Quadro Normativo

Le norme tecniche relative alle energie rinnovabili è piuttosto articolato e ruota intorno al D.Lgs. 387/2003.

I cardini della politica UE sulle energie rinnovabili si sono basati dalla fine degli anni 2000 sulla strategia “20-20-20”, che stabilì per l’Unione europea tre ambiziosi obiettivi da raggiungere entro il 2020:

  • Ridurre i gas ad effetto serra del 20% (o del 30% in caso di accordo internazionale);
  • Ridurre i consumi energetici del 20% aumentando l’efficienza energetica;
  • Soddisfare il 20% del fabbisogno energetico europeo con le energie rinnovabili.

L’attuazione di questi obiettivi fu affidata al Pacchetto Clima-Energia, che istituiva, attraverso sei nuovi strumenti legislativi europei, i metodi per tradurre in pratica gli obiettivi al 2020:

  1. Direttiva Fonti Energetiche Rinnovabili RED1 (Direttiva 28/2009/CE);
  2. Direttiva Emission Trading (Direttiva 2009/29/EC);
  3. Direttiva sulla qualità dei carburanti (Direttiva 2009/30/EC);
  4. Direttiva Carbon Capture and Storage – CCS (Direttiva 2009/31/EC);
  5. Decisione Effort Sharing (Decisione 2009/406/EC);
  6. Regolamento CO2 Auto (Regolamento 2009/443/EC)

Il Consiglio europeo del 23-24 ottobre 2014 ha, quindi, approvato i nuovi obiettivi clima energia al 2030:

  • -40% emissioni di gas a effetto serra, con obiettivi vincolanti per gli Stati membri;
  • +27% rinnovabili sui consumi finali di energia, vincolante a livello europeo, ma senza target vincolanti a livello di Stati membri;
  • 27% efficienza energetica, non vincolante ma passibile di revisioni per un suo innalzamento al 30%.

L’attuazione di tali obiettivi fu affidata alle seguenti misure:

  • Direttiva Fonti Energetiche rinnovabili RED2 (Direttiva (UE) 2018/2001);
  • Direttiva Efficienza Energetica (EU) 2018/2002;
  • Regolamento sulla Governance Energetica (EU) 2018/1999.

La direttiva 2018 ha fissato un obiettivo al 2030 di almeno il 32% delle energie rinnovabili nel mix energetico europeo, sulla base di contributi nazionali. Quando gli Stati membri hanno presentato i loro Piani nazionali energia e clima, nel 2020, l’impatto cumulativo dei 27 piani è andato oltre questa cifra. Tuttavia, con l’aumento dell’ambizione climatica è chiaro che anche l’obiettivo dell’UE in materia di rinnovabili deve essere più ambizioso. La proposta di revisione della RED II alza quindi l’asticella: produrre il 40% dell’energia da fonti rinnovabili entro il 2030.

Nell’ambito del green deal a Luglio 2021 è stato, quindi, proposto il pacchetto FIT for 55 con il quale si alza l’asticella degli obiettivi europei in fatto di energie rinnovabili: dal 32% fissato dall’attuale direttiva RED II si propone di passare al 38-40% entro il 2030. Ciò significa raddoppiare il contributo di eolico, solare e altre FER rispetto ai livelli attuali.

  • Proposta di Direttiva RED3 (COM(2021)557 final)

Fonti:

  • Direttiva RED1 – Direttiva 28/2009/CE
    ◦ Recepimento D.Lgs. 28/2011
  • Direttiva RED2 – Direttiva (UE) 2018/2001
    ◦ Recepimento D.Lgs 199/2021
  • Bozza Direttiva RED3 – COM(2021)557 final

Quadro Normativo 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.

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 sistema di incentivazione è, quindi, effettivamente pratico con l’approvazione del DM 18 dicembre 2008.
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.

La tariffa onnicomprensiva introdotta dal DM 18 dicembre 2008 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.

A partire dall’1/1/2013 è stato introdotto un nuovo sistema di incentivazione basato sul Decreto FER 6/7/2012, che ha ridotto considerevolmente le tariffe (0,236 €/kWh per potenze fino a 300 kWe) e limitato le potenze degli impianti. Il DL 145/2013 ha introdotto lo spalmaincentivi facoltativo sugli impianti di produzione del biogas che, ove non applicato, comportava il divieto, a fine incentivo, di percepire ulteriori incentivi a valere sul sistema elettrico. Lo spalmaincentivo non si applicava agli impianti DM 6/7/2012.

Il sistema si è successivamente evoluto con il Decreto Ministeriale 23 Giugno 2016 e successive modifiche ed in particolare, per il settore agricolo, con la L. 145/2018 comma 954 e successive modifiche. L’alimentazione degli impianti biogas è vincolata dai Decreti e basata sulle matrici indicate nelle Tabelle 1A e 1B del DM 23 giugno 2016. L’ultimo registro per impianti di potenza fino a 300 kWe è stato pubblicato con chiusura al 23 novembre 2021 e, in attesa del futuro Decreto FER2, ad oggi è possibile realizzare solamente impianti di potenza fino a 100 kWe ad accesso diretto, ferma restante la disponibilità del contingente fissato a 5,8 Miliardi di €. La tariffa è stata sostanzialmente confermata a 0,233 €/kWh.

La Legge di Stabilità per il 2020 ha introdotto una proroga di 15 anni dell’incentivo per gli impianti entrati in esercizio entro il 31/12/2007. Il relativo Decreto Attuativo non è mai stato pubblicato.

Il DL Semplificazioni 2020 ha quindi introdotto una parziale deroga allo Spalmaincentivo DL 145/2013, consentendo agli impianti che hanno beneficiato di incentivi di accedere alle nuove procedure di asta o registro, con una decurtazione tariffaria del 3%. Questa norma è stata ulteriormente potenziata dal DL di attuazione del PNRR (DL 7/11/2021).

Fonti

  • DM 18 dicembre 2008
  • Decreto FER del 6 Luglio 2012
  • GSE – Procedure applicative FER del 24/8/2012
  • Decreto 145/2013 – Spalmaincentivi
  • Decreto controlli (DM 31/1/2014)
  • GSE – Procedure applicative del 10/1/2014
  • Decreto FER 23 Giugno 2016
  • GSE – Procedure applicative 2016
  • Proroga 2019 – Legge di stabilità 2019 – L. 145/2018 – Proroga incentivi impianti agricoli piccola taglia
  • Procedure applicative GSE della L. 145/2018 – 15 marzo 2019
  • Legge di Stabilità per il 2020 Art. 1 comma 524 -(L. 160 del 27/12/2019) – Proroga ante 2007 e digestato equiparato
  • DL semplificazioni 2020 (DL 16 Luglio 2020) – Art. 56 comma 3 – Deroga allo spalmaincentivo DL 145 del 2013
  • DL semplificazioni 2021 (DL 77 del 31 maggio 2021) – Art. 31bis Matrici BM, matrici aziendali prevalenti
  • DL attuazione PNRR – DL 6/11/2021, n. 152 – Art. 19bis – Snellimento della deroga allo spalmaincentivi

Il regime di autorizzazione del biogas elettrico è incentrato sul D.Lgs. 387/2003 ed in particolare sull’Autorizzazione Unica prevista all’art. 12.

Nei casi previsti dalla legge è possibile utilizzare la Procedura Abilitativa Semplificata introdotta dall’art. 6 del D.Lgs. 28/2011

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 era 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 doveva essere inteso sui COT totali inclusa la frazione metanica. In effetti una interpretazione letterale della legge non si prestava a discussioni: il limite è sui COT era quindi sul carbonio organico totale.

Con l’approvazione del DM 18 Maggio 2016 (GU 30/6/2016) è stato stabilito un limite di 100 mg/Nmc riferito alla sola frazione metanica, chiudendo, una diatriba durata anni.

  • Nota Ministero dell’Ambiente 17/10/2012
  • Sentenza TAR Piemonte del 9/10/2013
  • Sentenza CdS del 2/7/2014
  • Sentenza TAR Brescia del 14/7/2015
  • Schema di Decreto COT
  • Parere del Consiglio di Stato sul Decreto COT del 10/7/2015
  • DM 18 Maggio 2016 (GU 30/6/2016) Decreto COT

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.

Quadro Normativo Biometano

Il biometano rappresenta una filiera del tutto nuova, alla quale partecipano o possono partecipare: aziende agricole, aziende raccolta rifiuti, aziende agroalimentari, come fornitori della materia prima di partenza; società di ingegneria e di costruzione di impianti, già attive nel settore del biogas o comunque dotate di competenze adatte; produttori e distributori di carburanti, aziende di trasporti, società di distribuzione e trasporto gas, come destinatari del biometano prodotto.
Il termine Biometano si riferisce a un biogas che ha subito un processo di raffinazione per arrivare ad una concentrazione di metano almeno del 95% ed è utilizzato come biocombustibile per veicoli a motore al pari del gas naturale (o metano fossile).
Il sistema di incentivazione del biometano, concepito con il D.Lgs. 28/2011, ha trovato una prima fase di attuazione con il DM 5/12/2013.

Incentivi RED1 e D.Lgs. 28/2011

Il sistema di incentivazione del biometano trae origine dal D.Lgs. 28/2011.
La prima attuazione si è avuta, in Italia, con il DM 5 Dicembre 2013 che, però, non è riuscito a far partire il sistema per effetto delle elevate incertezze che il decreto lasciava ai produttori, con conseguente difficile bancabilità dei progetti.
È quindi stato predisposto un nuovo Decreto Biomentano, sottoposto alla fase di Consultazione Pubblica nel dicembre del 2017 ed approvata dalla Commissione Europea il 1 Marzo 2018.
Il Decreto Biometano 2 (DM 2 marzo 2018) è quindi stato approvato ed ha, quindi consentito l’avvio di molte iniziative, seppur non come sperato nell’ambito del settore agricolo.

Incentivi RED2 e D.Lgs. 199/2021

A seguito dell’approvazione del Decreto di recepimento della Direttiva Europea sulle fonti rinnovabili RED2 (D.Lgs. 199/2021) si è in attesa del Decreto attuativo previsto dall’art. 11 (Decreto Biometano 3) che introdurrà significative novità ed estenderà il sistema di incentivazione fino al 30 giugno 2026.

Nel mese di novembre 2021 è stata divulgata una bozza del nuovo Decreto Biometano 3

Fonti

  • D.Lgs. 28/2011 – Recepimento Direttiva RED1
  • DM Biometano1 (5/12/2013)
  • GSE – Procedure di qualifica impianti extra rete (5/8/2015)
  • GSE – Procedure accesso incentivi impianti extra rete (5/8/2015)
  • Decreto Biometano2 del 2 marzo 2018
  • Procedure applicative GSE (18/6/2018)
  • Procedure applicative GSE (4/3/2021)
  • DL semplificazioni 2021 (DL 77 del 31 maggio 2021) – Art. 31bis Matrici Biometano avanzato
  • Allegato A – Matrici avanzate – (9/9/2021)
  • D.Lgs. 199/2021 – Recepimento Direttiva RED2 (8/11/2021)

L’impianto normativo relativo alle autorizzazioni per il biometano è interamente mutuato da quello degli altri impianti rinnovabili ed in particolare del biogas elettrico e trova il riferimento principale nel D.Lgs. 387/2003 e nel D.Lgs. 28/2011.

Il D.L. 31 maggio 2021, n. 77, convertito con modificazioni dalla L. 29 luglio 2021, n. 108, ha disposto (con l’art. 31-bis, comma 2) che “Le disposizioni dell’articolo 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, si applicano anche a tutte le opere infrastrutturali necessarie all’immissione del biometano nella rete esistente di trasporto e di distribuzione del gas naturale, per le quali il provvedimento finale deve prevedere anche l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio dei beni in esso compresi nonché la variazione degli strumenti urbanistici ai sensi del testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione per pubblica utilità, di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327“. La formulazione del testo conferma una automatica estensione di tutto l’art. 12 del D.Lgs. 387/2003 anche al biometano (“(..) anche a tutte le opere infrastrutturali“.