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Tavola Rotonda: Biomasse e Bioenergia

“La posizione di ITABIA”

Vito Pignatelli, Presidente ITABIAMatteo Monni, Vice Presidente ITABIA

ITABIA - Italian Biomass Association Via Venafro, 5 - 00159 Romawww.itabia.it

20th European Biomass Conference and ExhibitionItalian Biomass Forum

Milano, 21 giugno 2012

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• ITABIA intende stimolare una riflessione generale sul complesso sistema Biomasse – Territorio – Energia in un momento in cui si sente la necessità di supportare le Amministrazioni, a livello centrale e locale, nella definizione di strategie che possano assicurare il corretto sviluppo del settore.

• ITABIA fa presente che il dibattito degli ultimi tempi si è focalizzato principalmente su aspetti di tipo economico, legati ai soli incentivi da assegnare alla produzione di energia elettrica, perdendo di vista altre forme di energia altrettanto necessarie come il termico e i carburanti alternativi a quelli fossili.

• ITABIA, in assenza di una Strategia Energetica Nazionale, evidenzia un netto scollamento tra la posizione del Governo e le tante Associazioni del settore delle FER (biomasse in particolare), che impedisce un approccio organico alle questioni (tante e complesse) da cui dipende il futuro delle rinnovabili nel nostro Paese.

Premessa

• Gli obiettivi al 2020 appaiono già oggi limitati e meriterebbero orizzonti di più ampio respiro per condurre ad un processo di graduale sostituzione delle fonti fossili, rendendo le FER progressivamente più competitive e vantaggiose.

• In tale ottica gli aiuti economici ed i criteri da adottare per guidare la crescita della bioenergia, insieme alle altre rinnovabili, dovrebbero essere finalizzati a raggiungere target significativamente più elevati, orientando lo sviluppo su modelli di filiere realisticamente sostenibili.

• Si sollecita, quindi, da più parti la creazione di un efficace strumento di consultazione tra i decisori politici e le Associazioni che rappresentano il composito mondo delle FER, al fine di concordare al meglio criteri e modalità di sostegno.

• Come primo passo in questa direzione, sono nati nel 2012 gli “Stati Generali delle Rinnovabili e dell’Efficienza Energetica”.

Premessa

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Allo stato attuale il Dlgs 28/2011 è il riferimento normativo di maggior rilievo per lo sviluppo del settore delle FER. Dei tanti decreti attuativi attesi, ancora non ci sono tracce e le imprese interessate pagano duramente la situazione di incertezza che si sta generando. Di seguito gli articoli del decreto che interessano le filiere della bioenergia.

• Articolo 12 “Misure di semplificazione”.• Articolo 14 “Disposizioni in materia di informazione”.• Articolo 20 “Collegamento degli impianti di biometano alla rete del gas

naturale”.• Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il teleriscaldamento e il

teleraffrescamento”.• Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la produzione di energia

elettrica da FER”.• Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia termica da fonti

rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccola dimensione”.

• Articolo 29 “Certificati Bianchi”.• Articolo 32 “Interventi a favore dello sviluppo tecnologico e industriale”. • Articolo 33 “Disposizioni in materia di biocarburanti”.

Il quadro normativo

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Articolo 12 “Misure di semplificazione”

Decreto previsto entro il dicembre 2012

Dovrebbe provvedere al “riordino degli oneri economici e finanziari e delle diverse forme di garanzia richieste per l'autorizzazione, la concessione, la costruzione, l'esercizio degli impianti da fonti rinnovabili”

Considerazioni:

• Ad oggi gli iter burocratici per il rilascio delle autorizzazioni, le connessioni alle reti, l’ottenimento degli incentivi, ecc. sono ancora complessi e farraginosi. Si è giunti alla situazione paradossale per cui nella fase di progettazione di un impianto, nel piano industriale vengono conteggiati i costi preventivamente attribuibili a ritardi e disfunzioni nelle procedure. In molti casi è necessario il ricorso a professionisti specializzati nel seguire le pratiche che altrimenti rischierebbero di arenarsi nei meandri degli uffici tecnici degli enti di riferimento. Si tratta quindi di una sorta di “tassa sul disservizio”.

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Articolo 14 “Disposizioni in materia di informazione”Decreto previsto per settembre 2011

Il GSE, in collaborazione con ENEA, si dovrà occupare della realizzazione del portale informatico in continuo aggiornamento che informi su incentivi, benefici ambientali ed economici, tecnologie disponibili, buone pratiche, iter autorizzativi.

Considerazioni:

• Le Associazioni di settore potrebbero fornire un contributo eccellente, in particolare per quanto attiene alla buone pratiche.

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Articolo 20 “Collegamento degli impianti dibiometano alla rete del gas naturale” Decreto previsto per giugno 2011

L'AEEG dovrà emanare direttive tecniche ed economiche per l’immissione in rete del biometano.

Considerazioni:

• Per orientare il decisore politico nell’elaborazione del decreto si è spontaneamente costituito un gruppo di lavoro di esperti del settore (Agroenergia, AIEL, APER, CIA, Consorzio Italiano Biogas, Confagricoltura, CRPA, DAEL, FIPER, ITABIA). Tale gruppo ha elaborato due documenti di indirizzo su “Il biogas e il biometano fatto bene” e la risposta all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) circa il documento per la consultazione 160/2012/R/Gas “Regolazione tecnica ed economica delle connessioni di impianti di produzione di biomentano alle reti del gas naturale” spediti ai Ministeri competenti e all’AEEG e discussi con i loro tecnici in più occasioni.

Se ne riportano i contenuti principali.

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Articolo 20 “Collegamento degli impiantidi biometano alla rete del gas naturale”Decreto previsto per giugno 2011

Il biometano permette:

• molteplici utilizzi finali per termico-elettrico (cogenerazione, generazione domestica con pompe di calore) e trasporti (autotrazione) ampliando quindi le opzioni di mercato per la filiera biogas;

• minori oneri, per l’ampia pluralità di utenti finali, sui soggetti che sostengono l’avvio della filiera;

• di integrare, in prospettiva, la produzione di biogas con le altre fonti FER non programmabili ed intermittenti;

• di sviluppare l’industria italiana dei sistemi tecnologici e della componentistica, già oggi affermate in ambito internazionale (non è raro trovare negli impianti di upgrading del Nord Europa componentistiche di fabbricazione italiana);

• di ridurre significativamente la quantità di biocarburanti di importazione, contenendo l’acquisto da produttori esteri per la loro miscelazione con i carburanti fossili e comportando risparmi per quasi 2 miliardi di Euro (il mercato italiano del gas naturale nell’autotrazione è il principale in Europa e tra i maggiori al mondo)

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In tale quadro occorre garantire l’accesso alla rete anche da parte degli imprenditori agricoli, predisponendo specifiche norme che definiscano: • standard qualitativi del biometano in linea con quelli degli altri Paesi

Europei;

• oneri di connessione alla rete bilanciati tra gestore della rete e gestori dell’impianto. Si ritiene debbano essere rispettivamente del 75% e del 25%, fissando un cap a 100.000 € per i costi a carico dell’impianto;

• costi e responsabilità per la compressione, il controllo del PCI, l’odorizzazione, il controllo degli elementi traccia. Si ritiene debbano essere a carico del soggetto gestore della rete, che potrà rivalersi sulle risorse della componente RE per gli extra costi;

• termini per l’ approvazione delle richieste di connessione. Si ritiene debba avvenire entro 120 giorni dando priorità di immissione in rete del biometano rispetto l’immissione di gas fossile.

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Occorre definire in tempi rapidi un sistema di norme idoneo a creare le condizioni per l’auspicato avvio di una filiera agro-industriale italiana del biometano. Questo sarebbe facilmente ottenibile analizzando quanto fatto in alcuni Paesi europei, come la Germania e la Svezia (ma anche Regno Unito e Francia), dove si è da tempo intrapreso un percorso di sviluppo assolutamente positivo.

Aspetti da considerare:• Incentivi - Nella fase iniziale, per superare lo svantaggio competitivo

rispetto agli idrocarburi fossili, occorrono misure di sostegno. Sono quindi necessari premi alla produzione e misure di accesso agevolato alle reti e non discriminatorie.

• Disponibilità di risorse - Il biometano, potendo contare su un’ampia disponibilità di risorse e su una struttura della rete del gas particolarmente sviluppata, può dare un valido contributo al sistema energetico italiano. Sulla base delle sole matrici organiche di origine agricola, si stima un potenziale di biometano producibile pari a circa 8 miliardi di m3/anno entro il 2030, senza contare l’apporto che potrebbe dare la FORSU, sicuramente cospicuo. Secondo tali previsioni in pochi anni la produzione biologica nazionale di gas potrebbe superare quella fossile.

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Articolo 20 “Collegamento degli impianti di biometano alla rete del gas naturale” Decreto previsto per giugno 2011

Aspetti da considerare:

• Sviluppo delle tecnologie nazionali - l’industria collegata al biometano potrebbe, nell’arco di pochi anni, raggiungere la competitività con il gas naturale attraverso l’innovazione biotecnologica, agronomica, ed una sempre maggiore integrazione tra mercati food, feed e fuel in azienda agricola. Favorire l’utilizzo di tecnologie e biomasse made in Italy, consentirebbe di bilanciare l’onere economico del contribuente per gli incentivi, sia con i benefici ambientali, sia in termini economici per un maggior gettito fiscale e la creazione di nuovi posti di lavoro. In un momento in cui la disoccupazione ha raggiunto livelli allarmanti la filiera del biometano potrebbe generare nuove professionalità qualificate.

• Il mercato attuale - Dopo due anni di tariffa omnicomprensiva, il biogas da matrici agricole italiane ha prodotto investimenti per oltre 3 miliardi di euro per una capacità annua di circa 14 TWh di energia primaria, quasi il 2% dei consumi di gas naturale italiani. Ciò ha permesso la nascita di un centinaio di aziende operanti nella filiera delle tecnologie made in Italy che occupa oggi oltre 5.000 addetti, e l’incremento di almeno 1.500 unità nel settore agricolo, si stima una crescita del 5% del PIL agricolo in controtendenza rispetto all’andamento del comparto che attraversa un momento di grande difficoltà.

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Aspetti da considerare:

Vantaggi della filiera – nonostante il settore sia da considerarsi ancora “giovane”, in Europa si è attivato da non più di cinque anni, il biometano presenta dei vantaggi notevoli rispetto all’utilizzo del gas fossile di importazione in quanto:

1. producibile con sistemi decentrati e diffusi sul territorio e può concorrere all’aumento dei punti di vendita del metano per autotrazione, favorendo così la diffusione dei veicoli a gas metano;

2. ottenibile da materie prime rinnovabili prodotte al 100% in ambito nazionale;

3. nel settore degli autotrasporti è in grado di ridurre significativamente la quantità di biocarburanti di importazione;

4. interessa la manifattura italiana che si esprime con delle eccellenze riconosciute a livello mondiale;

5. efficiente in un’ottica di filiera programmabile sul ricorso alle biomasse di integrazione, che oggi non costituiscono un reddito per le imprese agricole;

6. ottimamente integrabile alla realtà imprenditoriale delle aziende italiane, per dimensione produttiva e grado di complessità tecnologica.

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Si suggerisce che la regolazione tecnica ed economica delle connessioni di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale italiane debba essere ispirata ai seguenti principi:

• Definizione di un “periodo pilota iniziale” per l’immissione in rete di circa 300 milioni di m3 di biometano/annui. In questa fase sarà opportuno assicurare per la connessione alla rete degli impianti di biometano modalità semplificate e oneri economici contenuti;

• Come previsto dalla Direttiva 2009/28/UE deve essere assicurata la priorità di immissione in rete del biometano rispetto il gas naturale in ogni rete. In ragione della natura non interrompibile del processo di digestione, ed in analogia a quanto già vigente in altri Paesi, l’immissione dovrà essere garantita per il 96% almeno delle ore annue;

• Definire un regime di agevolazioni che consideri il giusto riparto dei costi di investimento e quelli per le opere di immissione in rete, onde evitare svantaggi rispetto a produttori esteri che godono di agevolazioni;

• In merito ai tempi di uscita del decreto attuativo per il biometano, non ci sono motivi validi per ulteriori ritardi (standard di qualità e norme di immissione si possono rifare alla legislazione vigente per il gas naturale nel rispetto delle condizioni di gestione e sicurezza delle reti).

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L’accesso agli incentivi per il biometano va subordinato al:

• rispetto delle condizioni di autorizzazione degli impianti a biogas, formulate in precedenza;

• limite delle potenze per impianti, singoli o consortili, di upgrading non superiore a 5 MWth (compresa la produzione in situ di energia elettrica);

• obbligo di rispettare le condizioni del bonus land saving, della copertura di tutte le vasche del digestato.

Si propone, per supportare l’avvio della filiera biometano:

• una Tariffa Omnicomprensiva (TOB) per l’immissione in rete non inferiore a 1,2 €/nmc biometano (PCI 9,7 kWhth/Nmc), per un primo periodo di 2 anni con un cap a 50.000.000 di nmc immessi in rete.

• la definizione di un sistema dei certificati di origine per l’utilizzo a distanza del biometano immesso in rete in sistemi cogenerativi ad elevata efficienza e l’applicazione della TO in detti impianti ed alla definizione del valore di concambio dei certificati di immissione del biometano in rete per l’utilizzo nell’autotrazione.

• per il finanziamento della TOB, si suggerisce di ricorrere, sia all’addebito nella componente RE, sia alla vendita del biometano a soggetti obbligati all’immissione di biocarburanti (e relativi certificati di immissione), e la vendita del biometano per la produzione di energia termica.

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Articolo 22 “Sviluppo dell’infrastruttura per il teleriscaldamento e il teleraffrescamento”

Decreto previsto per luglio 2011 Al Comma 4 si prevede l’istituzione presso la Cassa conguaglio per il settore termico un fondo di garanzia a sostegno della realizzazione di reti di teleriscaldamento. Tale fondo si dovrebbe alimentare, secondo modalità definite dall’AEEG, con risorse ottenibili da un corrispettivo applicato al consumo di gas metano (0,05 c€/Sm3).

Considerazioni: (Fonte FIPER per il Coordinamento delle Associazioni delle Rinnovabili Termiche e dell’Efficienza energetica – C.A.R.T.E-).

Le reti di teleriscaldamento risultano molto convenienti in aree dove per motivi climatici occorre riscaldare bene e a lungo le abitazioni e dove è possibile contare sulla biomassa locale per rifornire l’impianto. In Italia oggi sono numerose le realizzazioni effettuate nelle aree alpine e comunque del Nord del Paese, ma si registra anche un sensibile aumento di interesse in aree del centro fino a quelle più fredde del Sud. Un recente studio svolto dalla FIPER ha valutato il potenziale di penetrazione del teleriscaldamento a biomassa in tutti i comuni italiani appartenenti alle zone climatiche E – F e non ancora metanizzati.

Da questo si è evinto che il potenziale per l’introduzione ex novo del teleriscaldamento a biomassa riguarderebbe 314 comuni non ancora metanizzati nella zona E (52%) e 487 nella zona F (48%) per una potenza termica complessiva installabile di circa 532 MW.

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Gli strumenti da adottare devono tener conto del mercato:

Oltre al settore industriale legato al mercato delle tecnologie di conversione energetica delle biomasse, i benefici economici indotti dal teleriscaldamento interessano il territorio per la produzione della biomassa (si fa presente che un impianto termico da 10 MW necessita annualmente di biomasse per un valore prossimo ai 500 kEuro).

In Italia la commercializzazione di legna da ardere, pellet e cippato muove un giro di affari prossimo ai 2 miliardi di Euro/anno e sono ampi i margini di incremento negli anni a venire con il coinvolgimento di centinaia di migliaia di operatori diretti ed indiretti.

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Decreto previsto per luglio 2011


Dall’analisi dei commi contenuti nell’art. 22 appare che il fondo di garanzia per la promozione delle reti di teleriscaldamento si applichi indistintamente dal combustibile impiegato, da fonti rinnovabili o da fonti fossili in co-generazione.

Sarebbe opportuno definire quote precise distinguendo tra la componente di incentivo per la promozione del calore da biomassa rispetto a quella per l’efficienza energetica (reti e co-generazione), privilegiando le biomasse per l’accesso al fondo.

Visto che l’incidenza del costo della rete di teleriscaldamento varia tra il 50-70% sul costo totale di un impianto, l’accesso al fondo di garanzia è una misura importante da riservare soprattutto alle nuove realizzazioni in comuni privi delle reti o in ampliamento di reti già esistenti. Andrebbero poi definiti dei criteri specifici di accesso al fondo a seconda delle esigenze soggetti interessati alla creazione-consolidamento della rete distinguendo: società costituite ex novo; società già operanti interessate alla espansione delle loro reti preesistenti, società che hanno attivato dei mutui per la costruzione delle reti.

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Nell’ottica di incentivare l’utilizzo di biomassa prodotta in ambito locale, le modalità di gestione e accesso al fondo dovranno tener conto della disponibilità di biomassa nei territori dove hanno sede gli impianti, favorendo:• la nascita di aziende di servizio per raccolta, il condizionamento e il

trasporto delle biomasse di origine agricola, forestale e urbane (verde pubblico);

• la realizzazione di interventi di cura e gestione dei boschi, trovando nella valorizzazione energetica delle biomasse residuali un elemento di forza;

• l’impianto di colture dedicate in aree agricole marginali con risorse a sostegno del reddito degli agricoltori;

• la commercializzazione della biomassa locale applicando la massima riduzione dell’IVA.

Per la gestione del fondo potrebbe essere creata una struttura che si avvalga del supporto tecnico delle Associazioni di categoria per attivare misure di indirizzo per gli operatori, analisi delle istruttorie, monitoraggio dei progetti in corso, preparazione di linee guida sulla progettazione e riferire infine ai consumatori ed ai decisori politici sui risultati ottenuti.

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Nella definizione dei meccanismi incentivanti necessari per lo sviluppo della termica da biomasse occorre considerare i soggetti che entrano a far parte della filiera.

Questi sono:

• i produttori/distributori dei biocombustibili solidi,

• i costruttori/distributori delle tecnologie di conversione energetica,

• il mondo delle professioni direttamente coinvolto (progettisti, installatori, manutentori),

• gli utenti finali.

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Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccola dimensione”Decreto previsto per settembre 2011

Un approccio ben ponderato alla definizione del sistema incentivante per le termiche potrebbe essere l’occasione migliore per guidarne lo sviluppo.

Puntando a:

• monitorare con precisione il sistema, contabilizzando l’energia termica prodotta da biomasse, rispetto gli obiettivi complessivi del 17%;

• aumentare l’efficienza energetica del parco apparecchi e impianti, riqualificare il parco esistente;

• ridurre significativamente le emissioni prodotte dalla combustione delle biomasse legnose, ed in particolare le polveri sottili;

• promuovere lo sviluppo economico delle imprese del settore;• avviare un sistema di qualificazione e tracciabilità dei biocombustibili

solidi;• promuovere la qualificazione degli installatori/manutentori di apparecchi e

impianti;• promuovere la valorizzazione delle risorse locali, delle imprese boschive e

agricole.

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Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccola dimensione”Decreto previsto per settembre 2011

In relazione alle dimensioni degli impianti, che come detto vanno dalle piccole installazioni domestiche fino a centrali termiche di taglia medio-grande, occorre stabilire dei criteri incentivanti da definire ad hoc.

Gli incentivi dovranno tener conto di:

• costi di investimento,• rendimenti, • ore di funzionamento elegibili,• ecc.

Inoltre va considerato un criterio adeguato di contabilizzazione, rapportabile ai diversi soggetti gestori-utilzzatori, distinguendo tra:

• privati (piccole utenze domestiche o riscaldamenti centralizzato),• pubblico.

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Articolo 28 “Contributi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccola dimensione”

Decreto previsto per settembre 2011

Per gli impianti domestici il meccanismo di premialità su cui ancorare l’accesso agli incentivi dovrebbe ruotare quindi intorno a tre principi fondamentali, ritenuti indispensabili per garantire efficienza e rispetto dell’ambiente, questi sono:• l’inquadramento preciso delle tecnologie più performanti, con riferimento

puntuale alle norme UNI EN che ne defisconcono i requisti tecnici.• Qualità dei biocombustibili, conformità agli standard più elevati definiti

dalle normative tecniche di riferimento.• Manutenzione obbligatoria.

Per questo segmento non è proponibile il ricorso a misuratori dell’energia termica erogata, che può stimare in modo forfettario sulla base della potenza dell’apparecchio, del suo rendimento nominale, della zona climatica e differenziando tra alimentazione manuale e automatica.

Considerando che il precedente meccanismo riconosceva una detrazione del 55%, calcolando l’importo ammesso in detrazione diviso per il totale di energia termica contabilizzabile nell’intero arco di durata del conto energia termico, proposto pari a 5 anni, il coefficiente di valorizzazione per kWh FER da prendere a riferimento è pari a 2,31 c€.

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Soglia massima di ore eleggibili

Per definire un sistema semplice ed applicabile di tariffa incentivante si potrebbe stabilire tetto di ore eleggibili non superiore alle 1.300 ore (circa il 15% dell’anno). Ciò significa che tutte le ore di funzionamento della caldaia oltre le 1.300 non verranno considerate ai fini della tariffa incentivante.

La “soglia” impedisce l’eventuale abuso di produzione di calore non necessario ed è tarata su un livello che consente di pagare costi del biocombustibili legnosi.

Sistema di calcolo dell’incentivo

Una volta all’anno il soggetto responsabile dell’impianto trasmette a consuntivo per via telematica al GSE (che potrà effettuare delle verifiche) la lettura del contabilizzatore dei kWh termici erogati alla flangia della caldaia.

La tariffa proposta per kWh termico prodotto entro la soglia delle 1.300 ore è pari a € 30/MWht; importo è calcolato come valore medio della detrazione fiscale del 55% (riconosciuta per l’acquisto di tali caldaie), rapportato alla quantità di kWh prodotti dallo stesso impianto per 1.300 ore anno per 10 anni.

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Articolo 29 “Certificati Bianchi”

Rendere più efficiente il sistema dei titoli di efficienza energetica con passaggio delle competenze dal CME al GSE. ENEA predisporrà ulteriori 15 schede standardizzate.

Considerazioni:

Si adattano a questo sistema di incentivo gli impianti oltre 500 kWt, per questa categoria tecnologica si propone come condizioni obbligatorie le stesse già previste per la categoria precedente, alle quali aggiungere:• l’installazione di misure secondarie di riduzione delle emissioni (filtri) che

garantiscano fattori di emissioni di PM inferiori a 10 mg/Nm3;• l’utilizzo di biomasse legnose prodotte entro un raggio di 70 km

dall’impianto.

Durata e valore

Tenuto conto dell’entità degli investimenti per questo tipo di tecnologia si propone di definire una soglia di ritiro dei certificati bianchi non inferiore ai 30 €/MWh per un periodo di 15 anni.

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Articolo 32 “Interventi a favore dello sviluppotecnologico e industriale” Decreto previsto per settembre 2011

Supporto allo sviluppo tecnologico ed industriale nelle misure che con decreto il MiSe dovrebbe stabilire finanziando le attività con fondo istituito presso la cassa conguaglio per il settore elettrico alimentato dal gettito delle tariffe di elettricità e gas rispettivamente di 0,02 c€/kWh 0,08 c€/Sm3

Considerazioni: Sembra oggi che il principale, se non l’unico, interesse legato al settore delle rinnovabili sia quello di guidare il percorso di crescita contenendo al massimo i necessari incentivi. Aspetti di grande importanza come il sostegno a programmi di sviluppo tecnologico di reti ed apparecchiature sembrano lontani dall’essere affrontati

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Articolo 33 “Disposizioni in materia dibiocarburanti” Decreto previsto per gennaio 2012

Stabilisce modalità con le quali sono riconosciute le maggiorazioni del contributo energetico dei biocarburanti prodotti in luoghi vicini a quelli di consumo finale

Considerazioni: Si è molto detto in merito al biometano.

Temi come biodiesel, bioetanolo, ecc, vanno trattati nell’ottica di sistemi produttivi innovativi rispetto a quelli attuali …..

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Questo decreto, prossimo alla pubblicazione, ha determinato una forte presa di posizione da parte di tutte le Associazioni delle FER e del mondo ambientalista, nel tentativo di apportare delle modifiche ritenute indispensabili per contenere i danni di provvedimenti che sembrano essere decisamente inadeguati.

Considerazioni:

Appare chiaro che le misure contenute nella bozza di decreto sono finalizzate prioritariamente a contenere al massimo il “peso” economico degli incentivi sui contribuenti trascurando, da un lato la preziosa opportunità di eliminare altri oneri, dall’altro i benefici che il settore può produrre in termini ambientali, economici e sociali.

L’apertura voluta dal MATTM, con premi legati ad aspetti ambientali parzialmente cumulabili tra loro (arrivano fino a valori massimi che oscillano da 40 fino 100 €/MWh) è stata controbilanciata con l’introduzione di:

• Soglie eccessivamente basse per l’iscrizione al registro;

• Limitati contingenti di potenza attivabile nel triennio 2013-15;

• Introduzione dei rifiuti nel novero delle biomasse ammesse ad incentivi;

• Severi criteri per l’accesso ai premi.

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Articolo 24 “Meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da FER”Decreto previsto per settembre 2011

SOGLIE - Articolo 4, comma 3 – Impianti che accedono direttamente al meccanismo di incentivazione. Visto il grado di maturità tecnologica su cui far riferimento, si ritiene che per gli impianti a biomasse e biogas la soglia di 50 kW sia troppo bassa. Ad oggi in Italia non sono operativi impianti a biomasse di taglie così contenute.

Si propone quindi di alzare la soglia secondo due possibili criteri:

• In riferimento alle taglie di impianto stabilite per la PAS (Procedura Abilitativa Semplificata) – fino a 200 kW per gli impianti a biomasse e fino a 250 kW per gli impianti a biogas.

• In riferimento alla classe di potenza minima di cui alla tabella dell’Allegato 1, fino a 300 kW per impianti a biomasse e biogas.

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CONTINGENTI - Articolo 9, comma 4 – Contingenti annuali per il periodo 2013-2015.

La potenza complessiva del contingente annuo incentivabile per biomasse, biogas e bioliquidi, pari a 145 MW, sembra essere troppo limitata, e a questo aspetto si associa anche la mancanza di quote specifiche attribuibili alla diverse tipologie di impianti. Si profila così in modo evidente il rischio di una competizione, a nostro avviso assolutamente negativa, tra le diverse filiere. Inoltre si ravvisa la necessità di discriminare in modo netto gli impianti alimentati con i rifiuti dal resto delle biomasse (prodotti e sottoprodotti di origine biologica).

Si propone Una revisione del contingente che sposti i 30 MW attribuiti ai rifiuti (biomasse di cui all’articolo 8,comma 4, lettera c) verso i 145 MW assegnati alle biomasse di origine biologica, biogas, ecc. per un contingente annuo complessivo di almeno 175 MW opportunamente disaggregate tra le diverse filiere.

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Grazie per l’attenzione

I TABI AAssociazione I taliana per le BiomasseVia Venafro, 500159 - Roma

Tel. 067021118Fax 0670304833e-mail: [email protected]

Dr. Vito Pignatelli

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