Il potenziale produttivo del biogas al 2020 nel breve termine è almeno 3 volte maggiore rispetto a quello proposto nel PAN (Piano di Azione Nazionale per le fonti rinnovabili). Con un potenziale di medio periodo (2030) di circa 6,5 miliardi di gas metano equivalenti all’anno, pari cioè all’8% del consumo attuale di gas naturale in Italia (un quantitativo pari alla attuale produzione nazionale di gas naturale), l’obiettivo al 2020 potrebbe essere valutato almeno intorno a 2-3 mld di gas metano equivalenti all’anno.
Questo significherebbe una produzione di circa 20-30 TWh di energia primaria da biogas utilizzabile principalmente in ambito cogenerativo e, nella forma del biometano, nell’autotrazione e nella rete del gas.
Queste sono alcune considerazione e stime che emergono dal documento (vedi allegato in basso) per lo sviluppo della filiera biogas e biometano che è stato realizzato con il contributo di un gruppo di lavoro costituito da diverse associazioni agricole e del settore delle rinnovabili e coordinato dal Centro Ricerche Produzioni Animali – CRPA di Reggio Emilia.
Uno sviluppo al 2030 di queste dimensioni – si spiega nel documento – potrebbe produrre un incremento in termini del giro di affari pari a circa il 4% del Pil dell’agricoltura italiana, calcolata a prezzi di base e al netto del valore degli incentivi, con un incremento del valore aggiunto stimabile in circa il 6%. Inoltre consentirebbe un risparmio delle importazioni di gas naturale stimato tra 1,5 e 2 miliardi di euro all’anno a prezzi correnti. Interessanti sarebbero anche le ricadute nell’industria delle macchine agricole, degli impianti di trattamento delle acque e dei sistemi di trattamento del gas.
Questo potenziale troverebbe la sua fonte nella valutazione dei quantitativi disponibili di biomasse di scarto e di origine zootecnica utilizzabili in codigestione con biomasse vegetali provenienti da coprodotti e sottoprodotti agricoli e da circa 200.000 ettari di colture dedicate (1,6% della superficie agricola utilizzata – SAU – del paese).
La gran parte del potenziale indicato è situato nelle regioni settentrionali che hanno per contro un minore potenziale di produzione da solare e da fonte eolica. Pertanto questa opzione dovrebbe essere attentamente considerata in fase di realizzazione del burden sharing (cioè l’obbligo regionale di indicare i propri impegni nell’ambito dell’obiettivo nazionale del 17% del consumo totale da rinnovabili al 2020).
Il documento trova il suo principale scopo nel proporre una strategia e forme di incentivazione che possono meglio valorizzare il potenziale nazionale della filiera biogas-biometano, unitamente al minor costo per i consumatori elettrici e le massime ricadute in termini ambientali e di sviluppo nazionale e locale. Un’analisi che prende spunto anche dall’esperienza dei paesi più avanzati nel settore a cominciare dalla Germania che punta a produrre annualmente 10-15 miliardi di gas metano equivalenti al 2020.
Nel documento, dopo una serie di valutazioni sull’attuale tariffa omnicomprensiva (280 €/MWh per impianti fino ad 1 MW di potenza), si propone una nuova tariffa fissa a partire dal 2012 e valida fino al 2015, con una durata di 15 anni e diversificata a seconda della taglia dell’impianto:
– fino a 250 kW el: 280 €/MWhel
– fino a 999 kW el: 250 €/MWhel
Nella seconda tipologia di impianti il gruppo di lavoro propone un bonus di 20 €/MWhel da sommarsi alla tariffa base (250+20= 270 €/MWhel), applicabile al conseguimento di almeno uno dei seguenti obblighi:
Bonus sottoprodotti: devono produrre almeno il 60% dell’energia (biogas) da effluenti zootecnici, e/o sottoprodotti agricoli quali paglia, stocchi, ecc. e/o sottoprodotti agroindustriali e dell’industria dei biocarburanti (glicerina grezza, panello, ecc.), e/o colture vegetali annuali ottenute in una rotazione almeno biennale, e/o colture poliennali (biennali e oltre).
Bonus Food/Energy: devono utilizzare colture energetiche di primo raccolto provenienti da non più del 49% della SAU aziendale.
Bonus tecnologia-efficienza: devono adottare sistemi cogenerativi ad alto rendimento e/o devono procedere alla copertura e al recupero del biogas delle vasche di stoccaggio del digestato per un volume di digestato pari ad almeno 30 giorni di stoccaggio.
Si prevede anche una riduzione del 50% della tariffa per l’anno in cui non si sono soddisfatti gli obblighi. A regime il costo generale di questi nuovi incentivi è stimabile in 0,6-0,7 miliardi di € annui.
Il documento esamina anche il potenziale del biometano (biogas senza anidride carbonica e altri componenti minori) e la sua possibilità di essere utilizzato a distanza dai luoghi di produzione, immesso nella rete o anche come biocarburante.
Si sottolinea in particolare la mancanza di una legislazione nazionale sul biometano, tanto che oggi non è ancora possibile il suo utilizzo in ambito cogenerativo o nell’autotrazione visto che mancano:
a) gli standard qualitativi a cui il biometano deve corrispondere per essere immesso in rete;
b) la definizione delle modalità tecniche di connessione alla rete del gas e delle sicurezze che devono essere prese al fine di evitare rischi per la salute umana, l’integrità della rete e garantire il corretto funzionamento delle apparecchiature connesse alla rete;
c) l’assenza di una normativa di incentivazione al fine di superare le barriere commerciali che attualmente limitano lo sviluppo della filiera.
Tornando al biogas, va detto che oggi sono operativi o in fase di costruzione circa 280 impianti che utilizzano matrici di origine agricola e/o agroindustriale, che unitamente agli impianti che utilizzano altre matrici organiche e a quelli che recuperano il biogas dalle discariche dei rifiuti urbani, portano a circa 700 il numero di impianti operativi o in fase di costruzione in Italia.
