Agroenergia: guida operativa

Agroenergia: guida operativa Supporto all attività di consulenza alle imprese che investono in impianti alimentati a biomassa per usi energetici PRESIDIO SETTORI SPECIALISTICI Dicembre 2009 Desk Energy

SOMMARIO 1. DEFINIZIONI...3 1.1. LA BIOMASSA...3 1.2. L USO DELLA BIOMASSA PER SCOPI ENERGETICI...3 1.3. BIOMASSA DI FILIERA...5 2. LA TECNOLOGIA...6 2.1. IMPIANTI A COMBUSTIONE...6 2.2. IMPIANTI A GASSIFICAZIONE...7 2.3. IMPIANTI A BIOGAS...7 2.4. IMPIANTI DI COGENERAZIONE ALIMENTATI AD OLIO VEGETALE...8 2.5. ESEMPI DI FILIERE ENERGETICHE...9 3. IL SISTEMA INCENTIVANTE... 10 3.1. QUADRO REGOLATORIO... 10 3.2. IMPIANTI ALIMENTATI DA BIOMASSA DI FILIERA... 13 3.3. CERTIFICATI VERDI... 14 3.4. TARIFFA FISSA OMNICOMPRENSIVA... 15 4. ASPETTI ECONOMICI E FINANZIARI... 16 4.1. COSTI DI INVESTIMENTO... 16 4.1.1. IMPIANTI A BIOGAS... 16 4.1.2. IMPIANTI A COMBUSTIONE... 16 4.1.3. IMPIANTO A GASSIFICAZIONE... 17 4.1.4. IMPIANTO DI COGENERAZIONE ALIMENTATA AD OLIO VEGETALE... 17 4.2. RICAVI GENERATI DALL INVESTIMENTO... 17 4.2.1. RICAVI DALLA VENDITA DEI CV... 17 4.2.2. RICAVI DA TARIFFA FISSA OMNICOMPRENSIVA... 18 DA UN PUNTO DI VISTA FISCALE I RICAVI DERIVANTI DALL'APPLICAZIONE DELLA TARIFFA FISSA OMNICOMPRENSIVA SONO CONSIDERATI RICAVI DA VENDITA E PRESTAZIONE (VOCE A1 DEL CONTO ECONOMICO) E PERTANTO SOGGETTI AD IMPOSTA... 18 I RICAVI DA TARIFFA FISSA OMNICOMPRENSIVA SONO SOGGETTI AD IVA (AL 10%).... 18 4.2.3. RICAVI DALLA VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA... 18 4.2.4. RICAVI DALLA VENDITA DI ENERGIA TERMICA... 19 4.3. COSTI OPERATIVI... 19 4.3.1 APPROVVIGIONAMENTO DELLA MATERIA PRIMA... 19 4.3.2. MANUTENZIONE... 20 4.3.3. GESTIONE... 21 4.3.4. ASSICURAZIONE PER DANNI DIRETTI ED INDIRETTI... 21 4.3.5. PERSONALE... 21 4.3.6. COSTI GENERALI ED IMPREVISTI... 22 4.4. REDDITIVITÀ DELL INVESTIMENTO... 22 4.5 ESEMPIO DI CALCOLO ECONOMICO... 22 4.6. CONFRONTO TRA IMPIANTO A BIOMASSA E IMPIANTO FOTOVOLTAICO... 24 1

5. ITER AUTORIZZATIVO E DI QUALIFICA... 25 5.1. AUTORIZZAZIONE AMMINISTRATIVA... 25 5.2. QUALIFICA IAFR... 26 2

AGROENERGIA: GUIDA OPERATIVA Supporto all attività di consulenza alle imprese che investono in impianti alimentati a biomassa per usi energetici 1. Definizioni 1.1. La biomassa Il termine biomassa contempla un numero estremamente ampio ed eterogeneo di materiali di natura organica, di origine vegetale o animale. Tuttavia, oggi, è comunemente inteso come qualsiasi prodotto organico naturale, esclusi i combustibili fossili, o artificiale in grado di essere utilizzato per produrre energia. Rientrano quindi nella categoria delle biomasse i seguenti gruppi di materiali: residui della manutenzione del verde urbano; biomasse appositamente prodotte per fini energetici (colture dedicate); residui dell industria agroalimentare; residui agricoli e forestali; residui legnosi (non trattati) dell industria; deiezioni animali. Negli anni recenti le biomasse ad uso energetico hanno incontrato un crescente favore quale forma di energia rinnovabile. 1.2. L uso della biomassa per scopi energetici Le biomasse forestali. Il legno è sempre stato utilizzato dall uomo per il riscaldamento e la cottura degli alimenti. Nel corso della storia è stato sostituito prima dal carbone, durante la rivoluzione industriale e successivamente dal petrolio. Come biocombustibile solido il legno può essere utilizzato in forme diverse: la legna in pezzi di grandi dimensioni (30-50 cm di lunghezza) proveniente dal taglio di diverse specie di alberi; i pellets, piccoli cilindri (circa 1,5-2 cm di lunghezza e 6-8 mm di diametro) prodotti dalla lavorazione e compattazione di scarti di legno di qualunque provenienza; il cippato, scaglie di legno prodotte a partire da residui di potature boschive, agricole, urbane e dai sottoprodotti delle segherie. Da alcuni anni si sta diffondendo in agricoltura la pratica delle coltivazioni di biomassa legnosa a rapido accrescimento (Short Rotation Foresty). Trattasi della coltivazione di specie forestali (pioppo, salice, eucalipto, robinia) a rapido accrescimento (annuale, biennale, quinquennale) per la produzione di energia. La maggior parte dei Piani di Sviluppo Rurale delle singole Regioni prevede interessanti incentivi alle Aziende agricole che intraprendono questo tipo di coltivazione. 3

Il biogas. Per biogas, secondo la definizione fornita dalla direttiva europea 2003/30/CE, si intende il gas combustibile ricavato dalla biomassa e/o dalla parte biodegradabile dei rifiuti, che può essere trattato in un impianto di purificazione onde ottenere una qualità analoga a quella del gas naturale, al fine di essere usato come biocarburante. In pratica, si può ritenere che il biogas sia l equivalente del gas naturale composto principalmente da metano. Il biogas viene prodotto dalla digestione anaerobica (ossia in assenza di ossigeno) di sostanze organiche quali i liquami zootecnici (sia di origine bovina, che suina, che avicola), le colture energetiche di origine agricola (mais, sorgo zuccherino, careali vernini, ecc.), gli scarti di lavorazione per la trasformazione di prodotti agricoli (quali i prodotti ortofrutticoli), i residui delle lavorazioni agroforestali, fanghi reflui, ecc.. Il biogas è costituito principalmente da metano (tra il 50 e il 65% circa), da anidride carbonica e da altri gas. Il biogas prodotto nel digestore viene raccolto in un serbatoio (gasogeno), mentre il materiale residuo (detto digestato) può essere utilizzato come fertilizzante per i terreni. Una volta prodotto, il biogas viene generalmente utilizzato come combustibile per alimentare un motore cogenerativo (ossia un impianto che produce contemporaneamente energia elettrica e calore) a combustione interna per la produzione combinata di energia elettrica ed energia termica. Il bioetanolo. Il bioetanolo è una sostanza che troviamo nel vino o nella birra e che si ottiene grazie alla fermentazione dell uva, oppure dall orzo o da altri vegetali. L etanolo si ottiene dalla fermentazione di vegetali contenenti una buona quantità di zuccheri che si ricavano principalmente da: canna e barbabietola da zucchero; cereali che contengono amido; vegetali contenenti cellulosa (come scarti di legno, stocco di mais, paglia). Il bioetanolo può sostituire, almeno parzialmente, i carburanti tradizionali come la benzina. E inoltre possibile miscelare bioetanolo, fino ad una proporzione del 30%, con la benzina senza dover modificare sostanzialmente il motore. Al momento la produzione in Italia di bioetanolo è assai limitata. Il biodiesel. Il biodiesel è un carburante ricavato dalle biomasse. In particolare il biodiesel deriva da piante oleaginose, cioè ricche di grassi. Infatti è ottenuto dalla spremitura di semi oleaginosi (di colza, di girasole, di soia, ecc.) e da una successiva reazione chimica. La scelta del tipo di pianta oleaginosa da utilizzare dipende da diversi fattori (geografici, climatici, caratteristiche del terreno, ecc.) tra i quali, non ultimo, il rapporto tra la quantità di energia ricavabile e i costi di produzione. 4

La fonte principale di biodiesel è la colza. I principali produttori di colza nel mondo sono Canada, India e Pakistan. In Europa la produzione di biodiesel (pari nel 2006 a 4.890.000 tonn.) vede la supremazia della Germania, seguita dalla Francia. In Italia (nel 2006 produzione pari a 447.000 tonn.) la materia prima utilizzata è principalmente il girasole. Il biodiesel da olii vegetali può essere utilizzato puro, direttamente in motori cogenerativi endotermici per la produzione combinata di energia elettrica e termica (cogeneratori a olio vegeltale), oppure in miscela come sostituto del gasolio nel settore dei trasporti oppure come combustibile per riscaldamento. Nella Comunità Europea il maggior mercato del biodiesel è rappresentato dalla formula B5, ossia dalla miscela di biodiesel nel gasolio fino al 5% per uso autotrasporto. In Italia, come in Europa, è stimato uno sviluppo sensibile della produzione di biodiesel. 1.3. Biomassa di filiera La Legge 27/12/2006 n. 296, così come modificata dalla Legge 29/11/2007 n. 222, ha introdotto il concetto di impianto alimentato da biomasse di filiera nel seguente modo: la produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati da biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ivi inclusi i sottoprodotti, ottenuti nell ambito di intese di filiera o contratti quadro ai sensi degli articoli 9 e 10 del decreto legislativo 27/05/2005, n. 102, oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall impianto che li utilizza per produrre energia elettrica, autorizzata in data successiva al 31 dicembre 2007. In questo modo il legislatore ha inteso introdurre per questa tipologia di impianto un sistema incentivante particolarmente vantaggioso. Tuttavia con l approvazione della legge 23 luglio 2009 n.99 il concetto di biomassa di filiera si applica soltanto agli impianti con potenza superiore a 1 MW. 5

2. La tecnologia Le tecnologie per ottenere energia dai vari tipi di biomassa sono naturalmente diverse e diversi sono i prodotti energetici che si ottengono. In sintesi, i processi di conversione in energia delle biomasse possono essere ricondotti a due grandi categorie: Processi termochimici: sono basati sull azione del calore che permette le reazioni chimiche necessarie a trasformare la materia in energia e sono utilizzabili per i prodotti ed i residui cellulosici e legnosi in cui il rapporto carbonio su azoto (C/N) abbia valori superiori a 30 e il contenuto di umidità non superi il 30%. Le biomasse più adatte a subire processi di conversione termochimica sono la legna e tutti i suoi derivati (segatura, trucioli, ecc.), i più comuni sottoprodotti colturali di tipo ligno-cellulosico (paglia di cereali, residui di potatura della vite e dei fruttiferi, ecc.) e taluni scarti di lavorazione (lolla, pula, gusci, noccioli, ecc.) Rientrano in questa tipologia gli impianti a combustione e a gassificazione. Processi biochimici: permettono di ricavare energia per reazione chimica dovuta al contributo di enzimi, funghi e micro-organismi, che si formano nella biomassa sotto particolari condizioni, e vengono impiegati per quelle biomasse in cui il rapporto C/N sia inferiore a 30 e l umidità superiore al 30%. Risultano idonei alla conversione biochimica le colture acquatiche, alcuni sottoprodotti colturali, i reflui zootecnici ed alcuni scarti di lavorazione, nonché alcune tipologie di reflui urbani ed industriali. Rientrano in questa tipologia gli impianti a biogas. Nel seguito, si descrivono sinteticamente le diverse tipologie di impianto. 2.1. Impianti a combustione Il processo termochimico della combustione è il più diffuso. La produzione di sola energia termica (sotto forma di acqua o aria calda) per il riscaldamento degli edifici oppure per gli usi igienico-sanitari avviene attraverso caldaie, camini, stufe che bruciano biomassa legnosa. Tuttavia, a livello industriale, si utilizza la biomassa legnosa per alimentare impianti cogenerativi in grado di produrre contemporaneamente energia elettrica ed energia termica. La produzione combinata di energia elettrica e termica può avvenire con diverse tipologie di impianto. Generalmente la combustione avviene attraverso un impianto termoelettrico tradizionale, ossia attraverso un sistema di produzione di vapore in caldaia e una turbina a vapore per la produzione di energia elettrica. I rendimenti elettrici (ossia il rapporto tra l energia utile prodotta rispetto all energia primaria immessa) di tali impianti si aggirano su valori attorno al 18-22 %. 6

2.2. Impianti a gassificazione La gassificazione è un processo termochimico che consiste nell ossidazione incompleta (in forte carenza di ossigeno) della biomassa in ambiente ad elevata temperatura per la produzione di un gas combustibile detto syngas. Un impianto di gassificazione trasforma un combustibile solido (biomassa vegetale costituita normalmente da cippato di legna) in combustibile gassoso utilizzabile in motori endotermici per la produzione combinata di energia elettrica ed energia termica. I rendimenti elettrici di tali impianti si aggirano su valori attorno al 22-25 %. Generalmente impianti di piccola taglia utilizzano direttamente il syngas, dopo opportuno filtraggio e raffreddamento, nel motore cogenerativo. Impianti di grandi taglie bruciano in caldaia il syngas per alimentare una turbina a vapore o a olio organico. Allo stato attuale in Italia vi sono pochi impianti di produzione di syngas da biomasse, così come ancora pochi sono le case costruttrici che propongono una simile tecnologia. Va osservato che recenti impianti (sia di piccola che di grande taglia di potenza) hanno palesato alcune criticità sia tecniche che di affidabilità. Ciò deve indurre a grande prudenza in ordine ai risultati attesi da tale impianto, anche se le performaces di progetto appaiono assai interessanti. 2.3. Impianti a biogas Gli impianti più diffusi che producono energia attraverso un processo biochimico sono gli impianti a biogas. Questi sono impianti che si basano sul principio della digestione (fermentazione) in ambiente anaerobico (ossia in assenza di ossigeno) dei reflui zootecnici (substrato) e delle colture vegetali (co-substrato) in appositi reattori chiamati digestori. I reflui zootecnici possono essere di origine bovina (deiezione di mucche da latte, manze, vitelli) oppure di origine suina (deiezione di maiali) oppure di deiezioni avicole (pollina di galline). Le colture vegetali più utilizzate sono costituite da mais (trinciato), da sorgo zuccherino, da cereali vernini (frumento, triticale, ecc.). Sovente alle matrici di base vengono aggiunti anche scarti organici e vegetali (siero di latte, succhi di frutta, buccette di pomodoro, vinaccia, ecc.). Generalmente l impianto è costituito da più sezioni: vasche (trincee o serbatoi) nelle quali è presente il letame (substrato) e la biomassa vegetale (co-substrato), pompaggio e reti di adduzione al digestore; digestore (uno o più), dove i batteri provvedono a trasformare la materia organica in biogas; motore alternativo a combustione interna (cogeneratore) per la produzione di energia elettrica e calore. 7

2.4. Impianti di cogenerazione alimentati ad olio vegetale Gli oli vegetali grezzi (non raffinati) sono divenuti in questi ultimi anni di grande interesse per il settore energetico grazie alla possibilità di essere utilizzati con buona efficienza per la produzione di energia elettrica e alla disponibilità di grandi quantità sul mercato internazionale (i cui prezzi sono stati soggetti a fortissime oscillazioni nel corso del 2007/2008). L olio vegetale rientra nella definizione di biomassa che può provenire da due tipi di colture: colture non dedicate, ossia biomassa qualificabile come materiale vegetale ottenuto da lavorazione esclusivamente meccanica di prodotti agricoli (Dlgs 152/06) e cioè di frutti o semi di piante oleaginose (es. olio crudo di palma di provenienza estera, generalmente dalla Malesia o Indonesia); colture dedicate, quali, a titolo indicativo, quelle afferenti a filiere europee, possibilmente sviluppate in prossimità delle centrali (esempio l olio di colza, soia, girasole). L olio vegetale grezzo viene utilizzato in impianti di media/grande taglia di potenza con motori diesel di derivazione navale. Si sta diffondendo anche un forte mercato di impianti di piccola taglia utilizzando motori di origine automobilistica. Generalmente un impianto cogenerativo alimentato ad olio vegetale (fatto 100 l energia primaria) presenta i rendimenti riportati in figura. Il rendimento elettrico del motore aumenta con l aumentare della taglia di potenza (raggiungendo anche valori del 38-40%). Nel caso il produttore possa inoltre fare uso dell energia termica prodotta (per riscaldamento locali o altro), vedrà incrementare (in misura comunque residuale) la resa economica dell impianto. 8

2.5. Esempi di filiere energetiche L utilizzo della biomassa per scopi energetici apre interessanti prospettive per le Aziende agricole. In particolare si possono realizzare interessanti filiere centrate su sistemi agricolo-industriali. Qui si riportano alcuni esempi di filiera, riportando indicativamente le rese energetiche per un ettaro di terreno disponibile. Filiera Risorsa Tipologia impianto Legno-energia Cippato di legna Impianto a combustione pellet Cippato di legna Impianto di produzione Olio-energia Girasole Impianto di spremitura Cogeneratore a olio vegetale Rese energetiche 6.000 kwh elettrici Riscaldamento di 200/300 mq di edificio 10 tonn di pellet Riscaldamento di 300 mq di edificio 4.000 kwh elettrici Riscaldamento di 30 mq di edificio 1-1,5 tonn di mangime Biogas Effluente zootecnico Impianto a biogas 15.000 kwh elettrici Silomais Riscaldamento di 80 mq di edificio Colture ligneocellulosicheenergia Sorgo Impianto a combustione 11.000 kwh elettrici Biodiesel/olioenergia Etanolo e derivati Colza Barbabietola da zucchero Impianto di trattamento Impianto di trattamento Cogeneratore 1 tonn di biodiesel (1050 lt gasolio) 5.000 kwh elettrici 5/6 mc di etanolo (3.400/4.000 lt di benzina) 9.000 kwh elettrici 9

3. Il sistema incentivante 3.1. Quadro regolatorio Il Decreto Legislativo 79/99, emanato in attuazione della Direttiva comunitaria 96/92/CE, ha introdotto all art. 11 l obbligo per i produttori e gli importatori di energia elettrica da fonte fossile di immettere, nel sistema elettrico nazionale, una quota di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile. L obbligo può essere assolto sia attraverso la produzione in proprio della quota di energia elettrica da fonte rinnovabile, sia attraverso l acquisto, dell equivalente quota o dei relativi diritti, da altri produttori o dal GSE (Gestore Servizio Elettrico). Tale obbligo costituisce la vera e propria domanda di mercato. La quota dell obbligo, variabile annualmente con un incremento di 0,75%, per il periodo 2007/2012 assume i valori riportati in tabella (sul totale dell energia elettrica prodotta e importata da fonti fossili). Anno Quota dell obbligo (%) 2007 3,80 2008 4,55 2009 5,30 2010 6,05 2011 6,80 2012 7,55 E stato per questo introdotto un sistema incentivante volto a favorire la diffusione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili. L incentivo pubblico, erogato in funzione dell effettiva produzione di energia elettrica, consente di compensare i maggiori costi di produzione e di rendere economicamente sostenibile gli investimenti nelle fonti rinnovabili. Le incentivazioni per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007 a seguito di nuova costruzione, rifacimento o potenziamento, sono regolate come segue: il periodo di incentivazione mediante rilascio di Certificati Verdi (vedi punto 3.3.) ha una durata di 15 (quindici) anni; 10

i Certificati Verdi hanno un valore unitario pari a 1 Mwh e sono emessi dal GSE in numero pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica incentivata moltiplicata per i coefficienti indicati nella Tabella 2. TABELLA 2 (ai sensi dell'art. 2 comma 144 della Legge 244/07, così come modificati dalla Legge 99/09) Fonte 1 Eolica per impianti di taglia superiore a 200 KW Coefficiente 1,00 1- bis Eolica offshore 1,50 2 Solare * 3 Geotermica 0,90 4 Moto ondoso e maremotrice 1,80 5 Idraulica diversa da quella del punto precedente 6 Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo 7 Biomasse e biogas prodotti da attività agricola, allevamento e forestale da filiera corta 1,00 1,30 1,80 8 Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente Nota: * per gli impianti solari si applica il DM 19/02/2007 I coefficienti della Tabella 2 possono essere aggiornati, ogni tre anni, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili. Relativamente al rigo 7 della tabella 2, si segnala che al momento non è applicabile il coefficiente moltiplicativo pari a 1,8 in quanto non è stato ancora emanato il Decreto attuativo del Ministero dell Agricoltura. Nelle more dell emanazione del suddetto 0,80 11

Decreto, il GSE applica all energia netta incentivabile il coefficiente moltiplicativo pari a 1,3. La legge ha stabilito inoltre: il prolungamento del periodo di incentivazione dei Certificati Verdi fino a 12 anni per gli impianti esistenti, ossia per quegli impianti entrati in esercizio tra il 1/4/1999 ed il 31/12/2007; il valore unitario dei Certificati Verdi pari a 1 MWh (originariamente a 50 MWh) valido anche per gli impianti entrati in esercizio prima del 31/12/2007. Su richiesta del produttore e per gli impianti di potenza nominale non superiore a 1 MW può essere concessa, esclusivamente all energia elettrica netta immessa nel sistema elettrico, in alternativa ai Certificati Verdi, l incentivazione tramite una tariffa fissa omnicomprensiva, di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 (quindici) anni. L importo della tariffa fissa omnicomprensiva comprende sia l incentivo pubblico che il corrispettivo per la cessione dell energia elettrica alla rete nazionale. In questo caso il titolare dell impianto non potrà,pertanto, autoconsumare l energia prodotta. Il valore della tariffa è inserito nella tabella riportata di seguito. TABELLA 3 (ai sensi dell'art. 2 comma 145 della Legge 244/07, così come modificata dalla Legge 99/09) Fonte Entità della tariffa (euro cent/kwh) 1 Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 KW 2 Solare ** 3 Geotermica 20 4 Moto ondoso e maremotrice 34 5 Idraulica diversa da quella del punto precedente 6 Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n.73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009 30 22 28 12

8 Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009 18 Nota: ** per gli impianti solari si applica il DM 19/02/2007 La tariffa omnicomprensiva può essere variata ogni tre anni con decreto del Ministero dello sviluppo economico, assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili. Resta inteso, tuttavia, che la tariffa omnicomprensiva riconosciuta dal GSE al produttore per lo specifico impianto alimentato da fonti rinnovabili, è quella vigente al momento della sua entrata in esercizio e rimane fissa per tutta la durata dell incentivo. 3.2. Impianti alimentati da biomassa di filiera Per questa fattispecie di impianti la Legge ha stabilito un sistema incentivante particolarmente premiante. Precisamente: Impianti di potenza superiore a 1 MW. La produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati dalla biomassa di filiera (vedasi voce 1.3 della presente Guida) e di potenza elettrica superiore ad 1 megawatt (MW), è incentivata mediante il rilascio di Certificati Verdi, validi per un periodo di 15 (quindici) anni, emessi dal GSE in numero pari al prodotto della produzione di energia elettrica incentivata moltiplicata per il coefficiente di 1,80 (confronta Tabella 2, voce 7). Si segnala, come già evidenziato sopra, che fino all emanazione del Decreto attuativo del Ministero dell Agricoltura, il coefficiente da applicare è pari a 1,3. Impianti di potenza inferiore a 1 MW. La produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati dalla biomassa (senza distinguere se da filiera o meno) e di potenza elettrica inferiore ad 1 megawatt (MW), immessa nel sistema elettrico, ha diritto, in alternativa ai Certificati Verdi e su richiesta del produttore, ad una tariffa fissa omnicomprensiva pari a 0,28 euro per ogni Kwh, per un periodo di 15 (quindici) anni (confronta Tabella 3, voce 6). Cumulabilità dell incentivo. L accesso agli incentivi è cumulabile con altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto capitale o in conto interessi con capitalizzazione anticipata, non eccedenti il 40% del costo dell investimento, solo per gli impianti di proprietà di aziende agricole o gestiti in connessione con aziende agricole, agroalimentari, di allevamento e forestali, alimentati dalle fonti di cui alla voce 6 della Tabella 3. 13

3.3. Certificati Verdi I Certificati Verdi (CV) rappresentano una modalità attraverso la quale viene incentivata l energia elettrica da fonti rinnovabili. I produttori di energia da fonti rinnovabili, titolari di impianti qualificati IAFR (Impianti Alimentati da Fonti Rinnovabili), possono richiedere al GSE l emissione di CV. Come visto sopra, tale possibilità è alternativa, per gli impianti di taglia fino a 1 MW, alla richiesta della tariffa omnicomprensiva. I CV sono titoli emessi dal GSE per ogni 1 Mwh (corrispondenti a 1.000 Kwh) di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili. Essi sono vendibili sul mercato agli operatori produttori e/o importatori di energia da fonte fossile che non dispongono del quantitativo di energia da fonte rinnovabile sufficiente per adempiere agli obblighi di legge. Le modalità per la richiesta dei CV sono due: a consuntivo, in base all energia netta effettivamente prodotta dall impianto nell anno precedente rispetto a quello di emissione; a preventivo, in base alla producibilità netta attesa dell impianto. I CV rilasciati per la produzione di un anno possono essere usati dal possessore anche per ottemperare all obbligo relativo ai due anni successivi. I CV possono essere negoziati in due modi: in forma bilaterale, in virtù di un contratto commerciale tra acquirente e venditore; sul mercato organizzato dal GME (Borsa Elettrica) con quotazione settimanale del prezzo. A partire dal 2008 i CV sono collocati sul mercato ad un prezzo, riferito al Mwh elettrico, pari alla differenza tra il valore di riferimento, fissato in sede di prima applicazione in 180 /Mwh, ed il valore medio annuo del prezzo di cessione dell energia elettrica definito da AEEG registrato nell anno precedente e comunicato dall AEEG entro il 31 gennaio di ogni anno a decorrere dal 2008. Il valore di riferimento dei CV può essere aggiornato, ogni tre anni, con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico. Per il 2008 il prezzo di riferimento è pari a 112,88 /Mwh (al netto di IVA). Nel 2007 il prezzo di riferimento è stato di 137,49 /Mwh e nel 2006 di 125,28 /Mwh. Tuttavia il prezzo di riferimento deve intendersi come prezzo teorico fissato dall Autorità che non coincide con il prezzo medio di mercato in quanto sganciato dalla dinamica della domanda/offerta dei titoli stessi. Infatti, in questi ultimi anni, si è potuto verificare uno scostamento significativo tra prezzo di riferimento e prezzo medio di mercato negoziato a causa del fatto che si è registrata la situazione nella quale la domanda di acquisto dei CV (domanda generata dall assolvimento dell obbligo di legge come descritto nel precedente punto 3.1.) è risultata significativamente inferiore all offerta da parte dei produttori di energia elettrica da fonte rinnovabile. Ad esempio 14

nel 2007 il prezzo medio dei CV (riferiti all anno 2006) è stato pari a 120,19 /Mwh, mentre nel 2008 il prezzo medio dei CV (riferiti all anno 2007) è stato pari a 79,38 /Mwh. Per far fronte alla situazione di squilibrio creatasi tra domanda ed offerta di CV sul mercato, il DM 18/12/2008 ha introdotto una disposizione di transizione secondo la quale per il triennio 2009/2011 il GSE è tenuto a ritirare i CV in scadenza ed in esubero rispetto alla domanda, riconoscendo un prezzo pari al prezzo medio dei CV registrato dal GME (prezzo di mercato) nei tre anni precedenti. Per i CV prodotti nel 2008 e liquidati nel 2009, il GSE ha fissato un prezzo pari a 98,00 /Mwh. Contestualmente alla prima emissione dei CV, il GSE attiva a favore del produttore un conto proprietà per il deposito dei certificati stessi. Il conto proprietà è attivato a nome del titolare per effettuare le transazioni dei produttori soggetti all obbligo e degli operatori che svolgono attività di trading dei CV. Il conto proprietà può essere vincolato a garanzia dei soggetti finanziatori (banche o società di leasing) previo invio al GSE della copia dell Accordo sottoscritto dal produttore e dalla società finanziatrice. Si precisa, tuttavia, che il vincolo posto dal GSE è da considerarsi debolmente cautelativo per la banca finanziatrice in quanto consente alla stessa esclusivamente di dare o meno il proprio consenso alla liquidazione del corrispettivo del valore dei CV. In altri termini il vincolo sul conto proprietà non consente di acquisire a garanzia i titoli rappresentati dai CV in quanto questi non possono essere negoziati dall ente finanziatore. La durata dei CV viene riportata in tabella. Entrata in esercizio Durata dei CV Energia elettrica incentivata 1/4/1999 31/12/2007 12 anni Produzione annua netta dal 1/1/2008 15 anni Produzione annua netta moltiplicata per i coefficienti di cui alla tabella 2 3.4. Tariffa fissa omnicomprensiva Su richiesta del produttore, per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007, di potenza nominale media annua non superiore a 1 MW, l energia netta riconosciuta all intervento effettuato immessa nel sistema elettrico può essere incentivata, in alternativa ai Certificati Verdi, con una tariffa fissa omnicomprensiva, di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 anni. Il valore della tariffa è stabilito dalla Tabella 3 sopra evidenziata. 15

4. Aspetti economici e finanziari 4.1. Costi di investimento I costi degli impianti alimentati da biomassa dipendono dalle caratteristiche della fonte utilizzata, dal processo tecnologico adottato, dai sistemi di stoccaggio e trasporto della materia prima e dei residui di lavorazione, dalla qualità dei macchinari (in particolare del motore cogenerativo). I costi di investimento possono subire, nel corso degli anni, fluttuazioni legate all innovazione tecnologica, all andamento dei costi delle materie prime (come l acciaio, il rame, il cemento armato, ecc.), all economia di scala conseguente allo sviluppo del business. I costi sotto riportati sono riferiti a valori correnti (2009) e debbono ritenersi puramente indicativi. 4.1.1. Impianti a biogas Generalmente presentano questi costi di costruzione in funzione della potenza installata: Potenza (KW) Produzione annua di energia elettrica (Kwh) Costo impianto (K ) Costo impianto per Kw ( ) 175 1.400.000 800 1000 4500-5700 320 2.500.000 1.400-1.800 4200 5500 625 5.000.000 2.400 3.000 3800 4800 1.000 8.000.000 3.800 4.500 3800-4500 4.1.2. Impianti a combustione Generalmente presentano questi costi in funzione della potenza installata: Potenza (KW) Produzione annua di energia elettrica (Kwh) Costo impianto (K ) Costo impianto per Kw ( ) 1.000 8.000.000 5.000 6.000 5000 6000 5.000 40.000.000 22.000 27.000 4500 5500 10.000 80.000.000 35.000 40.000 3500 4000 16

4.1.3. Impianto a gassificazione Generalmente presentano questi costi in funzione della potenza installata: Potenza (KW) Produzione annua di energia elettrica (Kwh) Costo impianto (K ) Costo impianto per Kw ( ) 120 720.000 350 450 2900 3750 300 1.800.000 600 900 2000 3000 1.000 6.000.000 1.800 2.500 1800 2500 4.1.4. Impianto di cogenerazione alimentata ad olio vegetale Generalmente presentano questi costi in funzione della potenza installata: Potenza (KW) Produzione annua di energia elettrica (kwh) Costo impianto (K ) Costo impianto per Kw ( ) 400 3.000.000 600 800 1500 2000 1.000 7.500.000 1.200 1.600 1200 1600 4.000 30.000.000 5.000 6.000 1250 1500 10.000 80.000.000 11.000 13.000 1100-1300 4.2. Ricavi generati dall investimento 4.2.1. Ricavi dalla vendita dei CV I ricavi generati dalla vendita dei CV sono calcolati moltiplicando il numero dei CV emessi per l anno di competenza con il valore che gli stessi assumono sul mercato (negoziato in Borsa Elettrica oppure con contratti bilaterali). Per gli impianti entrati in esercizio dal 1/1/2008 i CV sono emessi in numero pari al prodotto dell energia elettrica incentivata per il coefficiente di cui alla Tabella 2 della Legge 244/07 (si veda Voce 3.1). In particolare per gli impianti entrati in esercizio dal 1/1/2008 ed alimentati da biomassa di filiera il coefficiente è pari al momento a 1,30 (lo stesso diventerà 1,8 con l emanazione del Decreto del Ministero dell Agricoltura). Per gli impianti entrati in esercizio prima del 31/12/2007 i CV sono emessi in quota corrispondente all energia elettrica incentivata senza ponderazione. Il fattore di maggiore criticità è stimare il valore di mercato dei CV nel corso degli anni. Sull argomento si rimanda alle considerazioni svolte alla voce 3.3. della presente Guida. 17

Da un punto di vista fiscale i ricavi dalla vendita dei CV sono da considerarsi a tutti gli effetti come ricavi da vendita e prestazioni (voce A1 del Conto Economico) e pertanto soggetti ad imposta. La vendita dei CV è soggetta all IVA (pari al 20%). 4.2.2. Ricavi da tariffa fissa omnicomprensiva Per gli impianti aventi una potenza inferiore ad 1 MW ed entrati in esercizio dopo il 31/12/2007, il produttore può optare, in alternativa ai CV, alla tariffa fissa omnicomprensiva. I ricavi generati dall applicazione della tariffa fissa omnicomprensiva sono calcolati moltiplicando l energia elettrica incentivata con i valori indicati dalla Tabella 3 (si veda Voce 3.1). In particolare per gli impianti alimentati da biomassa o da biogas il coefficiente è pari a 0,28 /kwh. L incentivo viene determinato infine dalla tipologia di intervento (nuovo impianto, ampliamento, revamping, ecc.) Da un punto di vista fiscale i ricavi derivanti dall'applicazione della tariffa fissa omnicomprensiva sono considerati ricavi da vendita e prestazione (voce A1 del Conto Economico) e pertanto soggetti ad imposta. I ricavi da tariffa fissa omnicomprensiva sono soggetti ad IVA (al 10%). 4.2.3. Ricavi dalla vendita di energia elettrica Qualora il produttore decidesse per il rilascio dei CV, occorre considerare anche i ricavi dalla vendita di energia elettrica prodotta dall impianto (tali ricavi invece non possono essere considerati nel caso in cui il produttore decida per la tariffa fissa omnicomprensiva). L energia elettrica prodotta dall impianto può essere: immessa totalmente in rete e venduta al GSE (attraverso l opzione del ritiro dedicato); autoconsumata totalmente dal produttore per proprie esigenze aziendali; in parte venduta alla rete ed in parte autoconsumata. Nell ipotesi di immissione totale dell energia elettrica in rete, la stessa viene venduta sulla base di un prezzo amministrato stabilito annualmente dall AEEG. Per impianti medio-grandi, con produzione superiore a 2.000.000 di Kwh/anno, il GSE riconosce in ciascuna ora il prezzo determinato in Borsa Elettrica. Nel 2009 il prezzo medio annuo, indistinto dalle fasce orarie di produzione, è stato di circa 65/75 /Mwh (il prezzo dipende da molteplici fattori, principalmente dal mese di produzione e dalla zona dove è ubicato l impianto). Per gli impianti piccoli il GSE riconosce al produttore dei prezzi minimi garantiti. Per il 2009 i prezzi minimi garantiti sono riportati in tabella. 18

Fascia di produzione (Kwh) Prezzo di acquisto ( /Kwh) 1 500.000 0.1011 500.000 1.000.000 0.0852 1.000.000 2.000.000 0.0745 Il prezzo di vendita riconosciuto dal GSE viene indicizzato annualmente all indice ISTAT. Qualora il produttore decidesse di autoconsumare totalmente l energia elettrica prodotta, occorre valutare il risparmio ottenuto sulla bolletta energetica. Questo è pari al costo sostenuto dal produttore per l acquisto dell energia elettrica sul mercato libero (attualmente stimabile pari a 0,12/0,14 /kwh, al netto di IVA, per le Società di capitali e 0,16/0,18 /kwh per le Aziende agricole). Il risparmio per autoconsumo va inserito nella voce dei ricavi in quanto l Agenzia delle Entrate chiede al produttore di emettere un autofattura al fine di contabilizzare l imposta IVA. Infine, nell ipotesi di soluzione mista occorre valutare sia i ricavi dalla vendita di energia elettrica al GSE che il risparmio per autoconsumo. 4.2.4. Ricavi dalla vendita di energia termica In taluni casi il produttore considera di vendere a terzi l energia termica prodotta dal cogeneratore oppure di autoconsumare in parte il calore prodotto per ragioni aziendali. Nel primo caso va valutato il ricavo dalla vendita dell energia termica, tenuto conto che in generale viene venduta ad un prezzo rapportato al costo dell energia termica prodotta da combustibili fossili decurtato da un sensibile sconto (si può stimare ragionevolmente un prezzo medio di vendita a terzi di circa 0,025-0,035 /Kwh termico). Nel caso dell autoconsumo, occorre valutare il risparmio ottenuto sulla bolletta energetica. 4.3. Costi operativi Le valutazioni sotto riportate considerano costi a valori correnti (2009). 4.3.1 Approvvigionamento della materia prima E questa la voce di costo più significativa. La biomassa vegetale utilizzata per alimentare il digestore di un impianto a biogas viene stimata: mais trinciato: 3,0 /4,0 /ql; sorgo zuccherino: 2,7/3,7 /ql; cereali vernini (frumento, triticale): 2,5/3,5 /ql; scarti vegetali e sottoprodotti: 0,5/1,0 /ql. 19

La biomassa legnosa (cippato di legna vergine) utilizzata per alimentare impianti di gassificazione viene stimata in circa 3,5/5,0 /ql. La biomassa utilizzata per alimentare impianti a combustione viene stimata: cippato di legna (vergine): 3,5/5,0 /ql; sorgo da fibra (secco): 2,5/4,0 /ql. La biomassa utilizzata per alimentare un impianto di cogenerazione ad olio vegetale (tipicamente olio di palma) viene stimata in circa 600/800 /tonn. Mediamente il costo di approvvigionamento della materia prima incide tra il 50-65 % sui costi totali di gestione operativa. In questi ultimi anni il costo di approvvigionamento della materia prima ha subito fortissime oscillazioni di mercato: in particolare i cereali e i semi oleaginosi. Ad esempio la granella di mais (cereale di riferimento per tutto il comparto) ha subito oscillazioni di prezzo da 13 /ql a 24 /ql per poi ridiscendere a 13 /ql; l olio di palma grezzo da 400 $/tonn a 1.300 $/tonn per poi ridiscendere a 500 $/tonn. Ciò deve indurre molta prudenza nella valutazione dei costi per approvvigionamento della materia prima in relazione alla durata del piano di business. 4.3.2. Manutenzione La voce più significativa riguarda la manutenzione (ordinaria e straordinaria) del motore cogenerativo. Generalmente i motori di origine industriale (esempio Jenbacher, Deutz) hanno una durata di circa 55.000-60.000 ore di funzionamento (pari a circa 7-7,5 anni), mentre quelli di origine automobilistica (esempio Iveco, Man, Scania) hanno una durata generalmente di 30.000-35.000 ore. Al termine di tale periodo deve essere previsto un intervento di manutenzione straordinaria del motore. Un altra voce importante riguarda la manutenzione di parti impiantistiche significative, quali: le vasche di digestione e i sistemi di filtraggio degli impianti a biogas, il reattore, i sistemi di filtraggio del syngas e i sistemi di essicazione e caricamento della biomassa per gli impianti a gassificazione, la caldaia, i sistemi di caricamento, i sistemi di filtraggio fumi per gli impianti a combustione, i sistemi di filtraggio dell olio e il controllo fumi degli impianti di cogenerazione a olio vegetale. Qui sotto vengono riportate le stime di costi di manutenzione ordinaria a valori correnti (2009) da ritenersi come indicative: 20

Costi di manutenzione ordinaria ( /kwh) (per impianti di piccola/media potenza) Voce Biogas Gassificazione Combustione olio veget ale Motore 0,018 0,02 0,012 0,02 Impianto 0,012 0,005 0,005 0,004 fullservice 0,029 0,024 0,016 0,023 Generalmente i costi di manutenzione incidono tra il 14-20% dei costi totali di gestione operativa. 4.3.3. Gestione I costi di gestione dipendono dalla tipologia impiantistica adottata. Voci di costo di gestione comuni un po a tutti gli impianti sono: acquisto energia elettrica per il funzionamento dell impianto (nel caso il produttore decidesse di ricorrere alla tariffa fissa omnicomprensiva). In generale la percentuale di energia elettrica autoconsumata per il funzionamento dell impianto varia dal 2% di un cogeneratore ad olio vegetale all 8% di un impianto a biogas; servizi amministrativi; trasporto, stoccaggio, caricamento della materia prima; smaltimento dei residui di lavorazione, dei fumi e delle ceneri. Generalmente i costi di gestione incidono tra il 5-15% dei costi totali di gestione operativa. 4.3.4. Assicurazione per danni diretti ed indiretti Di norma il produttore ricorre a polizze assicurative per la copertura di danni diretti (furto, incendio, guasto macchina, ecc.) ad un costo di circa il 3-4 per mille del valore assicurato. Tuttavia vi sono produttori che intendono coprire anche i danni indiretti (mancato ricavo per guasto macchina e fermo impianto) mediante una polizza All Risk. In questo caso il premio assicurativo si aggira sul 5-8 per mille del valore assicurato. Generalmente i costi per i premi assicurativi incidono tra il 1-3% dei costi totali di gestione operativa. 4.3.5. Personale 21

Il costo del personale dipende dalla tipologia impiantistica adottata. I costi crescono con la complessità e con la taglia di potenza dell impianto. Impianti di cogenerazione a olio vegetale di piccola taglia (300-600 Kw) prevedono un costo/uomo di ½ persona, impianti a biogas (da 500-1000 Kw) 1 persona, impianti a combustione di grande taglia (10.000 Kw) circa 15-20 persone. Generalmente i costi del personale incidono tra il 3-12% dei costi totali di gestione operativa. 4.3.6. Costi generali ed imprevisti Generalmente i costi generali ed imprevisti vengono stimati per il 2-4% dei costi totali di gestione operativa. 4.4. Redditività dell investimento Ciclo di vita. Per questi tipi di impianto appare ragionevole considerare un orizzonte temporale di 15 anni quale stima del periodo di vita utile dell impianto, a condizione che sia previsto un piano di assistenza e di manutenzione programmata. Tale periodo coincide con la durata del sistema incentivante. IRR (Tasso Interno di Rendimento) e Pay Back Time. Adottando il metodo del DCF (Discounted Cash Flow) ad un tasso di attualizzazione compreso tra il 6,0-8,0 % si ottiene generalmente un tasso interno di redditività (IRR) compreso tra il 18% ed il 28%. Il tempo di ritorno dell investimento è fortemente condizionato dalla tariffa incentivante, dal costo dell investimento e dalla tipologia d impianto. Può variare da 5 a 8 anni. 4.5 Esempio di calcolo economico A titolo di esempio si riportano i seguenti prospetti economici esemplificativi. Dati di input Promotore Impianto a biomassa + teleriscaldam ento Srl con tassazione ordinaria Impianto a biogas Azienda agricola con reddito agrario Impianto a biomassa + teleriscalda mento SpA con tassazione ordinaria Potenza elettrica nominale (KW) 990 990 5.000 Costo investimento ( ) 6.000.000 4.200.000 20.000.000 Ore di funzionamento (h/anno) 8.016 8.016 7.800 Produzione annua di energia elettrica (kwh) 7.770.000 7.770.000 38.200.000 22

Quota di energia elettrica per autoconsumo 6,5 % 7,0% 10,0% Dati relativi al finanziamento Finanziamento a debito 80 % 80 % 80 % Equity 20 % 20 % 20 % Durata del finanziamento (anni) 10 10 11 Preammortamento (anni inclusi) 1 1 1 Tasso di interesse 6,00 % 6,00 % 6,00 % Ammortamento all italiana all italiana All italiana Conto Economico (relativo al 1 anno di esercizio) Ricavi: da Certificato Verde 0 0 4.472.000 da tariffa fissa omnicomprensiva (0,28 /kwh) Da vendita di energia elettrica alla rete 2.145.000 2.145.000 0 0 0 2.531.000 da vendita calore 120.000 0 625.000 Costi operativi: Biomassa 550.000 680.000 2.503.000 Spandimento digestato 0 48.000 0 Smaltimento ceneri 57.000 0 68.000 Manutenzione full service del motore 60.000 155.000 0 Manutenzione ordinaria del impianto 30.000 54.000 360.000 Acquisto energia elettrica per autoconsumo 76.000 83.000 0 Materiali di consumo 0 0 200.000 Royalties 0 0 50.000 Personale 110.000 40.000 245.000 Assicurazioni 15.000 10.000 50.000 23

Spese amministrative 15.000 15.000 20.000 Spese generali 25.000 25.000 30.000 Varie ed imprevisti 10.000 10.000 20.000 TOTALE 948.000 1.125.000 3.547.000 EBITDA 1.316.000 1.020.000 4.081.000 EBIT 769.000 665.000 2.318.000 Indicatori economici dell investimento (tasso di attualizzazione pari al 7,0%) Tasso Interno di Redditività (IRR) 14,6 % 19,5 % 11,4% Valore Attuale Netto (VAN) al 15 anno ( ) 2.569.000 3.095.000 4.460.000 Pay Back Time (anni) 9,3 5,6 8,8 4.6. Confronto tra impianto a biomassa e impianto fotovoltaico Al fine di fornire maggiori elementi di giudizio, si ritiene utile confrontare le caratteristiche di un investimento nel settore delle biomasse rispetto a quello nel settore fotovoltaico. Entrambi gli impianti hanno in comune: sono alimentati da fonti rinnovabili producono energia elettrica da immettere nelle rete godono dell incentivo pubblico La comparazione viene effettuata assumendo: impianto a biogas da 1000 KW realizzato da un Azienda agricola in provincia di Cremona con tariffa ipotizzata a 0,28 /kwh ; impianto fotovoltaico da 1000 KW a terra realizzato da una srl in provincia di Bari. Biogas Fotovoltaico 24

Investimento complessivo ( ) 4.000.000 3.800.000 Investimento unitario ( /KW) 4.000 3.800 Durata finanziamento (anni) 10 12 Ricavi (1 anno) 2.150.000 620.000 Costi operativi (1 anno) 1.080.000 87.000 Ciclo di vita tecnica (anni) 20 30 Ciclo di vita utile (anni) 15 20 Rischio tecnologico Medio basso VAN al termine della vita utile ( ) 3.600.000 850.000 Tasso Interno di Redditività (IRR) 25,1 % 9,2 % Pay back Time (anni) 6 12,4 Il consistente vantaggio di redditività dell impianto a biomassa, rispetto a quello fotovoltaico, trova compensazione nei maggiori rischi d impresa dello specifico business del primo (costo della materia prima e oscillazione del suo prezzo in primis) e nel maggior impegno nella gestione dello stesso( sostanzialmente nullo invece nel fotovoltaico). 5. Iter autorizzativo e di qualifica 5.1. Autorizzazione amministrativa Ai sensi dell art. 12 del decreto legislativo 387/03 la costruzione e l esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili sono soggetti ad una autorizzazione unica, rilasciata dalla Regione o dalla Provincia delegata, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell ambiente, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico, che costituisce, ove occorre, variante al piano urbanistico. L autorizzazione viene rilasciata a seguito di un procedimento unico esperito dalla Conferenza dei Servizi convocata dall Ente autorizzante. Il rilascio dell autorizzazione costituisce titolo a costruire e ad esercire l impianto. Il termine massimo per la conclusione del procedimento non può superare i 180 giorni. Vi sono alcuni casi in cui non è necessaria l autorizzazione unica. Precisamente per: impianti a biomassa con potenza inferiore a 200 KW impianti a biogas con potenza inferiore a 250 KW 25

si applica la disciplina della Denuncia di Inizio Attività (DIA). Tuttavia alcune Regioni hanno approvato leggi regionali che ammettono l autorizzazione mediante DIA per impianti con potenze nominali superiori alle soglie della legge nazionale. Inoltre non si applica la procedura dell autorizzazione unica per quegli impianti per i quali non è previsto il rilascio di alcuna autorizzazione. Questi ultimi casi di esenzione sono, tuttavia, da ritenersi particolari e residuali: tipicamente rientrano nella fattispecie gli impianti mobili all interno di stabilimenti industriali o aziende agricole per i quali le leggi regionali o le norme urbanistiche locali non prevedono nessun permesso a costruire. Nell ambito dell iter istruttorio creditizio è opportuno acquisire il decreto (o la detrmina) di autorizzazione unica ai sensi dell art. 12 del decreto legislativo 387/03 oppure, ove non previsto, la denuncia di inizio attività (DIA). In ogni caso l autorizzazione amministrativa va acquisita prima della stipula. 5.2. Qualifica IAFR La qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili (detta anche qualifica IAFR), rilasciata dal GSE, è propedeutica al rilascio dell incentivo economico. Le procedure tecniche di qualificazione di un impianto sono pubblicate sul sito del GSE (www.gsel.it). La qualifica IAFR può essere richiesta dal produttore al GSE sia per impianti in progetto sia per impianti già in esercizio. Nel primo caso il certificato di qualifica deve essere acquisito in sede di istruttoria creditizia, nel secondo caso solo dopo l entrata in esercizio dell impianto. Per ovvie ragioni è preferibile acquisire dal cliente la qualifica in sede di progetto prima di stipulare il contratto di finanziamento. 26