LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE

protos@protos-spa.it www.protos-spa.it abienergia@abilab.it www.abilab.it/energia Stampato sucarta riciclata, ecologica, certificata FSC ed Ecolabel giugno 2013 LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE LA BANCABILITÀ DEI PROGETTI giugno 2013

LINEE GUIDA SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA ALIMENTATI A BIOGAS E BIOMASSE LA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

AZIENDA CON SISTEMA DI GESTIONE QUALITÀ CERTIFICATO DA DNV - ISO 9001 -

SOMMARIO 1. PREMESSA....5 2. IL MERCATO...6 2.1 L attuale meccanismo incentivante....6 2.2 Tipologia di incentivi previsti dal D.M. 6 luglio 2012...7 2.3 Gli scenari di intervento....12 3. ASPETTI TECNICI...17 3.1 Biocombustibili solidi, liquidi, gassosi (biogas)....17 3.2 Tecnologie impiantistiche...20 3.2.1 Impianti di digestione anaerobica...22 3.2.2 Impianti di combustione di biomasse solide...24 3.2.3 Impianti di gassificazione di biomasse solide....26 3.2.4 Impianti ad olio vegetale...30 4. ASPETTI AUTORIZZATIVI....33 4.1 Normativa di riferimento...33 4.2 Autorizzazioni per la costruzione ed esercizio degli impianti...33 4.2.1 Autorizzazione Unica....36 4.2.2 Procedura Abilitativa Semplificata (PAS)...39 4.2.3 Comunicazione inizio lavori (attività edilizia libera)...41 4.3 Connessione alla rete elettrica...41 4.4 Prevenzione incendi...47 4.5 Qualifica IAFR...52 4.6 Adempimenti fiscali...53 5. ASPETTI ECONOMICI E FINANZIARI...56 5.1 Filiera di approvvigionamento del combustibile e riflessi sulla gestione dell impianto...57 5.2 Costi e tempi medi di realizzazione (CAPEX)...58 5.3 Costi di esercizio (OPEX)...62 5.4 Calcolo di producibilità e ricavi di esercizio...65 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 3

LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 4 5.5 Simulazione economica - Impianto Biogas 300 kwe...68 5.6 Simulazione economica - Impianto Biomassa 300 kwe....72 6 ASPETTI CONTRATTUALI...76 6.1 Contratto di realizzazione delle opere elettromeccaniche...76 6.2 Contratto di realizzazione opere civili...79 6.3 Contratto di manutenzione...79 6.4 Approvvigionamento Biomasse...81 6.5 Analisi dei rischi di progetto...82 6.5.1 Polizze in fase di realizzazione....85 6.5.2 Polizze in fase di gestione...85 BIBLIOGRAFIA...87 GLOSSARIO E DEFINIZIONI...89 FONTI ESTERNE DELLE FIGURE E DELLE TABELLE...91

1. PREMESSA La Commissione Europea ha messo in evidenza, a più riprese, l importanza del contributo offerto dalle biomasse per raggiungere gli obiettivi sul clima e sull energia al 2020 (20% di riduzione delle emissioni, 20% di aumento di efficienza energetica, 20% di rinnovabili negli usi finali di energia). Contestualmente, il Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili, emanato il 30 giugno 2010 ai sensi della Direttiva 2009/28/CE, assegna, per il raggiungimento dell obiettivo vincolante per l Italia (soddisfare con fonti rinnovabili il 17% dei consumi energetici lordi nazionali), un ruolo fondamentale alle biomasse. Queste dovranno fornire nel 2020 quasi la metà dell energia prodotta da fonti rinnovabili. Il significativo aumento del numero di impianti agricoli registratosi negli ultimi anni, grazie allo scenario di incentivazione, evidenzia un forte interesse legato ad una concreta opportunità per l incremento e la diversificazione del reddito aziendale. E non solo: la possibilità di sfruttamento e quindi di valorizzazione di sottoprodotti agricoli e forestali (reflui zootecnici, scarti dell agroindustria, residui della lavorazione boschiva), presenta come valore aggiunto incontestabili benefici agronomici ed ambientali. Importante appare la strutturazione di opportune filiere energetiche, che sappiano integrarsi nei rispettivi comparti produttivi in modo sostenibile, con tecnologie affidabili per la loro valorizzazione energetica dei prodotti. È quindi necessario conoscere gli aspetti salienti di tali filiere per promuovere la realizzazione di modelli organizzativi replicabili su piccola e media scala che comportino il pieno coinvolgimento delle imprese agricole e forestali locali e massimizzino i vantaggi ambientali e socio-economici. Questa Monografia, lungi dal voler affrontare in maniera troppo specialistica i molteplici aspetti della produzione di energia da biogas, biomasse e bioliquidi, vuole essere di ausilio per avvicinare argomenti destinati a divenire sempre più centrali negli anni a venire, con l obiettivo di fornire informazioni utili ai vari soggetti coinvolti in tali progetti, a diverso titolo (imprenditori, banche, istituti finanziari, investitori, progettisti, etc.). Il documento è frutto dell esperienza di Protos nel settore e delle banche che operano in tali mercati e che partecipano attivamente al tavolo di lavoro ABI - ABI Lab denominato Osservatorio Rinnovabili. Si desidera pertanto ringraziare tutti coloro che hanno messo a fattor comune le proprie competenze fornendo importanti spunti, feedback e contributi, rendendo la Guida la più completa e fruibile possibile per gli addetti ai lavori. LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 5

LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 6 2. IL MERCATO 2.1 L attuale meccanismo incentivante Il sistema di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici è attualmente disciplinato dal D.M. Sviluppo Economico 6 luglio 2012 Attuazione dell art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici (di seguito Decreto). Il Decreto si applica agli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di rifacimento che entrano in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012. Esso sostituisce la precedente regolamentazione del D.M. 18 dicembre 2008 Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell art. 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244. Il nuovo sistema di incentivazione, gestito dal GSE (Gestore dei Servizi Energetici), introduce dei contingenti annuali di potenza incentivabile, dal 2013 al 2015, divisi per tipologia di fonte e di impianto e ripartiti secondo la modalità di accesso agli incentivi (accesso diretto, Registri, Aste). Il costo indicativo cumulato annuo, definito all art. 2 del D.M. 6 luglio 2012, per tutte le tipologie di incentivo agli impianti a fonte rinnovabile, diversi dai fotovoltaici, non può superare complessivamente i 5,8 miliardi di euro. Questo significa che una volta raggiunta tale soglia non sarà più possibile incentivare tali impianti secondo le disposizioni del D.M. 6 luglio 2012. Tale costo rappresenta una stima dell onere annuo potenziale, già impegnato, degli incentivi riconosciuti a tali impianti in attuazione dei vari provvedimenti di incentivazione statali che si sono succeduti in questo settore. Lo strumento operativo che serve a visualizzare, sul sito internet del GSE (www.gse.it), il costo indicativo cumulato annuo degli incentivi è il Contatore degli oneri delle fonti rinnovabili. Il costo riportato nel contatore viene calcolato e pubblicato sul sito internet del GSE con cadenza mensile. Ogni mese il perimetro degli impianti ammessi agli incentivi e che concorrono al calcolo del contatore può cambiare, così come possono evolvere tutte le variabili che concorrono al calcolo. Alla data del 30/04/2013 il Contatore sul sito internet del GSE riportava un valore pari a circa 4,22 miliardi di euro. A tale valore contribuiscono, oltre agli impianti incentivati con il provvedimento CIP 6, con i Certificati Verdi (CV) o con le Tariffe Onnicomprensive (TO) ai sensi del D.M. 18/12/2008, anche gli impianti ammessi ai Registri in posizione utile o vincitori delle procedure d Asta ai sensi del

D.M. 6/7/2012 e gli impianti i cui Soggetti Responsabili hanno presentato richiesta di ammissione agli incentivi del D.M. 6/7/2012 a seguito dell entrata in esercizio. 2.2 Tipologia di incentivi previsti dal D.M. 6 luglio 2012 Gli incentivi sono gestiti dal GSE e sono riconosciuti sulla produzione di energia elettrica netta immessa in rete dall impianto. La produzione netta è definita come la Produzione lorda dell impianto diminuita dell energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari di centrale, delle perdite nei trasformatori principali e delle perdite di linea, tutti definiti su base convenzionale (per impianti di potenza inferiore ad 1 MW) in percentuale dell energia elettrica prodotta lorda (11% biogas, 17-19% biomasse), fino al punto di consegna dell energia alla rete elettrica. L eventuale differenza (positiva), dovuta al calcolo convenzionale con le percentuali sopra riportate, tra la quantità di energia elettrica effettivamente immessa in rete dall impianto e l energia incentivata, viene comunque ritirata dal GSE e remunerata al Prezzo Zonale. La durata degli incentivi è pari alla vita media utile convenzionale della specifica tipologia di impianto, pari a 20 anni per biomasse e biogas. Il Decreto prevede due distinti meccanismi incentivanti, in base a potenza, fonte rinnovabile e tipologia d impianto: a. tariffa incentivante onnicomprensiva (TO) per impianti fino a 1 MW, determinata dalla somma tra una tariffa incentivante base (il cui valore è individuato per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza) e l ammontare di eventuali premi (es. cogenerazione ad alto rendimento, teleriscaldamento, riduzione emissioni, etc.). L energia è ritirata dal GSE e la tariffa onnicomprensiva comprende sia il valore dell energia che quello dell incentivazione. b. incentivo (I) per gli impianti oltre 1 MW e per quelli di potenza fino a 1 MW che non optano per la tariffa omnicomprensiva, calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base (a cui vanno sommati eventuali premi a cui ha diritto l impianto) e il prezzo zonale orario dell energia (riferito alla zona in cui è immessa in rete l energia elettrica prodotta dall impianto). L energia prodotta dagli impianti che accedono all incentivo (I) resta nella disponibilità del produttore, che può decidere come valorizzarla. In altre parole, la Tariffa Incentivante Onnicomprensiva (TO) costituisce un unica fonte di ricavo. Il suo valore, infatti, include sia l incentivo sia la remunerazione dell energia immessa in rete. Finito il periodo di incentivazione, cessa la componente incentivante, ma rimane naturalmente la possibilità di remunerare l energia prodotta. Nel caso dell Incentivo (I), in aggiunta allo stesso, il produttore può contare su un ulteriore ricavo: la valorizzazione dell energia elettrica prodotta. LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 7

LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 8 I regimi incentivanti del D.M. 6 luglio 2012 sono alternativi ai meccanismi dello Scambio Sul Posto (SSP) e del Ritiro Dedicato (RID). Le modalità di accesso agli incentivi dipendono dalla potenza dell impianto e dalla tipologia di fonte rinnovabile e, nel caso delle biomasse, dal tipo di alimentazione, come segue: Accesso diretto, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza non superiore ad un determinato limite definito dall art.4 comma 3 del D.M. 6 luglio 2012, per ciascuna tipologia di fonte o per specifiche casistiche (es. 100 kw per biogas, 200 kw per biomasse da prodotti e sottoprodotti di origine biologica); Registri per interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza superiore a quella massima ammessa per l accesso diretto agli incentivi e non superiore al valore di soglia oltre il quale è prevista la partecipazione a procedure di Aste competitive al ribasso. L iscrizione ai Registri deve essere in posizione utile cioè tale da rientrare nei contingenti annui di potenza incentivabili definiti dall art.9 comma 4 del D.M. 6 luglio 2012; Registri per interventi di rifacimento, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza successiva all intervento è superiore a quella massima ammessa per l accesso diretto. Anche in questo caso, l iscrizione ai Registri deve essere in posizione utile cioè tale da rientrare nei contingenti annui di potenza incentivabili definiti dall art.17 comma 1 del D.M. 6 luglio 2012; Aste al ribasso, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza superiore a un determinato valore di soglia (10 MW per gli impianti idroelettrici, 20 MW per gli impianti geotermoelettrici e 5 MW per gli altri impianti a fonti rinnovabili). In caso di interventi di potenziamento, per determinare la modalità di accesso agli incentivi, la potenza da considerare corrisponde all incremento di potenza a seguito dell intervento. Per le biomasse e il biogas la determinazione della tariffa incentivante e la modalità di accesso all incentivo dipendono dal tipo di alimentazione, come definito all art. 8 comma 4 del Decreto: a. prodotti di origine biologica; b. sottoprodotti di origine biologica; c. rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente; d. rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c). Ai fini della determinazione della tariffa incentivante base dell impianto è necessario individuare la tipologia di alimentazione dell impianto facendo riferimento esclusivamente a quanto riportato nel titolo autorizzativo alla costruzione ed esercizio dello stesso.

Nei casi in cui il titolo autorizzativo non indichi in modo esplicito l obbligo all utilizzo di una sola tipologia ( Tipo a, Tipo b, Tipo c o Tipo d ) o, comunque, consenta un utilizzo di fonti ricadenti in più tipi, l individuazione della tariffa incentivante di riferimento è effettuata attribuendo all intera produzione la tariffa incentivante base di minor valore fra quelle riferibili alle tipologie autorizzate. Per i soli impianti a biomasse e biogas di potenza non superiore a 1 MW e nel solo caso in cui dall autorizzazione risulti che per l alimentazione vengono utilizzati sottoprodotti ricadenti nel Tipo b, congiuntamente a biomasse rientranti nel Tipo a, con una percentuale di queste ultime non superiore al 30% in peso, si attribuisce all intera produzione la tariffa incentivante base prevista per i sottoprodotti di Tipo b. Nella figura 1 sono riportate le modalità di accesso alle incentivazioni per biomasse e biogas. Figura 1 Modalità di accesso ai meccanismi incentivanti del D.M. 6 luglio 2012*. (Fonte: GSE, 2012) (*) Per impianti realizzati con procedure ad evidenza pubblica da Amministrazioni pubbliche le potenze massime per l accesso diretto sono raddoppiate. La vita utile degli impianti, la tariffa incentivante base e gli eventuali premi, per ciascuna fonte, tipologia di impianto e classe di potenza sono riportate nella corrispondente figura 1 contenuta nelle Procedure applicative del GSE sul D.M. 6 luglio 2012. LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 9

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 10 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI Figura 2 Tariffe incentivanti base previste per il 2013 e premi stabiliti dal D.M. 6 luglio 2012 (Fonte: GSE, 2012)

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 11 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 2.3 Gli scenari di intervento Il panorama di sviluppo nel 2013 di nuovi impianti di produzione di energia elettrica alimentati a biomasse e a biogas in Italia sarà in buona parte influenzato dai nuovi meccanismi di incentivazione (D.M. 6/7/2012). In particolare, avranno un ruolo importante le iscrizioni dei suddetti progetti nelle graduatorie dei Registri e delle Aste. Per l accesso ai meccanismi di incentivazione il Soggetto Responsabile dell impianto deve richiedere al GSE l iscrizione al Registro informatico relativo alla fonte e alla tipologia di appartenenza dell impianto oppure, in base alle caratteristiche dell impianto, deve partecipare a procedure pubbliche di Asta al ribasso per la definizione dei livelli di incentivazione. Il GSE pubblica il bando relativo alla procedura di iscrizione al Registro oppure di partecipazione alla procedura di Asta 30 giorni prima dell inizio del periodo per la presentazione delle relative domande. La durata del predetto periodo è di 60 giorni. 12 Il bando relativo alla prima procedura di iscrizione al Registro (riferita ai contingenti di potenza disponibili per il 2013) e di partecipazione alla procedura di Asta è stato pubblicato in data 8/9/2012. Per i periodi successivi, le procedure sono pubblicate entro il 31 marzo di ogni anno, a decorrere dal 2013. Sono ammessi ai meccanismi di incentivazione gli impianti rientranti nelle graduatorie dei Registri e delle Aste, nel limite dello specifico contingente di potenza. Nel caso in cui la disponibilità del contingente per l ultimo impianto ammissibile sia minore dell intera potenza dell impianto è facoltà del Soggetto Responsabile accedere agli incentivi per la quota parte di potenza rientrante nel contingente. LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI In caso di impianti iscritti nelle graduatorie dei Registri e delle Aste in posizione non utile (non ammessi), non si ha diritto all incentivazione ma è comunque prevista la possibilità per il medesimo impianto di presentare richiesta di iscrizione a successivi Registri ovvero di partecipare ad Aste successive. Per i Registri, per il periodo 2013-2015, sono fissati i seguenti contingenti annuali di potenza, espressi in MW: REGISTRI 2013 2014 2015 MW MW MW Eolico onshore 60 60 60 Eolico offshore 0 0 0 Idroelettrico 70 70 70 Geotermoelettrico 35 35 35

REGISTRI 2013 2014 2015 MW MW MW Biomasse di cui all art. 8, comma 4 lettere a), b) e d), biogas, gas di depurazione, e gas di discarica e bioliquidi sostenibili 170 160 160 Biomasse di cui all art. 8, comma 4 lettera c) 30 0 0 Oceanica (comprese maree e moto ondoso) 3 0 0 Tabella 1 Contingenti annuali di potenza, periodo 2013-2015, per i Registri Per le Aste, per il periodo 2013-2015, sono fissati i seguenti contingenti di potenza, espressi in MW, da mettere ad asta: IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE ASTE 2013 2014 2015 MW MW MW Eolico onshore 500 500 500 Eolico offshore 650 0 0 Idroelettrico 50 0 0 Geotermoelettrico 40 0 0 Biomasse di cui all art. 8, comma 4 lettere a), b) e d), biogas, gas di depurazione, e gas di discarica e bioliquidi sostenibili 120 0 0 Biomasse di cui all art. 8, comma 4 lettera c) 350 0 0 13 Tabella 2 Contingenti annuali di potenza, periodo 2013-2015, per le Aste A metà gennaio 2013, il GSE ha pubblicato le graduatorie del 1 Bando dei Registri e delle Aste. Per quanto riguarda i Registri, si è avuta una partecipazione superiore ai contingenti disponibili per tutte le fonti, ad eccezione delle biomasse di cui all art.8, comma 4, lettera c) del Decreto, per le quali il contingente per l anno 2013 è pari all intera potenza disponibile nel triennio. Per capire la probabile evoluzione degli impianti a fonti rinnovabili per il 2013 è utile esaminare la tabella riepilogativa, pubblicata dal GSE ed aggiornata al 30/04/2013, degli impianti ammessi ai Registri in posizione utile o vincitori delle procedure d Asta ai sensi del D.M. 6/7/2012 (figura 4). LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 14 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI Figura 3 Quadro di sintesi istruttoria Registri, Aste e Rifacimenti (Fonte: GSE, 2013)

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 15 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 16 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI Figura 4 Tabella riepilogativa impianti ammessi a Registri/Aste al 30/04/2013 (Fonte: GSE, 2013)

3. ASPETTI TECNICI 3.1 Biocombustibili solidi, liquidi, gassosi (biogas) La normativa nazionale definisce «biomassa» la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l acquacoltura, gli sfalci e le potature provenienti dal verde pubblico e privato, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani (Decreto Legislativo 28/2011). I bioliquidi sono combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l elettricità, il riscaldamento ed il raffreddamento, prodotti dalla biomassa (Decreto Legislativo 28/2011). Inoltre per «biogas» si intende il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di biomassa. Le biomasse ed il biogas rientrano tra le fonti rinnovabili e, se utilizzate all interno di un ciclo locale di produzione-utilizzazione nel rispetto del patrimonio forestale e della biodiversità, rappresentano una preziosa fonte energetica rinnovabile. IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE Le biomasse possono presentarsi in una vastissima gamma di tipologie, vergini o residuali di lavorazioni agricole e industriali. A volte si usa il termine biocombustibili per indicare i combustibili ricavati dalla biomassa. Si possono avere: biocombustibili solidi (legna da ardere, pellet, cippato, ricavato da alberi, tronchi, residui di potatura, ma anche sottoprodotti o residui dell industria di lavorazione del legno) 17 biocombustibili liquidi (oli vegetali, biodiesel, bioetanolo) LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 18 Il cippato (figura 5) è legno ridotto in scaglie tramite una macchina specificamente progettata, detta cippatrice, che può presentarsi fissa, semovente, carrellata, allestita su rimorchio o su autocarro o montata sull attacco a tre punti del trattore (figura 6). La macchina può essere dotata di motore autonomo o essere azionata dalla presa di potenza del trattore. In base all organo di taglio le macchine possono essere classifi cate in: cippatrici a disco, cippatrici a tamburo e cippatrici a vite o coclea. Figura 5 Figura 6 Cippato di legno Macchina cippatrice (Fonte: Consulente Energia, 2013) (Fonte: Jenz, 2013) Il pellet è un combustibile densificato, generalmente di forma cilindrica, derivante da un processo industriale per il quale la materia prima viene trasformata in piccoli cilindri di diametro variabile da 6 a 8 mm e lunghezza compresa fra 5 e 40 mm (figura 7). Nel processo produttivo la materia prima viene immessa nella cavità di pellettatura dove viene forzata da un pressore rotante attraverso delle matrici forate, dette trafile, comprimendola in pellet. Il raggiungimento di elevate temperature determina il parziale rammollimento dei costituenti della matrice legnosa, in modo specifico della lignina, che fondendo funge da collante naturale (figura 8). Figura 7 Figura 8 Pellet Macchina pellettatrice (Fonte: Pelletshome, 2013) (Fonte: General Dies, 2013)

I principali processi di trasformazione che permettono la valorizzazione energetica della biomassa all interno dei sistemi energetici (motori a combustione interna, turbine a gas, etc.) sono: combustione diretta (produzione di energia termica e meccanica); digestione anaerobica (produzione biogas); gassificazione (produzione di syngas); pirolisi (produzione di pyrogas); estrazione/spremitura (produzione olio vegetale grezzo). Il biogas è prodotto da reflui zootecnici, sostanze organiche, residui agricoli, deiezioni animali, fanghi di depurazione delle acque reflue, frazione organica dei rifiuti urbani (FORSU). Il biogas che si origina dalle discariche dei rifiuti urbani viene anche chiamato gas di discarica. Va inoltre citato il syngas, anche detto gas di sintesi, che viene prodotto dalla reazione ad alta temperatura di differenti sostanze solide, tra cui residui agricoli e rifiuti. La differenza con il biogas consiste essenzialmente nella differente composizione chimica. Gli Oli Vegetali Puri (OVP) sono il risultato di processi di spremitura meccanica dei semi di alcune piante oleaginose, come il girasole ed il colza (figura 9, figura 10). Gli OVP, oltre ad avere numerosi impieghi in ambito alimentare ed industriale, costituiscono anche una valida risorsa rinnovabile per la produzione di energia o come biocarburanti. Figura 9 Figura 10 Girasole Colza (Fonte: C.R.P.A., 2013) (Fonte: C.R.P.A., 2013) LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 19

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 20 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI Le filiere agroenergetiche basate sulle colture oleaginose devono comunque rispettare i principi di sostenibilità ambientale, evitando inoltre la competizione nell utilizzo dei terreni agricoli destinati all alimentare. 3.2 Tecnologie impiantistiche Un impianto alimentato a biomasse o a biogas è un impianto che trasforma l energia chimica, contenuta nel combustibile (la biomassa o il biogas), in energia meccanica e successivamente in energia elettrica. Vista la varietà di biomasse disponibili, esiste anche una pluralità di soluzioni impiantistiche. In ogni caso, al di là di una fase preliminare di trattamento della biomassa, gli impianti che utilizzano tali combustibili sono abbastanza simili a quelli alimentati da combustibili tradizionali. Le taglie degli impianti possono variare dalle centinaia di kw dei piccoli gruppi elettrogeni alimentati da bioliquidi o biogas, sino alle decine di MW delle grandi centrali termoelettriche alimentate da legna. Un uso particolarmente virtuoso delle biomasse prevede, oltre alla produzione di elettricità, il recupero del calore per riscaldare ambienti o per fornire calore utile a industrie (cogenerazione). Le soluzioni impiantistiche variano per tipo di biomasse, tecnologia utilizzata e prodotto finale (solo energia elettrica, solo energia termica, energia elettrica ed energia termica). Ad esempio, la combustione diretta della biomassa in forni appositi può avvenire in sospensione, su griglia fissa o mobile, su letto fluido. Carbonizzazione, pirolisi e gassificazione sono processi più raffinati e complessi che permettono di ottenere combustibili intermedi solidi, liquidi e gassosi più puri rispetto alla fonte di partenza, facilitando l esercizio dell impianto e il rispetto delle normative ambientali. Particolarmente interessante appare la gassificazione in quanto il syngas (gas di sintesi) ottenuto ha il vantaggio di essere versatile, di garantire elevati rendimenti di combustione ed emissioni più contenute. Le tipologie impiantistiche più diffuse sono: impianti alimentati da biomasse liquide (oli vegetali, biodiesel), costituiti da motori accoppiati a generatori (gruppi elettrogeni); impianti alimentati da biomasse solide (vegetali o legnose), con la produzione di biogas o syngas, costituiti da motori o turbine a gas accoppiati a generatori; impianti tradizionali con forno di combustione della biomassa solida, caldaia che alimenta una turbina a vapore accoppiata ad un generatore; impianti termoelettrici ibridi, che utilizzano biomasse e fonti convenzionali (il caso più frequente è la co-combustione della biomassa e della fonte convenzionale nella stessa fornace).

Si riporta di seguito una tabella SWOT della tecnologia di digestione anaerobica. FORZE uso di biomasse con elevata umidità migliore controllo nitrati controllo emissione odorigene tecnologia consolidata valorizzazione di sottoprodotti agricoli/zootecnici riduzione emissione di gas ad effetto serra conduzione dell impianto relativamente semplice costi di investimento ridotti alto rendimento elettrico OPPORTUNITÀ incentivi interessanti per impiego di reflui zootecnici minori costi di approvvigionamento in caso di utilizzo di reflui aziendali diminuzione costi di smaltimento reflui DIGESTIONE ANAEROBICA DEBOLEZZE necessità di controllare attentamente l andamento della digestione difficoltà a strutturare la filiera di approvvigionamento con contratti pluriennali rischi di danni atmosferici alle colture in campo elevati volumi dei digestori riduzione emissione di gas ad effetto serra conduzione dell impianto relativamente semplice costi di investimento ridotti alto rendimento elettrico MINACCE bassi incentivi per uso di insilati cambi nella normativa Tabella 3 SWOT della tecnologia digestione anaerobica IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 21 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI

IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE 3.2.1 Impianti di digestione anaerobica Un impianto a biogas è un installazione complessa costituita da elementi la cui struttura dipende in larga misura dalla quantità e qualità delle materie prime trattate. Ci sono, di conseguenza, varie tecnologie, diversi tipi di costruzioni e sistemi di funzionamento per trattare le diverse materie prime. Negli impianti di biogas a digestione anaerobica il processo produttivo prevede: trasporto, stoccaggio ed eventuale pre-trattamento delle materie prime; produzione di biogas, mediante digestione anaerobica; stoccaggio del digestato, eventuale trattamento e utilizzo agronomico; stoccaggio del biogas, trattamento e utilizzo nei gruppi di cogenerazione per produrre energia elettrica e calore (es. per riscaldare i digestori). 22 LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI 1 Stalla 8 Gasometro 2 Vasca per effluenti zootecnici (liquami) 9 Cogeneratore 3 Contenitore di ricezione/raccolta biomasse 10 Vasca di stoccaggio del digestato coperta 4 Vasca di igienizzazione (se prevista) 11 Terreno agricolo 5 Trincee di stoccaggio biomasse 12 Trasformatore/allacciamento rete elettrica 6 Sistema di carico dei substrati solidi 13 Teleriscaldamento (quando possibile) 7 Digestione (reattore biogas) Figura 11 Impianto a biogas di co-digestione (insilati ed effluente zootecnico) (Fonte: Lorenz, 2008)

La figura 11 mostra una rappresentazione semplificata di un tipico impianto agricolo di biogas con co-digestione (che impieghi, cioè, insilati ed effluenti zootecnici), sintetizzabile come segue: nella prima fase del processo (stoccaggio, pre-trattamento, trasporto e alimentazione dei substrati) le unità coinvolte sono: la vasca di stoccaggio dei liquami (2), ricezione/raccolta di eventuali co-prodotti pompabili (3), sistema di igienizzazione, se necessario (4), trincee di stoccaggio (5) e sistema di alimentazione dei substrati solidi (6); la seconda fase del processo è relativa alla produzione di biogas nel digestore (7); la terza fase del processo è rappresentata dalla vasca di stoccaggio del digestato (10) e il suo utilizzo agronomico come fertilizzante in campo (11); IMPIANTI A BIOGAS E BIOMASSE la quarta fase del processo (trattamento e utilizzo del biogas) comprende il gasometro (8) e l unità di cogenerazione (9). Queste quattro fasi sono strettamente legate tra loro (ad es. nella fase 4 viene prodotto il calore necessario per il riscaldamento del digestore, fase 2). Il substrato digerito (digestato) viene pompato fuori dal digestore e convogliato nelle vasche di stoccaggio. Queste, se coperte da teli gasometrici, possono permettere la raccolta del biogas residuo (post-digestione). In alternativa il digestato può essere raccolto in vasche scoperte, eventualmente dotate di sistemi di copertura semplificati in grado di ridurre le emissioni residue (ammoniaca principalmente). 23 I substrati utilizzabili per la trasformazione in biogas sono vari e non necessariamente di produzione zootecnica e/o agricola: Liquame suino. Il contenuto di sostanza secca di questo effluente zootecnico varia dall 1 al 6%, a seconda della tipologia di allevamento di origine; dal liquame prodotto da un suino da ingrasso del peso vivo medio di 85 kg si possono ottenere mediamente 0,100 m3 di biogas al giorno. Liquame bovino. Il contenuto di solidi totali oscilla tra l 8 e il 15% e varia oltre che in funzione del tipo di allevamento anche in base alla quantità di paglia aggiunta nelle stalle. Dal liquame prodotto da una vacca da latte del peso vivo medio di 500 kg si possono ottenere mediamente 0,750 m3 di biogas al giorno. Deiezioni avicole. Tra le varie deiezioni avicole, la pollina di galline ovaiole è quella che più si presta alla digestione anaerobica, perchè l allevamento in gabbie non prevede l uso di lettiera. Le deiezioni asportate fresche presentano un contenuto in solidi totali del 18-20% e alto contenuto di azoto. L ammoniaca può raggiungere alte concentrazioni e inibire il processo di digestione. Residui colturali. Si tratta di residui provenienti dai raccolti agricoli quali foraggi, frutta e vegetali LINEE GUIDA SULLA BANCABILITÀ DEI PROGETTI