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Le fonti di energia rinnovabili (energia eolica, energia solare, energia idroelettrica, energia geotermica, biomassa, biocarburanti, etc.) costituiscono delle alternative ai combustibili fossili che contribuiscono a ridurre le emissioni di gas a effetto serra, a diversificare l'approvvigionamento energetico e a ridurre la dipendenza dai mercati dei combustibili fossili, in particolare petrolio e gas.

 

Direttive europee per le energie rinnovabili

L’evoluzione della legislazione europea, e di conseguenza la legislazione di recepimento degli Stati membri, inizia nel 1997 con pubblicazione del Libro bianco sulle fonti energetiche rinnovabili, che poneva l’obiettivo di soddisfare il 12% delle esigenze di consumo di energia e il 22,1% delle esigenze di consumo di elettricità a partire da fonti rinnovabili entro il 2010, con gli obiettivi indicativi per ciascuno Stato membro stabiliti nella direttiva 2001/77/CE.

La direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle energie rinnovabili, recante abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE, ha stabilito che una quota obbligatoria del 20% del consumo energetico dell'UE deve provenire da fonti di energia rinnovabili entro il 2020; inoltre, tutti gli Stati membri sono tenuti a derivare il 10% del carburante utilizzato per i trasporti da fonti di energia rinnovabili entro il 2020.

La Direttiva ha altresì stabilito i requisiti relativi ai diversi meccanismi che gli Stati membri possono applicare per raggiungere i propri obiettivi (regimi di sostegno, garanzie di origine, progetti comuni, cooperazione tra Stati membri e paesi terzi), nonché criteri di sostenibilità per i biocarburanti. La medesima direttiva, stabilisce, tra le altre cose, obiettivi nazionali in materia di energia rinnovabile per ciascun paese, tenendo conto della situazione di partenza e del potenziale complessivo riguardante le fonti energetiche rinnovabili. Gli obiettivi spaziano da un minimo del 10% per Malta a un massimo del 49% per la Svezia, passando per tanti traguardi intermedi come quello che dovrà raggiungere l’Italia che entro il 2020 dovrà coprire il 17% dei consumi finali di energia mediante fonti rinnovabili; gli Stati membri dell'UE definiscono il modo in cui prevedono di raggiungere tali obiettivi e la tabella di marcia generale per la loro politica in materia di energie rinnovabili nei piani d'azione nazionali per le energie rinnovabili. I progressi compiuti verso gli obiettivi nazionali sono misurati ogni biennio, a seguito della pubblicazione, da parte degli Stati membri, delle relazioni nazionali sullo stato di avanzamento delle energie rinnovabili.

Nella sua comunicazione del 6 giugno 2012 Energie rinnovabili: un ruolo di primo piano nel mercato energetico europeo, la Commissione ha individuato i settori nei quali è necessario intensificare gli sforzi entro il 2020 affinché la produzione di energie rinnovabili dell'UE continui ad aumentare fino al 2030 e oltre. L'energia rinnovabile svolge un ruolo fondamentale nella strategia a lungo termine della Commissione, quale delineata nella Tabella di marcia per l'energia 2050.

Nell’ambito delle biomasse e dei biocarburanti, nel 2015, le direttive sulla promozione delle energie rinnovabili e sulla qualità dei carburanti sono state rivedute per riconoscere e mitigare l'effetto negativo della produzione di biocarburanti sull'ambiente, in termini di cambiamento indiretto di destinazione dei terreni e connesse emissioni di gas a effetto serra. Di conseguenza, la quota di energia da biocarburanti prodotti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose e da altre colture coltivate su superfici agricole come colture principali, soprattutto a fini energetici, non dovrà essere superiore al 7% del consumo finale di energia nei trasporti negli Stati membri nel 2020. Dopo la pubblicazione di criteri non vincolanti per la biomassa a febbraio 2010 (COM (2010) 0011), la Commissione, infatti, ha deciso di rivedere le misure, valutare l'esito delle sue raccomandazioni originarie e determinare se in futuro saranno necessarie norme vincolanti. La proposta della Commissione di revisione della Direttiva sulla promozione delle energie rinnovabili (COM (2016) 0767) del novembre 2016, comprende criteri aggiornati di sostenibilità per i biocarburanti utilizzati nei trasporti e i bioliquidi, nonché i combustibili solidi e gassosi ricavati da biomassa utilizzati per calore ed elettricità; sebbene l'attuale massimale del 7% sui biocarburanti di prima generazione sia mantenuto, si introducono un obbligo a livello di UE per i fornitori di combustibili di fornire una quota pari al 6,8 % di combustibili a basse emissioni e rinnovabili e un'estensione del campo di applicazione dei criteri di sostenibilità dell'UE per la bioenergia, includendo la biomassa e il biogas utilizzati per il riscaldamento e il raffreddamento e per la produzione di energia elettrica.

Nel novembre 2016, la Commissione europea ha presentato una proposta di rifusione della Direttiva sulla promozione delle fonti energetiche rinnovabili (FER). L'accordo ha fissato un obiettivo vincolante a livello di UE pari al 32% di energia da FER entro il 2030; il Parlamento europeo e il Consiglio hanno adottato formalmente il testo nel dicembre 2018 (Direttiva (UE) 2018/2001), gli Stati membri dovranno recepire nel diritto nazionale la Direttiva riveduta entro il 30 giugno 2021.

 

Le novità introdotte dagli ultimi Decreti Legislativi sulle energie rinnovabili

Il D.Lgs. 28/2011 e le sue modifiche ed integrazioni (in particolare la Legge 116/2014, la Legge 9/2014, la Legge 134/2012 e la Legge 27/2012) costituisce il recepimento e l’attuazione della Direttiva 2009/28/CE nell’ambito legislativo italiano. Come specificato dall’art. 1 sulle finalità, il Decreto definisce gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi e il quadro istituzionale, finanziario e giuridico, necessari per il raggiungimento degli obiettivi fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti. Tale quota, come detto sopra, è pari al 17%, nell’ambito dei trasporti la quota è pari almeno al 10% del consumo finale di energia.

Le principali novità del Decreto, si possono ricondurre ai seguenti argomenti:

  • procedure autorizzative degli impianti (aree contigue, tempi, procedura abilitativa semplificata);
  • requisiti e specifiche tecniche degli impianti (limitazioni a fotovoltaico);
  • disposizioni per la promozione dell’utilizzo del biometano;
  • sviluppo dell’infrastruttura per il teleriscaldamento e il teleraffrescamento;
  • incentivi per l’efficienza energetica e le fonti rinnovabili termiche;
  • meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica (nuovo sistema di incentivazione, aste, certificati verdi, recupero impianti preesistenti al 31/12/07);
  • quarto conto energia fotovoltaico;
  • biocarburanti e relativa sostenibilità.

 

Il D.Lgs. 152/2006 Norme in materia ambientale e le sue modifiche ed integrazioni (in particolare il D.Lgs. 128/2010 e il D.Lgs. 104/2017) disciplina:

  • nella parte seconda, le procedure per la valutazione ambientale strategica (VAS), per la valutazione d'impatto ambientale (VIA) e per l'autorizzazione ambientale integrata (IPPC);
  • nella parte terza, la difesa del suolo e la lotta alla desertificazione, la tutela delle acque dall'inquinamento e la gestione delle risorse idriche;
  • nella parte quarta, la gestione dei rifiuti e la bonifica dei siti contaminati;
  • nella parte quinta, la tutela dell'aria e la riduzione delle emissioni in atmosfera;
  • nella parte sesta, la tutela risarcitoria contro i danni all'ambiente;

inoltre, definisce e specifica le caratteristiche (Allegato X alla Parte V, Parte II) delle biomasse combustibili per gli impianti termici, all’interno della disciplina dei combustibili.

L’elenco dei combustibili consentiti per gli impianti termici, civili e non, individua i seguenti materiali:

  1. gas naturale;
  2. gas di petrolio liquefatto;
  3. gas di raffineria e petrolchimici;
  4. gas d'altoforno, di cokeria, e d'acciaieria;
  5. gasolio, kerosene ed altri distillati leggeri e medi di petrolio;
  6. emulsioni acqua-gasolio, acqua-kerosene e acqua-altri distillati leggeri e medi di petrolio;
  7. biodiesel;
  8. olio combustibile ed altri distillati pesanti di petrolio;
  9. emulsioni acqua-olio combustibile o acqua-altri distillati pesanti di petrolio;
  10. legna da ardere;
  11. carbone di legna;
  12. biomasse combustibili;
  13. carbone da vapore;
  14. coke metallurgico e da gas;
  15. antracite, prodotti derivati dall’antracite e loro miscele;
  16. biogas;
  17. gas di sintesi proveniente dalla gassificazione di combustibili consentiti.

Per ognuno di essi il Decreto descrive, nella Parte II, Sezione 4, proprietà, tipologia e provenienza e condizioni di utilizzo; l’elenco inoltre prevede integrazioni e deroghe in base alla potenza nominale dell’impianto.

Le biomasse, una delle fonti di energia che, negli ultimi anni, ha conosciuto un intenso sviluppo, si possono suddividere in:

  • Biomasse solide:

Derivano principalmente dai residui agricoli, dai processi di lavorazione del legno, da residui boschivi e forestali, dalla produzione di carta etc. Si tratta quindi di tutti quei materiali legnosi e/o derivati contenenti cellulosa, a basso grado di umidità (inferiore al 30%). A seconda del tipo di biomassa solida utilizzata come materia prima vengono prodotte diverse tipologie di combustibili: dal legno si producono legna da ardere, cippato, pellet, segatura e bricchetti; da lolla di riso, gusci e paglia si producono residui colturali, dalla torba si estraggono bricchetti. La trasformazione energetica può avvenire mediante combustione diretta o gassificazione.

L’energia prodotta è destinata al riscaldamento, alla produzione di elettricità, alla produzione di vapore e come vettore energetico per moto meccanico. L’utilizzo della biomassa solida a scopo energetico è tra i più diffusi e certamente collabora alla riduzione dell’effetto serra: il bilancio della CO2 relativo a tale filiera è, infatti, considerato neutro. Tuttavia si deve anche tener conto delle emissioni di CO2 equivalenti derivanti dal trasporto e dalle altre attività correlate alla produzione e combustione della biomassa stessa la quale presenta degli svantaggi non trascurabili: uno dei maggiori inconvenienti della combustione delle biomasse solide è l’alto tenore d’emissioni, soprattutto di CO, NOx e polveri sottili, tipico della combustione di sostanze solide; inoltre, molte delle aree con le maggiori potenzialità di produzione di biomasse sono ecosistemi di elevato valore ambientale, biologico e paesaggistico. Infine le tecnologie e i sistemi richiesti per la raccolta, la movimentazione e il trasporto di biomasse sono molto complessi e costosi a fronte di rendimenti non sempre soddisfacenti.

 

  • Biomasse liquide:

Anche in questo caso, a seconda del tipo di materia prima utilizzata vengono prodotte diverse tipologie di combustibile: dalla canna da zucchero, dal sorgo zuccherino, dalla manioca, dalla barbabietola da zucchero, dalle patate, dal frumento e dal mais si ricavano alcol, etanolo o metanolo; dagli oli vegetali (girasole, arachidi, soia, colza), oli di frutta con guscio (olio di palma, noce di cocco) e oli di cottura riciclati si ricava biodiesel; dall’etanolo e dalla cellulosa si estrae gel carburante; dal legno si estrae olio di pirolisi. La trasformazione energetica può essere: estrazione/esterificazione, pirolisi, idrolisi/fermentazione.

L’energia prodotta è utilizzata principalmente per il trasporto, tuttavia alcune biomasse liquide sono idonee per il riscaldamento e la produzione di energia elettrica. Nella filiera bioliquidi-energia, fra i vantaggi riscontrati si trovano limitati investimenti per l’acquisizione della tecnologia di produzione dell’energia, buone rese energetiche, immediatezza dell’applicazione e idoneità per il suo inserimento a livello diffuso sul territorio. Fra gli svantaggi vi è la necessità di vaste estensioni territoriali di biomassa per produrre quantità rilevanti di combustibile.

 

  • Biomasse gassose (biogas):

Sono miscele che possono contenere metano, ossido e biossido di carbonio, azoto, idrogeno, idrogeno solforato e tracce di altri gas in percentuali minori, la cui composizione varia in base alle condizioni nelle quali esso è ottenuto. Il biogas si genera da processi di fermentazione, in presenza o in assenza di ossigeno, attraverso i quali la sostanza organica viene decomposta grazie all’azione di specifici batteri.

La principale fonte di produzione di biogas è storicamente la discarica, grazie alla naturale degradazione della frazione organica dei rifiuti (circa il 30–40% dei rifiuti totali), negli anni, tuttavia, sono state sviluppate anche altre tecnologie basate sul processo di fermentazione tramite l’utilizzo di appositi impianti di digestione anaerobica, in grado di produrre grandi quantità di biogas a partire da differenti matrici organiche.

 

La digestione è il processo di conversione biochimica (fermentazione) della materia organica ad opera di micro-organismi ed avviene in due differenti fasi:

  • fase aerobica transitoria, la quale avviene in presenza di ossigeno che comporta un aumento della mineralizzazione delle sostanze organiche, con produzione di anidride carbonica ed acqua. È costituita da una rapida degradazione dei rifiuti che si compie in un periodo variabile tra alcune ore a qualche giorno, in funzione della profondità degli strati e del loro grado di compattazione;
  • fase anaerobica: suddivisa a sua volta in una prima fase acida ed in una seconda fase metanigena che subentra una volta esaurito l'ossigeno presente; è una trasformazione più lenta e incompleta che avviene in assenza di ossigeno e che produce anidride carbonica e metano.

 

Gli impianti a digestione anaerobica possono essere alimentati anche con residui ad alto contenuto di umidità, quali le deiezioni animali, i reflui civili, i rifiuti alimentari e, come detto, la frazione organica dei rifiuti solidi urbani, il che rappresenta un’interessante opportunità negli impianti di raccolta dei rifiuti urbani. Un sistema per la produzione di biogas, nel caso di depurazione di reflui in loco, è costituito da:

  • Un serbatoio di deposito per la biomassa la quale viene periodicamente arricchita con l’aggiunta di biomassa “fresca” (per aumentare la percentuale di umidità della sostanza organica di partenza si aggiunge solitamente un minimo d'acqua); esso è munito di un dispositivo di regolazione della portata, che consente al refluo di entrare per gravità nell'impianto.
  • Un miscelatore atto a garantire una certa omogeneità del liquame e ad evitare il formarsi di eventuali sedimenti.
  • Il digestore anaerobico, ermeticamente chiuso e coibentato, in cui il liquame precipita nella parte inferiore, mentre il biogas gorgoglia verso la parte superiore del digestore;
  • Una vasca esterna dove viene convogliato il liquame digerito (digestato);
  • Un serbatoio per lo stoccaggio del biogas prodotto.

 

In genere, l'impianto di termovalorizzazione (combustione per ricavare energia) del biogas da discarica, non sfrutta circa la metà del gas generato e pertanto una quantità non trascurabile è dispersa in atmosfera, con conseguenze negative vista l’alta percentuale di metano presente nel biogas. Gli impianti digestori ovviano a questo problema in quanto pressoché la totalità del gas prodotto viene raccolto e utilizzato nelle varie applicazioni.

La digestione anaerobica, pertanto, consiste nella demolizione delle sostanze organiche complesse contenute nei vegetali e nei sottoprodotti di origine animale (lipidi, protidi, glucidi) che dà origine ad un gas costituito per il 50-70% da metano e per la restante parte soprattutto da CO2, con un potere calorifico medio dell’ordine di 23.000 kJ/Nm³. Questo processo di fermentazione della sostanza organica ne conserva integri i principali elementi nutritivi presenti (azoto, fosforo, potassio), agevolando la mineralizzazione dell’azoto organico, in modo che l’effluente (digestato) ne risulti un buon fertilizzante. Il biogas prodotto viene raccolto, compresso ed immagazzinato per essere utilizzato, anche a seconda di alcune tipologie di trattamento, come:

 

  • Combustibile per generatori a gas nella produzione del calore, acqua calda e vapore;
  • Alimentazione per impianti di teleriscaldamento;
  • Carburante per motori a combustione interna/esterna per la produzione di energia elettrica (dotati di scambiatori termici per il recupero del calore);
  • Combustibile per gruppi di cogenerazione;

 

Di seguito la schematizzazione di alcuni trattamenti a cui si deve sottoporre il biogas per le più comuni utilizzazioni:

PRODOTTO INIZIALE BIOGAS
TRATTAMENTO DESOLFORAZIONE DESOLFORAZIONE TRATTAMENTO TRATTAMENTO
REFORMING COMPRESSIONE
TECNOLOGIA DI UTILIZZO BOILER COGENERAZIONE (CHP) CELLE COMBUSTIBILI COMPRESSIONE IN TANK
ENERGIA OTTENUTA CALORE ELETTRICITÀ CALORE ELETTRICITÀ CALORE COMBUSTIBILE

 

Le opzioni impiantistiche devono essere valutate sulla base delle opportunità offerte e messe in relazione alle necessità del produttore. La generazione di energia elettrica con recupero dell’energia termica (cogenerazione) è, in virtù della migliore redditività generalmente garantita, la soluzione consigliata, anche grazie ai cospicui incentivi concessi per la produzione di elettricità. Nelle realtà che si sono diffuse spesso il recupero di calore veniva considerato erroneamente come soluzione marginale e l’energia termica veniva quasi sempre dispersa o utilizzata in ridotti periodi dell’anno per l’essiccazione dei foraggi o per il riscaldamento degli edifici aziendali. Recentemente di sta diffondendo l’allacciamento ad una rete di teleriscaldamento locale.

La valorizzazione dell’energia termica rimane un aspetto complesso, è sempre opportuno che i produttori procedano ad una valutazione per specifica realtà che potrebbe rivelare interessanti possibilità applicative nella scelta delle opzioni di utilizzo del biogas:

  • forma di energia consumata dall’azienda agricola, a seconda del tipo di utenza e dell’andamento dei consumi (energia meccanica per applicazioni fisse o mobili, energia frigorifera, termica a bassa temperatura, o vapore) e le fonti energetiche utilizzate un’attenta valutazione può portare a inquadrare soluzioni di utilizzo del biogas alternative alla generazione elettrica;
  • andamento dei consumi nel corso dell’anno: la produzione di biogas, se ben organizzata, è costante nel corso dell’anno, mentre i consumi energetici hanno frequentemente un andamento discontinuo, oppure caratterizzato da periodicità. Un utilizzo efficiente del biogas dovrebbe essere orientato dalla possibilità di servire utenze il più costanti possibile, in modo da minimizzare un costoso stoccaggio del combustibile. Non sono quindi convenienti destinazioni del biogas stagionali, come l’utilizzo in caldaie per il riscaldamento di ambienti, mentre risultano più convenienti impianti cogenerativi collegati in parallelo con la rete elettrica, oppure apparecchi che servano utenze tecnologiche od utenze con fabbisogni di energia meccanica costanti nel tempo;
  • prevalenza di energia consumata: nei casi in cui i consumi elettrici siano una quota consistente dei fabbisogni energetici dell’azienda, la scelta della generazione elettrica sarebbe ancora più favorita, in quanto ai Certificati Verdi o alle altre tariffe previste per le energie rinnovabili si aggiungerebbe il risparmio dovuto al mancato acquisto di energia elettrica dalla rete.

 

La Direttiva Europea 2003/55 ha autorizzato l’immissione di altri tipi di gas nelle reti gas naturale. Particolarmente interessante è la possibilità di immettervi anche il biometano, cioè biogas raffinato con qualità paragonabili a quelle del gas naturale (concentrazione di CH4 superiore al 95%) e, quindi, utilizzato in sostituzione del combustibile fossile in tutte le sue applicazioni di rete e nei trasporti. Per la produzione di biometano, a partire dal biogas ottenuto da digestione anaerobica, è necessario procedere all’eliminazione di: acqua, composti solforati, molecole alogenate, anidride carbonica, ossigeno e metalli.

 

Vantaggie e svantaggi del biogas

Gli svantaggi legati al biogas sono soprattutto relativi ai costi d’impianto e ad aspetti ambientali. Gli impianti di produzione abbisognano di investimenti iniziali piuttosto elevati e necessitano di una costante manutenzione dovuta alla corrosività del biogas, alla formazione di condensa ed incrostazioni nelle tubazioni e dall’esposizione al gelo delle linee esterne. Per alimentare un impianto di produzione di biogas, inoltre, occorrono molti ettari di terreno a coltivazione dedicata i quali, da un lato, sottraggono, giocoforza, terreni per coltivazioni volte all’alimentazione umana e animale, dall’altro, la conversione di colture a fine alimentare in territorio agricolo a fine energetico comporta l’utilizzo di cospicue dosi di fertilizzanti e pesticidi, inquinando il terreno stesso e le falde acquifere sottostanti; è opportuno specificare che parte di tale problema non è continuo nei terreni utilizzati a scopo energetico in quanto sin dal secondo ciclo di coltura i fertilizzanti sono sostituiti dal digestato prodotto dall’impianto stesso, tuttavia un problema collaterale si presenta nel momento in cui il digestato viene riposto su nuovi terreni di coltivazione, portando in sé, inoltre, alcuni batteri che i digestori non riescono a neutralizzare completamente e che possono essere nocivi per la fauna e per l’uomo. Un ultimo problema, anche questo risolvibile soltanto in piccola parte, è legato ai cattivi odori emessi dalla fermentazione; l’utilizzo di serbatoi stagni attenua senz’altro il problema, tuttavia, a fronte di un risparmio energetico e ad una minore quantità di emissioni in atmosfera dovuta all’accorciarsi dei tragitti per il trasporto vista la filiera corta di alimentazione degli impianti, questi ultimi si stanno spostando vicino ai centri urbani ove l’impatto dei cattivi odori generati è maggiore.

La filiera di produzione del biogas è oramai consolidata, a fronte degli svantaggi sopracitati ad essa si possono attribuire diversi benefici; inoltre, come in ogni ambito, il progresso tecnologico e di conoscenza porteranno senz’altro all’evoluzione degli impianti, delle metodologie produttive e degli ambiti di utilizzo del prodotto. Tra i vantaggi, ad oggi, possiamo annoverare:

  • Benefici rispetto al trattamento dei reflui:

    • processo naturale di trattamento dei rifiuti;
    • bisogno di minori trattamenti rispetto al compostaggio;
    • riduzione di volume e di peso rispetto allo spandimento dei reflui in agricoltura;
  • Benefici energetici:

    • processo con produzione “netta” di energia;
    • generazione di un combustibile rinnovabile versatile e di qualità;
  • Benefici economici:

    • ciclo di vita maggiore e conseguente minore incisività dei costi rispetto ad altre opzioni bioenergetiche.

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