impianto
4. definire la disponibilità annuale di legno locale
5. valutare il costo di tale legno locale
6. definire il costo di gestione di tale impianto
7. calcolare gli oneri finanziari di tale operazione
NB) Vedasi software D.E.M.O.N.E. - modello per lo studio di fattibilità e per la gestione di un
distretto energetico basato sull’impiego del cippato (richiede diverse competenze professionali):
www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia/software
¾ alcuni dati utili:
Potere calorifico medio del legno anidro = 5,14 kWh/kg = 18,5 MJ/kg
Contenuto idrico w
0
P.C.I. (MJ/kg)
18.5
P.C.I.(kWh/kg)
5,14
10,7
16,3
4,53
15,3
15,3
4,25
20
14,3
3,98
25,9
13,7
3,81
33,3
11,5
3,20
42,9
9,53
2,65
50
8,03
2,23
60
5,94
1,65
Tabella 8 - Variazione del P.C.I. del legno in vari stati idrici (Fonte: Jonas e Haneder)
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 10
5,0
POTERE CAL ORIFIC O DEL L EGNO IN FUNZ IONE DEL CONT ENUTO IDRICO
4,5
Potere calorifico (kWh/kg)
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
10
15
20
Pelle
25
30
35
40
45
50
55
Legna stagionata Contenuto idric o (w %)
Cippato
1 anno
60
65
70
75
Grafico 4 - Variazione del potere calorifico del legno in funzione della percentuale di umidità (Fonte: Jonas e
Haneder)
Stato del legno
Contenuto idrico (w)
Boschivo fresco
Stagionato per una estate
Stagionato per più anni
Stato anidro
50 - 60%
25 - 35%
15 - 25%
0%
Potere calorifico inferiore
2,0 kWh/kg = 7,2 MJ/kg
3,4 kWh/kg = 12,2 MJ/kg
4,0 kWh/kg = 14,4 MJ/kg
5,2 kWh/kg = 19 MJ/kg
Tabella 9 - Alcuni valori indicativi del potere calorifico al contenuto idrico (w) del 13% (Fonte: Holz):
POTERI CALORIFICI
SPECIE LEGNOSE
4,0 kWh/kg
4,1 kWh/kg
4,2 kWh/kg
4,3 kWh/kg
4,4 kWh/kg
4,5 kWh/kg
Faggio
Pioppo, Acero, Robinia, Olmo
Frassino, Quercia
Larice
Pino, Douglasia
Picea, Abete
Tabella 10 - Comparazione del legno con i più comuni combustibili (Fonte: A. Jonas e H. Haneder):
Combustibile
1l di gasolio extraleggero
1l di gasolio leggero
1 kg di carbone
1 kg di lignite
1 kg torba anidra
1 m3 metano
1 m3 idrogeno
1 kg propano
1 kg di nafta
1 kg di legno (w = 20%)
P.C.I. (Valori medi)
MJ
36,17 MJ/l (42,5 MJ/kg)
38,60 MJ/l (41,5 MJ/kg)
27,6 MJ/kg
29,5 MJ/kg
20,2 MJ/kg
34,3 MJ/m3 (47,6 MJ/kg)
10,75 MJ/kg
46,3 MJ/kg
41 MJ/kg
14,4 MJ/kg
kWh
10 kWh/l
10,70 kWh/l
7,67 kWh/kg
8,20 kWh/kg
5,60 kWh/kg
9,6 kWh/m3
3,08 kWh/ m3
12,87 kWh/kg
11,77 kWh/kg
4,00 kWh/kg
Tabella 11 - Confronto con i principali combustibili (1 kg gasolio ~ 3 kg di legno - 1 l gasolio ~ 2,5 kg di legno)
(Fonte: Agenbiella)
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 11
3.6
Valutazione dei risparmi energetici/economici e delle minori emissioni
Tipo
P.C.I.
Gasolio (1)
11,86 kWh/kg
10,0 kWh/lt
11.39 kWh/kg
10.82 kWh/lt
9.59 kWh/m3
12.78 kWh/kg
6.52 kWh/lt
23.90 kWh/m3
Olio Comb. BTZ (1)
Gas naturale
(2)
G.P.L. (2)
Legna a pezzi (1)
U = 20%
Cippato
U = 40%
Pellet
U = 10%
densità
costi
Costo
energetico
0,835 kg/lt
1.10 €/lt
0.110 €/kWh
0,95 kg/lt
0.762 €/kg
0.067 €/kWh
3
0.72 kg/m
3
0.67 €/m
0.069 €/kWh
1,87 kg/m
0.51 kg/lt
0.72 €/lt
0.110 €/kWh
4,0 kWh/kg
500-800 kg/m3
0.118 €/kg
0.030 €/kWh
2.70 kWh/kg
250-350 kg/msr
0.073 €/kg
0.027 €/kWh
4.65 kWh/kg
1150-1400 kg/m3
0.16 €/kg (3)
0.034 €/kWh
3
Tabella 12 - Confronto tra i costi dei principali combustibili
(1)
Listino dei prezzi dei prodotti petroliferi e solidi sulla Piazza di Milano al 19/07/05
Valore gas naturale e del GPL ad uso civile/terziario al 19/07/05
(3)
Valore medio del pellet sfuso
(2)
a) Esempio di risparmio di gestione tra gasolio e cippato per un volume riscaldato pari a
circa 8500 m3
ƒ energia richiesta per riscaldamento :
510.000 kWh/a
ƒ costo gestione con gasolio :
56.100 €/a (43.000 kg/a)
ƒ costo di gestione con cippato
13.770 €/a
ƒ maggior costo di gestione con cippato (20%)
2.750 €/a
ƒ risparmio annuo di gestione
39.580 €/a
ƒ riduzione di CO2 equivalente
155 t/a
b) Esempio di risparmio di gestione tra metano e cippato per un volume riscaldato pari a
circa 8500 m3
ƒ energia richiesta per riscaldamento :
510.000 kWh/a
ƒ costo gestione con metano :
35.190 €/a (53.180 m3/a)
ƒ costo di gestione con cippato
13.770 €/a
ƒ maggior costo di gestione con cippato (20%)
2.750 €/a
ƒ risparmio annuo di gestione
18.670 €/a
ƒ riduzione di CO2 equivalente
170 t/a
NB) Conviene pagare il cippato sotto forma di energia ceduta all’impianto di riscaldamento
(mediante l’installazione di un contatermie- kWh) stabilendo un prezzo iniziale dell’energia ceduta
(€/kWh) che tenga conto dei seguenti parametri:
¾ costo del cippato a bocca di centrale
¾ costo dell’energia elettrica utilizzata dalla centrale a cippato
¾ costo di manutenzione ordinaria
¾ costo come terzo responsabile
¾ IVA ( per l’Ente Pubblico è un costo )
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 12
Considerazioni da fare per un confronto corretto tra impianti funzionanti singolarmente con
combustibili tradizionali ed impianti funzionanti a cippato di legna con rete di teleriscaldamento:
¾ maggior costo di manutenzione ordinaria ( pulizia caldaia, raccolta ceneri,..)
¾ maggior costo di energia elettrica ( in alcuni casi può incidere sino al 7% sul valore dell’energia
termica prodotta)
¾ maggior costo del trasporto
¾ minor valore del rendimento medio stagionale ( considerando anche la rete di teleriscaldamento
e le sottocentrali
Per la valutazione delle emissioni evitate, si può far riferimento alla seguente tabella:
Energia elettrica
Combustione di gasolio
Combustione di gas naturale
Combustione di GPL
Combustione di olio combustibile
Eolico,solare,idroelettrico,biomassa vegetale
0.575 kg/kWh
3.53 tCO2/tep*
2.91 tCO2/tep
3.47 tCO2/tep
3.61 tCO2/tep
0
tCO2/tep
* tep= tonnellata equivalente di petrolio
Tabella 13 - coefficienti da utilizzare nel calcolo della co2 equivalente evitata (Fonte: Regione Piemonte)
3.7
Contributi e finanziamenti
Questi impianti possono beneficiare di contributi e/o finanziamenti che servono a ridurre i costi di
realizzazione che, se confrontati con impianti tradizionali, risultano piuttosto elevati.
Alcune Province hanno predisposto bandi per la concessione in conto capitale di contributi per
l’acquisto di apparecchi funzionanti a legna . Tali bandi si riferiscono a piccole potenze termiche (
ad uso domestico e/o a servizio di edifici pubblici) ed incentivano l’utilizzo di apparecchi con
elevati rendimenti di combustione.
Anche da parte di alcune Regioni sono stati predisposti dei bandi per dare dei contributi in conto
capitale per lo sviluppo di centrali termiche funzionanti a biomassa legnosa ; in taluni casi si è
previsto , per un corretto sviluppo della filiera forestale , di imporre una percentuale minima di
legno di derivazione locale.
Da parte dello Stato Italiano sono state previste varie tipologie di contribuzione e precisamente :
- La carbon Tax (Legge. 23/12/1998 n.448) ha fissato un credito d’imposta a favore dei gestori di
reti di teleriscaldamento alimentate con biomassa o energia geotermica, ricadenti nelle zone
climatiche E e F (valore di circa 0.0103 €/kWh termico). Con la L.N. 388/00 Viene anche dato
un contributo a favore dell’utente, per ogni nuovo allaccio alla rete di teleriscaldamento
alimentata con biomassa, (pari a 20.66 €/kW installato).
- La Legge Finanziaria 2005, art.511 prevede l’applicazione delle disposizioni in materia di
agevolazione per le reti di teleriscaldamento alimentate con biomassa ovvero con energia
geotermica, di cui all’art.6 del D.L. 1/10/2001 n.356, convertito con modificazioni, dalla
L.30/11/2001 n.418 (valore di circa 0.0155 €/kWh termico)
- D.Lvo 16/03/1999 n.76: l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili beneficia dei “certificati
verdi” per i primi 8 anni di funzionamento dell’impianto (si applica agli impianti entrati in
funzione dopo il 01/04/99).
- Decreto
MICA
(D.M.
11/11/99
pubblicato
sulla
G.U.
14/12/99
n.292)
(valore del certificato verde a giugno 2005 pari a circa 0.09 €/kWh elettrico)
Una forma di finanziamento interessante potrebbe essere quella promossa da parte di alcuni Istituti
di Credito che attraverso la concessione di prestiti a tassi agevolati consentirebbe al cittadino e/o
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 13
all’Ente pubblico di ripagarsi dell’investimento fatto con il risparmio energetico conseguito con tali
impianti a legna.
Un’altra forma di finanziamento è il ricorso alle ESCo ( Società di Servizo Energia) che si ripagano
dell’investimento con la vendita di calore. In tal caso la Società realizzerà a sue spese e gestirà
l’impianto per un certo numero di anni, concordando un prezzo dell’energia termica venduta
(€/MWh), prezzo che non sarà superiore a quello che l’utente paga con l’utilizzo dei combustibili
tradizionali.
NB) Detrazione fiscale del 36% sull’IRPEF e IVA agevolata al 10% (legati alla Finanziaria)
3.8
Procedure autorizzative ed amministrative
Per gli impianti con potenza al focolare inferiori ai 35 kW non si richiedono procedure
autorizzative, mentre per potenze al focolare superiori ai 35 kW è necessario richiedere il parere
all’ISPESL per quanto riguarda la sicurezza dell’impianto di riscaldamento ed osservare le
prescrizioni dei VV.F: per quanto riguarda le caratteristiche costruttive del locale centrale termica.
Per potenze al focolare superiori ai 116 kW è necessario richiedere oltre al parere dell’ISPESL
anche quello dei VV.F. Vale anche l’applicazione del DPR 412/93 per quanto riguarda la figura del
responsabile della gestione di tali impianti e per la compilazione dei libretti di centrale e di
impianto.Per quanto la Legge 46/90 la ditta che realizzerà tali impianti deve rilasciare idonea
“Dichiarazione di Conformità”completa di tutti gli allegati.
Nel caso di centrali di teleriscaldamento è necessario richiedere , oltre ai documenti sopraindicati, la
concessione edilizia per la costruzione della nuova centrale termica e di occupazione di suolo
pubblico per la posa della rete di teleriscaldamento.
Nel caso di cogenerazione e quindi di produzione anche di energia elettrica si dovrà chiedere
autorizzazione di allaccio al gestore della rete elettrica e nel caso di una caldaia di soccorso a gas
naturale richiedere l’allaccio del nuovo punto di consegna (contatore).
Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera ( polveri totali-COT-CO-NO2-SO2) i valore limite
sono indicati nell’allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02.
3.9
Normative tecniche di riferimento
Per quanto riguarda le normative di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile si
possono riassumere qui di seguito (fonte : bando della Provincia di Torino – Politecnico di Torino):
- D.L. 7 gennaio 1995, n.3 (Gazz. Uff. n.5 del 7/1/95): “Disposizioni in materia di riutilizzo dei
residui derivanti da cicli di produzione o di consumo in un processo produttivo o in un processo di
combustione...”.
- Decreto Min. Ambiente 16 gennaio 1995 (supplemento Gazz. Uff. n.24 del 30/1/95):“Norme
tecniche per il riutilizzo in un ciclo di combustione per la produzione di energia dai residui
derivanti da cicli di produzione o di consumo”. Specifiche che descrivono quali tipi di sottoprodotti
legnosi possono essere bruciati nelle diverse tipologie d’impianti.
- Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22 (supplemento Gazz. Uff. n.38 del 15/2/97):“Attuazione
delle direttive 91/156/CEE sui rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e94/62/CE sugli imballaggi
e sui rifiuti di imballaggio”.
Per il riutilizzo dei sottoprodotti della lavorazione del legno e del verde pubblico come combustibile
e per lo smaltimento delle ceneri. I sottoprodotti derivanti dal taglio del legno vergine non sono
considerati fra i residui e possono quindi essere bruciati senza vincoli. Per le ceneri non è prevista la
riutilizzazione come concime o per compostaggio. Unica possibilità usarle per fare mattoni o
smaltirle in discarica inertizzate.
- L.R. n. 59 del 13 aprile 1995 e D.G.R. attuativa n.63-8317 del 29 aprile 1996 - (B.U.R.n.22 del
29/5/96): “Disposizioni per la raccolta ed il conferimento delle frazioniorganiche, la produzione
del compost ed il trattamento della frazione verde”.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 14
- Legge 9 gennaio 1991, n.10 (supplemento Gazz. Uff. n. 13 del 16/1/91): “Norme perl’attuazione
del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell’energia, dirisparmio energetico e di
sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”.
- D.P.R. n.412 del 26 agosto 1993 (supplemento Gazz. Uff. n. 242 del 14/10/93):
“Regolamento recante norme per la progettazione, l’installazione, l’esercizio e la
manutenzione degli impianti termici degli edifici ai fini del contenimento dei consumi di energia, in
attuazione dell’art.4, comma 4, della Legge 9 gennaio 1991, n.10”. Art. 15:
“Per gli edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico è fatto obbligo...di
soddisfare il fabbisogno energetico favorendo il ricorso a fonti rinnovabili...,salvo
impedimenti di natura tecnica od economica... Per quanto riguarda gli impianti termici,tale obbligo
si determina in caso di nuova installazione o di ristrutturazione.”
- Dpcm 8 marzo 2002 (caratteristiche dei combustibili inquinanti – requisiti tecnici degli impianti)
Norme CTI-UNI ed EN di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile:
1. Legno da ardere. Classificazione (Cod. UNI 9016/87)
2. Legno da ardere. Determinazione delle caratteristiche energetiche (Cod. UNI 9017/87)
3. Sottoprodotti e residui agricoli. Classificazione e determinazione delle caratteristiche energetiche
(Cod. UNI 9220/88)
4. Forni di incenerimento di rifiuti solidi urbani ed assimilabili con recupero di
calore.Determinazione delle prestazioni energetiche (Cod. UNI 9246/88)
5. Biomasse. Determinazione dell’azoto totale (Unichim-CTI) (Cod. UNI 9249/88)
6. Biomasse. Determinazione del carbonio e dell’idrogeno (Unichim-CTI) (Cod. UNI 9250/88)
7. Impianti di gassificazione per combustibili solidi non minerali. Classificazione e prescrizioni per
il collaudo (Cod. UNI 9254/89)
8. Forni di incenerimento per rifiuti speciali ospedalieri. Offerta, fornitura e collaudo (Cod.UNI
9720/90)
9. Impianti di incenerimento di rifiuti speciali. Offerta, fornitura e collaudo (Cod. UNI 9496/91)
10. Termocaminetti a legna con fluido a circolazione forzata. Requisiti e prove (Cod. UNI 9841/91)
11. Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF) (Cod. UNI 9903/92).
- Classificazione e requisiti (Parte I)
- Termini e definizioni (Parte II)
- Indicazione di base per il campionamento sistematico dei combustibili (Parte III)
- Determinazione della pezzatura (Parte IV)
- Determinazione del potere calorifico del combustibile (Parte V)
- Determinazione del carbonio e dell’idrogeno (Parte VI)
- Misura dell’umidità totale in un campione di combustibile (Parte VII)
- Determinazione delle sostanze volatili (Parte VIII)
- Determinazione delle ceneri nel combustibile (Parte IX)
- Determinazione delle varie forme di cloro esistenti nel combustibile (Parte X)
- Determinazione dell’azoto totale nel combustibile (Parte XI)
- Preparazione dei campioni di combustibile per l’analisi dei metalli (Parte XII)
- Metodi per l’analisi dei metalli nei combustibili con la spettrofotometria in assorbimento
atomico (Parte XIII)
12. Impianti per la combustione della lolla di riso (Cod. UNI 10143/92)
13. Generatori di calore alimentati con combustibili solidi provenienti dalla lavorazione dei residui
agricoli e/o forestali. Definizioni, prove termiche e requisiti (Cod. UNI 10201/92)
14. Residui di combustione della lolla di riso. Caratteristiche (Cod. UNI 10377/94
15. Sistemi di combustione per rifiuti solidi urbani ed assimilabili. Regole per la progettazione,
l’offerta, l’ordinazione, la fornitura ed il collaudo. (Cod. UNI 10378/94)
16. EN 303-5 – Generatori di calore per combustibili solidi fino a 300 kW.
17. UNI 10683/88 – Generatori di calore a legna . P< 35 kW.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 15
3.10
Bandi tipo per assegnazione contributi (link)
Vedi sito AIEL – Associazione Italiana Energia dal Legno: www.aiel.cia.it
3.11
Capitolati tipo per gestione e manutenzione (link)
Vedi sito Agenbiella – www.provincia.biella.it/agenbiella -L.E.B. - Capitolato speciale servizio
energia
3.12
Link utili
www.provincia.biella.it/agenbiella
www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia
www.regione.piemonte.it/agri/ita/agrienergia/software
www.fiper.it
www.aiel.cia.it
www.isesitalia.it
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 16
4. BIOMASSE DA RESIDUI AGRICOLI
4.1
Premessa e tipologie
I residui dei processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli sono oggettivamente delle
biomasse, ma il loro utilizzo viene condizionato dal fatto che gli stessi vengono classificati come
“rifiuti non pericolosi” dalla normativa attualmente in vigore: in quanto tali, risultano sottoposti ad
una serie di procedure autorizzative e di requisiti impiantistici (sia pure “semplificati”) per poter
essere utilizzati al fine di produrre energia
Con il DPCM 08/03/2002 si è tentato di fare chiarezza su come debbano essere classificati gli scarti
generati dai processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli, stabilendo che, oltre al
legno vergine, vengano annoverate fra le biomasse anche:
• Materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico di coltivazioni agricole
non dedicate
• Materiale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzione forestale e da potatura
• Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di prodotti agricoli,
avente le caratteristiche previste per la commercializzazione e l’impiego
Sembrerebbero quindi da considerare biomasse: paglie, pule, sanse, stocchi, vinacce,noccioli ecc.,
che tuttavia rimangono classificati come rifiuti non pericolosi sottoposti a procedura semplificata.
Un caso particolare è rappresentato dalla lolla di riso, esplicitamente inserita tra i rifiuti non
pericolosi dalla Legge Ronchi, ma che la Legge Delega n. 308 del 15/12/2005 autorizza il Ministero
Ambiente a modificare affinché la lolla non sia più considerata come rifiuto. Tale modifica non è ad
oggi ancora stata pubblicata.
L'aspetto negativo non deriva tanto dal considerare rifiuti o meno certi materiali quanto nei limiti di
gestione energetica e di emissione a cui gli impianti devono sottostare, in quanto i valori indicati
dalla normativa sui rifiuti sono estremamente difficili da rispettare da parte di impianti piccoli e
medi, che necessiterebbero di sofisticati sistemi di abbattimento fumi e di apparecchiature di
controllo che renderebbero anti-economico il recupero energetico:
A titolo di esempio , si segnalano questi limiti:
rendimenti medi stagionali superiori al 75%, CO 100 mg/Nm3, e polveri inferiori a 50 mg/Nm3.
A titolo di riferimento, la norma europea EN303-5 per le caldaie ad acqua calda alimentate a
biomasse con potenze inferiori a 300 kW, considera validi questi valori limite:
rendimento medio nominale in funzione logaritmica della potenza e con valori minimi di 53-63 %,
CO da 25.000, a 1.200, mg/Nm3 (circa 10 volte superiore) e polveri da 200 a 150 mg/Nm3 (da 3 a 4
volte superiore)
4.2
Principali tecnologie
Le tecnologie attualmente disponibili per la conversione energetica dei residui da lavorazioni
agricole comprendono:
‚ combustione diretta (impianti a griglia fissa o mobile, combustione in letto fluido)
‚ gassificazione, pirolisi e carbonizzazione
‚ digestione anaerobica
‚ digestione aerobica
‚ fermentazione alcoolica (produzione di etanolo)
‚ estrazione di olii e produzione di biodiesel
Per una descrizione in dettaglio di ciascun processo di conversione energetica si rimanda al capitolo
precedente (Biomasse Lignocellulosiche).
Limitando l’analisi ai sistemi di combustione diretta delle biomasse da residui agricoli, il sistema di
combustione normalmente utilizzato è quello delle caldaie a griglia. Queste godono di notevoli
vantaggi in termini di semplicità, economicità ed affidabilità di funzionamento e possono essere
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 17
alimentate con biomasse di diversa tipologia e con diversa umidità, ma non hanno rendimenti
eccellenti (60-70%), anche se richiedono eccessi d’aria piuttosto elevati (75-80%) per una completa
combustione.
La tecnologia a griglia è adatta ad utilizzare anche combustibili di pezzatura disomogenea, con un
grado di umidità ed un contenuto di ceneri elevati, ed ha il pregio di essere piuttosto semplice;
importante in questo contesto è che il combustibile sia ben distribuito sopra la griglia, per garantire
una distribuzione omogenea dell'apporto di aria primaria.
Perché queste condizioni siano rispettate, nelle caldaie di taglia medio-grande, è normalmente
presente una griglia mobile che si muove in continuo, un sistema di controllo dell'altezza delle braci
e ventilatori indipendenti per l'aria primaria delle varie sezioni della griglia.
E' poi opportuno che venga ottenuta una combustione a due stadi con la separazione dell'aria
primaria e secondaria: questo perché l'aria primaria deve essere poco turbolenta per non smuovere
le braci, mentre una combustione ottimale degli effluenti gassosi richiede una turbolenza elevata.
Le caldaie policombustibile a griglia utilizzano normalmente tutti i tipi di combustibili solidi triti:
sansa, vinacce, gusci triti di mandorle, gusci di nocciole, gusci di pistacchio, gusci di pinoli e
possono funzionare anche a legna di grossa pezzatura alimentata attraverso lo sportello di carico.
4.3
Punti di forza e aspetti critici
La difficoltà di sviluppo del settore dello sfruttamento energetico delle biomasse è legata
principalmente al superamento delle barriere non-tecniche (finanziamenti dei costi di investimento
alquanto elevati, Politica Agricola Comunitaria, diffusione delle informazioni).
Il costo di investimento per impianti a biomassa è, attualmente, ancora generalmente maggiore di
quello derivante dalle fonti fossili, ma vi è una tendenza verso la competitività, in tempi
ragionevolmente brevi, da sostenere e valorizzare.
In tutti i casi, tuttavia, il gap di costo tra le fonti rinnovabili e quelle fossili, sarebbe invertito se
venissero considerati nell'analisi costi-benefici gli aspetti ambientali ed i costi sociali connessi alla
combustione dei materiali fossili.
4.3.1 Punti di forza
La biomassa è ampiamente disponibile ovunque e rappresenta una risorsa locale, pulita e
rinnovabile. L’utilizzazione delle biomasse per fini energetici non contribuisce all’effetto serra,
poiché la quantità di anidride carbonica rilasciata durante la decomposizione, sia che essa avvenga
naturalmente, sia per effetto della conversione energetica, è equivalente a quella assorbita durante la
crescita della biomassa stessa; non vi è, quindi, alcun contributo netto all’aumento del livello di
CO2 nell’atmosfera. In tale ottica, quindi, aumentare la quota di energia prodotta mediante l’uso
delle biomasse, piuttosto che con combustibili fossili, può contribuire alla riduzione della CO2
emessa in atmosfera.
I punti di forza di tale tecnologia sono quindi:
- Sfruttamento di una risorsa energetica locale (che altrimenti sarebbero considerate rifiuti, e si
dovrebbe provvedere al loro smaltimento come tali)
- Conseguente indotto economico con creazione di posti di lavoro in ambito locale
- Costo relativamente basso del combustibile
- Contributo ad una riduzione a livello nazionale della dipendenza energetica nei confronti dei
paesi produttori di combustibili tradizionali
- Immissione nulla di CO2 in atmosfera
- Incentivazione con fondi statali nel caso vengano utilizzate per la produzione di energia elettrica
I principali vantaggi, ambientali ed economici, che possono derivare da una diffusione dell’uso di
biomasse a fini energetici, sono così riassumibili:
- possibilità di valorizzare energeticamente residui colturali locali altrimenti non utilizzati,
ricorrendo anche a colture specializzate dirette alla produzione di piante con finalità energetica
diretta o indiretta;
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 18
-
-
-
diminuzione dei pericoli di incendio boschivo, grazie all’incentivazione della pulizia e
manutenzione delle aree boscate;
creazione di nuovi posti di lavoro legati sia ai nuovi impianti sia alle filiere forestali ed agricole
ad essi collegate;
possibilità di utilizzare anche biomasse provenienti dalla raccolta differenziata dei RSU (Rifiuti
Solidi Urbani), con conseguente contributo alla soluzione dei problemi legati al loro
smaltimento;
garanzia di continuità nel tempo delle iniziative, legata alla rinnovabilità intrinseca di questa
fonte energetica;
realizzazione di un contributo nullo alle emissioni globali di anidride carbonica, in quanto quella
prodotta nei processi di combustione delle biomasse si può considerare equivalente a quella
assorbita dalle biomasse stesse durante il loro ciclo vitale
contributo trascurabile alle emissioni di ossidi di zolfo, riducendo così le emissioni globali di
SOx e conseguentemente il fenomeno delle “piogge acide”.
4.3.2 Aspetti critici
I punti di debolezza di tale tecnologia sono:
- Discontinuità nella disponibilità prodotta dalle colture nel corso dell’anno
- Difficoltà di immagazzinamento a causa della presenza di umidità che genera reazioni di
fermentazione
- Il contenuto energetico riferito al volume occupato, risulta inferiore a quello dei combustibili
tradizionali, per cui necessita di maggiori spazi per lo stoccaggio
- Problemi logistici dovuti alla distanza del luogo in cui viene generata la sostanza e gli impianti
per il suo utilizzo energetico
- Problematiche nella raccolta e nel trattamento (vedi paglia di riso)
- Tecnologia che presenta costi di investimento superiori a quelli per l’utilizzo dei combustibili
tradizionali
4.4
Aspetti ambientali
Le biomasse sono annoverate tra le fonti energetiche rinnovabili, in quanto sono una risorsa
energetica caratterizzata da un breve periodo di ripristino. Si può infatti asserire che il tempo di
sfruttamento è paragonabile a quello di rigenerazione.
Sotto il profilo delle emissioni, la caratteristica principale delle biomasse è quella di non
incrementare la quantità di CO2 in atmosfera. Questa definizione è veritiera in virtù delle
caratteristiche di crescita delle biomasse stesse. Essendo quest’ultime di origine vegetale la quantità
di CO2 impiegata per la crescita della pianta è pari alla quantità di anidride carbonica emessa
durante la fase di combustione o di trasformazione energetica della stessa. Ovviamente questa
definizione è da ritenersi valida a livello globale.
Se invece si volessero analizzare le emissioni a livello locale è necessario paragonare le emissioni
derivanti dalla combustione delle biomasse con quelle derivanti dalla combustione del gas naturale,
che rappresenta, ad oggi, il combustibile meno inquinante tra gli idrocarburi.
Il vantaggio ambientale in questo caso è stimabile intorno ai 200 gr di CO2 per ogni kWh prodotto.
Un secondo vantaggio ambientale si ottiene dalla riduzione degli scarti vegetali destinati allo
smaltimento.
Va infatti valutato che buona parte delle biomasse derivanti da residui agricoli, sono a tutt’oggi
destinate allo smaltimento in discarica. E’ noto che i residui organici abbandonati, a contatto con
l’aria diano origine a gas, come il metano, sicuramente maggiormente inquinanti rispetto
all’anidride carbonica. Sviluppando invece una combustione, questi gas non vengono rilasciati,
evitando così l’emissione in atmosfera di questo tipo di sostanze.
Un terzo vantaggio ambientale offerto dall’utilizzo delle biomasse è il basso contenuto di zolfo,
paragonando dunque le emissioni derivanti dalla combustione delle stesse in alternativa a
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 19
combustibili come oli e carbone, si può sostanzialmente ridurre l’emissione dello stesso in
atmosfera. Questo fa si che possano diminuire drasticamente fenomeni come le piogge acide.
4.5
Parametri di dimensionamento
Per le biomasse da residui agricoli, si riportano di seguito alcuni dati ISTAT usati per stimare le
quantità di residui disponibili, a partire dal prodotto agricolo:
1 kg di gusci ogni 2 kg di prodotto
1 kg/pianta/anno sulla base della superficie utilizzata
potature di alberi da frutta
e del dato medio di 400 piante/ha
2 t/ha di superficie utilizzata
potature della vite
20 t/ha t.q.
stocco di mais
4 t/ha s.s.
stocchi di girasole
circa 50 q.li/ha
paglia di riso
paglia di granaglie (frumento tenero autunnale, 8-12 q.li /ettaro di paglia secca, pari all’80% della
frumento duro marzuolo, orzo marzuolo e produzione di granella
autunnale, avena, segale, triticale, sorgo)
12 q.li/ha, pari al 20% in peso del prodotto grezzo
lolla di riso
(risone)
6 q.li/ha, pari al 10% del prodotto grezzo (risone)
scarti di essiccazione del riso
gusci di nocciola
Tabella 14 – produttività unitarie tipologie di residui agricoli (Fonte: ISTAT)
Si riporta di seguito la composizione chimica e le caratteristiche fisiche dei principali residui
agricoli:
Analisi sul tal
quale
C
H
N
S
O
Ceneri
% peso ss
% peso ss
% peso ss
% peso ss
% peso ss
% peso ss
Sansa di olive
50,71
6,89
1,8
0
35,3
Potatura vite
48,5
6
0,83
0,03
44,5
Mais tutoli
p.c.i.
Densità
app.
p.c.s.
Kcal/kg
MJ/kg
5,3
4.925
2,6
4.298
t/m3
Kcal/kg
MJ/kg
20,63
5.291
22,16
0,25
18
4.656
19,5
0,15
50,61
6,89
1,8
0
39
1,6
4.806
20,13
5.168
21,65
0,2
Gusci nocciole
48
5,7
0,44
0
45,39
1
4.769
18,7
5.133
20
0,1
Mais granella
46,11
7,27
1,57
0
43,96
1,09
4.397
18,42
4.780
20,02
0,15
Paglia di grano
47,69
6,54
1,6
0
39,77
4,4
4.180
17,51
4.750
19,9
0,15
Mais stocchi
47,63
5,56
1,72
0
42,39
2,7
4.044
16,94
4.337
18,17
0,2
Lolla di riso
40,78
5,56
0,22
0
37,67
15,67
4.019
16,84
4.289
17,97
0,1
Noccioli pesco
46,79
6,77
0,44
0
45,3
0,42
3.920
16,42
4.286
17,95
0,58
Paglia girasole
Paglia riso
Grano
45
5,1
1,1
0,11
40
11
3.892
16,3
4.155
17,4
0,2
42,28
5,25
2,33
0
34,67
15,47
3.769
15,79
4.065
17,03
0,2
45,8
5,05
0,34
0
34,67
7,27
3.765
15,77
4.030
16,88
0,15
NB – valori riferiti alla sostanza secca (umidità = 0%) e da correggere in funzione del contenuto di umidità
Tabella 15 – Caratteristiche chimiche e fisiche di residui agricoli (Fonte: A.P.E.V.V.)
Per correggere il potere calorifico riferito all’unità di sostanza secca ad un determinato valore di umidità occorre applicare la seguente relazione:
qgr , m = qgr , d × (1 − 0,01M )
q gr,m = potere calorifico superiore del combustibile con umidità m
q gr,d = potere calorifico superiore del combustibile privo di acqua (base secca)
M = umidità del combustibile (% peso sul tal quale)
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 20
4.6
Indicazioni economiche
Il costo di investimento per un impianto di combustione a biomasse da residui agricoli è
generalmente allineato con quello di un impianto a legna, pellets o cippato. La differenza consiste
nel costo del sistema di caricamento che deve essere dedicato al materiale combustibile utilizzato
(gusci, sansa, stocchi di mais ecc…). Inoltre va considerato che le caldaie di questo tipo sono di
costruzione molto semplice e quindi prive di accorgimenti atti a migliorare la combustione e i
rendimenti. Ne consegue che tali apparecchi andrebbero utilizzati laddove il costo di
approvvigionamento della materia combustibile è nullo (autoproduzione) o molto basso.
Il confronto di costo di investimento con caldaie a legna o pellets di produzione industriale in serie
è difficile, in quanto i produttori di generatori di calore per residui agricoli sono per lo più piccoli
manifatturieri locali. Le tecnologie utilizzate in tali caldaie sono tipicamente elementari (griglia
fissa) senza controllo automatico della combustione. Per una caldaia della potenzialità di 34 kW,
tipica taglia a servizio di un’abitazione monofamiliare di 130-200 m2, la spesa si aggira intorno ai
4000-5000 €, incluso il sistema di caricamento automatico e il serbatoio di accumulo del
combustibile (normalmente ad imbuto). Il fattore di scala per macchine di taglie più consistenti fa si
che i costi si riducano proporzionalmente, per esempio intorno ai 12000-15000 € per una caldaia da
100kW.
La manutenzione di questi generatori deve essere costante e accurata, ma si limita normalmente ad
una pulizia periodica da un minino di 1 volta al mese, fino ad 1 volta a settimana in funzione del
combustibile.
L’operazione di caricamento del combustibile, a meno che non si tratti di materiali piccoli e
omogenei, assimilati al pellets, deve essere costante da un massimo di 2/3 volte al giorno ad un
minimo di una volta ogni 2/3 giorni, in funzione del tipo di combustibile e della dimensione
dell’accumulo ad imbuto (generalmente a fianco della caldaia). Opzioni quali l’accumulo stagionale
a caricamento automatico (alcuni metri cubi di volume occupato), sono possibili solo con
determinate biomasse (gusci di nocciole o simili).
4.7
Valutazione dei risparmi energetici ed economici
I parametri fondamentali con cui si può caratterizzare il risparmio energetico ed economico
derivante dall’utilizzo di caldaie alimentate a biomasse di origine agricola, risultano essere:
• Potere calorifico inferiore [kWh/kg]
• Costo della biomassa al kg
Mentre il potere calorifico inferiore si può ricavare in base alla composizione della biomassa stessa,
i costi sono invece caratterizzati da diversi fattori come le risorse locali, la stagionalità, la facilità di
stoccaggio e di distribuzione.
Il mercato delle biomasse è esclusivamente definibile a livello locale. Risulta infatti poco
conveniente, non solo sotto il profilo ambientale, ma anche sotto quello economico il trasporto delle
biomasse stesse al di fuori di determinate distanze. Per questo motivo il prezzo è innanzitutto frutto
delle quantità disponibili a livello locale. Risulta infatti chiaro che in zone dove un determinato tipo
di biomassa è largamente disponibile il prezzo sarà necessariamente contenuto, mentre ove risulti di
difficile reperimento raggiungerà costi proibitivi e quindi assolutamente poco convenienti.
Anche nel caso in cui l’approvvigionamento diretto risulti economicamente valido, è indispensabile
che ci si garantisca l’approvvigionamento delle biomasse a prezzi costanti, anche al variare delle
stagioni. Trattandosi infatti spesso scarti di lavorazioni e di coltivazioni, difficilmente saranno
sempre disponibili le stesse quantità di biomasse sul mercato. Questo comporta un oscillazione del
prezzo di mercato stagionale, in funzione delle disponibilità momentanee. Per questo risulta di
notevole importanza dotarsi di contratti di fornitura che mettano al riparo da brusche variazioni
economiche.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 21
In seconda istanza il prezzo di una singola risorsa varia a seconda della facilità della stessa ad essere
stoccata e distribuita. Anche in questo caso la variabilità del prezzo dipende sensibilmente dai
metodi di coltivazione, ma soprattutto da quelli di raccolta. Anche in questo caso non sarà quindi
possibile dare un valore di costo unitario in quanto varierà a seconda del tipo di coltivazione.
Risulta quindi chiaro che non è possibile definire univocamente il prezzo e quindi il risparmio
energetico ed economico derivato dall’utilizzo delle biomasse in sostituzione dei tradizionali
combustibili fossili. Nella tabella che segue sono quindi indicati i prezzi di acquisto delle varie
biomasse che pareggiano il costo del metano, a parità di servizio reso. Acquistare biomasse con un
prezzo al di sotto di questa cifra risulterà conveniente, in caso contrario no.
Combustibili
Sansa di olive
Potatura vite
Mais tutoli
Gusci di nocciole
Mais granella
Paglia di grano
Mais stocchi
Lolla di riso
Noccioli di pesco
Paglia di girasole
Paglia di riso
Grano
Potere Calorifico Inferiore
kcal/(h*kg)
4.925
4.298
4.806
4.769
4.397
4.180
4.044
4.019
3.920
3.892
3.769
3.765
kWh/kg
5,73
5,00
5,59
5,55
5,11
4,86
4,70
4,67
4,56
4,53
4,38
4,38
Prezzo
equilibrio
al kg
Metano
Prezzo
equilibrio
al kg
Gasolio
€/kg
0,40
0,35
0,39
0,39
0,36
0,34
0,33
0,33
0,32
0,32
0,31
0,31
€/kg
0,53
0,46
0,52
0,51
0,47
0,45
0,43
0,43
0,42
0,42
0,41
0,40
Tabella 16 – Prezzi di equilibrio biomasse/combustibili fossili (Fonte: AGENGRANDA)
4.8
Procedure autorizzative ed amministrative necessarie
Come accennato in premessa, i residui dei processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti
agricoli sono oggettivamente delle biomasse, ma il loro utilizzo fu in passato condizionato dal fatto
che gli stessi venivano (e vengono) classificati come “rifiuti non pericolosi” dalla normativa
attualmente in vigore (D.L: n. 22 del 05/02/1997 e D.M. 05/02/1998, all.2, sub.all. 1). In quanto tali,
risultano sottoposti ad una serie di procedure autorizzative e di requisiti impiantistici (sia pure
“semplificati”) per poter essere utilizzati al fine di produrre energia.
Con il DPCM 08/03/2002 si è tentato di fare chiarezza su come debbano essere classificati gli scarti
generati dai processi di coltivazione e lavorazione dei prodotti agricoli, stabilendo che, oltre al
legno vergine, vengano annoverate fra le biomasse anche:
‚ Materiale vegetale prodotto da coltivazioni dedicate
‚ Materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico di coltivazioni
agricole non dedicate
‚ Materiale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzione forestale e da potatura
‚ Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di legno vergine e
costituito da cortecce, segatura, trucioli, chips, refili e tondelli di legno vergine, granulati e
cascami di sughero vergine, tondelli, non contaminati da inquinanti, aventi le caratteristiche
previste per la commercializzazione e l’impiego.
‚ Materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di prodotti agricoli,
avente le caratteristiche previste per la commercializzazione e l’impiego
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 22
Sembrerebbero quindi da considerare biomasse: paglie, pule, sanse, stocchi, vinacce,noccioli ecc.,
che tuttavia rimangono classificati come rifiuti non pericolosi sottoposti a procedura semplificata.
Essendo però il DPCM 08/03/2002 successivo al D.M. 05/02/1998, le biomasse di questo tipo
possono essere considerate come combustibile a tutti gli effetti, fatto salvo che non contengano
alcun elemento estraneo al materiale di origine (non sono ammessi collanti o altri additivi).
Per gli impianti con potenza al focolare inferiori ai 35 kW non si richiedono procedure
autorizzative, mentre per potenze al focolare superiori ai 35 kW è necessario richiedere il parere
all’ISPESL per quanto riguarda la sicurezza dell’impianto di riscaldamento ed osservare le
prescrizioni dei VV.F: per quanto riguarda le caratteristiche costruttive del locale centrale termica.
Per potenze al focolare superiori ai 116 kW è necessario richiedere oltre al parere dell’ISPESL
anche quello dei VV.F. Vale anche l’applicazione del DPR 412/93 per quanto riguarda la figura del
responsabile della gestione di tali impianti e per la compilazione dei libretti di centrale e di
impianto.Per quanto la Legge 46/90 la Ditta che realizzerà tali impianti deve rilasciare idonea
“Dichiarazione di Conformità”completa di tutti gli allegati.
Nel caso di centrali di teleriscaldamento è necessario richiedere , oltre ai documenti sopraindicati, la
concessione edilizia per la costruzione della nuova centrale termica e di occupazione di suolo
pubblico per la posa della rete di teleriscaldamento.
Nel caso di cogenerazione e quindi di produzione anche di energia elettrica si dovrà chiedere
autorizzazione di allaccio al gestore della rete elettrica e nel caso di una caldaia di soccorso a gas
naturale richiedere l’allaccio del nuovo punto di consegna (contatore).
Per quanto riguarda le emissioni in atmosfera (polveri totali-COT-CO-NO2-SO2) i valore limite
sono indicati nell’allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02.
Il DPCM 8 marzo 2002 prevede dei limiti delle emissioni prodotte dagli impianti di conversione
energetica alimentati a biomasse, tali limiti presuppongono che maggiore sia la taglia dell’impianto
e migliore debbano essere le sue performance in quanto sono maggiori le applicazioni tecnologiche.
Tabella 17 – fonte:allegato 3 del D.P.C.M. 08/03/02
4.9
Normative tecniche di riferimento
Biocombustibili Solidi
- ASTM D5373 Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and
Nitrogen in Laboratory Samples of Coal and Coke
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 23
- ASTM D6349 Standard Test Method for Determination of Major and Minor Elements in Coal,
Coke, and Solid Residues from Combustion of Coal and Coke by Inductively Coupled PlasmaAtomic Emission Spectrometry
- ASTM D6357 Test Methods for Determination of Trace Elements in Coal, Coke, & Combustion
Residues from Coal Utilization Processes by Inductively Coupled Plasma Atomic Emission,
Inductively Coupled Plasma Mass, & Graphite Furnace Atomic Absorption Spectrometries
- DIN 52182 Testing of wood. Determination of density
- ISO 567 Coke. Determination of bulk density in a small container
- ONORM M 7135 Compressed wood and compressed bark in natural state. Pellets and briquettes.
Requirements and test specifications
- SS 187174 Biofuels and peat – Determination of size distribution
- UNI 7584 Analisi dei combustibili minerali solidi e derivati. Determinazione dello zolfo totale.
Metodo Eschka
- UNI 9017 Legno da ardere. Determinazione delle caratteristiche energetiche.
- UNI 9903-10 Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF). Determinazione delle
varie forme di cloro esistenti nel combustibile.
- UNI 9903-3 Combustibili solidi non minerali ricavati da rifiuti (RDF). Indicazioni di base per il
campionamento sistematico dei combustibili
Biocombustibili liquidi (limitatamente agli oli vegetali)
- ASTM D3231 Standard Test Method for Phosphorus in Gasoline
- ASTM D5453-00e1 Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light
- Hydrocarbons, Motor Fuels and Oils by Ultraviolet Fluorescence
- DIN 51900-3 Testing of Solid and Liquid Fuels; Determination of the Gross Calorific Value by
the Bomb Calorimeter and Calculation of the Net Calorific Value; Method Using Adiabatic Jacket
- ISO 6886 Animal and vegetable fats and oils. Determination of oxidation stability (Accelerated
oxidation test)
- UNI EN 22719 Prodotti petroliferi e lubrificanti. Determinazione del punto di infiammabilità.
Metodo Pensky-Martens in vaso chiuso.
- UNI EN ISO 10370 Prodotti petroliferi. Determinazione del carbonio residuo. Metodo micro.
- UNI EN ISO 12175 Petrolio grezzo e prodotti petroliferi - Determinazione della massa volumica Metodo del tubo ad U oscillante
- UNI EN ISO 12937 Prodotti petroliferi - Determinazione del contenuto di acqua - Metodo Karl
Fischer mediante titolazione coulometrica
- UNI EN ISO 3104 Prodotti petroliferi - Liquidi trasparenti ed opachi - Determinazione della
viscosità cinematica e calcolo della viscosità dinamica
- UNI EN ISO 3675 Petrolio greggio e prodotti petroliferi liquidi - Determinazione in laboratorio
della massa volumica - Metodo con idrometro
- UNI EN ISO 3961 Oli e grassi animali e vegetali - Determinazione del numero di iodio
- UNI EN ISO 6245 Prodotti petroliferi. Determinazione delle ceneri
- UNI EN ISO 660 - Oli e grassi animali e vegetali - Determinazione del numero di acidita'
- D.L. 7 gennaio 1995, n.3 (Gazz. Uff. n.5 del 7/1/95): “Disposizioni in materia di riutilizzo dei
residui derivanti da cicli di produzione o di consumo in un processo produttivo o in un processo di
combustione...”.
- Decreto Min. Ambiente 16 gennaio 1995 (supplemento Gazz. Uff. n.24 del 30/1/95):“Norme
tecniche per il riutilizzo in un ciclo di combustione per la produzione di energia dai residui
derivanti da cicli di produzione o di consumo”. Specifiche che descrivono quali tipi di
sottoprodotti legnosi possono essere bruciati nelle diverse tipologie d’impianti.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 24
- Decreto Legislativo 5 febbraio 1997, n. 22 (supplemento Gazz. Uff. n.38 del 15/2/97):“Attuazione
delle direttive 91/156/CEE sui rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e94/62/CE sugli
imballaggi e sui rifiuti di imballaggio”.
Per il riutilizzo dei sottoprodotti della lavorazione del legno e del verde pubblico come combustibile
e per lo smaltimento delle ceneri. I sottoprodotti derivanti dal taglio del legno vergine non sono
considerati fra i residui e possono quindi essere bruciati senza vincoli. Per le ceneri non è prevista la
riutilizzazione come concime o per compostaggio. Unica possibilità usarle per fare mattoni o
smaltirle in discarica inertizzate.
- L.R. n. 59 del 13 aprile 1995 e D.G.R. attuativa n.63-8317 del 29 aprile 1996 - (B.U.R.n.22 del
29/5/96): “Disposizioni per la raccolta ed il conferimento delle frazioni organiche, la produzione
del compost ed il trattamento della frazione verde”.
- Dpcm 8 marzo 2002 (caratteristiche dei combustibili inquinanti – requisiti tecnici degli impianti)
Norme CTI-UNI ed EN di riferimento per l’utilizzazione del legno come combustibile
(Vedi Cap. 5.1.9.)
4.10
Contributi, finanziamenti ed agevolazioni nazionali (integrazione al Cap. 3.7)
Relativamente alla produzione di energia elettrica a livello nazionale il riferimento per la
concessione di sussidi alla produzione di energetica è costituito, anche per le biomasse, dai
certificati verdi.
Non essendo ancora attivo il meccanismo dei certificati bianchi o titoli di efficienza energetica,
definito nel Decreto sul risparmio energetico del 24/4/2001, la semplice produzione di calore da
biomasse non beneficia ancora di nessun sussidio. Quando questo meccanismo sarà in funzione,
anche per la produzione di energia termica saranno riconosciuti finanziamenti in base alla
produzione energetica dell’impianto.
Anche gli impianti domestici alimentati a biomasse, è valida la detrazione ai fini IRPEF del 36%.
Possono usufruire della detrazione tutti coloro che pagano l’imposta sul reddito delle persone
fisiche (IRPEF), che sono possessori di una o più abitazioni. Per ottenere lo sgravio fiscale è
necessario inviare tramite raccomandata postale la comunicazione per la detrazione del 36 % ai fini
IRPEF, reperibile in qualsiasi cartoleria, al centro operativo nazionale di Pescara. Tale
comunicazione va inviata prima dell’inizio dei lavori.
La detrazione verrà poi effettuata direttamente sulla dichiarazione dei redditi, ripartendo in dieci
quote annuali di pari importo, a partire dalla dichiarazione dei redditi relativa al periodo d’imposta
dovuta dal contribuente per quell’anno. Va comunque chiarito che non sarà possibile andare a
credito di imposta.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 25
5. BIOGAS
5.1
Tipologie
Il biogas è una miscela di gas costituita principalmente da metano (in misura variabile tra il 5080%) e anidride carbonica (25-40%), oltre a varie impurità quali idrogeno solforato e altri gas
(0,01%), prodotta dalla decomposizione, in assenza di ossigeno (fermentazione anaerobica) di
materiale organico di varia natura. Il biogas, così prodotto, è caratterizzato da un elevato potere
calorifico che lo rende idoneo ad essere sfruttato come fonte di energia, attraverso la combustione
diretta con produzione di energia termica o combustione in cogeneratori per la produzione
combinata di calore ed energia elettrica, utilizzabile direttamente in azienda o cedibile alla rete
elettrica (Figura 5.1).
REFLUI ZOOTECNICI
EMISSIONI
COMBUSTIONE
ENERGIA
TERMICA
RESIDUI AGRICOLI
RESIDUI
AGROINDUSTRIALI
RISCALDAMENTO
PERDITE DI
PROCESSO
DIGESTIONE
ANAEROBICA
BIOGAS
ENERGIA
ELETTRICA
RETE
FRAZIONE ORGANICA
RIFIUTI SOLIDI URBANI
REFLUI URBANI
FANGHI
(impianti depurazione acque)
ESTRAZIONE
IDROGENO
Figura 2 –– La filiera del biogas
Tra le materie prime utilizzate per la produzione di biogas troviamo principalmente i reflui
zootecnici (residui dell’allevamento e delle lavorazioni animali, sterco e liquami animali), i fanghi
di depurazione, la frazione organica dei rifiuti urbani e i residui delle attività agro-industriali.
In particolare, le applicazioni di maggior interesse sono quelle legate al settore agricolo e allo
smaltimento dei reflui zootecnici.
• Reflui zootecnici: la gestione dei reflui provenienti dalle attività agro-zootecniche ed agroalimentari costituisce una problematica complessa, soprattutto nelle aree a più forte
concentrazione di insediamenti produttivi (aziende agricole e allevamenti). L’utilizzazione dei
reflui tal quale, come fertilizzante, attraverso lo spandimento agronomico dei reflui
(integrazione di sostanza organica per i terreni) è attualmente (dove possibile e compatibilmente
con le caratteristiche dei terreni) la pratica più semplice e più utilizzata. L’avanzata della
digestione anaerobica come tecnologia di abbattimento del carico inquinante dei reflui
zootecnici con contemporanea produzione di energia sotto forma di biogas ha aperto nuove ed
interessanti prospettive per tutto il settore agro-zootecnico.
•
Frazione organica dei rifiuti urbani conferiti in discariche controllate: il biogas può essere
ottenuto anche dalle discariche dei rifiuti urbani, dove avviene la decomposizione della sostanza
organica contenuta nei rifiuti. Per evitare dispersioni nel sottosuolo e nell’aria (con relativo
rischio di esplosioni), diffusione di odori molesti e danni alla vegetazione, il biogas viene
raccolto mediante un’apposita rete di captazione. Il sistema di estrazione è costituito da una
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 26
serie di pozzi verticali, dai quali si dipartono a raggiera delle tubazioni fessurate, disposte
orizzontalmente in modo da raggiungere tutto il corpo della discarica; la pressione, alla quale
sono sottoposti i gas all’interno del corpo della discarica, ne permette la raccolta e
l’asportazione. Il sistema di aspirazione del biogas può essere di tipo naturale o forzato. Il
biogas così raccolto può essere convogliato in apposite torce e bruciato o tramite un collettore
principale ad una centrale a gas per la produzione di energia elettrica e teleriscaldamento
(Figura 5.2). L’estrazione del biogas consente di creare, inoltre, un leggero grado di depressione
che favorisce la permeazione dell’aria sulla superficie della discarica e quindi la sua
“ossigenazione”, rendendo in questo modo lo strato più esterno particolarmente fertile.
Relativamente a tale pratica, è doveroso sottolineare come, con l’entrata in vigore del Decreto
Ronchi (D.Lgs. 22 del 05/02/1997), il conferimento in discarica dei rifiuti sia destinato a finire.
Tuttavia la potenzialità di sfruttamento legata all’estrazione di biogas dalle discariche ancora
esistenti permane elevata.
Figura 3 – Sistema di recupero biogas in una discarica di rifiuti urbani (Fonte: www.poweron.ch, 2005).
•
Acque reflue urbane e fanghi prodotti negli impianti di depurazione delle acque: nella fase di
digestione anaerobica dei fanghi prodotti negli impianti di depurazione delle acque reflue viene
prodotto biogas, formato per il 60 - 75% da metano, da anidride carbonica (25 - 40%) e da
piccoli quantitativi di azoto, idrogeno ed idrogeno solforato. Il processo di digestione anaerobica
viene adottato in genere per impianti di depurazione che servono oltre 30.000 ae (abitanti
equivalenti). Il biogas nell’impianto di depurazione viene utilizzato per produrre energia per il
riscaldamento del digestore e del fango in ingresso o per l’alimentazione dei motori al servizio
dei compressori per l’aerazione.
•
Scarti di lavorazioni dell’industria agro-alimentare: diversi impianti sono stati realizzati anche
nel settore dell’agro-industria, in particolare in distillerie, zuccherifici, stabilimenti per la
produzione di succhi di frutta e prodotti dolciari. Scarti del settore agro-alimentare (sanse
esauste, vinacce, gusci di noci, nocciole, mandorle, bucce di pomodoro, agrumi, lolla di riso,
siero di latte, patate, cipolle) vengono molto spesso utilizzati in impianti per la produzione di
biogas che operano in codigestione, dove vengono trattati insieme ai liquami zootecnici, scarti
della ristorazione e colture energetiche (mais, barbabietola da foraggio, patate, ecc.).
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 27
5.2
Principali Tecnologie
La digestione anaerobica è un processo biologico attraverso il quale la sostanza organica, in
condizioni anaerobiche, cioè in assenza di ossigeno, viene trasformata in biogas, una miscela
gassosa costituita prevalentemente da metano (da un minimo del 50% ad un massimo dell’80%
circa) e da biossido di carbonio (25 - 40%) oltre che da altri componenti minori (H2S, CO, H2,
vapore acqueo). La variabilità della percentuale in metano all’interno del biogas dipende
principalmente dalla tipologia di sostanza organica digerita e dalle condizioni di processo
(temperatura in primis).
Attraverso la digestione anaerobica avviene la trasformazione di buona parte dei composti organici
putrescibili presenti, lasciando una matrice organica più lentamente biodegradabile, ma con livelli
di azoto e fosforo pressoché inalterati. I sottoprodotti di tale processo biochimico sono ottimi
fertilizzanti poiché parte dell'azoto che avrebbe potuto andare perduto sotto forma di ammoniaca è
ora in una forma fissata e quindi direttamente utilizzabile dalle piante. Al termine del processo di
fermentazione si conservano integri i principali elementi nutritivi (azoto, fosforo, potassio), già
presenti nella materia prima, favorendo così la mineralizzazione dell’azoto organico.
La popolazione microbica responsabile del processo di fermentazione è costituita da diversi tipi di
batteri, sia anaerobi obbligati che facoltativi, attraverso i quali avviene la trasformazione della
sostanza organica in composti intermedi, principalmente acido acetico, anidride carbonica e
idrogeno, utilizzabili dai microrganismi metanigeni che concludono il processo producendo metano.
Le tecniche di digestione anaerobica si possono suddividere in due gruppi principali:
• a secco: quando il substrato avviato a digestione ha un contenuto di sostanza secca superiore al
20%;
• a umido: quando il substrato ha un contenuto di sostanza secca inferiore al 10% (tecnica
solitamente utilizzata per i liquami zootecnici).
L’intero processo si articola in tre fasi (Figura 5.2):
• idrolisi e acidogenesi. I batteri idrolitici e fermentatori acidogeni sono preposti all’attacco delle
sostanze complesse (macromolecole), per demolirle in sostanze più semplici (oligomeri e
monomeri);
• acetogenesi. Gli acidi grassi, nonché tutti gli altri prodotti formatisi nel precedente stadio,
vengono convertiti negli unici tre composti metabolizzabili direttamente dai batteri metanigeni
stretti: acido acetico (acetato), idrogeno e biossido di carbonio;
• metanogenesi. In questa fase si ha la formazione di metano ad opera dei batteri metanigeni, a
partire da acido acetico (acetoclastici) oppure da idrogeno e anidride carbonica (idrogenotrofi).
Il processo di digestione così descritto può avvenire in unico stadio, quando le fasi di idrolisi,
fermentazione acida e metanigena avvengono contemporaneamente in unico reattore; in alternativa
si può avere un processo bistadio, ovvero si ha un prima fase nella quale il substrato organico viene
idrolizzato e contemporaneamente avviene la fase acida, mentre la fase metanigena avviene in un
momento successivo. Processi bistadio si ritrovano ad esempio in impianti per il trattamento di
reflui industriali ad elevata concentrazione di sostanza organica (soprattutto distillerie, industrie
conserviere ed alimentari in genere).
Nella tecnica impiantistica dei digestori per fanghi (impianti di depurazione delle acque), invece, si
realizzano digestori a due stadi, ma con funzioni molto diverse. Nel primo stadio, ben miscelato,
grazie anche a insufflazione di biogas ricircolato nella massa in digestione, avvengono le reazioni
biologiche (dalla idrolisi alla metanogenesi), con intenso sviluppo di biogas. Il secondo stadio, non
miscelato, serve invece a migliorare la separazione tra le tre fasi: il gas si libera verso l’alto, la fase
fangosa più densa si raccoglie sul fondo dal quale viene estratta e, in parte, ricircolata nel primo
stadio dove funge da inoculo, mentre la fase liquida, più povera di solidi sospesi, viene estratta
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 28
periodicamente in modo da aumentare il tempo di ritenzione dei solidi rispetto al tempo di
ritenzione idraulica e migliorare la digestione dei fanghi.
SOSTANZA ORGANICA
(carboidrati, proteine, lipidi)
100%
BATTERI IDROLITICI E FERMENTATIVI
20%
Acidi grassi
Alcoli, ecc..
75%
5%
BATTERI ACETOGENICI
ACETATO
23%
52%
H2+CO 2
BATTERI OMOACETOGENICI
Batteri metanigeni
acetoclastici
72%
CH4+CO2
Batteri metanigeni
idrogenotrofi
28%
CH4+H2O
Figura 4 – Schema del processo biologico di digestione anaerobica (Fonte: CRPA, Biogas e cogenerazione
nell’allevamento suino. Manuale pratico – ENEL Spa, 1996).
Il biogas generato nella fase di metanogenesi rappresenta il principale sottoprodotto del processo di
digestione.
Il processo può avvenire in diverse condizioni di temperatura, in quanto a temperature di 30 - 40 °C
possono svilupparsi batteri metanigeni mesofili, mentre a temperature superiori (50-60 °C) si creano
le condizioni ottimali per organismi termofili e a temperature tipiche ambientali (10 – 25 °C)
operano, ma con cinetiche assai più lente, batteri definiti psicrofili. Naturalmente la scelta delle
diverse condizioni di temperatura implica tempi di processo differenti: si passa dai 14 - 16 giorni in
termofilia ai 30 giorni in mesofilia fino a oltre 30 giorni (con punte massime di 90) in condizioni di
psicrofilia.
L’anaerobiosi in condizioni di mesofilia è ritenuta il migliore compromesso tra il rendimento e
velocità del processo, che aumentano con l’aumentare della temperatura, ed il consumo energetico
necessario per mantenere un adeguato riscaldamento del liquame, che, invece, cresce con la
temperatura.
Oltre a garantire determinate condizioni di temperatura, occorre mantenere durante il processo di
digestione valori di pH intorno a 7-7,5
Il biogas così prodotto viene trattato, accumulato e può essere utilizzato come combustibile per
alimentare caldaie a gas accoppiate a turbine per la produzione di energia elettrica o in centrali a
ciclo combinato o motori a combustione interna.
Il biogas derivante dal processo di digestione anaerobica può essere utilizzato attraverso:
• produzione diretta di acqua calda tramite caldaia
• produzione combinata di calore ed energia elettrica.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 29
5.3
•
•
•
•
•
•
5.3.1 Punti di forza
Produzione di energia attraverso una fonte rinnovabile presente a livello locale. La produzione
di energia elettrica offre un’interessante opportunità di reddito per le aziende (autoconsumo di
parte dell’energia prodotta e vendita al GRTN della restante parte con eventuale emissione di
Certificati Verdi). L’utilizzo di biogas per la produzione di calore è generalmente destinata
all’autoconsumo (sia nelle aziende agricole, sia negli impianti di depurazione) e comporta
quindi un significativo risparmio negli approvvigionamenti energetici, oltre alla valorizzazione
come risorsa di uno scarto che andrebbe comunque smaltito.
Nuove attività imprenditoriali: le aziende agricole possono divenire anche aziende energetiche.
Relativamente al settore zootecnico, è possibile, attraverso la digestione anaerobica, controllare
le emissioni maleodoranti e stabilizzare le biomasse prima del loro utilizzo agronomico,
apportando quindi benefici ambientali.
Per quanto riguarda gli impianti di depurazione, l’autoproduzione elettrica concorre ad
economizzare il trattamento dei reflui.
5.3.2 Aspetti critici
Difficoltà tecniche negli impianti: la presenza nel materiale organico di partenza di composti
contenenti zolfo, azoto e cloro fa si che nel biogas prodotto vi siano tracce di idrogeno solforato,
ammoniaca e acido cloridrico che associati all’anidride carbonica rendano il biogas
particolarmente corrosivo rispetto ai metalli che quindi arrugginiscono rapidamente.
Necessità di smaltire comunque i fanghi residui del processo.
5.4
•
•
•
Punti di forza e aspetti critici
Aspetti ambientali
Riduzione dell’impatto ambientale delle attività del settore agro-zootecnico: attraverso la
digestione anaerobica e la captazione del biogas si evita che il gas metano che si sviluppa
naturalmente nelle vasche di stoccaggio dei reflui passi direttamente all’atmosfera contribuendo
all’effetto serra.
Riduzione degli scarichi (nel caso dei reflui zootecnici) di sostanza organica nelle acque e nei
suoli, prevenzione quindi di fenomeni di inquinamento delle falde sotterranee e delle acque
superficiali.
Recupero delle emissioni da biogas da discariche, riducendo quindi l’emissione di gas ad effetto
serra.
5.5
Parametri di dimensionamento: esempi impianti realizzati
Con la fermentazione, da una tonnellata di biomassa si ottengono da 70 a 150 m3 di biogas, a
seconda del materiale di partenza, con cui un impianto di cogenerazione può produrre circa 190
kWh di elettricità. Per i liquami degli allevamenti si ottengono in media 0,10 m3 di biogas al giorno
per suino e 0,75 m3 di biogas al giorno per vacca.
Il potere calorifico del biogas è mediamente di circa 23.000 kJ m-3 (circa 5.500 kcal m-3) che, se
confrontato con quello del metano (36.000 kJ m-3, pari a circa 8.500 kcal m-3), ne giustifica le
interessanti possibilità di utilizzo energetico.
La situazione italiana nel 2005 (fonte ITABIA Rapporto 2003) vedeva realizzati 67 digestori
anaerobici aziendali per liquami zootecnici, di cui 55 alimentati solo o prevalentemente da liquame
suino e 12 alimentati solo o prevalentemente da liquame bovino.
Oltre a questi, nello stesso anno, erano operativi 5 impianti a biogas su liquami zootecnici di tipo
centralizzato, tutti con cogenerazione di energia termica ed elettrica, di cui si riportano in tabella
CSTR: reattore completamente miscelato
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 30
CSTR 2: reattore completamente miscelato a doppio stadio (secondo stadio non miscelato e non riscaldato)
FORSU: frazioni organiche dei rifiuti urbani derivanti da raccolte differenziate
Tabella 18alcuni
parametri tecnici.
La quasi totalità degli impianti è localizzata nelle Regioni del Nord (39 in Lombardia, 7 in EmiliaRomagna, 12 in Trentino-Alto Adige).
ubicazione
Tipo
reattore
Temperatura
(°C)
Carico
(m3/giorno)
Tempo di
ritenzione
idraulica
(giorni)
Marsciano
(PG)
CSTR 2
30-40
800
18
14.200
Bettona (PG)
CSTR 2
30-40
700
13,5
9.500
Spilamberto
(MO)
CSTR 2
30-40
600
20
12.000
Visano (BS)
CSTR
30-40
570
21
12.000
Liquame suino e
bovino
5.000
Fanghi
agroindustriali +
FORSU + liquame
bovino
Lozzo
Atesino (PD)
CSTR
30-40
500
10
Volume
reattore
(m3)
Alimentazione
Liquame suino +
reflui agroindustriali
Liquame suino e
bovino + reflui
agroindustriali
Liquame suino e
bovino + fanghi
civili
CSTR: reattore completamente miscelato
CSTR 2: reattore completamente miscelato a doppio stadio (secondo stadio non miscelato e non riscaldato)
FORSU: frazioni organiche dei rifiuti urbani derivanti da raccolte differenziate
Tabella 18: Caratteristiche dei cinque impianti a reflui zootecnici centralizzati operanti in Italia nel 1999 (fonte ITABIA “Le
biomasse per l’energia e l’ambiente – Rapporto 2003”)
A titolo di esempio più in dettaglio (“L’informatore agrario” 1/2004), in un allevamento di medie
dimensioni (ca. 330 scrofe e 3.200 suini in accrescimento) in provincia di Parma si sono prodotti
oltre 141.000 m3/anno di biogas. L’azienda è dotata di una vasca anaerobica coperta e di un
cogeneratore (50 MW di potenza) che ha prodotto oltre 203.000 kWh/anno. L’investimento per
l’impianto, realizzato in regime di CIP 6, ha un tempo di ritorno di 3,1 anni e procura all’azienda
ogni anno benefici economici pari a ca. € 30.000.
Per quanto riguarda gli allevamenti bovini (“La sentinella agricola” n. 3/2004), un’azienda con
1.500 capi in provincia di Cremona, produce annualmente 306.600 m3/anno di biogas, da cui si
ottengono 351.538 kWh/anno e 4.187.077 MJ/anno, grazie a due cogeneratori ad alto rendimento
con una potenza elettrica di 120 kW e una potenza termica di 240 kW (a servizio principalmente
della sala di mungitura). La scelta impiantistica ha permesso di utilizzare le vasche di raccolta reflui
preesistenti coperti da una cupola realizzata con tre membrane in tessuto di fibre poliesteri spalmato
con PVC. L’impianto permette di inviare al digestore i reflui bovini tal quali, compresa la paglia
della lettiera, consentendo così una maggior semplicità di gestione. I tempi di ritorno
dell’investimento sono quantificati in 5 - 6 anni.
Per quanto riguarda gli altri settori, (fonte GRTN, 2003), sono operativi 89 impianti per la
generazione di energia elettrica con il biogas captato dalle discariche per rifiuti urbani, per un totale
di circa 128 MW di potenza installata e una produzione di energia elettrica di circa 566 GWh per
anno. Una spinta alla realizzazione di questi impianti è venuta dal provvedimento Cip 6/92. Nel
settore agro industriale, le soluzioni più interessati per l’utilizzo del biogas riguardano distillerie,
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 31
zuccherifici, stabilimenti per la produzione di succhi di frutta e prodotti dolciari. Per quanto
riguarda gli impianti di depurazione dei reflui urbani, si registrano circa 120 digestori anaerobici.
5.6
Procedure autorizzative ed amministrative
Per la costruzione e l’esercizio di un impianto a biogas occorre considerare tutta una serie di
normative e di procedure autorizzative.
L’iter è differente per i due “tipi” di biogas, come definiti dal DPCM 08/03/2002; l’Allegato VI
distingue il biogas in rifiuto e “Gas combustibile proveniente dalla fermentazione anaerobica
metanogenica di sostanze organiche non costituite da rifiuti, in particolare non prodotto da
discariche, fanghi, liquami e altri rifiuti a matrice organica”.
5.6.1 Attività di smaltimento e recupero
Il citato DPCM 08/03/2002 autorizza l’utilizzo del biogas come combustibile sia negli impianti
industriali che civili, purché il contenuto di H2S sia inferiore allo 0,1% in volume.
Per gli impianti alimentati a gas combustibile proveniente dalla fermentazione di sostanze organiche
non costituite da rifiuti aventi potenza termica nominale complessiva inferiore ai 3 MW si applica
l’art. 2, c. 1, del D.P.R. 25 luglio 1991.
Il D.M. 8 marzo 2002 definisce i rifiuti non pericolosi per cui è possibile accedere alle procedure
semplificate di recupero (procedure amministrative agevolate, da presentare all’Amministrazione
Provinciale, ai sensi del D.lgs 5 febbraio 1997, n. 22). Gli impianti di produzione di energia elettrica
di potenza complessiva non superiore a 3 MW termici, ubicati all'interno di impianti di smaltimento
rifiuti, alimentati da gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas, sono
soggetti alle procedure semplificate.
Tali impianti sono, ai sensi e per gli effetti dell'art. 2, c. 1, del D.P.R. 203/1988, attività ad
inquinamento atmosferico poco significativo ed il loro esercizio non richiede autorizzazione. In
questi casi è sufficiente solo una comunicazione alla Provincia e al Sindaco del comune.
Se il recupero energetico del biogas da rifiuti non può avvenire con le procedure semplificate
occorre richiedere l’autorizzazione alle emissioni in atmosfera dalla provincia competente.
5.7
Emissioni in atmosfera
Il DPCM 08/03/02 regola le emissioni degli impianti alimentati a biogas combustibile in relazione
alla taglia e alla tipologia dell’impianto (motori a combustione interna, turbine a gas e altri tipologie
di impianti). I limiti di emissione si riferiscono al carbonio organico totale, al monossido di
carbonio, agli ossidi di azoto e ai composti inorganici del cloro. Il controllo delle emissioni deve
essere effettuato con cadenza annuale e in continuo (O2, T fumi, CO, NOx, vapor acqueo) per ogni
focolare di potenza superiore a 6 MW.
Il recupero energetico del biogas ottenuto da rifiuti è regolamentato dal DM 05/02/98, che impone
un contenuto minimo di metano pari al 30%, un potere calorifico inferiore minimo di
12.500 kJ/Nm3 e un contenuto di H2S non superiore al 1,5%. Il DM stabilisce inoltre i parametri
soggetti a controllo in continuo ed i limiti di emissione di polveri, CO, NOx, SO2, carbonio
organico totale (COT), HF, HCl, Cd + Tl + composti, Hg + composti.
Per quanto riguarda i reflui residui in uscita dal digestore, in un impianto per la produzione di
biogas, al termine del processo di digestione ed estrazione del biogas occorre fare riferimento alla
legge regionale (nel caso della Lombardia la 37/93, che consente l’utilizzo agronomico dei reflui
zootecnici e impone la presentazione del Piano Utilizzo Agronomico al comune interessato).
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 32
5.8
Normative tecniche di riferimento
La Norma UNI 10458 è l’unico riferimento tecnico relativo agli impianti di produzione di biogas:
uso, gestione e manutenzione degli impianti. La norma riporta i requisiti tecnici costruttivi e le
regole per l’offerta, l’ordinazione ed il collaudo degli impianti.
5.9
Bandi tipo
Il Programma Nazionale Biocombustibili PROBIO (deliberazione CIPE n. 27/2000), predisposto
dal Ministero delle Politiche Agricole e Forestali (in ottemperanza alla Legge n. 423 del 02/12/98),
interessa anche i biocombustibili gassosi. Il programma “è orientato verso l’attuazione di attività
dimostrative/divulgative con una forte caratterizzazione territoriale, in grado di stimolare sia le
Amministrazioni locali che gli imprenditori agricoli ed industriali verso un ulteriore sviluppo dei
biocombustibili”. L’obiettivo del programma PROBIO è quindi incentivare in particolare interventi
a carattere “innovativo” e “straordinario”, che permettano di acquisire un bagaglio di esperienze
replicabili.
In questo contesto la Regione Emilia-Romagna ha predisposto (luglio 2005), nell’ambito del
Programma regionale di sviluppo rurale, il contributo a 15 progetti per la realizzazione di impianti
per la produzione di biogas da reflui zootecnici e da materiali vegetali di origine agricola presso
allevamenti bovini, suini e avicunicoli. Il contributo pubblico è subordinato all’impegno di mettere
a disposizione per cinque anni gli impianti realizzati per studi e ricerche finalizzate a verificare la
resa del biogas e l’entità delle riduzioni di emissioni di gas serra ottenibili, a seconda delle
tecnologie applicate e dei differenti materiali organici utilizzati. Saranno oggetto di studio anche i
costi derivanti dai diversi impianti adottati, la misura dell’integrazione del reddito aziendale
attraverso la produzione di energia “verde” e i livelli di riduzione dei problemi ambientali legati alle
emissioni maleodoranti e allo smaltimento dei fanghi di risulta.
Interventi rivolti a sostenere in maniera diffusa la produzione energetica da biogas in ambito
agricolo sono stati promossi, ad esempio, dalla Regione Lombardia.
La Regione Lombardia, con la Deliberazione della Giunta Regionale n. 19861 del 16/12/2004
“Rideterminazione dei criteri riguardanti "Azioni incentivanti l'attuazione di programmi intesi a
produrre energia da fonti rinnovabili" approvati con D.G.R. n. 14019 del 8 Agosto 2003”, ha aperto
un bando di finanziamento a favore delle aziende agricole, recentemente rifinanziato con Decreto
della Direzione Generale Agricoltura n. 5 del 04/01/2005. Tutto ciò in attuazione delle Misure
promosse dalla Legge Regionale n. 7 del 07/02/2000.
L’obiettivo è sostenere le azioni intese a produrre energia da fonti rinnovabili e, nel contempo,
qualificare, potenziare e diversificare l’offerta energetica di derivazione agricola. A tal fine vengono
prioritariamente valorizzati gli interventi che, nel contesto di produzione e/o risparmio energetico
migliorino l’ambiente, l’igiene e il benessere degli animali. Fra gli altri interventi ammessi a
contributo, vi sono gli impianti di produzione energetica alimentati a biogas da reflui zootecnici,
aspetto di notevole rilevanza per la numerosa presenza di aziende zootecniche sul territorio
lombardo.
In conformità a quanto previsto dalla normativa europea, il finanziamento prevede una quota a
fondo perduto e una quota di contributo sul pagamento degli interessi sui contratti di mutuo
decennali.
Nell’ambito del Piano Energetico Ambientale Regionale (PEAR) adottato dalla Regione Marche nel
2005, è stato promosso il “Programma di promozione ed internazionalizzazione per i settori
artigianato e industria per l’anno 2005” che prevede, fra gli altri, interventi per “incentivare la
produzione di energia elettrica utilizzando le fonti rinnovabili quali l’acqua, le biomasse e il
biogas”. La misura prevede finanziamenti in conto capitale pari al 25% delle spese ammissibili per
interventi di realizzazione di nuovi impianti, per l’ampliamento di quelli esistenti o per il ripristino
di impianti dismessi, con potenza compresa tra 100 e 1000 kW.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 33
A livello provinciale merita attenzione il progetto Fo.R.Agri. (Fonti Rinnovabili in Agricoltura)
promosso dalla Provincia di Mantova in collaborazione con la Regione Lombardia. Scopo del
progetto è spingere le aziende agricole a essere sempre più aziende agro-energetiche, risparmiatrici
e produttrici di energia. La provincia ha messo a disposizione risorse economiche per lo sviluppo di
progetti di:
ƒ
Finanziamenti per la realizzazione di impianti di biogas ad avanzata tecnologia (“Poli
bioenergetici”)
ƒ
Finanziamenti per la realizzazione di prototipi di centraline di cogenerazione
ƒ
Finanziamenti per l’installazione di pannelli termici solari presso aziende agricole
ƒ
Finanziamenti per prove e ricerche nel campo della produzione e raccolta di biomasse
ƒ
Creazione di un coordinamento tra tutti gli operatori coinvolti nella filiera energetica
ƒ
Promozione di iniziative locali per favorire l’informazione e la formazione in merito alle
energie rinnovabili.
ƒ
Promozione di progetti formativi in collaborazione con istituti scolastici.
Il 2/11/05 è stato pubblicato il bando di finanziamento per la realizzazione di impianti per la
produzione di energia elettrica da biogas, a favore di PMI di produzione e trasformazione del settore
energetico, che abbiano stipulato un accordo almeno decennale con aziende zootecniche per la
fornitura di reflui zootecnici e/o biomasse vegetali.
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
pag. 34
Campagna di informazione, comunicazione ed educazione
a sostegno delle fonti rinnovabili, del risparmio e dell’uso efficiente dell'energia
Promossa dal
Ministero dello Sviluppo Economico
e dal
Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio
Attuata da
RENAEL (Rete Nazionale delle Agenzie Locali per l’Energia)
e da
APAT (Agenzia per la Protezione dell'Ambiente e per i servizi Tecnici)
Questo volume fa parte di una serie di quattro monografie sulle fonti energetiche rinnovabili realizzati
da RENAEL, comprendente:
Energia Solare
Energia Eolica
Energia da Biomasse
Energia Geotermica e Idroelettrica
La monografia sull’Energia da Biomasse è stata predisposta dalle Agenzie AGENBIELLA (Agenzia
per l’Energia della Provincia di Biella, capofila), Punti Energia Lombardi e AGENGRANDA (Agenzia
per l’Energia della Provincia di Cuneo) con la partecipazione e supervisione di A.P.E.V.V. (Agenzia
Provinciale per l’Energia del Vercellese e Valsesia, coordinatore generale fonti rinnovabili).
Si ringraziano
Luciano Barra e Simonetta Piezzo (Ministero Sviluppo Economico), Roberta Casapietra (ARE Liguria),
Mario Chiadò Rana (ENEA).
Vademecum fonti rinnovabili – Energia da biomassa
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