Elettricità dal Biogas

La produzione di energia elettrica e calore attraverso il biogas generato con la digestione anaerobica ha costituito e costituisce tuttora una interessante opportunità per il settore agricolo.

I sistemi di incentivazione che si sono evoluti nel tempo hanno portato alla realizzazione di centinaia di impianti nel nord Italia, di taglia fra 100 kWe e 999 kWe.

La potenza dell’impianto da realizzare in azienda va accuratamente scelta in base alla disponibilità di biomasse (reflui zootecnici, insilati, granella, sottoprodotti ecc) e di terreni per la valorizzazione agronomica del digestato, anche alla luce delle limitazioni poste dalla Direttiva Nitrati.

NORMATIVA

  • Autorizzazioni
  • Incentivi
  • Fiscalità
  • Digestato
  • Emissioni

PIEMONTE

La Regione Piemonte è intervenuta con la D.G.R. 22-8733 del 5 Maggio 2008 ponendo delle forti limitazioni sulla finanziabilità in conto capitale degli impianti a biomasse e biogas. Tale delibera è stata successivamente modificata con la D.G.R. n. 63-10873 del 23/02/09.

Con DGR n. 30 – 12221 del 28.09.2009 la Regione Piemonte ha approvato la Relazione Programmatica sull’Energia,SanGiuliano che contiene alcune importanti e forti limitazioni allo sviluppo della produzione di energia da biogas in Piemonte, recependo gli indirizzi della DGR 22/2008 anche per l’autorizzazione di nuovi impianti. La relazione ha, al momento, esclusivamente valore di indirizzo e non è cogente, come confermato dalla Circolare 5RIC pubblicata sul BUR n. 13 del 1/4/2010.

LOMBARDIA

La regole regionali di base per la realizzazione e l’esercizio degli impianti biogas in Lombardia sono dettate dalla DGR_IX_3298 del 27/4/2012.

Vincoli localizzativi importanti sono posti dal nuovo PEAR (Piano Energetico Ambientale Regionale) approvato con dgr n. 3706 del 12 giugno 2015:

L’approvazione da parte del Parlamento della Legge 22/11/2007 n. 222, che ha portato la tariffa di cessione dell’energia elettrica da fonti agricole a 0,30 €/kWh, la remuneratività di questa fonte di energia è divenuta interessante per le aziende agricole.

Il 17 Ottobre 2008 è stato emanato il Decreto Attuativo della Finanziaria 2008 del Ministero dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero dell’Ambiente. Tale Decreto concedeva a titolo di acconto una tariffa omnicomprensiva pari a 0,22 €/kWh.

Il 23 Luglio 2009 è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale la Legge 99 del 2009 che, all’art. 42, fissa in 0,28 €/kWh la tariffa unica omnicomprensiva per l’energia elettrica da biogas.

​Su richiesta del Produttore, in alternativa ai CV, l’incentivazione può essere riconosciuta dal GSE mediante la corresponsione di una Tariffa Onnicomprensiva nel caso di  impianti di potenza nominale media annua non superiore a 0,2 MW, per gli impianti eolici, o non superiore ad 1 MW per gli altri impianti, con l’esclusione degli impianti termoelettrici ibridi individuati al punto b) del precedente punto 1.
I limiti di potenza nominale media annua sono riferiti alla somma delle potenze nominali medie annue complessivamente installate, per ciascuna fonte, a monte di un unico punto di connessione alla rete elettrica.
La TO comprende sia il valore dell’incentivo che il ricavo per la vendita dell’energia elettrica prodotta. Inoltre solo la quota parte dell’energia elettrica netta da fonte rinnovabile prodotta dall’impianto ed immessa in rete, come definita nell’allegato A del DM 18/12/2008, può accedere alla TO.
I valori della tariffa onnicomprensiva, di entità  variabile a seconda della fonte, sono riportati nella Tabella 3 della Legge Finanziaria 2008.
Tale Tabella è stata aggiornata dalla Legge 99 del 2009, come sotto riportata.
N°​ FONTE​ €/KWH
1​ Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW​ 0,30​
3​ Geotermica​ 0,20​
4​ Moto ondoso e maremotrice​ 0,34​
5​ Idraulica diversa da quella del punto precedente​ 0,22​
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​ 0,28​
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​ 0,18​
La tariffa onnicomprensiva può essere variata ogni tre anni con decreto del Ministro dello sviluppo economico assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili.
Al termine dei quindici anni l’energia elettrica è remunerata, con le medesime modalità, alle condizioni economiche previste dall’articolo 13 del Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.

Dal 1 Gennaio 2013 occorre, quindi, fare riferimento al Decreto FER (DM 6 Luglio 2012) e successive modifiche (vedi pagina energia rinnovabile)

tariffe_FER

Come noto il DL 66 del 24 Giugno 2014 ha introdotto un nuovo sistema di tassazione forfettaria dell’agroenergia, modificando il comma 423 dell’art. 1 della Legge 23 Dicembre 2005 n. 266:

Le attività effettuate dagli imprenditori agricoli di produzione e cessione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali, costituiscono attività connesse ai sensi dell’articolo 2135 del codice civile. Il reddito è determinato applicando all’ammontare dei corrispettivi delle operazioni soggette a registrazione agli effetti dell’imposta sul valore aggiunto il coefficiente di redditività del 25 per cento”.

La conversione in legge 89 del 23 Giugno 2014 ha stemperato temporaneamente la nuova posizione del Legislatore, introducendo una norma transitoria di durata annuale (anno 2014). L’articolo 12 del Decreto Legge “Milleproroghe” (D.L.31 dicembre 2014, n. 192 “Proroga di termini previsti da disposizioni legislative”), approvato il 24 dicembre dal Consiglio dei ministri e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 302 del 31dicembre, convertito in legge n. 11 del 27/2/2015 ha prorogato al 31/12/2015 il regime di tassazione ridotta.

Le disposizioni del presente comma si applicano a decorrere dal periodo di imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2015 e di esse si tiene conto ai fini della determinazione dell’acconto delle imposte sui redditi dovute per il predetto periodo d’imposta.

1-bis. Limitatamente agli anni 2014 e 2015, ferme restando le disposizioni tributarie in materia di accisa, la produzione e la cessione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali, sino a 2.400.000 kWh anno, e fotovoltaiche, sino a 260.000 kWh anno, nonché di carburanti ottenuti da produzioni vegetali provenienti prevalentemente dal fondo e di prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti prevalentemente dal fondo effettuate dagli imprenditori agricoli, costituiscono attività connesse ai sensi dell’articolo 2135, terzo comma, del codice civile e si considerano produttive di reddito agrario. Per la produzione di energia, oltre i limiti suddetti, il reddito delle persone fisiche, delle società semplici e degli altri soggetti di cui all’articolo 1, comma 1093, della legge 27 dicembre 2006, n. 296, è determinato, ai fini IRPEF ed IRES, applicando all’ammontare dei corrispettivi delle operazioni soggette a registrazione agli effetti dell’imposta sul valore aggiunto, relativamente alla componente riconducibile alla valorizzazione dell’energia ceduta, con esclusione della quota incentivo, il coefficiente di redditività del 25 per cento, fatta salva l’opzione per la determinazione del reddito nei modi ordinari, previa comunicazione all’ufficio secondo le modalità previste dal regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica 10 novembre 1997, n. 442. Le disposizioni del presente comma si applicano a decorrere dal periodo di imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2013 e di esse si tiene conto ai fini della determinazione dell’acconto delle imposte sui redditi e dell’imposta regionale sulle attività produttive dovute per il predetto periodo d’imposta”.

La Circolare 32E del 6 Luglio 2009 dell’Agenzia delle Entrate ha stabilito i criteri per valutare la connessione dell’attività di produzione energetica a quella agricola.

DIGESTATO: REFLUO ZOOTECNICO, SOTTOPRODOTTO, RIFIUTO?

La classificazione del digestato di origine agricola è, da tempo, al centro di un ampio dibattito. Il Decreto Effluenti di prossima emanazione dovrebbe chiarire in modo definitivo che il digestato, laddove soddisfi tutti i criteri dell’art. 184bis del TU Ambiente, è un sottoprodotto.

PIEMONTE

In Regione Piemonte si sono avute gravi difficoltà interpretative in quanto, a differenza di quanto avvenuto per esempio in Emilia Romagna o Lombardia, la Regione non ha assunto una posizione chiara fino al 2015. In diverse comunicazioni, infatti, l’Ente aveva fornito indicazioni circa la classificazione del digestato come rifiuto, ma aveva anche esplicitamente ammesso la possibilità di considerarlo sottoprodotto ai sensi dell’art. 184bis del D.Lgs. 152/2006.

Diverse sentenze (TAR Umbria, Cassazione Penale, Tribunale di Vercelli, ecc) hanno esplicitamente confermato che il digestato deve essere considerato sottoprodotto.

Con D.G.R. 5 Ottobre 2015, n. 23-2193  la Regione Piemonte ha finalmente chiarito che il digestato può essere classificato come sottoprodotto e quindi sottratto dalla disciplina sui rifiuti anche in assenza di prevalenza di reflui zootecnici in ingresso all’impianto.

Rimane, in ogni caso, operativa la D.G.R. 64 10874 del 23 Febbraio 2009 che stabilisce l’assimilazione al refluo zootecnico del digestato prodotto da una miscela composta in prevalenza da reflui zootecnici.

LOMBARDIA

La Regione Lombardia ha assunto fin dall’aprile 2012 (DGR 18 aprile 2012 – n. IX/3301) una chiara posizione, stabilendo che il digestato rientra fra le sostanze naturali e non pericolose provenienti dall’attività agricola e/o utilizzate nella stessa e quindi viene sottratto dalla disciplina dei rifiuti ove in ingresso siano impiegati esclusivamente:

  • effluenti di allevamento, così come definiti dal d.m. 7/4/2006 e dalla d.g.r. 5868/2007, così come integrata da d.g.r. 14/09/2011, n. 2208;
  • residui delle coltivazioni (es. paglie, stocchi, colletti di barbabietola, ecc.) e residui prodotti dalle imprese agricole, incluse quelle che esercitano anche attività di trasformazione o di valorizzazione della produzione agricola ai sensi dell’articolo 2135, comma 3 del Codice Civile;
  • sottoprodotti così come definiti dall’art. 184-bis del d. lgs. 152/2006 e s.m.i., limitatamente a quelli aventi matrice organica e derivanti da attività agricola e agroalimentari;
  • prodotti agricoli;
  • matrici riconosciute idonee per la somministrazione all’alimentazione animale.

Il quadro normativo ed i documenti più rilevanti sono contenuti nel QUADERNO CMA n. 6

 DOCUMENTI

Le emissioni del cogeneratore di un impianto a biogas rappresentano l’elemento ambientale più critico di questi impianti. Occorre, quindi, conoscere bene la normativa e controllare con attenzione il rispetto di tutti i parametri emissivi.

Il rispetto dei limiti emissivi non può mai essere dato per scontato, anche in motori che teoricamente garantiscono le soglie emissive, in quanto la qualità dei fumi di scarico è sempre funzione dello stato di manutenzione del motore e dei sistemi si trattamento e dipende dalla qualità del biogas impiegato. I limiti di emissione che devono essere rispettati dai cogeneratori a biogas sono imposti dall’allegato alla parte V del D.Lgs. 152/2006 (dall’Allegato IX – sezione 3) in quanto essi rientrano, ai sensi dell’art. 272 del D.Lgs. 152/2006, fra gli impianti in deroga.

Il COT (Carbonio Organico Totale) è un importante indicatore della qualità dei fumi del cogeneratore e rappresenta la somma di tutto il carbonio organico presente. Il carbonio organico rappresenta una delle principali fonti di inquinamento odorigeno ed alcuni composti organici di carbonio possono avere significativi effetti negativi dal punto di vista ambientale. Nei motori biogas una quota molto rilevante del COT è costituita da metano incombusto. Il COT viene normalmente distinto in:

  • MCOT : COT metanico
  • NMCOT : COT non metanico

Mentre il COT non metanico è un vero inquinante e va quindi tenuto sotto controllo, il metano non viene considerato un inquinate in quanto è una molecola prodotta in natura, ma è un forte gas serra. Per questo le Provincie tendono, in ogni caso, a volerne contenere le emissioni. Il limite di COT imposto dal D.Lgs. 152/06 è notoriamente frutto di una interpretazione dubbia, dibattuta in varie regioni italiane. Recenti prese di posizione del Ministero dell’Ambiente e del TAR Piemonte hanno, però, fugato i dubbi, chiarendo che il limite di COT deve essere inteso sui COT totali inclusa la frazione metanica. In effetti una interpretazione letterale della legge non si presta a discussioni: il limite è sui COT e quindi sul carbonio organico totale.

Uno schema di decreto approvato dalla Conferenza Stato Regioni a Febbraio 2014 stabilirà un limite di 100 mg/Nmc riferito alla sola frazione metanica, chiudendo, probabilmente, una diattriba durata anni.

Gli NOx sono inquinanti insidiosi e molto seguiti dalle Autorità competenti in quanto oggetto di frequenti superamenti nell’areale della Pianura Padana, con conseguenti preoccupazioni da parte dell’opinione pubblica per possibili conseguenze negative sulla salute. Il limite imposto per il biogas è di 500 mg/Nm3 riferito al fumo secco ed al 5% di O2. Tale limite può essere rispettato dai cogeneratori moderni, anche se è necessario mantenere e regolare il motore in modo corretto per evitare rischi. I cogeneratori di vecchia generazione o alcuni cogeneratori progettati per il mercato tedesco non sono in grado di rispettare i limiti se non con accorgimenti particolari e penalizzando molto il rendimento elettrico. Il limite sugli NOx è insidioso. Il suo rispetto non può essere dato per scontato su nessun motore e per questo motivo tale parametro va monitorato con frequenza. In caso di difficoltà nel mantenimento del limite o di richieste più rigorose di quelle di legge da parte delle prescrizioni autorizzative occorre prevedere l’installazione di presidi di contenimento quali ad esempio i catalizzatori ad urea (SCR). Tali sistemi sono costosi da installare, gestire e presentano una manutenzione delicata. E’ bene, quindi, optare per motori in grado di rispettare in modo nativo limiti molto rigidi in termini di NOx.