gli impianti a biomasse in partenariato pubblico privato

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GLI IMPIANTI A BIOMASSE
IN PARTENARIATO PUBBLICO PRIVATO
MANUALE OPERATIVO
Ottobre 2013
II
Il manuale operativo è stato curato da ASSET Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma,
che si è avvalsa per la realizzazione di CRESME Europa Servizi
ASSET Camera
Direzione Generale
Direzione Operativa
Direzione e coordinamento del progetto
Massimiliano Colella
Giuseppe Tripaldi
Luca Rossi
Gruppo di lavoro
David Mezzi
Alessandra Nutta
Giuseppe Sebastianelli
CRESME Europa Servizi
Progettazione e realizzazione
Lorenzo Bellicini e Mercedes Tascedda
Direzione e coordinamento tecnico
Mercedes Tascedda
Gruppo di Lavoro
Sandro Baldazzi
Jessica Carli
Luana Provenzano
Gianni Stifani
Mercedes Tascedda
Sara Toso
Franca Widmar
Le informazioni inerenti i bandi di gara e le aggiudicazioni di iniziative di Partenariato Pubblico Privato nel Lazio sono
disponibili sul sito dell’Osservatorio del Partenariato Pubblico Privato del Lazio (www.siop-lazio.it), promosso dalla
Camera di Commercio di Roma (www.rm.camcom.it).
I diritti di traduzione, di memorizzazione elettronica, di produzione e di adattamento, totale o parziale con qualsiasi
mezzo sono riservati esclusivamente ad ASSET Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma.
Nessuna parte del presente manuale può essere riprodotta senza autorizzazione scritta da parte di ASSET Camera.
III
IV
INDICE
Premessa
VII
Introduzione
VIII
Elenco acronimi, sigle e unità di misura
XI
1. INQUADRAMENTO DEL SETTORE DELLA BIOMASSA
1
1.1. Definizione del settore della biomassa
1
1.2. Il sistema energetico italiano
7
1.3. L’energia da fonti rinnovabili
9
1.3.1.
Fonti rinnovabili nel settore elettricità
13
1.3.2.
Fonti rinnovabili nel settore riscaldamento e raffreddamento
30
1.4. Piani e strategie nazionali e regionali per lo sviluppo dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili
1.4.1. Il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN)
36
37
1.4.2.
Il Piano d’Azione per l'Efficienza Energetica (PAEE)
37
1.4.3.
La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’energia più competitiva e sostenibile (SEN)
38
1.4.4.
Il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES)
39
1.4.5.
Regione Lazio: Piano Energetico Regionale e relativo piano d’azione
40
1.5. Gli incentivi per la produzione di energia da impianti a biomassa
1.5.1. Gli incentivi previsti dal decreto del 6 luglio 2012 (Tariffa omnicomprensiva e Certificati Verdi)
41
41
1.5.2.
Gli incentivi del nuovo "Conto Termico"
44
1.5.3.
I Certificati Bianchi - Titoli di Efficienza Energetica (TEE)
44
1.5.4.
Le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico: la nuova detrazione fiscale del 65%
47
1.6. I fondi europei per le bioenergie
1.6.1. Il Programma “Energia Intelligente per l’Europa 2007-2013” (EEIE)
1.6.2.
1.6.3.
1.6.4.
1.6.5.
Fondo Europeo per l’Efficienza Energetica (European Energy Efficiency Fund - EEEF)
POI ENERGIA 2007-2013 “Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e risparmio
energetico” – Bando Biomassa
Il Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)
Il Fondo Europeo di Sviluppo Regionale (FESR): “Programma Operativo Regionale (POR) Lazio 20072013
1.7. Il dissenso per le centrali a biomasse
1.7.1. Effetto nimby sulle biomasse: i risultati dell’edizione 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum
1.7.2.
47
49
50
52
58
59
59
Il progetto “Enerscapes”
2. IL MERCATO DEGLI IMPIANTI A BIOENERGIE
64
2.1. Il mercato degli impianti a bioenergie in Italia e nel Lazio
2.1.1.
47
Le modalità di affidamento dei lavori
64
65
2.2. Gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato in Italia
66
2.2.1.
Segmenti procedurali e modelli di PPP
66
2.2.2.
Stato di avanzamento
67
2.2.3.
Tipo impianto
68
2.2.4.
I committenti
69
2.2.5.
I protagonisti dell’offerta
70
V
2.2.6.
Il territorio
71
2.2.7.
La dimensione degli interventi
73
2.2.8.
Le schede di dettaglio delle iniziative di PPP di importo pari o superiore a 5 milioni di euro
84
3. CASI STUDIO
103
3.1. COLLEFERRO: impianto di trigenerazione a biomasse
3.1.1.
3.1.2.
Realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse a servizio dell’incubatore di Colleferro (RM)
Parlano i Protagonisti: intervista a Francesca Calenne (Bic Lazio – Coordinamento di territorio Lazio
Sud), Stefano Cordiner (Energy Manager dell’Università di Tor Vergata) e Donato Chimisso (Project
manager DCH) sull’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro (RM)
3.2. UNIONE COMUNI VALDARNO E VALDISIEVE: impianti di teleriscaldamento a biomasse legnose
104
105
111
118
Gli impianti di teleriscaldamento dell’Unione di Comuni Valdarno Valdisieve
Realizzazione di un impianto di teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private nel Comune
di Rufina (FI), in località Pomino
Parlano i Protagonisti: intervista al Dott. For. Antonio Ventre Responsabile Area Gestione dell’Unione di
Comuni Valdarno e Valdisieve (ex Comunità Montana Montagna Fiorentina) sull’impianto di
teleriscaldamento a biomasse del Comune di Rufina (FI) in località Pomino
118
3.3. ZOLA PREDOSA: sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili
Realizzazione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento integrata con cogenerazione e fonti
3.3.1. rinnovabili per la fornitura di energia termica a servizio delle utenze pubbliche e private del Comune di
Zola Predosa (BO)
Parlano i Protagonisti: intervista all’Arch. Anna Maria Tudisco (RUP fino al 2011) e all’Ing. Paolo
3.3.2. Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl) sul sistema di teleriscaldamento integrato con
cogenerazione e fonti rinnovabili del Comune di Zola Predosa realizzato mediante project financing
140
3.2.1.
3.2.2.
3.2.3.
4. “COME FARE PER”: PROCEDURE DI PPP E CARATTERISTICHE DELLE OPERAZIONI DI PPP PER LA
REALIZZAZIONE DI IMPIANTI A BIOENERGIE
4.1. Definizione e procedure di PPP
124
131
142
157
163
163
4.1.1.
Definizioni: Partenariato Pubblico Privato e Finanza di Progetto
163
4.1.2.
Classificazione delle opere da realizzare in PPP
164
4.1.3.
Iter da seguire per l’individuazione della forma di PPP più idonea: lo Studio di fattibilità ed il PPP test
165
4.1.4.
Procedure di PPP per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie
168
5. LE NORME CHE REGOLANO LA PRODUZIONE DI ENERGIA DA IMPIANTI DI BIOMASSA IN PARTENARIATO
PUBBLICO PRIVATO
173
5.1. Normativa europea
173
5.2. Normativa nazionale
175
5.3. Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG)
178
5.4. Normativa tecnica nazionale: norme UNI (Ente Nazionale Italiano di Unificazione)
179
5.5. Normativa regionale – Regione Lazio
181
5.6. Le norme relative al Partenariato Pubblico Privato, aggiornate con le modifiche introdotte dagli ultimi
provvedimenti approvati
182
VI
PREMESSA
1
di Stefano Venditti
Come per le precedenti esperienze il presente manuale sugli “impianti a biomasse in Partenariato Pubblico Privato”
vuole sollecitare enti locali, amministrazioni pubbliche, associazioni di categoria, imprese, professionisti e tecnici di
settore a cogliere le opportunità di sviluppo economico che il Partenariato Pubblico Privato offre.
Nella complessa crisi che il Paese affronta, caratterizzata da un generalizzato calo degli investimenti, le nuove forme di
collaborazione tra pubblico e privato rappresentano una soluzione valida ed alternativa al mercato tradizionale. Il
mercato complessivo del Partenariato Pubblico Privato nel Lazio nei primi otto mesi del 2013 è rappresentato da 127
2
gare per un volume d’affari di circa 183 milioni di euro , con un trend di crescita, rispetto allo stesso periodo del
2012, del 41% in termini di numero e del 13% di importi in gara. Si tratta quindi un mercato ormai maturo
sviluppatosi sotto la spinta di enti locali e comuni, che testimonia un nuovo e radicale cambiamento nel modo di fare
business.
Per questo la Camera di Commercio di Roma, istituzione preposta allo sviluppo del territorio e delle sue imprese ha
attivato, in collaborazione con il Cresme Europa Servizi, un sistema di osservatori (www.siop-lazio.it) in grado di
monitorare il mercato di riferimento, per conoscere e agevolare le dinamiche evolutive e fornire validi strumenti di
supporto operativo alle imprese. In questo quadro Asset Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di
Roma, vista la crescita d’interesse da parte di imprese e organizzazioni imprenditoriali, sta sviluppando una puntuale
azione d’informazione sui mercati del settore, con una linea di servizi dedicati alle imprese operanti sul territorio ed
agli enti locali.
Il manuale sugli “impianti a biomasse in Partenariato Pubblico Privato” è il secondo curato da Asset Camera sul tema
energetico, dopo quello dedicato agli impianti fotovoltaici. Il settore ha vissuto negli ultimi anni la forte fase espansiva
delle rinnovabili, in particolare solare, eolico e bioenergie, grazie anche al sistema dei meccanismi incentivanti messi in
campo. Ad oggi, in Italia, l’energia rinnovabile garantisce circa il 15% dei consumi energetici complessivi dato che nel
2008 raggiungeva il 9%.
In questo quadro, come per i manuali precedenti, vengono affrontati tre casi studio: il primo è dedicato al primo
impianto a microturbina multifuel alimentato a biomassa in Italia, realizzato dalla Regione Lazio e Bic Lazio con
collaborazione scientifica del Dipartimento di Ingegneria Meccanica dell'Università' di Tor Vergata, presso l’incubatore
di imprese di Colleferro. Il secondo caso tratta l’esperienza dell’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve, in provincia
di Firenze, per la realizzazione di una serie di impianti alimentati a biomasse legnose, con l’obiettivo di elevare la
quota di energia prodotta da fonti rinnovabili nel suo territorio a livelli di eccellenza rispetto ai limiti fissati dal
protocollo di Kyoto. Il terzo caso è relativo al Comune di Zola Predosa con la realizzazione, in occasione di un
rilevante intervento di trasformazione urbanistica e riqualificazione, dell’impianto di teleriscaldamento con
cogenerazione a gas metano e generazione termica a biomassa legnosa, voluto per massimizzare l’efficienza e
minimizzare l’impatto ambientale nell’ambito comunale.
Tutti e tre i casi rispondono a programmi di promozione delle fonti energetiche rinnovabili, per la riduzione della
dipendenza dalle fonti fossili e per la riduzione delle emissioni di gas serra. Come per le precedenti pubblicazioni
l’obiettivo del manuale è di favorire la condivisione delle esperienze e delle informazioni per contribuire alla concreta
diffusione delle modalità di ricorso al Partenariato Pubblico Privato. Sono questi tre casi che dimostrano come le
politiche per lo sviluppo sostenibile si possono realizzare.
1
2
Presidente di Asset Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma.
Fonte Osservatorio Regionale del Partenariato Pubblico Privato (www.siop-lazio.it)
VII
INTRODUZIONE
3
di Lorenzo Bellicini
Nella difficile situazione economica che la nostra economia sta attraversando, non emergono solo problemi di
riduzione, quanto anche opportunità derivanti da una profonda riconfigurazione del mercato, guidata da nuovi driver, il
principale dei quali è certo quello dell’energy technology. Si tratta di un’area di innovazione che ha varie branche, tra
le quali emerge quella della produzione delle energie rinnovabili. Infatti le fonti rinnovabili, soprattutto quelle per la
produzione di energia elettrica, stanno attraversando una fase fortemente espansiva grazie ai meccanismi incentivanti,
posti in atto nei diversi Paesi europei, che hanno favorito, soprattutto negli ultimi dieci anni, una crescita eccezionale
nell’installazione di impianti fotovoltaici, eolici e a bioenergie.
Anche in Italia negli ultimi cinque anni si è assistito alla forte espansione delle Fonti Energetiche Rinnovabili (le
cosiddette FER), tanto è che nel 2012, in base ai dati provvisori, comunicati dal MISE nel mese di aprile 2013, la
quantità di energia rinnovabile consumata sul territorio nazionale è pari a circa 26,818 milioni di tonnellate equivalenti
di petrolio (Tep) ed ha garantito il 15% dei consumi energetici interni complessivi. Un anno prima tale percentuale era
del 13% e cinque anni prima, nel 2008, non raggiungeva il 9% dei consumi. Si è passati da un consumo medio annuo
del 7%, nel decennio 1998-2007, al 12% nel quinquennio 2008-2012.
In Italia ci sono oltre 600mila impianti da FER, tra impianti di grande e piccola taglia, termici ed elettrici. Sono ormai
diffusi nel 98% dei comuni, dalle aree interne ai grandi centri e compongono un sistema di generazione sempre più
distribuita. La quasi totalità dei comuni italiani oggi produce energia con il sole. Significativo anche il numero dei
comuni delle bioenergie con impianti che utilizzano biomasse solide, gassose e liquide: sono 1.494 gli impianti per
una potenza installata complessiva di 2.824 MW elettrici e 1.195 MW termici. Sono invece 343 i comuni in cui gli
impianti di teleriscaldamento utilizzano fonti rinnovabili, come biomasse “vere” (di origine organica animale o vegetale
provenienti da filiere territoriali) o fonti geotermiche, attraverso cui riescono a soddisfare larga parte del fabbisogno di
riscaldamento e di acqua calda sanitaria.
In base ai dati GSE (Gestore Servizi Energetici), nel biennio 2010-2011 i dati a consuntivo relativi ai consumi di
energie rinnovabili sono risultati sempre superiori agli obiettivi del Piano di Azione Nazionale (PAN). Questi risultati
oltre a confermare la fase espansiva delle rinnovabili, che crescono con ritmi superiori a quelli preventivati, fanno
prevedere il raggiungimento degli obiettivi fissati dal PAN con largo anticipo. Infatti se per l’Italia è stabilita per il
2020 una quota del 17% per l’energia da fonti rinnovabili a copertura dei consumi totali di energia, gli ultimi dati
disponibili a consuntivo mostrano come nel 2011 (11,5%) sia stata raggiunta una quota superiore a quella prevista dal
PAN per il 2015 (11,2%). Dinamiche simili si rilevano per tutti i settori.
Nel settore elettricità, che nel 2011 rappresenta il 25% dei consumi finali lordi di energia nazionali, le rinnovabili
rappresentano il 23,5% una quota simile a quella prevista dal PAN per il 2017 (23,8%) e inferiore di soli 2,8 punti
percentuali dall’obiettivo 2020 per il settore (26,4%). Nel settore riscaldamento e raffreddamento (R&R), che, sempre
nel 2011, rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali (46%), le rinnovabili rappresentano l’11%
una percentuale molto vicina al target 2016 (11,1%) e inferiore di 6 punti percentuali dall’obiettivo 2020 (17,1%).
Nel settore trasporti, che rappresenta il 29% dei consumi energetici nazionali, invece le rinnovabili registrano ritmi di
crescita inferiori. Nel 2011 sono arrivate a rappresentare il 4,7% dei consumi energetici, la stessa percentuale del
2010, contro un obiettivo di appena 0,6 punti inferiore e un obiettivo 2020 del 10,1%. Nel settore riscaldamento e
raffreddamento, che nel 2011 rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali, le rinnovabili
rappresentano l’11% e in questo ambito un ruolo importante spetta alle biomasse. L’utilizzo delle stesse
esclusivamente a scopi termici, per il riscaldamento o per la produzione di acqua calda sanitaria, avviene soprattutto
3
Direttore del CRESME
VIII
mediante impianti domestici (caldaie, stufe e termocamini) o scambiatori di calore allacciati a reti di
teleriscaldamento. I combustibili prevalentemente utilizzati sono le biomasse legnose come: legna da ardere in ciocchi,
legno sminuzzato (cippato) e pastiglie di legno macinato e pressato (pellet e bricchetti).
I dati del MISE, relativi al bilancio energetico nazionale, confermano il ruolo importante delle biomasse, ed in
particolare di quelle legnose, nell’ambito delle energie rinnovabili nel settore termico. Nel 2011, in base ai dati relativi
al bilancio delle fonti primarie espressi in tcal, l’incidenza delle biomasse sulle rinnovabili è pari al 29%. Si tratta della
seconda quota dopo l’energia idraulica (41%). Nell’ambito delle biomasse la fonte principale è la legna destinata a
consumi finali, soprattutto per usi domestici e civili. Le stesse per l’elettricità rappresentano circa un terzo e sono
destinate interamente alla trasformazione (centrali termoelettriche). La restante fonte primaria del gruppo delle
biomasse è il biodiesel interamente destinata ai consumi finali, ovvero al trasporto stradale.
La tecnologia del teleriscaldamento, già ampiamente diffusa in Nord Europa, si è sviluppata in Italia nei primi anni
Settanta, ma è ancora oggi una realtà circoscritta a un numero limitato di esperienze di medio piccola dimensione
concentrate nelle regioni settentrionali. In futuro il settore potrebbe vivere una fase espansiva anche grazie
all’attenzione dell’Europa che, con la direttiva 2012/27/UE, promuove il teleriscaldamento «efficiente», cioè quello che
usa per almeno il 50% energia rinnovabile, o il 50% di calore di recupero, o il 75% di calore cogenerato, o il 50% di
una combinazione di tale energia e calore.
Rispetto all’interesse pubblico per la produzione di energia termica ed elettrica da biomassa, i dati sul mercato dei
bandi di gara forniscono informazioni interessanti. In Italia il mercato pubblico dei bandi di gara per il
teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie, tra gennaio 2002 e giugno 2013, è rappresentato da 639 gare per un
importo complessivo di 1,4 miliardi. Rispetto all’intero mercato delle opere pubbliche rappresenta quote dello 0,2%
per numero e inferiori allo 0,5% per importo, quote che diventano dello 0,4% per numero e del 2,2% per importo nel
primo semestre 2013. Rispetto alla distribuzione territoriale, la maggiore domanda è localizzata nelle regioni
settentrionali. Nelle otto regioni del nord sono localizzate 472 iniziative dell’ammontare complessivo di oltre 1 miliardo
e riguardano prevalentemente interventi per il teleriscaldamento urbano. La domanda delle quattro regioni centrali è di
89 interventi, per un ammontare complessivo di 92 milioni, di cui 8 sono localizzati nel Lazio. Si tratta di alcuni,
interventi di manutenzione degli impianti del sistema di distribuzione dell'energia termica nei Comprensori di Torrino
Sud e Mostacciano a Roma, indetti da Acea Spa, e poi l’appalto, indetto da Bic Lazio nel 2008, per la realizzazione,
presso l’incubatore di imprese di Colleferro (Rm), di un impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza
elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose e basato
sulla tecnologia delle microturbine a gas a combustione esterna. Tale intervento è oggetto di approfondimento nel
capitolo 3.1. La domanda d’interventi nei settori teleriscaldamento e impianti a bioenergie ha riguardato nell’87% dei
casi (559 bandi su 639 totali) appalti per la sola esecuzione di lavori o appalti integrati di progettazione ed esecuzione.
Il restante 13% spetta a contratti di PPP che combinano l’esecuzione dei lavori con la progettazione, la fornitura e
l’installazione degli impianti di produzione e distribuzione, la manutenzione e la gestione del servizio. In termini di
importi le operazioni di PPP rappresentano il 35% del mercato. L’Osservatorio Nazionale del Partenariato Pubblico
Privato, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha censito, sull’intero territorio nazionale, 80 gare, del valore complessivo di
484 milioni di euro, riconducibili a operazioni di PPP per la costruzione e gestione di reti di teleriscaldamento urbano,
di impianti per la captazione e valorizzazione energetica del biogas, di impianti di produzione di energia termica ed
elettrica da biomasse, di impianti di incenerimento dei rifiuti solidi urbani con produzione di energia elettrica e
termica. L’osservazione dei dati relativi all’evoluzione del PPP nel settore in esame tra il 2002 e il giugno 2013, fa
emergere un settore in crescita, soprattutto nel periodo più recente. Rispetto allo stato di avanzamento delle 80
operazioni di PPP monitorate, alla fine di giugno del 2013, la metà degli impianti risulta in esercizio (41 iniziative su
80 totali). In 19 casi si è giunti all’aggiudicazione, in 8 casi è in corso la gara e in altrettanti casi sono in corso di
esecuzione i lavori. Infine in 4 casi il contratto è stato risolto, o lo sarà a breve, per inadempienze.
IX
Nel Rapporto, inoltre, vengono ampiamente trattati i piani e le strategie nazionali e della regione Lazio per lo sviluppo
dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili regionali, i meccanismi incentivanti e i fondi europei disponibili per le
bioenergie nonché il dissenso che a volte accompagna la realizzazione di impianti a biomasse, specialmente dove gli
impianti non sono il frutto di un percorso condiviso con la cittadinanza locale.
I risultati di questo manuale confermano ancora una volta la consapevolezza della necessità, da un lato di una
maggiore qualità delle informazioni rispetto a quanto viene realizzato, dall’altro di una maggiore conoscenza necessaria
allo sviluppo di questi interventi. In sostanza la necessità di approfondire l’evoluzione tecnica di un settore in termini di
certezza, assunzione del rischio e, soprattutto standardizzazione delle esperienze più positive. Il significativo salto in
avanti che si verifica sul piano della domanda, non è sufficiente a garantire livelli realizzativi in grado di raccoglierla, ci
troviamo di fronte a un mercato che deve maturare e crescere sul piano della concretezza realizzativa e che,
soprattutto, ha bisogno di nuove competenze, di formazione, di soggetti catalizzatori, di esperienze tipo e casi di
successo”.
Anche questo quarto manuale Asset Camera - Cresme, dedicato al Partenariato Pubblico Privato nel settore della
produzione di bioenergie, come già i precedenti dedicati agli asili nido, agli impianti fotovoltaici e agli impianti di
pubblica illuminazione, è articolato in cinque capitoli: il primo capitolo è relativo all’inquadramento del settore rispetto
al contesto energetico italiano, alle tematiche politiche, normative e finanziarie per l’efficienza energetica e il risparmio
energetico nonché ai motivi del dissenso che accompagna la realizzazione di impianti a biomasse ; il secondo capitolo
affronta l’analisi del mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie con particolare attenzione a quelli
realizzati attraverso le diverse forme di cooperazione tra pubblico privato nel nostro Paese, con l’approfondimento
analitico delle iniziative d’importo superiore a 5 milioni di euro; il capitolo tre analizza invece tre casi di impianti a
biomassa realizzati nel Lazio, in Toscana e in Emilia Romagna, nel dettaglio del processo realizzativo e gestionale con il
quale si vuole dare un quadro semplificativo dell’attuale iter autorizzativo necessario alla realizzazione di questa
tipologia di interventi; nel capitolo quattro si descrive il ‘come fare correttamente’; mentre nel capitolo cinque vengono
riportate in ordine cronologico le principali norme approvate a livello europeo, nazionale e regionale (Regione Lazio)
nonché la normativa tecnica nazionale.
X
ELENCO ACRONIMI, SIGLE E UNITÀ DI MISURA
ELENCO ACRONIMI E SIGLE
ACB
ACS
AEEG
AFF
AIRU
BEI
CDP
CFL
CIL
CIP
CV_TLR
EE
EEA
EEEF
EEN
EMS
FEASR
FER
GAL
GME
GSE
IAFR
IRE
LT
MISE
MLEI
NZEB
ORC
PA
PAEE
PAES
PAF
PAN
PCCE
PEF
PIL
POI
POR
PPP
PPPI
PQSF
IEE
PSC
PSR
PTPR
R&R
RSU
RU bio
SdF
SEN
SIMERI
SRF
TEE
TIR
TO
UE
UE27
UTB
WtE
Analisi Costi Benefici
Acqua calda sanitaria
Autorità per l'energia elettrica e il gas
Analisi di Fattibilità Finanziaria
Associazione Italiana Riscaldamento Urbano
Banca Europea per gli Investimenti
Cassa depositi e prestiti
Consumo Finale Lordo
Consumo Interno Lordo
Programma quadro per la competitività e l'innovazione
Certificati Verdi per il Teleriscaldamento
Efficienza Energetica
European Environment Agency
European Energy Efficiency Fund
Network per l'Efficienza Energetica
Energy Management System
Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale
Fonti Energetiche Rinnovabili
Gruppi di Azione Locale
Gestore dei Mercati Energetici
Gestore Servizi Energetici
Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili
Indice di Risparmio di Energia
Limite Termico
Ministero dello Sviluppo Economico
Mobilising Local Energy Investments
Nearly Zero Energy Buildings
Organic Rankine Cycle
Pubblica Amministrazione
Piano di Azione per l'Efficienza Energetica
Piano di Azione per l'Energia Sostenibile
Piano di Azione dell'UE per le Foreste
Piano di Azione Nazionale
Produzione Combinata di Calore ed Elettricità
Piano Economico Finanziario
Prodotto Interno Lordo
Programma Operativo Interregionale
Programma Operativo Regionale
Partenariato Pubblico Privato
Partenariato Pubblico Privato Istituzionalizzato
Programma Quadro per il Settore Forestale
Intelligent Energy Europe
Public Sector Comparator
Piano di Sviluppo Rurale
Piano Territoriale Paesaggistico Regionale
Riscaldamento e raffreddamento
Rifiuti solidi urbani
Rifiuti urbani biodegradabili
Studio di fattibilità
Strategia Energetica Nazionale
Sistema Italiano per il Monitoraggio delle Energie Rinnovabili
Short Rotation Forestry
Titoli di efficienza energetica
Tasso Interno di Ritorno
Tariffa omnicomprensiva
Unione europea
Unione europea a 27 Stati (fino al 30 giugno 2013)
Ufficio Territoriale per la Biodiversità
Waste to Energy
GWhe
GWhf
GWht
Gigawattora di energia elettrica
Gigawattora di energia frigorifera
Gigawattora di energia termica
XI
UNITA’ DI MISURA ELETTRICHE E TERMICHE
Unità di misura di Potenza
[Watt] = [W] = unità di misura della potenza
[kwatt] = [kW] =1.000 Watt = Kilowatt
6
[Mwatt] = [MW] =10 Watt = Megawatt
9
[Gwatt] = [GW]= 10 Watt = Gigawatt
12
[Twatt] = [TW]= 10 Watt = Terawatt
1 kcal/h = 1.163 W
860 kcal/h = 1 kW
Unità di misura di Energia
[Wattora] = [Wh] = 3.600 J
3
[kwattora] = [kWh] = 3.6×10 J = 3.6 MJ
6
[Mwattora] = [MWh] = 3.6×10 J = 3600 MJ
9
[Gwattora] = [GWh] = 3.6×10 J = 3.6×106 MJ
1 kcal = 1 Kilocaloria = 4186 J = 1.163 Wh
6
1 Tep (tonnellata equivalente di petrolio) = 10 milioni di kilocalorie = 10×10 = 42 GJ
Trasformazione energia primaria in energia elettrica
1 kg di gasolio = 10.000 kcal
1 kcal = 4,2 kJ
1 kg di gasolio = 10.000×4,2 kJ = 42 MJ
860 kcal = 1 kWh
1 kg di gasolio = 10.000 kcal = 10.000/860 kWh = 11,62 kWh
Equivalenza in Tep (tonnellate equivalenti di petrolio)
Quantità
Prodotto
1t
Gasolio
1t
Olio combustibile
1t
Gpl
1t
Benzine
1t
Carbon fossile
1t
Antracite
1t
Carbone di legna
1t
Legna da ardere
1t
Lignite
1.000 Nmc
Gas naturale
1 MWh
Energia elettrica At/Mt
1 MWh
Energia elettrica B t
Equivalenza
1.08 Tep
0.98 Tep
1.10 Tep
1.20 Tep
0.74 Tep
0.70 Tep
0.75 Tep
0.45 Tep
0.25 Tep
0.82 Tep
0.23 Tep
0.25 Tep
Tabella di conversione delle unità di misura energetiche
Joule
Joule
1
kcal
4,2
Tep
kWh
kcal
Tep
-4
2,4 x 10
10
6
3,6 x 10
2,4 x 10
-7
1
4,2 x 10
kWh
-11
1,1 x 10
7
1
10
860
8,6 x 10
XII
-3
1,2 x 10
11.630
-5
Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su fonti varie
-7
2,8 x 10
1
1. INQUADRAMENTO DEL SETTORE DELLA BIOMASSA
1.1. Definizione del settore della biomassa
La Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso dell’energia
da fonti rinnovabili”, definisce la biomassa come “la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine
biologica provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle
industrie connesse, comprese la pesca e l’acquacoltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e
urbani”.
Il termine “biomassa”, quindi, indica un insieme di materiali molto diversificato per provenienza, per caratteristiche
chimico-fisiche, per costo di acquisto, e per possibilità di impiego. Tutti questi materiali hanno però la caratteristica
comune di avere origine biologica non fossile.
Inoltre, nel 2010 la Commissione europea ha adottato la relazione sui criteri di sostenibilità ambientale per l'uso di
biomasse solide e biogas per la produzione di energia elettrica, il riscaldamento e raffreddamento. Nel documento
europeo si afferma: Il commissario europeo responsabile per il settore dell'energia ha dichiarato: "La biomassa è una delle
risorse più importanti per raggiungere i nostri obiettivi in termini di energia prodotta da fonti rinnovabili. Questa fonte di energia pulita, sicura
e competitiva, contribuisce già per oltre il 50% del consumo di energie rinnovabili nell'Unione europea. Con la presente relazione, la
Commissione formula raccomandazioni agli Stati membri in materia di criteri di sostenibilità ambientale per le biomasse in forma solida e
gassosa. Tra un anno e mezzo effettueremo una revisione della relazione per verificare la necessità di modifiche al regime, ivi compresa
l'introduzione di norme vincolanti".
Nella relazione è inclusa anche una valutazione d'impatto che mette in evidenza come criteri vincolanti
comporterebbero costi ingenti per gli operatori economici europei, tenendo presente che almeno il 95% della biomassa
consumata nell'UE proviene da residui forestali e da sottoprodotti di altre industrie. In mancanza di norme armonizzate
a livello UE, gli Stati membri sono liberi di istituire un proprio sistema nazionale per l'utilizzo di biomasse solide e
biogas ai fini della produzione di energia elettrica e dei sistemi di riscaldamento e di raffreddamento. Si raccomanda,
però, che gli Stati membri rispettino i criteri di sostenibilità delineati nella Relazione, e adottino modelli tecnologici
analoghi. In questo modo si potrebbe ridurre il rischio dell'utilizzo di criteri nazionali diversi e potenzialmente
incompatibili, che ostacolerebbero il commercio limitando lo sviluppo del settore delle bioenergie.
I criteri raccomandati includono:
a) un divieto generale di utilizzo della biomassa da terreni provenienti da zone forestali, ad alto contenuto di
carbonio e caratterizzati da elevata biodiversità;
b) un metodo comune per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra per garantire una riduzione di almeno il
35% delle emissioni di gas a effetto serra (dato che dovrebbe raggiungere il 50% nel 2017 e il 60% nel 2018
per i nuovi impianti) grazie all'uso delle biomasse rispetto all'energia prodotta da fonti fossili nell'UE;
c) la differenziazione dei regimi di sostegno nazionali a favore di impianti che consentono elevati rendimenti di
conversione dell'energia;
d) il controllo della provenienza della biomassa.
La produzione di bioenergia in Italia è ormai una realtà diffusa, che utilizza una pluralità di materie prime e tecnologie
consolidate. In particolare le biomasse, che possono essere allo stato solido, liquido e gassoso, sono destinate alla
produzione di:
- energia termica e frigorifera (riscaldamento e raffreddamento);
- energia elettrica e cogenerazione;
- biocarburanti.
1
A seconda della tecnologia e degli usi finali dell’energia prodotta (termici e/o elettrici) è possibile scegliere tra una
pluralità di soluzioni impiantistiche. Esse comprendono impianti alimentati da biomasse solide (come legna da
ardere, pellet, cippato, residui agroindustriali e la frazione organica dei rifiuti solidi urbani), liquide (biodiesel prodotto
da semi oleosi e olii vegetali esausti da raccolta), o gassose (biogas prodotto dai reflui zootecnici, residui
agroindustriali e dalla frazione organica-biologica dei rifiuti solidi urbani).
Per quanto riguarda gli impianti alimentati a biomassa e biogas, nel Rapporto statistico 2011 del Gestore Servizi
Energetici (di seguito GSE) sugli impianti a fonti rinnovabili vengono riportate informazioni sulle soluzioni
impiantistiche che variano per tipo di biomassa, tecnologia utilizzata e prodotto finale (solo energia elettrica, combinata
con produzione di calore, solo energia termica). In particolare, per gli impianti alimentati a biomassa si riporta che la
combustione diretta della biomassa, in apposite caldaie, ne comporta un’ossidazione totale ad alta temperatura, e può
essere realizzata secondo differenti tecnologie: in sospensione, su forni a griglia fissa o mobile, su letto fluido. La
carbonizzazione, la pirolisi e la gassificazione sono, invece, processi più complessi, che permettono di ottenere
combustibili intermedi solidi, liquidi e gassosi, più puri rispetto alla fonte di partenza. In particolare, risulta
interessante la gassificazione perché il “gas di sintesi” ottenuto presenta il vantaggio di garantire elevati rendimenti di
combustione ed emissioni più ridotte. Le centrali termoelettriche alimentate da biomasse solide o liquide effettuano la
conversione dell’energia termica, contenuta nella biomassa, in energia meccanica, e successivamente in energia
elettrica. La tipologia delle centrali può variare da medie centrali termoelettriche alimentate da biomasse solide (in
genere da cippato di legno) fino ai piccoli gruppi elettrogeni alimentati da biocombustibili liquidi.
Le tipologie di impianti termoelettrici a biomasse più diffusi sono i seguenti:
- impianti tradizionali con forno di combustione della biomassa solida che, tramite una caldaia, alimenta una
turbina a vapore accoppiata ad un generatore;
- impianti con turbina a gas alimentata dal syngas da biomasse in ciclo semplice o combinato con turbina a
vapore;
- impianti termoelettrici ibridi, che utilizzano biomasse e fonti convenzionali (il caso più frequente è la cocombustione della biomassa e della fonte convenzionale nella stessa fornace);
- impianti, alimentati da biomasse liquide (oli vegetali, biodiesel), costituiti da motori accoppiati a generatori
(gruppi elettrogeni).
Per gli impianti alimentati da biogas invece si riporta che il biogas è costituito prevalentemente da metano (almeno il
50%) e da anidride carbonica, e ha origine dalla fermentazione anaerobica di materiale organico di origine vegetale ed
animale.
Il Decreto legislativo 28/2011 distingue “gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas”, a
seconda dell’origine e delle modalità di fermentazione. Questa distinzione di biogas deriva dalla molteplicità di matrici
organiche da cui esso può essere prodotto: rifiuti conferiti in discarica (frazione organica dei rifiuti urbani); fanghi di
depurazione; deiezioni animali; scarti di macellazione; scarti organici agro-industriali; residui colturali; colture
energetiche.
Il biogas ha un ottimo potere calorifico per via dell’elevato contenuto in metano, e si presta quindi ad una
valorizzazione energetica per combustione diretta attuata in caldaia per sola produzione di calore, oppure attuata in
motori accoppiati a generatori per la produzione di sola elettricità o per la cogenerazione di elettricità e calore.
Gli impianti termoelettrici a biogas effettuano quindi la conversione dell’energia termica contenuta nel biogas in
energia meccanica e successivamente in energia elettrica.
Nel caso di impianti alimentati da biogas prodotto nelle discariche controllate di rifiuti urbani, le parti principali
dell’impianto sono le seguenti:
- sezione di estrazione del biogas da discarica (pozzi di captazione, linee di trasporto, collettori di
raggruppamento);
- sezione di aspirazione e condizionamento del biogas da discarica (collettore generale, separatori di condensa,
filtri, aspiratori);
- sezione di produzione dell’energia elettrica (gruppi elettrogeni) e torcia (dispositivo di sicurezza per bruciare
l’eventuale biogas non combusto nella sezione di produzione energetica).
2
Nel caso, invece, dei biogas non derivanti da discarica, l’impianto prevede (al posto della sezione di estrazione) una
sezione di produzione (digestore) e raccolta (gasometro) del biogas, poi inviato ai gruppi elettrogeni per produrre
energia elettrica.
Schema 1.1. - Le filiere della biomassa
Biomasse solide
Biogas
Riscaldamento
Reflui zootecnici
Emissioni
Combustione
Energia termica
Consumi di processo
Residui agricoli
Digestione anaerobica
Gas
Energia elettrica
Residui agroindustriali
Rete
Frazione organico-biologica
dei rifiuti solidi urbani
Fanghi
Estrazione idrogeno
Biodiesel
Fonte: elaborazione Cresme da Presentazione ITABIA
(a)
Biomasse legnose da Short Rotation Forestry (SRF)
3
Box 1.1. - Definizioni ai sensi dell’Art. 2 del D.Lgs. 28/2011
a) «energia da fonti rinnovabili»: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare, aerotermica,
geotermica, idrotermica e oceanica, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;
b) «energia aerotermica»: energia accumulata nell'aria ambiente sotto forma di calore;
c) «energia geotermica»: energia immagazzinata sotto forma di calore nella crosta terrestre;
d) «energia idrotermica»: energia immagazzinata nelle acque superficiali sotto forma di calore;
e) «biomassa»: la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall'agricoltura
(comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e
l'acquacoltura, gli sfalci e le potature provenienti dal verde pubblico e privato, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti
industriali e urbani;
f) «Consumo Finale Lordo di energia»: i prodotti energetici forniti a scopi energetici all'industria, ai trasporti, alle famiglie, ai servizi,
compresi i servizi pubblici, all'agricoltura, alla silvicoltura e alla pesca, ivi compreso il consumo di elettricità e di calore del settore
elettrico per la produzione di elettricità e di calore, incluse le perdite di elettricità e di calore con la distribuzione e la trasmissione;
g) «teleriscaldamento» o «teleraffrescamento»: la distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi
refrigerati, da una o più fonti di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il
raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la fornitura di acqua calda sanitaria;
h) «bioliquidi»: combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l'elettricità, il riscaldamento ed il
raffreddamento, prodotti dalla biomassa;
i) «biocarburanti»: carburanti liquidi o gassosi per i trasporti ricavati dalla biomassa;
l) «garanzia di origine»: documento elettronico che serve esclusivamente a provare ad un cliente finale che una determinata quota o un
determinato quantitativo di energia sono stati prodotti da fonti rinnovabili come previsto all'articolo 3, paragrafo 6, della direttiva
2003/54/CE e dai provvedimenti attuativi di cui all’articolo 1, comma 5, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con
modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;
m) «edificio sottoposto a ristrutturazione rilevante»: edificio che ricade in una delle seguenti categorie:
i) edificio esistente avente superficie utile superiore a 1000 metri quadrati, soggetto a ristrutturazione integrale degli elementi edilizi
costituenti l'involucro;
ii) edificio esistente soggetto a demolizione e ricostruzione anche in manutenzione straordinaria;
n) «edificio di nuova costruzione»: edificio per il quale la richiesta del pertinente titolo edilizio, comunque denominato, sia stata
presentata successivamente alla data di entrata in vigore del presente decreto;
o) «biometano»: gas ottenuto a partire da fonti rinnovabili avente caratteristiche e condizioni di utilizzo corrispondenti a quelle
del gas metano e idoneo alla immissione nella rete del gas naturale;
p) «regime di sostegno»: strumento, regime o meccanismo applicato da uno Stato membro o gruppo di Stati membri, inteso a
promuovere l’uso delle energie da fonti rinnovabili riducendone i costi, aumentando i prezzi a cui possono essere vendute o
aumentando, per mezzo di obblighi in materia di energie rinnovabili o altri mezzi, il volume acquistato di dette energie. Comprende,
non in via esclusiva, le sovvenzioni agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le restituzioni d’imposta, i regimi di sostegno
all’obbligo in materia di energie rinnovabili, compresi quelli che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto dei prezzi, ivi
comprese le tariffe di riacquisto e le sovvenzioni;
q) «centrali ibride»: centrali che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli
impianti di co-combustione, vale a dire gli impianti che producono energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili e
di fonti rinnovabili;
4
Box 1.2. - Tipologie di Biomassa ai sensi dell’Art. 8 del D.M. 6 luglio 2012
Per gli impianti alimentati a biomasse e a biogas, al fine di determinare la tariffa incentivante di riferimento, il GSE identifica, sulla
base di quanto riportato nell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, da quali delle tipologie di seguito elencate è
alimentato l’impianto:
a) prodotti di origine biologica;
b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1-A;
c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente con le modalità di cui all’ Allegato 2;
d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c).
Tabella 1.A - ELENCO SOTTOPRODOTTI/RIFIUTI UTILIZZABILI NEGLI IMPIANTI A BIOMASSE E BIOGAS
I sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse e biogas ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui D.M. 6 luglio 2012
sono:
1. Sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano - regolamento Ce 1069/2009
 classificati di Cat. 3 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011):
- carcasse e parti di animali macellati non destinati al consumo umano per motivi commerciali;
- prodotti di origine animale o prodotti alimentari contenenti prodotti di origine animale non più destinati al consumo umano per
motivi commerciali o a causa di problemi di fabbricazione o difetti che non presentano rischi per la salute pubblica o degli
animali;
- sottoprodotti di origine animale derivanti dalla fabbricazione di prodotti destinati al consumo umano, compresi ciccioli, fanghi da
centrifuga o da separatore risultanti dalla lavorazione del latte;
- sangue che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali;
- tessuto adiposo di animali che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali;
- rifiuti da cucina e ristorazione;
- sottoprodotti di animali acquatici;
 classificati di Cat. 2 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011)
- stallatico (escrementi e/o urina di animali, guano non mineralizzato, ecc.);
- tubo digerente e suo contenuto;
- Farine di carne e d’ossa;
- sottoprodotti di origine animale raccolti nell’ambito del trattamento delle acque reflue a norma delle misure di attuazione adottate
conformemente all’ articolo 27, primo comma, lettera c):
- da stabilimenti o impianti che trasformano materiali di categoria 2; o
- da macelli diversi da quelli disciplinati dall’articolo 8, lettera e);
 Tutti i sottoprodotti classificati di categoria 1 ed elencati all’ articolo 8 del regolamento CE n. 1069/2009 (con specifiche di utilizzo
previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011)
2. Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e da attività forestale
 effluenti zootecnici;
 paglia;
 pula;
 stocchi;
 fieni e trucioli da lettiera.
 residui di campo delle aziende agricole;
 sottoprodotti derivati dall’espianto;
 sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali;
 sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco;
 potature, ramaglie e residui dalla manutenzione del verde pubblico e privato.
3. Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali
 sottoprodotti della trasformazione del pomodoro (buccette, bacche fuori misura, ecc.);
 sottoprodotti della trasformazione delle olive (sanse, sanse di oliva disoleata, acque di vegetazione);
 sottoprodotti della trasformazione dell’uva (vinacce, graspi, ecc.);
 sottoprodotti della trasformazione della frutta (condizionamento, sbucciatura, detorsolatura, pastazzo di agrumi, spremitura di
pere, mele, pesche, noccioli, gusci, ecc.);
5
Box 1.3. - Tipologie di Rifiuti di cui al D.M. 6 luglio 2012 Allegato 2, Tabella 6.A. Rifiuti a valle della raccolta differenziata
per i quali è ammesso il calcolo forfettario dell’energia imputabile alla biomassa (51%), se usati entro certi limiti di quantità
CODICE CER
02 01 02
02 01 03
02 01 04
02 01 06
02 01 07
02 02 03
02 03 03
02 03 04
02 05 01
02 06 01
02 07 01
02 07 02
02 07 04
03 01 01
03 01 05
03 01 99
03 03 01
03 03 07
03 03 08
03 03 09
03 03 10
03 03 11
04 01 08
04 01 09
04 02 09
04 02 21
04 02 22
08 01 12
09 01 07
09 01 08
10 01 21
10 11 20
12 01 05
16 01 03
16 01 19
16 01 22
16 03 04
17 02 01
17 02 03
17 06 04
DESCRIZIONE
Scarti di tessuti animali
Scarti di tessuti vegetali
Rifiuti plastici (ad esclusione degli imballaggi)
Feci animali, urine e letame (comprese le lettiere usate) effluenti, raccolti separatamente e trattati fuori sito
Rifiuti della silvicoltura
Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione
Rifiuti prodotti dall'estrazione tramite solvente
Rifiuti prodotti dalle operazioni di lavaggio, pulizia e macinazione della materia prima
Rifiuti prodotti dalla distillazione di bevande alcoliche
Scarti di corteccia e sughero
Segatura, trucioli, residui di taglio, legno, pannelli di truciolare e piallacci diversi da quelli di cui alla voce 03 01 04
Rifiuti non specificati altrimenti
Scarti di corteccia e legno
Scarti della separazione meccanica nella produzione di polpa da rifiuti di carta e cartone
Scarti della selezione di carta e cartone destinati ad essere riciclati
Fanghi di scarto contenenti carbonato di calcio
Scarti di fibre e fanghi contenenti fibre, riempitivi e prodotti di rivestimento generati dai processi di separazione meccanica
Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla voce 03 03 10
Cuoio conciato (scarti, cascami, ritagli, polveri di lucidatura) contenenti cromo
Rifiuti dalle operazioni di confezionamento e finitura
Rifiuti da materiali compositi (fibre impregnate, elastomeri, plastomeri)
Rifiuti da fibre tessili grezze
Rifiuti da fibre tessili lavorate
Pitture e vernici di scarto, diverse da quelle di cui alla voce 08 01 11
Carta e pellicole per fotografia, contenenti argento o composti dell'argento
Carta e pellicole per fotografia, non contenente argento o composti dell'argento
Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti diversi da quelli di cui alla voce 10 01 20
Rifiuti solidi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla voce 10 11 19
Limatura e trucioli di materiali plastici
Pneumatici fuori uso
Plastica
Componenti non specificati altrimenti
Rifiuti inorganici, diversi da quelli di cui alla voce 16 03 03
Legno
Plastica
Altri materiali isolanti diversi da quelli di cui alle voci 17 06 01 e 17 06 03
Rifiuti che non devono essere raccolti e smaltiti applicando precauzioni particolari per evitare infezioni (es. bende, ingessature,
18 01 04
lenzuola, indumenti monouso, assorbenti igienici)
19 05 01
Parte di rifiuti urbani e simili non compostata
19 05 02
Parte di rifiuti animali e vegetali non compostata
19 05 03
Compost fuori specifica
19 08 01
Vaglio
19 08 05
Fanghi prodotti dal trattamento delle acque reflue urbane
19 10 04
Fluff-frazione leggera e polveri, diversi di quelli di cui alla voce 19 10 03
19 12 01
Carta e cartone
19 12 04
Plastica e gomma
19 12 07
Legno diverso da quello di cui alla voce 19 12 06
19 12 08
Prodotti tessili
19 12 10
Rifiuti combustibili
19 12 12
altri rifiuti (compresi materiali misti) prodotti dal trattamento meccanico dei rifiuti, diversi da quelli di cui alla voce 19 12 11
Nota: i rifiuti conferiti con codice 03 01 99 devono essere identificati con descrizione precisa
6
1.2. Il sistema energetico italiano
Nel 2012 la quantità di energia consumata complessivamente sul territorio nazionale (Consumo Interno Lordo di
energia, di seguito CIL), in base ai dati provvisori, comunicati dal Ministero dello Sviluppo Economico (di seguito
MISE) nel mese di aprile 2013, è quantificabile in circa 178 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep). I
consumi energetici italiani hanno avuto un lieve calo nel biennio 2006 e 2007, riconducibile a fattori atmosferici
(temperature invernali particolarmente miti). Il declino si è intensificato nel 2008 e nel 2009 a causa della crisi, che
ha fatto crollare i consumi industriali. Nel 2010 la ripresa dell’attività economica ha provocato una ripresa anche del
consumo di energia (+4,2%). Nel 2011 il nuovo calo della produzione industriale e il decremento dei consumi degli
edifici hanno consentito una nuova discesa del CIL (-2%). Nel 2012, in base ai dati provvisori del MISE, si rileva un
ulteriore calo del consumo di energia (il 3,5% in meno rispetto al 2011) per effetto del significativo rallentamento dei
consumi per i trasporti (-7,9%) che si va a sommare al decremento dei consumi dell’industria (-5,1%), mentre
ristagnano i consumi degli edifici.
Grafico 1.1. - Consumo di energia in Italia per settori - Dinamica 1981-2012 (milioni di Tep)
50
45
40
35
30
25
20
Industria
Trasporti
Usi civili
Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico
* I dati relativi all’anno 2012 sono provvisori
La dinamica dei consumi energetici nazionali quindi è collegata principalmente con l’andamento dell’attività
economica (che influisce soprattutto sui consumi dell’industria e dei trasporti) e solo in misura minore con i fenomeni
atmosferici (che influiscono soprattutto sui consumi per riscaldamento degli edifici). Gli interventi finalizzati
all’incremento dell’efficienza energetica, per ora, non hanno avuto un impatto rilevante sui consumi nazionali. Lo
dimostra il fatto che l’intensità energetica del PIL (energia consumata in rapporto al Prodotto Interno Lordo) ha
conseguito una diminuzione piuttosto scarsa nell’ultimo decennio. Soprattutto in relazione a quanto fatto dagli altri
paesi industrializzati, nei quali invece questo indicatore ha fatto registrare delle diminuzioni sostanziali. Rispetto agli
altri paesi avanzati, l’Italia parte da un livello più basso di intensità energetica del PIL, principalmente per via della
mitezza del clima. Come sopra anticipato, in Italia, nel 2012, in base ai dati provvisori del MISE, si è registrata una
forte contrazione dei consumi energetici interni: si passa da 184,204 MTep del 2011 a 177,805 MTep del 2012, 3,5%. Questo risultato è da ricondurre ad un minore utilizzo di gas naturale (-3,9%), di prodotti petroliferi (-8,1%) di
energia elettrica da fonti convenzionali (-5,8%) e di prodotti solidi (-0,2%). Solo le fonti rinnovabili registrano un
deciso aumento: si passa da 24,572 MTep del 2011 a 26,818 MTep del 2012, +9,1%.
I fenomeni più rilevanti degli ultimi anni sono la parziale sostituzione del petrolio con il gas naturale come fonte
energetica e la forte espansione delle rinnovabili. Oggi il petrolio è ancora la principale fonte utilizzata ma la sua
7
importanza è diminuita: quindici anni fa copriva il 55% dei consumi, nel 2012 ne copre il 36%. Parallelamente, il gas
naturale è passato dal coprire il 26% dei consumi nel 1996, al 35% nel 2012. Le rinnovabili hanno registrato una
forte crescita negli ultimi anni: se nel 1996 coprivano il 7% dei consumi (e si trattava quasi unicamente di energia
idroelettrica) la crescita delle nuove rinnovabili (soprattutto eolico e fotovoltaico e soprattutto nel quadriennio 20092012) ha fatto arrivare questa quota al 15% nel 2012.
Se si considera l’energia impiegata, ovvero quella per usi finali e quindi al netto dei consumi intermedi del settore
energetico, delle perdite e della variazione delle scorte, pari nel 2012 a 129,219 MTep (-4,2% rispetto al 2011),
industria e trasporti sono i settori che maggiormente risentono della crisi. Per l’industria la contrazione dei consumi è
del 5,1% sul 2011; per i trasporti la contrazione rispetto al 2011 è più pesante, -7,9%.
Figura 1.1. - Bilancio energetico in Italia – 2012
(a)
Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico, Bilancio Energetico Nazionale provvisorio per l’anno 2012 (26 Aprile 2013)
(a)
(b)
(c)
Bilancio provvisorio (versione 26 aprile 2013)
Usi finali. Questo ammontare non comprende i consumi intermedi del settore energetico, le perdite e la variazione delle scorte
Nella voce Edifici è compreso il consumo di energia per usi civili (da parte delle famiglie, dei servizi, del commercio e PA)
Anche per quanto riguarda le emissioni climalteranti, l’Italia ha per ora conseguito risultati meno incoraggianti rispetto
agli altri paesi avanzati. Le emissioni di gas serra hanno avuto una brusca riduzione con l’arrivo della recessione, a
causa del calo dell’attività economica, ma la riduzione rispetto al 1990 (sulla quale sono basati i criteri di Kyoto) è
nettamente inferiore rispetto a quella conseguita da Francia e Germania. Secondo i dati della European Enviroment
Agency (EEA), nel 1990 sul territorio italiano si emettevano 519 milioni di tonnellate di CO2. Nei 15 anni successivi le
emissioni annuali sono aumentate dell’11%, arrivando nel 2005 a 574 milioni di tonnellate, per poi scendere negli
anni della crisi economica, riducendosi a circa 489 milioni di tonnellate nel 2011 (-15% rispetto al 2005). Il livello di
emissioni annuali nel 2011, dunque, è inferiore del 6% circa rispetto al 1990. Nello stesso periodo la Francia ha
ridotto le emissioni del 13%, la Germania del 27%.
8
Grafico 1.2. - Emissioni di gas serra in CO2 (numero indice, anno base 1990 = 100)
115
110
105
100
95
90
85
80
75
Germania
Francia
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
70
Italia
Fonte: elaborazione CRESME su dati European Enviroment Agency (EEA)
Com’è noto, il sistema energetico italiano è altamente dipendente dalle importazioni di prodotti energetici e in
particolare di fonti fossili. Il costo di questa dipendenza è in aumento a causa del picco raggiunto dalle materie prime
energetiche sui mercati internazionali. Nel 2012 l’Italia ha importato prodotti energetici per un ammontare netto di
circa 63 miliardi di euro. La “bolletta energetica” che paghiamo ai paesi produttori è di circa il 4% del nostro Prodotto
Interno Lordo.
Tabella 1.1. - La bolletta energetica italiana (valori in milioni di euro a prezzi correnti)
Importazioni di
Esportazioni di
Bolletta energetica
prodotti energetici prodotti energetici (importazioni nette)
PIL
Importazioni
totali
Peso bolletta
su PIL
2008
76.446
16.927
59.519
1.574.778
461.203
3,8%
2009
52.041
10.265
41.776
1.519.178
367.984
2,7%
2010
67.564
15.541
52.023
1.550.713
440.627
3,4%
2011
78.849
17.605
61.244
1.579.195
479.096
3,9%
2012
84.447
21.453
62.994
1.566.273
455.269
4,0%
Fonte: elaborazione CRESME su dati ISTAT
1.3. L’energia da fonti rinnovabili
In Italia negli ultimi cinque anni si è assistito alla forte espansione delle Fonti Energetiche Rinnovabili (di seguito FER)
Nel 2012, in base ai dati provvisori, comunicati dal MISE nel mese di aprile 2013, la quantità di energia rinnovabile
consumata sul territorio nazionale è pari a circa 26,818 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep) ed ha
garantito il 15% dei consumi energetici interni complessivi. Un anno prima tale percentuale era del 13% e cinque anni
prima, nel 2008, non raggiungeva il 9% dei consumi. Si è passati da un consumo medio annuo del 7%, nel decennio
1998-2007, al 12% nel quinquennio 2008-2012.
9
Grafico 1.3. - Bilancio Energetico Nazionale: Consumo di energia - 1998-2012 - Numero indice 1998 = 100
250
200
150
100
Totale energia
2012*
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
50
Energia rinnovabile
Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico, Bilancio Energetico Nazionale provvisorio per l’anno 2012 (26 Aprile 2013)
* Bilancio provvisorio (versione 26 aprile 2013)
Secondo i dati del Rapporto ‘Comuni Rinnovabili 2013’ di Legambiente, in Italia ci sono oltre 600mila impianti da
FER, tra impianti di grande e piccola taglia, termici ed elettrici. Sono ormai diffusi nel 98% dei comuni, dalle aree
interne ai grandi centri e compongono un sistema di generazione sempre più distribuita.
Nel Rapporto si riporta che i comuni del solare in Italia sono poco meno di 8.000, un numero in crescita che evidenzia
come con il sole si produca oggi energia nel 97% dei comuni Italiani (8.093 comuni al 31 gennaio 2013). I comuni
dell’eolico sono 571 dei quali 296 si possono considerare autonomi dal punto di vista elettrico grazie all’eolico, poiché
si produce più energia di quanta se ne consuma. I comuni del mini idroelettrico (fino a 3 MW) sono 1.053 e quelli
della geotermia sono 369.
Tabella 1.2. - La crescita dei comuni rinnovabili
Anno
Solare termico
Solare
fotovoltaico
Mini
idroelettrico
Eolico
Bioenergie
Geotermia
TOTALE
2006
108
74
118
40
32
5
356
2007
268
287
136
76
73
9
1.262
2008
390
2.103
157
114
306
28
3.190
2009
2.996
5.025
248
698
604
73
5.591
2010
4.064
6.311
297
799
788
181
6.993
2011
4.384
7.273
374
946
1.136
290
7.661
2012
6.256
7.708
450
1.021
1.140
334
7.896
2013
6.260
7.857
Fonte: rapporto “Comuni Rinnovabili 2013” di Legambiente
571
1.053
1.494
369
7.970
Significativo anche il numero dei comuni delle bioenergie con impianti che utilizzano biomasse solide, gassose e
liquide: sono 1.494 gli impianti per una potenza installata complessiva di 2.824 MW elettrici e 1.195 MW termici.
Sono invece 343 i comuni in cui gli impianti di teleriscaldamento utilizzano fonti rinnovabili, come biomasse “vere” (di
origine organica animale o vegetale provenienti da filiere territoriali) o fonti geotermiche, attraverso cui riescono a
soddisfare larga parte del fabbisogno di riscaldamento e di acqua calda sanitaria.
In base ai dati del Sistema informativo del GSE denominato SIMERI, Sistema Italiano per il Monitoraggio delle Energie
Rinnovabili, realizzato per il monitoraggio del raggiungimento dell’obiettivo comunitario, fissato dalla Direttiva
2009/28/CE, sulla quota del 20% di energia da fonti rinnovabili a copertura dei consumi totali di energia, nel biennio
2010-2011 i dati a consuntivo relativi ai consumi di energie rinnovabili sono risultati sempre superiori agli obiettivi del
Piano di Azione Nazionale (PAN). Questi risultati oltre a confermare la fase espansiva delle rinnovabili, che crescono
con ritmi superiori a quelli preventivati, fanno prevedere il raggiungimento degli obiettivi fissati dal PAN con largo
anticipo. Infatti se per l’Italia è stabilita per il 2020 una quota del 17% per l’energia da fonti rinnovabili a copertura
10
dei consumi totali di energia, gli ultimi dati disponibili a consuntivo mostrano come nel 2011 (11,5%) sia stata
raggiunta una quota superiore a quella prevista dal PAN per il 2015 (11,2%). Dinamiche simili si rilevano per tutti i
settori.
Nel settore elettricità, che nel 2011 rappresenta il 25% dei consumi finali lordi di energia nazionali, le rinnovabili
rappresentano il 23,5% una quota simile a quella prevista dal PAN per il 2017 (23,8%) e inferiore di soli 2,8 punti
percentuali dall’obiettivo 2020 per il settore (26,4%).
Nel settore riscaldamento e raffreddamento (R&R), che, sempre nel 2011, rappresenta la quota principale dei
consumi energetici nazionali (46%), le rinnovabili rappresentano l’11,0% una percentuale molto vicina al target 2016
(11,1%) e inferiore di 6 punti percentuali dall’obiettivo 2020 (17,1%).
Nel settore trasporti, che rappresenta il 29% dei consumi energetici nazionali, invece le rinnovabili registrano ritmi di
crescita inferiori. Nel 2011 sono arrivate a rappresentare il 4,7% dei consumi energetici, la stessa percentuale del
2010, contro un obiettivo di appena 0,6 punti inferiore e un obiettivo 2020 del 10,1%.
Grafico 1.4. - Consumo Finale Lordo di energia per settore - Incidenza % rinnovabili su totale consumi - 2005-2020
(a)
30,0
26,4
23,5
25,0
20,0
17,0 17,1
15,0
11,5 11,0
10,1
10,0
4,7
5,0
0,0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Totale
2011
2012
Elettricità
2013
R&R
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Trasporti
Fonte: Elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI
(a)
dati: 2005-2011 consuntivo; 2012-2020 obiettivo PAN
Grafico 1.6. - Consumo Finale Lordo di energia per settore nel 2011
TOTALE
Trasporti
29%
FER
Trasporti
11%
Elettricità
25%
R&R
46%
R&R
41%
11
Elettricità
48%
Grafico 1.7. - Consumo Finale Lordo di energia per settore - 2005-2020
TOTALE
(a)
- Valori in kTep
ENERGIA TOTALE
FER
2020
2019
2018
2017
2016
0
2015
115.000
2014
5.000
2013
120.000
2012
10.000
2011
125.000
2010
15.000
2009
130.000
2008
20.000
2007
135.000
2006
25.000
2005
140.000
Settore Elettricità
FER
34.000
32.000
30.000
28.000
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
26.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Settore Riscaldamento e Raffreddamento
ENERGIA TOTALE
68.000
FER
12.000
10.000
64.000
8.000
60.000
6.000
56.000
4.000
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
0
2006
2.000
48.000
2005
52.000
Settore Trasporti
ENERGIA TOTALE
40.000
FER
38.000
36.000
34.000
32.000
(a)
dati: 2005-2011 consuntivo; 2012-2020 obiettivo PAN
12
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
30.000
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
1.3.1. Fonti rinnovabili nel settore elettricità
Le fonti rinnovabili, soprattutto quelle per la produzione di energia elettrica, stanno attraversando una fase fortemente
espansiva grazie ai meccanismi incentivanti, posti in atto nei diversi Paesi europei, che hanno favorito, soprattutto negli
ultimi dieci anni, una crescita eccezionale nell’installazione di impianti fotovoltaici, eolici e a bioenergie.
In base ai dati del Sistema informativo “Simeri” del GSE, tra il 2005 e il 2011 i consumi finali di elettricità da fonte
rinnovabile sono cresciuti del 45%. Rispetto al complesso dei consumi energetici da fonte rinnovabile quelli del settore
elettrico rappresentano, nel 2011, il 48% contro il 41% del settore termico e l’11% dei trasporti. Il 54% dei consumi
di energia elettrica riguardano l’energia idroelettrica. L’energia da biomassa, solare ed eolica si dividono in parti uguali
il 39% dei consumi e il restante 7% spetta alla energia geotermica. Passando alle sub-tipologie di biomassa i maggiori
consumi riguardano la biomassa solida: 407 kTep (+9,8% rispetto al 2010) contro 293 kTep di biogas (+66%) e 232
kTep di bioliquido (-12%).
Grafico 1.8. - Consumo Finale Lordo di energia in ITALIA per settore nel 2011
Totale FER
FER elettricità per tipologia di impianto
Trasporti
11%
Elettricità
48%
Solare
13%
Biomassa
13%
Geotermica
7%
Idroelettrica
54%
R&R
41%
Eolica
13%
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI
 La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Europa
L’Unione europea si è imposta per il 2020 obiettivi sfidanti da raggiungere attraverso una strategia di sviluppo
sostenibile. L’efficacia e l’esito dipendono anche dal cambiamento delineato per il settore energetico: al 2020 l’Europa
deve coprire i suoi consumi finali con il 20% di produzione da fonti rinnovabili, aumentare del 20% l’efficienza
energetica e diminuire del 20% le emissioni di gas serra.
Grafico 1.9. - Il settore elettrico europeo nel 2010 - Incidenza % produzione lorda su Consumo Finale Lordo
120,0
100,0
105,7
102,4
99,9
Francia
Germania
TOTALE UE27
88,1
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
Italia
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico UE 27 Settore elettrico - Gennaio 2013
13
Nel 2010, in Italia, la produzione lorda di energia elettrica è stata pari all’88% dei consumi finali lordi. Risultato
questo che fa emergere la forte dipendenza dell’Italia dall’estero. Ciò non avviene in Francia e Germania, dove la
produzione supera i consumi.
In Italia, come nel resto dell’Europa, il parco di generazione elettrico sta cambiando: da un sistema basato sulle fonti
fossili e sul nucleare a un sistema più indirizzato verso lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e tecnologie a basso
contenuto di carbonio.
Nel 2010, infatti, a livello europeo la quota di consumi energetici soddisfatti con le fonti rinnovabili risulta del 20% e
le emissioni di gas serra risultano diminuite del 16%.
In Italia la quota dei consumi soddisfatti con le fonti rinnovabili sale al 22,4% mentre scende al 16,5% in Germania e
al 14,5% in Francia.
Grafico 1.10. – Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Europa nel 2010 - Incidenza % produzione lorda da FER su Consumo
Finale Lordo complessivo
25,0
22,4
19,9
20,0
16,5
14,5
15,0
10,0
5,0
0,0
Italia
Francia
Germania
TOTALE UE27
Diversa appare la situazione sul fronte delle emissioni di gas serra. In Italia, tra il 2010 e il 1990, si registra una
riduzione dei gas serra del 3,6% mentre in Francia risulta del 7,6% e in Germania del 24,5%.
Grafico 1.11. - Emissioni di gas serra in Italia, Francia, Germania e nell’insieme dei paesi UE27 – Variazioni % 2010/1990
0,0
-5,0
-3,6
-10,0
-7,6
-15,0
-15,6
-20,0
-25,0
-24,5
-30,0
Italia
Francia
Germania
Fonte: elaborazione CRESME su dati European Enviroment Agency (EEA)
14
TOTALE UE27
Grafico 1.12. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Europa nel 2010 – Consumi finali, produzione e potenza
Consumo Finale Lordo – 3.348.995 GWh
Italia
10%
Francia
16%
Resto UE27
56%
Germania
18%
Produzione lorda – 3.345.543 GWh
Italia
9%
Francia
17%
Resto UE27
55%
Germania
19%
Potenza netta – 870.108 MW
Italia
12%
Francia
14%
Resto UE27
56%
Germania
18%
In Italia le Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) ricoprono un ruolo di primaria importanza nella composizione della
produzione di energia elettrica. Nel 2010 la produzione lorda di FER elettrica è stata di 76.964 GWh pari al 25,5%
della produzione di energia elettrica nazionale (302.062 GWh). In Francia la produzione di FER è stata di 77.912 GWh
pari al 13,7% della produzione di energia elettrica nazionale (569.002 GWh). In Germania la produzione di FER
supera i 100.000 GWh e l’incidenza sulla produzione elettrica totale è del 16,1%.
Rispetto alle varie tipologie di rinnovabili, in Italia e Francia prevale la produzione idroelettrica, con quote, nel 2011,
del 55% e 70%, mentre in Germania la maggiore produzione riguarda l’energia eolica (38%).
Inoltre, in Italia, sempre nel 2011, un altro 26% spetta alle bioenergie (13%) e al fotovoltaico (13%). All’eolico spetta
una quota del 12% e all’energia geotermica il 7%.
In Francia la seconda quota (19%) spetta all’energia eolica. Rappresenta il 7% la produzione di bionergie e appena il
3% il fotovoltaico. Il restante 1% spetta all’energia prodotta dalle maree e dal moto ondoso, mentre risulta del tutto
assente la produzione di energia geotermica.
15
In Germania la seconda quota spetta alle bioenergie (31%). La terza quota spetta al solare e la quarta all’energia
idroelettrica. Limitata allo 0,02% la produzione di energia geotermica.
Grafico 1.13. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel 2011 - FER per tipologia di impianto –
Composizione %
ITALIA
Eolica
12%
Bioenergie
13%
Solare
13%
Idrica
55%
Geotermica
7%
FRANCIA
Maree
e moto ondoso
1%
Eolica
19%
Bioenergie
7%
Solare
3%
Idrica 70%
GERMANIA
Idrica
15%
Bioenergie
31%
Solare
16%
Geotermica
0,02%
Eolica
38%
In tutti e tre i paesi in esame, nel 2011, si è rilevato un rallentamento, con differente intensità, della produzione di
energia idroelettrica a fronte di una fase fortemente espansiva del fotovoltaico. In crescita anche la produzione eolica e
le bioenergie.
16
Tabella 1.3.a. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel biennio 2010-2011 - FER per tipologia
di impianto – Valori assoluti in GWh
2010
Idrica
2011
Italia
Francia
Germania
Totale
Italia
Francia
Germania
51.116
62.794
18.996
132.906
45.823
45.106
18.372
Totale
109.301
Geotermica
5.376
0
27
5.403
5.654
0
19
5.673
Solare
1.906
653
12.000
14.559
10.796
2.015
19.000
31.811
Maree e moto ondoso
Eolica
Bioenergie
Totale
0
521
0
521
0
527
0
527
9.126
9.643
36.500
55.269
9.856
12.235
46.500
68.591
9.440
4.301
33.602
47.343
10.832
4.888
36.920
52.640
76.964
77.912
101.125
256.001
82.961
64.771
120.811
268.543
Tabella 1.3.b. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel biennio 2010-2011 - FER per tipologia
di impianto –Variazioni assolute in GWh e percentuali
Variazioni assolute in GWh 2011/2010
Idrica
Geotermica
Solare
Maree e moto ondoso
Eolica
Germania
Variazioni % 2011/2010
Italia
Francia
-5.293
-17.688
-624
-23.605
Totale
Italia
-10,4
Francia
-28,2
Germania
-3,3
Totale
278
0
-8
270
5,2
-
-29,6
5,0
8.890
1.362
7.000
17.252
466,4
208,6
58,3
118,5
-17,8
0
6
0
6
-
1,2
-
1,2
730
2.592
10.000
13.322
8,0
26,9
27,4
24,1
Bioenergie
1.392
587
3.318
5.297
14,7
13,6
9,9
11,2
Totale
5.997
-13.141
19.686
12.542
7,8
-16,9
19,5
4,9
 La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia
Negli anni 2000, in Italia, è notevolmente aumentato il peso delle FER sulla produzione totale: si è passati da un
incidenza del 18,4% nel 2000 al 27,4% nel 2011.
Tabella 1.4. - Il settore elettrico in Italia - Produzione lorda per fonte energetica – 2000-2011 – Valori in TWh
FER
Carbone
Gas naturale
Prod. Petroliferi
Altro
Totale
Incidenza %
FER su totale
86
75
77
66
47
36
34
23
19
16
10
8
15
21
23
24
26
25
26
26
25
21
22
22
277
279
284
294
303
304
314
314
319
293
302
303
18,4
19,5
17,0
16,0
17,9
15,9
16,1
15,2
18,2
23,6
25,5
27,4
2000
51
26
98
2001
54
32
96
2002
48
35
99
2003
47
39
117
2004
54
46
130
2005
48
44
149
2006
51
44
158
2007
48
44
173
2008
58
43
173
2009
69
40
147
2010
77
40
153
2011
83
45
145
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011
La produzione lorda totale di elettricità tra il 2000 e il 2011 è cresciuta del 9,2% a fronte di una riduzione del 90,8%
dei prodotti petroliferi - in dodici anni si è passati da una produzione di 86 TWh a 8 TWh - e di crescite superiori al
45% delle altre fonti energetiche.
17
Grafico 1.14. - Il settore elettrico in Italia - Evoluzione della produzione lorda totale e da FER – 2000-2011
TOTALE - TWh
330
314
320
303
310
319
304
294
300
290
280
314
277
279
2000
2001
302
303
2010
2011
293
284
270
260
250
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
FONTI RINNOVABILI - TWh
90
77
80
69
70
60
83
51
54
50
54
48
47
2002
2003
58
48
51
48
2005
2006
2007
40
30
20
10
0
2000
2001
2004
2008
2009
2010
2011
INCIDENZA % FER SU TOTALE
30,0
23,6
25,0
20,0
18,4
19,5
17,0
16,0
17,9
25,5
27,4
18,2
15,9
16,1
15,2
2005
2006
2007
15,0
10,0
5,0
0,0
2000
2001
2002
2003
2004
2008
2009
2010
2011
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE (Rapporto Statistico 2011 - Impianti a fonti rinnovabili - Ottobre 2012) e Terna
La produzione di energia elettrica da FER, in questo arco temporale, è passata da una produzione annua di 51 TWh del
2000 a 83 TWh nel 2011 (+62,7%). Quest’ultimo risultato è destinato ad essere superato nel 2012 in base ai dati
provvisori divulgati dal GSE a febbraio 2013. Per tale anno, infatti, il GSE stima una produzione di 92 TWh, pari a 9
TWh in più del 2011 e a una crescita dell’80% rispetto al 2000, e i motori della crescita sono principalmente l’energia
solare, eolica e le bioenergie.
18
Grafico 1.15. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Evoluzione della produzione lorda per tipo di impianto
2000-2012 Numero indice 2000 = 100
110.000
100.000
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
2000
2001
Idraulica
2002
2003
2004
Geotermica
2005
2006
Solare
2007
2008
Eolica
2009
2010
Bioenergie
2011
2012*
Totale
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012*
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012) e Fonti rinnovabili settore elettrico, dati provvisori
2012 (febbraio 2013)
* Stime su dati Terna/GSE
In Italia l’incidenza dei consumi soddisfatti con le fonti rinnovabili a partire dal 2008 aumenta progressivamente, con
un ritmo annuo medio di circa 3 punti percentuali: si passa da una quota del 16,5% del 2008 al 27,5% del 2012.
Una quota quest’ultima superiore a quella prevista dal PAN per il settore elettrico al 2020 (26,4%). Come già
evidenziato alla base del successo delle rinnovabili elettriche vi sono gli incentivi pubblici per l’energia solare, eolica e
le bioenergie. L’incidenza delle FER negli ultimi cinque anni passa dal 3,1% del 2008, al 4,4% del 2009, al 6% nel
2010, al 9,1% nel 2011 per arrivare al 13,4% nel 2012. Il motore trainante, soprattutto per l’eccezionale risultato
dell’ultimo biennio, è la produzione solare. Nel 2008 la produzione di energia solare è stata di 193 GWh, nel 2009 si è
raggiunto i 676 GWh e nel 2010 si è superati i 1.900 GWh. Ma è il 2011 l’anno della svolta con una produzione di
10.796 GWh (era di soli 193 GWh tre anni prima). Tale quantità risulta largamente superata nel 2012, in base alle
stime del GSE di febbraio 2013 che indicano una produzione di 18.800 GWh.
19
Incidenza
Bioenergie su
FER
Incidenza
FER su CFL
44.199
4.705
18
563
1.505
50.990
314.275
16,2
0,5
3,0
2001
46.810
4.507
19
1.179
1.958
54.473
320.257
17,0
0,6
3,6
2002
39.519
4.662
21
1.404
2.709
48.315
328.178
14,7
0,8
5,6
2003
36.670
5.341
24
1.458
3.587
47.080
337.226
14,0
1,1
7,6
2004
42.338
5.437
29
1.847
4.499
54.150
341.386
15,9
1,3
8,3
Totale
Eolica
Solare
Idraulica
Bioenergie
2000
Geotermica
Consumo
Finale Lordo
(CFL) - GWh
Incidenza
Bioenergie su
CFL
Tabella 1.5. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Evoluzione della produzione lorda per tipo di impianto – 20002012 - Valori in GWh
2005
36.067
5.325
31
2.343
4.675
48.441
345.993
14,0
1,4
9,7
2006
36.994
5.527
35
2.971
5.107
50.634
352.676
14,4
1,4
10,1
2007
32.815
5.569
39
4.034
5.257
47.714
354.505
13,5
1,5
11,0
2008
41.623
5.520
193
4.861
5.966
58.163
353.560
16,5
1,7
10,3
2009
49.137
5.342
676
6.543
7.557
69.255
333.296
20,8
2,3
10,9
2010
51.117
5.376
1.906
9.126
9.440
76.965
342.933
22,4
2,8
12,3
2011
45.823
5.654
10.796
9.856
10.832
82.961
346.368
24,0
3,1
13,1
(a)
41.940
5.570
18.800
13.900
12.250
92.460
336.249
27,5
3,6
13,2
2012
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012) e Fonti rinnovabili settore elettrico, dati provvisori
2012 (febbraio 2013)
(a)
Stime su dati Terna/GSE
A livello regionale, nel 2011, la regione con la maggiore produzione è la Lombardia con 14.364 GWh, una quantità
aumentata del 6,3% rispetto al 2010. Il Lazio si posiziona al quattordicesimo posto della classifica regionale con
2.326 GWh pari a una crescita del 21,8 rispetto al 2010.
Grafico 1.16. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Produzione per Regione - Anno 2011 – Classifica regionale – Valori
in GWh
Lombardia
Trentino Alto Adige
Piemonte
Toscana
Veneto
Puglia
Emilia Romagna
Calabria
Sicilia
Campania
Valle 'Aosta
Abruzzo
Sardegna
Lazio
Friuli Venezia Giulia
Umbria
Marche
Basilicata
Molise
Liguria
14.364
10.206
8.235
7.103
5.845
5.771
3.527
3.496
3.248
3.059
2.761
2.508
2.485
2.326
2.319
1.913
1.207
1.099
1.085
406
0
2.500
5.000
7.500
10.000
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)
20
12.500
15.000
Nel 2011 le regioni con una produzione di rinnovabili superiore al Consumo Finale Lordo (CFL) si confermano il
Trentino Alto Adige e la Valle d’Aosta, due regioni in cui prevale la produzione di energia idroelettrica. La prima registra
una produzione rinnovabile complessiva di 10.206 GWh (risulta seconda solo alla Lombardia) a fronte di un CFL di
7.176 GWh. Più piccoli ma comunque importanti i numeri della Valle d’Aosta: 2.761 GWh di rinnovabili a fronte di un
CFL pari a 1.187 GWh. Supera il 50% del CFL il contributo delle rinnovabili in Molise e Calabria, due regioni con una
alta produzione di energia eolica. Inoltre superano la quota media nazionale del 24% le regioni: Piemonte, Umbria e
Abruzzo, tre regioni con un’alta produzione di energia idroelettrica; la Toscana con un’alta produzione di energia
geotermica; la Puglia (principalmente eolica, solare e bioliquidi); Basilicata (principalmente idroelettrica e eolica).
Risulta invece ancora limitata la produzione di rinnovabili in Liguria (5,4% del CFL) e Lazio (8,9% del CFL).
Tabella 1.6. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia – Incidenza produzione FER su consumi finali di elettricità nelle
Regioni – 2010-2011 - Valori in GWh
2010
Produzione FER
2011
CFL
%
Produzione FER
CFL
%
Piemonte
7.479
27.944
26,8
8.235
27.537
29,9
Valle d'Aosta
2.955
1.176
251,3
2.761
1.187
232,7
Lombardia
13.509
69.786
19,4
14.364
71.051
20,2
Trentino Alto Adige
10.555
7.036
150,0
10.206
7.176
142,2
Veneto
5.009
31.736
15,8
5.845
32.046
18,2
2.321
10.530
22,0
2.319
10.821
21,4
412
7.698
5,4
406
7.574
5,4
2.908
29.269
9,9
3.527
29.717
11,9
Toscana
6.943
22.072
31,5
7.103
22.226
32,0
Umbria
2.238
5.984
37,4
1.913
5.948
32,2
Marche
897
8.207
10,9
1.207
8.141
14,8
Lazio
1.909
25.716
7,4
2.326
26.275
8,9
Abruzzo
2.447
7.138
34,3
2.508
7.170
35,0
975
1.651
59,1
1.085
1.609
67,4
Campania
3.032
19.542
15,5
3.059
19.552
15,6
Puglia
3.816
21.439
17,8
5.771
22.410
25,8
Basilicata
1.186
3.174
37,4
1.099
3.051
36,0
Calabria
3.695
6.854
53,9
3.496
6.830
51,2
Sicilia
2.594
23.126
11,2
3.248
23.153
14,0
Sardegna
2.085
12.856
16,2
2.485
12.896
19,3
76.964
342.933
22,4
82.961
346.368
24,0
Liguria
Emilia Romagna
Molise
ITALIA
 La produzione di energia elettrica da impianti a bioenergie in Italia
1
In base ai dati GSE, in Italia, tra il 2000 e il 2011 la numerosità degli impianti a bioenergie è aumentata secondo un
tasso medio annuo pari al 19%, mentre per la potenza si è registrato un aumento medio del 14%.
1
Non sono inclusi gli impianti ibridi, ossia quelli che producono elettricità principalmente sfruttando combustibili convenzionali: gas, carbone e altro
21
Il parco degli impianti alimentati con bioenergie è stato caratterizzato da una crescita continua e sostenuta durante
tutto il periodo. Particolarmente interessanti gli ultimi tre anni: il 2009 per lo straordinario incremento di potenza
(circa 500 MW aggiuntivi); il 2010, grazie al censimento di molti piccoli impianti, per la consistenza che è aumentata
di oltre 260 impianti; il 2011 per il forte incremento sia nel numero (+544 impianti) che nella potenza degli impianti
(+473 MW). Di conseguenza gli ultimi tre anni sono stati anche quelli di maggiore produzione.
Grafico 1.17. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Evoluzione del numero, della potenza installata e della produzione
degli impianti a bionergie – 2000-2011 – Numero indice 2000 = 100
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2000
2001
2002
2003
2004
N° impianti
2005
2006
2007
Potenza (MW)
2008
2009
2010
2011
Produzione (GWH)
Si è passati da una produzione di 1.505 GWh del 2000 a 5.966 del 2008, con un incremento medio annuo di 558
Gwh. Nel 2009 la produzione si attesta a quota 7.557 GWh con un incremento di 1.591 GWh rispetto al 2008. Nel
2010 si raggiungono i 9.440 GWh (+1.883 gwh rispetto al 2009) e nel 2011 i 10.832 GWh (+1.392 GWh rispetto al
2010). Ma il dato ancora più interessante è che le prime stime GSE per il 2012 indicano una produzione di 12.250
GWh (+1.418 GWh rispetto al 2011).
Tabella 1.7. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Evoluzione del numero, della potenza installata e della produzione
degli impianti a bionergie – 2000-2011 – Valori assoluti e variazioni
Valori assoluti
N°impianti
Potenza
(MW)
Variazioni assolute
Produzione
(GWh)
N°impianti
Potenza
(MW)
Variazioni %
Produzione
(GWh)
N°impianti
Potenza
Produzione
2000
186
685
1.505
2001
202
740
1.958
2002
225
892
2.709
23
152
751
11,4
20,5
38,4
2003
257
1.086
3.587
32
194
878
14,2
21,7
32,4
2004
267
1.192
4.499
10
106
912
3,9
9,8
25,4
2005
275
1.200
4.675
8
8
176
3,0
0,7
3,9
16
55
453
8,6
8,0
30,1
2006
303
1.256
5.107
28
56
432
10,2
4,7
9,2
2007
312
1.337
5.257
9
81
150
3,0
6,4
2,9
2008
352
1.555
5.966
40
218
709
12,8
16,3
13,5
2009
419
2.019
7.557
67
464
1.591
19,0
29,8
26,7
2010
669
2.352
9.440
250
333
1.883
59,7
16,5
24,9
2011
1.213
2.825
10.832
544
473
1.392
81,3
20,1
14,7
22
Alla fase espansiva della produzione di elettricità da bioenergie hanno contribuito tutti i combustibili di origine “bio”,
ovvero le biomasse solide (da rifiuti urbani e non), il biogas e i bioliquidi. Nel 2011 il 31% della produzione totale di
bioenergie (10.832 GWh) ha riguardato il biogas. Un altro 25% spetta ai bioliquidi, il 21% ai rifiuti urbani
biodegradabili e il restante 23% alle restanti biomasse solide. Nel 2000 il biogas rappresentava il 37% della
produzione totale (1.505 GWh), le biomasse solide il restante 63% (27% da rifiuti urbani e 36% da altre biomasse
solide) mentre risulta del tutto assente la produzione di bioliquidi (in base ai dati GSE il primo anno di produzione di
bioliquidi risulta il 2008).
Grafico 1.18. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione degli impianti a bioenergie per tipologia – Anno 2011 Composizione %
RU bio(a)
21%
Biogas
31%
Bioliquidi
25%
Altre
biomasse
23%
(a)
Rifiuti urbani biodegradabili
Grafico 1.19. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione degli impianti a bioenergie per tipo combustibile
2000-2011 – Numero indice 2000 = 100
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2000
2001
2002
RU bio
2003
2004
2005
Altre biomasse
2006
2007
biogas
2008
2010
Totale bioenergie
23
2009
2011
Tabella 1.8. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Evoluzione della produzione degli impianti a bioenergie per tipo
combustibile – 2000-2011 - Valori in GWh
RU bio
Altre biomasse
bioliquidi
biogas
Totale bioenergie
2000
402
537
0
566
2001
629
644
0
684
1.958
2002
714
1.052
0
943
2.709
2003
906
1.648
0
1.033
3.587
2004
1.138
2.190
0
1.170
4.499
2005
1.310
2.167
0
1.198
4.675
2006
1.458
2.313
0
1.336
5.107
2007
1.512
2.298
0
1.447
5.257
2008
1.556
2.746
65
1.600
5.966
2009
1.616
2.828
1.448
1.665
7.557
2010
2.048
2.260
3.078
2011
2.218
2.512
2.697
1.505
2.054
9.440
3.405
10.832
Tabella 1.9. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda degli impianti a
bioenergie per tipo combustibile – 2010-2011
2010
2011
142
Produzione
(GWh)
4.308
- da rifiuti urbani
71
798
2.048
71
828
2.218
0,0
3,7
8,3
- altre biomasse
71
445
2.260
99
461
2.512
39,4
3,7
11,2
451
508
2.054
819
773
3.405
81,6
52,3
65,8
228
341
1.415
260
356
1.528
14,0
4,4
8,0
- da fanghi
47
15
28
60
30
63
27,7
104,0
121,6
- da deiezioni animali
95
41
221
165
89
362
73,7
116,3
63,6
- da attività agricole e forestali
81
110
390
334
298
1.453
312,3
169,7
272,3
-12,4
N°impianti
Biomasse
Biogas
- da rifiuti
Bioliquidi
N°impianti
170
Potenza
(MW)
1.289
Variazione % 2011/2010
Potenza
(MW)
1.243
Produzione
(GWh)
4.730
N°impianti
19,7
Potenza
(MW)
3,7
Produzione
(GWh)
9,8
97
601
3.078
275
763
2.698
183,5
27,0
- oli vegetali grezzi
86
510
2.682
234
654
2.531
172,1
28,2
-5,6
- altri bioliquidi
11
91
397
41
110
166
272,7
20,1
-58,1
TOTALE BIOENERGIE
690
2.352
9.440
1.264
2.825
10.832
83,2
20,1
14,8
Negli ultimi tre anni sono cresciuti soprattutto gli impianti per la sola produzione di energia elettrica. Nel 2009 infatti
questa tipologia di impianti ha registrato uno straordinario incremento di produzione (1.281 GWh aggiuntivi rispetto al
2008, +32,9%) a fronte di un incremento più contenuto degli impianti di produzione combinata di energia elettrica e
calore (310 GWh aggiuntivi, +15%). Complessivamente, tra il 2008 e il 2011, l’energia prodotta dagli impianti per la
sola produzione di energia elettrica è aumentata di 2.711 GWh, dei quali 1.829 da impianti a bioliquidi. Per quanto
riguarda gli impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore, tra il 2008 e il 2011, si osserva un
significativo incremento della produzione da biogas (da 309 GWh a 1.536) ed in particolare da attività agricole e
forestali (da 118 GWh a oltre 1.000).
24
Tabella 1.10. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione lorda degli impianti a bioenergie per tipo di produzione e
combustibile – 2004 e 2008-2011 - Valori in GWh
Sola produzione di energia elettrica
Solidi
- rifiuti solidi urbani biodegradabili
- biomasse solide
Biogas
- da rifiuti
- da fanghi
Bioliquidi
- altri bioliquidi
Produzione combinata di en.el. e calore
Solidi
- rifiuti solidi urbani biodegradabili
- biomasse solide
Biogas
- da rifiuti
- da fanghi
Bioliquidi
- altri bioliquidi
TOTALE BIOENERGIE
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Terna e GSE
2004
2008
2009
2010
2011
2.329
1.364
3.897
2.564
5.178
2.904
6.189
2.605
6.608
2.868
361
635
800
1.062
1.201
1.003
1.929
2.104
1.543
1.668
965
1.291
1.300
1.451
1.869
956
1.202
1.178
1.197
1.274
-
2
3
12
19
6
44
44
100
134
2
42
74
142
442
-
43
974
2.133
1.871
-
13
583
1.759
1.709
-
29
391
374
162
2.170
1.965
2.070
1.739
2.379
1.540
3.251
1.702
4.224
1.862
1.017
777
921
817
986
1.188
817
723
717
845
206
309
365
603
1.536
82
153
195
217
255
1
12
17
17
43
12
26
44
121
228
110
118
109
248
1.011
-
22
474
946
826
-
17
467
923
822
-
5
7
23
4
4.499
5.966
7.557
9.440
10.832
La maggior parte degli impianti alimentati da bioenergie si trova nelle regioni settentrionali. Nelle otto regioni del Nord,
nel 2011, si trova localizzato il 74% degli impianti a bioenergie nazionali. Si tratta di 903 impianti (di cui 431 nuovi
rispetto al 2010) per una potenza di 1.685 MW (il 60% della potenza nazionale) e una produzione di 5.898 GWh (il
54% della produzione nazionale).
A livello regionale si distingue la Lombardia con 319 impianti, una quantità quasi doppia rispetto al 2010 (161
impianti), una potenza complessiva pari a 655 MW (525 MW nel 2010) e una produzione di 2.320 GWh (1.903 un
anno prima). Il Lazio, con 41 impianti, una potenza di 160 MW e una produzione di 516 GWh si posiziona al settimo
posto della classifica per numero di impianti e per potenza installata e al nono per produzione.
25
Tabella 1.11.a. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda totale e degli
impianti a bioenergie per regione – 2010-2011 – Valori assoluti
2010
N°
Bioenergie
Potenza
Produz.
(MW)
(GWh)
2011
TOTALE settore elettrico
Potenza
Produz.
N°
(MW)
(GWh)
N°
Bioenergie
Potenza
(MW)
Produz.
(GWh)
Potenza
Produz.
N°
(MW)
(GWh)
Valori assoluti
Piemonte
Valle d'Aosta
Lombardia
62
120
450
13.000
2.880
7.479
129
175
807
24.846
3.832
8.235
2
1
6
491
907
2.955
2
1
6
1.208
914
2.761
161
525
1.903
23.826
5.885
13.509
319
655
2.320
49.432
6.993
14.364
Trentino A. A.
69
48
138
9.714
3.359
10.555
111
71
154
15.689
3.557
10.206
Veneto
71
142
367
20.668
1.579
5.009
149
210
703
45.425
2.482
5.845
7
23
241
9.027
607
2.321
29
76
240
17.493
867
2.319
Liguria
10
17
114
1.790
128
412
10
20
125
3.302
181
406
Emilia Romagna
90
423
1.580
14.680
1.104
2.908
154
478
1.543
31.298
2.070
3.527
Toscana
41
125
378
9.226
1.417
6.943
58
134
376
17.743
1.763
7.103
Umbria
13
28
92
3.796
613
2.238
21
36
50
8.067
867
1.913
Friuli V. Giulia
Marche
22
18
85
5.915
439
897
33
24
103
12.227
1.050
1.207
Lazio
24
128
318
8.672
781
1.909
41
160
546
18.080
1.474
2.326
Abruzzo
7
6
40
3.358
1.295
2.447
14
10
42
7.844
1.685
2.508
Molise
3
41
138
578
510
975
5
42
162
1.663
613
1.085
Campania
22
215
827
4.137
1.447
3.032
26
210
829
10.247
2.000
3.059
Puglia
25
221
1.298
9.840
2.192
3.816
32
229
1.414
23.219
3.810
5.771
5
32
162
1.689
494
1.186
6
33
114
3.786
689
1.099
Calabria
12
122
583
3.697
1.581
3.695
22
131
549
8.882
1.890
3.496
Sicilia
11
42
150
8.101
1.785
2.594
34
54
110
19.995
2.752
3.248
Basilicata
Sardegna
ITALIA
12
74
570
7.690
1.281
2.085
18
78
640
14.705
1.911
2.485
669
2.352
9.440
159.895
30.284
76.964
1.213
2.826
10.832
335.151
41.399
82.961
Tabella 1.11.b. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda totale e degli
impianti a bioenergie per regione – 2010-2011 – Variazioni assolute e variazioni %
N°
Bioenergie
Potenza
Produz.
(MW)
(GWh)
Potenza
Produz.
(MW)
(GWh)
N°
N°
Variazioni assolute 2010-2011
Piemonte
Valle d'Aosta
Lombardia
Trentino A. A.
Bioenergie
Potenza
(MW)
Produz.
(GWh)
Potenza
Produz.
(MW)
(GWh)
N°
Variazioni % 2010-2011
67
56
358
11.846
952
756
108,1
46,3
79,6
91,1
33,1
10,1
0
0
0
717
7
-194
0,0
0,0
5,2
146,0
0,8
-6,6
158
130
417
25.606
1.108
855
98,1
24,8
21,9
107,5
18,8
6,3
42
23
16
5.975
199
-350
60,9
48,6
11,8
61,5
5,9
-3,3
16,7
Veneto
78
67
337
24.757
903
836
109,9
47,4
91,8
119,8
57,2
Friuli V.Giulia
22
53
-1
8.466
260
-2
314,3
230,3
-0,3
93,8
42,8
-0,1
0
3
12
1.512
52
-6
0,0
15,3
10,1
84,5
40,9
-1,5
Emilia Romagna
64
54
-37
16.618
966
619
71,1
12,8
-2,4
113,2
87,5
21,3
Toscana
17
9
-2
8.517
346
160
41,5
7,1
-0,6
92,3
24,4
2,3
8
8
-42
4.271
254
-325
61,5
28,2
-45,9
112,5
41,4
-14,5
Liguria
Umbria
Marche
11
6
17
6.312
611
310
50,0
30,4
20,0
106,7
139,2
34,5
Lazio
17
32
228
9.408
693
417
70,8
25,2
71,6
108,5
88,6
21,8
Abruzzo
7
4
2
4.486
390
61
100,0
60,9
4,5
133,6
30,1
2,5
Molise
2
2
24
1.085
103
110
66,7
3,7
17,4
187,7
20,1
11,3
Campania
4
-5
2
6.110
553
27
18,2
-2,1
0,2
147,7
38,2
0,9
Puglia
7
8
116
13.379
1.618
1.955
28,0
3,6
8,9
136,0
73,8
51,2
-7,3
Basilicata
1
1
-49
2.097
195
-87
20,0
1,6
-30,0
124,2
39,4
Calabria
10
9
-34
5.185
309
-199
83,3
7,1
-5,9
140,2
19,6
-5,4
Sicilia
23
12
-40
11.894
967
654
209,1
27,7
-26,8
146,8
54,2
25,2
Sardegna
ITALIA
6
3
70
7.015
630
400
50,0
4,4
12,4
91,2
49,2
19,2
544
474
1.392
175.256
11.115
5.997
81,3
20,2
14,7
109,6
36,7
7,8
26
Grafico 1.20. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti a bioenergie per regione – Anno 2011
Lombardia
Emilia Romagna
Veneto
Piemonte
Trentino Alto Adige
Toscana
Lazio
Sicilia
Marche
Puglia
Campania
Calabria
Umbria
Sardegna
Abruzzo
Liguria
Basilicata
Molise
Valle d'Aosta
319
154
149
129
111
58
41
34
33
32
29
26
22
21
18
14
10
6
5
2
0
50
100
150
200
250
300
350
Grafico 1.21. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Potenza impianti a bioenergie per regione – Anno 2011
Valori in MW
Lombardia
Emilia Romagna
Puglia
Campania
Veneto
Piemonte
Lazio
Toscana
Calabria
Sardegna
Trentino Alto Adige
Sicilia
Molise
Umbria
Basilicata
Marche
Liguria
Abruzzo
Valle d'Aosta
655
478
229
210
210
175
160
134
131
78
76
71
54
42
36
33
24
20
10
1
0
100
200
300
400
27
500
600
700
Grafico 1.22. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Produzione impianti a bioenergie per regione – Anno 2011
Valori in GWh
2.320
Lombardia
Emilia Romagna
Puglia
Campania
Piemonte
Veneto
Sardegna
Calabria
Lazio
Toscana
Molise
Trentino Alto Adige
Liguria
Basilicata
Sicilia
Marche
Umbria
Abruzzo
Valle d'Aosta
1.543
1.414
829
807
703
640
549
546
376
240
162
154
125
114
110
103
50
42
6
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
Rispetto alla distribuzione regionale della produzione per tipologia di combustibile, nel 2011, in Lombardia il 51%
della produzione totale di bioenergie (2.320 GWh) ha riguardato le biomasse solide (43% ai rifiuti urbani biodegradali
e il restante 8% alle altre biomasse). Un altro 46% spetta al biogas e il restante 3% ai bioliquidi. Anche nel Lazio le
biomasse solide sono il combustibile principale, con una quota del 44% (29% i RU bio e il 15% le altre biomasse)
mentre, a differenza della Lombardia, la seconda quota spetta ai bioliquidi (30%) e solo la terza al biogas (26%).
Tabella 1.12. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Produzione impianti a bioenergie per tipo combustibile e regione
Anno 2011 - Valori in GWh
Biomasse solide
Bioliquidi
RU bio
Altre biomasse
TOTALE
BIOENERGIE
485,0
6,1
1.058,5
56,1
343,2
50,8
124,2
545,2
131,4
46,0
95,6
144,0
37,3
8,3
54,8
73,2
0,8
41,0
89,8
13,3
3.404,6
807,3
6,1
2.319,5
153,9
703,1
240,4
125,0
1.542,8
375,9
49,9
102,5
546,4
41,7
161,7
829,2
1.414,1
113,7
549,0
109,9
640,0
10.832,3
Totale
Piemonte
15,6
206,9
222,5
99,8
Valle d'Aosta
0,0
0,0
0,0
Lombardia
988,7
195,9
1.184,5
76,5
Trentino Alto Adige
10,4
43,5
53,9
43,9
Veneto
134,3
176,2
310,4
49,5
56,3
127,4
183,7
5,9
Liguria
0,8
0,0
0,8
Emilia Romagna
302,4
477,4
779,8
217,8
Toscana
68,5
91,3
159,8
84,7
Umbria
0,0
0,0
0,0
3,9
Marche
3,2
0,0
3,2
3,7
Lazio
158,3
78,7
236,9
165,5
Abruzzo
0,2
4,2
4,4
0,0
Molise
47,5
105,9
153,4
Campania
305,9
3,5
309,3
465,1
Puglia
43,0
102,7
145,7
1.195,2
Basilicata
13,1
0,7
13,8
99,1
Calabria
38,9
468,9
507,7
0,3
Sicilia
0,0
0,0
0,0
20,1
Sardegna
30,9
429,6
460,4
166,3
ITALIA
2.217,7
2.512,7
4.730,4
2.697,3
28
Biogas

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nel Lazio
Nella regione Lazio, in base ai dati GSE, nel 2011 il parco impianti per la produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili è formato da 18.080 impianti (il 5,4% del parco impianti nazionale) dei quali 17.954 fotovoltaici (99% del
totale FER regionale). Un anno prima era formato da un numero di impianti inferiore alla metà (8.672 impianti).
La potenza installata è pari a 1.474 MW (il 3,6% della potenza nazionale) di cui il 31% relativa a impianti installati
nella provincia di Roma.
Tabella 1.13. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della potenza nel 2011 –
Composizione % rispetto al dato nazionale e regionale
% SU ITALIA
% SU LAZIO
Roma
1,1
30,9
Frosinone
0,8
22,5
Latina
0,5
14,0
Rieti
0,3
8,4
Viterbo
0,9
24,2
Lazio
3,6
100,0
ITALIA
100,0
Il 35,7% della produzione rinnovabile regionale invece è relativa agli impianti localizzati in provincia di Frosinone, la
provincia che esprime la maggiore produzione di energia elettrica da bioenergie.
Grafico 1.23. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della produzione rinnovabile totale e
degli impianti a bioenergie nel 2011 - Composizione %
TOTALE FER
BIOENERGIE
Poco meno della metà della produzione degli impianti a bioenergie della provincia di Frosinone riguarda la produzione
da bioliquidi. Un altro 45% le biomasse solide e il restante 6% i biogas.
In Provincia di Roma invece prevale la produzione da biogas (53% contro 47% delle biomasse solide) mentre non
risulta alcuna produzione da bioliquidi.
29
Grafico 1.24. - Le bioenergie per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della produzione degli impianti a
bioenergie per tipo combustibile nel 2011 - Composizione %
RU bio
Altre biomasse
Bioliquidi
Biogas
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011 - Impianti a fonti rinnovabili - Ottobre 2012
1.3.2. Fonti rinnovabili nel settore riscaldamento e raffreddamento
Come si è visto, in base ai dati del Sistema informativo SIMERI del GSE, il settore riscaldamento e raffreddamento
(R&R) nel 2011 rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali (46%). In questo settore le rinnovabili
rappresentano l’11,0% e in questo ambito un ruolo importante spetta alle biomasse.
L’utilizzo delle biomasse esclusivamente a scopi termici, per il riscaldamento o per la produzione di acqua calda
sanitaria, avviene soprattutto mediante impianti domestici (caldaie, stufe e termocamini) o scambiatori di calore
allacciati a reti di teleriscaldamento. I combustibili prevalentemente utilizzati sono le biomasse legnose come: legna da
ardere in ciocchi, legno sminuzzato (cippato) e pastiglie di legno macinato e pressato (pellet e bricchetti).
I dati del MISE, relativi al bilancio energetico nazionale, confermano il ruolo importante delle biomasse, ed in
particolare di quelle legnose, nell’ambito delle energie rinnovabili nel settore termico.
30
Nel 2011, in base ai dati relativi al bilancio delle fonti primarie espressi in tcal, l’incidenza delle biomasse (71.546
tcal) sulle rinnovabili (245.247 tcal) è pari al 29%. Si tratta della seconda quota dopo l’energia idraulica (41% con
100.810 tcal). Nell’ambito delle biomasse la fonte principale è la legna con 35.370 tcal, pari a poco meno della metà
del totale biomassa, dei quali 35.240 tcal destinati a consumi finali, soprattutto per usi domestici e civili (31.363
tcal) e 130 alle trasformazioni. Le biomasse per l’elettricità con 23.218 tcal rappresentano circa un terzo e sono
destinate interamente alla trasformazione (centrali termoelettriche). La restante fonte primaria del gruppo delle
biomasse è il biodiesel (12.958 tcal) interamente destinata ai consumi finali, ovvero al trasporto stradale.
Tabella 1.14. - Bilancio Energetico Italiano - Bilancio fonti primarie: biomasse(a) - 2008-2011 Valori in tcal
Anno
Legna
(b)
Biomasse per
elettricità
(c)
Biodiesel
(d)
Totale
Biomassa
Trasformazione
Consumi finali
Valori assoluti
2008
24.748
12.035
6.631
43.414
13.815
29.599
2009
26.913
15.378
10.591
52.882
17.316
35.566
2010
34.556
17.675
13.065
65.296
17.803
47.493
2011
35.370
23.218
12.958
71.546
23.348
48.198
Composizione %
2008
57,0
27,7
15,3
100,0
31,8
68,2
2009
50,9
29,1
20,0
100,0
32,7
67,3
2010
52,9
27,1
20,0
100,0
27,3
72,7
2011
49,4
32,5
18,1
100,0
32,6
67,4
Fonte: Elaborazione CRESME su dati GSE
(a)
(b)
(c)
(d)
Comprende la legna contabilizzata da raccolta da bosco e fuori bosco, le biomasse utilizzate per la produzione termoelettrica, e il biodiesel
La quasi totalità è destinata a consumi finali per usi domestici commerciali e artigianali
Interamente destinate alla trasformazione
Interamente destinato a consumi finali per il trasporto stradale
 Il teleriscaldamento in Italia
La tecnologia del teleriscaldamento, già ampiamente diffusa in Nord Europa, si è sviluppata in Italia nei primi anni
Settanta. Il primo impianto di riscaldamento a «scala urbana» è stato realizzato a Brescia e inizialmente la Centrale era
alimentata a metano. A metà degli anni ‘80, la Centrale poteva essere alimentata indifferentemente a metano, olio
combustibile e carbone e a fine anni ‘90 il recupero di calore da WtE (Waste to Energy) ha assunto un ruolo
fondamentale.
In Italia il teleriscaldamento è ancora oggi una realtà circoscritta a un numero limitato di esperienze di medio piccola
dimensione concentrate nelle regioni settentrionali. In futuro il settore potrebbe vivere una fase espansiva anche grazie
all’attenzione dell’Europa che, con la direttiva 2012/27/UE, promuove il teleriscaldamento «efficiente», cioè quello che
usa per almeno il 50% energia rinnovabile, o il 50% di calore di recupero, o il 75% di calore cogenerato, o il 50% di
una combinazione di tale energia e calore.
31
BOX 1.4. - La Direttiva europea 2012/27/UE del 25 ottobre 2012
La Direttiva europea 2012/27/UE del 25 ottobre 2012, che dovrà essere recepita dagli Stati membri entro il 5 giugno 2014, ha aggiornato e
accorpato due precedenti Direttive: quella sull’efficienza energetica negli usi finali e i servizi energetici (2006/32/CE) e quella relativa alla
cogenerazione (2004/8/CE), definendo in questo modo un quadro comune di misure per la promozione dell'efficienza energetica al fine da
garantire il raggiungimento dell'obiettivo relativo all'efficienza energetica del 20 % entro il 2020.
L’articolo 14 della Direttiva riguarda la “Promozione dell'efficienza per il riscaldamento e il raffreddamento”, e contiene alcune disposizioni
innovative circa le opportunità di innovazione tecnologica e del potenziale di risparmio energetico, oltre alle opportunità di investimento nella
cogenerazione e nel teleriscaldamento. Vengono, infatti, affrontate le problematiche connesse agli sprechi di energia termica nell’industria
elettrica e in quella manifatturiera ad alto consumo di energia, promuovendo le tecnologie di cogenerazione, cioè il teleriscaldamento e il
teleraffreddamento. Tale articolo stabilisce l’obbligo per gli Stati membri di effettuare entro il 31 dicembre 2015, anche in collaborazione con gli
operatori privati, una valutazione globale del potenziale sul territorio nazionale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e del
“teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti”, intendendo in questo modo un “un sistema di teleriscaldamento o teleraffreddamento che
usa per almeno il 50 per cento energia rinnovabile, il 50 per cento calore di scarto, il 75 per cento calore cogenerato o il 50 per cento una
combinazione di tale energia e calore”.
Viene, inoltre, stabilito che la valutazione del potenziale nazionale deve essere effettuata mediante un’analisi costi-benefici, relativa al loro
territorio basata sulle condizioni climatiche, la fattibilità economica e l'idoneità tecnica (conformemente all'allegato IX, parte 1 della presente
Direttiva).
L'analisi costi-benefici è finalizzata ad agevolare l'individuazione delle soluzioni più efficienti in termini di uso delle risorse e di costi in modo da
soddisfare le esigenze in materia di riscaldamento e raffreddamento, e può riguardare la valutazione di un progetto relativo a un singolo impianto
o di un gruppo di progetti per una più ampia valutazione a livello locale, regionale o nazionale, in modo da stabilire l'opzione di riscaldamento o
raffreddamento più efficiente in termini di costi e vantaggiosa per una determinata zona geografica ai fini della pianificazione del sistema di
riscaldamento. I costi-benefici devono includere, oltre ai costi d’investimento e di funzionamento dell’impianto, anche il “valore della produzione
per il consumatore” e “i costi ambientali e sanitari, nella misura del possibile”.
Nel caso in cui la valutazione del potenziale nazionale e l'analisi costi-benefici individuano un potenziale di applicazione della cogenerazione ad
alto rendimento e/o del teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti i cui vantaggi superino i costi, gli Stati membri dovranno adottare
misure adeguate affinché infrastrutture efficienti di teleriscaldamento e raffreddamento siano sviluppate e/o adattate allo sviluppo della
cogenerazione ad alto rendimento e all'uso di riscaldamento e raffreddamento da calore di scarto e da fonti di energia rinnovabile. Se, invece, gli
esiti delle varie analisi non individuano un potenziale i cui vantaggi superino i costi (inclusi i costi amministrativi per la realizzazione dell'analisi
costi-benefici) gli Stati membri possono esentare le installazioni da tali adeguamenti.
Inoltre, a partire dal 5 giugno 2014 (scadenza di recepimento della Direttiva) gli Stati membri, al fine di ottenere le autorizzazioni alla
realizzazione di nuovi impianti e all’ammodernamento sostanziale di impianti esistenti, devono realizzare preventivamente un’analisi costibenefici finalizzata a verificare la convenienza economica dell’opzione progettuale di recupero del calore rispetto all’opzione di una sua
dissipazione nell’ambiente, nel caso in cui :
a) è progettato un nuovo impianto di generazione di energia termica con potenza termica totale superiore a 20 MW, al fine di valutare i costi e i
benefici della predisposizione del funzionamento dell'impianto come impianto di cogenerazione ad alto rendimento;
b) un impianto esistente di generazione di energia termica con potenza termica totale superiore a 20 MW è sottoposto ad un ammodernamento
sostanziale, al fine di valutare i costi e i benefici della sua conversione alla cogenerazione ad alto rendimento;
c) un impianto industriale con potenza termica totale superiore a 20 MW, che genera calore di scarto a un livello di temperatura utile è progettato
o sottoposto a un ammodernamento sostanziale, al fine di valutare i costi e benefici dell'uso del calore di scarto per soddisfare una domanda
economicamente giustificabile, anche attraverso la cogenerazione, e della connessione di tale impianto a una rete di teleriscaldamento e
teleraffreddamento;
d) è progettata una nuova rete di teleriscaldamento e di teleraffreddamento o nell'ambito di una rete di teleriscaldamento e di teleraffreddamento
esistente è progettato un nuovo impianto di produzione di energia con potenza termica totale superiore a 20 MW o quando un impianto
esistente di questo tipo è sottoposto a un ammodernamento sostanziale, al fine di valutare i costi e benefici dell'uso del calore di scarto degli
impianti industriali situati nelle vicinanze.
Gli Stati membri possono richiedere che l'analisi costi-benefici di cui alle lettere c) e d) sia effettuata in cooperazione con le società responsabili
per il funzionamento delle reti di teleriscaldamento e di teleraffreddamento. Per quanto riguarda la metodologia dell’analisi costi-benefici,
ciascun Stato membro deve tener conto dei riferimenti normativi per l’analisi costi-benefici dei progetti d’investimento in vigore nell’ordinamento
nazionale, in particolare quello relativo al settore delle opere pubbliche e della finanza di progetto.
Le analisi costi-benefici comportano un'analisi economica che contempla un'analisi finanziaria che rispecchia le effettive transazioni di flussi di
cassa connesse con gli investimenti in singoli impianti e con il loro funzionamento. I progetti con risultati positivi in termini di costi-benefici sono
quelli in cui la somma dei benefici attualizzati nell'analisi economica e finanziaria supera la somma dei costi attualizzati (surplus costi-benefici).
Gli Stati membri possono richiedere che le società responsabili del funzionamento degli impianti di generazione di elettricità termica, le società
industriali, le reti di teleriscaldamento e teleraffreddamento (o altre parti influenzate dal limite di sistema e dal limite geografico definiti)
forniscano dati da usare nel valutare i costi e i benefici di un singolo impianto.
32
2
Di seguito vengono presentati alcuni dati dell’Annuario AIRU , l’unica fonte che descrive la situazione complessiva del
riscaldamento urbano oggi in Italia.
Il teleriscaldamento in Italia oggi, in base ai dati relativi all’anno 2011 riportati nell’annuario AIRU 2012, è presente
in 104 città per un totale di 133 sistemi e una volumetria allacciata di 260 Mmc ca. 1.084.600 appartamenti
equivalenti3. Fornisce ai clienti serviti 7.416 GWht di Energia Termica e Frigorifera, produce 5.201 GWhe di Energia
Elettrica in Cogenerazione e permette di risparmiare 404.922 Tep e di evitare l’emissione di 1.323.601 tonnellate di
CO2.
Tra il 2000 e il 2011 il numero di comuni dotati di reti di teleriscaldamento è passato da 27 (la stessa quantità di
cinque anni prima) a 104: in dieci anni sono 77 i nuovi comuni che si sono dotati di reti di teleriscaldamento. Sono
state realizzate 38 nuove reti, la lunghezza delle reti di distribuzione è aumentata di 1.860 km e la volumetria
riscaldata è aumentata di 143 Mmc.
Tabella 1.15. - Il riscaldamento urbano in Italia - Quadro di sintesi e confronti – 1995, 2000, 2010 e 2011
1995
Numero di città teleriscaldate
Soggetti titolari dei sistemi
Numero di reti
Volumetria complessiva riscaldata
Potenza elettrica installata in
cogenerazione
Potenza termica installata in
cogenerazione
Energia termica fornita all'utenza
• da fonte rinnovabile
• da cogenerazione con
combustibili fossili
• da produzione semplice con
combustibili fossili
Energia frigorifera fornita all'utenza
Energia elettrica immessa nella
rete nazionale
EE alla REN / ET utenza
Lunghezza reti di distribuzione
(g)
100
59
104
63
n.
45
53
132
133
80
1
n.
n.
26
17
27
22
86
40
87
40
60
18
1
0
n.
2
4
6
6
2
0
Mmc
74
117
244,4
260,3
143
122%
MWe
466
507
853
805
298
59%
MWt
1.080
1.218
2.370
2.556
1.338
110%
185
7,8%
GWht
2.687
3.854
7.746
7.322
3.468
90%
-424
-5%
%
6%
12%
20,6%
23,20%
%
76%
66%
50,7%
50,50%
%
18%
22%
28,7%
26,30%
97,3
94,4
-2,9
-3%
5.357
5.201
-156
-3%
0,69
0,71
(e)
GWhf
(a)
(f)
Variazioni
2000-2011
2010-2011
Assolute
%
Assolute
%
77
4
38
4
27
25
(b)
(d)
2011
27
25
(a)
(c)
2010
n.
n.
• di cui ad acqua calda
• di cui ad acqua surriscaldata
• di cui a vapore
2000
GWhe
Km
1.671
1.932
3.269
169%
15,9
6,5%
-47,3 -5,6%
648
1.091
2.772
2.951
1.860
170%
178
6%
Sottocentrali d'utenza
N.
10.148
Risparmio di energia primaria
(h)
Tep
125.930
fossile
Emissioni evitate di anidride
(i)
t
380.970
carbonica
Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012
18.594
48.568
51.150
32.556
175%
2.582
5%
197.923
577.635
404.922
206.999
105% -172.713
-30%
599.134
2.077.169
1.323.601
724.467
121% -753.568
-36%
(a)
Il dato relativo al 2011 tiene conto dell’interconnessione delle reti di Rho-Pero, Torino e Reggio Emilia.
Dal 2009 sono escluse le reti vapore per processo (Como, Revereto)
(c)
Centrali cogenerative "dedicate". Sia a combustibili fossili che a biomasse
(d)
Centrali cogenerative dedicate e "porzione full CHP" delle centrali non dedicate. Sia a combustibili fossili che a biomasse
(e)
Recupero da processo, biomasse, geotermia, RSU, pompe di calore
(f)
Solo rete stradale, escluso allacciamenti. Incremento rispetto all'ultimo valore rilevato
(g)
È compresa quella destinata ai GFA
(h)
Rendimenti del sistema convenzionale sostituito (dal 2011): ηts=0,90; ηes=0,46
(i)
Emissioni del sistema termoelettrico sostituito (dal 2011): 564 g CO2/kWhe
(b)
2
3
Associazione Italiana Riscaldamento Urbano
2
1 appartamento equivalente = 80 m x 3 m
33
Come sopra anticipato, al 31 dicembre 2011 il parco edilizio allacciato a reti di teleriscaldamento in Italia, ha
raggiunto la volumetria di 260,3 milioni di mc. Nel rapporto viene precisato che tale dato risulta carente rispetto alle
reti alimentate a biomassa, per la maggior parte di piccole dimensioni e localizzate lungo l’intero arco alpino. In media,
tra il 2000 e il 2011, la volumetria teleriscaldata è aumentata di 12,53 Mmc all’anno e gli anni più espansivi sono
stati il 2006 e 2007.
Tabella 1.16. - Il riscaldamento urbano in Italia - Evoluzione della volumetria teleriscaldata – 1999-2011
Volumetria allacciata
al 31/12
Anno
Nell'anno Mmc
Incremento %
Mmc
Indice
1999
9,1
109,8
2000
7,5
117,3
1,00
6,8%
9,0%
2001
8,6
125,9
1,07
7,3%
2002
6,4
132,3
1,13
5,1%
2003
7,8
140,1
1,19
5,9%
2004
4,2
144,4
1,23
3,0%
2005
11,2
155,6
1,33
7,8%
2006
21,7
177,3
1,51
14,0%
2007
21,3
198,7
1,69
12,0%
2008
13,2
211,9
1,81
6,7%
2009
14,6
226,5
1,93
6,9%
2010
17,9
244,4
2,08
7,9%
2011
15,9
260,3
2,22
6,5%
Media 2000-2011
12,53
7,5%
L’estensione delle 133 reti di riscaldamento urbano, presenti nei 104 comuni monitorati da AIRU al 31 dicembre
2011, ha raggiunto i 2.951 km di rete primaria. In media, tra il 2000 e il 2011, la rete è aumentata di 163 km
all’anno e il 2010 è stato l’anno più espansivo con 368 km di nuove reti.
Tabella 1.17. - Il riscaldamento urbano in Italia - Evoluzione dell’estensione delle reti – 1999-2011
Anno
Estensione al 31/12
Incremento nell'anno Km
Km
Indice
1999
115
996
2000
95
1.091
1,00
2001
151
1.242
1,14
2002
121
1.363
1,25
2003
108
1.471
1,35
2004
38
1.509
1,38
2005
158
1.667
1,53
2006
286
1.953
1,79
2007
218
2.171
1,99
2008
85
2.256
2,07
2009
148
2.404
2,20
2010
368
2.772
2,54
2011
179
2.951
2,70
Media 2000-2011
163
34
Rispetto alla distribuzione territoriale degli impianti di teleriscaldamento, dal Monitoraggio AIRU emerge una
significativa concentrazione nelle regioni del nord.
Al 31/12/2011 il 98% della volumetria teleriscaldata, circa 255 milioni di Mmc, è localizzata in sette regioni
settentrionali: Lombardia, Piemonte, Emilia Romagna, Veneto, Trentino Alto Adige, Liguria e Valle d’Aosta. Il restante
2% (5,3 Mmc) spetta a tre regioni del centro: Lazio, Toscana e Marche.
Tabella 1.18. - Il riscaldamento urbano in Italia - Distribuzione geografica delle reti di teleriscaldamento – 2010-2011
Volumetria teleriscaldata
Regione
2011
2010 Mmc
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Lombardia
Piemonte
Emila Romagna
Veneto
Trentino Alto Adige
Liguria
Valle d'Aosta
Lazio
Toscana
Marche
TOTALE ITALIA
TOTALE NORD
Incidenza Nord su Italia
Mmc
117,6
70,5
37,7
13,8
10,9
3
1,5
3,6
1
0,7
260,3
255,0
98%
112,0
62,2
36,8
13,4
10,8
2,8
1,2
3,5
1,0
0,6
244,4
239,3
98%
%
45,2%
27,1%
14,5%
5,3%
4,2%
1,2%
0,6%
1,4%
0,4%
0,3%
100,0%
Un altro dato interessante riguarda le fonti energetiche utilizzate nei sistemi di riscaldamento urbano.
Il gas naturale rappresenta la fonte di energia primaria principale per l’alimentazione delle reti di teleriscaldamento in
Italia. Nel 2011 sono stati consumati 1,2 milioni di Tep di gas naturale, pari al 76% del totale fonti primarie. Nel
1995, sedici anni prima, il gas naturale rappresentava il 69% del totale fonti primarie. Complessivamente le fonti
fossili rappresentano l’80% (rappresentavano il 97% nel 1995) dei combustibili utilizzati per l’alimentazione delle 133
reti di teleriscaldamento mentre il restante 20% è relativo a fonti rinnovabili. Nel 2011 il secondo e terzo combustibile
sono due fonti rinnovabili: i rifiuti solidi urbani (RSU) che, con 195.813 Tep, rappresentano quasi il 13% delle fonti
primarie utilizzate nei sistemi di teleriscaldamento (rappresentavano appena l’1,2% nel 1995); le biomasse che, con
98.577 Tep rappresentano il 6,3% (non erano presenti nel 1995).
Tabella 1.19. - Il riscaldamento urbano in Italia – Fonti energetiche utilizzate nei sistemi di produzione – 2011 e 1995
Anno 2011
Anno 1995
Fonti di energia utilizzate
Tep
Gas naturale
Termovalorizzazione RSU
Biomasse
Carbone
Olio Combustibile
Geotermia
Recupero da processo industriale
(a)
Energia primaria fossile del SEN
Totale fossili
Totale rinnovabili
Totale generale
(a)
%
Tep
%
1.179.913
195.813
98.577
45.576
6.046
10.933
2.322
75,9%
12,6%
6,3%
2,9%
0,4%
0,7%
0,1%
383.521
6.708
69.810
79.726
4.472
4.644
68,9%
1,2%
0,0%
12,5%
14,3%
0,8%
0,8%
15.589
1,0%
7.750
1,4%
1.247.125
307.645
1.554.770
80%
20%
100%
540.807
15.824
556.631
97%
3%
100%
Consumi del Sistema Elettrico Nazionale per energia elettrica prelevata dalla rete
35
Per quanto riguarda l’energia prodotta lorda, la maggiore produzione riguarda l’energia termica con 8.645 GWh (4% in
meno rispetto al 2010). La produzione lorda di energia elettrica è stata invece di 5.435 GWh (3% in meno rispetto al
2010) e quella frigorifera di 95,4 GWh (-3%). L’energia utile, cioè al netto delle perdite di rete ed autoconsumi di
centrale, ammonta a 7.322 GWht (l’85% della produzione), a 5.201 GWhe (96%) e 94,4 GWhf (99%).
Tabella 1.20. - Il riscaldamento urbano in Italia – Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti – 20102011
Produzione lorda - A
2011
GWh
2010
GWh
Energia all'utenza - B
Incremento 20102011
GWh
%
2011
Incremento 20102011
2010
GWh
B/A
-4%
7.322
(a)
(a)
GWh
B/A
0,85
7.746
0,85
GWh
-424
-5,5%
%
Energia termica
8.645
8.999
-354
Energia elettrica
5.435
5.592
-157
-3%
5.201
0,96
5.357
0,96
-156
-2,9%
95,4
98,3
-2,9
-3,0%
94,4
0,99
97,3
0,99
-2,9
-3,0%
Energia frigorifera
(a)
Rapporto fra energia utile erogata alle utenze ed energia prodotta in centrale
Rispetto all’energia termica immessa in rete, pari a 8.645 GWh nel 2011, poco più della metà (4.361 GWh) risulta
prodotta da centrali di cogenerazione fossile. Un altro 26% (2.277 GWh) risulta prodotta da caldaie a combustibili
fossili e poco meno del 23% da fonti rinnovabili. Infine il restante 0,4% da pompe di calore.
Tabella 1.21. - Il riscaldamento urbano in Italia – Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti – 20102011
Energia immessa in rete
Anno 2011
GWh
Da cogenerazione fossile
Da produzione semplice
(a)
(b)
(c)
Anno 2010
%
GWh
%
4.361
50,5%
4.565
50,7%
2.277
26,3%
2.587
28,7%
1.974
22,8%
1.843
20,5%
Da pompa di calore
32,40
0,37%
4
0,04%
TOTALE
8.645
100%
8.999
100 %
Da fonti rinnovabili
(a)
(b)
(c)
Centrali dedicate, centrali termoelettriche
Caldaie a combustibili fossili
Biomassa, geotermia, recupero da processi, RSU
1.4. Piani e strategie nazionali e regionali per lo sviluppo dell’efficienza energetica e delle fonti
rinnovabili
L’Unione europea, con la Direttiva 2009/28/CE “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, ha definito tre
obiettivi al 2020 prioritari per la sostenibilità energetica:
1. l’abbattimento del 20% delle emissioni di gas serra;
2. la copertura attraverso le fonti rinnovabili del 20% dei consumi energetici;
3. la riduzione del 20% dei consumi energetici previsti per il 2020.
La quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul Consumo Finale Lordo di energia da conseguire nel 2020 è per
l’Italia pari a 17%.
36
Gli orientamenti che l’Italia intende perseguire per il raggiungimento degli obiettivi stabiliti a livello comunitario sono
illustrati in una serie di documenti, predisposti in questi ultimi anni, che contengono misure e programmi finalizzati a
costruire una strategia nazionale concreta per la promozione dell'efficienza energetica, dei servizi energetici, e per la
produzione di energia da fonti rinnovabili. Di seguito vengono brevemente illustrati i principali documenti pianificatori e
programmatori nazionali, ovvero il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN), il Piano d'Azione per
l'Efficienza Energetica (PAEE), la nuova Strategia Energetica Nazionale (SEN) per un’energia più competitiva e
sostenibile), nonché il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) e il Piano energetico regionale e relativo Piano
d’azione per l’Energia della Regione Lazio.
1.4.1. Il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN)
Il Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN) pubblicato nel giugno 2010, in recepimento della
Direttiva 2009/28/CE, costituisce un importante punto di partenza per individuare le azioni più adeguate per
promuovere lo sviluppo delle fonti rinnovabili, in linea con gli obiettivi comunitari.
Sulla base delle indicazioni della Direttiva, il PAN, oltre a fornire una sintesi della politica nazionale in materia di
energie rinnovabili, indica:

il consumo finale di energia previsto per il periodo 2010-2020;

il contributo totale di ogni tecnologia per le energie rinnovabili al conseguimento degli obiettivi vincolanti
fissati per il 2020, e la traiettoria indicativa provvisoria per le quote di energia da fonti rinnovabili nei settori
dell'elettricità, del riscaldamento e del raffreddamento, e dei trasporti.
Il PAN descrive, inoltre, le politiche e i regimi di sostegno finalizzati a promuovere l'uso di energia da fonti rinnovabili.
Per quanto riguarda la biomassa vengono indicate le misure specifiche volte a promuovere l'uso di energia da biomassa,
fornendo una valutazione della fornitura di biomassa disponibile a livello interno e la necessità di importarla,
distinguendo biomassa proveniente dalla silvicoltura, biomassa proveniente dall'agricoltura e dalla pesca, e biomassa
proveniente da rifiuti. Fornisce anche indicazioni circa lo sfruttamento di nuove risorse della biomassa per usi diversi,
tenendo conto della necessità di gestire le risorse della biomassa in maniera sostenibile.
1.4.2. Il Piano d’Azione per l'Efficienza Energetica (PAEE)
La predisposizione e l'aggiornamento periodico del Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica sono un obbligo derivante
dal recepimento della Direttiva 2006/32/CE, che evidenzia il ruolo dell’efficienza energetica come strumento
imprescindibile di riduzione dei consumi nell’ambito dei Paesi membri, nel raggiungimento dell’obiettivo del ‐ 20% al
2020, attraverso un uso efficiente delle risorse.
La Direttiva definisce l'obiettivo indicativo nazionale di risparmio energetico negli usi finali, pari al 9,0%, da conseguire
al 2016 (nono anno di applicazione della Direttiva), e richiede a ciascuno Stato membro di stabilire un obiettivo
nazionale intermedio di risparmio energetico al 2010. Inoltre, al fine di raggiungere il proprio obiettivo indicativo
nazionale, la Direttiva stabilisce che gli Stati membri possono fissare autonomamente un obiettivo superiore al 9%. Il
Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica deve essere aggiornato periodicamente (il prossimo aggiornamento è previsto
per il 2014).
Per l’Italia, il PAEE 2007 prevedeva programmi e misure per il miglioramento dell’efficienza energetica e dei servizi
energetici nei diversi settori economici (residenziale, terziario, industria e trasporti) per un obiettivo di risparmio
energetico per l’anno 2016 di 126.327 GWh/anno pari al 9,6% del consumi nazionali.
37
Il PAEE 2011 pone le basi per la predisposizione di una pianificazione strategica delle misure di efficienza energetica
e di reporting su tutti i risparmi, non solo in energia finale. Con tale piano si vuole portare avanti le azioni e le iniziative
già previste nel PAEE 2007, con l’intenzione di presentare proposte di medio-lungo termine basate su scenari
innovativi e concreti. In quest’ottica nel PAEE 2011 vengono illustrati i risultati conseguiti con le misure presenti nel
precedente Piano circa gli obiettivi di risparmio energetico al 2010, che sono stati abbondantemente raggiunti (3,6%
contro il 3% atteso). Vengono, inoltre, aggiornate le misure per il conseguimento dell’obiettivo generale al 2016 ma
viene mantenuto l’obiettivo del 9,6% di risparmio sui consumi. Nel Documento vengono analizzati gli obiettivi e le
strategie di riduzione dei consumi di energia primaria, e viene fornita la stima del risparmio conseguibile con
l’efficientamento delle reti di distribuzione e trasmissione dell’elettricità. Rispetto al risparmio energetico nei settori
degli usi finali, vengono presentati i risultati dell’attività di monitoraggio dei risparmi energetici conseguiti al 31
dicembre 2010 per interventi realizzati nell’ambito dei principali strumenti di miglioramento dell’efficienza energetica.
1.4.3. La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’energia più competitiva e sostenibile (SEN)
La riduzione dei costi energetici, il raggiungimento e il superamento di tutti gli obiettivi europei in materia ambientale,
una maggiore sicurezza di approvvigionamento, e uno sviluppo industriale del settore energia: sono questi i quattro
obiettivi del Documento “Strategia Energetica Nazionale: per un’energia più competitiva e sostenibile” approvato dal
MISE con il Decreto dell’8 marzo 2013.
Il Documento, che è il risultato di un ampio confronto tra tutte le istituzioni coinvolte (Parlamento, Autorità per
l’Energia e Antitrust, Conferenza Unificata, CNEL, Commissione europea, e oltre 100 tra associazioni di categoria, parti
sociali e sindacali, associazioni ambientaliste e di consumatori, enti di ricerca e centri studi) evidenzia in modo chiaro
gli obiettivi principali da perseguire nei prossimi anni, e definisce le scelte di fondo e le priorità d’azione finalizzate alla
modernizzazione del settore energia.
La strategia energetica nazionale è finalizzata al conseguimento degli obiettivi europei ‘Piano 20-20-20’, attraverso i
seguenti risultati:






allineamento dei prezzi all’ingrosso ai livelli europei per tutte le fonti energetiche: elettricità, gas e carburanti;
riduzione di circa 14 miliardi di euro/anno di fattura energetica estera (rispetto ai 62 miliardi attuali), con la
riduzione dall’84% al 67% della dipendenza dall’estero, grazie a efficienza energetica, aumento produzione
rinnovabili, minore importazione di elettricità e maggiore produzione di risorse nazionali;
180 miliardi di euro di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili e efficienza
energetica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassificatori, ecc.) attraverso investimenti privati,
in parte sostenuti da incentivi;
riduzione di circa il 19% di emissioni di gas serra, superando gli obiettivi europei per l’Italia pari al 18% di
riduzione rispetto alle emissioni del 2005;
20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui consumi finali lordi (rispetto al circa 10% del 2010), con
l’obiettivo che le rinnovabili diventino la prima fonte nel settore elettrico, al pari o superando leggermente il
gas, rappresentando il circa 36-38% dei consumi (rispetto al 23% del 2010);
riduzione di circa il 24% dei consumi primari rispetto all’andamento inerziale al 2020 (cioé -4% rispetto al
2010), superando gli obiettivi europei di -20%, principalmente grazie alle azioni di efficienza energetica.
La strategia energetica nazionale, al fine di raggiungere i risultati sopra elencati, è articolata in sette specifiche priorità:
1. la promozione dell’efficienza energetica;
38
2. la promozione di un mercato del gas competitivo, integrato con l’Europa e con prezzi ad essa allineati, e con
l’opportunità di diventare il principale Hub sud-europeo;
3. lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali è previsto il superamento degli obiettivi europei
(‘Piano 20-20-20’);
4. lo sviluppo delle infrastrutture e di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo, efficiente
(con prezzi competitivi con l’Europa) e con la graduale integrazione della produzione rinnovabile;
5. la ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei carburanti, verso un assetto più
sostenibile e con livelli europei di competitività e qualità del servizio;
6. lo sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi, con importanti benefici economici e di
occupazione e nel rispetto dei più elevati standard internazionali in termini di sicurezza e tutela ambientale;
7. la modernizzazione del sistema di governance del settore energetico.
In particolare, per quanto riguarda il punto 3 “Sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili”, il Documento
definisce chiaramente quali sono le scelte da attuare, tra le quali:

superamento degli obiettivi di produzione europei ‘Piano 20-20-20’, con un più equilibrato bilanciamento tra
le diverse fonti rinnovabili (in particolare, con maggiore attenzione rivolta alle rinnovabili termiche);

sostenibilità economica dello sviluppo del settore FER, con allineamento dei costi di incentivazione ai livelli
europei e graduale accompagnamento verso la grid parity;
 per quanto riguarda il settore elettrico l’obiettivo è quello di sviluppare le rinnovabili fino al 35-38% dei
consumi finali (e potenzialmente oltre) al 2020, pari a circa 120-130 TWh/anno o 10-11 MTep. Con tale
contributo, la produzione rinnovabile diventerà la prima componente del mix di generazione elettrica in Italia,
al pari del gas. Complessivamente, per il raggiungimento degli obiettivi al 2020, vengono messi a disposizione
fino a circa 11,5-12,5 miliardi l’anno (a fine 2012 già impegnate risorse per circa 10,5 miliardi) per 20 anni,
assegnando le residue risorse in base a criteri di priorità che favoriscano l’efficienza, l’innovazione tecnologia,
un minore impatto ambientale e la filiera industriale nazionale.

per quanto riguarda il settore termico, l’obiettivo è sviluppare la produzione di rinnovabili fino al 20% dei
consumi finali al 2020 (pari a circa 11 MTep/anno). Il raggiungimento di tale obiettivo è legato alla
sostituzione di una parte degli impianti esistenti alimentati a combustibili convenzionali, alle nuove
installazioni, e all’evoluzione degli obblighi di integrazione delle rinnovabili nell’edilizia. Le dimensioni
proposte implicano anche lo sviluppo o l’ampliamento, ove economicamente conveniente, di infrastrutture di
rete per la diffusione del calore rinnovabile, attraverso l’attivazione di un Fondo di garanzia. Nei prossimi anni,
le azioni saranno dunque volte ad un’ampia crescita di tecnologie quali caldaie a biomassa, pompe di calore,
solare termico, ecc. (sulla base delle più recenti stime di mercato, ci si attende un incremento della
produzione da caldaie a biomassa). Per garantire la continuità dei meccanismi di sostegno, è stato introdotto
un Conto Termico per l’incentivazione degli interventi di più piccole dimensioni, che dispone fino a circa 900
milioni di euro l’anno. Saranno inoltre attivati i previsti strumenti a sostegno delle reti di teleriscaldamento.
1.4.4. Il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES)
Il Patto dei Sindaci è un’iniziativa dell’Unione europea, in cui le autorità locali e regionali si impegnano
volontariamente a ridurre le proprie emissioni di CO2 entro il 2020. Questo impegno formale viene perseguito attraverso
l’attuazione del Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES). Il PAES è uno strumento di pianificazione locale che
rappresenta l'impegno di un Comune verso una strategia programmatica e operativa di risparmio energetico e di
produzione di energia da fonti rinnovabili. Nel PAES, quindi, sono indicate le linee strategiche volte a migliorare
l’efficienza energetica e a ridurre la dipendenza dai combustibili fossili attraverso l’utilizzo di energie rinnovabili. In
particolare il PAES contiene le misure da attuare per lo sviluppo della produzione di energia termica ed elettrica
39
attraverso impianti a biomassa, impianti a biogas, impianti a cogenerazione PCCE (Produzione Combinata di Calore ed
Elettricità, e per la promozione del teleriscaldamento e teleraffreddamento).
In linea generale gli interventi previsti dal PAES riguardano i seguenti settori:

infrastrutture urbane (teleriscaldamento, illuminazione pubblica, reti elettriche intelligenti ecc.);

fonti di energia rinnovabile decentrate;

politiche per il trasporto pubblico e privato e mobilità urbana;

pianificazione urbana e territoriale;

ambiente urbanizzato, inclusi edifici di nuova costruzione e ristrutturazioni di grandi dimensioni.
1.4.5. Regione Lazio: Piano Energetico Regionale e relativo piano d’azione
A seguito del trasferimento al livello regionale e locale di determinati funzioni e compiti amministrativi (Decreto
legislativo 112/1998 e Legge 3/2001 “Modifiche al Titolo V della Costituzione), le Regioni devono adottare il proprio
“Piano Energetico Regionale”, il principale strumento attraverso il quale le Regioni possono programmare gli interventi
in campo energetico nel proprio territorio, indicando gli obiettivi strategici a lungo, medio e breve termine.
Il Piano Energetico Regionale del Lazio è stato approvato dal Consiglio Regionale del Lazio con la Deliberazione n°45
del 14 febbraio 2001. La Giunta regionale in seguito, con la Deliberazione n° 484 del 4 luglio 2008 ha adottato un
nuovo Piano Energetico Regionale e il relativo piano di azione, da sottoporre all'approvazione del Consiglio regionale.
Il Piano è finalizzato a definire le condizioni idonee allo sviluppo di un sistema energetico regionale sempre più rivolto
all’utilizzo delle fonti rinnovabili ed all’uso efficiente dell’energia. Gli indirizzi strategici del Piano sono basati
sull’analisi del sistema energetico regionale attuale e sulla definizione degli obiettivi di sostenibilità al 2020.
Il Piano prevede i seguenti obiettivi:
Obiettivi generali:
- Contribuire agli obiettivi UE al 2020 in tema di produzione da fonti rinnovabili, riduzione dei consumi
energetici e riduzione della CO2 per contenere gli effetti dei cambiamenti climatici.
- Favorire lo sviluppo economico senza aumentare indiscriminatamente la crescita dei consumi di energia.
Obiettivi strategici:
- Stabilizzare i consumi regionali di energia finale al 2020 ai livelli attuali.
- Aumentare considerevolmente la produzione di energia da fonti rinnovabili.
- Ridurre le emissioni di gas climalteranti in atmosfera.
- Coprire il fabbisogno di energia elettrica ripristinando l’export verso le altre Regioni.
- Favorire lo sviluppo della ricerca e dell’innovazione tecnologica.
- Favorire lo sviluppo economico e l’occupazione, in particolare lo sviluppo dell’industria regionale delle fonti
rinnovabili e dell’uso efficiente dell’energia.
Obiettivi specifici:
- Aumentare l’incidenza della produzione di energia da fonti rinnovabili sui consumi finali dall’attuale 1,2% al
13% al 2020, e l’incidenza della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili sulla richiesta di energia
elettrica fino al 20%, in linea con l’obiettivo nazionale.
- Ridurre i consumi finali di energia previsti al 2020 di 3,1 MTep (- 28% circa rispetto al 2004).
- Sostituire il 10% dei combustibili per trazione con biocombustili, in linea con l’obiettivo UE.
40
-
Ridurre le emissioni di CO2 al 2020 del 25% circa.
Aumentare al 2020 la produzione di energia elettrica dalle centrali termoelettriche esistenti senza aumentare
la potenza attuale installata.
Il Piano, rispetto all’obiettivo “Aumento della produzione di energia da fonti rinnovabili”, stabilisce che per quanto
riguarda il calore e i biocombustibili, l’obiettivo è l’aumento dell’impiego delle biomasse, del solare termico e del calore
geotermico, e della valorizzazione delle biomasse tradizionali per uso riscaldamento nel settore residenziale. La
produzione di calore dalle biomasse (residenziale + cogenerazione) prevista per il 2020 è di circa 300 KTep.
Rispetto al settore agro-energetico il Piano prevede azioni nel medio periodo a carattere prevalentemente sperimentale
e dimostrativo, quali:
- l’avvio della filiera “legno energia” attraverso il supporto alle istituzioni locali nella sostituzione delle caldaie
attuali con altre a biomassa, onde favorire la nascita di un mercato regionale del cippato;
- la realizzazione di progetti pilota sulla “2nd e 3rd generation biofuels” (bioetanolo da lignocellulosico e
biodiesel da alghe);
- il supporto alla comunità locale nella formulazione di progetti che sfruttino la biomassa per il
teleriscaldamento.
Il Piano evidenzia l’importanza che l’uso della biomassa riveste, in particolare, per la Pubblica Amministrazione delle
zone montane e delle zone collinari, spesso proprietari di ampie superfici boschive solo in parte utilizzate, e che
possono quindi promuovere la realizzazione di piccole reti per riscaldare gli edifici pubblici di loro proprietà (palazzo
municipale, scuola, asilo) con caldaia a cippato o pellet, di qualche centinaio di kW termici.
Il Piano individua, infine, diversi strumenti di attuazione, tra cui l’introduzione di procedure amministrative
semplificate, o strumenti finanziari innovativi come l’attivazione di un fondo di garanzia regionale per le fonti
rinnovabili e l’innovazione tecnologica, e di un “conto energia regionale”, integrativo a quello nazionale, per sostenere
la realizzazione degli impianti fotovoltaici. Previste anche politiche di incentivazione finanziaria e di tipo fiscale, quale
ad esempio una “energy carbon tax” regionale.
1.5. Gli incentivi per la produzione di energia da impianti a biomassa
Gli impianti per la produzione di energia da biomassa possono usufruire degli incentivi legati agli interventi di risparmio
ed efficienza energetica, fra i quali i principali sono:
1. gli incentivi previsti dal Decreto del 6 luglio 2012;
2. gli incentivi previsti dal Decreto del 28 dicembre 2012 (“Conto Termico”);
3. i Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi;
4. le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico.
1.5.1. Gli incentivi previsti dal Decreto del 6 luglio 2012 (Tariffa omnicomprensiva e Certificati Verdi)
Il Decreto del 6 luglio 2012, emanato dal MISE, stabilisce le nuove modalità di incentivazione della produzione di
energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica. In pratica, il
nuovo Decreto modifica il sistema di incentivazione precedentemente regolamentato dal Decreto ministeriale del 18
dicembre 2008, relativo alla Tariffa omnicomprensiva e ai Certificati Verdi. Le nuove modalità di incentivazione si
applicano agli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di
41
rifacimento, aventi potenza non inferiore a 1 kW, e che entrano in esercizio dal 1° gennaio 2013. In particolare,
l’articolo 8 detta disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas, e bioliquidi sostenibili.
Il Decreto prevede quattro diverse modalità di accesso agli incentivi, a seconda della fonte, della potenza dell’impianto
e della categoria di intervento:
1. accesso diretto, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o
potenziamento con potenza non superiore ad un determinato limite (articolo 4, comma 3), per determinate
tipologie di fonte o per specifiche casistiche;
2. iscrizione a Registri, in posizione tale da rientrare nei contingenti annui di potenza incentivabili, nel caso di
interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza superiore a
quella massima ammessa per l’accesso diretto agli incentivi e non superiore al valore di soglia oltre il quale è
prevista la partecipazione a procedure di Aste competitive al ribasso;
3. iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento, in posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui
di potenza incentivabile, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza successiva all’intervento è superiore
a quella massima ammessa per l’accesso diretto;
4. aggiudicazione degli incentivi partecipando a procedure competitive di Aste al ribasso, gestite dal GSE
esclusivamente per via telematica, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione,
riattivazione o potenziamento con potenza superiore a un determinato valore di soglia (10 MW per gli impianti
idroelettrici, 20 MW per gli impianti geotermoelettrici e 5 MW per gli altri impianti a fonti rinnovabili). In caso
di interventi di potenziamento, per determinare la modalità di accesso agli incentivi, la potenza da considerare
corrisponde all’incremento di potenza a seguito dell’intervento.
 Le modalità di accesso agli incentivi relative agli impianti alimentati da biomassa
Al fine di determinare la tariffa incentivante di riferimento, il GSE identifica (sulla base di quanto riportato
nell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto e dichiarato dal produttore) da quali delle tipologie
sottoelencate è alimentato l’impianto:
a) prodotti di origine biologica;
b) sottoprodotti di origine biologica;
c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente;
d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c).
1. Impianti nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni e potenziamenti:
A) Gli impianti alimentati a biomassa con prodotti di origine biologica o con sottoprodotti di origine
biologica:
 hanno accesso diretto agli incentivi, presentando la domanda al GSE entro 30 giorni dalla data di
entrata in esercizio, se di potenza fino a 200 kW;
 hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri (in posizione tale da rientrare nei
contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza fino a 5 MW;
 hanno accesso agli incentivi attraverso l’aggiudicazione, partecipando a procedure competitive di
Aste al ribasso, gestite dal GSE, se di potenza oltre 5 MW.
B) Gli impianti alimentati a biomassa con rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata
forfettariamente o con rifiuti non provenienti da raccolta differenziata:
42


hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri (in posizione tale da rientrare nei
contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza fino a 5 MW;
hanno accesso agli incentivi attraverso l’aggiudicazione, partecipando a procedure competitive di
Aste al ribasso, gestite dal GSE, se di potenza oltre a 5 MW.
2. Impianti oggetto di rifacimento:
A) Gli impianti alimentati a biomassa con prodotti di origine biologica o con sottoprodotti di origine
biologica:
 hanno accesso diretto agli incentivi, presentando la domanda al GSE entro 30 giorni dalla data di
entrata in esercizio, se di potenza fino a 200 KW;
 hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento (in
posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza
oltre 200 kW.
B) Gli impianti alimentati a biomassa con rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata
forfettariamente o con rifiuti non provenienti da raccolta differenziata:
 hanno accesso agli incentivi solo attraverso l’iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento
(in posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui di potenza incentivabili), se la potenza
successiva all’intervento è superiore a 200 kW (cioè quella massima ammessa per l’accesso
diretto).
Il provvedimento stabilisce, inoltre, che il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie di incentivo riconosciute agli
impianti a fonte rinnovabile diversi dai fotovoltaici, non può superare complessivamente il valore di 5,8 miliardi di euro
annui. Inoltre, viene stabilito che gli incentivi siano riconosciuti sulla produzione di energia elettrica netta immessa in
rete dall’impianto: l'energia elettrica auto-consumata, quindi, non ha accesso agli incentivi.
Sono previsti due distinti meccanismi incentivanti, individuati sulla base della potenza, della fonte rinnovabile e della
tipologia dell’impianto:
1. una Tariffa omnicomprensiva (TO) per gli impianti di potenza fino a 1 MW. La Tariffa Onnicomprensiva
costituisce il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certificati Verdi, riservato agli impianti qualificati
IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili) di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW, e
che sono entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. Questa tipologia di impianti può usufruire di un nuovo
regime semplificato per l’energia elettrica prodotta ed immessa in rete che prevede un unico prezzo fisso
incentivante, di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 anni. La tariffa è detta
“onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente incentivante e una componente di
valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete.
2. un incentivo per gli impianti di potenza superiore a 1 MW (e per quelli di potenza fino a 1 MW che non optano
per la Tariffa omnicomprensiva) calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base (a cui vanno sommati
eventuali premi a cui ha diritto l’impianto), e il prezzo zonale orario dell’energia (riferito alla zona in cui è
immessa in rete l’energia elettrica prodotta dall’impianto). L’energia prodotta dagli impianti che accedono
all’incentivo resta nella disponibilità del produttore.
43
Il nuovo Decreto, con l’articolo 19, disciplina anche le modalità con cui gli impianti (già in esercizio e incentivati con il
Decreto ministeriale del 18 dicembre 2008) passeranno a partire dal 2016 dal meccanismo dei Certificati Verdi4 ai
nuovi meccanismi di incentivazione.
1.5.2. Gli incentivi del nuovo "Conto Termico"
Il Decreto del MISE del 28 dicembre 2012 (Decreto “Conto Termico”) contiene incentivi per la produzione di
energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni. In pratica, il decreto
attua il regime di sostegno previsto dal precedente Decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011, e introduce tra le
tipologie di interventi incentivabili anche gli impianti alimentati da biomassa (articolo 4, comma 2, lettera b).
Il GSE è il soggetto responsabile dell’attuazione e della gestione del meccanismo, inclusa l’erogazione degli incentivi ai
soggetti beneficiari. Il nuovo Decreto introduce, a certe condizioni, anche incentivi specifici per la Diagnosi Energetica
e la Certificazione Energetica, se abbinati agli interventi sopra citati.
Il nuovo meccanismo di incentivazione è rivolto a due tipologie di soggetti:

Pubbliche amministrazioni;

Soggetti privati, intesi come persone fisiche, condomini e soggetti titolari di reddito di impresa o di reddito
agrario.
Il soggetto che ha sostenuto le spese per la realizzazione degli interventi e che perciò beneficerà dell’incentivo si
definisce "Soggetto Responsabile”. Esso può operare personalmente o attraverso un soggetto delegato alla
presentazione della richiesta d’incentivo e alla gestione dei rapporti contrattuali con il GSE. Il nuovo Decreto differenzia
gli incentivi sulla base della tipologia di intervento effettuato in funzione dell’energia producibile con gli impianti
alimentati a fonti rinnovabili e/o in funzione dell’incremento dell’efficienza energetica dell’edificio.
L’incentivo è sostanzialmente un contributo alle spese sostenute per la realizzazione dell’intervento ed è erogato in rate
annuali per una durata variabile (fra 2 e 5 anni) in funzione degli interventi realizzati.
Il Decreto stanzia fondi per una spesa annua cumulata massima di 200 milioni di euro per gli interventi realizzati o da
realizzare dalle amministrazioni pubbliche, ed una spesa annua cumulata pari a 700 milioni di euro per gli interventi
realizzati da parte dei soggetti privati. Le misure di incentivazione sono sottoposte ad aggiornamento periodico.
 Tipologie di intervento incentivabili
Possono accedere agli incentivi previsti dal D.M. 28 dicembre 2012 i seguenti interventi di piccole dimensioni relativi
a impianti per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e sistemi ad alta efficienza:
a. sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di climatizzazione invernale dotati di
pompe di calore, elettriche o a gas, utilizzanti energia aerotermica, geotermica o idro-termica;
4
I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto qualificato IAFR
(Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili), entrato in esercizio entro il 31 dicembre 2012, in numero variabile a seconda del tipo di fonte
rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento). Il meccanismo di
incentivazione con i Certificati Verdi si basa sull’obbligo (da parte dei produttori e degli importatori di energia elettrica prodotta da fonti non
rinnovabili) di immettere annualmente nel sistema elettrico nazionale una quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti
rinnovabili. Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento di questo obbligo: ogni Certificato Verde, infatti, attesta la produzione di 1
MWh di energia rinnovabile. Solo per gli impianti di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW (con esclusione della fonte solare)
può essere esercitato il diritto di opzione tra i Certificati Verdi e la Tariffa omnicomprensiva.
44
b. sostituzione di impianti di climatizzazione invernale o di riscaldamento delle serre esistenti e dei fabbricati
rurali esistenti con impianti di climatizzazione invernale dotati di generatore di calore alimentato da biomassa;
c. installazione di collettori solari termici, anche abbinati a sistemi di solar cooling;
d. sostituzione di scaldacqua elettrici con scaldacqua a pompa di calore.
1.5.3. I Certificati Bianchi - Titoli di Efficienza Energetica (TEE)
I Titoli di Efficienza Energetica (TEE) rappresentano un meccanismo di incentivazione del risparmio energetico negli
usi finali dell’energia. Il meccanismo non si rivolge direttamente a tutti i consumatori finali di energia ma solo a
specifici operatori e soggetti professionali.
I TEE, comunemente noti come Certificati Bianchi, sono ottenibili previa la verifica e certificazione da parte del GSE
dei risparmi energetici conseguiti da un determinato progetto. Il Gestore dei Mercati Energetici (GME), a seguito della
certificazione dei risparmi da parte del GSE, emette i TEE relativi al progetto e ne gestisce l’eventuale negoziazione
tramite un mercato dedicato (Mercato dei TEE).
Il quadro normativo nazionale è stato recentemente modificato con l’approvazione da parte del MISE del Decreto del
28 dicembre 2012 “Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere
perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il
potenziamento del meccanismo dei Certificati Bianchi”.
Il Decreto definisce i nuovi obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico (crescenti nel tempo) per le imprese
di distribuzione di energia elettrica e gas per il periodo 2013-2016, e tra le novità introduce nuovi soggetti ammessi al
meccanismo.
Il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica si fonda sull’obbligo posto in capo alle aziende distributrici di gas e/o
di energia elettrica con più di 50.000 clienti finali, di conseguire un obiettivo annuo prestabilito di risparmio
energetico. Il risparmio energetico è misurato in Tep (tonnellate equivalenti di petrolio), che corrisponde all’energia
sviluppata dalla combustione di una tonnellata di petrolio. Un TEE corrisponde al risparmio di 1 Tep.
A seconda del tipo di energia primaria risparmiata (energia elettrica, gas, altri combustibili) le Linee guida contenute
nella Delibera AEEG n° EEN 9/11 del 27 ottobre 2011 distinguono cinque tipologie di Titoli di Efficienza Energetica:
- Tipo I: attraverso azioni per la riduzione dei consumi di energia elettrica;
- Tipo II: attraverso azioni per la riduzione dei consumi di gas naturale;
- Tipo III: attraverso interventi di riduzione di altri combustibili solidi; liquidi e altri combustibili gassosi;
- Tipo IV: attraverso interventi di riduzione dei consumi di forme di energia primaria diverse dall’elettricità e dal
gas naturale, realizzati nel settore dei trasporti;
- Tipo V: attraverso interventi di riduzione dei consumi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas
naturale, realizzati nel settore dei trasporti e valutati attraverso modalità diverse da quelle previste per i titoli di
tipo IV.
La recente Deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n° 53/2013/r/efr del 14 febbraio 2013 “Prime
misure urgenti di aggiornamento dei regolamenti del mercato e delle transazioni bilaterali dei Titoli di Efficienza
Energetica in coerenza con il disposto del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012”, ha ulteriormente ampliato il
numero di tipologie di Titoli.
Ad oggi, quindi, le tipologie di TEE che è possibile richiedere sono nove:
45
1. titoli di tipo I, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi per la riduzione
dei consumi finali di energia elettrica;
2. titoli di tipo II, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi per la riduzione
dei consumi di gas naturale;
3. Titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas
naturale, non destinate all’impiego per autotrazione (ad esempio risparmio di olio combustibile o di gasolio);
4. titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas
naturale non destinate all’impiego per autotrazione (ad esempio risparmio di olio combustibile o di gasolio
utilizzato per il riscaldamento invernale);
5. titoli di tipo IV, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas
naturale realizzati nel settore dei trasporti e valutati con le modalità previste dall’articolo 30 del D.lgs. n.
28/11;
6. titoli di tipo V, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas
naturale realizzati nel settore dei trasporti e valutati con modalità diverse da quelle previste dall’articolo 30 del
D.lgs. n. 28/11;
7. titoli di tipo II-CAR, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria, la cui entità è stata certificata
sulla base di quanto disposto dal Decreto ministeriale 5 settembre 2011;
8. titoli di tipo IN, emessi a seguito dell’applicazione di quanto disposto dall’articolo 8, comma 3, del Decreto
ministeriale 28 dicembre 2012 in materia di premialità per l’innovazione tecnologica;
9. titoli di tipo E, emessi a seguito dell’applicazione di quanto disposto dall’articolo 8, comma 3, del Decreto
ministeriale 28 dicembre 2012 in materia di premialità per la riduzione delle emissioni in atmosfera.
Le aziende distributrici di elettricità e gas (soggetti obbligati) possono assolvere al proprio obbligo realizzando interventi
che danno diritto ai TEE, direttamente presso gli utenti finali, oppure acquistando i TEE equivalenti alla loro quota di
obbligo sul Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica. L’offerta di Titoli sul mercato può essere data anche dai
cosiddetti “soggetti volontari”, i quali realizzano interventi di risparmio energetico presso gli utenti finali e vendono i
TEE ottenuti ai soggetti obbligati.
 Le schede di valutazione dei risparmi per gli impianti a biomasse
La scheda AEEG n° 26 “Installazione di sistemi centralizzati per la climatizzazione invernale e/o estiva di edifici ad uso
civile” (Allegato A alla deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11),
effettua una valutazione di tipo analitico del risparmio energetico conseguito grazie all’installazione di sistemi
centralizzati di climatizzazione. La scheda si riferisce anche all’installazione di generatori di calore alimentati a
biomasse, ed è applicabile a due tipologie di intervento:
 l’installazione di nuovi generatori di calore/freddo, accompagnata o meno da sistemi di termoregolazione e
contabilizzazione del calore, nell’ambito di edifici di nuova costruzione o di edifici esistenti (categoria CIV-T);
 la sola installazione di sistemi di termoregolazione e contabilizzazione del calore zona per zona nell’ambito di
edifici esistenti (categoria CIV-INF).
La scheda AEEG n° 22 T “Applicazione nel settore civile di sistemi di teleriscaldamento per la climatizzazione
ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria” (Allegato A alla deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle
deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11), riguarda la costruzione di impianti di teleriscaldamento per la climatizzazione di
ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria, e si applica per:

impianti di teleriscaldamento di nuova costruzione;

estensioni di reti di teleriscaldamento già connesse a centrali di produzione esistenti;

allacciamenti di nuove utenze a reti di teleriscaldamento esistenti.
46
La valutazione del risparmio è effettuata mediante la metodologia analitica, sulla base di diversi parametri quali
l’energia termica dei combustibili, l’energia termica utile immessa nella rete, quella destinata a riscaldamento e
produzione di acqua calda sanitaria e la frazione di questa dedicata a nuove utenze.
Con il Decreto del 28 dicembre 2012 vengono anche approvate 18 nuove schede tecniche per la quantificazione dei
risparmi di energia primaria, predisposte dall'ENEA. Per quanto riguarda gli impianti che producono energia da
biomassa sono state approvate le seguenti schede:


la scheda tecnica n° 37 E “Nuova installazione di impianto di riscaldamento unifamiliare alimentato a
biomassa legnosa di potenza ≤ 35 kW termici”. La scheda si applica all’installazione di termo-camini, termostufe e caldaie adibiti al riscaldamento di singoli appartamenti, dotati di impianto idronico, compresa o meno
la produzione di acqua calda sanitaria (ACS). I dispositivi devono rispondere ai seguenti requisiti: efficienza di
conversione non inferiore all’85%, e rispetto delle emissioni come previsto per la classe 5 della Norma UNI EN
303-05. Le biomasse utilizzate possono presentarsi sotto forma di pellets, bricchette, ciocchi e cippato, con
caricamento manuale o automatico.
la scheda tecnica n° 40 E “Installazione di impianto di riscaldamento alimentato a biomassa legnosa nel
settore della serricoltura”. La scheda si applica all’installazione di caldaie adibite all’alimentazione degli
impianti di riscaldamento utilizzati nel settore delle serre, con i seguenti requisiti: efficienza di conversione
non inferiore all’85%, e rispetto delle emissioni come previsto nella classe 5 della Norma UNI EN 303-05. Le
biomasse utilizzate possono presentarsi sotto forma di pellets, bricchette, ciocchi e cippato, con caricamento
manuale o automatico.
1.5.4. Le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico: la nuova detrazione fiscale del 65%
Il recente Decreto Legge n° 63 del 4 giugno 2013, che contiene le disposizioni per il recepimento della Direttiva
dell’Unione europea n° 2010/31/UE relativa alla prestazione energetica nell'edilizia, ha innalzato dal 55% al 65% la
detrazione di imposta per le spese per gli interventi di riqualificazione energetica degli edifici, da ripartire in dieci rate
annuali di pari importo, entro un limite massimo di detrazione che varia secondo gli interventi effettuati. Di
conseguenza, rientrano nell’agevolazione fiscale anche le spese sostenute per l’installazione di un generatore di calore
a biomassa o di uno scambiatore per allacciarsi ad una rete di teleriscaldamento. I beneficiari possono essere enti
pubblici e privati, persone fisiche, società di persone, società di capitali, associazioni tra professionisti.
1.6. I fondi europei per le bioenergie
1.6.1. Il Programma “Energia Intelligente per l’Europa 2007-2013” (EEIE)
Il programma Energia Intelligente per l’Europa rientra nel programma quadro per la competitività e l’innovazione (CIP)
dell’Unione europea, e si propone di promuovere l’efficienza energetica e l’uso razionale delle risorse energetiche, in
linea con gli obiettivi della strategia europea “Energia 2020”.
Le principali norme europee che regolano il programma sono la Decisione del Parlamento e del Consiglio n° 1639 del
24 ottobre 2006 “Programma quadro per la competitività e l'innovazione 2007-2013 - Programma "Energia
intelligente" 2007/2013”, e il Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio n° 670 dell’11 luglio 2012
“Modifiche alla Decisione n° 1639/2006/CE”, che disciplina in particolare il meccanismo di finanziamento della
Banca Europea per gli Investimenti (BEI).
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Nell’ambito del Programma Quadro, l’Unione europea ha indetto il bando “Call CIP-IEE-2013 for proposals 2013 for
actions under the programme “Intelligent Energy Europe” (scadenza l’8 maggio 2013), e la cui dotazione è di 65
milioni di euro, suddivisi nelle seguenti aree tematiche prioritarie:
1. Efficienza energetica ed uso razionale delle risorse (iniziativa SAVE): 15,6 milioni di euro;
2. Fonti di energia, nuove e rinnovabili (iniziativa ALTENER): 12,6 milioni di euro;
3. Energia nel settore Trasporti (iniziativa STEER): 9,6 milioni di euro;
4. Iniziative integrate (iniziativa INTEGRATED): 27,2 milioni di euro;
I soggetti beneficiari sono le organizzazioni pubbliche o private (con personalità giuridica) stabilite nell'UE (comprese
quindi le PMI).
L’Iniziativa “ALTENER - Fonti energetiche nuove e rinnovabili” include l’azione chiave: 2.2 “Bioenergia: promozione
di una maggior produzione ed utilizzo di biomassa, bioliquidi e biogas nel mercato energetico”. Per quanto riguarda la
biomassa, l’obiettivo è aumentare la fornitura locale di biomassa solida proveniente da foreste gestite in maniera
sostenibile, da residui agricoli e da materiali o rifiuti recuperati; e promuovere l’uso più efficiente in impianti di
riscaldamento o di cogenerazione.
In particolare le azioni strategiche riguardano:
 sostegno allo sviluppo di strategie nel campo delle bioenergie oltre il 2020, tenendo conto delle interazioni tra
le diverse filiere di offerta e mercati, tra cui gli alimenti, i mangimi, e la produzione industriale e di energia;
 azioni che innescano e accompagnano l'attuazione delle filiere locali di offerta delle più sostenibili risorse di
bioenergie solide: dovrebbero sfruttare le sinergie con gli altri usi dei terreni agricoli e forestali e con altri usi
delle risorse biologiche disponibili (ad esempio alimenti, mangimi, fibre e altri prodotti a base biologica);
 azioni per aumentare la produzione sostenibile di biogas e di bio-metano da residui e dagli scarti
dell’agricoltura (in particolare industria alimentare e delle bevande, acque reflue, acque di scarico e rifiuti
urbani) e il loro utilizzo per la cogenerazione, l'iniezione in rete e/o come carburante per i trasporti garantendo
al tempo stesso che siano massimizzate le sinergie con gli usi alternativi dei materiali.
L’iniziativa “INTEGRATED” combina alcune azioni delle iniziative SAVE, ALTENER e STEER, oppure azioni che si
riferiscono a determinate priorità dell’Unione europea, e che sono finalizzate ad integrare efficienza energetica e FER in
diversi settori dell’economia. Per il 2013 sono state individuate 4 azioni chiave con le seguenti priorità:
1. Energy efficiency and renewable energy use in buildings
 certificazioni energetiche come strumento guida per un cambiamento progressivo: spingere il mercato verso un
maggiore interesse nell’incremento dell’uso delle rinnovabili e delle certificazioni energetiche;
 azioni che accelerino il tasso di ristrutturazione degli edifici esistenti per realizzare edifici a consumo quasi nullo
(Nearly Zero-Energy Buildings- NZEB);
 sviluppo professionale continuo attraverso azioni che supportano la costruzione e l’adeguamento di preesistenti
strutture verso la filosofia del “consumo quasi zero negli edifici”, attraverso la creazione di competenze
professionali a larga accessibilità su tematiche quali design e management in ambito di strutture
energeticamente efficienti. Le azioni dovrebbero interessare architetti, ingegneri, sviluppatori di prodotto,
amministratori locali coinvolti nei processi decisionali ma non nell’effettivo processo di costruzione di immobili;
 azioni che prevedano il monitoraggio delle certificazioni di rendimento energetico e la loro qualità così come la
transizione del mercato verso il “consumo quasi zero negli edifici” e l’integrazione dell’efficienza energetica e
delle energie rinnovabili.
48
2. Build up Skills
 supporto ad azioni per il miglioramento o la creazione di piani di qualificazione e formazione su larga scala che
facciano riferimento al “National qualification platforms and roadmap to 2020”.
3. Local energy leadership
 azione rivolta alle pubbliche amministrazioni locali e regionali che vogliono integrare l’Energy Management
System (EMS) all’interno del loro Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) prima che venga redatto
definitivamente. Le azioni devono risultare nel PAES approvato e l’EMS operativo deve rispettare l’ISO 50001 o
altri standards riconosciuti per tutte le autorità pubbliche. Saranno anche supportati gli approcci innovativi per
piccoli gruppi di Comuni per lo sviluppo congiunto del PAES;
 azioni per accelerare l’implementazione dei PAES esistenti o di piani simili attraverso un approccio basato sul
tutoraggio tra autorità pubbliche locali e regionali più o meno esperte o attività di benchmarking che permettano
un confronto tra le autorità. Le proposte devono dimostrare in che modo riusciranno a consolidare una capacità
di apprendimento a lungo termine delle Autorità.
 azioni per facilitare l’accesso delle autorità pubbliche ai dati sull’energia per permettere una migliore
implementazione e monitoraggio dei PAES. Le azioni dovrebbero includere effettive collaborazioni tra autorità
pubbliche e uffici statistici con provider di dati energetici, in modo da seguire una condivisione regolare e
strutturata dei dati sull’energia che assistano le autorità pubbliche nell’elaborazione delle azioni;
 azioni per supportare i Comuni a tener conto di criteri di efficienza energetica e ambientali nell’acquisto di
prodotti legati all’energia compresi i veicoli.
4. Mobilising Local Energy Investments (MLEI)
 assistenza nello sviluppo di progetti rivolta a gruppi o singole autorità locali o enti pubblici che sono localizzati in
un’area geografica ben definita. L’assistenza è finalizzata a stimolare gli investimenti di piccola media
dimensione destinati a progetti legati all’energia sostenibile all’interno dell’area geografica di riferimento. I
candidati devono dimostrare all’Unione europea il valore aggiunto attraverso l’innovazione del loro approccio
organizzativo atto a mettere in moto risorse finanziarie verso progetti in energia sostenibile.
1.6.2. Fondo Europeo per l’Efficienza Energetica (European Energy Efficiency Fund - EEEF)
il Fondo Europeo per l'Efficienza Energetica è un nuovo strumento finanziario dedicato alle energie rinnovabili e
sostenibili, creato grazie al contributo della Commissione europea, della Banca Europea per gli Investimenti (BEI),
della Cassa depositi e prestiti (CDP) e da Deutsche Bank.
Il Fondo ha l’obiettivo di promuovere le iniziative in favore dell’efficientamento energetico e della produzione di energie
rinnovabili attraverso il finanziamento di progetti in tale ambito, in modo da poter raggiungere gli obiettivi fissati dal
“Pacchetto Clima Energia 20‐20‐20”. L’investimento in efficienza energetica e per progetti volti allo sviluppo delle
energie rinnovabili mira anche a ridurre le emissioni di CO2 e la dipendenza dell’UE dall’importazione di combustibili
fossili.
Le norme attraverso le quali l’Unione europea ha fornito la base giuridica del Fondo sono:
 la Comunicazione della Commissione europea dell’8 marzo 2011 “Piano di efficienza energetica 2011”;
 il Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio n° 1233 del 15 dicembre 2010 “Istituzione di un
programma per favorire la ripresa economica tramite la concessione di un sostegno finanziario comunitario a
favore di progetti nel settore dell’energia” – Allegato II “Attuazione dello strumento finanziario per progetti in
materia di energia sostenibile”.
49
A questi due provvedimenti europei è seguito il 31 marzo 2011 un accordo tra Commissione europea e Banca Europea
per gli Investimenti (BEI) per avviare il Fondo.
Il Fondo, che è gestito dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI), ha un capitale iniziale di 265 milioni di euro, di
cui:
 125 milioni di euro stanziati dalla Commissione europea;
 75 milioni di euro stanziati dalla Banca Europea per gli Investimenti;
 60 milioni di euro stanziati dalla Cassa depositi e prestiti;
 5 milioni di euro stanziati da Deutsche Bank.
La dimensione minima dei progetti finanziabili è stabilita in 5 milioni di euro, anche se possono accedere al
finanziamento i progetti di dimensioni minori, in particolare quelli che riguardano l’efficienza energetica. Inoltre è
possibile aggregare più progetti di dimensioni ridotte in modo da raggiungere un volume di investimento maggiore. Il
meccanismo prevede investimenti diretti e indiretti, attraverso l'intervento di istituti di credito intermediari. La durata
massima del finanziamento è stata fissata per un periodo di 15 anni.
Gli investimenti del Fondo sono suddivisi in tre principali categorie di progetti
1. Efficienza Energetica(EE) 70%;
2. Energia Rinnovabile(ER) 20%;
3. Trasporto Urbano Pulito 10%.
La categoria “Energia Rinnovabili include investimenti in impianti di microgenerazione da fonti di energia rinnovabile,
che solitamente fornisce meno di 50kW in relazione alla tecnologia di produzione di calore e/o energia mirata alle
utenze domestiche individuali, case di occupazione plurima, abitazioni multiple, e settori commerciali leggeri. Tali
tecnologie includono anche impianti per il riscaldamento a biomasse/biogas. Inoltre, per i progetti concernenti le
biomasse, è necessario che siano rispettate le indicazioni dettate dalla Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e
del Consiglio del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”
1.6.3. POI ENERGIA 2007-2013 Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e risparmio energetico” – Bando Biomassa
Il programma POI - Energia 2007-2013 è il risultato del lavoro di collaborazione tra il MISE, il Ministero
dell’Ambiente, le Regioni italiane Obiettivo “Convergenza”, e di un’ampia parte del partenariato economico e sociale. Il
programma POI - Energia 2007-2013 è finanziato da fondi comunitari e nazionali.
L’obiettivo generale è quello di aumentare la quota di energia consumata proveniente da fonti rinnovabili e migliorare
l’efficienza energetica, promuovendo le opportunità di sviluppo locale, integrando il sistema di incentivi a disposizione,
valorizzando i collegamenti tra produzione di energie rinnovabili, efficientamento e tessuto sociale ed economico dei
territori in cui esse si realizzano.
Le aree in cui il Programma interviene sono le Regioni Obiettivo “Convergenza”: Campania, Calabria, Puglia, e Sicilia.
La dotazione finanziaria complessiva 2007-2013 è di circa 1.6 miliardi di Euro, di cui 72,83% finanziati dal FESR
Fondo Europeo Sviluppo Regionale) e 27,17% di cofinanziamento nazionale, L’accesso ai finanziamenti avviene
attraverso procedure e bandi ad evidenza pubblica e procedure negoziali.
Il POI - Energia 2007-2013 è strutturato (come indicato dalla Decisione della Commissione europea C(2012)/9719 del
19 dicembre 2012) in assi prioritari e nelle relative attività di intervento. Gli interventi finalizzati alla produzione e
50
all’utilizzo di biomassa rientrano nell’Asse I “Produzione di energia da fonti rinnovabili” - Attività 1.1 “Interventi di
attivazione di filiere produttive che integrino obiettivi energetici e obiettivi di salvaguardia dell’ambiente e sviluppo del
territorio”
In tale contesto, il MISE ha approvato il 13 dicembre 2011 il Decreto Ministeriale “Bando per interventi di
attivazione di filiere produttive delle biomasse” (secondo la linea di attività 1.1 del POI Energie rinnovabili e
risparmio energetico 2007-2013”) che disciplina i termini, le modalità e le procedure per la concessione ed erogazione
delle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione, rafforzamento e
sostegno di filiere delle biomasse che integrino obiettivi energetici di salvaguardia dell'ambiente e sviluppo del territorio
attraverso il riutilizzo e la valorizzazione delle biomasse.
L’articolo 6 stabilisce che i programmi di investimento devono essere realizzati nell’ambito di una unità produttiva
ubicata nelle aree dell’Obiettivo Convergenza (Campania, Calabria, Puglia, Sicilia), ed essere riconducibili alle seguenti
tipologie:
- realizzazione di nuove unità produttive;
- ampliamento di unità produttive esistenti;
- diversificazione della produzione di un'unità produttiva in nuovi prodotti/servizi aggiuntivi;
- cambiamento fondamentale del processo di produzione complessivo di un'unità produttiva esistente.
L’articolo 7 definisce, invece, le caratteristiche degli impianti, stabilendo che gli impianti per la produzione di energia
e di biocarburante devono:
1. appartenere alle seguenti tipologie:




impianti di cogenerazione (produzione combinata di energia elettrica ed energia termica per riscaldamento) e
trigenerazione (produzione combinata di energia elettrica ed energia termica per riscaldamento e
raffreddamento), alimentati da biomasse legnose (cippato, pellet, legna), biocombustibili liquidi (olio vegetale),
biogas o dalla frazione organica dei rifiuti solidi urbani (provenienti da raccolta differenziata);
impianti di produzione di energia termica associati ad una rete di teleriscaldamento/teleraffrescamento,
alimentati da biomasse legnose (cippato, pellet, legna), biocombustibili liquidi (olio vegetale) o biogas;
impianti di produzione di biocarburanti (biodiesel e bioetanolo) di prima e seconda generazione;
impianti di produzione di biometano.
2. essere alimentati, per almeno il 30 per cento, da biomasse da filiera corta (fatti salvi eventuali limiti più restrittivi
previsti dalla normativa regionale del territorio in cui si localizza il programma di investimento proposto);
3. essere alimentati, per almeno il 70 per cento, da biomasse prodotte dalla società proponente ovvero da soggetti
facenti parte della compagine sociale o consortile del soggetto proponente;
4. prevedere a regime:

una potenza superiore ad 0,65 MWe ed inferiore a 4 MWe, per gli impianti di cogenerazione e trigenerazione;

una potenza superiore a 3 MWt ed inferiore a 20 MWt, per gli impianti di produzione di energia termica
associati ad una rete di teleriscaldamento/teleraffrescamento;
una energia (contenuta nelle materie prime ottenute) superiore a 9.000 MWh/anno (equivalenti a 32.400
GJ/anno) per gli impianti di produzione di biocarburanti e biometano.

5. essere dotati di un sistema di rilevazione continua delle immissioni in aria e nell'ambiente;
51
6. essere coerenti con il Piano Energetico Ambientale della regione interessata dal programma di investimento;
7. essere dotati, relativamente ai soli impianti di cogenerazione, della strumentazione necessaria per la rilevazione
degli elementi utili a verificare il rispetto dei valori limite concernenti l'Indice di Risparmio di Energia (IRE) e il Limite
Termico (LT) stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
I soggetti beneficiari sono Società di persone e/o di capitali, Consorzi con attività esterna, Società consortili, Società
cooperative. I soggetti beneficiari devono rappresentare l'intera filiera delle biomasse. I soggetti produttori di biomasse
possono far parte della compagine sociale o consortile di un solo soggetto richiedente le agevolazioni.
Il soggetto gestore è Invitalia SpA, l'Agenzia nazionale per l'attrazione degli investimenti e lo sviluppo d'impresa, che
agisce su mandato del Governo per accrescere la competitività del Paese, in particolare del Mezzogiorno.
La dotazione finanziaria iniziale del bando è di 100 milioni di euro, a cui sono stati aggiunti ulteriori 15 milioni di
euro, come stabilito dal Decreto del MISE del 27 febbraio 2013 “Integrazione dotazione finanziaria bando biomasse”.
Inoltre, una quota massima di 70 milioni della dotazione finanziaria complessiva è destinata alla creazione di un Fondo
Rotativo per erogare i finanziamenti agevolati.
L’impresa proponente deve coprire almeno il 25% del totale delle spese ammissibili. Le agevolazioni a copertura della
quota parte di investimento ammissibile non finanziata dal soggetto proponente con mezzi propri sono concesse nella
forma di contributo in conto impianti e di finanziamento agevolato nelle seguenti proporzioni:
- grandi imprese 20% contributo e 80% finanziamento agevolato;
- medie imprese 33% contributo e 67% finanziamento agevolato;
- piccole imprese 53% contributo e 47% finanziamento agevolato.
Il finanziamento agevolato ha durata massima di 8 anni, oltre un periodo di utilizzo e preammortamento commisurato
alla durata del programma, e sono ammessi alle agevolazioni i programmi il cui importo complessivo delle spese
ammissibili non sia inferiore a 2 milioni di euro e non sia superiore a 25 milioni di euro.
Infine, il MISE, con il Decreto del 22 marzo 2013, ha approvato la graduatoria dei programmi ammissibili alle
agevolazioni previste dal “Bando Biomassa”.
1.6.4. Il Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)
L’Italia negli ultimi anni ha introdotto specifiche normative incentivanti le fonti rinnovabili, in particolare per il rilancio
del settore agro-energetico, e dunque per lo sviluppo della biomassa. In questo modo l’attività agricola contribuisce
attivamente alla riduzione del fabbisogno energetico attraverso lo sviluppo delle energie da biomassa, quali i prodotti e
i sottoprodotti derivanti dall’agricoltura.
Con il Regolamento (CE) 1698 del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo
Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, il Consiglio dell’Unione europea ha avviato la programmazione sullo sviluppo
rurale, definendone gli obiettivi prioritari, e prevedendo risorse per il periodo 2007 – 2013.
Tale programmazione si è concretizzata con la presentazione, nel giugno del 2006, del Piano d’Azione dell’Ue per le
Foreste (PAF). Questo Piano presenta 4 Obiettivi prioritari nazionali, articolati in 18 Azioni chiave e 53 Attività.
Nell’Obiettivo 1 sono compresi anche interventi finalizzati all’impiego della biomassa, concretizzati nell’Azione chiave
4: “Promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la produzione di energia”.
52
Sulla base del Piano d’Azione per le foreste dell’Ue, l’Italia ha approvato il 18 dicembre 2008 il "Programma Quadro
per il Settore Forestale" (PQSF), proposto dal Ministero delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali e dal Ministero
dell'Ambiente.
All’interno del PQSF è stata identificata l’Azione chiave A.5: “Promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la
produzione di energia” (corrispondente all’Azione chiave 4 del Piano d’Azione per le foreste dell’Ue), che le Regioni
attuano attraverso il Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013. L’Azione chiave A.5 è suddivisa nelle misure di
seguito elencate:
- Misura 121: Ammodernamento delle aziende agricole;
- Misura 123: Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli e forestali;
- Misura 124: Cooperazione per lo sviluppo di nuovi prodotti, processi e tecnologie nel settore agricolo e
alimentare;
- Misura 222: Primo impianto di sistemi Agroforestali su terreni agricoli;
- Misura 311: Diversificazione verso attività non agricole;
- Misura 312: Sostegno alla creazione e allo sviluppo di microimprese;
- Misura 321: Servizi essenziali per l’economia e la popolazione rurale.
 Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013 della Regione Lazio
Sulla base del Regolamento (CE)1698 del 20 settembre 2005 e del "Programma Quadro per il Settore Forestale"
(PQSF), la Regione Lazio ha adottato il “Programma di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013”, che è stato approvato
prima dal Comitato Sviluppo Rurale della Commissione europea il 19 dicembre 2007, e poi formalmente con la
Decisione della Commissione europea (C)2008 n° 708 del 15 febbraio 2008. Tale programma è stato successivamente
modificato in quanto è stata inserita una rimodulazione delle risorse finanziarie fra alcune Misure: la versione
consolidata con i relativi allegati è stata definitivamente approvata dalla Commissione europea con la Decisione
(C)2013 n° 375 del 24 gennaio 2013 “Approvazione della revisione del Programma di Sviluppo Rurale della Regione
Lazio per il periodo di programmazione 2007-2013, e modifica la decisione della Commissione C(2008)708 del
15/02/2008 recante approvazione del programma di sviluppo rurale”.
Nel PSR 2007-2013 del Lazio vengono definiti gli obiettivi generali (Assi) e le linee di intervento (Misure/Azioni), le
priorità tematiche e gli indirizzi programmatici attraverso i quali si intende favorire l'efficacia degli interventi attivati.
L'attività di programmazione è sostenuta da uno specifico piano di finanziamento in cui viene indicata la ripartizione
per Assi e per Misure delle risorse pubbliche totali. Il programma del PSR Lazio 2007-2013 si articola in 4 Assi.
Di seguito vengo illustrati i contenuti degli Assi e delle relative Misure/Azioni riguardanti i finanziamenti degli interventi
finalizzati allo sviluppo delle bioenergie.
ASSE I: Miglioramento della competitività del settore agricolo e forestale - Misura 121 “Ammodernamento delle
aziende agricole”
Riferimenti normativi:
 Regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del
Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 20 e 26;
 Regolamento CE/1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del
regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo
Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 17 e Allegato 2, punto 5.3.1.2.1.
53
La Misura è orientata a migliorare il rendimento economico e aumentare la competitività delle imprese agricole laziali
attraverso l’ammodernamento delle strutture e l’introduzione di tecnologie innovative. In particolare, intende favorire gli
interventi aziendali per la riconversione produttiva e il risparmio energetico, anche attraverso investimenti finalizzati
alla produzione di energia da fonti rinnovabili ed alla coltivazione di biomassa per finalità energetiche. In particolare,
per gli investimenti relativi alla produzione di energia da fonti rinnovabili sono ammissibili esclusivamente gli impianti
volti alla produzione di energia termica e/o elettrica che utilizzano materiale organico di origine vegetale o animale
proveniente per almeno i 2/3 dall’azienda.
Per quanto riguarda la produzione di energia da biomassa, il sostegno è concesso per le seguenti tipologie di
investimento:
 realizzazione di impianti per la produzione di energia basata su fonti rinnovabili (energia idroelettrica, solare,
eolica e da biomasse), ivi compresi i sottoprodotti ed i residui della lavorazione provenienti dalla attività
agricola;
 realizzazione di nuovi impianti di colture arboree ed arbustive poliennali permanenti, inclusi quelli finalizzati
alla produzione di biomasse da impianti forestali a rapido accrescimento (Short Rotation Forestry), o
adeguamento dei preesistenti (riconversioni o rinfittimenti) attraverso interventi volti all’introduzione di nuove
cultivar, di nuovi sistemi di allevamento e/o di raccolta nelle colture arboree, di adattamento dei sesti
d’impianto, ecc..
Sono previsti finanziamenti: in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile
o in alternativa, in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da istituti di credito.
Finanziamento
Spesa pubblica totale: euro 136.561.926
di cui FEASR: euro 61.349.626
ASSE I: Miglioramento della competitività del settore agricolo e forestale - MISURA 123 “Accrescimento del valore
aggiunto dei prodotti agricoli e forestali”
 Regolamento (CE)1698/2005 Del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte
del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 28;
 Regolamento (CE) n°1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del
regolamento (CE)1698-2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo
Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 19 e Allegato 2, punto 5.3.1.2.3.
La Misura è finalizzata all’incremento del valore aggiunto dei prodotti del settore primario agricolo e forestale attraverso
investimenti materiali ed immateriali per l’ammodernamento ed il miglioramento dell’efficienza delle imprese laziali
operanti nella lavorazione, trasformazione e/o commercializzazione dei prodotti favorendo, in particolare, lo sviluppo di
nuovi prodotti e l’introduzione di tecnologie innovative, in una logica di riduzione degli impatti ambientali.
Questa Misura è sotto-divisa in due Azioni: l’Azione 1 “Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli”, e
l’Azione 2 “Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti forestali”. Nell’Azione 2 sono inclusi gli interventi finalizzati
a favorire lo sviluppo di nuove forme di utilizzazione della produzione primaria quali la produzione di energia
rinnovabile da biomasse agricole e forestali, compreso il recupero e lo smaltimento di sottoprodotti di provenienza agroindustriale.
In particolare la tipologia degli interventi ammissibili riguarda:
54



realizzazione, acquisizione, ristrutturazione, ampliamento ed adeguamento delle strutture di condizionamento,
trasformazione, e/o commercializzazione, stoccaggio dei prodotti forestali delle imprese di trasformazione del
legno, ivi compresi impianti alimentati a biomasse legnose commisurati al fabbisogno energetico delle singole
imprese, nel rispetto e nella tutela dell’ambiente;
realizzazione di linee di prima lavorazione, trasformazione, condizionamento e confezionamento di prodotti
forestali delle imprese di trasformazione del legno, mediante acquisto di macchine ed attrezzature nuove di
fabbrica, con relativi programmi;
acquisto di macchine per la raccolta e riduzione dei residui legnosi di piccole e medie dimensioni da destinare
alla produzione di biomasse.
Sono previsti finanziamenti: in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile
o in alternativa, in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da Istituti di Credito.
Finanziamento
di cui FEASR : euro 32.883.220
ASSE II: MIGLIORAMENTO DELL’AMBIENTE E DELLO SPAZIO RURALE - MISURA 221 “PRIMO IMBOSCHIMENTO
DI TERRENI AGRICOLI”
Le finalità comprese nell’Asse II riguardano in particolare la valorizzazione del sistema agroforestale quale produttore di
biomassa e risorsa per il miglioramento della qualità dell’aria. Rientrano, quindi, nell’Asse la diffusione di pratiche
forestali compatibili, l’orientamento all’estensivizzazione delle produzioni e la produzione di biomasse a fini energetici
quale strumento per incrementare il livello di soddisfazione degli obiettivi di Kyoto.
del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 36 e 43;
 Regolamento (CE)1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del
regolamento (CE) 1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo
Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 30 e 31, e Allegato 2, punto 5.3.2.2.1.
La Misura prevede la realizzazione di nuovi imboschimenti aventi finalità differenti da realizzarsi su terreni agricoli, e
tra gli obiettivi è compreso quello di favorire l’aumento della produzione di biomassa per scopi energetici.
Il sostegno per gli investimenti può essere ascritti a tre diverse tipologie:
- contributo alle spese di impianto;
- premio annuo per i costi di manutenzione delle superfici imboschite per un periodo non superiore ai cinque
anni;
- premio annuo di compensazione delle perdite di reddito derivanti dall’imboschimento per un periodo non
superiore ai 15 anni.
Finanziamento
ASSE III: Qualità della vita nelle zone rurali e diversificazione dell’economia rurale
MISURA 311 “Diversificazione verso attività non agricole”
55
La Misura, che intende perseguire la diversificazione delle attività agricole svolte dalle aziende in modo da permettere
un’integrazione del reddito attraverso l’attuazione di attività normalmente considerate non agricole, è articolata in
quattro Azioni che prevedono investimenti da realizzare nell’azienda agricola finalizzati alla produzione di beni e servizi.
In particolare, l’Azione 4 “ Sostegno alla produzione di energia da FER” – sulla base delle priorità indicate dall’articolo
16 bis del Regolamento (CE)1698/2005 - prevede interventi specifici finalizzati allo sviluppo delle biomasse, quali:
 produzione di energia rinnovabile da biomasse agricole/forestali;
 impianti/infrastrutture per l'energia rinnovabile di biomassa;
 produzione di biogas da rifiuti organici (produzione aziendale e locale).
Sono previsti finanziamenti in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile,
e in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da Istituti di Credito
Tasso di partecipazione comunitario
La partecipazione del FEASR sulle risorse ordinarie è pari al 44% della spesa pubblica
La partecipazione del FEASR sulle risorse Health Check5 è pari al 60% della spesa
Finanziamento
di cui risorse Health Check: euro 1.633.775
di cui risorse Health Check: euro 980.265
ASSE III: Qualità della vita nelle zone rurali e diversificazione dell’economia rurale - MISURA 321 “Servizi essenziali
per l’economia e la popolazione rurale”
Riferimenti normativi
del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 56;
 Regolamento CE/1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del
regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo
Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, Allegato 2, punto 5.3.3.2.1..
L’obiettivo della Misura è quello di promuovere iniziative capaci di sviluppare servizi che possano migliorare la qualità
della vita nelle zone rurali ed incrementare l’attrattività in termini economici per le generazioni future. Tra queste
iniziative è prevista la promozione dell’utilizzo di fonti di energia rinnovabili, in particolare la bioenergia.
Il sostegno è concesso nella forma di contributo a fondo perduto.
Tra le operazioni finanziate con risorse ordinarie sono previsti investimenti per :
1. la realizzazione di impianti termici e cogenerativi alimentati a biomasse;
2. la realizzazione di impianti per la produzione di energia da altre fonti rinnovabili da riutilizzare in strutture o
edifici pubblici, compresi le macchine e le attrezzature per la raccolto ed il trasporto della biomassa, con
priorità per gli interventi di cogenerazione.
5
Il documento “Health Check”, prodotto dalla Commissione europea è un’analisi dell’effettivo stato di salute della Politica Agricola Comune. Il
documento introduce novità in merito alle procedure dei finanziamenti, e inserisce quattro nuove priorità da realizzare attraverso la politica dello
sviluppo rurale: cambiamenti climatici e il rispetto del protocollo di Kyoto; energie rinnovabili; gestione delle risorse idriche; biodiversità.
56
Tra le operazioni finanziate con risorse Health Check (“Stanziamenti supplementari stabiliti dall’articolo 69,
paragrafo 5 bis, del regolamento (CE)1698/2005- regioni non convergenza”) sono previsti investimenti per:
1. la realizzazione di impianti termici e cogenerativi alimentati a biomasse;
2. la realizzazione di impianti per la produzione di energia da altre fonti rinnovabili da riutilizzare in strutture o
edifici pubblici, compresi le macchine e le attrezzature per la raccolto ed il trasporto della biomassa, con
priorità per gli interventi di cogenerazione ;
3. per la realizzazione di piccole reti per la distribuzione della bioenergia.
Gli interventi previsti ai punti 2 e 3 non possono superare la potenza di 1 MW e la biomassa deve essere di provenienza
locale.
Tasso di partecipazione comunitario
La partecipazione del FEASR è pari al 44 % della spesa pubblica.
La partecipazione del FEASR sulle risorse Health Check/Banda larga è pari al 60% della spesa pubblica ritenuta
ammissibile.
Finanziamento

L’attuazione del Piano di Sviluppo Rurale 2007-2013 della Regione Lazio
La Regione Lazio, con la Deliberazione della Giunta regionale n° 412 del 30 maggio 2008 e la successiva
Deliberazione di Giunta n° 723 del 17 ottobre 2008, ha approvato i bandi pubblici per l’attuazione delle seguenti
Misure: Misura 121 “Ammodernamento aziende agricole”; Misura 123 “Accrescimento valore prodotti agricoli e
forestali”; Misura 311- Azione 4 “Sostegno alle Fonti Energetiche Rinnovabili”. Nell’Allegato 1 alla Deliberazione
412/2008 vengono indicate le disposizioni per l’attuazione degli investimenti per la produzione di energia da fonti
rinnovabili (tipologie di investimento, spese ammissibili, ecc.).
Con la Deliberazione della Giunta regionale n° 654 del 7 agosto 2009 sono stati approvati i bandi pubblici per
l’attuazione delle Misure ad investimento Asse III, tra cui anche la Misura 321 “Servizi essenziali per l’economia e la
popolazione rurale”.
Infine, con la Determinazione n° C1895 del 5 agosto 2010 è stato approvato il bando pubblico per l’attuazione della
misura 221 “Primo imboschimento dei terreni agricoli.

Il programma comunitario Leader
All’interno del Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013, l’Asse IV è dedicata all’attuale impostazione del
programma comunitario Leader, le cui priorità sono applicabili esclusivamente in tutte le aree rurali ad esclusione dei
soli “poli urbani”. Il programma Leader è caratterizzato da diversi elementi, definiti dall’articolo 61 del Regolamento
(CE) 1698/2005, tra i quali:
- strategie di sviluppo locale territoriali destinate a territori rurali ben definiti, di livello sub-regionale;
- Partenariato Pubblico Privato sul piano locale - “Gruppi di Azione Locale (GAL);
- realizzazione di approcci innovativi;
- collegamento in rete di più partenariati locali.
57
Le strategie di sviluppo locale vengono progettate ed attuate dai GAL attraverso i Piani di Sviluppo Locale (PSL)
approvati dalla Regione, e i Piani di Azione Locale (PAL). Gli obiettivi specifici di Leader riguardano il rafforzamento
della capacità progettuale e gestione locale, e la valorizzazione delle risorse endogene dei territori. In particolare Leader
è fortemente indirizzato verso gli obiettivi della qualità della vita nelle aree rurali e della diversificazione dell’economia
rurale.
E’ evidente, quindi, come Leader possa assumere per la Regione Lazio un’importanza strategica nello sviluppo delle
aree rurali in supporto alla strategia complessiva del PSR 2007 – 2013. Pertanto la Regione Lazio ha previsto di
attuare Leader su quasi tutte le Misure del PSR 2007 – 2013, comprese le Misure 121, 123, 221, 311, e 321
relative ad investimenti in aziende agricole per la realizzazione di impianti e relative attività connesse per la produzione
di energia da fonti rinnovabili, in particolare da bioenergia.
La Regione Lazio, in tale contesto, ha indetto il “Bando Asse IV Leader - Programma di Sviluppo Rurale Lazio 20072013” (Deliberazione n° 359 del 15 maggio 2009). Le risorse disponibili per l’attuazione dell’Asse IV, sono quelle
previste dal piano finanziario del Programma di Sviluppo Rurale 2007/20013 ed ammontano a euro 39.325.091. Il
tasso di partecipazione del FEASR è del 44% per le Misure di tutti gli Assi.
La spesa pubblica nazionale è così ripartita:
− misure degli assi I e III - STATO 70%, Regione 30%;
− misure dell’asse II - STATO 100%.
1.6.5. Il Fondo Europeo di Sviluppo Regionale (FESR): “Programma Operativo Regionale (POR) Lazio 2007-2013
Il 2 ottobre 2007 la Commissione europea ha approvato il Programma Operativo Regionale (POR) Lazio, cofinanziato
dal FESR (Fondo Europeo di Sviluppo Regionale) nell’ambito dell’obiettivo comunitario “Competitività regionale e
occupazione" e valido per il periodo 1 gennaio 2007 - 31 dicembre 2013.
I beneficiari sono la Regione Lazio, gli enti locali territoriali, le PMI singole e associate, le agenzie regionali, e altri
soggetti pubblici.
Il 28 marzo 2012 la Commissione europea, con la Decisione n°1659/2012, ha approvato la revisione del POR FESR
Lazio 2007-2013 che, così riprogrammato, prevede un aumento delle risorse per la competitività delle imprese e
l’agenda digitale (70 milioni di euro) e per le energie rinnovabili (60 milioni di euro).
Il totale degli investimenti del POR FESR Lazio 2007-2013 ammonta a 743,5 milioni di euro per il periodo 20072013, di cui:
- quota comunitaria: euro 371.756.338;
- quota nazionale: euro 371.756.338 (di cui quota Stato: euro 357.758.630, e quota Regione: euro
13.997.708).
Tali risorse sono ripartite i tra i cinque Assi prioritari:
- Asse I - Ricerca innovazione e rafforzamento della base produttiva: 325,6 milioni di euro;
- Asse II - Ambiente e prevenzione dei rischi: 219,9 milioni di euro;
- Asse III - Accessibilità: 90,5 milioni di euro;
- Asse IV - Assistenza tecnica: 27,5 milioni di euro;
- Asse V - Sviluppo urbano e locale: 80 milioni di euro.
All’interno del POR FESR Lazio 2007-2013 gli investimenti pubblici e privati finalizzati allo sviluppo della produzione
di energia da fonti rinnovabile sono compresi nell’ASSE II-Attività II.1 “Promozione dell'efficienza energetica e della
58
produzione di energie rinnovabili”, che prevede investimenti anche per la realizzazione e la diffusione di impianti di
produzione di energia da biomassa, come stabilito dall’Allegato IV “Categorie di spesa”, del Regolamento (CE) n°
1083/2006 del Consiglio Europeo dell'11 luglio 2006.
La Regione Lazio, di conseguenza, ha reso attuativa la programmazione finanziaria definita dal POR FESR attraverso il
bando “POR FESR Lazio 2007-2013 - Obiettivo Competitività regionale e occupazione. Attuazione dell’Attività II.1
“Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili”. Approvazione dell’avviso pubblico per
la presentazione di richieste di contributo. Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energia
rinnovabili”. (Determinazione del Direttore della Direzione regionale Ambiente n° 2016 del 19 maggio 2009, BUR n°
21 del 6 giugno 2009)
Le risorse stanziate dal bando sono pari a 10 milioni di euro, e possono accedere ai contributi:
- le microimprese e le piccole e medie imprese (PMI), singole o aggregate;
- i consorzi (anche in forma cooperativa), alle condizioni stabilite dal bando.
I programmi d’investimento riguardano due tipologie di interventi: a) efficienza energetica, cogenerazione e gestione
energetica, e b) produzione di energia da fonti rinnovabili, che include anche gli impianti di produzione di energia
alimentati a biomassa, a biogas o a biocarburanti e sistemi ad essi correlati.
Per la fase operativa della programmazione, l’intermediario per la Regione Lazio è Sviluppo Italia SpA.
1.7. Il dissenso per le centrali a biomasse
Negli ultimi anni, interessati dalla forte espansione degli impianti di produzione di energie rinnovabili trainata dagli
incentivi pubblici, si registra una crescente opposizione alla realizzazione di impianti a biomasse. Tra le principali
motivazioni che alimentano le proteste figurano l’impatto sul paesaggio, gli effetti sulla salute, la modifica o il
depauperamento dell’ambiente, le possibili ripercussioni sullo sviluppo del territorio.
1.7.1. Effetto Nimby sulle biomasse: i risultati dell’edizione 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum
In base ai dati dell’ottavo rapporto del Nimby Forum6, l’Osservatorio che, attraverso il monitoraggio dei media, effettua
il censimento delle opere di pubblica utilità e degli insediamenti industriali oggetto di opposizione, nel corso del 2012
le infrastrutture contestate sono state 354 (erano 331 nel 2011) delle quali 322 (il 91% delle infrastrutture
contestate) rientrano nei settori energetico e rifiuti, due settori di riferimento per le biomasse.
Le infrastrutture del settore energetico contestate sono state 222 (il 63% del totale) tra impianti per la produzione di
energia elettrica, elettrodotti, gasdotti, impianti per lo stoccaggio del gas e rigassificatori. Le infrastrutture contestate
nel settore dei rifiuti sono state invece 100 (il 28% del totale) tra impianti per il trattamento di rifiuti speciali e urbani,
termovalorizzatori e discariche per rifiuti urbani.
6
Nimby Forum, promosso dall’associazione no profit Aris, Agenzia di Ricerche Informazione e Società, attivo dal 2004, è un progetto di ricerca e
di divulgazione che analizza l’evoluzione della cosiddetta sindrome Nimby sul territorio nazionale.
59
Tabella 1.23. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Tipologie di impianti contestati
Numero
Impianto per la produzione di energia elettrica
%
192
54,2%
46
13,0%
Termovalorizzatore
28
7,9%
Discarica RU
26
7,3%
Rifiuti (altro)
(a)
(b)
23
6,5%
Infrastruttura stradale
17
4,8%
Infrastruttura generica
7
2,0%
Rigassificatore
7
2,0%
Altro
5
1,4%
Infrastruttura ferroviaria
3
0,8%
Energia (altro)
(c)
Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Rapporto 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum
(a)
(b)
(c)
Impianti per il trattamento di rifiuti speciali e urbani diversi da discariche e termovalorizzatori (compostaggio, gassificatori, ecc.).
Elettrodotti, gasdotti, impianti di stoccaggio gas.
Impianti afferenti al comparto industriale (cementifici, impianti per il trattamento oli, impianti di estrazione, ecc.).
Per quanto riguarda il settore energetico gli impianti per la produzione di energia elettrica da fonti convenzionali e
rinnovabili (centrali termoelettriche e idroelettriche, parchi eolici e fotovoltaici e impianti a biomasse) contestati sono
stati 192 e rappresentano il 54,2% del totale infrastrutture contestate. Rispetto alla dimensione degli impianti, nel
Rapporto si riporta che tra questa tipologia di opere vi sono alcuni grandi impianti di produzione e numerosi piccoli
impianti di potenza inferiore a 1 MW elettrico.
In questo ambito sono particolarmente numerosi gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Si tratta di
176 impianti, che rappresentano poco meno di un terzo delle infrastrutture contestate ma ben il 92% degli impianti
per la produzione di energia elettrica, tra i quali rientrano ben 108 impianti alimentati a biomasse.
Tabella 1.24. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Impianti per la produzione di energia elettrica contestati per tipologia di
impianto
Tipologia di impianto
Numero
Impianti a biomasse
%
108
56,3
Centrale idroelettrica
32
16,7
Parco Eolico
32
16,7
Parco Fotovoltaico
4
2,1
Centrale a metano
10
5,2
Centrale a carbone
6
3,1
192
100,0
176
91,7
16
8,3
TOTALE
Di cui:
Impianti da fonti rinnovabili
Impianti convenzionali
Per quanto riguarda le motivazioni che animano gli oppositori, principalmente Comitati, soggetti politici locali e i
Comuni, la prima motivazione di contrarietà individuata dall’Osservatorio Nimby Forum è la preoccupazione per gli
effetti negativi degli impianti sull’ambiente con una percentuale del 37%. Seguono le carenze procedurali e lo scarso
coinvolgimento dei soggetti (15%), gli effetti sulla qualità della vita (13%), gli effetti sulla salute (12%) e quelli legati
all’inquinamento (9%).
60
Tabella 1.25. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Motivazioni espresse contro l'impianto
%
Impatto sull'ambiente
37,3%
Carenze procedurali/coinvolgimento
15,5%
Effetti sulla qualità della vita
13,3%
Effetti sulla salute
12,0%
Inquinamento
8,7%
Mancanza sostenibilità economica
4,2%
Interessi economici/illeciti
3,8%
Viabilità
2,7%
Motivazioni estetiche
2,5%
Nel rapporto 2012 vengono riportati anche i dati relativi alle motivazioni contrarie per settore. Per quanto riguarda
l’intero comparto energetico (222 opere contestate tra impianti per la produzione di energia elettrica, elettrodotti,
gasdotti, impianti per lo stoccaggio del gas e rigassificatori) la prima motivazione è ancora la preoccupazione per gli
effetti negativi degli impianti sull’ambiente, con una percentuale del 37% (la stessa rilevata rispetto al dato
complessivo). Inoltre, in questo comparto, rispetto al dato complessivo aumenta la preoccupazione per le carenze
procedurali e lo scarso coinvolgimento e per l’inquinamento, mentre perdono peso la preoccupazione per gli effetti sulla
qualità della vita e sulla salute.
Tabella 1.26. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Motivazioni contrarie correlate ai settori
Comparto energetico
Rifiuti
Infrastrutture
(a)
Altro
37,5%
Impatto sull'ambiente
36,9%
39,9%
34,0%
Carenze procedurali/coinvolgimento
18,6%
9,2%
13,4%
3,2%
Effetti sulla qualità della vita
12,9%
14,0%
13,9%
12,5%
Effetti sulla salute
9,9%
20,0%
3,8%
28,1%
Inquinamento
9,0%
8,0%
7,6%
15,6%
Mancanza sostenibilità economica
3,6%
3,1%
10,5%
-
Interessi economici/illeciti
4,2%
2,9%
3,8%
3,1%
Viabilità
2,0%
1,8%
8,8%
-
Motivazioni estetiche
2,9%
1,1%
4,2%
-
(a)
Impianti afferenti al comparto industriale (cementifici, impianti per il trattamento oli, impianti di estrazione, ecc.).
Rispetto alla distribuzione territoriale delle infrastrutture contestate, il 30% degli impianti contestati si trova localizzato
nelle regioni del Nord Est.
Grafico 1.25. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Distribuzione degli impianti contestati per area geografica
Sud
20%
Isole
6%
Nord Ovest
20%
Nord Est
30%
Centro
24%
61
Un altro 24% è localizzato nelle regioni del Centro tra i quali sono compresi 19 impianti localizzati nel Lazio (per i
dettagli vedi tavola 1.1. Il Lazio è inoltre attraversato da un'altra opera contestata: il gasdotto Brindisi-Minerbio (Bo),
tratta Sulmona-Foligno.
In questo quadro per superare le opposizioni e le diffidenze risulta fondamentale un percorso partecipato con i comitati
dei cittadini, le istituzioni e tutti gli stakeholder del territorio per intraprendere le opportune azioni d’informazione
basate sulla trasparenza e sul dialogo, per creare un clima di reciproca fiducia tra l’impresa/ente e i cittadini. Chiara
prova sono i casi studio descritti nel presente manuale ed il percorso attuativo adottato.
Tavola 1.1. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Gli impianti contestati nel Lazio
1.7.2. Il progetto “Enerscapes”
L’Unione europea, per comprendere e gestire il dissenso dei territori sugli effetti negativi sul paesaggio, prodotti da una
diffusione non regolata degli impianti per la produzione di energia rinnovabile, ha finanziato il progetto europeo
“Enerscapes”.
Il progetto è costruito sulla base di un partenariato tra sette paesi (Italia, Spagna, Francia, Slovenia, Grecia, Malta e
Cipro) e risponde all’asse 2 del programma MED per la protezione dell’ambiente e la promozione dello sviluppo
sostenibile. E in particolare al sotto-obiettivo 2.1. “protezione e valorizzazione delle risorse naturali e del patrimonio
culturale”.
L’obiettivo del progetto “Enerscapes”, è evitare gli effetti negativi che una diffusione non regolata delle fonti di energia
rinnovabili (FER) potrebbe avere sui territori e sui paesaggi del Mediterraneo. I paesi del Mediterraneo sono infatti
caratterizzati da paesaggi unici e siti di patrimonio culturale. Coordinando pianificazione energetica e pianificazione
territoriale i partner del progetto Enerscapes si propongono di identificare delle strategie che tengano in considerazione
gli aspetti ecologici, paesaggistici e culturali durante la fase di attuazione delle politiche di promozione delle FER.
Il progetto intende costruire una base comune fondata su buone pratiche e soluzioni normative per definire una
metodologia di valutazione e regole comuni, mantenendo una prospettiva di salvaguardia ambientale e paesaggistica
62
nell’introduzione delle FER nell’area del Mediterraneo. Vengono affrontate le problematiche dell’impatto sull’ambiente
e della gestione integrata dei territori per trovare una metodologia utile che sappia bilanciare gli aspetti legati allo
sviluppo economico e delle FER e la salvaguardia del paesaggio e dei territori. Tale progetto ha inteso sperimentare
processi di governance locale che, alla luce delle cornici legislative e urbanistiche esistenti, riescano a integrare
energia e paesaggio, facendo dialogare gli strumenti della pianificazione energetica con quelli del governo del territorio,
attraverso la definizione e la validazione di scenari futuri e l’elaborazione di Piani di Azione Locale.
Il punto di partenza del progetto è stato la condivisione e il confronto del quadro normativo e urbanistico dei diversi
Paesi e territori coinvolti, su cui si sono basate le analisi territoriali che hanno messo in luce le specificità, i punti di
forza e debolezza, le opportunità e i rischi delle aree pilota selezionate.
Le analisi territoriali hanno poi contribuito a costruire degli scenari possibili di sviluppo per ogni area, che sono stati
valutati e selezionati, per arrivare infine, in seguito a processi di partecipazione, alla definizione dei Piani di Azione
Locale per lo sviluppo delle energie rinnovabili nel rispetto del paesaggio dell’area del Mediterraneo.
La Regione Lazio partecipa al progetto “Enerscapes” in qualità di partner attraverso l’Area Pianificazione Paesistica e
Territoriale della Direzione Territorio, Urbanistica, Mobilità e Rifiuti. L’Ente si è fatto promotore del progetto di
cooperazione territoriale del programma Spazio Med con l’obiettivo primario di creare un processo virtuoso che, a
partire dalle elaborazioni condotte per il Piano Territoriale Paesaggistico Regionale (PTPR), sviluppasse i temi
dell’utilizzo delle energie rinnovabili e degli effetti della realizzazione degli impianti sul territorio e sul paesaggio da
una parte e dall’altra, attraverso un processo di gestione partecipata e condivisa, per condurre a risultati in termini di
implementazione della conoscenza, da riversare nella stessa attività pianificatoria e programmatoria della
Amministrazione.
Al fine di acquisire gli strumenti e la conoscenza utili alla valutazione degli effetti derivanti dalla diffusione di impianti
alimentati da fonti di energia rinnovabili nel paesaggio, i Piani di Azione sono stati sviluppati in ambiti territoriali
“pilota” interessati da beni paesaggistici e quindi particolarmente sensibili alle trasformazioni del quadro
paesaggistico.
Preliminarmente quindi sono stati individuati due contesti territoriali caratterizzanti il paesaggio laziale con peculiarità
e problematiche diverse: l’ambito territoriale della Pianura Pontina, caratterizzato dalla commistione tra il paesaggio
agrario della bonifica e il paesaggio degli insediamenti, e l’ambito territoriale della “Tuscia Romana” caratterizzato dal
rapporto tra paesaggi naturali e uso agro forestale. Per entrambe le aree di studio è stata avviata una approfondita
analisi territoriale conclusasi con la redazione del “Piano di Azione Locale” che ha consentito di affinare la metodologia
per la gestione della complessa questione dell’equilibrio tra sostenibilità paesaggistica, ambientale, sociale ed
economica dello sviluppo delle FER.
Le analisi e le elaborazioni contenute nel Piano e basate sui principi di partecipazione, promozione e condivisione
opportunamente ricondotte alla scala Regionale, saranno riportate nell’ambito delle competenze delle amministrazioni
(strumenti di pianificazione e programmazione e/o i procedimenti di valutazione).
I risultati del progetto e i Piani di Azione Locale realizzati sono riportati nello studio “Enerscapes, Territorio Paesaggio
ed Energia Rinnovabile” presentato a Roma il 27 maggio 2013 nell’ambito del “Forum Enerscapes Territorio Paesaggio
ed Energia Rinnovabile”.
63
2. IL MERCATO DEL TELERISCALDAMENTO E DEGLI IMPIANTI
A BIOENERGIE
Nel secondo capitolo si presentano i dati su evoluzione e caratteristiche del mercato del teleriscaldamento e degli
impianti a bioenergie. Il capitolo si articola in due parti: il mercato complessivo del teleriscaldamento e degli impianti a
bioenergie in Italia e nel Lazio; il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato (PPP) in
Italia.
2.1. Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie in Italia e nel Lazio
Il mercato pubblico dei bandi di gara per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie, ovvero le gare relative
all’affidamento di interventi di nuova costruzione, ampliamento e manutenzione di impianti di produzione e
distribuzione di energia termica, elettrica e frigorifera a bioenergie (biomassa solida, liquida e gassosa), o
all’affidamento in concessione delle attività di costruzione, manutenzione e gestione di reti di teleriscaldamento, di
impianti per la captazione e valorizzazione del biogas, di impianti a biomassa per la produzione di energia elettrica e
termica, tra gennaio 2002 e giugno 2013, è rappresentato da 639 gare per un importo complessivo di 1,4 miliardi.
Rispetto all’intero mercato delle opere pubbliche rappresenta quote dello 0,2% per numero e inferiori allo 0,5% per
importo. Tali quote nel primo semestre 2013 diventano dello 0,4% per numero e del 2,2% per importo.
Grafico 2.1.a. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Numero e importo dei bandi di gara
Il trend 2002-2012 (Importi in milioni di euro)
Numero
80
72
63
70
57
60
50
40
71
56
42
40
37
72
68
32
29
30
20
10
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 I sem
Importo (Milioni di euro)
250
213,6
200,6
179,6
200
151,6
150
100
127,6
93,1
94,1
68,6
78,1
71,3
69,4
2010
2011
2012
45,2
50
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2013 I sem
Fonte: CRESME Europa Servizi
In media, tra il 2002 e il 2012, la domanda è stata di 55 interventi all’anno; gli anni con il maggior numero di
iniziative sono stati il 2007 e il 2011, con 72 gare ciascun anno. Segue il 2012 con 71 gare. L’importo medio annuo
64
invece è stato di 107 milioni, valore annuo sempre superato nel quadriennio 2006-2009. Va inoltre segnalato il valore
economico eccezionale raggiunto nei primi sei mesi del 2013. Si tratta di 213,6 milioni di cui 170 milioni (l’80%)
relativi al bando di gara Enipower per la realizzazione del progetto “Centrale cogenerativa a biomasse di Porto Torres,
progettazione e realizzazione della Nuova Centrale di cogenerazione a Biomassa da 43.5 MWe da realizzarsi all'interno
dello stabilimento multisocietario di Porto Torres (SS)”.
Rispetto alla distribuzione territoriale, la maggiore domanda è localizzata nelle regioni settentrionali. Nelle otto regioni
del nord sono localizzate 472 iniziative dell’ammontare complessivo di oltre 1 miliardo ed ha riguardato
prevalentemente interventi per il teleriscaldamento urbano.
La domanda delle quattro regioni centrali è di 89 interventi per un ammontare di 92 milioni. I bandi relativi a
interventi localizzati nel Lazio sono 8 di cui alcuni, indetti da Acea Spa, riguardano interventi di manutenzione degli
impianti del sistema di distribuzione dell'energia termica nei Comprensori di Torrino Sud e Mostacciano a Roma, e uno,
indetto da Bic Lazio nel 2008, è relativo all’appalto di sola esecuzione lavori per la realizzazione, presso l’incubatore
di imprese di Collefferro (Rm), di un impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica
calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose e basato sulla tecnologia delle
microturbine a gas a combustione esterna. Tale intervento è oggetto di approfondimento nel capitolo 3.1.
Limitata a 78 interventi per 274 milioni la domanda delle otto regioni meridionali. Si tratta, nella quasi totalità dei casi
monitorati, di interventi per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da biomassa o per la
captazione e valorizzazione del biogas.
2.1.1. Le modalità di affidamento dei lavori
La domanda d’interventi nei settori teleriscaldamento e impianti a bioenergie, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha
riguardato nell’87% dei casi (559 bandi su 639 totali) appalti per la sola esecuzione di lavori o appalti integrati di
progettazione ed esecuzione. Il restante 13% (80 gare su 639) spetta a contratti di PPP che combinano l’esecuzione
dei lavori con la progettazione, la fornitura e l’installazione degli impianti di produzione e distribuzione, la
manutenzione e la gestione del servizio.
In termini di importi le operazioni di PPP rappresentano il 35% (484 milioni su 1.393 milioni totali) del mercato.
Grafico 2.2. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara per modalità di affidamento dei
lavori – Totale gennaio 2002-giugno 2013 - Composizione %
Numero
Importo
PPP
PPP
13%
35%
Resto del
mercato
65%
Resto del
mercato
87%
65
Tabella 2.1. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara per modalità di affidamento dei
lavori nel periodo gennaio 2002-giugno 2013
2008
2009
2010
2011
Gen-Giu
2013
2012
Totale
‘02-‘13
Giugno
2002
2003
2004
2005
2006
2007
4
1
1
5
4
13
10
12
10
5
9
6
80
Resto del mercato
33
62
31
52
36
59
58
30
46
67
62
23
559
TOTALE
37
63
32
57
40
72
68
42
56
72
71
29
639
Numero
PPP
Importi in milioni di euro
PPP
2,8
9,7
36,4
7,0
65,8
90,3
120,1
94,8
12,7
12,3
8,7
23,3
483,9
Resto del mercato
65,7
83,4
57,8
38,2
61,8
110,3
59,5
56,8
65,4
59,0
60,7
190,4
908,9
TOTALE
68,6
93,1
94,1
45,2
127,6
200,6
179,6
151,6
78,1
71,3
69,4
213,6
1.392,8
2.2. Il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato in Italia
L’Osservatorio Nazionale del Partenariato Pubblico Privato, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha censito, sull’intero
territorio nazionale, 80 gare, del valore complessivo di 484 milioni di euro, riconducibili a operazioni di PPP per la
costruzione e gestione di reti di teleriscaldamento urbano, di impianti per la captazione e valorizzazione energetica del
biogas, di impianti di produzione di energia termica ed elettrica da biomasse, di impianti di incenerimento dei rifiuti
solidi urbani con produzione di energia elettrica e termica. Si tratta di quantità che corrispondono a una quota del 13%
in termini di numero e del 35% per importo, rispetto al mercato complessivo degli interventi per il teleriscaldamento e
le bioenergie.
Grafico 2.3. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Numero andi di gara di PPP - Il trend 2002giugno 2013
Numero
14
12
10
8
6
4
2
0
13
12
10
5
4
2002
1
1
2003
2004
2005
10
6
5
4
2006
9
2007
2008
2009
2010
2011
13,2
12,3
2010
2011
2012 2013 I Sem
Importo (milioni di euro)
140
120
100
80
60
40
20
0
120,1
94,8
90,3
65,8
36,4
2,8
9,7
2002
2003
7,0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
23,3
7,2
2012 2013 I Sem
Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla
Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME)
66
L’osservazione del grafico sopra riportato, relativo all’evoluzione del PPP nel settore in esame tra il 2002 e il giugno
2013, fa emergere una fase di crescita tra il 2006 e il 2009.
In media, tra il 2002 e il 2012, la domanda è stata di 7 interventi all’anno e gli anni con il maggior numero di
iniziative sono stati il 2007, con 13 gare, il 2009, con 12 gare e poi il 2008 e il 2010, con 10 gare ciascuno.
L’importo medio annuo invece è stato di 42 milioni, valore annuo sempre superato nel quadriennio 2006-2009. L’anno
di maggiore importo è stato il 2008 con oltre 120 milioni di cui circa 82 milioni (il 69%) relativi al bando di gara,
indetto da Brianza Energia Ambiente Spa di Desio (Mb), per la costruzione e gestione di un impianto per la produzione
ed erogazione di energia elettrica e calore per il teleriscaldamento recuperati dalla combustione di rifiuti trattati. Al 30
giugno 2013 non si è ancora giunti all’aggiudicazione del contratto e il progetto risulta contestato da comitati locali e
dal Comune di Desio.
2.2.1. Segmenti procedurali e modelli di PPP
Le amministrazioni pubbliche hanno scelto le procedure della concessione di lavori, ad iniziativa privata e pubblica,
della concessione di servizi e della società mista per realizzare e gestire impianti e reti per il teleriscaldamento e le
bioenergie.
Grafico 2.4. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per segmento procedurale –
2002-giugno 2013 - Composizione %
Numero
Importo
Altre forme di
PPP
6%
Contratti di
servizi (a)
14%
Contratti di
servizi (a)
3%
Altre forme di
PPP
8%
Concessioni di
LLPP
89%
Concessioni di
LLPP
80%
Il maggior numero di operazioni di PPP riguarda contratti di concessione di lavori pubblici. Le iniziative censite
dall’Osservatorio riconducibili a questa specifica tipologia di contratti sono 64 per un importo di 428 milioni di euro.
Più limitato il ricorso a concessioni di servizi (11 gare per un importo di 15 milioni) ed a società miste (5 gare per circa
40 milioni).
Tabella 2.2. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per segmento procedurale –
Anni 2002-2012 e gennaio-giugno 2013 - Importi in milioni di euro
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Gen-Giu
2013
Totale
2002Giu 2013
Numero
12
10
9
7
2
9
4
64
2
3
3
11
1
1
2
5
13
10
12
10
5
9
6
80
Importo (Milioni di euro)
Concessioni di LLPP
9,7
36,4
7,0
65,8
89,4
120,1
67,7
12,6
0,5
7,2
12,0
428,3
Contratti di servizi
2,8
0,3
0,1
11,8
15,1
Altre forme di PPP
1,0
26,8
1,5
11,2
40,5
TOTALE
2,8
9,7
36,4
7,0
65,8
90,3 120,1
94,8
12,7
13,8
7,2
23,3
483,9
Concessioni di LLPP
Contratti di servizi
Altre forme di PPP
TOTALE
3
1
4
1
1
1
1
5
5
4
4
67
2.2.2. Stato di avanzamento
Rispetto allo stato di avanzamento delle 80 operazioni di PPP monitorate, alla fine di giugno del 2013, la metà degli
impianti risulta in esercizio (41 iniziative su 80 totali). In 19 casi si è giunti all’aggiudicazione, in 8 casi è in corso la
gara e in altrettanti casi sono in corso di esecuzione i lavori. Infine in 4 casi il contratto è stato risolto, o lo sarà a
breve, per inadempienze.
Per conoscere lo stato di attuazione di tutte le iniziative monitorate dall’Osservatorio si rimanda alla Tabella 2.9.
Grafico 2.5. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per stato di avanzamento
Totale 2002-Giugno 2013 - Composizione%
Numero
Esecuzione
lavori(b)
Contratto
rescisso(a)
10,0%
5,0%
Importo
Contratto
Gara in corso
aggiudicato
10,0%
23,7%
Impianto in
esercizio
44,4%
Contratto
aggiudicato
11,7%
Contratto
rescisso
11,1%(a)
Gara in corso
20,7%
Impianto in
esercizio
51,3%
Esecuzione lavori
12,1%(b)
(a)
(b)
Compresi anche due contratti per i quali è in corso la risoluzione del contratto
Compresi anche due contratti per i quali i lavori risultano sospesi
Tabella 2.3. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per stato di avanzamento
Totale 2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro
Totale 2002-Giugno 2013
Gara in corso
Contratto aggiudicato
Impianto in esercizio
Contratto rescisso
Numero
A
8
19
41
(a)
(b)
Importo
B
100,4
56,6
214,8
4
53,6
8
58,5
Importo medio
B/A
12,5
3,0
5,1
13,4
7,3
Esecuzione lavori
TOTALE
80
483,9
6,0
(a)
(b)
Compresi anche due contratti per i quali è in corso la risoluzione del contratto
Compresi anche due contratti per i quali i lavori risultano sospesi
2.2.3. Tipo impianto
Il 60% dei casi monitorati riguarda la costruzione e gestione di impianti e reti di teleriscaldamento. Si tratta di 48
operazioni di PPP dell’importo di 387 milioni (poco meno dell’80% del valore complessivo del mercato del PPP di
riferimento). Un altro 29% (23 gare) riguarda la costruzione e gestione di impianti a biogas e il restante 11% impianti
a biomassa (9 gare).
68
Grafico 2.6. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per tipo impianto - Totale
2002-Giugno 2013 - Composizione%
Numero
Importo
Impianto a biogas
28,8%
Impianto a
biomassa
2,0%
Impianto a
biomassa
11,2%
Impianto a biogas
18,1%
Teleriscaldamento
79,9%
Teleriscaldamento
60,0%
Tabella 2.4. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per tipo impianto – Totale
2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro
Numero
Importo
Importo medio
A
B
B/A
48
Teleriscaldamento
386,7
8,1
9
9,6
1,1
Impianto a biomassa
23
87,6
3,8
Impianto a biogas
TOTALE
80
483,9
6,0
2.2.4. I committenti
Rispetto ai committenti, il 75% della domanda per poco meno del 49% degli importi in gara è riconducibile a
operazioni di PPP indette dai Comuni. Si tratta di 60 gare dell’importo complessivo presunto a base di gara di circa
237 milioni. Un altro 24% della domanda per il 39% degli importi spetta alle aziende speciali (ex municipalizzate).
Infine il restante 1% della domanda per circa il 12% degli importi spetta all’Azienda Ospedaliero Universitaria Santa
Maria della Misericordia di Udine con la gara per la costruzione e gestione di una centrale tecnologica, di un impianto
di cogenerazione, di cunicoli tecnologici e del centro di servizi e laboratori destinati all’azienda ospedalierouniversitaria, nonché una rete di teleriscaldamento cittadino completa di impianti. L’importo presunto dell’investimento
a base di gara ammonta a circa 60 milioni. Al 30 giugno 2013 risultano in corso i lavori per il completamento della
rete di teleriscaldamento, mentre la gestione degli impianti è iniziata a dicembre 2012.
Grafico 2.7. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per committenti- Totale
2002-Giugno 2013 - Composizione%
Numero
Aziende
speciali
23,8%
Importo
Altro
12,4%
Altro
1,2%
Aziende speciali
38,7%
Comuni
48,9%
Comuni
75,0%
69
Tabella 2.5. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per committenti – Totale
2002-giugno 2013 - Importi in milioni di euro
Comuni
Aziende speciali
Altro
TOTALE
Numero
A
Importo
B
Importo medio
B/A
60
19
236,8
187,1
3,9
9,8
1
60,0
60,0
80
483,9
6,0
2.2.5 I protagonisti dell’offerta
Tra i protagonisti dell’offerta, trattandosi di un mercato specializzato, troviamo alcune delle principali imprese nazionali
che operano nel settore.
In cima alla classifica economica degli aggiudicatari dei 72 contratti assegnati tra gennaio 2002 e giugno 2013 si
colloca Siram, leader in Italia nella gestione di servizi energetici, con un importo complessivo a base di gara, vinto in
qualità di mandatario di un ATI/RTI, di 60 milioni di euro, tutti relativi alla concessione di lavori pubblici ad iniziativa
pubblica per la costruzione e gestione di impianti e rete di teleriscaldamento urbano per l’Azienda ospedalierouniversitaria di Udine.
Tabella 2.6. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie – Aggiudicazioni di PPP - I protagonisti dell'offerta Imprese che hanno vinto più di un contratto o un unico contratto di importo complessivo a base di gara
di euro come singola impresa o in ATI/RTI - 2002-Giugno 2013
Numero
A
1
8
SIRAM SPA
ASJA AMBIENTE ITALIA SPA
Importo (Mln euro)
B
60,0
54,8
(a)
superiore a 5 milioni
Importo medio (Mln euro)
B/A
60,0
6,9
(b)
PESSINA COSTRUZIONI SPA
GRUPPO SOCIETA' GAS RIMINI SPA
ATZWANGER SPA
A2A SPA
METANALPI ENERGIA SRL
LADURNER SPA
ENERCHIVASSO SPA
C.P.L. CONCORDIA SOC. COOP.
T.E.S.I. SRL
FEN ENERGIA SPA
INTERCANTIERI VITTADELLO S.P.A.
OLICAR SPA
S.I.M.E. SOCIETA' IMPIANTI METANO SPA
ENERGY RECUPERATOR SPA
BERICA IMPIANTI SPA
TECNO COOP SCARL
1
45,2
45,2
1
32,5
32,5
1
26,8
26,8
3
21,1
7,0
1
16,5
16,5
4
14,1
3,5
1
12,4
12,4
3
11,5
3,8
1
10,4
10,4
1
9,7
9,7
1
9,0
9,0
4
8,2
2,1
1
8,1
8,1
1
6,5
6,5
3
5,3
1,8
2
0,1
0,1
Altre imprese
34
31,3
0,9
TOTALE
72
383,5
5,3
(a)
(b)
L’importo complessivo a base di gara di ogni impresa indica il valore globale dei contratti ad essa assegnati vinti come singolo aggiudicatario o
come mandatario di un ATI/RTI
L’importo attribuito alla Pessina Costruzioni Spa è relativo alla concessione di costruzione e gestione della rete di riscaldamento della città di
Novara. Al 30 giugno 2013, la società di progetto denominata ASM Novara Spa e partecipata da Pessina Costruzioni Spa e ASM di Brescia,
risulta in liquidazione.
70
La seconda posizione della classifica economica e il primo per numero di contratti vinto spetta a Asja Ambiente Italia
SpA, società leader nella produzione di energia elettrica rinnovabile da biomasse (biogas e gas di discarica), vento e
sole, con un importo complessivo di 55 milioni di euro. Tra le otto gare di PPP vinte da Asja Ambiente Italia SpA vi è la
concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara per la costruzione e gestione di un impianto di
captazione e valorizzazione del biogas, indetta dall’AMIU di Genova, società pubblica di proprietà del Comune di
Genova. Al 30 giugno 2013 l’impianto risulta in esercizio.
Il secondo posto della classifica per numero di contratti vinti spetta, a pari merito con 4 contratti ciascuno, a Laduner
Spa e Olicar Spa, due società specializzate nel settore dei servizi tecnologici per la produzione e gestione integrata
dell'energia.
Il terzo posto della classifica economica spetta a Pessina Costruzioni SpA, azienda leader nel settore delle costruzioni,
con un importo complessivo di 45 milioni di euro, tutti relativi alla concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata
per la costruzione e gestione della rete di riscaldamento della città di Novara vinta in ATI con ASM di Brescia. Al 30
giugno 2013 risulta in liquidazione la società di progetto, denominata ASM Novara Spa. Inoltre i lavori non risultano
mai avviati ed è in corso la risoluzione del contratto sottoscritto a dicembre 2006.
2.2.6. Il territorio
La domanda volta alla costruzione e gestione di impianti e reti per il teleriscaldamento e le bioenergie con operazioni di
PPP è concentrata nelle regioni settentrionali.
Tra gennaio 2002 e giugno 2013 la domanda localizzata nelle otto regioni del Nord è rappresentata da 45 interventi
del valore di circa 422 milioni di euro, quantità che corrispondono a quote del 56% per numero e superiori all’87% per
importo del mercato nazionale. In questo ambito territoriale spetta ad ogni regione, in media, una domanda di 6
interventi per 53 milioni contro una media regionale nazionale di 5 interventi e 24 milioni di euro. Si tratta
prevalentemente di concessioni di lavori pubblici per la costruzione e gestione di impianti e reti di teleriscaldamento
(nel capitolo 3.3. viene presentata l’esperienza del Comune di Zola Predosa che ha scelto lo strumento della
concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata per realizzare un sistema di teleriscaldamento integrato con
cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio del nuovo comparto residenziale C4).
La domanda localizzata nelle regioni del centro è pari a 19 gare e circa 23 milioni e fa riferimento innanzitutto un
numero significativo di piccoli interventi localizzati in Toscana e finalizzati alla gestione di impianti e reti di
teleriscaldamento alimentati a biomassa di origine forestale (nel capitolo 3.2. viene presentata l’esperienza dell’Unione
dei Comuni Valdarno e Valdisieve).
Grafico 2.8. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per area geografica – Totale
2002-Giugno 2013 - Composizione %
Numero
Sud
13,7%
Centro
23,8%
Isole
6,3%
Importo
Isole
CentroSud 3,4%
4,5%
4,7%
Nord Ovest
38,7%
Nord Ovest
56,4%
Nord Est
31,0%
Nord Est
17,5%
71
Per quanto riguarda le singole regioni è il Piemonte a guidare le classifiche per numero con 18 interventi, mentre
spetta alla Lombardia il primo posto della classifica economica con 115 milioni dei quali 82 relativi all’impianto di
produzione di energia elettrica e termica per il teleriscaldamento.
Grafico 2.9. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per regione – Totale 2002Giugno 2013 - Le classifiche
Numero
Piemonte
Toscana
Lombardia
Veneto
Campania
Sicilia
Puglia
Liguria
Umbria
Marche
Emilia Romagna
Trentino Alto Adige
Valle d'Aosta
Sardegna
Molise
Basilicata
Lazio
Calabria
Abruzzo
18
13
8
7
5
4
4
4
3
3
3
2
2
1
1
1
1
0
0
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Importo (Mln euro)
Lombardia
Piemonte
Liguria
Emilia Romagna
Trentino Alto Adige
Valle d'Aosta
Veneto
Umbria
Sicilia
Campania
Puglia
Sardegna
Toscana
Molise
Marche
Basilicata
Lazio
Calabria
Abruzzo
115
94
61
47
45
27
17
16
14
11
11
6
5
5
5
4
ND(a)
0
0
0
0
20
40
60
80
100
120
(a)
Importo non disponibile
72
Tabella 2.7. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per regione – Totale 2002Giugno 2013 - Le classifiche - Importi in milioni di euro
Importo
B
Numero
A
Piemonte
Importo medio
B/A
18
93,9
5,2
Valle d'Aosta
1
16,5
16,5
Lombardia
8
115,2
14,4
Liguria
4
47,3
11,8
Trentino Alto Adige
2
26,8
13,4
Veneto
7
16,4
2,3
2
60,9
30,5
3
13
45,3
5,2
15,1
0,4
Umbria
3
13,6
4,5
Marche
3
4,0
1,3
Emilia Romagna
Toscana
Lazio
-
-
-
Abruzzo
-
-
-
Molise
1
4,8
4,8
Campania
Puglia
5
4
10,9
6,2
2,2
1,6
Basilicata
1
0,0
0,0
Calabria
-
-
-
Sicilia
4
11,4
2,9
Sardegna
1
5,2
5,2
80
31
483,9
272,9
6,0
8,8
14
19
149,5
22,8
10,7
1,2
11
5
21,9
16,7
2,0
3,3
ITALIA
Nord Ovest
Nord Est
Centro
Sud
Isole
2.2.7. La dimensione degli interventi
Per quanto riguarda la dimensione degli interventi da realizzare in PPP, nell’intero periodo gennaio 2002 giugno 2013,
il maggior numero di affidamenti ha un importo compreso tra 1 e 5 milioni di euro, ma il maggiore valore economico ha
riguardato sette iniziative di importo superiore a 15 milioni di euro.
Le iniziative d’importo compreso tra 1 e 5 milioni di euro sono state 28 per un ammontare complessivo di 70 milioni di
euro, quantità che corrispondono a quote del 35,0% e 14,5% del mercato complessivo degli interventi nel settore del
teleriscaldamento e delle bioenergie da realizzare mediante operazioni di PPP. Si tratta d’interventi, di importo unitario
medio intorno a 2,5 milioni di euro.
Le iniziative di importo superiore a 15 milioni invece sono state 7 (meno del 9% della domanda) ma il loro valore
economico risulta di poco inferiore a 300 milioni di euro, il 62,0% del mercato complessivo degli interventi in PPP nel
settore pubblico del teleriscaldamento e delle bioenergie.
73
Tabella 2.8. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per classi di importo - Totale
2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro
Numero
A
Importo (Mln di euro)
B
Importo medio
B/A
Importo non segnalato
18
Fino a 1 mln
Da 1 a 5 mln
15
28
6,5
70,3
Da 5 a 15 mln
12
107,3
8,9
7
299,7
42,8
80
483,9
6,0
Oltre 15 mln
TOTALE
0,4
2,5
Grafico 2.10. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per classi di importo Totale 2002-giugno 2013 - Composizione %
Numero
Importo non
segnalato
22,4%
Importo
Fino a 1 mln
Da 1 a 5 mln
1,3%
14,5%
Fino a 1 mln
18,8%
Oltre 15 mln
62,0%
Oltre 15 mln
8,8%
Da 5 a 15
mln
15,0%
Da 5 a 15
mln
22,2%
Da 1 a 5 mln
35,0%
Per conoscere le 80 iniziative di PPP e il loro stato di attuazione al 30 giugno 2013 si rimanda all’elenco di seguito
riportato, mentre per conoscere i dettagli delle iniziative di importo pari o superiore a 5 milioni di euro oggetto di
monitoraggio si rimanda al capitolo 2.2.8.
74
2004
2009
2009
2009
Lombardia
82.338.600
Gara in corso
Affidamento della concessione di costruzione
e gestione della nuova centrale tecnologica,
di un impianto di cogenerazione e dei nuovi
laboratori dell'azienda ospedalierouniversitaria e di una rete di
teleriscaldamento cittadino.
FriuliVenezia
Giulia
60.000.000
In esercizio
COMUNE DI NOVARA
Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L.
109/94 per progettazione definitiva ed
esecutiva e realizzazione Rete di
Teleriscaldamento comunale, gestione
tecnica, funzionale ed economica delle opere
realizzate, con il sistema del project
financing.
Piemonte
45.237.550
Contratto
rescisso
A.M.I.U. - AZIENDA
MULTISERVIZI IGIENE
URBANA DI GENOVA
Gara ai sensi dell'art.37/quater della
L.109/94 per l'affidamento in concessione
della progettazione, realizzazione dei lavori e
della gestione delle opere di ampliamento ed
adeguamento dell'impianto di captazione del
biogas esistente, finalizzate alla messa in
sicurezza della discarica ed alla
valorizzazione energetica del biogas con il
sistemazione con il sistema del project
financing.
Liguria
36.373.763
In esercizio
COMUNE DI RIMINI
Gestione del servizio di teleriscaldamento,
per la durata di anni trenta, nonché il
potenziamento ed estendimento, dei due
impianti di teleriscaldamento esistenti
(impianto al servizio del P.E.E.P.
Marecchiese e impianto al servizio del
P.E.E.P. Viserba) e la costruzione e gestione
del nuovo impianto al servizio del nuovo
P.E.E.P. Gaiofana.
EmiliaRomagna
32.464.900
In esercizio
Teleriscaldamento
Individuazione di un socio d'opera cui
assegnare il 51% delle azioni e cui affidare
ECOTERMICA PRIMIERO la realizzazione di un impianto di
Trentino-Alto
26.828.890
SPA DI FIERA DI
teleriscaldamento e produzione di energia
Adige
PRIMIERO
elettrica tramite cogenerazione e sua relativa
gestione, presso il Comune di Transacqua CUPAT 22200906345.
In esercizio
Teleriscaldamento
Project financing a gara unica per la
progettazione, realizzazione e gestione di un
impianto di generazione combinata di
energia termica ed elettrica per alimentare
Valle d'Aosta 16.500.000
una nuova rete di teleriscaldamento urbano
nella frazione Breuil Cervinia Valtournenche Aosta.
Esecuzione
lavori
Ente
Oggetto
Stato di
attuazione
Marzo 2013
2006
Importo (euro)
2007
Regione lavori
2008
Tipo Intervento
Anno bando
Tabella 2.9. – Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Elenco iniziative di PPP censite tra gennaio
2002 e giugno 2013 per importo
Teleriscaldamento
109/94 per l'affidamento in concessione di
costruzione e gestione di un impianto per la
BRIANZA ENERGIA
produzione ed erogazione di energia elettrica
AMBIENTE SPA DI DESIO
e calore per il teleriscaldamento recuperati
dalla combustione di rifiuti trattati con il
sistema del project financing.
Teleriscaldamento
AZIENDA OSPEDALIERO
UNIVERSITARIA SANTA
MARIA DELLA
MISERICORDIA DI UDINE
Teleriscaldamento
Impianto biogas
Teleriscaldamento
COMUNE DI
VALTOURNENCHE
75
Stato di
attuazione
Marzo 2013
Piemonte
12.404.370
Esecuzione
lavori
109/94 per la progettazione ed esecuzione
del sistema di teleriscaldamento cittadino
con centrale di cogenerazione per la
Lombardia
produzione di energia termica ed elettrica, al
servizio degli immobili di proprietà pubblica
e privata, con il sistema del project financing
- CUP I25C08000000007.
12.132.000
Contratto
aggiudicato
Ente
Oggetto
Importo (euro)
Teleriscaldamento
Regione lavori
2006
Tipo Intervento
Anno bando
109/94 per la concessione di progettazione
definitiva, progettazione esecutiva e
COMUNE DI CHIVASSO realizzazione rete di teleriscaldamento città
di Chivasso, gestione tecnica, funzionale ed
economica delle opere realizzate, con il
sistema del project financing.
Teleriscaldamento
COMUNE DI
MONTICHIARI
2013
Teleriscaldamento
COMUNE DI VICO
CANAVESE
Bando per la cessione, anche in nome e per
conto del Consorzio ASA, delle quote di
partecipazione della "VicoEnergia s.r.l." e
contestuale affidamento del servizio di
teleriscaldamento.
Piemonte
11.246.854
Gara in corso
2011
Teleriscaldamento
COMUNE DI BUSTO
GAROLFO
Affidamento in concessione del servizio di
teleriscaldamento nel territorio comunale di
Busto Garolfo - CIG 3616292290.
Lombardia
10.350.000
In esercizio
Liguria
9.656.540
Lavori sospesi
2008
2003
2013
2008
2007
Teleriscaldamento
Impianto biogas
Teleriscaldamento
Impianto biogas
Concessione della progettazione esecutiva,
della realizzazione e della gestione
COMUNITÀ MONTANA
funzionale e economica di un impianto di
ALTA VALLE ARROSCIA
cogenerazione e distribuzione di calore in
DI PIEVE DI TECO
teleriscaldamento alimentato da biomasse di
origine agro-forestale.
AGRORINASCE S.C.R.L.
AGENZIA PER
L'INNOVAZIONE, LO
SVILUPPO E LA
SICUREZZA DEL
TERRITORIO DI SAN
CIPRIANO D'AVERSA
Project financing a gara unica - Gara ai sensi
dell'art. 153 commi 1-14 del D.Lgs.
163/2006 e s.m.i. per l'affidamento in
concessione della realizzazione e gestione di
un impianto di BIOGAS su un bene
confiscato alla camorra ubicato in S.Maria la
Fossa (CE), sito in via Vaticale loc.
Ferrandelle.
Campania
9.000.000
Contratto
aggiudicato
COMUNE DI ACQUI
TERME
109/94 per l'affidamento del contratto di
concessione e gestione per la realizzazione
del sistema di teleriscaldamento con
annesso polo tecnologico per la produzione
di energia termica ed elettrica a servizio
degli immobili di proprietà o pertinenza del
comune, con il sistema del project financing.
Piemonte
8.938.000
Esecuzione
lavori
Umbria
8.500.000
In esercizio
Costruzione e servizio di gestione
dell'impianto di valorizzazione energetica del
biogas prodotto dalla fermentazione
VALLE UMBRA SERVIZI
anaerobica della componente organica dei
SPA DI SPOLETO
rifiuti depositati presso la discarica sita in
Comune di Spoleto, località S. Orsola per la
produzione di energia elettrica.
76
Oggetto
Regione lavori
Importo (euro)
Stato di
attuazione
Marzo 2013
2010
Ente
2006
Tipo Intervento
Anno bando
Teleriscaldamento
COMUNE DI ZOLA
PREDOSA
Gara ai sensi dell'art. 37 quater della
L.109/94 per la realizzazione di un sistema
di teleriscaldamento integrato con
cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di
utenze pubbliche e private con il sistema del
project-financing - CUP
C71B06000110007.
EmiliaRomagna
8.148.941
In esercizio
Teleriscaldamento
COMUNE DI
LOMBARDORE
Individuazione di un soggetto promotore a
cui affidare la realizzazione, gestione e
concessione di una centrale a Biomassa, da
1 Kw el., integrata da rete ed impianto di
teleriscaldamento.
Piemonte
6.500.000
Contratto
aggiudicato
COMUNE DI SASSARI
109/94 per la realizzazione impianto di
valorizzazione engergetica del biogas
prodotto dalla fermentazione anaerobica
della componente organica dei rifiuti
depositati presso la discarica di scala erre,
con il sistema del project financing. CIG:
0342837609.
Sardegna
5.245.284
Contratto
rescisso
Veneto
5.187.318
Contratto
aggiudicato
2009
Impianto biogas
2012
Teleriscaldamento
2008
2008
2007
2007
Concessione di lavori di progettazione,
COMUNE DI FOSSALTA DI costruzione e gestione di un impianto di
PORTOGRUARO
teleriscaldamento. CIG 46767342FC - CUP
I85J12000950008.
COMUNITÀ MONTANA
ALTO MOLISE DI
AGNONE
Gara 03//2008 - Realizzazione gestione e
concessione di una centrale a Biomassa,
inferiore ai 1000 kw el., Integrata alla
gestione degli impianti di depurazione e beni
silvo-pastorali. CIG 02058198B7.
Molise
4.800.000
Contratto
aggiudicato
Teleriscaldamento
COMUNE DI VIGNOLA
109/94 per la concessione dell'intervento di
realizzazione e gestione per 24 anni di un
impianto di cogenerazione e
teleriscaldamento al servizio del centro
nuoto, di edifici scolastici e altre strutture
pubbliche, con realizzazione di interventi di
sistemazione e rifunzionalizzazione di via
Libertà, con il sistema del project financing.
EmiliaRomagna
4.702.300
Esecuzione
lavori
Teleriscaldamento
COMUNE DI SAN
MARTINO BUON
ALBERGO
109/94 per la realizzazione e gestione di un
impianto a biomasse (ligneo cellulosiche)
con il sistema del project financing. CIG:
0085696E8F.
Veneto
4.373.100
Contratto
aggiudicato
Sicilia
4.248.430
Esecuzione
lavori
Impianto biomassa
Impianto biogas
Servizio di smaltimento del biogas prodotto
dalla fermentazione anaerobica della frazione
TRAPANI SERVIZI SPA DI organica dei RR.SS.UU. della discarica sita
TRAPANI
in Contrada Borranea nel Comune di Trapani
tramite trasformazione in energia elettrica e
realizzazione delle opere strumentali.
77
Importo (euro)
Stato di
attuazione
Marzo 2013
Umbria
3.850.000
In esercizio
Concessione di costruzione e gestione di un
BELICE AMBIENTE SPA impianto di generazione di energia elettrica
DI MAZARA DEL VALLO da biogas prodotto dalla fermentazione
anaerobica della frazione.
Sicilia
3.830.000
In esercizio
COMUNE DI ESTE
Concessione per la progettazione esecutiva,
costruzione e gestione di una rete di
teleriscaldamento urbano a servizio dei
comuni di Este e Ospedaletto Euganeo.
Veneto
3.740.778
In esercizio
COMUNE DI LISSONE
Concessione di progettazione, costruzione e
gestione del nuovo impianto di
teleriscaldamento in cogenerazione
all'interno del contratto di quartiere di Via G.
Vittorio.
Lombardia
3.739.177
Contratto
aggiudicato
Invito a manifestare interesse relativamente
alla progettazione, realizzazione e gestione di
COMUNITÀ MONTANA DI
un impianto di cogenerazione a biomasse
Lombardia
VILMINORE DI SCALVE
solide e solare termico e un impianto di
cogenerazione a biogas reflui.
3.725.000
Gara in corso
Puglia
3.200.000
Contratto
aggiudicato
Concessione della gestione del servizio di
teleriscaldamento e cogenerazione.
Piemonte
3.000.000
Contratto
rescisso
Concessione per la realizzazione e gestione
della rete di teleriscaldamento in localita'
Rovera di Foppolo.
Lombardia
2.942.195
Gara in corso
ASCOLI SERVIZI
COMUNALI SURL DI
ASCOLI PICENO
Affidamento della progettazione definitiva ed
esecutiva, della realizzazione nonchè della
gestione funzionale ed economica di un
impianto di captazione, estrazione e
sfruttamento con finalità di recupero
energetico del biogas prodotto nella discarica
per rifiuti non pericolosi in località Relluce
del comune di Ascoli Piceno.
Marche
2.520.000
In esercizio
Impianto biogas
COMUNE DI
CAMPOBELLO DI
MAZARA
109/94 per la realizzazione e gestione di un
impianto di valorizzazione energetica del
biogas prodotto presso la discarica di
contrada Campana Misiddi con il sistema del
project financing.
Sicilia
2.199.057
In esercizio
Impianto biogas
SIA SRL UNIPERSONALE
- SERVIZI
INTERCOMUNALI PER
L'AMBIENTE DI CIRIÈ
Affidamento in concessione per la
progettazione, la costruzione e la gestione di
un impianto per lo sfruttamento energetico
del biogas prodotto dalla discarica per rifiuti
solidi urbani non pericolosi ubicata nel
comune di Grosso - Loc. Vauda Grande.
Piemonte
2.091.658
In esercizio
2009
Teleriscaldamento
2007
Impianto biogas
2005
2010
Teleriscaldamento
Teleriscaldamento
Ente
COMUNE DI ASSISI
2009
Impianto biomassa
2009
Impianto biogas
A.M.I.U. - AZIENDA
MULTISERVIZI IGIENE
URBANA DI TRANI
2007
Teleriscaldamento
COMUNE DI
BUTTIGLIERA ALTA
2013
Teleriscaldamento
COMUNE DI FOPPOLO
2008
2008
2007
Impianto biogas
Oggetto
Regione lavori
Tipo Intervento
Anno bando
Avviso di disponibilità alla realizzazione su
iniziativa privata di una rete di
teleriscaldamento a servizio di Assisi
caoluogo alimentato da impianto di
cogenerazione.
Progettazione esecutiva, realizzazione e
gestione per anni 15 di impianto
sfruttamento energetico di biogas.
78
Regione lavori
Importo (euro)
Stato di
attuazione
Marzo 2013
1.910.891
In esercizio
Allestimento di un sistema integrato di
gestione del biogas con finalità di recupero
energetico - Discarica ubicata in contrada
Autigno.
Puglia
1.636.180
In esercizio
Progettazione, esecuzione dei lavori di
realizzazione e successiva gestione di un
Impianto di teleriscaldamento a biomassa al
servizio del plesso scolastico e sportivo nel
Comune di Terranuova Bracciolini.
Toscana
1.622.700
In esercizio
Gara per l'individuazione del soggetto
AGUGLIANO SERVIZI SRL concessionario a cui affidare la concessione
DI AGUGLIANO
della gestione del servizio di
teleriscaldamento e trigenerazione.
Marche
1.478.237
Esecuzione
lavori
Piemonte
1.450.000
Contratto
aggiudicato
Puglia
1.400.000
Contratto
aggiudicato
COMUNE DI GUBBIO
109/94 per la realizzazione di un impianto
per la captazione e sfruttamento energetico
del biogas prodotto dalla discarica
comprensoriale ubicata in località Colognola
del comune di Gubbio, con il sistema del
project financing.
Umbria
1.288.266
In esercizio
ARFORMA SPA DI
BUSSOLENO
Concessione per la costruzione e la gestione
di un impianto per lo sfruttamento
energetico del biogas prodotto dalla discarica
di prima categoria per rifiuti solidi urbani ed
assimilati dell'Acsel Impianti Spa ubicata nel
comune di Mattie, località Camposordo.
Piemonte
1.225.825
In esercizio
Concessione dello sfruttamento del biogas,
mediante la progettazione , costruzione,
CONSORZIO
installazione e gestione dell'impianto di
SMALTIMENTO RIFIUTI
congenerazione e di captazione, prodotto
SOLIDI URBANI - BACINO
dalle discariche di Paenzano 1 e Paenzano 2
NA/3 DI CASAMARCIANO
nel comune di Tufino, e dalla discarica di
Pirucchi nel comune di Palma Campania.
2002
Impianto biogas
2005
Impianto biogas
COMUNE DI BRINDISI
Teleriscaldamento
COMUNE DI
TERRANUOVA
BRACCIOLINI
2009
2011
2012
2007
2008
2005
Teleriscaldamento
Teleriscaldamento
Impianto biogas
Impianto biogas
Impianto biogas
Oggetto
Campania
Ente
Tipo Intervento
Anno bando
A.C.E.A. PINEROLESE
INDUSTRIALE SPA DI
PINEROLO
Gara n. 259/2012 per la selezione dei soci
privati di minoranza di ACEA Power SRL con
attribuzione di specifici compiti operativi
connessi alla gestione del servizio oggetto
della società stessa di erogazione del servizio
pubblico del teleriscaldamento realizzazione del primo lotto - stralcio B della rete del teleriscaldamento della città di
Pinerolo - anni 2012 - 2015.
Affidamento in concessione del servizio di
S.I.A. - SOCIETÀ IGIENE
captazione del biogas prodotto nella
AMBIENTALE
discarica rifiuti solidi urbani del Consorzio
CONSORTILE BACINO
Bacino FG4 con recupero energetico e
FG/4 ARL DI CERIGNOLA
sistemazione finale della discarica.
79
Oggetto
Regione lavori
Importo (euro)
Stato di
attuazione
Marzo 2013
2010
Impianto biogas
COMUNE DI RAGUSA
Affidamento in concessione della
progettazione definitiva ed esecutiva,
direzione lavori, costruzione e gestione
dell'impianto di captazione del biogas a fini
energetici prodotti dalla vasca esaurita della
discarica sub-comprensoriale per RSU per la
durata di 15 anni.
Sicilia
1.167.500
Contratto
aggiudicato
2009
Teleriscaldamento
COMUNE DI MATHI
Realizzazione nuova centrale termica a
biomassa, posa rete di teleriscaldamento e
gestione servizio - CUP C19D09000030004
- CIG 0375358180.
Piemonte
1.063.963
In esercizio
Gara n. 01/2012 - Concessione di lavori di
costruzione e gestione di un impianto di
teleriscaldamento con cogenerazione
elettrica a cippato di legna di origine
forestale a servizio di utenze pubbliche e
private. CUP J95F11000030003 - CIG
30250362AD.
Toscana
1.037.765
Contratto
aggiudicato
Veneto
1.022.700
In esercizio
Veneto
1.012.603
Contratto
aggiudicato
Anno bando
Ente
Tipo Intervento
2012
2008
Teleriscaldamento
Teleriscaldamento
COMUNE DI SILLANO
Affidamento, in concessione, per la
realizzazione di un impianto di
teleriscaldamento cittadino con successiva
COMUNE DI POLVERARA
gestione del servizio pubblico di
distribuzione, adduzione ed erogazione di
energia termica.
Teleriscaldamento
COMUNE DI SAN
GIOVANNI ILARIONE
109/94 per la realizzazione e gestione di due
impianti di coogenerazione ad oli vegetali
con annesse reti di teleriscaldamento per
immobili comunali con il sistema del project
financing. CIG: 90715336EA.
Impianto biomassa
COMUNE DI
ZERMEGHEDO
Costituzione società per azioni mista,
pubblico privato, per realizzazione e gestione
impianto produzione energia elettrica da
biomasse. Selezione del socio privato di
maggioranza.
Veneto
954.000
In esercizio
Impianto biogas
Vendita del biogas prodotto dalla discarica di
1°categoria sita in località Parussa,
COMUNE DI PASIANO DI finalizzato allo sfruttamento per la
PORDENONE
produzione di energia elettrica mediante la
realizzazione di un impianto e successiva
commercializzazione di energia elettrica.
FriuliVenezia
Giulia
918.596
Contratto
aggiudicato
2012
Impianto biogas
Concessione comprensiva di progettazione
definitiva ed esecutiva, realizzazione e
CONSORZIO
gestione impianto di sfruttamento a fini
INTERCOMUNALE DI RIO energetici del biogas prodotto dalla
MARSIGLIA DI CICAGNA fermentazione anaerobica della componente
organica dei rifiuti depositati presso la
discarica di Rio Marsiglia.
Liguria
680.000
Contratto
aggiudicato
2010
Teleriscaldamento
Gara n. 159/2010 - Realizzazione di un
COMUNE DI PIAZZA AL impianto di produzione di energia termica
SERCHIO
collegato ad una rete di teleriscaldamento e
successiva gestione ventennale.
Toscana
673.968
In esercizio
2007
2007
2002
80
2005
2007
COMUNE DI CARCARE
Concessione della progettazione definitiva,
esecutiva, della costruzione e della gestione
di un impianto di teleriscaldamento
alimentato a biomassa di potenza 800 km.
CUP: C35F06000040009.
Liguria
600.000
In esercizio
Teleriscaldamento
COMUNE DI ZERI
Progettazione definitiva esecutiva per
l'esecuzione dei lavori di realizzazione e la
successiva gestione di impianto di
teleriscaldamento di produzione energia e
calore da Biomasse legnosa vergine per 15
anni.
Toscana
549.545
Esecuzione
lavori
Teleriscaldamento
COMUNE DI
LAMPORECCHIO
Concessione dei lavori di costruzione e
gestione di un impianto di teleriscaldamento
alimentato a biomasse in località
Centocampi.
Toscana
499.000
In esercizio
Teleriscaldamento
Concessione di costruzione e gestione di un
impianto di teleriscaldamento a scarti
COMUNITÀ MONTANA
legnosi cippati a servizio del centro
CUSIO MOTTARONE DI
polisportivo comunale di Bagnella e di
OMEGNA
edificio limitrofo ad uso abitativo nel comune
di Omegna.
Piemonte
400.000
In esercizio
Teleriscaldamento
109/94 per la realizzazione dell'impianto di
cogenerazione e teleriscaldamento per la
centralizzazione degli impianti comunali, con
il sistema del project financing.
Piemonte
302.030
In esercizio
Toscana
296.234
In esercizio
Toscana
200.000
In esercizio
Veneto
140.400
In esercizio
Teleriscaldamento
Ente
Oggetto
Stato di
attuazione
Marzo 2013
2011
Importo (euro)
2010
Regione lavori
2007
Tipo Intervento
Anno bando
COMUNE DI PIOBESI
TORINESE
2012
Teleriscaldamento
Concessione di lavori pubblici per la
COMUNE DI CASOLA IN realizzazione di un impianto di
LUNIGIANA
teleriscaldamento a biomasse di origine
vegetale.
2009
Teleriscaldamento
COMUNE DI STAZZEMA
2008
Impianto biogas
2009
Teleriscaldamento
COMUNITÀ MONTANA Affidamento della concessione di gestione
MONTAGNA FIORENTINA dell'impianto di teleriscaldamento a
DI RUFINA
biomassa in località Pomino
Toscana
100.000
In esercizio
2010
Teleriscaldamento
COMUNITÀ MONTANA Affidamento in concessione della gestione
MONTAGNA FIORENTINA dell'impianto di teleriscaldamento a
DI RUFINA
biomassa in località Castagno D'Andrea.
Toscana
100.000
Contratto
rescisso
Toscana
100.000
Gara in corso
2013
Impianto biomassa
Concessione del servizio di gestione
dell'impanto di teleriscaldamento alimentato
a Cippato di origine forestale nelle frazioni di
Pruno e Volegno.
COMUNITÀ MONTANA Concessione biogas prodotto dalla discarica
DELLA VALLE DEL BOITE di RU di Pies de Ra Mognes in comune di
DI BORCA DI CADORE Cortina d'Ampezzo. CIG 015704801C.
Bando per la assegnazione in diritto di
superficie del lotto compreso all'interno della
zona ad uso attività produttive da attuarsi
nell'area di proprietà comunale Saldame
COMUNE DI BAGNONE vincolato alla realizzazione di un impianto
per la produzione di energia elettrica e
termica prodotte da biomassa
forestale/legnosa, proveniente da filiera
corta, di potenza inferiore ad 1 MW elettrico.
81
Importo (euro)
Stato di
attuazione
Marzo 2013
Affidamento della progettazione realizzazione
CONSORZIO BACINO e gestione biogas da cedere all'Enel, da
SALERNO 2 DI SALERNO realizzare presso l'impianto di smaltimento
R.S.U., Sardone di Giffoni Valle Piana.
Regione lavori
Impianto biogas
Oggetto
Tipo Intervento
2002
Ente
Anno bando
Campania
ND
In esercizio
Piemonte
ND
In esercizio
2002
Teleriscaldamento
COMUNE DI
GRUGLIASCO
Selezione di un socio privato di minoranza
della costituenda Spa pubblica ex art. 113
D.L.vo 267/2000 per affidamento della
gestione del servizio di teleriscaldamento
della città.
2005
Impianto biogas
AZIENDA SPECIALE
AMICA DI FOGGIA
Affidamento in concessione del recupero
energetico del biogas c/o la discarica sita in
località passo Breccioso - Borgo Tavernola.
Puglia
ND
In esercizio
2006
Teleriscaldamento
COMUNE DI FOSSANO
Indagine esplorativa per l'individuazione del
soggetto a cui rilasciare la concessione per
l'occupazione di suolo pubblico finalizzata
alla realizzazione del teleriscaldamento.
Piemonte
ND
In esercizio
2007
Impianto biogas
Marche
ND
In esercizio
Trentino-Alto
Adige
ND
In esercizio
Toscana
ND
In esercizio
Lombardia
ND
In esercizio
Piemonte
ND
Contratto
aggiudicato
COMUNITÀ MONTANA Affidamento in concessione del recupero
ALTO E MEDIO METAURO energetico del biogas prodotto discarica di
DI URBANIA
Cà Lucuio in Comune di Urbino.
2009
Teleriscaldamento
COMUNE DI GAIS
2010
Teleriscaldamento
COMUNE DI PISTOIA
2010
Teleriscaldamento
Concessione per la realizzazione delle reti e
degli impianti relativi all'erogazione di
servizio di teleriscaldamento nel Comune di
Gais.
Affidamento della concessione di gestione
dell'impianto di teleriscaldamento a
biomassa.
Progettazione, costruzione e gestione di
COMUNE DI CINISELLO impianto/i per l'erogazione del servizio
BALSAMO
pubblico di teleriscaldamento e
cogenerazione.
COMUNE DI BRA
Concessione del suolo e del sottosuolo
comunale per la posa delle reti, degli
impianti e delle infrastrutture relativi
all'erogazione del servizio di
teleriscaldamento nella città di Bra (Cn).
2010
Teleriscaldamento
2010
Teleriscaldamento
Affidamento in concessione della gestione
COMUNE DI BARBERINO
dell'impianto di teleriscaldamento a
VAL D'ELSA
biomassa in località Prumiano.
Toscana
ND
In esercizio
2011
Teleriscaldamento
COMUNE DI
CAMPORGIANO
Servizio di gestione ventennale di un
impianto di produzione di energia termica
collegato ad una rete di teleriscaldamento
comprensiva di cofinanziamento,
progettazione esecutiva, realizzazione e
proseguimento dell'istruttoria del progetto
sul bando gal identificato come 'Asse 4
Metodo Leader PSR 2007-2013'.
Toscana
ND
In esercizio
2011
Teleriscaldamento
COMUNE DI
CASTEGNATO
Affidamento in concessione della gestione
dell'impianto di teleriscaldamento con
centrale di cogenerazione.
Lombardia
ND
In esercizio
82
2012
Impianto biomassa
Manifestazione di interesse per
l'individuazione di società idonee alla
COMUNE DI CASALETTO
costruzione, manutenzione e gestione di
SPARTANO
impianti di produzione di energia elettrica da
Fonti Energetiche Rinnovabili: biomassa.
Campania
ND
Contratto
aggiudicato
Impianto biomassa
Concessione di un lotto nel nuovo PIP
dell'area PN1 del P.R.G.C. per la
realizzazione e gestione di un impianto di
gassificazione a biomasse da legna vergine
ad alto rendimento della potenza massima di
1 Mw.
Piemonte
ND
Contratto
aggiudicato
Costituzione di diritto di superficie su sedimi
comunali per la realizzazione e gestione di
COMUNE DI STAZZANO un impianto privato di generazione elettrica
da fonti di energie rinnovabili alimentato a
biomassa.
Piemonte
ND
Gara in corso
Piemonte
ND
Gara in corso
Manifestazione d'interesse per
l'individuazione di operatori economici,
aventi idonei requisiti, interessati a definire
un'associazione in partecipazione ai sensi
IRPINIAMBIENTE SPA DI dell'art. 2549 e segg. del Codice Civile per lo
Campania
AVELLINO
sfruttamento e valorizzazione energetica del
biogas prodotto dalla fermentazione
anaerobica della componente organica dei
rifiuti depositati presso la discarica di
Savignano Irpino (AV).
ND
Contratto
aggiudicato
ND
Gara in corso
Impianto biomassa
Impianto biomassa
2013
Impianto biogas
2013
Impianto biomassa
Ente
Oggetto
Stato di
attuazione
Marzo 2013
2012
Importo (euro)
2012
Regione lavori
2012
Tipo Intervento
Anno bando
COMUNE DI
ROCCABRUNA
COMUNE DI VIGNOLE
BORBERA
COMUNE DI TITO
Affidamento in concessione del diritto di
superficie su sedimi comunali finalizzato ad
un impianto privato di generazione elettrica
da fonti rinnovabili alimentato a biomassa.
Invito alla manifestazione di interesse per la
realizzazione e gestione di un impianto di
cogenerazione alimentato a biomasse su area
di proprietà comunale.
Basilicata
83
2.2.8. Le schede di dettaglio delle iniziative di PPP di importo pari o superiore a 5 milioni di euro
In questa parte del manuale vengono presentati i principali dati delle singole iniziative di PPP per il teleriscaldamento
e per la realizzazione di impianti a bioenergie di importo pari o superiore a 5 milioni di euro censite dall’Osservatorio
Nazionale tra gennaio 2002 e giugno 2013.
BRIANZA ENERGIA SPA
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Descrizione intervento
Luogo di esecuzione
Brianza Energia Spa
Ing.
Giorgio
Tominetti
Telefono
036239131,
Fax
0362391390,
e-mail
[email protected]
Promotore: ATI Unieco-Sadelmi
Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara
Costruzione e gestione di un impianto per la produzione ed erogazione di energia elettrica e
calore per il teleriscaldamento recuperati dalla combustione di rifiuti trattati
Desio (MB)
Gara in corso
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Termine presentazione domanda/offerta
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2008
2008
Agosto
Settembre
08
22
QUANTITA' ED ENTITA' DEL CONTRATTO (previsti nel bando di gara)
Importo complessivo
82.338.600
euro
Corrispettivo per il concessionario
Corrispettivo per il concedente
Durata concessione
ELEMENTI DI VALUTAZIONE (previsti nel bando di gara)
Valore tecnico e prestazioni ambientali
35
punti
5
punti
Manutenzione e gestione del servizio
10
punti
Redditività dell’impianto
15
punti
Costo e durata canone di locazione
20
punti
Contenuti della bozza di convenzione e del
contratto di affitto dell’azienda
15
punti
Esecuzione lavori
84
Importo complessivo presunto dell’investimento per la
realizzazione dell’impianto
Canone di locazione annuo che verrà erogato dal
Concedente per l’affitto dell’opera/impianto realizzato
Azienda Ospedaliero Universitaria Santa Maria della Misericordia di Udine
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Azienda Ospedaliero Universitaria Santa Maria della Misericordia di Udine
Dott.ssa Paola Asquini - Telefono 0432554778, Fax 0432554483, e-mail
[email protected]
ATI Siram Spa, Rizzani De Eccher Spa, Ar.Co Lavori e Cpl Lavori
Società di progetto: Aton per il progetto Srl
Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica
Costruzione e gestione di una centrale tecnologica, di un impianto di cogenerazione, di
cunicoli tecnologici e del centro di servizi e laboratori per l’Azienda Ospedaliero Universitaria,
nonché di una rete di teleriscaldamento verso altre utenze
Udine
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Anno
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Mese
Giorno
2007
Novembre
11
2008
Marzo
03
2009
2009
Ottobre
06
2010
Ottobre
In corso i lavori per il completamento della rete di teleriscaldamento
2012
Dicembre
21
Importo complessivo investimento
60.000.000
euro
24.222.978
euro
30
anni
50
punti
5
punti
25
punti
3
punti
17
punti
5
punti
10
punti
2
punti
Durata concessione
Valore tecnico, estetico ed ambientale
Esecuzione lavori e durata concessione
Redditività
Prezzo
ribasso sui corrispettivi per la gestione
dei servizi nella fase transitoria
ribasso sui canoni di gestione dei servizi
“a regime” e modalità di aggiornamento
ed adeguamento canoni stessi
ribasso sul contributo in conto capitale
85
Importo complessivo presunto dell’investimento per la
realizzazione dell’impianto
Contributo pubblico per il raggiungimento
dell’equilibrio economico finanziario, a cui vanno
aggiunti i canoni annui per i servizi offerti
Corrispettivo per la cessione del diritto di superficie
delle aree ospedaliere e un canone annuo di
concessione per l’uso del sottosuolo pubblico
Durata massima
COMUNE DI NOVARA
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Novara
Arch. Roberto Guasco - Telefono 03213703202, Fax 03213703250,
e-mail
[email protected]
ATI Pessina Costruzioni Spa e ASM Brescia Spa
Società di progetto: ASM Novara Spa
Costruzione e gestione della rete di teleriscaldamento della città di Novara. Fase 1 con
impegno a realizzare le fasi successive.
Novara
La società di progetto è in liquidazione ed è stata richiesta la rescissione del contratto
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2006
2006
2006
2006
Maggio
Luglio
Luglio
Dicembre
12
07
13
20
45.237.550
euro
41
anni
33
punti
Esecuzione lavori
20
punti
15
punti
Referenze ed esperienza
20
punti
Redditività
6
punti
Fondo Ambientale
6
punti
Durata concessione
86
Importo complessivo presunto dell’investimento
Diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare
economicamente tutte le opere e/o impianti realizzati
Canone annuo, relativo agli importi derivanti dalla
percentuale offerta e non inferiore allo 0,1%,
calcolata sul documentato fatturato riguardante tutte
le utenze private, da versare all’Amministrazione
comunale sul capitolo “Fondo Ambientale”.
Azienda Multiservizi e d’Igiene Urbana Genova SpA
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Azienda Multiservizi e d’Igiene Urbana Genova SpA
Ing. Carlo Sacco e Dott. Ferdinando Costa - Telefono 0105584458-426, Fax 0105584451456
Asja Ambiente Italia Spa
Costruzione e gestione delle opere di ampliamento ed adeguamento dell’impianto di captazione
del biogas esistente, finalizzate alla messa in sicurezza della discarica ed alla valorizzazione
energetica del biogas.
Genova
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2004
2004
2005
2005
2005
2007
2006
Maggio
Giugno
Gennaio
marzo
Giugno
Dicembre
Gennaio
25
09
14
22
28
15
36.373.763
euro
Durata concessione
40
punti
Esecuzione lavori
10
punti
20
punti
Prezzo (% riconosciuta ad AMIU Genova Spa per lo
sfruttamento del biogas)
30
punti
87
fatte salve le royalties previste in favore di AMIU
Genova SpA
Royalties in favore di AMIU Genova SpA
COMUNE DI RIMINI
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Rimini
Dott. Federico Placucci - Telefono 0541704311, Fax 054154290, e-mail
[email protected]
ATI Gruppo Società Gas Rimini SpA e C.B.R. Cooperativa Braccianti Riminese
Gestione del servizio di teleriscaldamento, per la durata di anni trenta, nonché il
potenziamento ed estendimento, dei due impianti di teleriscaldamento esistenti (impianto al
servizio del P.E.E.P. Marecchiese e impianto al servizio del P.E.E.P. Viserba) e la costruzione e
gestione del nuovo impianto al servizio del nuovo P.E.E.P. Gaiofana.
Rimini
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Anno
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Mese
2009
2010
2010
2010
2011
Dicembre
Febbraio
Maggio
Ottobre
Agosto
Lavori in corso
Ottobre
2010
Giorno
21
05
17
32.464.900
euro
30
anni
Importo complessivo
Durata concessione
Prezzo più basso
100
punti
al concorrente che proporrà il prezzo più
basso rispetto al valore posto come base
d’asta dal bando pari a 90,00 €/MWht
relativamente alla quota proporzionale
della tariffa calore, e, agli altri
concorrenti un punteggio proporzionale
80
punti
al concorrente che proporrà il prezzo più
basso rispetto al valore posto come base
d’asta dal bando pari ad 2.200.000,00
euro relativamente alla progettazione e
realizzazione
dell’impianto
di
teleriscaldamento a servizio del P.E.E.P.
Gaiofana e, agli altri concorrenti un
punteggio proporzionale
20
punti
88
Importo complessivo presunto di cui 2.200.000,00
per la realizzazione dell’impianto a servizio del PEEP
Gaiofana
Proventi di cui agli Artt. “9 – Condizioni economiche.
Remunerazione del Gestore” e “10 – Condizioni
economiche. Oneri a carico degli utenti e del Comune
di Rimini” del Contratto di servizio
Indennizzi di cui all’art. 8 “Condizioni economiche.
Oneri a carico del Gestore“ del Contratto di servizio
Ecotermica Primiero Spa di Fiera di Primiero
Committente
RUP
Partner privato-Socio d’opera
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Ecotermica Primiero Spa di Fiera di Primiero
Maurizio
Simion
Telefono
0439763422,
Fax
0439763413,
e-mail
[email protected]
ATI Atzwanger Spa e Consorzio Lavoro Ambiente Società Cooperativa, C.C.C. Consorzio
Cooperative Costruzioni
Altre gare di PPP - Società mista
Individuazione di un partner privato-socio d’opera di Ecotermica Primiero SpA cui assegnare il
51% delle azioni e cui affidare:
i.
la costruzione di una centrale di teleriscaldamento alimentata principalmente a
biomassa dotata di cogenerazione elettrica presso il Comune di Transacqua;
ii.
la creazione di una rete di teleriscaldamento a servizio dei Comuni di Fiera di
Primiero, Imer, Mezzano, Siror, Tonadico e Transacqua;
iii.
l’installazione di sottocentrali (scambiatori di calore);
iv.
l’avviamento dell’impianto e la prestazione di assistenza a Ecotermica Primiero
SpA nella gestione tecnica e nella manutenzione dello stesso.
Fiera di Primiero, Imer, Mezzano, Siror, Tonadico e Transacqua
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2009
2010
2009
2010
2010
2013
2010
Agosto
Febbraio
Novembre
Febbraio
Febbraio
In corso completamento lavori
Dicembre
07
05
05
08
15
15
Importo complessivo
26.828.890
euro
Offerta tecnica
soluzioni tecnologiche innovative in relazione ai consumi energetici
valutazione know how su realizzazione impianti affini
migliorie che consentano minori costi di gestione e manutenzione
miglioramento dei parametri di emissione compreso di piano di
monitoraggio, finalizzato alla comparazione della qualità dell’aria nella
valle di Primiero prima e dopo l’entrata in funzione dell’impianto di
teleriscaldamento
polizze assicurative adeguate alla copertura dei rischi in capo al socio
d’opera
miglior tempistica sui tempi di realizzazione e modalità esecutive della
centrale termica e della rete di teleriscaldamento
Offerta economica
ribasso percentuale migliore rispetto all’importo totale a base d’asta
Impegno a trovare un prestito soci pari a 18.000.000,00 euro a 15+2
anni con interesse a tasso fisso pari al 3% annuo ovvero con un
interesse a tasso variabile annuo pari a 0,7% oltre all’EURIBOR a sei
mesi divisore 365, e in misura proporzionalmente minore agli altri
concorrenti.
89
50
punti
5
5
10
punti
punti
punti
10
punti
10
punti
10
punti
50
25
Punti
punti
25
punti
COMUNE DI VALTOURNENCHE
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Valtournenche
Arch.
Cristina
Benzo
Telefono
0166946812,
Fax
0166946839,
e-mail
[email protected]
Metanalpi
Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a gara unica
Costruzione e gestione di un impianto di generazione combinata di energia termica ed elettrica
per alimentare una nuova rete di teleriscaldamento urbano nella frazione Breuil Cervinia
Valtournenche.
Valtournenche (Ao)
Lavori in corso
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2009
2009
2009
2012
2013
Marzo
Giugno
20
15
Giugno
29
Importo complessivo
16.500.000
euro
Gestione economica dell’impianto di
cogenerazione e del sistema di
teleriscaldamento per l’intera durata della
concessione;
Finanziamenti derivanti dalla gestione di
eventuali servizi aggiuntivi;
Eventuali altri introiti riconosciuti dalla
legislazione vigente.
30
anni
A partire dall’allacciamento della prima utenza
Durata concessione
Offerta tecnica
73
punti
Valutazione Tecnica delle offerte
54
punti
11
20
6
12
5
10
7
punti
punti
punti
punti
punti
punti
punti
3
punti
6
punti
Qualità del progetto architettonico della centrale
Qualità del progetto tecnologico
Utilizzo anche di Fonti Energetiche Rinnovabili
Qualità e livello di emissioni inquinanti
Tempo di realizzazione dell’opera
Aspetti gestionali
Modalità di gestione dell’impianto
Costruzione delle tariffe e meccanismi di
aggiornamento (kWh termico)
Contenuto e clausole della bozza di convenzione e
del contratto per la vendita di calore
Contenuto e clausole della bozza di convenzione
Contenuto e clausole del contratto per la vendita di
calore
Contenuto della bozza della "Carta dei servizi per
gli utenti
Offerta economica
Piano economico - finanziario
Tariffe: Prezzo del kWh termico applicato alle utenze
del Comune di Valtournenche
Tariffe: Prezzo del kWh termico applicato all’utenza
ordinaria
Costi di gestione e costi manutenzione
Canone a favore dell’Amministrazione comunale
Corrispettivo per l’interessenza per l’Amministrazione
comunale
Quote fisse per impegno di potenza installata
Contributo di allacciamento a carico delle utenze
3
punti
3
punti
3
punti
27
27
punti
punti
3
90
punti
7
punti
4
4
punti
punti
4
punti
3
2
punti
punti
COMUNE DI CHIVASSO
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Chivasso
Arch. Adriano Bosio - Telefono 0119115401, Fax 0119115444
Enerchivasso SpA
Costruzione e gestione rete di teleriscaldamento Città di Chivasso
Chivasso (To)
Lavori in corso
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2006
2006
2006
2007
2008
2009
Agosto
Settembre
02
29
Maggio
Settembre
Giugno
09
15
30
12.404.370
euro
30
anni
25
punti
33
punti
14
punti
8
punti
20
punti
Durata concessione
Struttura della tariffa, in relazione alle varianti
migliorative proposte
Canone da versare al Comune di cui all’art. 7 della
bozza di convenzione
91
Canone annuo
COMUNE DI MONTICHIARI
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Montichiari
Dott.ssa Giovanna Tomasoni
[email protected]
A2A SpA
Concessione di lavori pubblici ad
Costruzione e gestione di un
cogenerazione per la produzione
proprietà pubblica e privata.
Montichiari (Bs)
Gara aggiudicata
-
Telefono
0309656295,
Fax
0309656295,
e-mail
iniziativa privata a doppia gara
sistema di teleriscaldamento cittadino con centrale di
di energia termica ed elettrica, al servizio degli immobili di
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2008
2008
2009
Gennaio
Aprile
01
11
12.132.000
euro
25
anni
60
punti
15
5
15
punti
punti
punti
10
punti
Durata concessione
Offerta tecnica
Criteri di aggiornamento della tariffa
Esperienze acquisita in progetti analoghi
Interventi per la riduzione di consumi energetici e
dell’impatto ambientale
Offerta economica
Tariffa dell’energia termica
Durata della concessione
Contributo di allacciamento (quota fissa)
Contributo di allacciamento (quota variabile)
92
15
punti
40
punti
15
10
9
6
punti
punti
punti
punti
COMUNE DI VICO CANAVESE
Committente
RUP
Partner privato
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Vico Canavese
Geom. Gianluca Ossola
[email protected]
-
Telefono
0125795810,
Fax
012574301,
e-mail
Altre gare di PPP - Società mista
L’Amministrazione aggiudicatrice:
- cede a soggetto terzo la quota di partecipazione attualmente detenuta dal Comune di Vico
Canavese nella “Vico Energia Srl”, pari a nominali euro 6.000 corrispondente al 60% del
capitale sociale;
- cede a soggetto terzo, in nome e per conto del Consorzio ASA di Castellamonte (TO), la quota
di partecipazione attualmente detenuta dal Consorzio nella “Vico Energia Srl”, pari a nominali
euro 4.000, corrispondente al 40% del capitale sociale;
- aggiudica, contestualmente, il servizio di “realizzazione” e gestione degli impianti e della rete
di teleriscaldamento sul territorio comunale finalizzata all’erogazione del servizio di fornitura di
calore agli utenti, nonché la gestione del servizio di teleriscaldamento, in conformità alla
Convenzione sottoscritta tra Comune e Vico Energia Srl in data 30.5.2006 ed alla successiva
Convenzione sottoscritta tra Comune e Vico Energia Srl in data 29.5.2009, nonché agli atti
deliberativi comunali intervenuti ed, altresì, in conformità all’Accordo transattivo sottoscritto in
data 11-12.7.2012 tra Comune di Vico Canavese, Consorzio ASA e Vico Energia S.r.l..
Vico Canavese (To)
Gara in corso
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2013
2013
Maggio
Luglio
22
03
11.246.854
Euro
41
anni
Corrispettivo/costo dei servizi
20
punti
Qualità del servizio
30
punti
Prezzo offerto per l’acquisto della totalità (100%)
delle quote di partecipazione
50
punti
Durata contrattuale
93
Importo presunto indicativo del servizio per l’intera
durata del contratto
Durata pari a 492 mesi dall’aggiudicazione del
contratto
COMUNE DI BUSTO GAROLFO
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Busto Garolfo
Arch. Giuseppe Sanguedolce
[email protected]
T.E.S.I. Srl
Concessione di servizi
-
Telefono
0331562011,
Fax
0331568703,
e-mail
Concessione del servizio pubblico di distribuzione dell’energia termica per mezzo di rete di
teleriscaldamento prodotta da centrale di cogenerazione, nel territorio del Comune di Busto Garolfo.
Il servizio consiste nella produzione e trasporto dell’energia termica attraverso rete condotte per la consegna
ai clienti e si articola nelle seguenti attività principali:
manutenzione ordinaria;
manutenzione straordinaria;
rinnovo, sviluppo e potenziamento degli impianti di produzione e distribuzione;
allacciamento dei clienti finali alla rete teleriscaldamento e attività connesse;
attività di misura, ovvero posa, manutenzione, verifica e lettura del contatore di energia termica
dei clienti finali;
servizio di pronto intervento, ovvero tempestiva ed efficace gestione delle emergenze.
Busto Garolfo (Mi)
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2011
2012
2012
2013
Novembre
Gennaio
Febbraio
Maggio
30
09
14
13
2012
Dicembre
12
10.350.000
euro
Proventi, posti a carico degli utenti, derivanti dalla gestione
del servizio di distribuzione
Importo stimato del contratto pari alla somma dei ricavi
previsti nei 30 anni di affidamento
717.955,06
euro
30
anni
70
punti
15
punti
35
punti
5
punti
15
punti
30
5
punti
punti
10
punti
5
punti
10
punti
Durata concessione
Rimborso valore residuo industriale degli impianti (canone di
concessione) di cui:
615.844,50 euro, quale importo una tantum (valore
di indennizzo - V.I.R), posto come base d’asta dal
bando aumentato della percentuale offerta;
102.110,56 euro (oltre iva), quale importo una
tantum, a titolo di diritto di superficie trentennale;
canone annuale aumentato della percentuale in rialzo
sulla base di gara
A partire dalla consegna degli impianti
Offerta tecnica
Maggior incremento di potenza termica espresso in kW della centrale di
cogenerazione
Minore tempistica entro la quale l’ incremento di potenza termica della
centrale di cogenerazione verrà realizzato a partire dalla data di consegna
degli impianti
Migliori tecnologie per la massima riduzione delle emissioni sonore ed
aeriformi della centrale di cogenerazione
Minor tempo di allacciamento alle utenze di: Palazzo Municipio - Piazza
Diaz, 1; Scuole Don Mentasti – Via Pascoli; Casa di Riposo Via A. di Dio;
Caserma Carabinieri Busto Garolfo; Alloggi Edilizia Residenziale Pubblica
Via A. di Dio
Offerta economica
Percentuale più alta di aumento rispetto al valore di indennizzo ( V.I.R)
Percentuale più alta di aumento rispetto al valore percentuale del
contributo annuale base del 3% di cui al punto 4.1 del Regolamento
Comunale per la realizzazione di reti di teleriscaldamento su suolo
pubblico
Valore più basso del prezzo dell’energia termica assunto quale base
l’attuale prezzo dell’energia di termica praticata e pari a 98,00 €/Mw
Percentuale di ribasso maggiore al prezzo dell’energia termica applicabile
alle utenze pubbliche rispetto a quanto offerto al punto precedente
94
Il valore in €/Mw che il concorrente ritiene di offrire dovrà inoltre
essere definito e ricavato con la formula monomia A.I.R.U. e con
l’esplicitazione di tutti i parametri occorrenti alla sua
determinazione e che il concorrente ritiene di utilizzare
Comunità Montana Alta Valle Arroscia di Pieve di Teco
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comunità Montana Alta Valle Arroscia di Pieve di Teco
Dott. Eligio Bertone - Telefono 0183362789, Fax 0183366528, e-mail [email protected]
ATI FEN Energia SpA e Energy Recuperator SpA
Società di Progetto: Seava Srl
Costruzione e gestione di un impianto di cogenerazione e distribuzione di calore in
teleriscaldamento alimentato da biomasse di origine agro-forestale.
Pieve di Teco (Im)
Lavori sospesi
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2003
2003
2005
Agosto
Ottobre
13
03
Importo complessivo
9.656.540
euro
3.015.072
euro
Contributo pubblico
30
anni
Qualità tecnica ed affidabilità
20
punti
15
punti
35
punti
Rendimento impianti
5
punti
Proposte di varianti
5
punti
Prezzo
10
Punti
Canone di concessione
10
punti
Canone annuo
Durata concessione
95
Agrorinasce Scrl Agenzia per l'innovazione, lo sviluppo e la sicurezza del territorio di San
Cipriano d'Aversa
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Agrorinasce Scrl Agenzia per l'innovazione, lo sviluppo e la sicurezza del territorio di San
Cipriano d'Aversa
Ing. Giovan Battista Pasquariello - Telefono 0818923034, Fax 0818160091, e-mail
[email protected]
INTERCANTIERI VITTADELLO S.P.A.
Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a gara unica
Costruzione e gestione di un impianto di biogas su un bene confiscato alla camorra ubicato in
S.Maria la Fossa (Ce), località Ferrandelle
Santa Maria la Fossa (Ce)
Gara aggiudicata
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2013
2013
2013
Febbraio
Aprile
Maggio
28
15
02
Importo complessivo
9.000.000
euro
20
anni
Durata concessione
Offerta tecnica
Valenza ambientale, urbanistica e costruttiva dell'opera
Rete di estrazione del biogas e recupero energetico del biogas
Garanzie contrattuali offerte, piano economico-finanziario e
costi di gestione
Offerta economica
Valore in euro del minimo annuale riconosciuto alla stazione
appaltante a titolo di canone concessorio, pari o superiore al
minimo previsto dalla lex specialis
quota di energia ceduta e/o valore equipollente economico alla
ceduta alla stazione appaltante per ogni MWh prodotto, pari o
superiore al minimo complessivo previsto dalla lex specialis
Tempi di esecuzione ed ultimazione dei lavori
96
60
punti
25
15
Punti
punti
20
punti
40
punti
15
punti
15
punti
10
punti
Canone annuo
Durata massima della concessione
COMUNE DI ACQUI TERME
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Acqui Terme
Ing.
Antonio
Oddone
e
Geom.
Foglino
Telefono
0144770238,
e-mail
[email protected]
ATI A2A SpA e EGEA SpA
Società di Progetto: Acqui Energia SpA
Costruzione e gestione del sistema di teleriscaldamento con annesso polo tecnologico che
sostanzialmente si esplica nella realizzazione di una nuova centrale di cogenerazione e
teleriscaldamento per la produzione combinata di energia elettrica e calore e l’ampliamento
della rete di teleriscaldamento urbano della città.
Acqui Terme (Al)
Lavori in corso
PARAMETRI TEMPORALI
Anno
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Mese
2008
2008
2008
2009
2009
Luglio
Settembre
Novembre
Maggio
Aprile
Lavori in corso
Maggio
2009
Giorno
11
12
11
09
30
30
8.938.000
euro
30
anni
35
punti
5
punti
15
punti
Referenze e garanzie
10
punti
Rendimento
15
punti
Criteri aggiornamento tariffa
15
punti
5
punti
Durata concessione
Offerta economica
97
Durata massima della concessione, indicata dal
Concessionario in sede di gara
Valle Umbra Servizi Spa di Spoleto
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Valle Umbra Servizi Spa di Spoleto
Ing. Loredana Lattanzi - Telefono 0743231132, Fax 0743202015, e-mail
[email protected]
Asja Ambiente Italia SpA
Costruzione e gestione dell’impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla
fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica
sita in Comune di Spoleto, località Sant’Orsola per la produzione di energia elettrica.
Spoleto (Pg)
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2007
2007
2007
Luglio
Settembre
Ottobre
07
10
05
2010
2010
8.500.000
euro
9
anni
Durata concessione
Valore tecnico, estetico e ambientale
20
punti
5
punti
15
punti
Valore economico del "Canone di Concessione"
annuo
30
punti
Valore economico del "Canone di produzione"
30
punti
Esecuzione lavori
98
Canoni annui di “concessione” e di “produzione”
COMUNE DI ZOLA PREDOSA (per i dettagli cfr. Capitolo 3.3.)
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Zola Predosa
Arch. Anna Maria Tudisco - Telefono 0516161767, Fax 0516161761, e-mail
[email protected]
ATI S.I.M.E. SOCIETA' IMPIANTI METANO SPA, CO.AR.CO. SRL e SIME ENERGIA SRL.
Costruzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con
cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia termica a servizio di utenze
pubbliche e private del comune di Zola Predosa
Zola Predosa (Bo)
In esercizio
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2006
2006
2007
2007
2007
2008
2008
Giugno
Agosto
Febbraio
Aprile
21
23
05
04
Importo complessivo
8.148.841
euro
5.000
euro
20
anni
Qualità tecnica, estetica e paesaggistica
dell’impianto e delle strutture
20
punti
15
punti
Congruità delle modifiche proposte al progetto
preliminare per il miglioramento del TIR
30
punti
Valutazione economica dello sconto rispetto al
sistema tariffario di vendita del calore
35
punti
Durata concessione
99
economicamente tutti i lavori, le opere e/o impianti
realizzati
Canone annuo per la locazione dell’area su cui
insisterà la centrale di cogenerazione e
teleriscaldamento. Tale canone dovrà essere
corrisposto, a partire dalla data del verbale di
consegna delle aree, per l’intera durata della
concessione
COMUNE DI LOMBARDONE
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Lombardone
Geom. Luciana Mellano - Telefono 0119956101, Fax 0119956036
ATI Energy Recuperator SpA e S.I.T.
Società di progetto: C. Energia Srl
Costruzione e gestione di una centrale a biomassa legnosa della potenza di 1 kw el., per la
produzione di energia elettrica da immettere nella rete elettrica nazionale secondo le
disposizioni e relative procedure approvate, ai sensi dell’articolo 11 comma 1 del DM
24/10/2005, dal Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto col Ministro dell’Ambiente e
della Tutela del Territorio e del Mare, con Decreto del 21/12/2007.
Lombardone
Gara aggiudicata
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2010
2010
2010
Maggio
Giugno
Agosto
12
22
6
Importo complessivo
6.500.000
euro
30.000
euro
15
anni
70
punti
10
punti
25
punti
15
punti
5
punti
Reperimento materiale ( priorità utilizzo
legname proveniente dal comune 5 e zone
limitrofe)
5
punti
20
punti
10
punti
10
punti
10
punti
Durata concessione
Offerta tecnica
Integrazione gestione impianti di
teleriscaldamento, centrale
Progetto relativo alla costruzione e gestione
degli impianti di teleriscaldamento
Progetto relativo alla centrale di produzione di
energia elettrica l’impatto ambientale
provocato dalla costruzione della centrale
Offerta economica
Valore dell’investimento
Maggiore incremento offerto sul valore base
del diritto di superficie
Sviluppo di un piano della comunicazione rispetto
all’iniziativa (conferenze, meeting, evidenza
dell’iniziativa su riviste e quotidiani…)
100
realizzati
Valore minimo del diritto di superficie per l’intera
durata della concessione
COMUNE DI SASSARI
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Sassari
Settore appalti e patrimonio - Telefono 0792279910, Fax 0792279900
Ladurner Spa
Costruzione e gestione di un impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla
fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la di scarica
di Scala Erre.
Sassari
Contratto rescisso
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
Luglio
Settembre
Marzo
Giugno
08
22
29
30
Dicembre
Dicembre
31
31
5.245.284
euro
12
anni
60
punti
20
20
5
5
punti
punti
punti
punti
10
punti
Esecuzione lavori
10
punti
Prezzo - Percentuale di prezzo sul ricavato dalla
vendita dell’energia prodotta riconosciuta
all’Amministrazione
30
punti
Importo complessivo
Durata concessione
Offerta tecnica
Valenza ambientale dell’opera
Recupero energetico del biogas
Rete di estrazione del biogas
Servizi di reperibilità e monitoraggio
Bozza della convenzione (garanzie contrattuali
offerte all’Amministrazione)
101
realizzati
Percentuale di prezzo sul ricavato dalla vendita
dell’energia prodotta
COMUNE DI FOSSALTA DI PORTOGRUARO
Committente
RUP
Concessionario
Tipo contratto
Luogo di esecuzione
Comune di Fossalta di Portogruaro
Arch. Paola Strumendo - Telefono 0421249532, Fax 0421249579, e-mail
[email protected]
ATI C.P.L. Concordia Soc. Coop E Villanova Servizi Srl
Costruzione e gestione di una rete di teleriscaldamento per la distribuzione di energia termica a
servizio di utenze pubbliche e private; la realizzazione della rete da collegarsi alla esistente
centrale a biomasse situata a Villanova Santa Margherita di proprietà della ditta Zignago Power
Srl e la gestione e la conduzione degli impianti ed erogazione del servizio di fornitura energia
agli utenti pubblici e privati, con caratteristiche di servizio di pubblica utilità.
Fossalta di Portogruaro (Ve)
Gara aggiudicata
PARAMETRI TEMPORALI
Indizione gara
Aggiudicazione
Stipula contratto
Inizio lavori
Fine lavori
Inizio gestione
Anno
Mese
Giorno
2012
2013
2013
Novembre
Gennaio
Febbraio
09
08
21
Importo complessivo
5.187.318
euro
3.225.107
euro
1.962.211
euro
30
anni
70
punti
25
45
punti
punti
20
punti
5
5
punti
punti
7
punti
3
punti
10
punti
10
punti
Durata concessione
Offerta qualitativa
Modalità di gestione del servizio
Offerta quantitativa
Cronoprogramma progettazione ed esecuzione
Durata della concessione
Tariffa all’utenza in sede di erogazione del
servizio
Prezzo praticato all’utenza per allaccio in fase
di costruzione della rete
Offerta economica
Rialzo sull’importo del canone di concessione
anticipato a base di gara (pari ad euro
1.962.211,00)
102
Contributo pubblico (1.825.107,00 su fondi
comunitari e 1.400.000,00 euro su fondi comunali) e
diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare
realizzati
Canone anticipato per la concessione rete
3. CASI STUDIO
I casi studio presentati in questo capitolo sono rappresentativi di tre differenti tipologie contrattuali: un contratto di
lavori per la sola realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse, interamente finanziato con risorse
pubbliche; una concessione di servizi della durata decennale per la gestione di un impianto di teleriscaldamento a
biomasse (realizzato con risorse interamente pubbliche, mediante due distinti contratti, uno per la fornitura e messa in
opera di caldaie a biomassa, l’altro per la sola esecuzione dei lavori di costruzione della centrale termica, del deposito
di cippato e della rete di distribuzione dell’acqua calda) con il diritto per il concessionario di gestire e sfruttare
economicamente l’impianto messo a disposizione dal concedente a fronte della corresponsione di un canone annuale;
una concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata per la progettazione, la costruzione, la manutenzione e la
gestione di una centrale di cogenerazione, degli impianti tecnologici e della rete di teleriscaldamento, finanziato quasi
integralmente con risorse private del concessionario e con la corresponsione di un canone annuale all’amministrazione
concedente.
Tutti e tre i casi analizzati rispondono a programmi di promozione delle fonti energetiche rinnovabili, per la riduzione
della dipendenza dalle fonti fossili e per la riduzione delle emissioni di gas serra.
Nel primo caso studio, relativo alla realizzazione di un impianto sperimentale pilota per la trigenerazione presso
l’Incubatore di imprese di Colleferro, BIC Lazio decide di procedere mediante un appalto di lavori. Lo scopo principale
dell’impianto, finanziato interamente con fondi pubblici e gestito da BIC Lazio, non era quello di fornire un servizio
energetico all’incubatore d’imprese ma di perfezionare una tecnologia sperimentale, incentivare la creazione di nuove
imprese nella filiera agro energetica e diffondere i concetti di efficienza energetica e di produzione di energia da fonti
rinnovabili anche attraverso la replicabilità di un modello di utilizzo delle biomasse che fosse capace di valorizzare le
risorse locali. Nel Lazio le procedure di Partenariato Pubblico Privato per questa tipologia di opere pubbliche si stanno
diffondendo solo ultimamente ed essendo ancora ad una fase preliminare non si prestano ad un’analisi di dettaglio;
l’impianto di Colleferro nasce come modello replicabile per la diffusione di queste tecnologie e rappresenta un
importante punto di riferimento per quelle Amministrazioni che vorranno realizzare opere di questo tipo intraprendendo
un percorso di Partenariato.
Nel secondo caso studio, relativo alla concessione di servizi per la gestione dell’impianto di teleriscaldamento a
biomassa forestale di Pomino, frazione del Comune di Rufina, l’Unione Comuni Valdarno Valdisieve, procede alla
realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali mediante un appalto di fornitura delle
caldaie e un appalto di lavori e affida all’ATI Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl in
concessione la gestione. L’impianto, che fa parte di un gruppo di quattro impianti realizzati dalla stessa
amministrazione, rappresenta un modello replicabile per tutti quei Comuni non metanizzati (circa 800 in Italia) che,
quasi sempre, hanno disponibilità di biomassa di origine forestale o agricola. In base a quanto dichiarato dal
responsabile dell’area gestione impianti dell’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve, il percorso da loro intrapreso si
dimostra sostenibile sotto tutti i punti di vista: ambientale, sociale ed economico. Inoltre sarebbe auspicabile un’azione
strategica in situazioni di questo tipo per la realizzazione di piccoli impianti di teleriscaldamento, meglio se di
cogenerazione, che potrebbero unire l’esigenza di fare una filiera locale per l’approvvigionamento di biomassa alla
necessità di produrre energia elettrica. Andando ad agire in maniera così diffusa in tante piccole realtà si raggiunge un
numero che fa la quantità, in modo sostenibile.
Nel terzo caso studio, relativo al project financing a doppia gara per la costruzione e gestione di un sistema di
teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili da biomassa a servizio di utenze pubbliche e private
nel Comune di Zola Predosa, in provincia di Bologna, l’Amministrazione Comunale ha assegnato al raggruppamento
temporaneo di imprese composto da Sime Spa, Sime Energia Srl e Co.Ar.Co. Srl, in seguito Società di Progetto Zola
103
Predosa srl, la concessione ventennale, prolungata per ulteriori cinque anni. In questo caso il successo dell’operazione
è dovuto all’intensa collaborazione tra la parte pubblica e la parte privata. L’Amministrazione esprime i suoi intenti con
chiarezza, a partire dalla stesura della documentazione a base di gara. Il Concessionario supera quelle problematiche
che scaturiscono dall’alea di rischio di adesione al servizio e al tempo stesso risponde alle esigenze
dell’Amministrazione mostrandosi flessibile e propenso ad investire in nuove tecnologie.
3.1. COLLEFERRO: impianto di trigenerazione a biomasse
La Regione Lazio e BIC Lazio decidono di realizzare il primo impianto a microturbina multifuel alimentato a biomassa
in Italia con collaborazione scientifica del Dipartimento di Ingegneria Meccanica dell'Università di Tor Vergata.
L’obiettivo è di sviluppare l’efficienza energetica e valorizzare la filiera agro - energetica locale sostenendo lo sviluppo
di attività imprenditoriali che incentivino la filiera corta delle biomasse, accompagnando e promuovendo l’utilizzo di
energie alternative tra le imprese e gli enti locali in un territorio come quello dell’area di Colleferro e della Valle dei
Latini che vive il problema dell’inquinamento e pertanto ha bisogno di interventi di questo genere per avviare buone
pratiche per il futuro. L’impianto realizzato dall’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa si inserisce nell’ambito di un
progetto volto a creare un “Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica”, promosso e finanziato dall’Assessorato
all’Ambiente della Regione Lazio, e si inserisce nell’ambito della riqualificazione della Valle del Sacco dopo il problema
dell’inquinamento.
L’impianto è collegato all’Incubatore di imprese di BIC Lazio che ha una superficie coperta di circa 1.500 mq e
dispone di 8 ambienti (dai 75 ai 140 mq circa) destinati alle imprese, di una sala formazione da venti postazioni e di
spazi attrezzati per ospitare convegni.
Definizione tecnico funzionale dell’intervento
L’impianto a microturbina multifuel di Colleferro è un sistema di trigenerazione di energia elettrica e termica (calda e
fredda), di piccola dimensione, che dispone di 3 bruciatori: per la biomassa solida (cippato di legna vergine), per i
combustibili liquidi e gassosi. La cogenerazione permette di sfruttare almeno il 90% dell’energia del combustibile
perché recupera quel 65% che gli impianti convenzionali di produzione di energia elettrica disperdono sotto forma di
calore. Consente quindi un risparmio delle fonti di energia primaria e una conseguente salvaguardia dell’ambiente, una
diminuzione delle emissioni di anidride carbonica e un abbattimento dei costi. L’impianto si compone di una
microturbina Turbec e di una caldaia Metalref, ha una potenza di 100 kW e un fabbisogno annuo, stimato su un
esercizio costante, di 1.050 tonnellate di biomassa, l’equivalente di circa 2.000 barili di petrolio. Ogni anno grazie al
suo funzionamento si potrebbe evitare di emettere in atmosfera circa 800 tonnellate di CO2. Si stima che l'energia di
questo impianto possa contemporaneamente fornire elettricità, riscaldamento e raffrescamento a 33 appartamenti, o
soddisfare le necessità di un piccolo insediamento industriale.
Tabella 3.1. - Caratteristiche principali dell’impianto
Potenza elettrica nominale ai morsetti P_el
70 - 100 kWe
Potenza termica recuperabile dai gas di scarico P_th
350 kWt
Rendimento complessivo dell’impianto η_tot
0,8
Rendimento elettrico η_el
0,15
Rendimento termico η_th
0,65
Produzione energia elettrica annua prevista
350.000 – 500.000 kWhe
Consumo biomassa (annuo stimato)
1050 t
Energia primaria risparmiata annualmente (stimata)
350 Tep
Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati BIC Lazio
104
Le componenti fondamentali dell’impianto sono:
‐ il sistema di generazione dell’energia elettrica costituito da una turbina a combustione esterna. L’impianto
si basa sul processo di funzionamento di una microturbina a gas di potenza nominale pari a 100 kW inserita in
un sistema di scambiatori di calore che realizzano un ciclo Brayton aperto, operante con aria e con
rigenerazione. Allo scarico della turbina sono disponibili circa 150 kW termici per uso cogenerativo. La fase di
riscaldamento avviene in uno scambiatore a fasci tubieri ad elevata efficienza. Il ciclo così realizzato è quindi
caratterizzato dal completo disaccoppiamento tra il processo di combustione ed il fluido motore del turbo
gruppo e consente una flessibilità nell’uso di combustibili molto ampia.
‐ il sistema di generazione dell’energia termica costituito dagli scambiatori recuperativi per il riscaldamento e
dall’assorbitore per la generazione di freddo; questa sezione è costituita dall’insieme dagli scambiatori
aria/fumi e aria/acqua per il recupero del calore, situati sia nella camera di combustione che a valle
dell’espansore e dello scambiatore rigenerativo della turbina. Il gruppo refrigerante, a singolo effetto, è una
macchina ad azionamento termico che lavora a pressioni molto basse ed utilizza come fluido di lavoro una
soluzione di bromuro di litio e acqua. L’acqua opera quale refrigerante ed il bromuro di litio, un sale stabile
con alta affinità per il vapor d’acqua, agisce da assorbente. Il sistema di raffreddamento è quindi completato
da una torre di raffreddamento per lo smaltimento del calore dal condensatore, dall’assorbitore e
dall’assorbitore secondario.
‐ il sistema di combustione multi-fuel per l’alimentazione della turbina e del sistema di recupero termico. La
caldaia ha una potenza termica nominale di 500 kW per la produzione di aria calda surriscaldata alimentata a
biomassa (cippato) e multifuel (bruciatore per gas e liquidi). Il sistema di alimentazione principale è
rappresentato da un dosatore a coclea, munito di serranda sbarramento al ritorno di fiamma, direttamente
pilotato da inverter e controllato dal sistema principale di comando e controllo del sistema di regolazione della
potenza erogabile dalla turbina. Il sistema di combustione prevede in alternativa la possibilità di utilizzare
bruciatori per combustibili gassosi o liquidi. L’alimentazione dell’aria comburente è regolata su 3 livelli con
serrande ad alette contrapposte con comando proporzionale mentre l’estrazione dei gas combusti è pilotata da
un ventilatore regolabile in velocità con inverter da pannello e comandi caldaia. Sull’uscita dei gas di scarico
sono presenti tutti gli accorgimenti per abbattere l’emissione di inquinanti. In particolare per la riduzione del
contenuto di polveri si prevede l’installazione di un depolverizzatore multiciclone costituito da elementi in
parallelo con spira interna di accelerazione. Il modulo termico interno di scambio con la turbina prevede uno
scambiatore di calore aria/aria a fascio tubiero con più giri di fumo con perdite di carico inferiori a 0,2 bar e
resistente alle alte temperature.
L’impianto è corredato di un opportuno sistema di controllo diagnostica e monitoraggio che permette la valutazione ed
il controllo dei principali parametri funzionali anche in remoto. Tale sistema consente lo svolgimento di analisi
funzionali delle prestazioni dell’impianto per la valutazione sperimentale delle diverse soluzioni nonché un’efficace
dimostrazione delle prestazioni raggiunte.
3.1.1. Realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse a servizio dell’Incubatore di Colleferro (RM)
L’Assessorato all’Ambiente della Regione Lazio, in seguito all’emergenza inquinamento della Valle del Sacco, decide di
identificare nella Valle dei Latini, l’area compresa fra Colleferro, Anagni, Ferentino, Frosinone e Ceccano, il primo
distretto agro energetico in Italia. Alla fine del 2006 la Regione stanzia un milione di euro per la diffusione delle
bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil e dopo un anno affida a BIC Lazio l’incarico di realizzare un Polo
per le Biomasse e l’Efficienza Energetica a Colleferro con la partnership dell’Università di Tor Vergata, configurando la
sede dell’Incubatore d’imprese come un dimostratore di tecnologia per la micro generazione di energia. A febbraio
2008 viene stipulata la convenzione e nel mese di luglio BIC Lazio pubblica il bando di gara per i lavori di
realizzazione dell’impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e
potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose, progettato dall’Università di Tor
105
Vergata. L’appalto, dall’importo di euro 530.000 oltre IVA, viene aggiudicato all’ATI composta da Semp Srl e
Turbec Spa. A novembre 2009 viene inaugurato l’impianto e nel mese di luglio 2010 in occasione del workshop
“Límpianto biomasse multifuel di Colleferro: un primo bilancio" vengono presentati i risultati raggiunti e gli obiettivi
futuri. Nel 2011 BIC Lazio decide di individuare il fornitore di biomasse mediante una gara pubblica che viene
aggiudicata alla Cooperativa Energia Verde con sede ad Artena (RM). L’impianto entra in funzione saltuariamente,
principalmente a scopo dimostrativo, in quanto la domanda energetica dell’Incubatore d’imprese non è così elevata da
giustificarne un esercizio continuativo.
 Ricostruzione storico procedurale
Nel 1999 nasce l’Incubatore di BIC Lazio nell’ambito di un Programma di Riconversione Industriale che ha interessato
Colleferro e l’area della Valle del Sacco, all’interno di un partenariato BIC Lazio – Comune di Colleferro. Le strutture
sono di proprietà del Comune e affidate a BIC Lazio per le finalità di incubazione con una Convenzione di lungo periodo
(scadenza nel 2021).
Nei primi mesi del 2005 si verifica un’emergenza inquinamento nell’area della Valle del Sacco che coinvolge i
terreni agricoli e gli allevamenti che si trovano in prossimità del fiume Sacco, veicolo dell’inquinante. In accordo con
gli indirizzi dell’Amministrazione Regionale, in particolare con la L.R. 1/2006, istitutiva di Distretti Rurali ed
Agroalimentari di Qualità e del Piano di Sviluppo Rurale 2007-2013, l’Assessorato all’Agricoltura, con la condivisione
dell’Ufficio Commissariale, decide di identificare nell’area colpita dall’emergenza il primo Distretto Agroenergetico
Italiano, al fine di promuovere lo sviluppo rurale del territorio attraverso la continuità dell’attività agricola nel rispetto
dei criteri di sicurezza. L’Assessorato affida ad Arsial, che coinvolge anche Enea e Agriconsulting, il compito di
redigere uno Studio di fattibilità capace di definire la strategia di sviluppo del Distretto. Dallo studio emerge la
possibilità di coltivare le aree interdette con culture arboree e arbustive ligno-cellulosiche a finalità energetica,
in particolare vengono identificati il pioppo e il girasole come potenziali biocombustibili solidi e liquidi utilizzabili per
la produzione di calore o elettricità in impianti dedicati.
In data 20 ottobre 2006 la Regione Lazio, con delibera di giunta n. 686, definisce il Programma attuativo degli
interventi relativi all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla utilizzazione dell’idrogeno, ai
sensi dell’art. 36 della L.R. 4/2006; al punto C.2 prevede lo stanziamento di euro 1.000.000 per la diffusione
delle bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil.
Nel febbraio 2007 nasce nella Valle del Sacco il primo distretto italiano per la produzione integrata di energie
pulite: la Valle dei Latini. La Valle dei Latini ha un’estensione di 762 ettari e si trova in un territorio fortemente
industrializzato compreso fra Colleferro, Anagni, Ferentino, Frosinone e Ceccano. La Regione ritiene opportuno
coinvolgere il contesto imprenditoriale locale nella trasformazione agro-energetica attraverso un’azione di
sensibilizzazione, una massiccia informazione tecnica e un supporto manageriale all’avvio di nuove imprese nel settore
della filiera agro-energetica.
Il 26 ottobre 2007 la Regione affida l’incarico per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza
Energetica a BIC Lazio data la sua presenza nel territorio unitariamente alla sede distaccata della Facoltà di
Ingegneria di Tor Vergata. BIC Lazio propone di configurare la sede dell’Incubatore come un dimostratore di
106
tecnologia per la micro generazione di energia con la partnership dell’Università e viene quindi individuato come
soggetto attuatore del punto C.2 della delibera n. 686 del 20 ottobre 2006.
In data 12 febbraio 2008 viene stipulata la convenzione tra la Regione e BIC Lazio per la realizzazione del Polo
per le Biomasse e l'Efficienza Energetica che prevede: la progettazione e realizzazione presso l’Incubatore di
Colleferro di un impianto pilota di cogenerazione ad alta efficienza per l’avvio di una mini “isola energetica” nella Valle
dei Latini, replicabile in altri contesti regionali; il monitoraggio delle rese dell’impianto e la verifica di possibili
alimentazioni “multifuel”; attività dimostrative sul funzionamento e sulla resa dell’impianto verso le PMI e gli Enti
Locali territoriali e una campagna informativa per i tecnici e gli imprenditori locali; promozione dell’imprenditorialità
per la nascita e lo sviluppo d’impresa lungo la filiera agro-energetica e promozione della coltura del bosco a fini
bioenergetici.
La durata della convenzione è di 12 mesi e l’importo stanziato dalla Regione a favore di BIC Lazio è pari a euro
1.000.000 IVA inclusa che verrà corrisposto per il 20% all’approvazione della proposta operativa di dettaglio, per il
40% alla consegna della prima relazione, per il 30% all’approvazione della seconda relazione e per il restante 10%
all’approvazione della relazione finale.
A marzo del 2008, entro i tempi previsti dalla convenzione, BIC Lazio consegna alla Regione la proposta operativa di
dettaglio per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica.
Il 30 luglio 2008 BIC Lazio pubblica il bando di gara a procedura aperta e con il criterio dell’offerta
economicamente più vantaggiosa per la realizzazione di un impianto sperimentale nel Comune di Colleferro per la
trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse
solide, liquide e gassose. L’impianto dovrà essere basato sulla tecnologia delle microturbine a gas alimentate a
combustione esterna con caldaia multi-combustibile in grado di utilizzare combustibili di natura gassosa (gas naturale
e biogas), liquida (bio-fuel) e solida (cippato ottenuto dalla lavorazione meccanica e scarti provenienti da processi
industriali). Per quanto riguarda quest’ultima tipologia, sarà determinante la possibilità di impiegare non solo biocombustibili coltivati ad hoc, di carattere tradizionale (biomasse), ma anche di utilizzare residui di lavorazione da
processi dell’industria agro-alimentare, onde valutare la fattibilità tecnico/economica di interventi di recupero
energetico nei processi produttivi.
L’importo dei lavori, finanziato principalmente dalla determinazione regionale n. B4498 del 26/10/07, è di euro
530.000 oltre IVA di cui 10.000 per oneri di sicurezza non soggetti a ribasso e i restanti 520.000 soggetti a ribasso.
Il termine massimo di esecuzione dei lavori è di 180 giorni dalla consegna del verbale di inizio lavori.
In data 2 ottobre 2008 BIC Lazio aggiudica l’appalto dei lavori di realizzazione dell’impianto sperimentale all’ATI
composta da Semp Srl e Turbec Spa.
Il 5 novembre 2009 viene inaugurato il primo impianto sperimentale in Italia a microturbina multifuel alimentato a
biomasse, a servizio dell'Incubatore di Colleferro.
Il 21 luglio 2010 si tiene, presso l’Incubatore di Colleferro, il workshop “Límpianto biomasse multifuel di
Colleferro: un primo bilancio" per presentare, al termine della prima fase di sperimentazione della micro isola
energetica, i risultati raggiunti e gli obiettivi futuri. Oltre a BIC Lazio intervengono la Regione Lazio, il Comune di
Colleferro e l’Università di Tor Vergata. A partecipare alla conferenza di lancio e ai seminari tecnici sono circa 200
soggetti tra imprese, enti locali, istituti scolastici, enti di ricerca e agenzie di sviluppo.
Dalla conferenza emerge il raggiungimento di rilevanti risultati: dal punto di vista della promozione imprenditoriale
sono state intercettate 30 idee d’impresa e 11 business plan inerenti la filiera agro-energetica (per la realizzazione di
impianti a biomasse, illuminazione pubblica ad alta efficienza, servizi energetici); le azioni dimostrative sul
funzionamento dell’impianto hanno coinvolto più di 100 soggetti tra imprese, istituti scolastici, public utilities, agenzie
di sviluppo, società energetiche e imprenditori agricoli; sul versante dell’ingegnerizzazione e replicabilità dell’intervento
è stato replicato un impianto di cogenerazione da Arken Spa di Ferentino e sono in corso di realizzazione diversi studi
107
di fattibilità. Tra questi la valorizzazione del potenziale di biomassa da noccioleti della Riserva Naturale Lago di Vico e
dei Comuni di Caprarola e Ronciglione; il progetto di tutela, valorizzazione e promozione della Selva di Paliano; la
valorizzazione degli scarti da falegnamerie e attività boschiva dell’area Lariano Velletri e di valorizzazione del potenziale
di biomassa da castagno di un imprenditore locale.
In data 24 maggio 2011 BIC Lazio pubblica una lettera d’invito alla presentazione di offerte che ha per oggetto
l’acquisizione in economia della fornitura di biomasse combustibili per l’impianto di Colleferro. Il contratto ha una
durata di 2 anni e la gara sarà affidata in base al criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art.
83 del D.lgs 163/2006, secondo il rendimento economico della fornitura ovvero il rapporto tra il valore dei kWh
prodotti dall’impianto ed il costo del materiale fornito. Le imprese che presenteranno un’offerta valida saranno invitate
a consegnare come test una quantità di fornitura di biomasse pari a 6 tonnellate, in seduta pubblica verranno
comunicati gli esiti dei test e al primo classificato della graduatoria verrà aggiudicata la gara.
In data 2 novembre 2011 viene aggiudicata la gara per la fornitura di biomasse combustibili alla Cooperativa
Energia Verde con sede ad Artena (RM).
Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria dell’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro:
Inizio 2005
Emergenza inquinamento nella Valle del Sacco. L’Assessorato all’Agricoltura decide di identificare nell’area
colpita il primo Distretto Agro-energetico Italiano e affida ad Arsial che coinvolge Enea e Agriconsulting uno
Studio di fattibilità per definire la strategia di sviluppo. Dallo studio emerge la possibilità di coltivare le aree
interdette con culture arboree e arbustive ligno-cellulosiche a finalità energetica.
20/10/2006
Il Programma attuativo degli interventi relativi all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla
utilizzazione dell’idrogeno della Regione Lazio prevede lo stanziamento di euro 1.000.000 per la diffusione
delle bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil.
Febbraio 2007
Nella Valle del Sacco nasce il primo distretto italiano per la produzione integrata di energie pulite: la Valle dei
Latini. La Regione intende coinvolgere il contesto imprenditoriale locale nella trasformazione agro-energetica
attraverso delle azioni di sensibilizzazione, informazione tecnica e supporto manageriale all’avvio di nuove
imprese nel settore della filiera agro-energetica.
26/10/2007
La Regione affida l’incarico per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica a BIC Lazio
che propone di configurare la sede dell’Incubatore di Colleferro come un dimostratore di tecnologia per la
micro generazione di energia con la partnership dell’Università di Tor Vergata.
12/02/2008
Stipula della convenzione tra la Regione e BIC Lazio. Si prevede di realizzare un impianto pilota di
cogenerazione ad alta efficienza per l’avvio di una mini “isola energetica” nella Valle dei Latini, replicabile in
altri contesti regionali. La durata della convenzione è di 12 mesi e l’importo stanziato dalla Regione a favore
di BIC Lazio è pari a euro 1.000.000.
Marzo 2008
BIC Lazio consegna la proposta operativa di dettaglio per il Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica.
30/07/2008
Pubblicazione del bando di gara per la realizzazione di un impianto sperimentale nel Comune di Colleferro per
la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse
solide, liquide e gassose. L’importo dei lavori è di euro 530.000 oltre IVA.
02/10/2008
Aggiudicazione dell’appalto all’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa.
05/11/2009
Inaugurazione dell’impianto sperimentale a microturbina multifuel alimentato a biomasse, a servizio
dell'Incubatore di Colleferro.
21/07/2010
Si tiene la conferenza “Límpianto biomasse multifuel di Colleferro: un primo bilancio" presso l’Incubatore.
24/05/2011
Pubblicazione della lettera d’invito per l’acquisizione in economia della fornitura di biomasse combustibili.
02/11/2011
Aggiudicazione della gara alla Cooperativa Energia Verde con sede ad Artena (RM).
Oggi
L’impianto entra in funzione principalmente a scopo dimostrativo in quanto la domanda energetica
dell’Incubatore d’imprese non è sufficiente a giustificarne il funzionamento.
108
 Elementi di sintesi e criticità
Lo scopo principale dell’impianto a biomasse, finanziato interamente con fondi pubblici e gestito da BIC Lazio, non era
quello di fornire un servizio energetico all’Incubatore d’imprese ma di perfezionare una tecnologia sperimentale,
incentivare la creazione di nuove imprese nella filiera agro energetica e diffondere i concetti di efficienza energetica e
di produzione di energia da fonti rinnovabili anche attraverso la replicabilità di un modello di utilizzo delle biomasse
che fosse capace di valorizzare le risorse locali.
A tal proposito BIC Lazio specifica nel capitolato speciale d’appalto che la principale vocazione dell’impianto è quella
di sistema sperimentale per lo studio delle prestazioni energetiche di sistemi di combustione; tuttavia l’impianto deve
essere in grado di operare con elevati coefficienti di utilizzazione (7.000 ore l’anno) in maniera stabile e continuativa
anche al variare del carico. Ciò dimostra che l’idea di utilizzare l’impianto per la climatizzazione dell’Incubatore era ed
è uno degli obiettivi di BIC Lazio in quanto porterebbe un beneficio ambientale e un vantaggio economico in termini di
costi energetici anche alle imprese incubate. Attualmente però le esigenze di energia elettrica, ma soprattutto termica,
dell’Incubatore, non sono così elevate da giustificare un esercizio continuativo dell’impianto, tenuto conto degli oneri di
gestione. Ad oggi l’esercizio dell’impianto viene programmato in ottica di gestione efficiente in modo tale da far
coincidere le esigenze di chi viene a visitarlo, del fabbisogno energetico dell’Incubatore di BIC Lazio e della verifica
tecnica del suo funzionamento in seguito ad interventi migliorativi. Solo laddove si riesca ad integrare alle utenze
dell’Incubatore altre potenziali utenze vicine oppure si attivino programmi di insediamento da parte di aziende più
energivore, si potrà ritenere vantaggioso un esercizio continuativo dell’impianto.
In parallelo BIC Lazio sta perfezionando una procedura di selezione delle biomasse locali anche attraverso la
predisposizione di strumenti di verifica sul piano economico a chi vuole intraprendere la costruzione di un impianto
analogo. Inoltre sta elaborando uno Studio di fattibilità sulla possibilità di utilizzare un’area limitrofa all’impianto per
coltivare le biomasse con applicazioni di ingegneria naturalistica. L’area sarebbe gestita da un gruppo di piccole
imprese locali che verrebbero incubate attraverso un processo basato sulla collaborazione reciproca con il duplice
obbiettivo di favorire un azione coordinata tesa a chiudere il più possibile il ciclo di investimenti all’interno del gruppo
e al tempo stesso di creare una filiera che tragga beneficio dall’impianto a biomasse.
Documentazione fotografica dell’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro
Vista impianto e Incubatore dall’area idonea a coltivazione
biomasse
Turbina di produzione energia elettrica
Foto: BIC Lazio
109
Vasca di stoccaggio
Sistema di estrazione del materiale cippato
Sistema di immissione in caldaia
Camera di combustione caldaia
Gruppo refrigerante
Quadro di comando
Sfiatatoio di sicurezza
Foto: Arch. Sara Toso
110
3.1.2. Parlano i Protagonisti: intervista a Francesca Calenne (BIC Lazio – Coordinamento di Territorio Lazio Sud),Stefano Cordiner (Energy
Manager dell’Università di Tor Vergata) e Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio – Coordinamento tecnico) sull’impianto di
trigenerazione a biomasse di Colleferro (RM)
Quando è partito il progetto e come? Mi può ricostruire la vicenda?
Francesca Calenne (BIC Lazio): il progetto è partito alla fine del 2007 quando l’Assessorato all’Ambiente della
Regione Lazio ha coinvolto BIC Lazio per utilizzare gli incubatori BIC come laboratori in cui sperimentare degli impianti
per la produzione di energia da fonte rinnovabile. In quel periodo la Regione stava avviando una serie di politiche a
sostegno delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica, nascevano lo sportello Kyoto e i poli regionali sulle
energie rinnovabili. In particolare a Colleferro si pensò ad un polo regionale per le biomasse e l’efficienza energetica
che permetteva di unire una serie di iniziative su cui la Regione stava lavorando tra cui la nascita di un distretto
energetico nella Valle del Sacco per la riconversione agricola di alcune aree soggette a bonifica. Il contesto sembrava
quello giusto poiché il Comune di Colleferro è sempre stato molto attento al tema ambientale, ospitava l’Università di
Tor Vergata con la Facoltà di Ingegneria Meccatronica che sviluppava una serie di ricerche legate al tema della
cogenerazione da biomasse e poi BIC Lazio era presente con un Incubatore. La prima azione del polo per le biomasse
era legata alla realizzazione di un impianto dimostratore di carattere sperimentale che nasceva principalmente, oltre
che per servire le strutture dell’Incubatore, per finalità di ricerca dell’Università di Tor Vergata che ha curato la parte
progettuale dell’impianto e di diffusione del tema dell’agroenergia attorno alla creazione d’impresa.
La proposta è partita inizialmente da BIC Lazio e dall’Università, il Comune di Colleferro è stato coinvolto
successivamente in quanto proprietario dell’area che ha in gestione BIC. Il progetto prevedeva delle azioni successive
alla realizzazione dell’impianto sia finalizzate alla divulgazione e diffusione del tema efficienza energetica e agro
energia (attraverso seminari e incontri pubblici) che alla promozione imprenditoriale attraverso la raccolta di
manifestazioni d’interesse e di proposte imprenditoriali su questo tema. Il progetto è stato finanziato dalla Regione che
doveva stanziare i fondi POR (Programmi Operativi Regionali) entro 12 mesi dalla stipula della convenzione con BIC ma
la tempistica era troppo stretta rispetto ai tempi effettivi necessari allo svolgimento dell’iter che avrebbe portato alla
realizzazione dell’impianto. Mi sembra di ricordare che il progetto è partito a metà del 2008 e avrebbe dovuto
concludersi a metà del 2009 quindi abbiamo avuto un ritardo di circa 2 anni perché l’impianto è stato inaugurato a
novembre del 2009 e poi c’è stata la fase successiva di comunicazione e diffusione del tema agro energetico e di
attività con le imprese. Dalla stipula della convenzione i tempi di approvazione del progetto da parte del Comune di
Colleferro sono stati molto lunghi, i rallentamenti erano dovuti principalmente alla mancanza di un vero e proprio
progetto esecutivo che invece era richiesto nell’iter autorizzativo del Comune.
Superata questa fase critica, una volta ottenuta la delibera di approvazione del progetto da parte del Comune, abbiamo
indetto il bando di gara per la realizzazione dell’impianto e, parallelamente, sono iniziati i lavori di opere civili
finalizzate all’adeguamento dell’area d’intervento. BIC ha fatto degli investimenti per finanziare le opere civili
(interventi di sbancamento, realizzazione della vasca di stoccaggio, della rete di distribuzione interna all’Incubatore per
collegarlo all’impianto ecc.), ricorrendo a un fondo - sempre alimentato dalla Regione perché BIC non dispone di
risorse proprie - da destinare all’ammodernamento degli incubatori. Ha risposto al bando di gara un'unica impresa, la
Turbec in ATI con Semp. Per BIC la scelta di avere un impianto che fosse affidabile anche per la climatizzazione era
fondamentale perché in quel momento stavamo rinnovando l’impianto dell’Incubatore, poi ci siamo resi conto che
l’impianto non era partito con questa logica ben precisa e che presentava delle criticità progettuali che sono emerse in
fase di gestione. Nella fase iniziale ci si è preoccupati molto del progetto ma non della gestione futura, quindi di tutti
quegli aspetti a valle quali l’approvvigionamento, la manutenzione, l’ammodernamento e l’organizzazione della gestione
a regime; questioni che sono state affrontate solo quando l’impianto doveva entrare in funzione. Questo ha comportato
dei problemi a BIC Lazio che non avendo competenze interne ha dovuto creare di un gruppo di lavoro e coordinamento
che si occupasse della gestione dell’impianto. Abbiamo fatto esperienza anche dagli errori commessi in quanto
inizialmente, nel primo anno di funzionamento dell’impianto, abbiamo identificato una società di gestione interna al
circuito dei costruttori ma poi ci siamo resi conto che non possedeva tutte le caratteristiche necessarie alla gestione
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dell’impianto in quanto si occupava essenzialmente di manutenzione e non aveva una visione completa. L’impianto
funzionava a singhiozzo e non riuscivamo a capire quali fossero le problematiche che gli impedivano un corretto
funzionamento a regime; parallelamente ci siamo accorti che mancavano quegli aspetti legati al rapporto con i fornitori
di cippato, con chi si occupava della manutenzione straordinaria ma anche quelle competenze necessarie
all’ottenimento di una serie di autorizzazioni relative alle emissioni in atmosfera e all’abbattimento dei fumi di
combustione. L’unico servizio che avevamo era quello di accensione e spegnimento ma non venivano risolte le
problematiche di funzionamento quindi abbiamo chiamato Donato Chimisso, project manager della DCH Sas (società
che si occupa di servizi integrati di direzione aziendale) con cui abbiamo fatto un’analisi delle criticità.
L’impianto doveva garantire la climatizzazione degli spazi dell’Incubatore ma, essendo sovradimensionato rispetto al
fabbisogno interno, sarebbe stato troppo oneroso per BIC tenerlo costantemente in funzione pagando il personale
necessario alla sua gestione e comprando grandi quantità di biomassa, il che comporterebbe anche problematiche di
logistica per lo stoccaggio del materiale se si pensa che siamo in un’area relativamente piccola che è a servizio delle
imprese insediate ma anche della vicina ASL. Quindi ad oggi viene assolta la funzione di impianto dimostratore che
permette alle imprese che vengono a visitarlo di creare un knowhow e di fare un business plan in cui viene indicata la
quantità e la qualità di biomassa necessaria al funzionamento dell’impianto e il costo della stessa. E’ uno dei pochi
impianti a biomassa nel Lazio che sta raccogliendo delle competenze in materia.
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): la Valle del Sacco ha subito nel corso degli anni uno scempio dal punto
di vista ambientale e quando ci si è resi conto del livello di inquinamento raggiunto dal fiume Sacco è stata avviata
un’attività di bonifica e uno degli spunti possibili era quello del ricorso a utilizzi energetici delle biomasse visto che
non potevano più essere usate per fini alimentari (agricoltura e allevamento). Quindi in quell’area c’era una sensibilità
specifica ad utilizzare la biomassa a fini energetici, la Regione era interessata a questo utilizzo, noi avevamo una
competenza specifica su queste tecnologie e abbiamo deciso di coinvolgere BIC Lazio in quanto Incubatore d’imprese e
luogo idoneo ad attività di sensibilizzazione e informazione sui temi energetici, in particolare sull’utilizzo delle
biomasse, in cui si sarebbe potuto formare il dna di queste nuove aziende. BIC Lazio è stato dunque incaricato di
realizzare un impianto sperimentale alimentato a biomasse in un contesto in cui i fruitori del servizio venissero formati
e informati.
Abbiamo fatto un Accordo volontario con la Regione Lazio, in quanto avevamo degli elementi comuni alle loro linee
programmatiche. Il nostro desiderio, forse troppo ambizioso, era di utilizzare biomassa solida, bio olio e biogas; siamo
partiti dal documento dell’Enea che stabiliva come contribuire alla bonifica del territorio della Valle del Sacco
attraverso la trasformazione della filiera agricola in filiera agro energetica; prevedeva che le fasce prospicienti al fiume,
i cui prodotti non potevano arrivare ne direttamente ne indirettamente nelle tavole, fossero destinate a materiale
cippato e immaginava che si potesse ottenere una discreta quantità di olio derivante dalle coltivazioni di girasole.
All’interno di quel contesto abbiamo immaginato una flessibilità totale dell’impianto e quindi anche la possibilità di
alimentarlo con gas metano.
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): io sono stato chiamato nel 2011 per il coordinamento della gestione e
quando sono arrivato ho trovato un gruppo di lavoro che si occupava dello spegnimento e dell’accensione dell’impianto,
della manutenzione ordinaria ma non rilevava di volta in volta i guasti e i malfunzionamenti e non si occupava
dell’analisi dei problemi e delle soluzioni. Non si potevano chiamare un ingegnere e un manutentore fisso in quanto la
spesa sarebbe stata eccessiva quindi mi sono occupato in prima persona del rilevamento dei problemi dell’impianto e,
di volta in volta, chiamavo chi di competenza. Attualmente mi occupo del coordinamento tecnico, ho supportato BIC
Lazio nell’iter di qualificazione dei fornitori di biomassa, tuttora in fase di rinnovamento, ed è sufficiente che
garantisca una mia presenza una volta a settimana.
Quali sono stati i principali attori coinvolti e che ruolo hanno avuto nel processo?
Francesca Calenne (BIC Lazio): in primis BIC Lazio e l’Università di Tor Vergata, poi il Comune di Colleferro in quanto
proprietario dell’area ed Ente locale di riferimento dal punto di vista dello sviluppo del territorio.
Nella fase di lancio dell’impianto è stato individuato quale soggetto di riferimento Agroenergie Italia anche perché BIC
non aveva maturato nessuna esperienza nel settore delle biomasse e non era stata fatta un’azione di selezione e
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qualificazione dei fornitori, eravamo nella fase embrionale e avevamo l’esigenza di approvvigionare l’impianto quindi è
stato individuato, attraverso un gruppo di acquisto locale, Agroenergie Italia come soggetto di riferimento in ambito
nazionale nel circuito di produttori di biomasse e con loro abbiamo fatto la prima fornitura. Organizzazione di Prodotto
Energia Verde Lazio ha fatto una convenzione giuridica con BIC Lazio collegata al progetto sperimentale quindi il primo
approvvigionamento che ha alimentato il progetto da un punto di vista economico è stato ottenuto mediante questa
organizzazione. Nella fase successiva BIC ha utilizzato un’altra modalità, una vera e propria procedura di selezione
pubblica, ha pubblicato un avviso di gara per la fornitura delle biomasse (premiando la vicinanza territoriale dei
produttori), perché questo ci avrebbe permesso di qualificare con maggior efficacia e trasparenza i fornitori.
Quali sono gli obiettivi delle imprese ospitate nell’Incubatore e quali i vostri?
Francesca Calenne (BIC Lazio): finora le imprese che si sono insediate non hanno seguito un percorso d’ingresso
attraverso l’impianto ma sono tutte imprese che hanno progetti collegati ad altri temi, non ci sono ancora arrivate
candidature di imprese interessate in modo specifico all’impianto e al tema biomasse. L’impianto ha suscitato
l’attenzione di imprese esterne, interessate a replicare questa tecnologia. Abbiamo fatto delle ipotesi sul
coinvolgimento di imprese che hanno residui di produzione capaci di alimentare l’impianto, che stiano all’interno della
filiera e che potrebbero essere incubate qui; non sempre però sono di facile praticabilità perché gli spazi
dell’Incubatore sono piccoli e difficilmente possono ospitare imprese che hanno processi produttivi di grande rilevanza.
Finora chi viene qui si aspetta delle facilitazioni non legate all’impianto.
Il nostro obiettivo iniziale era quello di realizzare un impianto di produzione energetica da biomassa che potesse essere
replicabile, favorendo la ricerca e la diffusione di questa tipologia d’impianto. L’idea di utilizzare l’impianto per la
climatizzazione e la fornitura di energia elettrica dell’Incubatore era ed è uno degli obiettivi di BIC Lazio, che
porterebbe un beneficio economico dovuto al costo più basso dell’energia termica ed elettrica oltre che ambientale
dovuto all’eliminazione dei combustibili fossili e alla riduzione delle emissioni inquinanti e di CO2. Inoltre le imprese
incubate oltre ad avere il vantaggio del tutoraggio e dell’accompagnamento BIC sarebbero facilitate con costi energetici
più bassi. Non siamo ancora riusciti a raggiungere quest’obiettivo, ma stiamo lavorando ad un programma specifico di
valorizzazione dei progetti imprenditoriali collegati all’energia verde, rafforzando quindi in parallelo l’integrazione di
questa funzione con altre funzioni di BIC che sono collegate allo sviluppo di progetti imprenditoriali.
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): il nostro obiettivo era di realizzare un impianto sperimentale che ci
permettesse di mettere a punto una tecnologia, incentivare la creazione d’impresa e facilitare lo sviluppo dei concetti
di efficienza energetica e di produzione di energia da fonti rinnovabili, anche attraverso la replicabilità non
dell’impianto specifico ma del modello di sviluppo di utilizzo delle biomasse capace di valorizzare le risorse locali.
Nello specifico eravamo interessati allo sviluppo tecnologico e alla ricerca applicata. Volevamo realizzare un impianto
che fosse in grado di gestire biomasse con caratteristiche diverse. Questo perché la biomassa è un’ottima fonte
energetica ma come densità si pone in valori intermedi tra quelli dei combustibili fossili e per garantire con continuità
la produzione di energia elettrica bisogna prevedere una filiera di approvvigionamento piuttosto imponente, qualunque
sia la potenza che si vuole generare, perché la quantità di materiale introdotto è significativa.
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): attualmente sto facendo uno Studio di fattibilità con l’obiettivo di
suggerire a BIC Lazio come integrare l’impianto con delle coltivazioni a km zero e ho cominciato a contattare dei
potenziali nuovi soggetti che potrebbero essere interessati al tema incubazione. Un gruppo formato da 10 piccole realtà
locali potrebbe gestire un area accanto all’impianto. Questo implicherebbe un processo di incubazione diverso da
quello praticato finora in quanto sarebbe basato sulla collaborazione di un gruppo di soggetti eterogenei; per esempio:
un falegname realizza una serra per un vivaista che utilizza l’impianto a biomassa per riscaldarla. L’obiettivo è di
favorire un azione coordinata tesa a chiudere il più possibile il ciclo di investimenti all’interno del gruppo e di creare
una filiera che tragga beneficio dall’impianto a biomasse. In questo Studio di fattibilità stiamo coinvolgendo anche il
Comune che è proprietario del terreno in questione e che avrebbe il vantaggio di trasformare quest’area abbandonata in
un parco senza nessun onere economico e anche in una fase successiva non dovrebbe preoccuparsi della manutenzione
in quanto se ne occuperebbe questo gruppo di persone. Quest’azione permetterebbe di raggiungere lo scopo di BIC
Lazio oltre che essere un vantaggio per la collettività.
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Quali sono stati i principali problemi che avete incontrato?
Francesca Calenne (BIC Lazio): il primo problema è relativo alla parte progettuale a monte che è stata sviluppata con
lo scopo di ottenere degli obiettivi di ricerca e non ha tenuto conto del fatto che l’impianto dovesse essere funzionale
alle attività di BIC Lazio che aveva delle esigenze di operatività e di servizio alle imprese. Nel progetto iniziale era
prevista una parte, tra l’altro anche consistente, di costruzione del modello di gestione che però è stata fatta in modo
molto approssimativo dati i tempi stretti; BIC in quella fase avrebbe dovuto acquisire una competenza esterna per
mettere subito in piedi il proprio percorso di sviluppo. Questa problematica è emersa in modo pieno dopo, cioè nella
fase attuativa, quando è mancato il coordinamento tecnico necessario alla messa a punto di un progetto di gestione
dell’impianto.
Un’altra fase problematica è stata quella autorizzativa perché il Comune di Colleferro ha avuto dei tempi di
approvazione del progetto molto lunghi, principalmente dovuta dovuta a questioni di consenso. Siamo in un territorio
che ha avuto problematiche ambientali legate all’inquinamento e il tema biomasse è molto osteggiato, mal visto dalle
comunità locali. Attraverso l’incontro e il confronto con le varie associazioni ambientaliste ha convinto l’idea di un
impianto dimostratore gestito da un Ente di rilevanza regionale a sostegno delle start-up, e che fosse aperto e visitabile.
A questo va aggiunta una criticità economico finanziaria perché il progetto avrebbe avuto bisogno di una leva
finanziaria anche per una sua “messa a regime” dell’impianto e per le prime fasi di funzionamento dello stesso (proprio
perché nasceva come impianto dimostratore a servizio della ricerca e dello sviluppo d’impresa). Invece questo “startup” dell’impianto è stato finanziato da BIC Lazio con risorse proprie ordinarie. Inoltre le risorse stanziate inizialmente
dalla Regione sono arrivate in ritardo e di questo ha risentito anche il rapporto con i fornitori. Il fondo è andato in
perenzione e la Regione ha dovuto fare un iter molto lungo per rimetterlo in bilancio, a noi manca ancora una quota da
incassare.
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): i fattori che non ci hanno consentito di raggiungere pienamente il
risultato finale inizialmente prefissato sono dovuti al fatto che l’impianto doveva essere ad uso di un insediamento
civile che si è ridotto rispetto alle condizioni iniziali e che una parte di quello che ci eravamo promessi di fare non è
stato fatto a causa di problematiche di natura economica ma anche gestionale. Avremmo voluto lavorare con chi
sviluppava questa tecnologia per migliorarla ma non è stato possibile in quanto le aziende che hanno realizzato
l’impianto sono state trattate da fornitori e come tali si sono comportate e quella che poteva essere una collaborazione
pubblico – privato è diventato un acquisto di tecnologie sul mercato. In oltre c’è stato un periodo in cui non è stato
possibile far fronte a nessun impegno finanziario preso ed è stato difficile mantenere i rapporti con i fornitori. Poi è
stato scelto un modello di gestione che necessitava della disponibilità di un tecnico locale piuttosto che quello che noi
immaginavamo di fare, ovvero una “palestra” in cui far crescere i ragazzi interessati alla tecnologia.
Ci sono state delle varianti all’importo dei lavori per la realizzazione dell’impianto stabilito nel bando di gara? Se
si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute in corso d’opera?
Francesca Calenne (BIC Lazio): no, da quello che mi ricordo non ci sono state varianti all’importo dei lavori.
Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati? Quali sono stati i problemi
che hanno rallentato i tempi d’esecuzione?
Francesca Calenne (BIC Lazio): i termini non sono stati rispettati, proprio perché i tempi di cantiere sono stati più
lunghi del previsto ma le ditte non hanno responsabilità, l’opera è stata consegnata in ritardo perché l’area ancora non
era disponibile. La consegna formale dell’impianto è avvenuta nei tempi previsti ma nel sito della ditta appaltante, a
Pescia (PT), in una fase successiva è stato trasportato e assemblato l’impianto in quest’area.
 Definizione tecnico funzionale dell’intervento:
Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento?
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): abbiamo scelto una tecnologia un po’ particolare che ci consentiva di
sviluppare il modello di utilizzo delle biomasse in una configurazione estremamente locale di filiera corta. Volevamo
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realizzare un impianto che fosse in grado di utilizzare biomasse diverse, disponibili nel territorio, per raggiungere la
quantità di materiale necessaria a garantire con continuità la produzione di energia elettrica. L’impianto nello specifico
consuma 150 kg/ora il che significherebbe, per un utilizzo elevato di circa 7.000 ore, un migliaio di tonnellate l’anno e
se il materiale non è prodotto localmente si riduce il beneficio ambientale derivante dall’utilizzo della biomassa. Per far
questo abbiamo modificato il sistema di combustione rispetto allo standard.
Sulla base dei dati misurati l’impianto di Colleferro risulta essere remunerativo dal punto di vista della produzione di
energia elettrica, considerando anche gli incentivi, solo se si utilizza il calore in modo massiccio in quanto consente di
valorizzare in misura maggiore il combustibile di partenza. L’impianto rappresenta la taglia minima per questa tipologia
perché la spesa per unità di kW installata al diminuire dei 100 kW diventa ancora più grande quindi si stringono ancora
di più i margini sugli utilizzi annuali, in particolare del calore. Considerando che i 100 kW di taglia originale della
turbina diventano 70 kW nella sua versione a biomassa che diventano 40 - 50 kW con materiale umido e che turbine di
taglia inferiore sono le Capstone da 30 kW e non sono italiane oppure ci sono motori piccoli come gli Stirling con
potenze dell’ordine di 1 – 3 kW, appare evidente che queste tecnologie hanno un costo per unità di kW che è molto più
elevato della turbina che abbiamo scelto per l’impianto di Colleferro. L’impianto ha una potenza leggermente superiore
al fabbisogno della struttura dell’Incubatore di BIC Lazio in quella che era la sua versione più estesa.
Il nostro intento principale è di migliorare l’impianto, per esempio utilizzando una parte del calore disponibile per
pretrattare la biomassa rendendola meno umida. Questo tipo di fonte energetica non è strettamente normata e ci si
trova ad utilizzare materiali di combustione non omogenei.
C’è da dire però che la tecnologia utilizzata è interamente italiana e il finanziamento che abbiamo ottenuto è andato ad
aziende italiane: la Turbec che è emiliana ed ha rilevato un prodotto svedese che al momento è leader in Europa per
questo tipo di installazioni e la Metalref che è toscana. Può essere considerato come un banco di prova per far crescere
ulteriormente queste aziende a partire dai problemi che hanno incontrato e si è rivelato efficace in quanto ad oggi
hanno ricevuto più domande di quante ne riescano ad assolvere. Esistono sicuramente delle tecnologie alternative non
italiane che sono più performanti dal punto di vista della combustione della biomassa ma anche più costose.
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): quando sono arrivato ho visionato il contratto e ho verificato che i dati
tecnici sono effettivamente conformi a quanto rilevato dal funzionamento effettivo dell’impianto. Il fatto che sia stato
dato il mandato della progettazione all’Università presenta delle caratteristiche positive riconducibili alla ricerca e al
carattere sperimentale dell’impianto ma anche critiche in quanto questo ha comportato un investimento maggiore.
L’impianto non soddisfa la funzione di offrire un servizio di climatizzazione all’Incubatore perché è stato dimensionato
su un fabbisogno maggiore ma se invece di ospitare 4 o 5 piccole aziende ne venissero ospitate 15 allora converrebbe
tenerlo acceso. Per essere un modello di riferimento in questa tecnologia, dopo 2 o 3 anni di esperienza, sarebbe
necessario fare qualcosa di più, per esempio cedere il calore in eccesso alimentando una serra o una piscina.
L’impianto è dimensionato per climatizzare più di 33 appartamenti ed è in grado di produrre energia elettrica facendo
girare l’aria calda dalla caldaia alla turbina ed è proprio questo che lo rende un impianto sperimentale che ha dovuto
unire le esigenze di ricerca dell’Università di Tor Vergata a quelle di fornire un servizio di climatizzazione per
l’Incubatore di BIC Lazio e di dimostrazione per la diffusione del tema agroenergetico. Purtroppo attualmente non ci
sono le condizioni affinché vengano assolte tutte queste funzioni. Ogni volta che vengono fatte delle modifiche
migliorative all’impianto si riaccende per verificarne il funzionamento. Probabilmente verrà messo in funzione nel mese
di agosto, quando si potrà testare l’esito di una piccola modifica al sistema di aspirazione fumi e ci sarà una maggiore
esigenza di rinfrescamento nei locali dell’Incubatore.
Francesca Calenne (BIC Lazio): l’impianto era stato pensato per essere multifuel, ma in fase attuativa ci siamo resi
conto che non era possibile a livello autorizzativo: i vigili del fuoco non permettono un esercizio simultaneo o parallelo
di combustibili di diversa natura quali bio olio, biogas e biomasse solide. Sarebbe pericoloso anche per il personale
lavorare in un luogo in cui vengono tenuti insieme serbatoi contenenti olio, gas e cippato di legna vergine. Abbiamo
dovuto fare una scelta e dato che nel territorio non c’era disponibilità di biogas abbiamo scelto di utilizzare il cippato
con cui è stato fatto il certificato di collaudo. L’impianto è stato progettato per avere la massima flessibilità quindi
dispone di 3 bruciatori diversi per biomasse allo stato solido, liquido e gassoso; a livello sperimentale si potrebbe
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autorizzare l’uso parallelo di differenti biomasse ma per ora abbiamo l’autorizzazione per utilizzare in continuo solo il
cippato.
 Valutazione in termini di gestione e redditività:
Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda? In base a quali parametri è stato
dimensionato l’impianto?
Francesca Calenne (BIC Lazio): è stato fatto una sorta di audit del fabbisogno energetico della struttura dell’Incubatore
ma molto approssimativo, una stima di massima dei costi annui d’impiego di GPL e di energia elettrica; non è stata
fatta invece un’analisi della struttura dell’Incubatore, di eventuali altre utenze che potevano essere collegate
all’impianto viste poi le sue caratteristiche.
Ora che l’opera è stata realizzata ritiene validi i parametri utilizzati?
Francesca Calenne (BIC Lazio): penso che i parametri di partenza siano stati pochi e approssimativi.
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): no. Quando vengono a visitare l’impianto e si rendono conto che non è
redditizio ci ripensano, per rendere possibile la replicabilità dell’impianto la prima esperienza sarebbe dovuta essere
redditizia. Infatti quando vengono a visitarci proprietari di agriturismi, di vivai, di uliveti ecc. facciamo un’ipotesi di
business plan in base al volume da servire e alla disponibilità di materie prime.
L’offerta di energia elettrica e termica prodotta dal nuovo impianto di trigenerazione soddisfa la domanda di
elettricità, aria calda e aria fredda?
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): la soddisferebbe ma non conviene tenerlo acceso perché costerebbe più il
cippato utilizzato che l’energia effettivamente consumata. Se ci fosse un maggior numero di utenze converrebbe tenerlo
costantemente in funzione.
Quante tonnellate di biomassa servono annualmente per alimentare l’impianto? Chi si occupa
dell’approvvigionamento? Da dove proviene la biomassa?
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): attualmente, considerando l’uso sporadico dell’impianto, servono circa
250 tonnellate l’anno se invece rimanesse acceso 7.000 ore l’anno ne servirebbero 1050. Mi occupo personalmente di
coordinare l’approvvigionamento, abbiamo avviato una procedura di selezione per individuare i fornitori di cippato li
abbiamo cercati tra chi fa interventi di manutenzione del verde, manutenzione boschiva anche nella zona di Viterbo, o
bonifiche per debellare parassiti infestanti come nel caso di Civitavecchia. Adesso abbiamo un piccolo albo di
riferimento con la qualificazione dei fornitori a km zero quindi la loro organizzazione, la provenienza del materiale, la
tracciabilità dello stesso, la qualità e la resa energetica. Vado personalmente sul posto a verificare se il cippato è di
legna vergine e studio la resa energetica del materiale, per esempio il pioppo rende meno del castagno che rende meno
del faggio, e come questo si comporta in funzione del livello di umidità.
La biomassa proviene da Monterondo, da Frosinone, abbiamo provato anche quella di Velletri, di Artena, di Lariano,
abbiamo contattato anche dei potenziali fornitori a Fiuggi, a Soriano nel Cimino, a Venafro e a Campoverde.
Qual è la modalità di gestione?
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): l’accensione dell’impianto è saltuaria e avviene a livello dimostrativo per
nuove aziende interessate, fornitori o chi ha interesse ad avvicinarsi alla costruzione di un impianto di questo tipo.
Logicamente cerchiamo di conciliare più esigenze, quali le visite, gli interventi di manutenzione e le necessità di BIC.
Prima ero responsabile dei servizi tecnici della centrale termica di Castellaccio e in un impianto piccolo come questo ci
sono le stesse problematiche tecniche e di sicurezza perché i fluidi sono in movimento ad alta temperatura. Per gestire
il coordinamento tecnico è necessario valutare le competenze di chi opera all’interno dell’impianto, gestire il rapporto
con i fornitori e con tutto il personale tecnico che, a seconda delle problematiche rilevate, viene chiamato per fare una
diagnosi.
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E’ prevista una scadenza temporale alla gestione dell’impianto? E alla permanenza delle imprese ospitate
nell’Incubatore?
Francesca Calenne (BIC Lazio): la permanenza delle imprese all’interno dell’Incubatore è temporanea, legata allo
sviluppo della startup. Nella gran parte la tempistica è di 3 anni di affiancamento per lo sviluppo iniziale, più 2 per
l’insediamento, pagando un canone di servizi che BIC offre all’impresa. La gestione dell’impianto non ha una scadenza,
essendo stato promosso da BIC attraverso un fondo regionale. Attualmente la gestione è affidata ad un fornitore esterno
ma pur sempre in capo a BIC, attraverso un contratto limitato nel tempo. In passato ci sono stati affidamenti della
durata di un anno mentre quest’anno è stato fatto un affidamento di cinque mesi con interruzione nel mese di agosto,
quando non si necessita di manutenzione.
 Valutazioni sul risultato finale in termini di qualità del servizio erogato:
Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo impianto biomassa multifuel?
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): dal punto di vista emissivo l’impianto è facilmente controllabile, è dotato
di un depolverizzatore multiciclone per la riduzione del contenuto di polveri.
Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): l’impatto è sicuramente positivo.
Quante sono le tonnellate equivalenti di petrolio (Tep) risparmiate e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di
emettere ogni anno grazie a questo intervento?
Francesca Calenne (BIC Lazio): il funzionamento è stato talmente contenuto che ad oggi è impossibile valutare i
risparmi in termini di materie prime. I valori stimati potranno essere verificati laddove successivamente vi sarà un
esercizio più costante dell’impianto.
 Sulla base dell’esperienza maturata:
Pensa sia auspicabile intraprendere delle procedure di Partenariato Pubblico Privato per la realizzazione di
impianti di questo tipo?
Francesca Calenne (BIC Lazio): decisamente si. La strada futura è quella degli investimenti nelle energie rinnovabili.
La difficoltà delle amministrazioni a sostenere gli investimenti rende essenziale la partecipazione del privato, anche per
quanto riguarda la valorizzazione del territorio e lo sviluppo di beni pubblici sia da un punto di vista economico che di
manutenzione e salvaguardia. Anche in questa esperienza sarebbe stata utile la partecipazione di un privato.
Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): sicuramente. Anche in questo caso specifico sarebbe stato utile
intraprendere una procedura di Partenariato Pubblico Privato in quanto il partner privato sarebbe stato interamente
coinvolto nel processo sentendosene parte integrante e questo ci avrebbe permesso di instaurare la collaborazione che
avremmo voluto.
117
3.2. UNIONE COMUNI VALDARNO E VALDISIEVE: impianti di teleriscaldamento a biomasse legnose
L'Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve, nel solco degli importanti risultati ottenuti dall'Ente nella sua precedente
veste di Comunità Montana Montagna Fiorentina, si pone l’obiettivo strategico di sviluppare la valorizzazione delle fonti
energetiche rinnovabili. Per questo l’Ente si impegna nella realizzazione di una serie di impianti che porteranno la
quota di energia prodotta da fonti rinnovabili nel suo territorio a livelli di eccellenza rispetto ai limiti fissati dal
protocollo di Kyoto. In questo percorso sono prioritarie le fonti energetiche rinnovabili più tipiche dell'ambiente
montano quali il legno, e l'acqua. Per quanto riguarda le biomasse legnose l’interesse verso questa potenziale fonte di
energia rinnovabile diventa concreto nel 2002 quando in occasione di una visita guidata agli impianti della Val
d’Ultimo in Alto Adige, organizzata dall’ARSIA (Agenzia Regionale per lo Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo
forestale), alcuni esponenti tecnici e amministrativi dell’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e della Regione
Toscana hanno il primo contatto con questa tipologia d’impianti. In seguito a quella visita la Comunità Montana di
allora decide di inserire nel Piano di sviluppo socio economico un settore specifico sulla valorizzazione delle fonti
energetiche rinnovabili, in particolar modo rispetto alle biomasse di origine forestale e, ad oggi, sono già stati realizzati
4 impianti di teleriscaldamento.
3.2.1. Gli impianti di teleriscaldamento dell’Unione di Comuni Valdarno Valdisieve1
Il primo impianto viene realizzato a Rincine, nel Comune di Londa (Fi), mediante un appalto pubblico ed è gestito in
amministrazione diretta. A seguito del successo dell’operazione l’Ente decide di fare uno Studio di fattibilità per capire
quali fossero i Comuni maggiormente interessati a proporre il teleriscaldamento anche a servizio di utenze private.
Vengono così realizzati gli impianti di Pomino, nel Comune di Rufina (Fi) e di Castagno d’Andrea, nel Comune di San
Godenzo (Fi), attraverso un processo partecipato con la cittadinanza e la loro gestione viene affidata mediante una
concessione di servizi. L’ultimo impianto viene realizzato a Vallombrosa, nel comune di Reggello (Fi), su iniziativa
dell’UTB (Ufficio Territoriale per la Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa e dei Monaci
Benedettini Vallombrosani ed è gestito dall’UTB.
In questo contesto l’impianto di teleriscaldamento di Pomino è stato scelto per l’analisi di dettaglio (vedi capitolo
3.2.2.) in quanto attualmente è gestito da un privato selezionato con una procedura di Partenariato Pubblico Privato.
Di seguito vengono invece presentati i dati di sintesi dei quattro impianti realizzati.
 Impianto di teleriscaldamento di Rincine, nel Comune di Londa
1
E’ il primo impianto progettato e realizzato in Toscana ma rappresenta
anche il primo impianto realizzato nell’Italia centro - meridionale.
L’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina con l’intenzione di
valorizzare le risorse tipiche del territorio rurale e montano, individua
nel complesso demaniale di Rincine un potenziale centro dimostrativo
per le energie rinnovabili e decide, nell’ambito del progetto ProEnergy,
di realizzare un impianto di teleriscaldamento alimentato da una
caldaia a cippato di legna. Il 28 ottobre 2003 pubblica il bando per la
realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato da una
caldaia a biomassa e nell’ottobre 2004 entra in funzione l’impianto.
L’importo complessivo dei lavori è di euro 266.164, stanziati dalla
Regione Toscana (Mipaf – Progetto ProBio), dai fondi comunitari
Le immagini presenti nel capitolo 3.2. sono state fornite dall’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve
118
(programma Leader+), dalla Provincia di Firenze e dallo stesso Ente Comunità Montana Montagna Fiorentina. Il
rifornimento della caldaia proviene interamente da interventi colturali effettuati nei rimboschimenti di conifere del
complesso dagli operai forestali dell’Ente, pertanto la gestione è in amministrazione diretta. Anche grazie
all’istallazione di un impianto a turbina per la produzione di energia elettrica (minihydro) da immettere nella rete
ENEL, l’Ente trae da questo intervento un considerevole beneficio economico in termini di risparmio energetico: in
quasi 10 anni di funzionamento dell’impianto c’è stato un abbattimento sui costi di combustibile del 70% rispetto alla
precedente alimentazione a gasolio. L’obiettivo dell’Ente è di fornire un modello riproducibile ai soggetti che vorranno
realizzare impianti analoghi sia in termini di economicità che in termini di compatibilità ambientale e paesaggistica.
Definizione tecnico funzionale dell’impianto
L'impianto di teleriscaldamento di Rincine riscalda e fornisce acqua calda sanitaria ai
fabbricati del Centro aziendale del servizio attività forestali presso cui è collocato, per
un totale di circa 6.500 mc serviti tra cui: uffici, foresteria, centro polifunzionale e
altre unità ad uso residenziale. Viene alimentato da circa 600 quintali di biomassa
legnosa l’anno che proviene interamente dal complesso forestale di Rincine e quindi
percorre una distanza massima di circa 5 - 6 km. Il complesso forestale di Rincine
appartiene al patrimonio agricolo forestale della Regione Toscana e viene gestito per
delega dall’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve che attua gli interventi previsti dal
Piano di gestione e, dovendosi occupare anche dello smaltimento degli assortimenti
legnosi non apprezzati dal mercato, li utilizza come combustibile legnoso trasformando
così il problema dello smaltimento in una risorsa.
L’istallazione di un impianto a turbina per la produzione di energia elettrica da
minihydro permette di ottenere ulteriori benefici economici, oltre che ambientali,
derivanti dalla vendita dell’energia immessa nella rete ENEL. L’impianto sfrutta una
condotta esistente, parzialmente adeguata allo scopo, che dall’invaso artificiale dell’Aina rifornisce il vivaio posto
presso la sede del Centro aziendale del servizio attività forestali.
Tabella 3.2. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Rincine
Tep (tonnellate equivalenti petrolio) risparmiate ogni anno
Riduzione di CO2 annua
Fabbisogno medio annuo di cippato
Esigenze termiche annue / Produzione annua
Costo annuo di combustibile cippato / Ricavo annuo
Impianto di teleriscaldamento
Impianto minihydro
24,09
17,74
143,03 t
105,55 t
53.529 kg
-
783.910 MJ
80.640 kWh
1.606 euro
8.329 euro
Costo alternativo annuo di gasolio
23.653 euro
23.653 euro
Costo alternativo annuo di GPL
23.439 euro
23.439 euro
2 anni
5 anni
PBP (Pay Back Period) su extra costo
Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Unione di Comuni Valdarno Valdisieve
Il cuore dell’impianto di teleriscaldamento è una caldaia a griglia mobile da 320 kW termici che misura 2.715 mm x
1.070 mm e ha un’altezza di 2.300 mm, la pressione massima di esercizio è di 4 bar, la temperatura massima
mandata è di 110°C, è dotata di scambiatore di emergenza, il diametro dello scarico dei fumi è di 300 mm e il peso
totale a vuoto è di 4.120 kg. Il combustibile utilizzato è pellet o legno sminuzzato del tipo G50 – W30 secondo la
norma austriaca ONORM M 7133, la rete di distribuzione è di 130 m lineari e il volume riscaldato di progetto è di
6.515 mc.
La caldaia ha le seguenti caratteristiche:
119
‐
‐
‐
tubi di fumo a tre giri di fumo;
camera di raccolta fumi posteriore;
camera di combustione con struttura a quattro strati (refrattario, isolante, intercapedine a circolazione d’aria
con recupero di calore, isolamento esterno).
Per la combustione della biomassa la caldaia è dotata di:
‐ alimentatore a coclea rivestito in lamiera di acciaio;
‐ griglia di combustione a gradini in materiale resistente al calore;
‐ vano per la cenere situato in basso, predisposto per l’inserimento di un estrattore automatico della cenere;
‐ camera di combustione a vortice ad alta temperatura completamente rivestita di refrattario resistente alle alte
temperature;
‐ regolazione separata dell’aria primaria o secondaria;
‐ possibilità di collegamento della coclea di alimentazione su tre lati della caldaia;
‐ isolamento esterno con 100mm di lana di roccia rivestita di lamiera di acciaio;
‐ completa di attrezzi per la pulizia, flangie di collegamento, interruttori di apertura porte;
‐ dispositivi di sicurezza: Scambiatore di sicurezza, Tubo di sicurezza, Valvola di scarico termico, Serranda
tagliafiamma, Sprinkler automatico sul cippato, Controllo temperatura deposito, Estintore, Termostato di
sicurezza.
L’emissione polveri è inferiore a 100 mg/Nmc.
Equivalenza energetica: 1 q di cippato = 35 l di gasolio = 35 mc di metano = 45 l di GPL
1 q di pellet= 50 l di gasolio = 50 mc di metano = 65 l di GPL
 Impianto di teleriscaldamento di Pomino, nel Comune di Rufina
Rappresenta in questo contesto il primo impianto a servizio di comunità rurali
oltre che di strutture pubbliche. Dopo l’esperienza positiva dell’impianto di
Rincine, l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina predispone uno Studio di
fattibilità allo scopo di verificare quali fossero le comunità più interessate a
realizzare un impianto di teleriscaldamento e l’esistenza di soggetti della filiera
disponibili ad approvvigionare l’impianto. A manifestare interesse e un’urgenza
maggiore sono i Comuni che presentano frazioni rurali non servite dal metano
ovvero il Comune di Rufina, il Comune di San Godenzo e l’UTB (Ufficio Territoriale
per la Biodiversità) di Vallombrosa, nel Comune di Reggello. Nel 2005 comincia
un percorso partecipato con gli abitanti di Pomino che avevano un serio problema a sostenere i costi per il
riscaldamento e l’acqua calda sanitaria (2.500 euro annui per famiglia); i cittadini vengono invitati ad un incontro
durante il quale gli viene illustrata l’opportunità di realizzare un impianto di teleriscaldamento previo il loro consenso.
Dopo periodiche riunioni e una visita all’impianto di Rincine gli abitanti di Pomino si convincono dell’efficienza
dell’impianto e concordano insieme all’Ente un’ubicazione differente rispetto a quella di progetto. Nel 2007 la Regione
Toscana pubblica un bando di finanziamento per la produzione di energia nelle aree rurali al quale l’allora Comunità
Montana Montagna Fiorentina partecipa con i contratti di allacciamento già firmati ed accede ai finanziamenti richiesti
per tutti e tre gli impianti di teleriscaldamento. Alla fine del 2008 l’Ente, dopo aver
approvato il progetto definitivo dell’impianto di teleriscaldamento di Pomino,
pubblica un bando di gara europeo per la fornitura e messa in opera di caldaie a
biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 333.230
e, nel mese di febbraio 2009, pubblica un bando per i lavori di realizzazione
dell’impianto per un importo di euro 729.805. In seguito all’aggiudicazione di
entrambe le gare e prima del termine dei lavori, l’Ente pubblica un bando per
l’affidamento in concessione della gestione dell’impianto. La concessione viene
assegnata a fine ottobre del 2009 ad un’ATI composta da una Esco, una
120
Cooperativa forestale e uno Studio di progettazione. L’impianto è stato acceso per la prima volta a marzo del 2010, a
maggio dello stesso anno è stato consegnato al concessionario e risulta attualmente in esercizio.
L'impianto di teleriscaldamento di Pomino attualmente fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 84 utenze di
cui 72 dal momento della sua entrata in funzione (per un volume di 27.300 mc serviti) e le restanti 12 dal mese di
settembre 2012. L’impianto viene alimentato dalla biomassa proveniente dai terreni circostanti che sono di un’azienda
che possiede oltre 1.600 ettari di boschi intorno a Pomino e con cui l’ATI ha trovato un accordo commerciale relativo
al prezzo del cippato fornito all’impianto. L’impianto di teleriscaldamento di Pomino è costituito da:
‐ deposito cippato in cemento armato con tetto carrabile;
‐ centrale termica in cemento armato dove sono alloggiate le 2 caldaie;
‐ rete di distribuzione in ferro preisolato con segnalazione elettronica delle perdite in cui circola acqua come
vettore del calore.
L’estrazione del cippato dal deposito alle caldaie avviene per mezzo di un sistema di
rastrelli che muovendosi sul fondo del deposito lo trasportano in canali di caduta
dove varie coclee lo direzionano e lo convogliano in camere di combustione.
L’impianto è dotato di numerose soluzioni progettuali tese ad ottenere affidabilità di
funzionamento, economicità, sicurezza e basse emissioni inquinanti. L’abbattimento
del particolato nei fumi di combustione avviene tramite multi ciclone e filtro
elettrostatico prima dell’immissione in atmosfera, risulta quindi inferiore a 25
mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una sottostazione con 2 scambiatori di calore
(acqua calda sanitaria e riscaldamento) e 1 contatore di calore. La contabilizzazione
dei consumi avviene in telelettura.
Le caldaie Binder RRK 640-850 e RRK 400-600 hanno una potenza totale di 970
kW termici, il volume del deposito di cippato è di 408 mc, il volume dell’accumulo
inerziale di acqua è di 25.000 l e la rete di distribuzione è lunga 1.505 m.
Tabella 3.3. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Pomino
190
550 t
600 t
Autonomia media – periodo invernale
45 giorni
Costo di realizzazione
1.300.000 euro
 Impianto di teleriscaldamento di Castagno d'Andrea, nel Comune di San Godenzo
Si presenta come l’impianto gemello di Pomino infatti la situazione di
partenza risulta analoga in quanto è stato realizzato mediante un processo
partecipato con la cittadinanza e il quadro economico dell’intervento è
pressoché identico. Alla fine di marzo 2007 l’Amministrazione illustra alla
popolazione la proposta del teleriscaldamento a legno cippato, poco più di un
anno dopo pervengono 80 adesioni e si avvia quindi la procedura per la
realizzazione dell’impianto. A seguito di due gare per la concessione di
costruzione e gestione andate deserte, l’allora Comunità Montana Montagna
Fiorentina decide di adottare la stessa procedura utilizzata per realizzare
121
l’impianto di Pomino e, a dicembre del 2009, pubblica il bando di gara europeo per la fornitura e messa in opera di
caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 269.260. A febbraio 2010 viene
aggiudicata la gara e l’Ente pubblica un bando per i lavori di realizzazione dell’impianto per un importo di euro
799.543 che viene aggiudicato nel mese di aprile. Ad ottobre del 2010 l’Ente indice una gara per la concessione in
gestione dell’impianto che viene aggiudicata nel mese di novembre ad un’ATI composta da un Cooperativa di
termoidraulici e un’Azienda agroforestale. L’ATI comincia la gestione dell’impianto a maggio 2011, data della prima
accensione, ma la Capofila viene messa in liquidazione per motivi legati alla mancata riscossione di crediti e a
settembre del 2012 abbandona la gestione dell’impianto. Ad oggi l’impianto viene gestito in amministrazione diretta
dall’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve che si impegna affinché venga affidata nuovamente la gestione
dell’impianto ad un altro soggetto.
L'impianto di teleriscaldamento di Castagno d’Andrea fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 93 famiglie e 2
utenze pubbliche, per un volume totale servito di 30.000 mc ed è costituito da:
‐ deposito del cippato in cemento armato;
‐ centrale termica realizzata con struttura in cemento armato e
tamponature in laterizio ospita le 2 caldaie e tutta l’impiantistica
idraulica della rete di teleriscaldamento;
‐ rete di distribuzione, in cui circola acqua come vettore termico,
realizzata con tubazioni di acciaio preisolate con sistema di
rilevamento delle perdite.
L’estrazione del cippato dal deposito avviene grazie a un sistema a
rastrelli che, muovendosi avanti e indietro sul fondo del deposito, lo
trasportano nel canale principale dal quale un viene inviato, per
mezzo di un sistema di coclee, ad un serbatoio intermedio e da
questo alle camere di combustione delle due caldaie. L’impianto è dotato di numerose soluzioni progettuali tese ad
ottenere affidabilità di funzionamento, economicità, sicurezza e basse emissioni inquinanti. L’abbattimento del
particolato nei fumi di combustione avviene tramite multi ciclone e filtro a maniche ad elevata efficienza prima
dell’immissione in atmosfera, risulta quindi inferiore a 30 mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una sottostazione con
2 scambiatori di calore (acqua calda sanitaria e riscaldamento) e di 1 contatore di calore che consente la
contabilizzazione dei consumi mediante telelettura.
Le caldaie Uniconfort Biotec G30 e G50 hanno una potenza totale di 400+580 kW termici, il volume del deposito di
cippato è di 180 mc, il volume dell’accumulo inerziale di acqua è di 10.000 litri e la rete di distribuzione è lunga
2.400 m.
Tabella 3.4. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Castagno d’Andrea
190
480 t
700 t (al 35% di contenuto idrico)
11 giorni
1.318.000 euro
122
 Impianto di teleriscaldamento di Vallombrosa, nel Comune di Reggello
Si differenzia dagli altri impianti perché l’iniziativa parte dall’UTB (Ufficio Territoriale per la
Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa e dalla Fondazione San Giovanni
Gualberto dei Monaci Benedettini Vallombrosani mentre
per gli impianti di Pomino e di Castagno l’iniziativa era
partita dai Comuni che facevano da portavoce agli
abitanti delle frazioni non metanizzate. In questo caso il
processo comincia nel 2007 con lo Studio di fattibilità
finanziato dal Ministero dell’Ambiente e realizzato da
AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali), allo
scopo di verificare la possibilità di realizzare un impianto di teleriscaldamento
alimentato a legno cippato di provenienza forestale a servizio della frazione di
Vallombrosa. A luglio 2008 viene stipulato un Accordo di Programma tra
l’UTB, l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e il Comune di Reggello per realizzare l’impianto. In seguito
all’approvazione del progetto definitivo, avvenuta a settembre 2009, viene pubblicato il bando per la fornitura e posa in
opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 170.000 che viene
aggiudicato a febbraio 2010. Un mese dopo l’aggiudicazione viene pubblicato il bando per i lavori di realizzazione
dell’impianto per un importo di euro 303.000 che viene aggiudicato ad aprile. L’impianto, finanziato per metà dalla
Regione Toscana (Programma degli investimenti sulla produzione di energia per le aree rurali della L.R. 70/2005) e per
l’altra metà in parti uguali dal Comune di Reggello e dall’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina, viene acceso
per la prima volta a maggio 2011. L’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve che si è fatta carico dell’iter procedurale
che ha portato alla realizzazione dell’impianto ne è comproprietaria insieme al Comune mentre la gestione è
complessivamente affidata all’UTB, le cui strutture sono servite dal teleriscaldamento stesso, che provvede anche alla
fornitura del cippato di legno vergine proveniente dall’ordinaria gestione della Foresta di Vallombrosa.
L'impianto di teleriscaldamento di Vallombrosa fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria all’Abbazia di
Vallombrosa, alle strutture dell’UTB e a una famiglia, per un totale di 16 edifici serviti e un volume di 45.000 mc.
L’impianto è costituito da:
‐ deposito del cippato realizzato in cemento armato con tetto carrabile;
‐ centrale termica anch’essa in cemento armato dove sono alloggiate le 2 caldaie;
‐ rete di distribuzione, in cui circola acqua come vettore del calore, realizzata in ferro preisolato con
segnalazione elettronica delle perdite.
L’estrazione del cippato dal deposito fino alle caldaie avviene grazie a
rotore con 2 bracci articolati posto in fondo al deposito, che convoglia il
combustibile in un canale di coclea e poi, attraverso uno smistatore, nelle
camere di combustione. L’impianto è dotato di numerose soluzioni
progettuali tese ad ottenere affidabilità di funzionamento, economicità,
sicurezza e basse emissioni inquinanti. Per l’Abbazia, caratterizzata da un
volume molto superiore alle altre utenze e da un fabbisogno variabile del
riscaldamento, si è prevista un’apposita modulazione del servizio.
L’abbattimento del particolato nei fumi di combustione avviene tramite
multiciclone e filtro a umido prima dell’immissione in atmosfera, che
risulta quindi inferiore a 25 mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una
sottostazione con contatore. L’impianto fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria durante tutto l’anno.
123
Le caldaie Mawera FU 350 e 550 RIA hanno una potenza totale di 900 kW termici, il volume del deposito di cippato è
di 93 mc, il volume dell’accumulo inerziale di acqua è di 15.000 l e la rete di distribuzione è lunga 1.274 m.
Tabella 3.5. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Vallombrosa
105
302 t
330 t
15 giorni
577.000 euro
3.2.2. Realizzazione di un impianto di teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private nel Comune di Rufina (FI), in località
Pomino
L’Unione Comuni Valdarno Valdisieve nella sua precedente veste di Comunità Montana Montagna Fiorentina,
decide di intraprendere un percorso partecipato con la cittadinanza della frazione di Pomino, nel Comune di
Rufina, che porterà alla realizzazione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali.
L’Amministrazione realizza l’impianto a sue spese usufruendo del finanziamento di euro 400.000 ricevuto dalla
Regione Toscana. Come primo passo individua il fornitore delle caldaie mediante bando europeo, poi pubblica un altro
bando per individuare la ditta che si occuperà dei lavori e, una volta avviata l’opera e prima del termine dei lavori, in
data 2 novembre 2009 affida la concessione di servizi per la gestione dell’impianto all’ATI composta da:
MUGELLO GESTIONI ENERGIA, AGRIAMBIENTE MUGELLO scarl e INTERSTUDI srl. Nel mese di maggio 2010
viene consegnato l’impianto che fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 72 utenze (27.300 mc) che pagano
una tariffa bloccata per i primi 2 anni di 80 euro a MWh.
Il Concessionario si occupa dell’approvvigionamento, della manutenzione e del corretto funzionamento dell’impianto,
riscuote le tariffe applicate all’utenza e versa all’Amministrazione un canone annuo composto da una quota fissa di
euro 10.000 e da una quota variabile pari al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti. Dopo il primi 18
mesi di gestione una forte incongruenza tra il valore di assorbimento stimato nel Piano Economico Finanziario pari a
2.400 MWh e quello effettivo di 650 MWh, porta alla revisione del canone di concessione con un abbattimento della
quota fissa che diventa di euro 1.000. Nel mese di settembre 2012 vengono allacciate ulteriori 12 utenze, per un
totale di 84 utenze servite, e la tariffa viene adeguata sulla base dell’aumento del costo del legno cippato raggiungendo
i 92 euro a MWh.
124
Nel 2002 in occasione di una visita guidata agli impianti di teleriscaldamento della Val d’Ultimo in Alto Adige,
organizzata dall’ARSIA (Agenzia Regionale per lo Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo forestale), alcuni
esponenti tecnici e amministrativi dell’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e della Regione Toscana hanno il
primo contatto con questa tipologia d’impianti.
Il 24 febbraio 2005 la Regione Toscana emana la legge n. 39 recante “Disposizioni in materia di energia” nella quale
si stabilisce che l’azione pubblica sia finalizzata a soddisfare il fabbisogno energetico regionale secondo criteri di
efficienza economica, rispetto della concorrenza, contenimento dei costi per l’utenza, compatibilità con la sostenibilità
dello sviluppo e la tutela dell’ambiente e della salute. Individua inoltre, fra gli obiettivi prioritari della Regione, la
“promozione delle fonti rinnovabili” e la “riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e diversificazione delle fonti,
privilegiando la valorizzazione delle risorse locali”.
In data 27 maggio 2005, con deliberazione del Consiglio n. 13, viene approvato il Piano di Sviluppo della Comunità
Montana Montagna Fiorentina 2005 – 2007 nel quale viene inserito un settore specifico sulla valorizzazione delle fonti
energetiche rinnovabili, in particolar modo si prevede di realizzare nuovi impianti di teleriscaldamento a biomassa
forestale.
In data 15 giugno 2005 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione di Giunta n. 41, approva il
Progetto di individuazione e fattibilità di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali da realizzarsi
nel suo territorio.
Il 18 luglio 2005 l’Ente, con determinazione n.295, affida ad AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali)
l’incarico per la realizzazione di uno Studio di fattibilità e Progetto preliminare di un impianto di teleriscaldamento
alimentato a biomasse forestali da realizzarsi nel territorio della Comunità Montana Montagna Fiorentina.
Il 25 agosto 2005 viene stipulata la Convenzione con AIEL dove si stabilisce che prima di procedere al Progetto
preliminare è necessaria l’approvazione dello Studio di fattibilità.
Nell’autunno del 2005 comincia un processo partecipato che vede gli abitanti di Pomino, una frazione non metanizzata
del Comune di Rufina, direttamente coinvolti nell’ipotesi di realizzare un impianto di teleriscaldamento a servizio della
loro frazione. Nel periodo che va dal 2005 al 2010 sono 11 le comunicazioni circolari scritte agli interessati, molteplici
le assemblee pubbliche e numerosi i contratti.
In data 12 gennaio 2006 l’Ente, con deliberazione di Giunta n. 5, approva lo Studio di fattibilità consegnato da AIEL
in data 4 gennaio 2006 che raccoglie 46 dichiarazioni d’impegno da parte dei residenti della frazione di Pomino, il
42% della popolazione.
Il 26 giugno 2006 a seguito dell’approvazione dell’Accordo di programma stipulato tra la Comunità Montana Montagna
Fiorentina e il Comune di Rufina viene approvato, con deliberazione della Giunta n. 37, il Progetto preliminare per la
realizzazione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a servizio dell’abitato di Pomino.
Il 7 agosto 2006 l’Ente, con determinazione n. 379, indice la gara per l’affidamento della progettazione definitiva ed
esecutiva dell’impianto.
Il 27 ottobre 2006, con determinazione n. 507, viene aggiudicata la gara e affidato l’incarico allo studio Paolo Vangi.
125
Il 20 febbraio 2007 la Regione Toscana pubblica il bando di finanziamento per la produzione di energia nelle aree
rurali rivolto a Comuni, Comunità Montane e Province. La dotazione finanziaria è di 4.000.000 di euro erogati
mediante contributi in conto capitale al 50%, sino ad un importo massimo finanziabile di 400.000 euro per intervento.
Tra gli interventi finanziabili sono compresi gli impianti di teleriscaldamento orientati alla fornitura di energia ad
abitazioni per le popolazioni rurali.
In data 31 luglio 2007 la Comunità Montana Montagna Fiorentina presenta la domanda di cofinanziamento alla
Regione Toscana per i 3 impianti di teleriscaldamento, allegando 85 contratti di allacciamento firmati dall’87% della
popolazione. Per l’impianto di Pomino gli viene concesso il massimo importo finanziabile.
In data 22 novembre 2007 il Comune di Rufina, con deliberazione di Giunta n. 196, approva il Progetto definitivo per
la realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a servizio dell’abitato di Pomino.
Il 6 febbraio 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione della Giunta n.15, approva a sua volta
il Progetto definitivo.
Il 20 settembre 2008 il Comune di Rufina, con deliberazione di Consiglio n. 71, approva la variante al regolamento
urbanistico comunale che interessa l’abitato di Pomino e individua un’area di circa 500 mq da destinare all’impianto
tecnologico di interesse pubblico.
Il 2 ottobre 2008 il Comune di Rufina, con deliberazione della Giunta n. 85, approva il Progetto esecutivo per la
realizzazione dell’impianto, modificato a seguito delle sopravvenute esigenze tecniche, attestando la conformità
urbanistica ed edilizia dell’intervento.
Il 6 ottobre 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione della Giunta n.85, approva a sua volta
il Progetto esecutivo.
Il 28 ottobre 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara europeo a procedura aperta e
con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa
legnosa e relativo sistema di estrazione per l’impianto di teleriscaldamento in località Pomino. L’entità dell’appalto è di
euro 333.230 e il termine per la fornitura e posa dell’impianto è fissato in 60 giorni a decorrere dalla data di
aggiudicazione dell’appalto.
In data 30 dicembre 2008 viene aggiudicata la gara alla ditta Etatech srl che offrendo un ribasso del 12,6% porta
l’importo della fornitura a euro 291.243 oltre IVA.
Il 6 febbraio 2009 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara a procedura aperta e con il
criterio di aggiudicazione del massimo ribasso percentuale sul corrispettivo per i lavori di realizzazione dell’impianto di
teleriscaldamento a biomassa nella frazione di Pomino del Comune di Rufina. L’importo dei lavori è di euro 729.805 di
cui euro 30.962 per oneri della sicurezza non soggetti a ribasso e il termine di ultimazione dei lavori è stabilito in 180
giorni a decorrere dalla data di inizio dei lavori.
In data 30 marzo 2009 viene aggiudicata la gara alla ditta Mallardo Impianti srl che offrendo un ribasso del 17,3%
porta l’importo dell’appalto a euro 577.817 oltre euro 30.962 per oneri della sicurezza non soggetti a ribasso e IVA.
Il 4 maggio 2009 viene stipulato il contratto con la ditta aggiudicataria dell’appalto, il termine dei lavori è previsto per
il mese di novembre.
126
Il 5 ottobre 2009 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara a procedura aperta per
l’affidamento della concessione di gestione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa in località Pomino. La durata
della concessione è di 10 anni a partire dall’inizio della gestione e il canone annuale a base di gara che il
Concessionario verserà all’Amministrazione si compone di una quota fissa di euro 10.000 e di una quota variabile da
indicare in sede di gara non inferiore al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa. La formula
di aggiudicazione è quella dell’offerta economicamente più vantaggiosa sulla base dei seguenti criteri:
‐ un massimo di 60 punti per la qualità dell’offerta tecnica, di cui 20 punti per il luogo di provenienza della
biomassa (da 0 a 50 km 20 punti, da 50 a 100 km 10 punti e oltre i 100 km 0 punti), 15 punti per la
vicinanza del magazzino per lo stoccaggio della biomassa alla centrale, 10 punti per la manutenzione
dell’impianto, 10 punti per la reperibilità in caso di guasto e 5 punti per i servizi aggiuntivi;
‐ un massimo di 40 punti per l’offerta economica che sarà valutata solo se il concorrente riporti un punteggio di
almeno 36 punti nella valutazione dell’offerta tecnica.
Al termine della gara, fissato in data 28 ottobre 2009, perviene un'unica offerta presentata dall’ATI composta da:
Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl. Da verbale di gara, redatto in data 30 ottobre,
risulta attribuito all’ATI un punteggio di 53 punti per la qualità dell’offerta tecnica.
Il 2 novembre 2009 viene aggiudicato in via definitiva il contratto di concessione di servizi per la gestione
dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa di Pomino all’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia, Agriambiente
Mugello scarl e Interstudi srl che offerto il rialzo minimo ammissibile del 15%.
Nel mese di marzo 2010 l’impianto viene acceso per la prima volta.
Nel mese di maggio 2010 viene consegnato l’impianto. Le utenze allacciate al teleriscaldamento sono 72 per un
volume di 27.300 mc serviti e pagano una tariffa, bloccata per i primi 2 anni, di 80 euro a MWh.
Ad ottobre 2011 il Concessionario, a seguito di problematiche economiche dovute ad una forte incongruenza con
quanto previsto dal Piano Economico Finanziario: venivano assorbiti circa 650 MWh a fronte dei 2.400 MWh stimati
nel PEF, chiede una revisione del canone di concessione. La Giunta dell’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve (ex
Comunità Montana Montagna Fiorentina) decide di abbattere la quota fissa del canone da euro 10.000 a euro 1.000.
A settembre 2012 vengono allacciate all’impianto altre 12 utenze, per un totale di 84 utenze servite. Le spese relative
all’ampliamento dell’impianto sono completamente a carico del Concessionario che, trascorsi i primi due anni di
gestione, chiede un adeguamento della tariffa sulla base dell’aumento del costo del legno cippato. L’Unione Comuni
Valdarno e Valdisieve autorizza il giustificato aumento della tariffa che da 80 euro a MWh raggiunge un importo di 92
euro a MWh.
Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria dell’impianto di teleriscaldamento di Pomino:
2002
L’ARSIA organizza una visita guidata agli impianti di teleriscaldamento della Val d’Ultimo in Alto Adige a
cui partecipano alcuni esponenti tecnici e amministrativi della Comunità Montana Montagna Fiorentina e
della Regione Toscana.
24/02/2005
La Regione Toscana emana la L.R. n. 39 recante “Disposizioni in materia di energia”, fra gli obiettivi
prioritari la “promozione delle fonti rinnovabili” e la “riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e la
diversificazione delle fonti, privilegiando la valorizzazione delle risorse locali”.
27/05/2005
Approvazione del Piano di sviluppo della Comunità Montana Montagna Fiorentina 2005 – 2007 che
promuove la valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili e prevede la realizzazione di nuovi impianti
di teleriscaldamento a biomassa forestale.
15/06/2005
Approvazione del Progetto di individuazione e fattibilità di un impianto di teleriscaldamento alimentato a
biomasse forestali da realizzarsi nel territorio della Comunità Montana Montagna Fiorentina.
127
18/07/2005
Affidamento ad AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali) dell’incarico per la realizzazione dello
Studio di fattibilità e del Progetto preliminare dell’impianto.
25/08/2005
Stipula della Convenzione con AIEL.
Autunno 2005
Comincia il processo partecipato con gli abitanti di Pomino per la realizzazione dell’impianto.
12/01/2006
Approvazione dello Studio di fattibilità realizzato da AIEL che raccoglie 46 dichiarazioni d’impegno dei
residenti della frazione di Pomino, il 42% della popolazione.
26/06/2006
Approvazione dell’Accordo di programma tra la Comunità Montana Montagna Fiorentina e il Comune di
Rufina e del Progetto preliminare per l’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a
servizio dell’abitato di Pomino.
07/08/2006
La Comunità Montana Montagna Fiorentina indice la gara per l’affidamento della progettazione definitiva
ed esecutiva dell’impianto.
27/10/2006
Aggiudicazione della gara e affidamento dell’incarico allo studio Paolo Vangi.
20/02/2007
Pubblicazione del bando di finanziamento della Regione Toscana per la produzione di energia nelle aree
rurali. Previsti contributi in conto capitale al 50%, sino ad un importo massimo di 400.000 euro per
intervento. Tra gli interventi ammessi gli impianti di teleriscaldamento.
31/07/2007
La Comunità Montana Montagna Fiorentina presenta la domanda di cofinanziamento alla Regione
Toscana per i 3 impianti di teleriscaldamento e per Pomino riceve il massimo importo finanziabile.
22/11/2007
Il Comune di Rufina approva il Progetto definitivo.
06/02/2008
La Comunità Montana Montagna Fiorentina approva il Progetto definitivo.
20/09/2008
Il Comune di Rufina approva la variante al regolamento urbanistico comunale che interessa l’abitato di
Pomino e individua l’area da destinare all’impianto.
02/10/2008
Il Comune di Rufina approva il Progetto esecutivo, modificato a seguito delle sopravvenute esigenze
tecniche, attestandone la conformità urbanistica ed edilizia.
06/10/2008
La Comunità Montana Montagna Fiorentina il Progetto esecutivo.
28/10/2008
Pubblicazione del bando di gara europeo a procedura aperta per la fornitura e messa in opera di caldaie a
biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione. L’entità dell’appalto è di euro 333.230.
30/12/2008
Aggiudicazione della gara alla ditta Etatechsrl per un importo di euro 291.243 oltre IVA.
06/02/2009
Pubblicazione del bando di gara a procedura aperta per i lavori di realizzazione dell’impianto di
teleriscaldamento a biomassa. L’importo dei lavori è di euro 729.805 oltre IVA.
30/03/2009
Aggiudicazione della gara alla ditta Mallardo Impianti srl che offre un importo di euro 588.779 oltre IVA.
04/05/2009
Stipula del contratto, il termine dei lavori è previsto a novembre.
05/10/2009
Pubblicazione del bando di gara a procedura aperta per l’affidamento della concessione di gestione
dell’impianto per 10 anni. Il canone annuale a base di gara che il Concessionario verserà
all’Amministrazione è composto da una quota fissa di euro 10.000 e una quota variabile non inferiore al
15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa.
28/10/2009
Al termine della gara perviene un'unica offerta dall’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia,
Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl.
02/11/2009
Aggiudicazione dell’affidamento in concessione di gestione dell’impianto all’ATI composta da: Mugello
Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl.
Marzo 2010
Prima accensione dell’impianto.
Maggio 2010
Consegna dell’impianto. Le utenze allacciate al teleriscaldamento sono 72 per un volume di 27.300 mc
serviti e pagano una tariffa, bloccata per i primi 2 anni, di 80 euro a MWh.
Ottobre 2011
revisione del canone di concessione dovuta ad una forte incongruenza tra il valore di assorbimento
stimato nel Piano Economico e Finanziario (2.400 MWh) e quello effettivo (650 MWh). La quota fissa del
canone di euro 10.000 viene abbattuta a euro 1.000.
Settembre 2012
Allacciamento all’impianto di ulteriori 12 utenze per un totale di 84 utenze servite. Adeguamento della
tariffa da 80 euro a MWh a 92 euro a MWh.
128
 Caratteristiche dell’opera pubblica
Oggetto della Concessione: gestione del servizio, definito come l’erogazione di beni e servizi occorrenti per la fornitura di
energia termica alle utenze con approvvigionamento di combustibile (cippato di legna vergine) agli impianti termici
realizzati dall’Amministrazione, nel rispetto delle vigenti leggi in materia di uso razionale dell’energia, di sicurezza e
salvaguardia ambientale, ai sensi dell’art.1, lett. p), del D.P.R. n. 412 del 26 agosto 1993. Per la gestione del servizio
e per la durata della convenzione il Concessionario dovrà a propria cura e spese:
‐
‐
‐
‐
fornire il combustibile biomassa (cippato di legna vergine) necessario per il funzionamento dell’impianto;
gestire in regime normale e di emergenza la centrale funzionante a biomasse collegata alla rete di
teleriscaldamento al fine di assicurarne l’efficienza del servizio;
effettuare o far effettuare la manutenzione ordinaria e straordinaria della centrale funzionante a biomassa e di
tutti gli impianti collegati alla rete di teleriscaldamento al fine di assicurarne l’efficienza del servizio;
assumere il ruolo di terzo responsabile dell’esercizio e della manutenzione dell’impianto termico o farlo
assumere ad impresa dallo stesso incaricata.
Corrispettivo per il Concessionario: gestione funzionale e sfruttamento economico dell’impianto mediante la riscossione
della tariffa applicata all’utenza. L’Amministrazione non assicura alcuna fornitura minima di energia, avendo il
Concessionario stimato il fabbisogno energetico di ogni utenza e rientrando nell’alea della gestione ogni rischio
connesso a variazioni in aumento o diminuzione della domanda.
Corrispettivo per il Comune: il Concessionario corrisponde all’Amministrazione un canone annuale di concessione per un
importo pari alla somma delle seguenti voci come stabilite nella convenzione:
‐ quota fissa ammontante a euro 10.000;
‐ quota variabile pari al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa prevista.
Durata della concessione: la convenzione ha durata 10 anni decorrenti dalla data di inizio della gestione.
Consegna dei lavori: tra gennaio e febbraio 2010, con un paio di mesi di ritardo rispetto alla data stabilita nel contratto.
Il certificato di collaudo è avvenuto in data 25 marzo 2010.
Importo dei lavori: i lavori di realizzazione dell’impianto sono a carico dell’Amministrazione che ha usufruito dei
finanziamenti della Regione Toscana per un importo di euro 400.000. Inoltre ciascun utente ha corrisposto
all’Amministrazione euro 1.000 per il costo di allacciamento alla rete di teleriscaldamento e circa euro 5.000 per i
lavori di allacciamento alla rete pubblica comprensivi della fornitura di sottostazioni (scambiatori e conta calorie), sui
quali è prevista la possibilità di beneficiare delle detrazioni fiscali del 55%.
Tariffe: il prezzo totale unitario del servizio a biomassa (cippato di legno vergine) stabilito nella convenzione è pari a
euro 80 a MWh oltre IVA e può essere adeguato a decorrere dal terzo anno di gestione. Ai fini dell’adeguamento della
tariffa il prezzo totale unitario del MWh del servizio energia si intende composto dalle seguenti componenti:
‐
‐
‐
70% fornitura combustibile, adeguata in base alla variazione dei prezzi risultanti dai listini ufficiali;
5% energia elettrica, adeguata in base alle variazioni del prezzo determinato dall’Autorità dell’Energia;
25% manodopera e manutenzione, adeguata secondo le variazioni del costo orario in base al CCNL Assistal.
L’adeguamento non potrà comunque portare la tariffa ad un importo superiore al costo del MWh per il riscaldamento
tramite gasolio ridotto al 10%.
All’inizio del terzo anno di gestione la tariffa viene adeguata a euro 92 a MWh.
129
Il caso studio dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa forestale di Pomino rappresenta un modello replicabile per
tutti quei Comuni non metanizzati (circa 800 in Italia) che, quasi sempre, hanno disponibilità di biomassa di origine
forestale o agricola. Il percorso intrapreso dall’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve, allora Comunità Montana
Montagna Fiorentina, che ha portato alla realizzazione di una serie di impianti di produzione energetica da biomassa tra
cui quello di Pomino, si dimostra sostenibile sotto tutti i punti di vista: ambientale, sociale ed economico.
Per quanto riguarda l’aspetto ambientale l’Amministrazione decide di utilizzare la fonte di energia rinnovabile propria
del territorio che per il 70% è coperto da boschi, trasformando il problema dello smaltimento di assortimenti legnosi
derivanti dagli interventi di manutenzione boschiva e non apprezzati dal mercato in una risorsa energetica. Inoltre per
produrre il legno cippato si utilizza una quantità di energia nettamente inferiore rispetto a quella necessaria per
produrre i combustibili fossili e si ottiene, considerando tutti e 4 gli impianti, una riduzione annua di CO2 di circa
1.500 t e un risparmio annuale di quasi 600 Tep. Un altro dato significativo è che prima della realizzazione
dell’impianto a Pomino si produceva calore utilizzando combustibili fossili (gasolio e GPL) per il 75% e legna da ardere
per il restante 25%, circa 400 tonnellate l’anno; ad oggi i combustibili fossili sono stati eliminati e il consumo di
biomassa è di 600 tonnellate l’anno. Quindi mediante l’efficientamento della combustione è sufficiente aumentare del
50% la biomassa forestale utilizzata sottoforma di cippato per eliminare i combustibili fossili.
Da un punto di vista sociale l’Amministrazione ha coinvolto gli abitanti di Pomino con incontri, assemblee,
comunicazioni e visite guidate ad altri impianti al fine di verificare l’effettivo interesse della popolazione all’idea del
teleriscaldamento, intraprendendo un percorso condiviso con la comunità di Pomino che ha contribuito in modo
determinante al risultato finale. Ad oggi 84 famiglie usufruiscono di un servizio di cui sono molto soddisfatte e
ottengono un risparmio annuo che oscilla tra i 1.500 e i 2.000 euro.
Riguardo la sostenibilità economica dell’intervento il risparmio delle famiglie a Pomino rappresenta un dato
significativo in quanto supera il 30%. Inoltre la promozione degli impianti alimentati a biomasse porta importanti
benefici, diretti e indiretti, su tutta la filiera del legno con positive ricadute sui soggetti che la compongono e che
svolgono la propria attività nelle porzioni di territorio più svantaggiato.
Emergono invece alcune criticità relative alla gestione economica dell’impianto, dovute principalmente ad una
sovrastima dell’assorbimento termico delle utenze, basata sui parametri fissati dall’ex legge 10/91, che prevedeva un
consumo 4 volte superiore rispetto a quello effettivo. Nonostante il canone a base d’asta sia stato determinato
dimezzando il valore stimato nel PEF di progetto, risultava tuttavia troppo oneroso per il Concessionario che dopo 18
mesi di gestione ne chiede una revisione all’Amministrazione che decide di abbattere di 9.000 euro la quota fissa del
canone annuo. Inoltre la tariffa concordata con le utenze e bloccata per i primi due anni era alquanto bassa e al terzo
anno di gestione il Concessionario ne chiede un giustificato aumento: da 80 a 92 euro a MWh.
Dall’esperienza del Dottore Forestale Antonio Ventre, Responsabile Area Gestione dell’Unione di Comuni Valdarno e
Valdisieve, gli impianti di teleriscaldamento che producono solo energia termica richiedono un accurato ragionamento
in termini economici perché la gestione ha dei margini di guadagno molto stretti. Sarebbe dunque auspicabile, ora che
sono presenti sul mercato macchine cogenerative sufficientemente affidabili, un’azione strategica in situazioni di
questo tipo per realizzare, mediante Partenariato Pubblico Privato, piccoli impianti di effettiva cogenerazione capaci di
unire l’esigenza di una filiera locale per l’approvvigionamento di biomassa alla necessità di produrre energia elettrica,
ovviando ai problemi di basso rendimento relativi alla durata limitata della stagione fredda.
130
3.2.3. Parlano i Protagonisti: intervista al Dottore Forestale Antonio Ventre Responsabile Area Gestione dell’Unione di Comuni Valdarno e
Valdisieve (ex Comunità Montana Montagna Fiorentina) sull’impianto di teleriscaldamento a biomasse del Comune di Rufina (FI) in
località Pomino
Il progetto è partito nel 2002 quando, grazie ad una visita guidata organizzata dell’ARSIA (l’Agenzia Regionale per lo
Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo forestale), io come responsabile tecnico, il presidente della Comunità
Montana di allora come amministratore, insieme ad altri colleghi della Regione Toscana, abbiamo visitato gli impianti
della Val d’Ultimo su in Alto Adige. In quell’occasione c’è stato il primo contatto con questa tipologia d’impianti e da
quella visita nel Piano di sviluppo economico della Comunità Montana di allora decidemmo di inserire un settore
specifico sulla valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili, in particolar modo rispetto alle biomasse di origine
forestale.
L’impianto di Rincine, nel Comune di Londa, è stato il primo impianto che abbiamo progettato e realizzato; è entrato in
funzione nell’ottobre 2004 ed ha rappresentato il primo impianto di teleriscaldamento alimentato a cippato di legna
vergine in Toscana e, in generale, il primo a sud del Po. L’impianto ovviamente è abbastanza piccolo: ha una caldaia da
320 kW termici e una rete di distribuzione di 130 m lineari. Distribuisce calore ed energia termica esclusivamente a
strutture pubbliche ed è collocato in prossimità del nostro centro aziendale del servizio attività forestali dove ci sono gli
uffici, la foresteria, il centro polifunzionale e altre unità ad uso residenziale; in pratica sono 6.500 mc serviti. Il
combustibile utilizzato proviene interamente dal complesso forestale di Rincine che appartiene al patrimonio agricolo
forestale della Regione Toscana e che noi gestiamo per delega, attuando tutti quegli interventi previsti dal Piano di
gestione. Il fabbisogno nella fattispecie è di circa 600 quintali l’anno, quindi una quantità abbastanza risibile che
proviene da una filiera “localissima” perché la distanza massima che percorre il materiale cippato è di circa 5 -6 km e
in più è materiale proveniente da cippatura di assortimenti legnosi che non avrebbero altra utilizzazione. Infatti gli
assortimenti utilizzati non sono apprezzati dal mercato e comunque avevamo il compito di smaltirli, in questo modo
abbiamo trasformato il problema di smaltimento in una risorsa. Di quest’impianto, essendo il primo, abbiamo una serie
di valori monitorati riguardo a tutto: dal consumo di energia elettrica ai rendimenti a quant’altro. Su impianti di questa
dimensione, aziendali o interaziendali, anche le valutazioni di carattere strettamente economico sono estremamente
positive; in sintesi in quasi 10 anni di funzionamento dell’impianto abbiamo avuto un abbattimento sui costi di
combustibile, rispetto alla precedente alimentazione a gasolio, del 70%. Su questo tipo di impianti non alcun dubbio a
consigliare l’investimento perché sono investimenti che si ripagano da soli, senza finanziamenti esterni e in pochissimi
anni.
Dall’esperienza positiva del primo impianto abbiamo iniziato un percorso per realizzare impianti a servizio non solo di
strutture pubbliche ma proprio a servizio di comunità rurali. Nel nostro territorio abbiamo tantissime frazioni rurali che
non sono servite dal metano, per cui abbiamo fatto un Studio di fattibilità per verificare quali fossero le comunità dove
era più urgente realizzare un impianto di questo tipo e dove c’erano anche le condizioni migliori. Il ragionamento è
stato anche un po’ provocatorio, nel senso che che ci fosse la biomassa non c’erano dubbi, trovandoci in un territorio
con il 70 % di copertura forestale; il punto era di verificare se ci fossero i soggetti della filiera disponibili ad
approvvigionare l’impianto, quella era la domanda più interessante. Abbiamo iniziato un percorso con i Comuni e quelli
che hanno manifestato un’urgenza maggiore sono stati: il Comune di Rufina, il Comune di San Godenzo e poi l’UTB
(Ufficio Territoriale per la Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa insieme ai monaci di
Vallombrosa, nel Comune di Reggello. Vallombrosa ha avuto un percorso un po’ diverso dagli altri perché l’iniziativa è
partita dall’UTB che aveva fatto uno Studio di fattibilità insieme al Ministero dell’Ambiente realizzato da AIEL
(Associazione Italiana Energie Agroforestali) dove hanno verificato la possibilità di fare un impianto di questo genere e
poi ci hanno chiesto di poterlo realizzare. Mentre invece a Pomino, nel Comune di Rufina e a Castagno d’Andrea, nel
Comune di San Godenzo si è iniziato un percorso partecipato.
A Pomino questo percorso è cominciato nel 2005, gli abitanti di Pomino avevano un problema serio di costi per il
riscaldamento e per l’acqua calda sanitaria: la spesa media per famiglia, verificata sulle bollette, era di 2.500 euro
131
l’anno e chiaramente i cittadini hanno chiesto al sindaco di Rufina di portare il metano nella loro frazione. Dal
momento che noi avevamo questo Studio di fattibilità gli abbiamo presentato l’esperienza di Rincine e il sindaco ci ha
chiesto se era possibile fare un percorso sull’impianto di teleriscaldamento a biomassa, anche considerando le grandi
difficoltà che ci sarebbero state nel portare il metano a Pomino. Diciamo che non c’è questa grande disponibilità nel
portare il metano laddove non c’è una convenienza palese: Pomino è una frazione di circa 350 abitanti. Alla fine del
2005 abbiamo iniziato un percorso di base senza convocare le rappresentanze ma mandando una lettera a tutte le
famiglie di Pomino per un incontro durante il quale abbiamo spiegato loro l’opportunità di realizzare un impianto di
questo tipo facendo presente che saremmo andati avanti solo con il loro consenso. Qui il territorio è molto provato in
fatto di fiducia rispetto agli impianti di combustione perché c’è una questione annosa legata a un inceneritore; diciamo
che c’è una sensibilità molto viva sugli impianti che “bruciano qualcosa”, poi purtroppo c’è una gran confusione legata
agli aspetti che derivano da cosa si brucia, se si bruciano rifiuti o legno vergine e quando si brucia legno vergine di che
impianti parliamo, se sono impianti da 1 MW termico o da 20 MW elettrici quindi non era facile, soprattutto
considerando che era il 2005 quindi, se ora quando si parla di impianti di teleriscaldamento a biomassa bene o male
molti sanno di cosa stiamo parlando, nel 2005 bisognava spiegare tutti gli aspetti. Di fatto è iniziato un percorso che
ha visto periodiche riunioni dove abbiamo cercato di chiarire tutti i dubbi che venivano in mente, poi chiaramente ci ha
aiutato il fatto che, anziché dover portare le persone in Alto Adige o in Trentino per vedere questi impianti li abbiamo
portati a Rincine, quindi a pochi km di distanza; chiaramente quest’esperienza ha funzionato tantissimo perché la
reazione della maggior parte delle persone era di equiparare l’impianto ad una semplice stufa a legna con una
combustione più efficiente. Un grande credito di fiducia l’abbiamo avuto grazie al fatto che noi all’inizio avevamo
proposto un sito per la realizzazione della centrale termica che alla popolazione non convinceva molto quindi hanno
proposto un’altra locazione e, con loro grande stupore, noi l’abbiamo accettata. Mentre il terreno proposto era già
comunale questa era una proprietà privata ed andava acquisita attraverso un procedimento che complicava un po’ la
vita però l’importante era dare un segnale per dimostrare che le proposte dei cittadini venivano tenute in
considerazione. Da quel momento in poi le cose sono andate anche troppo bene, nel senso che come dicevo al direttore
dei lavori lui aveva l’ufficio più grande d’Europa perché tutti i cittadini si sentivano coinvolti nelle varie fasi (di
progettazione, di direzione dei lavori ecc.). Quindi è stato molto faticoso, non lo nascondo, perché se alle persone viene
data la possibilità di partecipare a qualcosa che li riguarda direttamente partecipano numerosi mentre dall’altra parte
c’ero solo io e qualcun altro quindi il peso dell’interfaccia era concentrato tra poche persone.
A fine 2007 la Regione Toscana ha deciso di promuovere gli investimenti in questa tipologia di impianti stanziando
una cospicua quantità di risorse, se non mi ricordo male circa 8 milioni di euro nel primo bando e poco meno nel
secondo, per la realizzazione da parte di Amministrazioni Pubbliche di impianti di teleriscaldamento. Chiaramente tra
tutti i vari requisiti del bando venivano dati dei paletti molto chiari su una serie di principi quali l’applicazione della
filiera corta locale, e la tipologia dell’impianto. Nello specifico non potevano essere realizzati impianti di potenza
superiore a 2 MW termici, bisognava dare sufficienti garanzie rispetto all’approvvigionamento cioè bisognava avere un
precontratto con le ditte che rifornivano cippato e inoltre l’impianto non poteva essere dimensionato per una potenza
superiore del 30% rispetto all’assorbimento derivante dalla dichiarazione d’impegno delle utenze. Quest’aspetto, anche
se dal punto di vista giuridico non aveva rilevanza perché un domani il singolo cittadino avrebbe potuto decidere
liberamente di togliersi dal servizio, permetteva di valutare razionalmente l’entità della domanda. Noi abbiamo
partecipato al bando, sia per Pomino che per Castagno d’Andrea, con contratti di allacciamento già firmati e già pagati
dai cittadini. Ogni utenza pagava 1.000 euro di allacciamento e il rapporto di fiducia era tale da consentire che a
Pomino circa 72 famiglie facessero il contratto di allacciamento e pagassero la quota prevista prima ancora che l’opera
fosse cominciata e a Castagno altrettanti, forse una decina di utenze in più. Questo ci ha permesso di arrivare primi
con Pomino e terzi con Castagno e anche per Valleombrosa ci hanno concesso di accedere ai finanziamenti. La Regione
finanziava il 50% dei costi ammissibili fino a un massimo di 400.000 euro, sia per Pomino che per Castagno abbiamo
chiesto il massimo, mentre per Valleombrosa il costo dell’impianto era un po’ più basso per cui l’importo richiesto è
stato inferiore.
A seguito del finanziamento abbiamo avviato il procedimento per la realizzazione degli impianti: con un bando per la
fornitura delle caldaie in opera (compresi tutti i sistemi per l’estrazione del cippato) e un bando per i lavori di
132
realizzazione degli impianti (compresi i fabbricati per le centrali termiche, la rete di distribuzione ecc.). I tre appalti per
la fornitura delle caldaie sono stati aggiudicati a tre ditte differenti e questo ci ha permesso di sperimentare varie
marche di caldaie.
L’impianto di Pomino è stato consegnato a maggio 2010, quello di Castagno a settembre 2011 e quello di Vallombrosa
ad aprile 2012. Peraltro, tranne a Vallombrosa, dove la gestione avviene praticamente in amministrazione diretta nel
senso che noi abbiamo un accordo di programma oltre che con il Comune di Reggello (come lo abbiamo per gli altri
Comuni) con l’UTB di Vallombrosa, la quale si impegna nella gestione operativa della centrale termica, per gli altri due
impianti abbiamo fatto un bando di concessione della gestione. Lo sforzo da parte del nostro Ente è stato quello di
costruire il bando in modo tale da cercare di favorire l’applicazione reale della filiera locale, quindi i soggetti che
garantivano un approvvigionamento locale, sempre però nel rispetto di quanto previsto dal Codice degli Appalti ovvero
di garantire la possibilità di accesso a una gara di questo genere a qualunque soggetto europeo.
L’ATI che si è aggiudicata la gestione dell’impianto di Pomino è costituita da una Esco, una Cooperativa forestale e uno
Studio di progettazione che lavora su impianti di teleriscaldamento e non solo. A Castagno è stato fatto lo stesso bando
e, anche in questo caso, la concessione di gestione è stata aggiudica ad un ATI composta da una Cooperativa di
termoidraulici e un’azienda agroforestale. La gestione dell’impianto di Pomino sta andando avanti mentre a Castagno la
Capofila, ovvero la Cooperativa di termoidraulici, non per motivi legati alla gestione dell’impianto ma per altri motivi
legati alla mancata riscossione di crediti è stata messa in liquidazione per cui ha dovuto abbandonare la gestione,
quindi da settembre 2012 stiamo gestendo l’impianto in amministrazione diretta e stiamo lavorando affinché venga
affidato nuovamente ad un altro soggetto. Per quanto riguarda Pomino la gestione dell’impianto non ha avuto nessun
problema, da maggio 2010 ad oggi c’è stata un interruzione non programmata di 4 ore la mattina del 25 dicembre
2010,dovuta ad un guasto tecnico e poi c’è stata un interruzione volontaria di 4 giorni nel settembre 2012 per
l’ampliamento dell’impianto: sono state allacciate 12 utenze quindi da 72 sono diventate 84.
Per quanto riguarda la gestione economica qualche problema c’è stato. Abbiamo fatto un bando in cui i costi della
concessione erano articolati su una quota fissa di 10.000 euro l’anno più un quota variabile che partiva da un minimo
del 15% sul fatturato delle utenze su cui i partecipanti facevano la loro offerta a rialzo. Il problema è stato che quando
ho costruito il bando ho fatto un ragionamento che partiva dal Piano Economico e Finanziario di progetto e questo,
come tutti i Piani Economici e Finanziari, tendeva ad essere troppo ottimista riguardo l’assorbimento termico delle
utenze, ovvero su quanto le utenze andranno a consumare. Ad esempio nel caso di Pomino il Piano Economico e
Finanziario prevedeva un assorbimento termico da parte delle utenze di 2.435 MWh annui e su quella cifra sono stati
fatti tutti i calcoli di entrate e uscite. Quando ho fatto il bando di Pomino, prima di determinare il canone a base d’asta
ho voluto fare dei ragionamenti sulla base della mia esperienza e ho fatto il calcolo a partire da 1.200 MWh annui di
energia venduta, i MWh reali assorbiti a casa mia dove ho effettuato il monitoraggio. Il primo anno di gestione
l’assorbimento termico è stato di 650 MWh, un quarto rispetto a quanto stimato nel progetto; questo ha causato seri
problemi al Gestore anche perché la tariffa applicata alle utenze veniva decisa già nel contratto di allacciamento
insieme alle modalità di aumento di quest’ultima (scelta che derivava dal rapporto di fiducia che si era creato con i
cittadini). Infatti abbiamo imposto al Gestore che per i primi 2 anni la tariffa fosse bloccata a 80 euro a MWh e,
trascorso questo termine, avrebbe potuto chiedere un adeguamento giustificato in maniera oggettiva ovvero basato
sull’incremento del costo del cippato che pesava per il 70%, sul incremento del costo dell’energia elettrica che pesava
per il 25%, e il costo della manodopera che pesava per il 5%. La tariffa iniziale oggi si considera bassa ma quando
abbiamo iniziato il percorso, a fine 2005 – inizio 2006, la tariffa era bassa ma abbastanza normale rispetto a quella
del metano, del GPL e del gasolio; chiaramente col passare degli anni la questione è abbastanza cambiata. Quindi
questi due fattori, da una parte la tariffa bassa bloccata e dall’altra l’assorbimento molto inferiore rispetto a quanto
stimato, hanno portato dei problemi al Gestore. Se l’assorbimento è inferiore a quanto stimato non c’è una
proporzionale diminuzione dei costi: in questi impianti l’acqua comunque gira, le pompe assorbono elettricità e anche
le caldaie continuano a consumare cippato, se l’assorbimento si riduce ad un quarto il consumo di cippato non si
riduce ad un quarto, diminuisce ma non proporzionalmente. Quindi i costi fissi rimangono invariati, i costi variabili
diminuiscono in misura non proporzionale e quindi il problema è di starci dentro. Questo lo dico perché secondo me è
uno dei punti critici e si riallaccia al discorso iniziale che ho fatto: mentre su impianti come quello di Rincine o simili
133
non c’è nessun problema nel senso che non ho bisogno di fare nessun calcolo economico per dire che è conveniente,
gli impianti di teleriscaldamento che producono solo energia termica richiedono un ragionamento molto più accurato
che non riguarda solamente il discorso che do un po’ per scontato sulla filiera locale e il percorso partecipato ma
riguarda principalmente la questione economica che richiede parecchia attenzione perché i margini nella gestione sono
molto stretti, a meno che non si vogliano applicare tariffe non competitive rispetto alle alternative e allora diventerebbe
una scelta di tipo ambientale che però difficilmente le famiglie potrebbero sposare, soprattutto in questo momento.
L’altro aspetto è la questione legata ai rendimenti perché i rendimenti che abbiamo in area appenninica o in area
mediterranea sono molto più bassi rispetto a quelli che si possono ottenere in Austria o in Alto Adige o in Germania per
un motivo molto banale: paesi come l’Austria, dove la stagione calda dura massimo 3 mesi, differiscono molto dalla
zona dell’Appennino Toscano, dove la stagione calda dura 4 mesi e mezzo – 5, per cui la questione è che non cambia il
rendimento perché se si va a vedere il rendimento che hanno gli impianti in Austria nel periodo estivo è analogo a
quello che abbiamo in Italia, il punto è che in paesi come l’Austria il periodo di basso rendimento è breve mentre qui
pesa tanto e incide in misura marcata sul rendimento complessivo. Fermo restando che parliamo sempre di rendimenti
che sono nettamente superiori rispetto ad altre tipologie d’impianto, anche se dovessimo arrivare nella peggiore delle
ipotesi al 50-55% di rendimento complessivo siamo sempre a più del doppio rispetto ad un qualunque impianto per la
sola produzione di energia elettrica quindi rimane comunque l’efficacia dell’intervento, il problema è farlo stare in piedi
dal punto di vista economico.
Quali sono gli obiettivi dell’ATI MUGELLO GESTIONI ENERGIA – AGRIAMBIENTE MUGELLO – INTERSTUDI
SRL e quali i vostri?
Per quanto riguarda gli obiettivi dell’ATI posso dire che l’Agriambiente Mugello è una Cooperativa forestale iscritta
all’albo delle Cooperative forestali della Regione Toscana e lavora da decenni, da quando esiste, nell’ambito di
interventi forestali; lavora molto con Enti pubblici, fa interventi selvicolturali, diradamenti, lavori di bonifica, diciamo
che il suo ambito di azione è legato al mondo forestale e al mondo pubblico, anche se poi ovviamente lavora anche per
soggetti privati. Loro hanno visto nella gestione degli impianti, come del resto tanti soggetti che lavorano in
quest’ambito, un’opportunità in più per indirizzare il materiale proveniente dagli interventi che realizzavano. Questo in
realtà nel loro caso non si è verificato del tutto nel senso che benché facessero parte dell’ATI di materiale all’impianto
di Pomino ne hanno portato ben poco. Questo perché l’Agriambiente lavora nella zona del Mugello che non è
vicinissima all’impianto, la loro sede è a Galliano che è a circa 40 km da Pomino e i cantieri in cui lavorano spesso
sono ancora più lontani quindi a loro non conviene particolarmente portare il materiale a Pomino, anche perché hanno
anche altri impianti che gestiscono e preferiscono indirizzare il cippato su impianti più vicini. L’altro fattore è dovuto al
fatto che tutti i terreni che circondano l’impianto sono dell’azienda Frescobaldi che ha, intorno a Pomino, oltre 1.600
ettari di boschi e la cosa più logica era che la biomassa la fornisse quest’azienda; all’inizio sembrava fosse anche
interessata a gestire l’impianto poi, per scelta aziendale, hanno deciso di rinunciare per via delle dimensioni troppo
contenute dell’impianto. L’ATI ha dunque trovato un accordo commerciale con Frescobaldi relativo al prezzo del
cippato fornito all’impianto.
Per quanto riguarda gli altri soggetti che compongono l’ATI una è una Esco, nata per cercare di trovare un ambito di
lavoro in queste nuove centrali che stavano nascendo, quindi il loro obiettivo era quello di trovare un ulteriore
opportunità di lavoro, di investimento, in un ambito abbastanza nuovo per il territorio. Probabilmente le aspettative
erano molto più elevate rispetto a quanto si è verificato, questo perché i margini di guadagno sono molto stretti quindi
si sono trovati a gestire un impianto il primo anno sicuramente in perdita, il secondo anno praticamente in perdita e il
terzo anno, grazie anche ai certificati bianchi e via dicendo, hanno cominciato a guadagnare qualcosa. Chiaramente
non hanno dovuto investire nulla perché tutto l’investimento è stato pubblico però di fatto non hanno avuto i risultati
che si aspettavano dalla gestione.
Il problema alla fonte è in fase progettuale, quando viene sovrastimato il consumo reale delle famiglie. Ora che
l’impianto è a pieno regime il reale assorbimento termico si aggira attorno al 40-45% dei consumi stimati in fase di
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progetto, una percentuale inferiore alla metà di quanto previsto in fase di progetto ma superiore ai consumi registrati
nei primi mesi di esercizio dell’impianto (circa un quarto dei consumi stimati in fase di progetto). Questa sovrastima fa
saltare tutti i calcoli del Piano Economico e Finanziario e costituisce un grave problema, soprattutto in un ambito dove
i margini sono molto stretti. Il discorso è diverso laddove si fa cogenerazione, quella vera cioè dove l’energia termica
viene realmente utilizzata perché il problema per cui la cogenerazione diventa virtuale è che con la tariffa
omnicomprensiva a 28 centesimi a kWh molti impianti di cogenerazione sono entrati in funzione dopo di ché
all’investitore o al gestore non conveniva fare reti per servire utenze fornendo energia termica in quanto il tornaconto
che veniva fuori dall’energia elettrica era già soddisfacente. Sono impianti di cogenerazione solo sullo Studio di
fattibilità, poi una volta entrati in funzione sono impianti per la produzione di energia elettrica. Produrre solo energia
elettrica dal legno oltre che essere è un paradosso ambientale è anche un paradosso termodinamico perché nella
migliore delle ipotesi questa tipologia di impianto raggiunge il 20 - 25% di rendimento e quindi non ha alcun senso.
Ci sono state delle varianti al Piano Economico e Finanziario? Se si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute
in corso d’opera?
C’è stata una variante proprio a seguito dell’esperienza del primo anno e mezzo di gestione. L’ATI che gestisce Pomino
ha fatto presente le problematiche economiche riscontrate a seguito del primo anno e mezzo di gestione e dovute ad
una forte incongruenza con quanto previsto dal Piano Economico Finanziario. Chiaramente abbiamo dovuto prendere
atto che dal momento in cui il Gestore andava a fatturare 650 MWh anziché 2.400 MWh di progetto delle difficoltà le
poteva avere e, siccome era nell’interesse della Pubblica Amministrazione che il Gestore continuasse a gestire
l’impianto e non se ne andasse, la Giunta, su mia proposta tecnica, ha fatto una revisione del canone di concessione
che era stato aggiudicato in fase di gara. Quindi il Piano Economico e Finanziario è stato mutato in questo senso: in
fase di gara il canone fisso era di 10.000 euro più una quota variabile pari al 15% a base d’asta sul fatturato agli
utenti, il rialzo era stato mi sembra 15,01% di fatto era questo il canone che dovevano corrispondere i Gestori; in fase
di revisione è stata abbattuta la quota fissa e attualmente il canone fisso è pari a 1.000 più la quota variabile di
aggiudicazione. Fondamentalmente pagano 9.000 euro in meno l’anno.
Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati? Quali sono stati i problemi
che hanno rallentato i tempi di esecuzione?
Sono stati rispettati, forse c’è stato un ritardo di un paio di mesi. Mi sembra che i lavori dovevano finire i primi di
dicembre e il certificato di collaudo è del 25 marzo 2010, la fine dei lavori è stata attorno a gennaio - febbraio.
Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento? E quello estetico?
Eccezionale, è ottimo. Qui vorrei fare un ragionamento su un aspetto a cui tengo particolarmente, sulla validità
dell’investimento. Il bando della Regione Toscana prevedeva tutta una serie di parametri per definire la validità
economica dell’investimento: il tempo di ritorno dell’investimento, il tasso di rendimento interno, una serie di punteggi
a seconda della fascia in cui ci si collocava: tra 8 e 10 anni ecc. Se non mi ricordo male la nostra domanda prevedeva
un tempo di ritorno dell’investimento di 9 anni e mezzo ma a causa delle problematiche legate al valore di
assorbimento sovrastimato il reale tempo di ritorno dell’investimento sarà attorno al doppio, fra i 16 e i 18 anni. Il
punto è che quando si parla di questo tipo di impianti si citano una serie di vantaggi quali: la riduzione delle emissioni
di CO2, l’attivazione di filiere locali, la manutenzione del territorio; cose che sono importantissime. Poi ci sono tutti
quegli aspetti legati al ruolo dell’Amministrazione, nel nostro caso i Comuni di San Godenzo e di Rufina avevano due
frazioni i cui cittadini si trovavano non solo in una situazione svantaggiata perché vivono in frazioni marginali, mal
servite, dove spesso ci sono frane che bloccano la strada, ma in più spendevano il doppio dei loro concittadini che
vivono nel Capoluogo servito dal metano. Quindi fare un servizio per cui le persone vanno a spendere la stessa cifra e
talvolta anche meno delle persone che abitano nel Capoluogo ha un valore aggiunto enorme che non si ritrova nei Piani
Economici e Finanziari; questo servizio stravolge completamente una realtà in termini economici che non vengono però
135
presi in considerazione. Questo ragionamento non si può fare per un soggetto privato che decide di investire in un
impianto a Pomino ma si deve fare quando lo stesso investimento lo fa una Pubblica Amministrazione che dovrebbe
assolvere ai bisogni delle comunità. E’ per questo che dico che l’impianto di Pomino, al di là di quanto sia il tasso
interno di rendimento dell’investimento, è un’esperienza ottima e ben riuscita, per non dire eccezionale; perché
abbiamo 82 famiglie che usufruiscono di un servizio di cui sono soddisfattissime che in questi anni, da quando è in
funzione l’impianto, hanno risparmiato tra i 1.500 e i 2.000 euro l’anno per famiglia. E’ chiaro che il Gestore deve
essere messo in condizione tale da poter gestire l’impianto in maniera positiva però operazioni di questo genere
andrebbero fatte nell’ottica di considerare i benefici economici dei cittadini.
Il progetto esecutivo ha rispettato i requisiti tecnico funzionali precisati nello Studio di fattibilità?
Si, direi di si. Mi sembra che abbiamo avuto varianti in tutti i progetti: mi pare che a Pomino ce ne siano state due e poi
una a Castagno e una a Vallombrosa.
Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda?
Porta a porta. Sono state fatte delle riunioni aperte invitando tutti i residenti e non, tutti i possessori di abitazioni nelle
comunità interessate e da lì abbiamo aperto uno sportello informativo dove i cittadini potevano contattarci per chiedere
informazioni e approfondimenti. Nel caso di Pomino è stato fornito anche il supporto per fare tutte le procedure di
detrazione dal sito dell’Enea; hanno usufruito delle detrazioni del 55% la metà delle famiglie per cui c’è stato un
bell’impegno da parte nostra ma anche un gran vantaggio per loro perché se consideriamo che a Pomino le utenze hanno
speso in media circa 5.000 euro a famiglia per potersi allacciare ne sono riuscite a recuperare 2.700 – 2.800.
Si assolutamente, un approccio di questo tipo per valutare qual è l’effettiva potenzialità di fruizione dà delle garanzie,
certo, si può fare in comunità piccole; anche in situazioni più grandi ma risulterebbe più difficile. Gli abitanti delle
frazioni di Pomino e di Castagno d’Andrea sono circa 350, in un paese con 40.000 – 50.000 abitanti il ragionamento
cambia, però è anche vero questi impianti andrebbero incentivati in tutte le aree rurali non metanizzate dove ci si trova in
situazioni di questo tipo.
L’offerta di energia termica prodotta dalla nuova centrale soddisfa la domanda?
Pienamente, ce n’è anche per allacciare altre utenze. Il bando della Regione Toscana prevedeva di poter dimensionare
l’impianto per un massimo del 30% in più rispetto all’assorbimento, per cui è stato dimensionato in questo modo.
Considerato che l’assorbimento effettivo è meno della metà rispetto a quanto stimato abbiamo ampi margini per
soddisfare ulteriori utenze infatti a Pomino è stato fatto un ampliamento di 12 utenze. Ci potrebbe essere un problema
legato alle pompe di distribuzione, un problema sulla rete, ma sulla potenza termica dell’impianto non c’è problema.
Quali sono i rischi associati alla realizzazione e alla gestione dell’impianto di teleriscaldamento?
Fare una procedura come quella che abbiamo fatto noi con un appalto per la fornitura di caldaie in opera e un appalto
di lavori porta un beneficio economico dovuto ad un passaggio in meno, perché i fornitori delle caldaie sono
direttamente responsabili dell’appalto (cosa non banale). Il rischio sta nell’interferenza tra soggetti diversi, o meglio
nell’interfaccia fra il soggetto appaltatore per la fornitura e il soggetto appaltatore per i lavori che potrebbero non
armonizzarsi però nel nostro caso questo problema non si è posto, nel senso che hanno avuto fasi differenziate e le
situazioni di interfaccia sono sempre state gestite in maniera efficiente, senza grandi problemi.
Per quanto riguarda la gestione la difficoltà, soprattutto laddove viene imposta una tariffa da applicare all’utente e il
gestore non ha margini su cui intervenire verso l’utenza, sta nel fare i calcoli molto bene.
136
Una persona di riferimento si occupa della parte tecnica, quindi della manutenzione della centrale e degli impianti
oltre che della manutenzione ordinaria e della reperibilità. Tutti questi impianti hanno un sistema di allarme telefonico
per cui se l’impianto va in blocco ci deve essere una persona reperibile, che avevamo imposto da gara, che interviene
immediatamente risolvendo il problema nell’arco di pochi minuti o qualche ora al massimo. Poi solitamente c’è un altro
soggetto più legato al mondo agricolo e forestale che si occupa della fornitura del cippato in filiera locale.
L’applicazione della filiera locale noi l’abbiamo voluta codificare nel senso che non ci bastava un impegno generico ma
tutti gli anni vogliamo sapere di fatto da dove viene il cippato: nome, cognome e particelle. Avendo poi la gestione
come Ente di tutte le autorizzazioni di taglio siamo in grado poi, anche attraverso il sistema informatizzato regionale, di
verificare se in quel dato luogo c’è effettivamente del materiale per poter approvvigionare la centrale.
Quanto sarà la durata della concessione? Subirà o ha già subito delle modifiche?
10 anni. No, la durata è rimasta invariata.
Pensa che l’impianto di teleriscaldamento stia garantendo un effettivo risparmio energetico e una riduzione dei
consumi e dei costi?
Assolutamente si. Il risparmio economico delle famiglie a Pomino ma anche a Castagno è di oltre il 30%. Per quanto
riguarda l’aspetto ambientale ed energetico c’è un dato che sintetizza l’efficacia dell’intervento: prima della
realizzazione dell’impianto gli abitanti di Pomino utilizzavano per il 75% combustibili fossili (gasolio e GPL) e
integravano il restante 25% con biomassa di origine forestale sottoforma di legna da ardere che corrispondeva a circa
4.000 quintali di legna l’anno; dopo la realizzazione dell’impianto la quota di combustibili fossili si è azzerata e il
consumo di biomassa è passato da 4.000 a 6.000 quintali. Aumentando del 50% la biomassa forestale sottoforma di
cippato abbiamo eliminato tutti i combustibili fossili, quindi di fatto vuol dire aver efficientato la combustione della
biomassa che già veniva utilizzata prima con sistemi a basso rendimento (camini aperti, stufe, forni ecc…).
Qual è l’importo delle tariffe applicate all’utenza pubblica e all’utenza privata? Ha delle considerazioni da fare a
proposito di dette tariffe?
Ad oggi ci sono tre tariffe diverse perché chiaramente sono cambiate a seconda dell’entrata in funzione dell’impianto.
L’impianto di Pomino che è entrato in funzione a maggio 2010 aveva una tariffa di 80 euro a MWh però nel settembre
del 2012, quindi dopo 2 anni dall’inizio del funzionamento dell’impianto, il Gestore ha chiesto l’adeguamento della
tariffa, lo ha giustificato, noi l’abbiamo autorizzato ed è diventata di 92 euro a MWh. Pomino non beneficia delle
agevolazioni fiscali perché secondo la legge è in zona climatica “D” in quanto Rufina che viene considerato il
Capoluogo è più bassa. L’impianto di Castagno invece, dove la tariffa è entrata in funzione a settembre 2011 e quindi
è ancora bloccata a 80 euro a MWh perché non sono trascorsi i 2 anni, è in zona climatica “E” e quindi beneficia delle
agevolazioni fiscali. A settembre prossimo il gestore che ci sarà chiederà sicuramente un adeguamento perché la tariffa
è effettivamente bassa, considerando poi che abbattono a 25 euro a MWh vuol dire che da 80 scendono a 55 euro a
MWh che è veramente niente. L’impianto di Vallombrosa è entrato in funzione ad aprile 2012 e, non essendoci un
impegno pregresso con le utenze, abbiamo applicato fin dall’inizio una tariffa più consona di 88 euro a MWh, inoltre
beneficia delle agevolazioni fiscali perché si trova in zona climatica “E”.
Le tariffe inizialmente “risentivano” di un impegno preso dagli Amministratori con la cittadinanza; a Pomino,
soprattutto per invogliare le persone ad accettare questo tipo di cambiamento su una nuova tecnologia che non
conoscevano assolutamente è stata fatta una tariffa molto bassa, gratificante dal punto di vista economico. Le tariffe
sono più convenienti di quelle del metano che costa attorno ai 90 e i 95 euro a MWh, il gasolio costa attorno ai 120
euro a MWh e il Gpl non ne parliamo perché costa 170 euro a MWh quindi le tariffe sono estremamente convenienti
per la cittadinanza, questo è indubbio. Laddove l’iniziativa non parte da un soggetto pubblico ma da un soggetto
privato, la tariffa si avvicinerà in maniera asintotica a quella che è l’alternativa reale sul territorio. I prezzi delle tariffe
applicate sulla maggior parte degli impianti e quindi in Alto Adige, Trentino e anche Veneto, variano tra i 110 e i 150
euro a MWh quindi noi siamo piuttosto sotto la media.
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Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo sistema di teleriscaldamento?
Questo tipo di filiera non va in concorrenza con la filiera della legna da ardere che ha un prezzo di vendita maggiore e
costa meno farla quindi non verrà mai cippata. Le ditte cippano materiali che non hanno altra destinazione, quindi in
realtà hanno un beneficio diretto sugli interventi selvicolturali necessari alla manutenzione del bosco con un
conseguente vantaggio per la comunità che si concretizza, a livello economico, in un mancato costo di manutenzione
del bosco. Per quanto riguarda le emissioni degli impianti a biomassa tutte le caldaie installate hanno delle garanzie di
emissione a norma di legge ovviamente, quindi in realtà non sarebbero serviti ulteriori sistemi di abbattimento fumi ma
per dare la massima garanzia ai cittadini abbiamo scelto di installare in ogni impianto un ulteriore sistema di
abbattimento e come per le caldaie abbiamo installato tutti sistemi diversi: a Rincine essendo la centrale molto piccola
abbiamo installato un filtro a multiciclone, a Pomino che è stato il primo impianto a servizio delle comunità è stato
montato un elettrofiltro che bruciando solo legna vergine mi sembra oltre che eccessivo anche superfluo e inoltre incide
molto sul costo dell’impianto, a Castagno è stato montato un filtro a maniche e a Vallombrosa un filtro a umido. Questi
filtri sono stati installati per abbattere le altre emissioni quali polveri e altri inquinanti.
Quant’è il risparmio nel consumo di gas metano e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di emettere ogni anno
grazie a questo intervento?
Complessivamente, considerando tutti e 4 gli impianti, la riduzione annua di CO2 è di circa 1.500 tonnellate e le Tep
risparmiate annualmente sono tra le 550 e le 600. A Pomino si evitano di emettere 550 tonnellate di CO2 annue e 190
Tep.
Che consigli può dare per un miglioramento delle procedure di Partenariato Pubblico Privato?
Qui andrebbe sintetizzato tutto quello che ho detto finora. C’è un aspetto legato alle scelte strategiche che fa un
territorio quindi il motivo per cui si decide di realizzare questo tipo di impianti e quindi bisogna tenere conto di tutti gli
aspetti e non solo di quelli economico finanziari, e chiaramente quando c’è un Partenariato Pubblico Privato di questo
aspetto se ne deve far carico la parte pubblica. E’ chiaro che oggi, alla luce del Conto Termico e di quella che è la
situazione attuale ma anche di come si è evoluta la tecnologia avrei fatto una scelta diversa. Fin dall’inizio avrei
puntato a fare tutti impianti di cogenerazione perché la produzione combinata di energia termica ed elettrica avrebbe
ottimizzato il tutto ma il problema è stato che fino all’ultimo impianto realizzato (quello di Vallombrosa), non c’erano
macchine cogenerative affidabili sotto 1 MW di potenza. Come imprenditore potrei anche decidere di prendere una
macchina che non ha un’affidabilità collaudata perché investo i miei soldi, come Amministrazione invece gestisco i
soldi pubblici quindi non posso permettermi di fare sperimentazioni quindi ho bisogno di montare macchine che
abbiano un sufficiente grado di affidabilità. Da un paio di anni ci sono macchine cogenerative che cominciano ad avere
quelle 20 – 30 mila ore di funzionamento e che quindi danno più garanzie. La tecnologia va avanti e gli impianti che
possono essere realizzati in un ottica di Partenariato Pubblico Privato ad oggi sono sicuramente di tipo cogenerativo
perché ci sono macchine sufficientemente affidabili e questo permetterebbe di ovviare ai problemi relativi alla durata
limitata della stagione fredda e dal punto di vista economico finanziario l’intera operazione starebbe in piedi più
facilmente, soprattutto con taglie piccole quindi parliamo di cogeneratori o di gassificatori dai 250 ai 500 kW elettrici.
Questa evoluzione tecnologica oggi aiuta molto, il problema per cui è necessario prestare la massima attenzione da
parte di chi autorizza o finanzia l’operazione è che gli impianti di cogenerazione dovrebbero essere tali in fase di
fattibilità e in fase di esercizio quindi se si dichiara di fare cogenerazione, per esempio 800 kW elettrici e 3 MW
termici servendo tra le 700 e le 800 famiglie più gli edifici pubblici non si può poi realizzare un impianto da 600 kW
elettrici a servizio di 100 famiglie perché non ci si comporta onestamente ma si sfrutta soltanto (male) la tariffa
onnicomprensiva. Questo è un punto dolente a livello nazionale perché non ci sono mai conseguenze di nessun tipo per
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chi non rispetta quanto detto nello Studio di fattibilità e costituisce anche un grande limite perché una volta fatto
l’investimento l’impianto deve funzionare anche se non si rispetta quanto detto.
Si ritiene soddisfatto dell’esperienza di collaborazione tra pubblico e privato?
Si, parzialmente ma non per responsabilità soggettive piuttosto perché se avessi avuto degli elementi più affidabili per
ragionare sull’impostazione della gestione sicuramente il soggetto privato, e di conseguenza anche il soggetto pubblico,
non si sarebbe trovato in una condizione di difficoltà. Sono responsabilità diffuse e non riconducibili al privato.
Cosa non funziona secondo lei?
La scarsa esperienza dei soggetti che realizzano questi impianti in tutta Italia, tranne che in Alto Adige e in Trentino; lo
scarso background di tutti: dai progettisti ai gestori e anche la scarsa capacità di ammettere gli errori. Se si fanno degli
errori vanno detti perché aiutano gli altri a non farli nuovamente. Per esempio, solo limitandomi alla Regione Toscana
credo che con tutti gli impianti che sono stati realizzati e con tutti i percorsi intrapresi dalle Pubbliche Amministrazioni
ci sarebbe potuta essere sicuramente una maggiore valorizzazione delle esperienze e questa mancanza a volte si
traduce in progetti non riusciti e risorse sprecate che mettono in cattiva luce questa tipologia di impianti.
Come si dovrebbe fare?
Oggi la tecnologia che sta cambiando rapidamente ci permette di realizzare impianti di cogenerazione di piccola taglia
che possono servire tutta una serie di comunità anche nell’ambito agricolo, penso anche agli agricoltori che non
riescono a sostenere il costo del gasolio per riscaldare le serre. In uno studio fatto se non ricordo male dalla Compagnia
delle Foreste in collaborazione con l’ARSIA, tre o quattro anni fa, era stato verificato come nella sola provincia di
Arezzo un intervento di sostituzione degli impianti per la produzione di energia termica da gasolio o gpl a biomassa
portasse un beneficio nelle aziende agricole che era pari a circa 6 o 7 volte i fondi stanziati dal PSR per la provincia di
Arezzo. Questi numeri sono reali e concreti ma si fa un po’ di fatica a muovere un meccanismo così ampio, soprattutto
perché si va a toccare l’interesse di lobby molto strutturate. Oggi sono circa 800 i comuni non metanizzati in Italia e
molto spesso, essendo in zone montane o collinari, hanno disponibilità di biomassa all’interno del loro territorio.
Sarebbe auspicabile un’azione strategica in situazioni di questo tipo per la realizzazione di piccoli impianti di
teleriscaldamento, meglio se di cogenerazione, che potrebbero unire l’esigenza di fare una filiera locale per
l’approvvigionamento di biomassa alla necessità di produrre energia elettrica. Andando ad agire in maniera così diffusa
in tante piccole realtà si raggiunge un numero che fa la quantità e la fa in modo sostenibile.
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3.3. ZOLA PREDOSA: sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili
Il Comune di Zola Predosa, che fa parte dell’area metropolitana bolognese, decide di realizzare, in occasione della
rilevante trasformazione urbanistica che interessa l’area di riqualificazione del Comparto C4, un impianto di
teleriscaldamento con cogenerazione a gas metano e generazione termica a biomassa legnosa, allo scopo di
iniziare un graduale adeguamento alle direttive indicate nel Piano Territoriale Provinciale, nell’ottica di massimizzare
l’efficienza e minimizzare l’impatto ambientale nell’ambito comunale. L’obiettivo strategico dell’Amministrazione
Comunale è di realizzare un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili che serva il
Comune, dotandolo di un sistema avanzato di produzione energetica capace di sfruttare le risorse rinnovabili
(biomasse), di utilizzare razionalmente le fonti energetiche fossili (metano) e di ridurre le emissioni inquinanti e
climalteranti (CO2). Il Comune decide di attuare l’intervento secondo lo schema del finanziamento tramite terzi e, una
volta individuato il Promotore, pubblica il bando di gara di project financing per un importo complessivo di euro
8.148.941 IVA esclusa. L’investimento per l’intervento obiettivo del bando, preventivato su una volumetria da
servire di 400.000 mc, sarà interamente a carico del Concessionario che avrà il diritto di gestire funzionalmente
e sfruttare economicamente gli impianti realizzati per i 20 anni di durata della concessione.
Definizione tecnico funzionale dell’intervento
L’impianto di cogenerazione con produzione combinata di energia termica e di energia elettrica integra l’utilizzo
razionale ed efficiente del gas metano con il sistema di produzione energetica da biomassa vegetale di origine locale
(potature provenienti dal solo comprensorio di Zola Predosa e dei Comuni limitrofi). Il servizio di teleriscaldamento
garantisce vantaggi ambientali dovuti alla riduzione dell’inquinamento: un unico impianto, ottimizzato dal punto di
vista del controllo delle emissioni inquinanti, si sostituisce a 800 singole caldaie; si alimenta parzialmente da fonti
rinnovabili, risparmiando nel consumo di gas metano; assicura all’utenza sicurezza e affidabilità di esercizio ed
economicità della gestione, grazie ad una progettazione che adotta moderni accorgimenti e dispositivi tecnologici.
L’impianto di cogenerazione è articolato nelle seguenti installazioni:
‐ centrale di cogenerazione costituita da un fabbricato tecnologico di tipo isolato a due piani (piano interrato e
piano terra) che ospita i macchinari e il deposito della biomassa;
‐ rete di distribuzione del teleriscaldamento interrata, realizzata mediante tubazioni precoibentate al servizio
di alcune utenze comunali, degli edifici del comparto C4 e di alcuni edifici ad uso residenziale esistenti nel
centro abitato ed in prossimità dello stesso;
‐ sottocentrali di scambio termico istallate negli edifici di nuova realizzazione e/o già esistenti in sostituzione
alle centrali termiche convenzionali.
L’intero intervento si articola nelle seguenti fasi realizzative:
1) Fase 1 - centrale di cogenerazione: progettazione definitiva ed esecutiva, realizzazione, messa in servizio e
collaudo, gestione.
2) Fase 2 – rete di teleriscaldamento area C4 e allacciamento primi immobili C4: progettazione definitiva ed
esecutiva, realizzazione delle opere a rete, allacciamento e istallazione delle sottocentrali per i primi immobili,
messa in servizio e collaudo delle opere a rete e delle sottocentrali, gestione delle opere e del servizio.
3) Fase 3 - rete di teleriscaldamento area PA e allacciamento immobili PA: progettazione definitiva ed esecutiva,
realizzazione delle opere a rete, allacciamento e istallazione delle sottocentrali per gli immobili della PA, messa
in servizio e collaudo delle opere a rete e delle sottocentrali, gestione delle opere e del servizio.
4) Fasi successive (immobili esistenti): l’espansione prevede il completamento delle reti di distribuzione
all’interno del comparto C4, con l’esecuzione degli allacciamenti e l’istallazione delle sottocentrali per gli
immobili restanti, e l’estensione delle reti di distribuzione nell’abitato di Zola Predosa a servire vari edifici
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privati con impianti di riscaldamento autonomi o centralizzati, con l’esecuzione degli allacciamenti e
l’istallazione delle sottocentrali.
5) Manutenzione delle opere e degli impianti
L’impianto produce:
ACQUA CALDA alla temperatura di circa 95°C che viene distribuita al teleriscaldamento a temperatura di mandata
nominale di 90°C; questa ritorna alla centrale ad una temperatura nominale di 65°C; la pressione di esercizio è di circa
10 bar, mentre la rete è progettata per una pressione massima di 16 bar;
ENERGIA ELETTRICA ceduta al gestore delle rete nazionale in parallelo a 15 kV, a meno della quota utilizzata per
l’alimentazione dei sistemi ausiliari della centrale.
Per quanto riguarda la produzione termica, l’impianto ha un funzionamento differenziato e stagionale. In inverno si
utilizzano principalmente il cogeneratore e la caldaia a biomassa con la caldaia a metano in integrazione mentre in
estate siutilizza solo il cogeneratore. L’impianto di cogenerazione è dotato delle più moderne tecnologie mirate
all’ottenimento della massima efficienza energetica e del minimo impatto ambientale.
La centrale è costituita da:
‐ 1 gruppo elettrogeno di cogenerazione alimentato a metano della potenza elettrica di circa 1.948 kWe e della
potenza termica recuperabile di c.a. 2.000 kWt;
‐ 1 caldaia alimentata a cippato di legna della potenza di riferimento al focolare di circa 4.000 kW (potenza
massima ammissibile in caldaia) per la produzione di circa 3.400 kWt utili;
‐ 2 caldaie alimentate a metano (di supporto) della potenza termica resa di circa 4.500 kWt e 6.600 kWt;
‐ 1 modulo Organic Renkine Cycle (ORC) alimentato dal calore prodotto dalla caldaia a biomassa e in grado di
produrre 619 kWe e circa 2.700 kWt sotto forma di acqua calda;
‐ 1 serbatoio del volume di 600 mc per l’accumulo dell’acqua calda che consente di ottimizzare l’esercizio
dell’impianto sotto il profilo energetico ed economico, accumulando l’energia termica prodotta dai sistemi di
cogenerazione nei momenti discarsa richiesta dalla rete di teleriscaldamento (ore notturne) e mettendola a
disposizione della rete durante i momenti di alta richiesta (ore diurne);
‐ sistemi di abbattimento e di controllo delle emissioni che consistono in:
‐
cogeneratore alimentato a metano: marmitta catalitica per la riduzione delle emissioni di CO e
reattore catalitico ad urea per la riduzione delle emissioni di NOx;
‐
caldaia a cippato di legna naturale: al fine di contenere l’immissione di ceneri in atmosfera la caldaia
è dotata di un apposito sistema del tipo a “multicicloni” perla separazione e la raccolta in ambiente
chiuso della cenere contenuta nei gas combusti;
‐
caldaie convenzionali alimentate a metano: bruciatori di avanzata tecnologia perla riduzione delle
emissioni di CO;
‐
sistema di misurazione in continuo (SME) della concentrazione di CO e NOx basato su tecnologia
NDIR (infrarossi non dispersivi);
‐ sistema di pompaggio dell’acqua calda nella rete di teleriscaldamento dotato di “gruppi inverter” per il
controllo coordinato della portata e del salto termico, in modo da ridurre gli auto consumi elettrici delle pompe
e le dispersioni termiche nella rete;
‐ sistema di pompaggio dell’olio diatermico per la circolazione del fluido termovettore tra la caldaia a biomassa e
il modulo ORC;
‐ sistema di automazione e controllo per l’esercizio automatico dell’impianto che consente, attraverso il sistema
di supervisione, il controllo in remoto da parte degli operatori e la trasmissione delle informazioni “sensibili”
verso gli uffici centrali;
‐ sistema di insonorizzazione della centrale onde garantire il rispetto delle normative vigenti in termini di
emissioni acustiche;
141
‐
‐
raccolta separata delle acque reflue suddivise per tipologia e trattamento di separazione delle sostanze non
rilasciabili direttamente;
deposito esterno per il cippato costituito da una platea in cemento armato con tre pareti prefabbricate.
La caldaia a biomassa viene alimentata a cippato di legna e produce energia termica. Nel corso degli interventi,
effettuati nel 2012, è stata sostituita la caldaia precedentemente installata a favore di un’altra con potenzialità
maggiore (comunque nei limiti previsti dall’autorizzazione alle emissioni del 2007) alla quale è stato associato un
modulo ORC (“Organic Rankine Cycle”), ovvero un turbogeneratore per la produzione combinata di energia elettrica e
termica, circa 600 kW elettrici e c.a. 2.700 kW termici.
Tabella 3.6. - Dati energetico-ambientali - Anni 2009-2012
2009
Tep (tonnellate equivalenti petrolio)
2010
2011
2012
459
1.329
1.334
1.189
1.079
3.122
3.136
2.794
Fabbisogno medio annuo di gas metano (Nmc)
1.743.683
2.943.318
3.107.378
3.093.810
Energia termica generata (kWh)
5.390.930
13.518.200
13.007.510
11.844.020
Riduzione di CO2 annua (t)
Cogeneratore
Rendimento termico (%)
Energia elettrica generata (kWh)
Rendimento elettrico (%)
31,54
46,38
42,73
38,89
7.149.611
11.400.150
12.105.180
11.672.650
41,83
39,11
39,77
38,33
Caldaia a biomassa
Fabbisogno medio annuo di cippato (t)
-
1.356
1.994
3.605
Energia termica immessa in rete (kWh)
-
2.217.490
3.700.320
2.980.020
-
74,62
83,71
55,95
Energia elettrica immessa in rete (kWh)
-
-
-
800.592
Rendimento elettrico (%)
-
-
-
11,23
Caldaie a metano
Fabbisogno medio annuo di gas metano (Nmc)
Energia termica immessa in rete (kWh)
461.142
384.118
304.597
326.337
2.524.670
2.096.010
1.378.270
4.786.060
55,55
55,14
46,09
49,35
Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa
3.3.1. Realizzazione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di
energia termica a servizio delle utenze pubbliche e private del Comune di Zola Predosa (BO)
Il Comune di Zola Predosa sceglie di affidare la concessione di progettazione, esecuzione e gestione di una centrale e
relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia termica in
teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private, mediante project financing. In data 22 dicembre 2006
viene aggiudicata la gara al Promotore che forma il Raggruppamento Temporaneo di Imprese composto da SIME spa,
SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl che in seguito si costituiscono in società di progetto denominata ZOLA PREDOSA
TELERISCALDAMENTO srl. Il ricorso al finanziamento tramite terzi prevede che l’intervento venga attuato da una
Società Terza Responsabile che fornisce il capitale e le competenze a fronte dell’addebito di un canone sotto forma di
tariffa energetica. Il 15 ottobre 2008 entra in funzione la centrale di teleriscaldamento a servizio dei primi residenti del
nuovo comparto C4. All’inizio del 2011 la volumetria servita è di 286.000 mc, più ulteriori 125.000 mc da collegare;
inoltre, si decide di estendere la rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino per un’utenza potenziale di circa
67.500 mc. L’ammontare dell’investimento complessivo raggiunto è di euro 11.929.415 a cui, all’inizio del 2012, si
aggiungono ulteriori euro 4.838.834 per l’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un sistema integrato
142
per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa. A copertura delle perdite economiche
alle quali è soggetto il Concessionario a causa degli ultimi provvedimenti legislativi si decide di prorogare il termine
della convenzione di 5 anni.
Nel 2005 il Comune di Zola Predosa, con delibera di Consiglio n. 13, approva il Programma triennale dei Lavori
Pubblici 2005 - 2007, successivamente modificato ed adottato con delibera di Giunta n. 44, nel quale è previsto
l’impianto di cogenerazione e teleriscaldamento a servizio di strutture pubbliche e private, per un costo presunto di
euro 4.985.000 totalmente realizzabile con capitali privati.
In data 4 aprile 2005 il Comune pubblica l’invito a presentare proposte di Project Financing, ex art. 37 bis e ss. della
L. 109 del 1994 e ss. mm. e ii., avente ad oggetto la “realizzazione di un sistema di teleriscaldamento integrato con
cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private”.
Alla data di scadenza, fissata per il 30 giugno 2005, perviene una sola proposta dalla ditta SIME Società Impianti
Metano spa.
In data 13 luglio 2005 la proposta viene ritenuta ammissibile, come risulta dal verbale redatto del Responsabile del
Procedimento, pertanto viene individuato il Promotore.
Il 26 ottobre 2005, con deliberazione consiliare n. 78, viene approvato il Programma pluriennale di Attuazione che
subordina la completa attuazione del comparto C4 all’allacciamento dello stesso all’impianto comunale di
teleriscaldamento.
In seguito alle difficoltà segnalate dal Consorzio di urbanizzazione del comparto “C4”, relative all’impatto negativo che
imprimerebbe alle costruzioni la localizzazione della nuova centrale di cogenerazione nell’area destinata dal PRG a
zona per attrezzature sportive e ricreative in adiacenza all’area destinata a Piano Particolareggiato di iniziativa privata
di espansione residenziale denominato comparto “C4”,l’Amministrazione Comunale decide di localizzare la centrale
nell’area già adibita a cava “ex Fornace Andina” che la società “La Cavanella S.r.l”, aderente al Consorzio di
urbanizzazione, si impegna a cedere gratuitamente.
In data 28 ottobre 2005 viene richiesto al Promotore di presentare un diverso progetto che tenga conto della nuova
localizzazione della centrale, concordando una proroga dei termini per la consegna della documentazione relativa e per
la conseguente pronuncia di interesse dell’Amministrazione Comunale.
Per l’esame della proposta il Responsabile del Procedimento si avvale del supporto di consulenza specifica fornita alle
Amministrazioni Comunali dalla Regione Emilia Romagna, Servizio Disciplina dei Lavori e degli Appalti Pubblici e
Valutazione degli Investimenti Territoriali che, in data 26 novembre 2005, invia la propria nota di osservazioni.
143
Il 20 dicembre 2005, con la determina n. 1122, viene nominata la Commissione valutatrice per esaminare la proposta
presentata. La Commissione, a seguito di incontri condotti in contradditorio con il promotore e di un approfondito
esame della documentazione presentata, ritiene di valutare positivamente la proposta e propone alla Giunta Comunale
l’espressione della dichiarazione di pubblico interesse subordinata al recepimento di alcune integrazioni e correttivi a
seguito delle quali l’importo dell’investimento risulta essere di euro 8.098.000.
In data 15 marzo 2006 la Giunta Comunale, con delibera n. 26, dichiara il pubblico interesse della proposta pervenuta
a condizione che vengano accolte le prescrizioni e assegna al Promotore 30 giorni di tempo dal ricevimento della copia
dell’atto, per adeguare la proposta alle prescrizioni. Con la stessa deliberazione propone al Consiglio Comunale
l’adozione di una variante urbanistica specifica e limitata al PRG vigente, per rendere la centrale urbanisticamente
compatibile. Il Consiglio Comunale si raduna il giorno stesso e, con delibera n. 19, adotta la variante urbanistica.
In data 14 giugno 2006 l’Amministrazione Comunale, con delibera n. 52, approva il progetto preliminare così come
modificato a seguito delle richieste di integrazione.
Il 21 giugno 2006 l’Amministrazione Comunale pubblica il bando di gara di project financing a licitazione privata con
il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art. 37 quater e dell’art. 21, comma 2, lett. b,
della L. 109/1994 e ss.mm.ii., per l’affidamento in concessione della progettazione, esecuzione e gestione di una
centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia
termica in teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private, sulla base del progetto preliminare presentato
dal soggetto Promotore, per una durata di 20 anni a partire dal giorno di inizio del servizio di fornitura dell’acqua calda
in teleriscaldamento a tutti gli immobili indicati dal Concedente.
L’importo dei lavori è di euro 5.211.470 IVA esclusa. L’importo complessivo dell’investimento per l’intervento obiettivo
del bando, ovvero per una volumetria da servire di 400.000 mc, è di euro 8.148.941 IVA esclusa, di cui euro
6.509.384,00 per i lavori di cui allo scenario prudenziale per la verifica dell’equilibrio economico e finanziario, ovvero
per una volumetria da servire di 200.000 mc. Tali valori sono quelli dell’investimento totale, così come indicato nella
proposta del Promotore, comprensivi del costo della proposta, del costo di costruzione, dei costi tecnici ed accessori,
delle spese sostenute dall’Amministrazione Comunale e di una spesa per la fornitura di euro 1.890.000. Il
Concessionario si farà carico dell’investimento totale e corrisponderà all’Amministrazione un canone annuo di euro
5.000 per la locazione dell’area in cui verrà localizzata la centrale di cogenerazione e teleriscaldamento. Come
corrispettivo avrà il diritto di gestire funzionalmente e sfruttare economicamente gli impianti realizzati per la durata
della concessione, mediante la integrale percezione delle tariffe e degli altri proventi derivanti dall’attività di gestione.
Di seguito sono riportate le tariffe stabilite negli art. 27 e 28 della Convenzione:
‐ Tariffa per la fornitura di energia termica: il corrispettivo per la fornitura di energia termica alla Pubblica
Amministrazione è stabilito in euro 55,40 per MWhterm, il valore è suscettibile alla medesima variazione
percentuale riscontrata sul prezzo del metano rispetto al prezzo di riferimento di 53,50 c€/mc; il corrispettivo
per la fornitura di energia termica all’utenza privata è invece stabilito in euro 63,90 per MWhterm, il valore è
suscettibile alla medesima variazione percentuale riscontrata sul prezzo del metano rispetto al prezzo di
riferimento di 54,80 c€/mc.
‐ Tariffa per l’impegno di potenza: il corrispettivo per l’impegno di potenza alla Pubblica Amministrazione è
stabilito in euro 0,62 per mc climatizzato/anno, mentre il corrispettivo per l’impegno di potenza all’utenza
privata è stabilito in euro 0,50 per mc climatizzato/anno; i valori sono suscettibili alla medesima variazione
percentuale riscontrata sull’indice ISTAT relativo ai servizi rispetto all’anno di esercizio 2006 cui si riferiscono.
Il Concessionario dovrà consegnare i lavori entro il ventitreesimo mese dalla firma della convenzione. Gli elementi di
valutazione dell’offerta sono: la valutazione economica dello sconto rispetto al sistema tariffario di vendita del calore
con un massimo di 35 punti; la congruità delle modifiche proposte al progetto preliminare per il miglioramento del TIR
(Tasso Interno di Ritorno) con un massimo di 30 punti; la valutazione della qualità tecnica, estetica e paesaggistica
144
dell’impianto e delle strutture con un massimo di 20 punti; la valutazione della qualità del servizio e della gestione
dell’impianto con un massimo di 15 punti.
In data 22 dicembre 2006, con determina n. 856, viene aggiudicata la concessione per la realizzazione e la gestione
del sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private
al RTI costituito da SIME spa, SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl, ai sensi dell’art. 37 quater comma 2 della L.
109/1994.
In data 27 febbraio 2007 viene costituita la società di progetto ZOLA PREDOSA TELERISCALDAMENTO srl che
diventa la Concessionaria subentrando all’aggiudicatario nel rapporto di concessione, ai sensi e per gli effetti di quanto
disposto dall’art. 37 quinquies della L. 109/1994.
In data 4 aprile 2007 viene stipulato il contratto di concessione tra il Comune di Zola Predosa e la società Zola Predosa
Teleriscaldamento.
Il 19 giugno 2007 il Comune di Zola Predosa che decide di alimentare il futuro impianto di teleriscaldamento anche
con biomassa proveniente dal territorio allo scopo di promuovere l’utilizzo di fonti di energia rinnovabili, organizza il
seminario “Le esperienze degli enti locali nella valorizzazione energetica da biomasse” con l’obiettivo di presentare
esempi di percorsi di successo intrapresi da alcune amministrazioni, i distretti energetici e le potenzialità del settore.
L'incontro è realizzato nell'ambito del sub-progetto EEN (network per l'efficienza energetica) che intende coinvolgere, in
ciascuna delle cinque Regioni europee aderenti, i Comuni di piccole e medie dimensioni per attivare un confronto sui
temi della politica energetica, come la promozione del risparmio energetico e la diffusione dell’impiego delle energie
rinnovabili. In particolare in Emilia Romagna, il Progetto intende anche favorire le sinergie tra le pubbliche
amministrazioni della Regione e la nascita di una rete di relazioni continuative.
Il 16 luglio 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo della dorsale C4
(seconda fase I lotto funzionale) nel rispetto del termine ultimo stabilito nel cronoprogramma per il 22 luglio 2007. Il
crono programma prevede che le opere vengano eseguite in tre fasi, la seconda fase prevede la realizzazione della rete
di teleriscaldamento a servizio del comparto C4, è per tanto necessario coordinare la soluzione progettuale con lo stato
di avanzamento dei lavori delle opere di urbanizzazione, al fine di definire l’esatto tracciato delle reti in progetto. La
Responsabile del Procedimento concorda con il Concessionario la divisione della progettazione relativa alla seconda
fase in più lotti funzionali.
In data 18 luglio 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 51, approva il progetto definitivo – esecutivo della dorsale
C4 (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” I lotto funzionale),per un importo di complessivi euro
770.001.
In data 28 settembre 2007 si tiene la seduta conclusiva della Conferenza di Servizi inerenti la “Realizzazione della
centrale di cogenerazione per teleriscaldamento”.
Il 29 settembre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo relativo alla
distribuzione ovest (seconda fase II lotto funzionale), nel rispetto dei tempi stabiliti nel contratto di concessione.
Il 3 ottobre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo relativo alla realizzazione
della centrale di teleriscaldamento (prima fase II lotto) in fregio alla S.P. n. 569 sull’area segnalata in catasto al foglio
n. 16 mappale n. 408 come modificato e integrato a seguito della conferenza dei servizi.
145
Il 9 ottobre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna i progetti definitivi – esecutivi relativi alla
realizzazione: della strada di accesso alla centrale (prima fase I lotto) e della rete di teleriscaldamento nel Parco
Campagna (seconda fase III lotto), entro i tempi stabiliti nel contratto di concessione.
In data 10 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 62, approva il progetto definitivo – esecutivo della
distribuzione ovest (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” II lotto funzionale),per un importo di
complessivi euro 261.579.
In data 24 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 64, approva il progetto definitivo della strada di accesso
alla centrale (prima fase “Centrale di cogenerazione” I lotto),per un importo complessivo di euro 400.262.
In data 31 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 65, approva il progetto definitivo della centrale di
teleriscaldamento (prima fase “Centrale di cogenerazione” II lotto), per un importo complessivo di euro 4.666.725.
In data 31 dicembre 2007 viene rilasciato il permesso di costruire n. 27/C/2007 relativo alla “Realizzazione di
centrale di teleriscaldamento”.
L’11 luglio 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo relativo alla realizzazione
della rete di teleriscaldamento nel centro di Zola Predosa (terza fase I lotto), nel rispetto dei tempi stabiliti nel
contratto di concessione.
In data 16 luglio 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 61, approva il progetto per la realizzazione della rete di
distribuzione nelle zone centrali del capoluogo (terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA”I lotto), per un importo
complessivo di euro 930.335.
In data 3 settembre 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 65, visto l’esito della conferenza di Servizi convocata in
data 3 luglio 2008 e 24 luglio 2008 e ottenuti i pareri della Sopraintendenza per i Beni Archeologici dell’Emilia
Romagna in data 5 agosto 2008 e della Sopraintendenza per i Beni Architettonici in data 23 luglio 2008, nonché il
nulla osta della Regione Emilia Romagna in data 2° giugno 2008, approva il progetto definitivo – esecutivo per le opere
relative alla rete di teleriscaldamento nel Parco Campagna di Zola Predosa (seconda fase “Rete di teleriscaldamento
comparto C4” III lotto), per un importo complessivo di euro 349.977.
Il 15 ottobre 2008 entra in funzione la centrale di teleriscaldamento. A quanto riportato dal comunicato stampa
pubblicato nel sito del Comune in data 13 ottobre 2008, i primi a poter utilizzare il nuovo servizio saranno i residenti
del nuovo comparto C4 ma anche le famiglie dell'attiguo centro urbano, presso le cui abitazioni verrà installata la
cosiddetta "sottocentrale" di teleriscaldamento, in sostituzione della vecchia caldaia a metano. Per allacciarsi alla rete
di teleriscaldamento è sufficiente informarsi presso il Comune o direttamente presso il Concessionario. I consumi
saranno, come in precedenza, decisi autonomamente da ciascun cliente grazie a una gestione del riscaldamento del
tutto analoga a quella attuale.
Il 1 dicembre 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo relativo alla
realizzazione degli allacciamenti e delle sottocentrali degli immobili dell’Amministrazione Comunale(terza faseII lotto),
entro il tempo di differimento della consegna concordato tra le parti.
In data 3 dicembre 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 82, approva il progetto per la realizzazione degli
allacciamenti ed installazioni delle sottocentrali negli immobili dell’Amministrazione Comunale(terza fase “Rete di
teleriscaldamento aree PA” II lotto), per un importo complessivo di euro 323.298.
146
In data 22 dicembre 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento riceve con comunicazione raccomandata del GSE
il riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento. Questa
misura pubblica di sostegno ed incentivazione viene riconosciuta all’intervento ai sensi del Decreto del Ministero delle
Attività Produttive e del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio del 28 ottobre 2005.
Il 28 marzo 2009 il CRPV (Centro Ricerche Produzioni Vegetali di Cesena), con il patrocinio del Comune di Zola
Predosa, organizza l’incontro “Uso delle biomasse a scopo energetico e teleriscaldamento a Zola Predosa. Opportunità e
nuove frontiere. Verso un allargamento del distretto energetico” che si inserisce nell’ambito delle diverse attività del
progetto europeo “Renewed - European Network of Bioenergy District” (Programma IEE – Intelligent Energy Europe)
che ha interessato direttamente il Comune di Zola Predosa per la realizzazione di uno studio sui distretti bio-energetici.
Nell’occasione si illustrerà il progetto, ormai in fase di ultimazione, per la centrale di teleriscaldamento a Zola Predosa,
che l’Amministrazione Comunale ha voluto realizzare in Partenariato Pubblico Privato, e che prevede anche una
centrale alimentata a biomasse.
Il 30 marzo 2009 la Regione Emilia Romagna, con delibera di Giunta n. 417, invita gli Enti Locali a presentare
programmi di qualificazione energetica del patrimonio edilizio pubblico, ai sensi degli art. 3 e 4 della L.R. 26/2004, ai
fini di accedere ai contributi regionali.
Il 23 aprile 2009 l’Amministrazione Comunale e la società Zola Predosa Teleriscaldamento redigono un informativa in
merito ai rapporti tra Costruttori del comparto C4, Società Concessionaria e Amministrazione Pubblica al fine di
adottare una politica di massima trasparenza nei confronti dei Cittadini utenti del servizio. Nell’informativa vengono
precisati in sintesi i seguenti punti:
‐ La scelta di servire tutti gli immobili del comparto C4 è stata assunta dall’Amministrazione con l’obiettivo di
razionalizzare il consumo energetico limitando l’impatto ambientale e permettendo ai Costruttori di adempiere
agli obblighi normativi previsti per gli edifici di nuova costruzione dal D. Lgs 311/2006 quali: l’utilizzo di fonti
rinnovabili per coprire almeno il 50% dell’energia richiesta per la produzione di acqua calda e la
predisposizione delle opere necessarie a favorire il collegamento a reti di teleriscaldamento.
‐ La realizzazione della centrale garantisce agli Utenti costi di gestione inferiori e permette ai Costruttori di
evitare i costi relativi all’istallazione delle tradizionali caldaie a metano.
‐ L’Amministrazione ha sottoscritto con i Costruttori con un “Atto unilaterale d’obbligo” che prevede il
versamento, da parte di questi ultimi, alla Zola Predosa Teleriscaldamento srl esclusivamente l’importo di euro
700 + IVA per ogni appartamento (nel caso di installazione di sottocentrale di scambio condominiale) e di euro
900 + IVA per ogni appartamento (nel caso di installazione di sottocentrale monofamiliare).
In data 25 novembre 2009 la Giunta Comunale, con delibera n. 30, si impegna nell’attuazione del programma di
qualificazione energetica denominato “Riqualificazione energetica degli edifici comunali” di cui il primo progetto,
ormai in fase di ultimazione, è l’impianto di teleriscaldamento con cogenerazione a gas metano e generazione termica a
biomassa legnosa.
In data 7 dicembre 2010 la società Zola Predosa Teleriscaldamento presenta, presso tutti i Soggetti preposti e in
accordo al procedimento di autorizzazione ai sensi del D. Lgs 387/2003, la richiesta di autorizzazione alla costruzione
ed all’esercizio di un “sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa
legnosa” (la “turbina ORC”) da integrare nell’esistente impianto. L’intervento prevede, rispetto al fabbisogno attuale,
un maggiore utilizzo di biomassa rinnovabile pari a circa8.500 ton/anno e consente, rispetto alle prestazioni ambientali
attuali, un maggiore risparmio di energia fossile pari a circa 830 Tep e di emissione di gas serra pari a 2.500 ton/anno
di CO2; il maggiore fabbisogno di biomassa rinnovabile rende però opportuna la gestione più controllata ed integrata
della filiera di reperimento e di lavorazione del materiale rispetto a quanto già previsto dalla convenzione.
147
In data 20 dicembre 2010 la Regione Emilia Romagna, con delibera di Giunta n. 2056, assegna al programma di
qualificazione energetica presentato dal Comune di Zola Predosa un contributo in conto capitale pari a euro 1.786.548
di cui euro 1.622.525 per il sistema di teleriscaldamento sottoforma di cofinanziamento, a fronte di un investimento
complessivo di euro 11.929.415 comprensivo dell’estensione della rete oltre il torrente di Lavino.
Il 24 gennaio 2011 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto preliminare per l’estensione della
rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino, proposta in precedenza all’Amministrazione Comunale, per un’utenza
potenziale di circa 67.500 mc in aggiunta al totale della volumetria già servita pari a 286.000 mc. Unitariamente il
Concessionario consegna il progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC che costituisce variante in
corso d’opera al progetto approvato.
In data 26 gennaio 2011 la Giunta Comunale, con delibera n. 15, approva il progetto preliminare per l’estensione della
rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino, per un importo complessivo di euro 1.875.200. Il finanziamento
dell’opera sarà in parte prevalente a carico del Concessionario che investirà euro 1.468.200 e in parte a carico
dell’Amministrazione Comunale che investirà euro 407.000, provenienti dal contributo regionale. Nella stessa datala
Giunta Comunale, con delibera n. 17, approva il progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC
(Organic Rankine Cycle) in sostituzione della caldaia a biomassa destinata alla sola generazione di acqua calda, per un
importo complessivo di euro 4.696.094. A seguito dell’attivazione dei progetti dovranno essere modificati, in accordo
tra le parti, sia il piano economico finanziario sia la convenzione.
In data 9 marzo 2011 il Comune di Zola Predosa, con delibera n. 16 del Consiglio Comunale, aderisce al “Patto dei
Sindaci” proposto dalla Commissione europea allo scopo di coinvolgere le comunità locali in iniziative volte a ridurre le
emissioni di anidride carbonica di almeno il 20% entro l’anno 2020.
Il 2 maggio 2011 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto preliminare per l’attivazione della
piattaforma per la raccolta della biomassa.
In data 29 giugno 2011 la Giunta Comunale, con delibera n. 72, approva il primo e il secondo addendum alla
convenzione e il progetto preliminare della piattaforma biomassa prevedendo un servizio di gestione per la raccolta e la
lavorazione della biomassa lignea aperto a tutti i cittadini e agli Enti pubblici della provincia di Bologna.
In data 14 ottobre 2011, con determinazione n. 423, vengono approvati i certificati di collaudo relativi agli impianti di
cui alla centrale e le reti.
In data 28 ottobre 2011 la Provincia di Bologna, con determinazione dirigenziale n. 2581, rilascia alla società Zola
Predosa Teleriscaldamento srl ed Enel spa l’autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell’impianto in assetto
cogenerativo per la produzione di energia elettrica di potenza pari a 600 kWe e potenza termica pari a 3 MWt mediante
combustione di biomasse legnose non costituenti rifiuto e delle infrastrutture ad esso connesse.
In data 22 febbraio 2012, con determinazione n. 37, viene approvato il progetto definitivo ed esecutivo per
l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il Lavino II lotto. Nella stessa data, con determinazione n. 38, viene
approvato il progetto definitivo ed esecutivo per la variante per l’installazione di una turbina per la produzione elettrica
da fonte rinnovabile II lotto, per un importo complessivo di euro 4.838.834.
In data 13 luglio 2012 la Giunta Comunale, con delibera n. 58, approva l’atto di costituzione di una servitù passiva per
elettrodotto per cabina di trasformazione Enel a servizio della centrale di teleriscaldamento e cancellazione di
precedente servitù.
148
In data 14 agosto 2012, con determinazione n. 323, viene approvato il progetto definitivo ed esecutivo per l’estensione
della rete oltre il Lavino III lotto.
In data 7 dicembre 2012, con determinazione n. 478, viene approvata la documentazione finale relativa alla centrale
di teleriscaldamento, all’estensione della rete e all’istallazione di una nuova turbina.
In data 17 aprile 2013 il Consiglio Comunale, con delibera n. 32, approva il terzo addendum alla convenzione nel
quale viene stabilito di prorogare la concessione di 5 anni anziché 1 anno a copertura delle perdite economiche alle
quali è soggetto il Concessionario a causa degli ultimi provvedimenti legislativi e di applicare una riduzione percentuale
del corrispettivo per la fornitura di energia termica alle utenze. La data di scadenza della convenzione,
precedentemente fissata al 22 marzo 2031, viene posticipata al 22 marzo 2036.
Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria del sistema di teleriscaldamento del Comune di Zola Predosa:
2005
Approvazione del Programma triennale dei Lavori Pubblici 2005 – 2007. Si prevede di realizzare ricorrendo
a capitali privati un impianto di cogenerazione e teleriscaldamento a servizio di strutture pubbliche e
private, per un costo presunto di euro 4.985.000.
04/04/2005
Pubblicazione dell’invito a presentare proposte di Project Financing per la “realizzazione di un sistema di
teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private”.
30/06/2005
Scadenza del termine per la presentazione di proposte. Ne perviene una sola dalla ditta SIME Società
Impianti Metano spa.
13/07/2005
Individuazione del Promotore, la proposta viene ritenuta ammissibile.
26/10/2005
Approvazione del Programma pluriennale di Attuazione che subordina l’attuazione del comparto C4
all’allacciamento dello stesso all’impianto comunale di teleriscaldamento.
28/10/2005
L’Amministrazione Comunale richiede al Promotore di presentare un diverso progetto che tenga conto della
nuova localizzazione della centrale.
20/12/2005
Nomina della Commissione valutatrice. La Commissione propone alla Giunta Comunale l’espressione della
dichiarazione di pubblico interesse subordinata al recepimento di alcune integrazioni e correttivi che
comportano un aumento dell’investimento che raggiunge un importo di euro 8.098.000.
15/03/2006
Dichiarazione di pubblico interesse a condizione che vengano accolte le prescrizioni.
14/06/2006
Approvazione del progetto preliminare.
21/06/2006
Pubblicazione del bando di gara di project financing per l’affidamento in concessione della progettazione,
esecuzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e
fonti rinnovabili, per una durata di 20 anni. L’importo complessivo dell’investimento, interamente a carico
del Concessionario, per l’intervento obiettivo del bando (400.000 mc da servire) è di euro 8.148.941 IVA
esclusa. Il Concessionario corrisponderà all’Amministrazione un canone annuo di euro 5.000 per la
locazione dell’area e come corrispettivo avrà il diritto di gestire funzionalmente e sfruttare economicamente
gli impianti realizzati per la durata della concessione.
22/12/2006
Aggiudicazione della concessione al RTI costituito da SIME spa, SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl.
27/02/2007
Viene costituita la società di progetto ZOLA PREDOSA TELERISCALDAMENTO srl.
04/04/2007
Stipula del contratto di concessione.
19/06/2007
Si tiene il seminario “Le esperienze degli enti locali nella valorizzazione energetica da biomasse”.
18/07/2007
Approvazione del progetto definitivo – esecutivo della dorsale C4 (seconda fase “Rete di teleriscaldamento
comparto C4” I lotto funzionale), per un importo di complessivi euro 770.001.
10/10/2007
Approvazione del progetto definitivo – esecutivo della distribuzione ovest (seconda fase “Rete di
teleriscaldamento comparto C4” II lotto funzionale), per un importo di complessivi euro 261.579.
24/10/2007
Approvazione del progetto definitivo della strada di accesso alla centrale (prima fase “Centrale di
cogenerazione” I lotto), per un importo complessivo di euro 400.262.
31/10/2007
Approvazione del progetto definitivo della centrale di teleriscaldamento (prima fase “Centrale di
cogenerazione” II lotto), per un importo complessivo di euro 4.666.725.
149
30/12/2007
Rilascio del permesso di costruire.
16/07/2008
Approvazione del progetto per la realizzazione della rete di distribuzione nelle zone centrali del capoluogo
(terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA” I lotto), per un importo complessivo di euro 930.335.
03/09/2008
Approvazione del progetto definitivo – esecutivo per le opere relative alla rete di teleriscaldamento nel Parco
Campagna di Zola Predosa (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4”III lotto), per un importo
15/10/2008
Messa in funzione della centrale di teleriscaldamento per i residenti del nuovo comparto C4.
03/12/2008
Approvazione del progetto per gli allacciamenti e le installazioni delle sottocentrali negli immobili
dell’Amministrazione Comunale (terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA” II lotto), per un importo
22/12/2008
Riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento.
28/03/2009
Si tiene l’incontro “Uso delle biomasse a scopo energetico e teleriscaldamento a Zola Predosa. Opportunità e
nuove frontiere. Verso un allargamento del distretto energetico”.
30/03/2009
La Regione Emilia Romagna invita gli Enti Locali a presentare programmi di qualificazione energetica del
patrimonio edilizio pubblico per accedere ai contributi regionali.
25/11/2009
Il Comune di Zola Predosa si impegna nell’attuazione del programma di qualificazione energetica
denominato “Riqualificazione energetica degli edifici comunali”.
07/12/2010
La Zola Predosa Teleriscaldamento srl presenta la richiesta di autorizzazione alla costruzione ed
all’esercizio di un sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa
legnosa denominato “turbina ORC”, da integrare nell’esistente impianto.
20/12/2010
La Regione Emilia Romagna assegna al programma presentato dal Comune di Zola Predosa un contributo in
conto capitale pari a euro 1.786.548 di cui euro 1.622.525 per cofinanziare il sistema di
teleriscaldamento che ha richiesto un investimento di euro 11.929.415 comprensivo dell’estensione della
rete oltre il torrente di Lavino.
24/01/2011
Raggiungimento dell’intervento obiettivo del bando: 286.000 mc serviti e 125.000 mc da collegare
(comparto C4 da ultimare).
26/01/2011
Approvazione del progetto preliminare per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il Lavino, per un
utenza potenziale di circa 67.500 mc e un importo complessivo di euro 1.875.200, di cui euro 407.000
provenienti dal contributo regionale.
Approvazione del progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle) in
sostituzione della caldaia a biomassa destinata alla sola generazione di acqua calda, per un importo
complessivo di euro 4.696.094.
29/06/2011
Approvazione primo e secondo addendum alla convenzione.
Approvazione del progetto preliminare per la piattaforma biomassa che prevede un servizio di gestione per la
raccolta e la lavorazione aperto a tutti i cittadini e agli Enti pubblici della provincia di Bologna.
14/10/2011
Approvazione dei certificati di collaudo.
28/10/2011
Autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell’impianto in assetto cogenerativo per la produzione di energia
elettrica di potenza pari a 600 kWe e potenza termica pari a 3 MWt mediante combustione di biomasse
legnose e delle infrastrutture ad esso connesse, rilasciata dalla Provincia di Bologna.
22/02/2012
Approvazione del progetto definitivo - esecutivo per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il
Lavino II lotto.
Approvazione del progetto definitivo - esecutivo della variante per l’installazione di una turbina per la
produzione elettrica da fonte rinnovabile II lotto, per un importo complessivo di euro 4.838.834.
14/08/2012
Approvazione del progetto definitivo ed esecutivo per l’estensione della rete oltre il Lavino III lotto.
07/12/2012
Approvazione della documentazione finale relativa alla centrale di teleriscaldamento, all’estensione della
rete e all’istallazione di una nuova turbina.
17/04/2013
Approvazione terzo addendum alla convenzione: proroga della concessione di 5 anni e riduzione percentuale
sul corrispettivo per la fornitura di energia per l’utenza pubblica e privata. La scadenza della convenzione è
fissata in data 22 marzo 2036.
150
 Caratteristiche dell’opera pubblica
Oggetto della Concessione: realizzazione di un “sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti
rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private” da realizzare sul territorio comunale di Zola Predosa, nelle aree
descritte dal progetto preliminare e nel sottosuolo delle stesse. La concessione comprende la progettazione (definitiva
ed esecutiva), l’esecuzione e la connessa gestione della centrale di cogenerazione, degli impianti tecnologici e della
rete di teleriscaldamento, ed il servizio di fornitura di energia termica in teleriscaldamento, attraverso la distribuzione
dell’acqua calda sul territorio comunale alle utenze di proprietà della Pubblica Amministrazione ed alle utenze private
che aderiranno alla proposta di allacciamento e fornitura.
Corrispettivo per il Concessionario: gestione funzionale e sfruttamento economico dell’intera opera realizzata, per tutta la
durata della concessione, mediante la integrale percezione delle tariffe e degli altri proventi derivanti dall’attività di
gestione. Nello specifico i beni e i servizi venduti dal Concessionario sono:
1. Fornitura di energia termica sottoforma di acqua calda;
2. Impegno di potenza termica;
3. Vendita di “energia elettrica” alla rete pubblica di Enel Distribuzione Spa;
4. Riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento;
5. Riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica assegnati alla generazione di energia termica con fonte
rinnovabile (biomassa).
Corrispettivo per il Comune: a partire dalla data del verbale di consegna delle aree il Concessionario dovrà corrispondere al
Concedente un canone annuo per la locazione dell’area pari a euro 5.000, rivalutato ogni anno, per tutta la durata
della concessione. Al termine della concessione l’Amministrazione Comunale acquisirà la piena disponibilità di tutte le
reti, degli impianti e delle dotazioni strumentali allo svolgimento del servizio.
Durata della concessione: 20 anni a partire dal giorno di inizio del servizio di fornitura dell’acqua calda in
teleriscaldamento a tutti gli immobili indicati dal Concedente con la possibilità di prorogare la concessione per ulteriori
10 anni dalla scadenza. Recentemente, per ristabilire l’equilibrio economico finanziario, viene concordata una proroga
della concessione per ulteriori 5 anni. Pertanto la scadenza della convenzione è fissata in data 22 marzo 2036.
Consegna dei lavori: entro il ventitreesimo mese dalla firma della convenzione. Nello specifico la consegna della prima
fase, relativa alla centrale e alla rete di teleriscaldamento, è fissata in data 15 ottobre 2008 e la consegna della
seconda fase, relativa alla turbina ORC, è fissata in data 22 ottobre 2012.
Importo dei lavori da progetto preliminare a base di gara: per individuare i requisiti dei soggetti partecipanti e direttamente
esecutori dei lavori l’importo dei lavori del progetto proposto a base di gara ammonta a complessivi euro 5.211.470
oltre IVA.
Tabella 3.7. - Dettaglio importo lavori a base di gara (valori in euro)
Acquedotti, gasdotti, oleodotti, opere di irrigazione e di evacuazione
2.211.482
Impianti termici e di condizionamento
1.129.988
Edifici civili e industriali
1.200.000
Impianti tecnologici
670.000
TOTALE IMPORTO DEI LAVORI
5.211.470
Le opere generali e specializzate comprese nell’intervento, con indicazione dei relativi importi al netto dell’IVA, sono
suddivise tra “Intervento obiettivo del bando” per una volumetria da servire di 400.000 mc e una spesa preventivata di
151
euro 8.148.941 e “Scenario prudenziale per la verifica dell’equilibrio economico e finanziario” per una volumetria da
servire di 200.000 mc e una spesa preventivata di euro 6.509.384.
Tabella 3.8. - Investimenti da PEF a base di gara (valori in euro)
INTERVENTO
OBIETTIVO
euro
SCENARIO
PRUDENZIALE
euro
3.765.000
3.695.000
1.890.000
1.850.000
180.000
180.000
200.000
180.000
200.000
190.000
5) Sistema di automazione e supervisione.
60.000
60.000
6) Sistema NDIR per il controllo delle emissioni in continuo.
7) Opere edili e arredi: scavi, reinterri, strutture in cemento armato e in acciaio,
opere edili e finitura, arredi, serramentistica, sistemazioni esterne.
30.000
30.000
1.205.000
1.205.000
2.211.483
1.565.600
1.311.470
933.819
900.013
631.781
1.129.988
345.224
1.129.988
345.224
1.042.470
903.560
111.000
111.000
TOTALE IMPORTO DEL FABBRICATO TECNOLOGICO OSPITANTE LA CENTRALE
DI COGENERAZIONE di cui:
1) Macchine di generazione: isola di cogenerazione a metano, isola di
cogenerazione a legna, sistema solare, caldaie a metano.
2) Serbatoio di accumulo.
3) Opere meccaniche: tubazioni, pompe, scarico fumi, valvolame, strumentazioni e
accessori.
4) Impianti elettrici: trasformatori, quadri elettrici, cablaggi e accessori.
TOTALE IMPORTO DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL TELERISCALDAMENTO
CON TUBAZIONI PRECOIBENTATE INTERRATE di cui:
1) Impianti meccanici: tubazioni precoibentate, pezzi speciali, valvolame e
accessori.
2)Opere civili: scavi, rinfianchi con sabbia, reinterri, ripristini e opere speciali.
TOTALE IMPORTO DELLE SOTTOCENTRALI DI TELERISCALDAMENTO DA
ISTALLARE IN EDIFICI DI NUOVA REALIZZAZIONE O IN SOSTITUZIONE DELLA
CENTRALE TERMICA TRADIZIONALE O DELLE CALDAIE AUTONOME ESISTENTI
1)Impianti meccanici e opere civili.
TOTALE IMPORTO DI ALTRO GENERE di cui:
1) Allacciamento elettrico: allacciamento alla rete elettrica.
2)Altri allacciamenti: allacciamenti metano, acqua, scarichi e telefono.
3)Ingegneria ecc.: Indagini, Ingegneria, Direzione Lavori, Sicurezza, Collaudi, ecc.
4) Varie: Responsabile del procedimento, Rilievi, Spese di gara, Servitù ed
espropri, Supervisione legale, Monitoraggi, Divulgazione pubblica.
TOTALE GENERALE
50.000
50.000
797.257
661.348
84.213
81.212
8.148.941
6.509.384
In conformità a quanto previsto nel piano economico e finanziario la quota annuale media di ammortamento degli
investimenti è pari al 10%.
Investimenti da Piano Economico Finanziario: l’ammontare dell’investimento per la realizzazione dell’impianto di
cogenerazione, della rete di teleriscaldamento e delle sottocentrali di allacciamento che è stato eseguito fino
all’annualità 2010, vale complessivamente euro 10.316.830,00. Di seguito l’elenco analitico delle voci di spesa:
152
Tabella 3.9. - Investimenti da PEF al 2010 (valori in euro)
CORPO D’OPERA
TOTALE IMPIANTO DI CO - GENERAZIONE di cui:
Modulo di co-generazione installato in container metallico
N. 2 caldaie alimentate a gas metano
N. 1 caldaia alimentata a biomassa incluso elettrofiltro
N. 1 serbatoio di accumulo da 600 mc
Opere meccaniche: componenti e montaggi
Opere meccaniche: sistema di allacciamento e alimentazione gas metano
Quadri elettrici di media tensione e di bassa tensione
Quadro PLC e sistema di automazione e controllo
Sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni gassose
Trasformatori MT/BT
Opere elettriche: componenti e montaggi
Opere civili e strutturali: scavi, reinterri, strade, fondazioni speciali, muri e solette in cls, compartimentazioni REI,
tamponamenti esterni in carpenteria prefabbricata, finiture esterne e interne, scale, fognature e impianti idraulici,
recinzioni, ...
TOTALE RETE DI TELERISCALDAMENTO di cui:
Opere meccaniche: tubazioni, componenti speciali e montaggi
Opere civili: disfacimenti stradali, scavi, sabbia, reinterri, copertura con conglomerato cementizio, binder, asfaltatura,
esecuzioni speciali (spingitubo, …)
TOTALE SOTTOCENTRALI DI TELERISCALDAMENTO di cui:
Opere meccaniche: sottocentrali, tubazioni, componenti e montaggi
TOTALE BENI E SERVIZI IMMATERIALI di cui:
Ingegneria: progetto preliminare, progetto esecutivo, progetto costruttivo, direzione dei
lavori, coordinamento della sicurezza, collaudo
Spese legali, amministrative e notarili
TOTALE GENERALE
Investimenti al 2010
euro
5.843.188
1.250.000
162.000
568.803
188.025
514.417
162.951
155.452
77.400
97.730
22.000
211.562
2.432.848
3.087.679
1.852.607
1.235.072
627.167
627.167
758.796
680.566
78.230
10.316.830
L’ammontare dell’investimento complessivo raggiunto fino all’annualità 2011 è di euro 11.929.415,00 a cui, all’inizio
del 2012, si aggiungono ulteriori euro 4.838.834,35 per l’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un
sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa.
Tariffe: Lo scenario utilizzato per la stesura del PEF (Piano Economico Finanziario) prevede uno status medio e costante
dei prezzi energetici per l’intera durata della Convenzione che si basano sui seguenti parametri economici:
1. Prezzo di riferimento del metano
- Pubblica Amministrazione: euro 0,5871 al mc;
- Utenza privata: euro 0,6015 al mc;
2. Indice ITEC, necessario per il calcolo della tariffa di vendita dell’energia elettrica prodotta dal cogeneratore e
ceduta alla rete di ENEL Distribuzione spa, che è pari a euro 51,92 per MWh elettrico;
3. Costo di approvvigionamento del metano per la fornitura industriale termoelettrica e inclusivo delle accise di
competenza che è pari a euro 0,27 al mc.
Tabella 3.10. - Fornitura di energia sottoforma di acqua calda
euro/MWh
Riduzione % (III addendum)
61,20
-3% dal 1/1/2014 -8% dal 23/03/2031
70,10
-5%dal 1/1/2023 -8% dal 23/03/2031
al quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è il seguente:
2011
2012
2013
2014
2015
4.270,125
4.270,125
4.270,125
4.270,125
4.270,125
8.393,000
8.393,000
8.393,000
8.393,000
8.393,000
3.600,000
3.600,000
4.500,000
4.500,000
4.729,800
t
Utenza privata
Il volume annuale di energia termica venduta
2010
Pubblica Amministrazione (MWht)
4.270,125
Edilizia residenziale esistente (MWht)
5.093,000
Comparto C4 (MWht)
2.100,000
153
Tabella 3.11. - Impegno di potenza
euro per mc climatizzato/anno
0,62
Utenza privata
0,50
La volumetria servita alla quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è la seguente:
2010
Pubblica Amministrazione (mc)
Edilizia residenziale esistente (mc)
Comparto C4 (mc)
2011
2012
2013
2014
2015
99.619
99.619
99.619
99.619
99.619
99.619
115.750
190.750
190.750
190.750
190.750
190.750
70.000
120.000
120.000
150.000
150.000
157.660
Tabella 3.12. - Vendita di “energia elettrica” alla rete pubblica di Enel Distribuzione Spa
euro/MWh
e
Fascia AEEG F1
108,22
Fascia AEEG F2
78,42
Fascia AEEG F3
42,22
Il volume annuale di energia elettrica venduta al quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è il seguente:
MWh
e
Fascia AEEG F1
4.892,9
Fascia AEEG F2
2.145,5
Fascia AEEG F3
3.740,9
Altri proventi derivanti dall’attività di gestione: sono quelle misure pubbliche di sostegno e di incentivazione riconosciute
all’intervento quali: i Certificati Verdi per il Teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento (CV_TLR),
assegnati per legge per 8 anni e ipotizzati nel PEF come costanti per l’intero periodo, e i Titoli di Efficienza Energetica
per la generazione di energia termica con fonte rinnovabile - biomassa (TEE), riconosciuti per la quota parte di energia
termica generata dalla caldaia a biomassa e per la maggior efficienza delle 2 caldaie a metano rispetto allo standard
medio di mercato di pari tecnologia; non sono riconosciuti alla cogenerazione ad alto rendimento a servizio della rete di
teleriscaldamento in quanto i TEE non sono cumulabili con i CV_TLR.
Tabella 3.13. - Certificati Verdi per il Teleriscaldamento
euro/MWh
Corrispettivo Certificato Verde al Teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento
80,00
Il volume annuale di energia, pari al 75% dell’energia termica utile prodotta dal cogeneratore e distribuita all’Utenza, al quale
applicare il suddetto corrispettivo è il seguente:
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Energia riconosciuta per CV_TLR (MWht)
6.825,314
7.472,229
7.472,229
7.562,920
7.562,920
7.580,419
Tabella 3.14. - Titoli di Efficienza Energetica
euro/Tep
Corrispettivo Titolo di Efficienza Energetica alla generazione di energia termica con Fonte Rinnovabile (biomassa)
80,00
Il volume annuale di Tep risparmiate dall’esercizio della caldaia a biomassa al quale applicare il suddetto corrispettivo unitario è il
seguente:
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Tep riconosciute per assegnazione TEE
0
654
154
654
702
702
714
Il caso studio di Zola Predosa può sicuramente considerarsi una buona pratica in quanto il Comune ad oggi si vede
dotato di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche
e private. L’Amministrazione realizza l’opera mossa dalla volontà di rendere efficiente e sostenibile dal punto di vista
ambientale l’espansione edilizia programmata dagli strumenti urbanistici e ricorre a capitali privati mediante la
procedura di project financing. Una volta individuato il Promotore pubblica il bando di gara ipotizzando due scenari di
sviluppo del nuovo comparto edilizio C4: l’intervento obiettivo con una volumetria da servire di 400 mila mc e lo
scenario prudenziale con una volumetria da servire di 200 mila mc, per la verifica dell’equilibrio economico e
finanziario dell’investimento.
La Società Zola Predosa Teleriscaldamento si aggiudica la gara per la realizzazione e gestione dell’impianto,
consapevole di avere tre gruppi di utenza con un differente grado di certezza: l’utenza comunale che rappresentava la
certezza di circa 100 mila mc da servire, la sicura utenza del comparto C4 per una volumetria ancora non definibile e
una terza utenza potenziale da individuare all’interno dell’edilizia residenziale esistente. Dato che l’apporto del
comparto in costruzione è stato di gran lunga inferiore rispetto ai valori preventivati mentre c’è stata una buona risposta
da parte dei residenti esistenti, all’inizio del 2011 il Concessionario, su proposta dell’Amministrazione, decide di
ampliare la rete oltre il torrente Lavino per servire l’abitato esistente. Si ritiene pertanto necessario aumentare la
potenza della caldaia a biomassa associandogli una turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un sistema integrato per la
cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa, al fine di garantire il servizio di
teleriscaldamento anche ai futuri residenti del comparto C4. Questa nuova soluzione, adottata nel 2012, richiede una
maggiore quantità di biomassa pertanto si decide di creare una piattaforma adiacente alla centrale per una gestione più
controllata ed integrata della filiera di reperimento e di lavorazione del materiale in modo tale da ridurre l’impatto dei
mezzi e della logistica sulla viabilità comunale. Il conferimento del materiale sarò a titolo gratuito per i privati cittadini
residenti nella provincia di Bologna, per il Comune di Zola Predosa e per le aziende agricole del territorio; mentre sarà
oneroso, pur consentendo un risparmio economico rispetto ai costi standard di smaltimento, per gli Enti Pubblici aventi
sede nella provincia di Bologna e per i soggetti dotati di partita iva.
Il successo dell’intera operazione è sicuramente dovuto all’intensa collaborazione tra la parte pubblica e la parte
privata. L’Amministrazione esprime i suoi intenti con chiarezza, a partire dalla stesura della documentazione a base di
gara; ne è un esempio l’art. 24 del capitolato speciale prestazionale in cui obbliga il Concessionario a “svolgere attività
di ricerca e progettazione, nonché a finanziare interventi volti all’innovazione tecnologica ed al miglioramento
qualitativo del servizio, al fine di perseguire, in conformità alle disposizioni di cui al D.Lgs. 164/2000, il risparmio
energetico, lo sviluppo di fonti rinnovabili, e la tutela ambientale, anche attraverso la riduzione delle emissioni di gas
nell’atmosfera”. Il Concessionario supera quelle problematiche che scaturiscono dall’alea di rischio di adesione al
servizio e al tempo stesso risponde alle esigenze dell’Amministrazione mostrandosi flessibile e propenso ad investire in
nuove tecnologie.
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Documentazione fotografica del sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione di Zola Predosa
Vista della centrale di teleriscaldamento e cogenerazione
Sistema di teleriscaldamento
Turbogeneratore a Ciclo Organico Rankine Turboden
Camera di combustione caldaia
Supervisione Zola Predosa Teleriscaldamento
Scambiatore
Foto: Zola Predosa Teleriscaldamento srl
156
3.3.2. Parlano i Protagonisti: intervista all’Arch. Anna Maria Tudisco (RUP fino al 2011) e all’Ing. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento
Srl) sul sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili del Comune di Zola Predosa realizzato mediante
project financing
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): il progetto è partito nel 2005 e fu promosso dall’allora assessore
all’Ambiente: nasceva un nuovo comparto abitativo per circa 700 alloggi e l’Amministrazione pensò che fosse
opportuno dotare questo comparto di un sistema di produzione di energia termica da fonti rinnovabili (cogenerazione da
metano e biomassa), estendere il servizio alla zona più prossima dell’esistente abitato e dei principali edifici pubblici.
Abbiamo pubblicato un avviso per la ricerca del promotore sulla base di uno Studio di fattibilità ed è stata presentata
un unica offerta da parte della società SIME Energia.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): io sono subentrato nel procedimento a concessione già rilasciata,
nella fase di costruzione dell’impianto che è durata circa 18 mesi, posso dire che c’è stata una collaborazione di circa
un paio d’anni per la stesura del progetto preliminare andato a gara di project financing. Abbiamo cominciato a fornire
energia alle utenze nell’ottobre del 2008, entro i termini stabiliti. Il progetto prevedeva la costruzione di una centrale
di cogenerazione a gas metano e biomassa vegetale e della relativa rete di teleriscaldamento.
Abbiamo deciso di estendere la rete poiché lo sviluppo immobiliare previsto negli anni 2006 - 2008 è stato smentito
dall’effettiva costruzione e vendita degli edifici. Nel progetto erano previste tre categorie di utenze: le utenze comunali,
le utenze esistenti che erano libere di aderire o meno al servizio e le nuove utenze del comparto di edilizia residenziale
in costruzione. Il comparto interessava la zona di espansione urbanistica di Zola Predosa e rappresentava,
sostanzialmente, il motivo per cui è nato il progetto; la volumetria prevista dal piano di sviluppo non è stata rispettata a
causa dell’economia generale, quindi si è costruito di meno e si è venduto di meno. A fronte di queste difficoltà
oggettive abbiamo valutato l’opportunità di espandere, da una parte l’impianto di produzione, quindi aumentare la
potenza della caldaia a biomassa associandogli una turbina ORC, dall’altra parte di ampliare la rete verso zone
limitrofe, oltre il torrente Lavino. L’ampliamento ci ha permesso di servire utenze già esistenti, quindi certe, e di
calmierare la difficoltà che si era venuta a creare in seguito alla costruzione del comparto che ci ha garantito meno
utenze di quelle previste. L’impianto è composto da un cogeneratore a gas metano che produce energia elettrica ed
energia termica, e da una caldaia a biomassa che viene alimentata con cippato di legna vergine e che produce una
grande quantità di calore di cui una piccola parte viene utilizzata per alimentare, attraverso un circuito chiuso, una
turbina elettrica da 600 kW. La caldaia a biomassa ci ha permesso da un lato di migliorare l’impianto producendo
energia da fonte rinnovabile e con emissione di CO2 pari a zero quindi a bassissimo impatto, e dall’altro di
implementare la produzione di energia termica. Bisogna tener conto che anche se al momento il comparto di
costruzione non è interamente occupato, nel tempo lo sarà sicuramente quindi espandendo la rete possiamo vendere
una maggiore quantità di energia termica però dobbiamo tenerci sempre quel margine necessario per servire le future
utenze del nuovo comparto. Quindi l’installazione della nuova caldaia a biomassa di potenza maggiore della precedente
ci è servita per aumentare della percentuale necessaria la potenza dell’impianto in modo tale da riuscirea vendere più
energia in questa fase e garantire il servizio anche ai futuri residenti del comparto; l’aver associato la turbina ORC è
stata una opportunità per produrre energia elettrica da fonte rinnovabile.
Quali sono gli obiettivi del Comune e quali sono gli obiettivi della Società Zola Predosa Teleriscaldamento?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): l’obiettivo dell’Amministrazione è stato quello di rendere efficiente e
ambientalmente sostenibile l’espansione edilizia programmata dagli strumenti urbanistici, e allo stesso tempo
consentire agli utenti e all’Amministrazione un risparmio significativo sui consumi termici. La Zola Predosa
Teleriscaldamento ha perseguito l’obiettivo di realizzare un importante investimento sul territorio.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): il progetto è nato dalla volontà dell’Amministrazione di dotare il
nuovo comparto di sviluppo urbanistico di un servizio di qualità come il teleriscaldamento, capace di evitare l’uso e la
dotazione di caldaie condominiali o singole nei 200.000 mc di edilizia residenziale in fase di costruzione. L’obbiettivo
157
quindi era quello di realizzare un intervento sul territorio comunale che fosse di valore a livello ambientale, energetico
ed ovviamente anche economico. L’obbiettivo della nostra azienda è di aver ottenuto una concessione pubblica di 20
anni, ad oggi 25, che ci ha permesso di portare avanti un’iniziativa rilevante da un punto di vista energetico e
ambientale. La nostra società è una ESCo e abbiamo altri contratti con durate più brevi e una diversa marginalità
economica; la durata superiore di questa concessione ci permette di avere uno sguardo a lungo termine e di variare la
nostra presenza sul mercato, seppur avendo un margine di profitto inferiore.
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): problemi sulla disponibilità dell’area dove realizzare l’impianto,
acquisita poi sulla base di accordi urbanistici. Molte interferenze sulla rete di teleriscaldamento nell’abitato esistente
dovute alla presenza di sottoservizi che hanno interferito sui lavori.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): nella fase procedurale non è stato semplice districarsi nella
legislazione vigente, attenendosi a tutte le norme amministrative e tecniche che interessano un progetto di questo tipo.
A livello tecnico nella fase di costruzione non abbiamo riscontrato particolari difficoltà diverse da quelle “tipiche” di un
progetto di questo tipo, vi è stato ovviamente un grande impegno ed una grande attenzione sia da parte del personale
esterno all’azienda che si è occupato della progettazione e che ha eseguito le opere che da parte del personale interno
che ha esercitato una funzione di controllo e di gestione del cantiere. Siamo riusciti a rispettare pienamente, sia nella
prima che nella seconda fase, le date di entrata in esercizio degli impianti.
Ci sono state delle varianti al Piano Economico e Finanziario? Se si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute
in corso d’opera?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): dopo che ho lasciato il Comune di Zola Predosa, so che la Zola
Predosa Teleriscaldamento ha proposto un intervento di estensione della rete in un’altra zona del Comune e di modifica
all’impianto per potenziarlo in relazione a detta estensione rendendolo più efficiente. Tali modifiche dovrebbero quindi
essere state recepite in corso d’opera, o meglio dopo la conclusione di tutti gli interventi del progetto iniziale e prima
del collaudo.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): ci sono state alcune varianti. Abbiamo avuto un estensione della
rete leggermente diversa da quella prevista inizialmente ed abbiamo voluto un livello qualitativo superiore su alcuni
componenti. Questa quota parte di variazione economica è stata assorbita dalla Società, non chiedendo così nessun
tipo di revisione alla concessione. Dal 2013 c’è stata una variazione al Piano Economico Finanziario che non riguarda
la parte tecnica ma interessa l’aspetto gestionale dell’impianto ed è dovuta a dei cambiamenti di alcuni aspetti
normativi riguardanti: le accise sul carburante utilizzato per la cogenerazione (art. 3 bis D.Lgs 16/2012), l’azzeramento
della tariffa CTR per il quadriennio 2012 – 2015 (Delibera ARG/elt/199/2011) e la riduzione del coefficiente di
calcolo delle perdite dell’energia elettrica immessa nella rete (Delibera ARG/elt/175/2012/R/eel) che ci hanno
comportato degli aggravi fiscali ed economici. Di comune accordo con l’Amministrazione abbiamo deciso di prolungare
la convenzione di 5 anni in modo tale da compensare questa variazione economica dovuta al nuovo piano legislativo in
materia e abbiamo concesso un piano progressivo di sconti a partire dal 2014, sia all’utenza pubblica che privata.
Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): i termini contrattuali erano differenziati in diverse scadenze, in
funzione delle fasi in cui servire le diverse utenze. I termini sono stati rispettati, anche perché era essenziale dotare il
nuovo comparto abitativo del servizio di teleriscaldamento fin dalle prime occupazioni delle abitazioni.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): come detto in precedenza i termini sono rispettati pienamente, in
quanto la fornitura del servizio è avvenuta nella data prestabilita. La prima consegna della centrale e della rete di
teleriscaldamento era prevista per il 15 ottobre 2008 ed è stata rispettata, la seconda consegna della turbina ORC era
prevista per il 22 ottobre 2012 ed è stata eseguita il 18 ottobre 2012. Inoltre tra le due fasi è stato garantito il servizio
di teleriscaldamento senza nessuna interruzione. Vista l’entità dell’opera il collaudo tecnico amministrativo è ancora in
esecuzione e sarà terminato per fine luglio.
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Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento? E quello estetico?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): ritengo che l’intervento abbia raggiunto un buon livello tecnico
funzionale e un discreto valore estetico, pur nell’esigenza del Concessionario di contenere i costi realizzativi. Non
pienamente soddisfacente l’intervento di mitigazione con quinta alberata, a causa della mancanza di spazio utile nel
lotto di intervento.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): da un punto di vista tecnico ed energetico l’opera ha una buona
valenza in quanto si tratta di un piccolo impianto di produzione localizzato con un alto valore di rendimento. Da un
punto di vista ambientale il valore dell’intervento scaturisce dal fatto che essendo un unico impianto dotato di un
sistema di monitoraggio continuo ed apparecchiature efficienti sul controllo dell’emissioni degli inquinanti
nell’atmosfera è di gran lunga più controllabile da parte degli Enti rispetto ad una moltitudine di impianti singoli nei
vari condomini. L’Arpa viene saltuariamente a fare i controlli per verificare che tutto sia conforme. Quindi l’impianto
permette un alta efficienza da un punto di vista energetico ed un facile esercizio, controllabile dal punto di vista
emissivo. Per quanto riguarda il valore estetico l’impianto non ha un cattivo impatto visivo e certamente non assomiglia
ai classici impianti di produzione che non seguivano alcun canone estetico. La sua realizzazione inoltre ha consentito
di eliminare circa 50 canne fumarie dai condomini esistenti e di evitarne la costruzione nei nuovi edifici generando
quindi un valore estetico indiretto.
Il progetto esecutivo ha rispettato i requisiti tecnico funzionali precisati nello Studio di fattibilità?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): si, pienamente.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): si, pienamente con alcune varianti migliorative. Nel progetto di
fattibilità era previsto un motore stirling e alcuni pannelli solari termici che non sono stati installati. L’energia generata
da questi due componenti è talmente bassa rispetto all’impianto, pari al 2% circa, che l’ordine di grandezza non
andava a giustificare l’opera. Diciamo che i requisiti tecnico funzionali dello Studio di fattibilità sono stati rispetti al
99%. Ci siamo orientati verso una turbina ORC, tecnologia molto recente. Questa turbina è del tutto simile da un punto
di vista del ciclo funzionale ad una turbina a vapore, però anziché utilizzare il vapore utilizza un fluido organico, un olio
siliconico che circola in un sistema a circuito chiuso. L’olio viene riscaldato dalla caldaia a biomassa, si espande in
turbina producendo energia elettrica, poi si condensa e viene recuperato il calore nel circuito, di conseguenza non vi è
un consumo di acqua perché si tratta di un circuito chiuso.
Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): la domanda è stata stimata in maniera certa sulla base delle
volumetrie determinate dagli alloggi del nuovo comparto e dagli edifici pubblici da servire/allacciare. In maniera meno
certa come percentuale di volumetria esistente che volontariamente si sarebbe allacciata al nuovo servizio, ma
comunque controllata sulla base di un’analisi di sensitività che verificava la sostenibilità economico finanziaria
dell’intervento nelle ipotesi più sfavorevoli.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): avevamo di fronte tre gruppi di utenza: quella comunale certa,
che consisteva in circa 100 mila mc, quella del comparto in costruzione valutata a regime pari a 200 mila mc, un
utenza altresì acquisita, poiché vi era un contratto unilaterale d’obbligo tra l’amministrazione pubblica ed il comparto
tale per cui chiunque costruisse doveva allacciarsi obbligatoriamente al teleriscaldamento, e poi una terza utenza
inserita all’interno del progetto di finanza che rappresentava un’opportunità, quella esistente; ovviamente di difficile
stima poiché dipendente dall’eventuale adesione volontaria al servizio. L’utenza pubblica è stata ovviamente rispettata
in base alla convenzione prestabilita. L’apporto del comparto in costruzione, come già detto è stato di gran lunga
inferiore rispetto ai valori preventivati L’utenza esistente ha manifestato una buona risposta, nella prima zona abbiamo
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acquisito una ventina di condomini e nell’ultima espansione del 2012 un’altra decina ha scelto di allacciarsi
all’impianto.
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): sì, e comunque il rischio di domanda è stato messo completamente in
capo al Concessionario.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): si ritengo che i parametri siano stati certamente validi essendo
state rispettate le aspettative sia della società sia degli utenti che peraltro non hanno dovuto pagare le spese di
allacciamento al servizio in quanto è stato eseguito gratuitamente.
L’offerta di energia termica prodotta dalla nuova centrale soddisfa la domanda? E quella di energia elettrica?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): l’incrocio fatto a monte tra stima della domanda di volumetria da
riscaldare, come sopra descritta, e quantificazione dell’offerta di energia termica ha consentito un soddisfacimento
equilibrato e controllato delle richieste di allacciamento.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): per l’energia termica si certo. C’è inoltre una quota margine che
andrà a coprire anche la parte di immobili che verranno edificati nei prossimi anni. La produzione di energia elettrica è
garantita sia dal motore di cogenerazione che ha una potenza di 2 MW elettrici, sia dalla turbina ORC che ha una
potenza di 0,6 MW elettrici. Una piccola quantità di questa energia viene utilizzata per gli autoconsumi di centrale, il
restante viene ceduto alla rete.
Quanta dell’energia prodotta dalla centrale si può considerare rinnovabile da biomassa?
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): considerando l’annualità di riferimento 2012 la caldaia a
biomassa ha prodotto circa 3.000 MWh di energia termica, pari al 15% della produzione totale e grazie alla turbina
ORC sono stati prodotti circa 800 MWh di energia elettrica, pari al 6,4% della produzione totale.
Quali sono i rischi associati alla realizzazione e alla gestione del sistema di teleriscaldamento?
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): dal punto di vista della gestione il rischio sostanzialmente
riguarda le utenze esistenti in quanto dispongono di sistemi alternativi per cui potrebbero decidere di recidere il
contratto di allacciamento al teleriscaldamento mentre è quasi nullo sia per il nuovo comparto in quanto non dispone di
sistemi di riscaldamento alternativi, sia per edifici comunali perché rispettando la carta dei servizi e le condizioni
contrattuali i rischi legati alla gestione sono veramente bassi.
Per quanto riguarda la realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento l’alea di rischio più importante riguarda i
sottoservizi, purtroppo la maggior parte dei comuni in Italia non possiede una cartografia relativa ai sottoservizi. Per
avere questa documentazione bisogna rivolgersi quindi a tutti gli Enti e molto frequentemente, quando dispongono
della cartografia, non è attendibile in quanto durante i lavori di scavo si riscontra una difformità.
A quanto ammonta l’intero importo dei lavori e in quanto tempo si stima che venga ammortizzato dai proventi
della gestione?
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): fino all’annualità 2011 era di circa 12 milioni di euro a cui,
all’inizio del 2012, si aggiungono ulteriori 4,8 milioni di euro per la turbina ORC raggiungendo un totale complessivo di
circa 16,8 milioni di euro. Sicuramente si prevede un tempo d’ammortamento superiore ai 10 anni.
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): il Concessionario gestisce il servizio in tutte le fasi: ha sostenuto quasi
integralmente l’investimento, eroga il servizio all’utenza, riscuote i proventi del servizio. L’Amministrazione controlla i
livelli di qualità del servizio erogato e ne è garante rispetto all’utenza.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): la gestione è totalmente in capo alla società. Attualmente
l’impianto ha una parte cogenerativa che funziona a metano e viene alimentato chiaramente dalla rete di distribuzione.
160
Per la parte a biomassa abbiamo un contratto con un conferitore da filiera corta, sostanzialmente stiamo utilizzando
della biomassa di legna vergine proveniente dalla provincia di Bologna già lavorata. Stiamo consegnando i documenti
da sottoporre a screening per il progetto di realizzazione di una nuova piattaforma di gestione, adiacente alla centrale,
per la trasformazione del materiale grezzo in biomassa, al fine di avere una gestione più diretta. Alla fine del prossimo
anno dovremmo essere in grado di ricevere da un più ampio spettro di persone (dal nostro conferitore, dal Comune, dai
singoli cittadini, dai giardinieri e dagli agricoltori) il materiale da trasformare in biomassa. In questo modo avremmo sia
una gestione più diretta della biomassa, sia una più facile reperibilità del materiale che ci consentirebbe di evitarne il
trasporto dall’attuale stazione di trasformazione alla centrale.
Quant’è la durata della concessione? Ha subito delle modifiche?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): 20 anni ma ha già subito delle modifiche.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): inizialmente era di 20 anni, dal marzo 2011 al marzo 2031, poi
col terzo addendum alla convenzione è stata prolungata di ulteriori 5 anni, fino a marzo 2036.
Pensa che il nuovo sistema di teleriscaldamento stia garantendo un effettivo risparmio energetico e una
riduzione dei consumi e dei costi?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): direi proprio di si.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): dal punto di vista della riduzione dei costi e del risparmio
energetico globale sicuramente si.
Il risparmio consuntivo annuo si aggira tra il 6 - 8% e il 22 - 24%, a seconda dell’impianto antecedente al
teleriscaldamento. Da un punto di vista dei consumi per quanto riguarda l’utenza direi proprio di no in quanto il
consumo specifico del condominio non varia con il nuovo sistema di teleriscaldamento, varierebbe con degli interventi
volti a migliorare l’efficienza energetica della struttura; è chiaro però che l’energia necessaria per il riscaldamento viene
prodotta in modo più efficiente, ovvero il quantitativo di materia prima necessario per produrre lo stesso quantitativo di
energia è minore rispetto a prima
Qual è l’importo delle tariffe applicate all’utenza pubblica e all’utenza privata? Ha delle considerazioni da fare a
proposito di dette tariffe?
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): la tariffa è binomia, composta da una quota fissa(che dipende
dalle dimensioni dell’edificio) che ha un’indicizzazione annuale su base ISTAT e da una quota variabile(che dipende
dal consumo) che ha un’indicizzazione trimestrale sulla base del costo del metano del distributore locale. Nello
specifico per il II trimestre del 2013 all’utenza privata è stata applicata una tariffa di 0,0883 €/kWh (quota variabile) e
0,575 €/anno/mc riscaldato (quota fissa) e all’utenza pubblica è stata applicata una tariffa di 0,07843 €/kWh (quota
variabile) e 0,713 €/anno/mc riscaldato (quota fissa).
Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo sistema di teleriscaldamento?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): impatto direi nullo: in luogo delle emissioni di tante piccole caldaie
autonome abbiamo l’emissione da un unico punto controllata e certificata.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): da un punto di vista ambientale c’è un ottimo riscontro. Sono
stati eliminati tanti punti di produzione di energia, a volte vecchi, a volte non efficienti, ma soprattutto non controllati e
dall’entrata di esercizio dell’impianto alla fine del 2012 sono state risparmiate circa 4.300 Tep.
Quant’è il risparmio nel consumo di gas metano e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di emettere ogni anno
grazie a questo intervento?
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): ogni anno si evitano di emettere circa 3.000 tonnellate di CO2.
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Che consigli potete dare per un miglioramento delle procedure di Partenariato Pubblico Privato?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): rispetto alle procedure del 2006 le modifiche legislative intervenute
successivamente sembrano più snelle e flessibili.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): bisognerebbe semplificare molto il quadro normativo. Ci sono
state grosse difficoltà procedurali per quanto riguarda la legislazione in materia. Abbiamo intrapreso la procedura della
finanza di progetto e abbiamo costruito l’impianto sulla base del DM 24 ottobre 2005 che prevedeva i Certificati Verdi
al teleriscaldamento, poi ci siamo trovati con la legge finanziaria 2007 che ha escluso la possibilità di qualificare e
rilasciare Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento; spesso passano degli anni prima
che il decreto legislativo diventi attuativo e questo comporta una mancanza di certezze sia nell’iter procedurale
autorizzativo sia nella fase realizzativa dell’opera. Nel nostro settore l’incertezza e la “volatilità” normativa sono due
fattori fortemente penalizzanti e destabilizzanti!
Vi ritenete soddisfatti dell’esperienza di collaborazione tra pubblico e privato?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): c’è sempre una forte asimmetria informativa e di competenze tecniche
e finanziarie tra privato, che possiede il knowhow e l’Amministrazione che non ha le competenze necessarie, soprattutto
nella redazione e valutazione dei PEF.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): direi che ci troviamo di fronte ad un caso di ottima e proficua
collaborazione.
Cosa non funziona secondo voi?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): quando l’opera è “calda” i problemi sono minimi e la maggiore
competenza tecnica del privato diventa una risorsa. Diversamente il partenariato diventa una forma alternativa di
finanziamento delle opere, in un contesto di assenza di risorse pubbliche, che determina alla fine dei conti un
maggiore costo per le amministrazioni. Ciò a maggior ragione quando i rischi sono condivisi.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): il principale ostacolo che noi abbiamo è l’incertezza normativa, ci
sono stati addirittura dei disegni di legge che prevedevano degli incentivi troppo vantaggiosi, ad esempio nel caso del
fotovoltaico. Resto del parere personale che in generale la forma incentivante sia un modo per drogare i mercati e che
debba essere usata con molta cautela ed attenzione.
Come si dovrebbe fare?
Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): dare alle amministrazioni strumenti operativi a supporto per le
valutazioni di fattibilità e la valutazione dei PEF, con concretezza, al di là della letteratura teorica. Mettere a
disposizione casi virtuosi cui fare riferimento.
Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): al fine di essere competitivi bisognerebbe adottare una politica
energetica ed una rotta certa a livello europeo. Questo perché di fatto già siamo legati, da un punto di vista energetico,
a quelli che sono i criteri europei. Una volta definita la rotta si può demandare, con dei margini di azioni, la libertà,
seppur limitata, di discrezionalità che varia a seconda della geografia e delle caratteristiche del singolo paese, quindi
del sistema produttivo, della latitudine, del clima e delle esigenze energetiche. In Italia di fatto non esiste un Piano
Energetico a medio o lungo periodo, questo è certamente un fattore molto penalizzante.
162
4. “COME FARE PER”: PROCEDURE DI PPP PER IL
TELERISCALDAMENTO E GLI IMPIANTI A BIOENERGIE
4.1. Definizione e procedure di PPP
In collaborazione con l’Unità Tecnica Finanza di Progetto – DIPE – Presidenza del Consiglio dei ministri
4.1.1. Definizioni: Partenariato Pubblico Privato e Finanza di Progetto
Per Partenariato Pubblico Privato (“PPP”) si intende, generalmente, una forma di cooperazione a lungo termine tra il
settore pubblico e quello privato per l’espletamento di compiti pubblici (realizzazione di opere e gestione di servizi), nel
cui contesto le risorse necessarie sono poste in gestione congiunta ed i rischi legati ai progetti sono suddivisi tra i
partner in modo proporzionato, sulla base delle rispettive competenze di gestione del rischio.
La complessa tematica del PPP non ha condotto all’elaborazione di una disciplina uniforme a livello comunitario
mentre nell’ordinamento giuridico nazionale il D.L.gs. 12 aprile 2006 e ss.mm.ii. (Codice dei contratti pubblici)
prevede una definizione ad hoc di contratti di Partenariato Pubblico Privato.
L’art. 3, comma 15-ter1, del Codice dei contratti pubblici recita: “i «contratti di Partenariato Pubblico Privato» sono contratti
aventi per oggetto una o più prestazioni quali la progettazione, la costruzione, la gestione o la manutenzione di un’opera pubblica o di pubblica
utilità, oppure la fornitura di un servizio, compreso in ogni caso il finanziamento totale o parziale a carico di privati, anche in forme diverse, di
tali prestazioni, con allocazione dei rischi ai sensi delle prescrizioni e degli indirizzi comunitari vigenti. Rientrano, a titolo esemplificativo, tra i
contratti di Partenariato Pubblico Privato: la concessione di lavori, la concessione di servizi, la locazione finanziaria, il contratto di
disponibilità, l’affidamento di lavori mediante finanza di progetto e le società miste. Possono rientrare altresì tra le operazioni di Partenariato
Pubblico Privato l’affidamento a contraente generale ove il corrispettivo per la realizzazione dell’opera sia in tutto o in parte posticipato e
collegato alla disponibilità dell’opera per il committente o per utenti terzi”.
Nell’ambito del diritto comunitario la fattispecie del PPP è delineata nel Libro verde relativo ai partenariati pubblico-privati ed
al diritto degli appalti pubblici e delle concessioni della Commissione europea del 30 aprile 2004 e dalle Comunicazioni
interpretative sul PPP2: il tema non ha invece una definizione e una disciplina nel diritto comunitario.
Il Libro verde individua le seguenti caratteristiche di un’operazione in PPP: a) la lunga durata del rapporto, che
implica una cooperazione tra i due partner sui vari aspetti del progetto da realizzare; b) il finanziamento del progetto
garantito in tutto o in parte dal settore privato; c) il ruolo strategico degli operatori economici privati, che partecipano a
tutte le fasi del progetto; d) la distribuzione dei rischi tra il partner pubblico e quello privato, da effettuarsi caso per
caso, in funzione della capacità delle parti di valutare, controllare e gestire gli stessi.
Nel documento vengono, inoltre, distinte due forme principali di PPP: il PPP di tipo contrattuale ed il PPP di tipo
istituzionalizzato. Nel primo caso il rapporto tra soggetto pubblico e soggetto privato si fonda su legami
esclusivamente convenzionali; nel secondo caso la cooperazione tra i due soggetti avviene nell’ambito di un’entità
1
2
Comma introdotto dall'art. 2, comma 1, lettera a), D.L.gs. n. 152 del 2008 (c.d. terzo decreto correttivo del Codice dei contratti pubblici) e modificato dall’art. 44,
comma 1, lettera b), decreto legge n. 1 del 2012 convertito dalla legge 24 marzo 2012, n. 27.
COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE, Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato Economico e Sociale europeo e al
Comitato delle Regioni sui partenariati pubblico-privati e sul diritto comunitario in materia di appalti pubblici e concessioni, Bruxelles 15.11.2005, COM(2005) 569
definitivo e Comunicazione interpretativa della Commissione sull’applicazione del diritto comunitario degli appalti pubblici e delle concessioni ai partenariati
pubblico-privati istituzionalizzati (PPPI), Bruxelles 05.02.2008, 2008/C 91/02. Ulteriore riferimento normativo a livello comunitario è costituito dalle direttive
2004/17/CE e 2004/18/CE recepite dal D.L.gs. n. 163/2006.
163
distinta dotata di personalità giuridica propria e che consente al partner pubblico di conservare un livello di controllo
relativamente elevato sulla struttura, compatibilmente con l’applicazione del diritto societario.
Nell’ordinamento nazionale il citato art. 3, comma 15-ter del Codice dei Contratti Pubblici prosegue elencando, a titolo
esemplificativo, i contratti di PPP, quali: la concessione di lavori, la concessione di servizi, la locazione finanziaria, il
contratto di disponiblità, l’affidamento di lavori mediante finanza di progetto, le società miste, l’affidamento a
contraente generale, ove il corrispettivo per la realizzazione dell’opera sia in tutto o in parte posticipato e collegato alla
disponibilità dell’opera per il committente o per utenti terzi.
La predetta norma ricomprende dunque le procedure di cui all’art. 153 del Codice (Finanza di progetto) tra le tipologie
contrattuali del PPP, mentre l’art. 153 disciplina piuttosto norme specifiche per l’affidamento di un contratto di
concessione di lavori pubblici, che è uno dei contratti di PPP.
Per finanza di progetto (project financing) si può intendere “il finanziamento di una specifica unità economica mediante
un’operazione in cui il finanziatore considera il flusso di cassa e gli utili di progetto come garanzia per il rimborso del debito e le attività
dell’unità economica come garanzia collaterale.”3.
Principali caratteristiche di un’operazione finanziata in project financing sono le seguenti: i) l’iniziativa viene isolata
mediante una struttura di “ring fence” dal patrimonio dei promotori attraverso una società di progetto; ii) la valutazione
delle capacità di rimborso del debito è conseguentemente basata sulle previsioni, in termini quantitativi e temporali,
dei flussi di cassa generati (reddito) dall’iniziativa finanziata e non sull’affidabilità economico-patrimoniale dei
promotori; iii) le previsioni dei flussi di cassa di cui al punto precedente dipendono dalla corretta stima e allocazione
dei rischi tra stazione appaltante, soggetto aggiudicatario e finanziatori.
4.1.2. Classificazione delle opere da realizzare in PPP
Ai fini della strutturazione di un’operazione in PPP è utile la distinzione delle opere e dei servizi connessi oggetto dei
contratti di PPP nelle seguenti categorie:
 OPERE CALDE: iniziative dotate di un’intrinseca capacità di generare reddito attraverso ricavi da utenza nella fase di
gestione. In tal caso i ricavi commerciali consentono al settore privato un integrale recupero dei costi di
investimento nell’arco della vita di una concessione. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, i
termovalorizzatori, i cimiteri, gli impianti di produzione di energie rinnovabili, alcune autostrade a pedaggio.
 OPERE TIEPIDE: progetti che richiedono una componente di contribuzione pubblica poiché i ricavi commerciali da
utenza sono di per sé stessi insufficienti a generare adeguati ritorni economici, ma la cui realizzazione genera
rilevanti esternalità positive in termini di benefici sociali indotti dall’infrastruttura che giustificano il
cofinanziamento pubblico. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, parcheggi, impianti sportivi,
strutture turistico-culturali-ricettive, asili nido, RSA, depuratori, acquedotti, metropolitane, funicolari, aeroporti,
porti turistici e commerciali, reti di teleriscaldamento e alcune autostrade a pedaggio.
 OPERE FREDDE: progetti in cui il privato realizza e gestisce l’opera sulla base di pagamenti effettuati dalla Pubblica
Amministrazione. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, gli ospedali, le scuole, le carceri, le sedi
di uffici pubblici e gli impianti di pubblica illuminazione.
3
P. K. NEVITT, Project financing, London, 1993, p.3.
164
4.1.3. Iter da seguire per l’individuazione della forma di PPP più idonea: lo Studio di fattibilità ed il PPP test
Per procedere ad un corretta individuazione della forma più idonea di PPP per la “progettazione, la costruzione, la gestione o
la manutenzione di un’opera pubblica o di pubblica utilità oppure la fornitura di un servizio”, il documento principale da redigere è lo
Studio di fattibilità (SdF)4. Esso dovrà prevedere: l’oggetto del contratto (progettazione, realizzazione e manutenzione
dell’opera, gestione del servizio, ecc.); l’analisi della sostenibilità economico-finanziaria e giuridico-amministrativa; il
c.d. PPP test; il livello degli standard qualitativi e quantitativi dei servizi; un’attenta analisi dei rischi di progetto.
Lo scopo dello SdF è quello di analizzare le esigenze informative connesse allo sviluppo di un nuovo progetto definito
in linea di massima nella fase di pianificazione, e giungere :
 alla individuazione di una o più alternative atte a cogliere modalità diverse di realizzazione dell’idea originaria;
 a fornire all’organo decisore gli elementi di valutazione necessari per prendere una decisione riguardo alla
realizzazione operativa del progetto;
 a proporre la soluzione tecnico organizzativa e finanziaria attraverso la valutazione di i) costi delle soluzioni, ii)
benefici ottenibili nel tempo, iii) rischi legati alla realizzazione, iv) conseguenze del mancato raggiungimento degli
obiettivi progettuali;
 a fornire indicazioni in merito alla scelta tra le forme tradizionali di appalto pubblico e il PPP utilizzando la
predisposizione di un PPP test.
In particolare, tra i contenuti che lo SdF deve prevedere, il PPP test5 si può definire come l’insieme di una serie di
analisi volte ad individuare la possibilità e il vantaggio per la PA di realizzare un progetto pubblico o di pubblica utilità
con schemi di PPP.
In primo luogo, il PPP test, ha l’obiettivo di rilevare la presenza di alcune condizioni necessarie all’utilizzo di schemi di
PPP, in particolare:
 un quadro normativo e regolatorio compatibile;
 l’esistenza di rischi trasferibili al soggetto privato;
 la capacità organizzativa e la presenza del know how da parte dell’Amministrazione per intraprendere un’operazione
di PPP;
 la possibilità di praticare meccanismi di pagamento riconducibili a precisi livelli quantitativi e qualitativi di
performance del servizio;
 l’eventuale tariffabilità dei servizi da erogare e la verifica del consenso della collettività a pagare tali servizi.
In secondo luogo, il PPP test ha l’obiettivo di:
 confrontare la modalità scelta di PPP con le forme tradizionali di appalto pubblico per valutare il Value for Money per
l’Amministrazione;
 evidenziare il grado di appetibilità da parte del mercato per la gestione dei servizi impiegando l’Analisi di
Fattibilità Finanziaria (AFF);
 indicare la quantità ottimale di risorse finanziarie pubbliche da destinare ad ogni singolo progetto, laddove
richiesto un “prezzo” (contributo pubblico) per il raggiungimento dell’equilibrio economico-finanziario.
Sulla base degli esiti dello SdF l’Amministrazione dovrebbe avere a disposizione tutti gli elementi necessari per poter
decidere la forma di PPP più adeguata per la realizzazione dell’opera o la gestione del servizio, scegliere la procedura
di gara più idonea al caso concreto e pubblicare il bando per l’affidamento del contratto prescelto.
All’Amministrazione spetterà comunque il compito di vigilare sulla corretta esecuzione delle obbligazioni contrattuali
da parte dei soggetti privati.
4
5
Sui contenuti degli SdF cfr.: art.14 (“Studio di fattibilità”) del D.P.R. 207/2010 recante Regolamento di esecuzione ed attuazione del Codice dei
contratti pubblici e Determinazione dell’Autorità per la vigilanza sui contratti pubblici n. 1/2009 “Linee guida sulla finanza di progetto dopo l’entrata in
vigore del c.d. “terzo correttivo” che, nella seconda parte, contiene: “Linee guida per la compilazione degli studi di fattibilità”.
Cfr.: UTFP, “100 Domande e Risposte”, 2009, in www.utfp.it.
165
La redazione dello SdF dovrebbe orientare le amministrazioni verso la più corretta forma di PPP e ridurre il rischio di
fallimento dell’operazione. Sarà il contratto di PPP a disciplinare, nel dettaglio, diritti ed obblighi delle parti nel caso di
fallimento dell’operazione e a disciplinare i casi di riequilibrio del piano economico-finanziario e di aggiornamento del
contratto al verificarsi di un evento di forza maggiore o di altri rischi che dovranno essere attentamente gestiti nel
regolamento contrattuale.
 Percorso decisionale della PA
A monte della redazione dello SdF si può identificare una fase decisionale della Pubblica Amministrazione (PA), più
ampia, quella della programmazione, all’interno della quale convivono una serie di analisi e decisioni che è necessario
compiere prima di decidere di realizzare un investimento pubblico in PPP. A tal proposito si individua un percorso
ideale che la PA dovrebbe compiere per giungere all’individuazione di un modello ottimale per la realizzazione di un
investimento.
Figura 4.1. - La fase della programmazione della PA
Analisi del contesto
socio economico
Realizzazione
dell’
dell’intervento
Mantenimento
dello Status Quo
STUDIO DI
FATTIBILITA’
FATTIBILITA’
PPP test
PUBLIC
SECTOR
COMPARATOR
Finanza
tradizionale
ANALISI FATTIBILITA’
FATTIBILITA’
FINANZIARIA
VALUTAZIONE CONGRUITA’
CONGRUITA’
CONTRIBUTO PUBBLICO
SI
Analisi dei Rischi
PPP
off balance
Eurostat test
on balance
Fonte: Presentazione UTFP
Premesso che la fase della programmazione è determinante per una corretta impostazione di un investimento pubblico,
in cui lo scopo della PA è di allocare le risorse nel migliore dei modi, il ricorso al PPP deve essere una scelta
consapevole da effettuarsi sulla base dell’ottimizzazione di costi per la PA e della convenienza economica per il settore
privato.
In tale fase pertanto si sviluppa il processo di analisi e d’impostazione dell’infrastruttura da realizzare e la procedura
più idonea da adottare, stabilendo inoltre se percorrere la strada della finanza tradizionale o impostare un modello di
PPP.
La PA si trova di fronte a due alternative nei confronti della collettività e dei bisogni pubblici da soddisfare: o
mantenere lo status-quo in cui si trova, o in alternativa affidarsi ad una serie di valutazioni che porteranno a decidere
se far ricorso per la realizzazione dell’iniziativa, a forme di PPP o alla finanza tradizionale.
Il primo passo che la PA deve compiere è l’analisi del contesto socio economico, che si traduce nell’elaborazione dello
SdF, all’interno del quale si effettua un’attenta analisi e valutazione della fattibilità economico-finanziaria e sociale
166
dell’intervento, si prosegue con l’utilizzo del PPP test, come sopra descritto, preferibilmente supportato dal calcolo del
Public Sector Comparator (PSC) e successivamente si completa il percorso decisionale attraverso l’analisi dei rischi e
l’Eurostat test. Nel caso di operazioni di PPP, nelle quali la gestione economica dell’investimento non sia sufficiente da
sola a garantire l’equilibrio economico finanziario, e per il quale occorre dunque la partecipazione finanziaria della PA
nella forma di contributo pubblico, è necessario inoltre procedere alla valutazione della congruità del contributo
pubblico.
L’analisi di fattibilità serve ad accertare se, e a quali condizioni, le diverse alternative progettuali prospettate siano
materialmente realizzabili, finanziariamente sostenibili, coerenti con il quadro normativo esistente, compatibili con le
capacità tecnico-amministrative del soggetto proponente.
In particolare, l’analisi di convenienza sociale è volta ad individuare, tra le varie alternative progettuali fattibili, quella
in grado di assicurare un adeguato “rendimento sociale”. In particolare due sono gli obiettivi a cui l’Amministrazione
deve tendere. In primo luogo, ponendosi dal punto di vista dell’’Amministrazione Pubblica in quanto tutore
dell’interesse collettivo, è necessario valutare le diverse alternative progettuali verificando quale di esse produca il
miglior risultato in termini di benefici e costi sociali. In secondo luogo, ponendosi dal punto di vista
dell’Amministrazione Pubblica che promuove l’intervento, è necessario verificare, attraverso un’analisi dei flussi
finanziari e della ripartizione dei rischi, se un eventuale ricorso all’iniziativa privata sia conveniente in termini di costo;
ovvero se le alternative progettuali che prevedono un PPP garantiscono un effettivo risparmio di risorse rispetto alle
alternative interamente pubbliche e la creazione di valore (c.d. value for money utilizzato per descrivere il beneficio
derivante dal ricorso a forme di PPP.).
E’ inoltre necessario verificare l’analisi di convenienza e sostenibilità economico-finanziaria volta ad individuare tra le
varie alternative progettuali la “convenienza economica” e la “sostenibilità finanziaria” di ciascuna alternativa. La
“convenienza economica” è la capacità del progetto di creare valore nel proprio arco di vita, e generare un livello di
redditività per il capitale investito congruo rispetto alle aspettative dell’investitore privato; la “sostenibilità finanziaria”
è la capacità del progetto di generare flussi monetari sufficienti a garantire il rimborso del prestito.
Strumenti di analisi e valutazione della fattibilità economico-finanziaria e sociale dell’intervento sono l’Analisi Costi Benefici (ACB) e l’Analisi di Fattibilità Finanziaria (AFF).
L’ACB, in generale valuta i costi e i benefici sociali, ed è una metodologia di valutazione della convenienza o meno di
eseguire un investimento in funzione degli obiettivi che si vogliono raggiungere6 composta da un insieme di regole
operative finalizzate a guidare le scelte del decisore pubblico tra ipotesi alternative di intervento. L’ACB permette al
soggetto pubblico di valutare, in termini monetari, tutti gli svantaggi (costi) e tutti i vantaggi (benefici) che
l’investimento genera in relazione ad uno specifico bacino di riferimento. I cosiddetti benefici non sono ricavi in senso
stretto, ma consistono nella valorizzazione dell’effetto benefico che la nuova infrastruttura produrrà sulla collettività o
sull’area di riferimento, incrementandone il livello di benessere.
I prezzi reali utilizzati dal privato nell’ambito dell’analisi economico-finanziaria saranno modificati e trasformati nei
cosiddetti “prezzi ombra” che rappresentano i prezzi in grado di rappresentare al meglio il punto di vista della
collettività.
I costi e benefici relativi a tutto l’arco temporale del progetto, dovranno poi essere attualizzati tramite un tasso di
attualizzazione dei costi e dei benefici futuri7.
All’interno dell’ACB si sviluppa l’AF, i cui risultati servono a valutare in termini monetari tutti gli svantaggi (costi) e
tutti i vantaggi (benefici) che l’investimento genera in relazione ad uno specifico bacino di riferimento. L’obiettivo è
giungere alla comparazione di benefici e costi associati alla realizzazione di un progetto, per determinare se il progetto
6
7
Esistono diversi testi e specifiche linee guida redatte dalla Commissione europea (EC, 2003 e 2008) per la realizzazione di una corretta ACB.
“Seguendo i principali metodi proposti dalla letteratura sull’analisi costi – benefici, il tasso può essere commisurato ad uno o ad una combinazione dei seguenti indicatori: a)
il tasso di rendimento del capitale privato; b) una proporzione (fissa o variabile) del tasso di crescita dell’economia di lungo termine; c) una media pluriennale del tasso
d’interesse sui titoli pubblici a medio e lungo termine”. In La Valutazione dei progetti d’investimento pubblici, Quaderni del NUVV – 1/pp.78.
167
produce un incremento o decremento nel livello di benessere di una collettività, tale da suggerirne o meno la
realizzazione.
In particolare l’AF è un metodo per l'analisi dei futuri flussi monetari generati dall’investimento che consente di
valutare la convenienza economica e la sostenibilità finanziaria di un progetto tramite l'aggregazione delle voci del
bilancio d’esercizio in un piano di conti integrato (c.d. piano economico-finanziario) sviluppato su più esercizi
prospettici. L'analisi finanziaria ha, pertanto, come obiettivo quello di stabilire se il progetto sarà in grado di generare
un sufficiente flusso di cassa tale da coprire le uscite finanziarie nel momento in cui si verificano, o se, al contrario, il
progetto rischia l'insolvenza, e di prevedere inoltre una congrua remunerazione del capitale investito. Il metodo più
comunemente utilizzato è quello dei flussi monetari scontati (Discounted Cash Flow Method): si registrano e aggregano
tutti gli effettivi esborsi o ricavi monetari generati dal progetto nell'arco di vita e si scontano i valori futuri con un
adeguato fattore di sconto. L’AF è un passaggio necessario per l’ACB, di cui è un’analisi più limitata, è la cerniera tra
le analisi preliminari di mercato più la fattibilità tecnico-normativa e l’analisi economica vera e propria.
La decisione finale inerente l’accettazione o il rifiuto del progetto sarà poi presa sulla base del valore attuale netto
economico (VANE), dei benefici economici attualizzati, al netto dei costi economici attualizzati. Ovvero si intraprenderà
il progetto se tale risultato è maggiore di zero.
Un altro criterio che viene utilizzato è quello del cosiddetto tasso di rendimento interno economico (TIRE), che consiste
nel calcolare il tasso di attualizzazione che eguaglia il valore dei costi e dei benefici economici attualizzati.
Per valutare il grado di appetibilità da parte del mercato per la realizzazione e gestione dell’infrastruttura si procederà,
quindi, all’Analisi di Fattibilità Finanziaria.
Un altro strumento di ausilio per la decisione della PA, molto utile ma poco diffuso in Italia, è il calcolo del Public Sector
Comparator (PSC). Tale modello valutativo misura la convenienza, in termini di costo-qualità, del ricorso ai capitali e alla
collaborazione con i privati, e si basa sul trasferimento dei rischi che si ipotizza di contrattualizzare con il privato, e sui
costi connessi alla realizzazione e gestione dell’investimento in PPP. Il PSC confronta la realizzazione diretta
dell’investimento con la più efficiente realizzazione in PPP e quantifica la creazione di valore generata dall’opera (value
for money).
In sintesi la PA deve elaborare uno SdF al fine di individuare la procedura più adatta per la realizzazione di un
investimento attraverso le analisi e valutazioni accennate, precisando che tali analisi sono effettuate anche a tutela
dell’Amministrazione stessa e delle scelte poste in essere, considerato che gli elementi contenuti nello SdF potranno
costituire un utile riferimento per la redazione del bando di gara (es.: eventuale contributo in conto prezzo che
l’Amministrazione potrà erogare; durata massima della concessione; importo massimo dei canoni che l’Amministrazione
potrà sostenere; etc.).
Nello SdF, infine, oltre ad una parte tecnico-progettuale è prevista anche una parte giuridico-amministrativa volta a
verificare – tra i vari elementi – il contratto di PPP più adatto al singolo caso concreto e la procedura di gara più idonea
per l’affidamento del contratto stesso.
4.1.4. Procedure di PPP per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie
In questo paragrafo sono descritte le procedure di PPP monitorate dall’Osservatorio e adottate dalla PA per
l’affidamento dei contratti per la costruzione, manutenzione e gestione di reti per il teleriscaldamento e di impianti a
bioenergie.
In base al monitoraggio delle 80 operazioni di PPP, come si è visto nel Capitolo 2, le procedure di PPP a cui si è fatto
maggiormente ricorso per la costruzione, manutenzione e gestione di reti per il teleriscaldamento e di impianti a
bioenergie, sono:
 le concessioni di lavori pubblici ad iniziativa pubblica e ad iniziava privata;
 le concessioni di servizi;
 la società mista.
168
 La concessione di lavori pubblici
Ove l’oggetto dell’affidamento sia costituito dalla realizzazione di lavori e dalla gestione di servizi, il contratto di PPP da
affidare sarà un contratto misto qualificato come concessione di lavori ovvero di servizi sulla base dei criteri di
prevalenza stabiliti dall’art. 14 del Codice (“contratti misti”).
La concessione di lavori pubblici è definita dal Codice come un contratto avente ad oggetto la progettazione e/o
l’esecuzione di lavori pubblici e la loro gestione funzionale ed economica nell’ambito del quale il corrispettivo è
costituito dal diritto di gestione dell’opera ovvero da tale diritto accompagnato da un prezzo (cfr. artt. 3, comma 11 e
143 del Codice).
Nell’ipotesi di ricorso al contratto di concessione di lavori pubblici, la scelta della procedura da adottare per
l’aggiudicazione dipende in sostanza dal livello di approfondimento dei documenti preparatori a disposizione
dell’amministrazione, nonché da una scelta discrezionale della Amministrazione, la quale:
I.
avendone i mezzi (in termini di professionalità al proprio interno ovvero di risorse economiche per affidare
l’incarico a terzi), può decidere di definire con maggiore dettaglio le caratteristiche dell’intervento prima di
bandire la gara per l’aggiudicazione della concessione (attraverso la tradizionale procedura ad iniziativa
pubblica ex art. 144 del Codice);
II.
ovvero può valutare più opportuno lasciare un margine più ampio all’apporto dei privati in sede di gara
demandando loro la specificazione degli elementi già individuati nello Studio di fattibilità a base di gara
(attraverso la tradizionale procedura ad iniziativa privata ex art. 153 del Codice).
Nel caso sub I), l’Amministrazione deve avere a disposizione: il progetto di livello almeno preliminare, lo schema di
contratto di concessione, il piano economico finanziario degli investimenti e della connessa gestione (d’ora in avanti
anche PEF). In sostanza, l’Amministrazione deve predisporre tutta la documentazione da porre a base di gara, mentre il
privato aggiudicatario procederà all’elaborazione della progettazione definitiva ed esecutiva, alla realizzazione e alla
gestione dell’opera. Si tratta di una procedura di aggiudicazione indubbiamente snella rispetto a quella c.d. ad
iniziativa privata, ma presenta forti elementi di criticità poiché l’amministrazione non possiede generalmente le
conoscenze tecniche ed economiche per redigere il progetto preliminare, il piano economico-finanziario e la bozza
contrattuale per la realizzazione di infrastrutture così complesse e ad elevato contenuto tecnologico ed innovativo.
Nell’ipotesi sub II), l’Amministrazione provvede a redigere uno Studio di fattibilità con le caratteristiche indicate all’art.
14 del Regolamento di attuazione del Codice dei contratti pubblici (D.P.R. 207/2010), da porre a base di gara sulla
base di una delle seguenti procedure:
 la procedura ex art. 153 commi 1-14 (c.d. a gara unica) risponde ad un’esigenza di economicità di tempi e
mezzi procedimentali;
 la procedura ex art. 153, comma 15 (c.d. a doppia gara), nel caso in cui l’amministrazione ritenga utile,
per i progetti, particolarmente complessi, un doppio confronto concorrenziale con un progressivo
affinamento degli aspetti tecnico-economici del progetto proposto dal promotore e delle clausole della
convenzione.
Diversamente è a dirsi con riferimento alle procedure disciplinate all’art. 153, comma 16 e comma 19 del Codice che
presuppongono, rispettivamente, l’inerzia dell’amministrazione e l’assenza dell’opera oggetto della proposta privata
negli atti di programmazione delle opere pubbliche (per approfondimenti cfr. UTFP Relazione annuale 2011).
169
 Concessioni di servizi ed il promotore di servizi
La concessione di servizi ex art. 3, comma 12 e art. 30 comma 1 del Codice è un contratto che presenta le stesse
caratteristiche di un appalto pubblico di servizi, ad eccezione del fatto che il corrispettivo della fornitura dei servizi
consiste unicamente nel diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente il servizio. Tale diritto può
essere accompagnato da un prezzo versato dal concedente nel caso in cui quest’ultimo imponga al concessionario di
praticare nei confronti degli utenti prezzi inferiori a quelli corrispondenti alla somma del costo del servizio o
dell’ordinario utile di impresa, ovvero qualora sia necessario assicurare al concessionario il perseguimento
dell’equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa gestione in relazione alla qualità del servizio
da prestare.
In linea di principio le concessioni di servizi sono sottratte alla disciplina del Codice, salvo quanto prescritto dall’art.
30 del Codice stesso. In particolare tale norma prevede che la scelta del concessionario di servizi debba avvenire nel
rispetto dei principi di trasparenza, adeguata pubblicità, non discriminazione, parità di trattamento, mutuo
riconoscimento, proporzionalità di cui al Trattato CE, invitando alla gara almeno cinque concorrenti e con
predeterminazione dei criteri selettivi (fatte salve discipline specifiche che prevedano forme più ampie di tutela della
concorrenza). L’Amministrazione dovrà quindi predisporre la documentazione da porre a base di gara per l’affidamento
del contratto.
L’istituto del promotore di servizi, disciplinato dall’art. 278 del Regolamento di attuazione del Codice dei contratti
pubblici, prevede l’aggiudicazione della concessione di servizi attraverso una procedura di gara ad hoc avviata in seguito
a proposte di soggetti privati che contengano uno Studio di fattibilità, una bozza di convenzione, un piano economicofinanziario asseverato, l’indicazione dei criteri di aggiudicazione dell’offerta economicamente più vantaggiosa, le
garanzie offerte e le spese sostenute per l’elaborazione della stessa proposta. Le amministrazioni valutano la fattibilità
delle proposte entro sei mesi dal ricevimento delle stesse, sotto il profilo della funzionalità, della fruibilità del servizio,
della accessibilità al pubblico, del rendimento, del costo di gestione e manutenzione, della durata della concessione,
delle tariffe da applicare, della metodologia di aggiornamento delle stesse, del valore economico del piano e del
contenuto della bozza di convenzione. In caso di presentazione di più proposte queste vengono valutate
comparativamente nel rispetto dei principi di trasparenza, adeguata pubblicità, non discriminazione, parità di
trattamento, mutuo riconoscimento, proporzionalità, al fine di individuare un promotore.
Successivamente all’individuazione del soggetto promotore, ai fini della scelta del concessionario, l’Amministrazione
indice una gara informale – secondo le previsioni del citato articolo 30 del Codice - in cui viene invitato anche il
promotore, ponendo a base di gara la proposta presentata dallo stesso. Il promotore ha il diritto di adeguare la propria
offerta a quella giudicata più conveniente, risultando così affidatario della concessione (c.d. diritto di prelazione a
favore del soggetto promotore).
Tale procedimento consente all’ Amministrazione – pur in assenza di documentazione di dettaglio relativa al Progetto
da realizzare - di ricevere una proposta di intervento privato e, una volta valutata di pubblico interesse, di porla a base
di gara per la scelta del soggetto concessionario.
 La società mista
La società mista è prevista dall’articolo 113 del D.L.gs 267/2000 (Testo unico delle leggi sull'ordinamento degli enti
locali) che prevede, per la gestione delle reti e l’erogazione dei servizi pubblici locali di rilevanza economica, la facoltà
di ricorrere “a società a capitale misto pubblico privato nelle quali il socio privato venga scelto attraverso l’espletamento di gare con
procedure ad evidenza pubblica”. Il successivo art. 116 prevede inoltre società per azioni con partecipazione anche
minoritaria di enti locali per l’esercizio di servizi pubblici e per la realizzazione delle opere necessarie al corretto
svolgimento del servizio, e per la realizzazione di infrastrutture ed altre opere di interesse pubblico.
170
L’articolo 1, comma 2, del Codice prevede poi che “Nei casi in cui le norme vigenti consentono la costituzione di società miste per
la realizzazione e/o la gestione di un’opera pubblica o di un servizio, la scelta del socio privato avviene con procedure di evidenza pubblica”.
Il successivo art. 3, comma 3, stabilisce che “Le società miste non sono tenute ad applicare le disposizioni del presente codice
limitatamente alla realizzazione dell'opera pubblica o alla gestione del servizio per i quali sono state specificamente costituite, se ricorrono le
seguenti condizioni:
 la scelta del socio privato è avvenuta nel rispetto di procedure di evidenza pubblica;
 il socio privato ha i requisiti di qualificazione previsti dal presente codice in relazione alla prestazione per cui la società è stata
costituita;
 la società provvede in via diretta alla realizzazione dell'opera o del servizio, in misura superiore al 70% del relativo importo”.
Infine, l’articolo 3 del decreto legge 223/2006 (convertito in legge dalla Legge 153/2006) afferma che le società, a
capitale interamente pubblico o misto, costituite o partecipate dalle amministrazioni pubbliche regionali e locali per la
produzione di beni e servizi strumentali all'attività di tali enti in funzione della loro attività, con esclusione dei servizi
pubblici locali e dei servizi di committenza:
 devono operare esclusivamente con gli enti costituenti o partecipanti o affidanti ;
 non possono svolgere prestazioni a favore di altri soggetti pubblici o privati, né in affidamento diretto, né con
gara;
 non possono partecipare ad altre società od enti con sede nel territorio nazionale.
Il 9 agosto è terminato l'esame parlamentare del disegno di legge di conversione del decreto-legge 21 giugno 2013, n.
69, recante disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia (c.d. "decreto del fare"), che è stato approvato con
numerose modifiche e integrazioni. Il provvedimento, convertito dalla legge n. 98/2013, è stato pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale del 20 agosto.
 La normativa in materia di PPP è stata recentemente modificata dal Decreto legge n° 69 del 21 giugno
2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia” (c.d. “Decreto del Fare”), convertito, con
numerose modifiche e integrazioni, dalla Legge n° 98 del 9 agosto 2013. L’articolo 19, comma 1
“Disposizioni in materia di concessioni e defiscalizzazione” del decreto introduce, infatti, sostanziali modifiche
al D.L.gs.n° 163/2006 (Codice degli appalti).
Di seguito vengono riportati gli articoli del D.Lgs. 163/2006 riguardanti il PPP interamente riscritti in base alle recenti
modifiche introdotte, in vigore dal 21 agosto 2013:
Articolo 143 “Caratteristiche delle concessioni di lavori pubblici”:
1. Le concessioni di lavori pubblici hanno, di regola, ad oggetto la progettazione definitiva, la progettazione esecutiva
e l'esecuzione di opere pubbliche o di pubblica utilità, e di lavori ad essi strutturalmente e direttamente collegati,
nonché la loro gestione funzionale ed economica eventualmente estesa, anche in via anticipata, ad opere o parti di
opere in tutto o in parte già realizzate e direttamente connesse a quelle oggetto della concessione e da ricomprendere
nella stessa.
2. Qualora la stazione appaltante disponga del progetto definitivo ed esecutivo, ovvero del progetto definitivo, l'oggetto
della concessione, quanto alle prestazioni progettuali, può essere circoscritto al completamento della progettazione,
ovvero alla revisione della medesima, da parte del concessionario.
3. La controprestazione a favore del concessionario consiste, di regola, unicamente nel diritto di gestire
funzionalmente e di sfruttare economicamente tutti i lavori realizzati.
4. Tuttavia, il soggetto concedente stabilisce in sede di gara anche un prezzo nonché, eventualmente, la gestione
funzionale ed economica, anche anticipata, di opere o parti di opere già realizzate, qualora al concessionario venga
imposto di praticare nei confronti degli utenti prezzi inferiori a quelli corrispondenti alla remunerazione degli
investimenti e alla somma del costo del servizio e dell'ordinario utile di impresa, ovvero qualora sia necessario
171
assicurare al concessionario il perseguimento dell'equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa
gestione in relazione alla qualità del servizio da prestare. Nella determinazione del prezzo si tiene conto della eventuale
prestazione di beni e servizi da parte del concessionario allo stesso soggetto aggiudicatore, relativamente all'opera
concessa, secondo le previsioni del bando di gara.
5. Le amministrazioni aggiudicatrici, previa analisi di convenienza economica, possono prevedere nel piano economico
finanziario e nella convenzione, a titolo di prezzo, la cessione in proprietà o in diritto di godimento di beni immobili
nella loro disponibilità o allo scopo espropriati la cui utilizzazione ovvero valorizzazione sia necessaria all'equilibrio
economico-finanziario della concessione. Le modalità di utilizzazione ovvero di valorizzazione dei beni immobili sono
definite dall'amministrazione aggiudicatrice unitamente alla approvazione ai sensi dell'articolo 97 del progetto posto a
base di gara, e costituiscono uno dei presupposti che determinano l'equilibrio economico-finanziario della concessione.
Nel caso di gara indetta ai sensi dell'articolo 153, le predette modalità di utilizzazione ovvero di valorizzazione sono
definite dall'amministrazione aggiudicatrice nell'ambito dello Studio di fattibilità. All'atto della consegna dei lavori il
soggetto concedente dichiara di disporre di tutte le autorizzazioni, licenze, abilitazioni, nulla osta, permessi o altri atti
di consenso comunque denominati previsti dalla normativa vigente e che detti atti sono legittimi, efficaci e validi.
6. La concessione ha di regola durata non superiore a trenta anni.
7. L'offerta e il contratto devono contenere il piano economico-finanziario di copertura degli investimenti e della
connessa gestione per tutto l'arco temporale prescelto e devono prevedere la specificazione del valore residuo al netto
degli ammortamenti annuali, nonché l'eventuale valore residuo dell'investimento non ammortizzato al termine della
concessione, anche prevedendo un corrispettivo per tale valore residuo. Le offerte devono dare conto del preliminare
coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori nel progetto.
8. La stazione appaltante, al fine di assicurare il perseguimento dell'equilibrio economico-finanziario degli investimenti
del concessionario, può stabilire che la concessione abbia una durata superiore a trenta anni, tenendo conto del
rendimento della concessione, della percentuale del prezzo di cui ai commi 4 e 5 rispetto all'importo totale dei lavori, e
dei rischi connessi alle modifiche delle condizioni di mercato. I presupposti e le condizioni di base che determinano
l'equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa gestione, da richiamare nelle premesse del
contratto, ne costituiscono parte integrante. Le variazioni apportate dalla stazione appaltante a detti presupposti o
condizioni di base, nonché le norme legislative e regolamentari che stabiliscano nuovi meccanismi tariffari o che
comunque incidono sull'equilibrio del piano economico-finanziario, previa verifica del CIPE sentito il Nucleo di
consulenza per l'attuazione delle linee guida per la regolazione dei servizi di pubblica utilità (NARS), comportano la sua
necessaria revisione, da attuare mediante rideterminazione delle nuove condizioni di equilibrio, anche tramite la
proroga del termine di scadenza delle concessioni. In mancanza della predetta revisione il concessionario può recedere
dal contratto. Nel caso in cui le variazioni apportate o le nuove condizioni introdotte risultino più favorevoli delle
precedenti per il concessionario, la revisione del piano dovrà essere effettuata a favore del concedente. Al fine di
assicurare il rientro del capitale investito e l'equilibrio economico-finanziario del Piano Economico Finanziario, per le
nuove concessioni di importo superiore ad un miliardo di euro, la durata può essere stabilita fino a cinquanta anni.
8-bis. Ai fini della applicazione delle disposizioni di cui al comma 8 del presente articolo, la convenzione definisce i
presupposti e le condizioni di base del piano economico-finanziario le cui variazioni non imputabili al concessionario,
qualora determinino una modifica dell'equilibrio del piano, comportano la sua revisione. La convenzione contiene
inoltre una definizione di equilibrio economico finanziario che fa riferimento ad indicatori di redditività e di capacità di
rimborso del debito, nonché la procedura di verifica e la cadenza temporale degli adempimenti connessi.
9. Le amministrazioni aggiudicatrici possono affidare in concessione opere destinate alla utilizzazione diretta della
pubblica amministrazione, in quanto funzionali alla gestione di servizi pubblici, a condizione che resti a carico del
concessionario l'alea economico-finanziaria della gestione dell'opera.
10. Il concessionario partecipa alla conferenza di servizi finalizzata all'esame e all'approvazione dei progetti di loro
competenza, senza diritto di voto. Resta ferma l'applicazione dell'articolo 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n.
241, e successive modificazioni.
172
Articolo 144 “Procedure di affidamento e pubblicazione del bando relativo alle concessioni di lavori pubblici”:
Le stazioni appaltanti affidano le concessioni di lavori pubblici con procedura aperta o ristretta, utilizzando il criterio
selettivo dell'offerta economicamente più vantaggiosa.
2. Quale che sia la procedura prescelta, le stazioni appaltanti pubblicano un bando in cui rendono nota l'intenzione di
affidare la concessione.
3. I bandi relativi alle concessioni di lavori pubblici contengono gli elementi indicati nel presente codice, le
informazioni di cui all'allegato IX B e ogni altra informazione ritenuta utile, secondo il formato dei modelli di formulari
adottati dalla Commissione in conformità alla procedura di cui all'articolo 77, paragrafo 2, direttiva 2004/18.
3-bis. I bandi e i relativi allegati, ivi compresi, a seconda dei casi, lo schema di contratto e il piano economico
finanziario, sono definiti in modo da assicurare adeguati livelli di bancabilità dell'opera. Per le concessioni da affidarsi
con la procedura ristretta, nel bando può essere previsto che l'amministrazione aggiudicatrice possa indire, prima della
scadenza del termine di presentazione delle offerte, una consultazione preliminare con gli operatori economici invitati a
presentare le offerte, al fine di verificare l'insussistenza di criticità del progetto posto a base di gara sotto il profilo della
finanziabilità, e possa provvedere, a seguito della consultazione, ad adeguare gli atti di gara aggiornando il termine di
presentazione delle offerte, che non può essere inferiore a trenta giorni decorrenti dalla relativa comunicazione agli
interessati. Non può essere oggetto di consultazione l'importo delle misure di defiscalizzazione di cui all'articolo 18 della
legge 12 novembre 2011, n. 183, e all'articolo 33 del decreto-legge 18 ottobre 2012, n. 179, convertito, con
modificazioni, dalla legge 17 dicembre 2012, n. 221, nonché l'importo dei contributi pubblici, ove previsti.
3-ter. Il bando può prevedere che l'offerta sia corredata dalla dichiarazione sottoscritta da uno o più istituti finanziatori
di manifestazione di interesse a finanziare l'operazione, anche in considerazione dei contenuti dello schema di
contratto e del piano economico-finanziario.
3-quater. L'amministrazione aggiudicatrice prevede nel bando di gara che il contratto di concessione stabilisca la
risoluzione del rapporto in caso di mancata sottoscrizione del contratto di finanziamento o in mancanza della
sottoscrizione o collocamento delle obbligazioni di progetto di cui all'articolo 157, entro un congruo termine fissato dal
bando medesimo, comunque non superiore a ventiquattro mesi, decorrente dalla data di approvazione del progetto
definitivo. Resta salva la facoltà del concessionario di reperire la liquidità necessaria alla realizzazione dell'investimento
attraverso altre forme di finanziamento previste dalla normativa vigente, purché sottoscritte entro lo stesso termine. Nel
caso di risoluzione del rapporto ai sensi del primo periodo, il concessionario non avrà diritto ad alcun rimborso delle
spese sostenute, ivi incluse quelle relative alla progettazione definitiva. Il bando di gara può altresì prevedere che in
caso di parziale finanziamento del progetto e comunque per uno stralcio tecnicamente ed economicamente funzionale,
il contratto di concessione rimanga valido limitatamente alla parte che regola la realizzazione e gestione del medesimo
stralcio funzionale.
4. Alla pubblicità dei bandi si applica l'articolo 66 ovvero l'articolo 122.
Articolo 153 “Finanza di progetto”:
1. Per la realizzazione di lavori pubblici o di lavori di pubblica utilità, ivi inclusi quelli relativi alle strutture dedicate
alla nautica da diporto, inseriti nella programmazione triennale e nell'elenco annuale di cui all'articolo 128, ovvero
negli strumenti di programmazione formalmente approvati dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della
normativa vigente, ivi inclusi i Piani dei porti, finanziabili in tutto o in parte con capitali privati, le amministrazioni
aggiudicatrici possono, in alternativa all'affidamento mediante concessione ai sensi dell'articolo 143, affidare una
concessione ponendo a base di gara uno Studio di fattibilità, mediante pubblicazione di un bando finalizzato alla
presentazione di offerte che contemplino l'utilizzo di risorse totalmente o parzialmente a carico dei soggetti proponenti.
2. Il bando di gara è pubblicato con le modalità di cui all'articolo 66 ovvero di cui all'articolo 122, secondo l'importo
dei lavori, ponendo a base di gara lo Studio di fattibilità predisposto dall'amministrazione aggiudicatrice o adottato ai
sensi del comma 19.
173
2-bis. Lo Studio di fattibilità da porre a base di gara è redatto dal personale delle amministrazioni aggiudicatrici in
possesso dei requisiti soggettivi necessari per la sua predisposizione in funzione delle diverse professionalità coinvolte
nell'approccio multidisciplinare proprio dello Studio di fattibilità. In caso di carenza in organico di personale
idoneamente qualificato, le amministrazioni aggiudicatrici possono affidare la redazione dello Studio di fattibilità a
soggetti esterni, individuati con le procedure previste dal presente codice. Gli oneri connessi all'affidamento di attività
a soggetti esterni possono essere ricompresi nel quadro economico del progetto.
3. Il bando, oltre al contenuto previsto dall'articolo 144, specifica:
a) che l'amministrazione aggiudicatrice ha la possibilità di richiedere al promotore prescelto, di cui al comma 10,
lettera b), di apportare al progetto preliminare, da questi presentato, le modifiche eventualmente intervenute in fase di
approvazione del progetto, anche al fine del rilascio delle concessioni demaniali marittime, ove necessarie, e che in tal
caso la concessione è aggiudicata al promotore solo successivamente all'accettazione, da parte di quest'ultimo, delle
modifiche progettuali nonché del conseguente eventuale adeguamento del piano economico-finanziario;
b) che, in caso di mancata accettazione da parte del promotore di apportare modifiche al progetto preliminare,
l'amministrazione ha facoltà di chiedere progressivamente ai concorrenti successivi in graduatoria l'accettazione delle
modifiche da apportare al progetto preliminare presentato dal promotore alle stesse condizioni proposte al promotore e
non accettate dallo stesso.
4. Le amministrazioni aggiudicatrici valutano le offerte presentate con il criterio dell'offerta economicamente più
vantaggiosa di cui all'articolo 83.
5. Oltre a quanto previsto dall'articolo 83 per il caso delle concessioni, l'esame delle proposte è esteso agli aspetti
relativi alla qualità del progetto preliminare presentato, al valore economico e finanziario del piano e al contenuto della
bozza di convenzione. Per quanto concerne le strutture dedicate alla nautica da diporto, l'esame e la valutazione delle
proposte sono svolti anche con riferimento alla maggiore idoneità dell'iniziativa prescelta a soddisfare in via combinata
gli interessi pubblici alla valorizzazione turistica ed economica dell'area interessata, alla tutela del paesaggio e
dell'ambiente e alla sicurezza della navigazione.
6. Il bando indica i criteri, secondo l'ordine di importanza loro attribuita, in base ai quali si procede alla valutazione
comparativa tra le diverse proposte. La pubblicazione del bando, nel caso di strutture destinate alla nautica da diporto,
esaurisce gli oneri di pubblicità previsti per il rilascio della concessione demaniale marittima.
7. Il disciplinare di gara, richiamato espressamente nel bando, indica, in particolare, l'ubicazione e la descrizione
dell'intervento da realizzare, la destinazione urbanistica, la consistenza, le tipologie del servizio da gestire, in modo da
consentire che le proposte siano presentate secondo presupposti omogenei.
8. Alla procedura sono ammessi solo i soggetti in possesso dei requisiti previsti dal regolamento per il concessionario
anche associando o consorziando altri soggetti, fermi restando i requisiti di cui all'articolo 38.
9. Le offerte devono contenere un progetto preliminare, una bozza di convenzione, un piano economico-finanziario
asseverato da un istituto di credito o da società di servizi costituite dall'istituto di credito stesso ed iscritte nell'elenco
generale degli intermediari finanziari, ai sensi dell'articolo 106 del decreto legislativo 1° settembre 1993, n. 385, o da una
società di revisione ai sensi dell'articolo 1 della legge 23 novembre 1939, n. 1966, nonché la specificazione delle
caratteristiche del servizio e della gestione, e dare conto del preliminare coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori
nel progetto; il regolamento detta indicazioni per chiarire e agevolare le attività di asseverazione ai fini della valutazione
degli elementi economici e finanziari. Il piano economico-finanziario comprende l'importo delle spese sostenute per la
predisposizione delle offerte, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell'ingegno di cui all'articolo 2578 del codice
civile. Tale importo non può superare il 2,5 per cento del valore dell'investimento, come desumibile dallo Studio di
fattibilità posto a base di gara. Nel caso di strutture destinate alla nautica da diporto, il progetto preliminare deve
definire le caratteristiche qualitative e funzionali dei lavori ed il quadro delle esigenze da soddisfare e delle specifiche
prestazioni da fornire, deve contenere uno studio con la descrizione del progetto ed i dati necessari per individuare e
valutare i principali effetti che il progetto può avere sull'ambiente e deve essere integrato con le specifiche richieste nei
decreti del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti 5 giugno 2009, nn. 10/09, 11/09 e 12/09 e successive
modificazioni.
10. L'amministrazione aggiudicatrice:
174
a) prende in esame le offerte che sono pervenute nei termini indicati nel bando;
b) redige una graduatoria e nomina promotore il soggetto che ha presentato la migliore offerta; la nomina del promotore
può aver luogo anche in presenza di una sola offerta;
c) pone in approvazione il progetto preliminare presentato dal promotore, con le modalità indicate all'articolo 97, anche
al fine del successivo rilascio della concessione demaniale marittima, ove necessaria. In tale fase è onere del promotore
procedere alle modifiche progettuali necessarie ai fini dell'approvazione del progetto, nonché a tutti gli adempimenti di
legge anche ai fini della valutazione di impatto ambientale, senza che ciò comporti alcun compenso aggiuntivo, nè
incremento delle spese sostenute per la predisposizione delle offerte indicate nel piano finanziario;
d) quando il progetto non necessita di modifiche progettuali, procede direttamente alla stipula della concessione;
e) qualora il promotore non accetti di modificare il progetto, ha facoltà di richiedere progressivamente ai concorrenti
successivi in graduatoria l'accettazione delle modifiche al progetto presentato dal promotore alle stesse condizioni
proposte al promotore e non accettate dallo stesso.
11. La stipulazione del contratto di concessione può avvenire solamente a seguito della conclusione, con esito positivo,
della procedura di approvazione del progetto preliminare e della accettazione delle modifiche progettuali da parte del
promotore, ovvero del diverso concorrente aggiudicatario. Il rilascio della concessione demaniale marittima, ove
necessaria, avviene sulla base del progetto definitivo, redatto in conformità al progetto preliminare approvato.
12. Nel caso in cui risulti aggiudicatario della concessione un soggetto diverso dal promotore, quest'ultimo ha diritto al
pagamento, a carico dell'aggiudicatario, dell'importo delle spese di cui al comma 9, terzo periodo.
13. Le offerte sono corredate dalla garanzia di cui all'articolo 75 e da un'ulteriore cauzione fissata dal bando in misura
pari al 2,5 per cento del valore dell'investimento, come desumibile dallo Studio di fattibilità posto a base di gara. Il
soggetto aggiudicatario è tenuto a prestare la cauzione definitiva di cui all'articolo 113. Dalla data di inizio
dell'esercizio del servizio, da parte del concessionario è dovuta una cauzione a garanzia delle penali relative al mancato
o inesatto adempimento di tutti gli obblighi contrattuali relativi alla gestione dell'opera, da prestarsi nella misura del
10 per cento del costo annuo operativo di esercizio e con le modalità di cui all'articolo 113; la mancata presentazione
di tale cauzione costituisce grave inadempimento contrattuale.
14. Si applicano ove necessario le disposizioni di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n.
327, e successive modificazioni.
15. Le amministrazioni aggiudicatrici, ferme restando le disposizioni relative al contenuto del bando previste dal
comma 3, primo periodo, possono, in alternativa a quanto prescritto dal comma 3, lettere a) e b), procedere come
segue:
a) pubblicare un bando precisando che la procedura non comporta l'aggiudicazione al promotore prescelto, ma
l'attribuzione allo stesso del diritto di essere preferito al migliore offerente individuato con le modalità di cui alle
successive lettere del presente comma, ove il promotore prescelto intenda adeguare la propria offerta a quella ritenuta
più vantaggiosa;
b) provvedere alla approvazione del progetto preliminare in conformità al comma 10, lettera c);
c) bandire una nuova procedura selettiva, ponendo a base di gara il progetto preliminare approvato e le condizioni
economiche e contrattuali offerte dal promotore, con il criterio della offerta economicamente più vantaggiosa;
d) ove non siano state presentate offerte valutate economicamente più vantaggiose rispetto a quella del promotore, il
contratto è aggiudicato a quest'ultimo;
e) ove siano state presentate una o più offerte valutate economicamente più vantaggiose di quella del promotore posta
a base di gara, quest'ultimo può, entro quarantacinque giorni dalla comunicazione dell'amministrazione aggiudicatrice,
adeguare la propria proposta a quella del migliore offerente, aggiudicandosi il contratto. In questo caso
l'amministrazione aggiudicatrice rimborsa al migliore offerente, a spese del promotore, le spese sostenute per la
partecipazione alla gara, nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo;
f) ove il promotore non adegui nel termine indicato alla precedente lettera e) la propria proposta a quella del miglior
offerente individuato in gara, quest'ultimo è aggiudicatario del contratto e l'amministrazione aggiudicatrice rimborsa al
promotore, a spese dell'aggiudicatario, le spese sostenute nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo.
Qualora le amministrazioni aggiudicatrici si avvalgano delle disposizioni del presente comma, non si applicano il
175
comma 10, lettere d) ed e), il comma 11 e il comma 12, ferma restando l'applicazione degli altri commi che
precedono.
16. In relazione a ciascun lavoro inserito nell'elenco annuale di cui al comma 1, per il quale le amministrazioni
aggiudicatrici non provvedano alla pubblicazione dei bandi entro sei mesi dalla approvazione dello stesso elenco
annuale, i soggetti in possesso dei requisiti di cui al comma 8 possono presentare, entro e non oltre quattro mesi dal
decorso di detto termine, una proposta avente il contenuto dell'offerta di cui al comma 9, garantita dalla cauzione di
cui all'articolo 75, corredata dalla documentazione dimostrativa del possesso dei requisiti soggettivi e dell'impegno a
prestare una cauzione nella misura dell'importo di cui al comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara ai sensi
delle lettere a), b) e c) del presente comma. Entro sessanta giorni dalla scadenza del termine di quattro mesi di cui al
periodo precedente, le amministrazioni aggiudicatrici provvedono, anche nel caso in cui sia pervenuta una sola
proposta, a pubblicare un avviso con le modalità di cui all'articolo 66 ovvero di cui all'articolo 122, secondo l'importo
dei lavori, contenente i criteri in base ai quali si procede alla valutazione delle proposte. Le eventuali proposte
rielaborate e ripresentate alla luce dei suddetti criteri e le nuove proposte sono presentate entro novanta giorni dalla
pubblicazione di detto avviso; le amministrazioni aggiudicatrici esaminano dette proposte, unitamente alle proposte già
presentate e non rielaborate, entro sei mesi dalla scadenza di detto termine. Le amministrazioni aggiudicatrici,
verificato preliminarmente il possesso dei requisiti, individuano la proposta ritenuta di pubblico interesse procedendo
poi in via alternativa a:
a) se il progetto preliminare necessita di modifiche, qualora ricorrano le condizioni di cui all'articolo 58, comma 2,
indire un dialogo competitivo ponendo a base di esso il progetto preliminare e la proposta;
b) se il progetto preliminare non necessita di modifiche, previa approvazione del progetto preliminare presentato dal
promotore, bandire una concessione ai sensi dell'articolo 143, ponendo lo stesso progetto a base di gara ed invitando
alla gara il promotore;
c) se il progetto preliminare non necessita di modifiche, previa approvazione del progetto preliminare presentato dal
promotore, procedere ai sensi del comma 15, lettere c), d), e) ed f), ponendo lo stesso progetto a base di gara e
invitando alla gara il promotore.
17. Se il soggetto che ha presentato la proposta prescelta ai sensi del comma 16 non partecipa alle gare di cui alle
lettere a), b) e c) del comma 16, l'amministrazione aggiudicatrice incamera la garanzia di cui all'articolo 75. Nelle gare
di cui al comma 16, lettere a), b) e c), si applica il comma 13.
18. Il promotore che non risulti aggiudicatario nella procedura di cui al comma 16, lettera a), ha diritto al rimborso,
con onere a carico dell'affidatario, delle spese sostenute nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo. Al
promotore che non risulti aggiudicatario nelle procedure di cui al comma 16, lettere b) e c), si applica quanto previsto
dal comma 15, lettere e) ed f).
19. Gli operatori economici possono presentare alle amministrazioni aggiudicatrici proposte relative alla realizzazione in
concessione di lavori pubblici o di lavori di pubblica utilità, incluse le strutture dedicate alla nautica da diporto, non
presenti nella programmazione triennale di cui all'articolo 128 ovvero negli strumenti di programmazione approvati
dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della normativa vigente. La proposta contiene un progetto preliminare,
una bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei soggetti di cui al comma 9, primo
periodo, e la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione. Nel caso di strutture destinate alla
nautica da diporto, il progetto preliminare deve definire le caratteristiche qualitative e funzionali dei lavori ed il quadro
delle esigenze da soddisfare e delle specifiche prestazioni da fornire, deve contenere uno studio con la descrizione del
progetto ed i dati necessari per individuare e valutare i principali effetti che il progetto può avere sull'ambiente e deve
essere integrato con le specifiche richieste nei decreti del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti 5 giugno 2009,
nn. 10/09, 11/09 e 12/09, e successive modificazioni. Il piano economico-finanziario comprende l'importo delle spese
sostenute per la predisposizione della proposta, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell'ingegno di cui all'articolo
2578 del codice civile. La proposta è corredata dalle autodichiarazioni relative al possesso dei requisiti di cui al
comma 21, dalla cauzione di cui all'articolo 75, e dall'impegno a prestare una cauzione nella misura dell'importo di cui
al comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara. L'amministrazione aggiudicatrice valuta, entro tre mesi, il
pubblico interesse della proposta. A tal fine l'amministrazione aggiudicatrice può invitare il proponente ad apportare al
176
progetto preliminare le modifiche necessarie per la sua approvazione. Se il proponente non apporta le modifiche
richieste, la proposta non può essere valutata di pubblico interesse. Il progetto preliminare, eventualmente modificato,
è inserito nella programmazione triennale di cui all'articolo 128 ovvero negli strumenti di programmazione approvati
dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della normativa vigente ed è posto in approvazione con le modalità
indicate all'articolo 97; il proponente è tenuto ad apportare le eventuali ulteriori modifiche chieste in sede di
approvazione del progetto; in difetto, il progetto si intende non approvato. Il progetto preliminare approvato è posto a
base di gara per l'affidamento di una concessione, alla quale è invitato il proponente, che assume la denominazione di
promotore. Nel bando l'amministrazione aggiudicatrice può chiedere ai concorrenti, compreso il promotore, la
presentazione di eventuali varianti al progetto. Nel bando è specificato che il promotore può esercitare il diritto di
prelazione. I concorrenti, compreso il promotore, devono essere in possesso dei requisiti di cui al comma 8, e
presentare un'offerta contenente una bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei
soggetti di cui al comma 9, primo periodo, la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione, nonché le
eventuali varianti al progetto preliminare; si applicano i commi 4, 5, 6, 7 e 13. Se il promotore non risulta
aggiudicatario, può esercitare, entro quindici giorni dalla comunicazione dell'aggiudicazione definitiva, il diritto di
prelazione e divenire aggiudicatario se dichiara di impegnarsi ad adempiere alle obbligazioni contrattuali alle medesime
condizioni offerte dall'aggiudicatario. Se il promotore non risulta aggiudicatario e non esercita la prelazione ha diritto al
pagamento, a carico dell'aggiudicatario, dell'importo delle spese per la predisposizione della proposta nei limiti indicati
nel comma 9. Se il promotore esercita la prelazione, l'originario aggiudicatario ha diritto al pagamento, a carico del
promotore, dell'importo delle spese per la predisposizione dell'offerta nei limiti di cui al comma 9.
20. La proposta di cui al comma 19, primo periodo, può riguardare, in alternativa alla concessione, la locazione
finanziaria di cui all'articolo 160-bis.
21. Possono presentare le proposte di cui al comma 19, primo periodo, i soggetti in possesso dei requisiti di cui al
comma 8, nonché i soggetti dotati di idonei requisiti tecnici, organizzativi, finanziari e gestionali, specificati dal
regolamento, nonché i soggetti di cui agli articoli 34 e 90, comma 2, lettera b), eventualmente associati o consorziati
con enti finanziatori e con gestori di servizi. La realizzazione di lavori pubblici o di pubblica utilità rientra tra i settori
ammessi di cui all'articolo 1, comma 1, lettera c-bis), del decreto legislativo 17 maggio 1999, n. 153. Le camere di
commercio, industria, artigianato e agricoltura, nell'ambito degli scopi di utilità sociale e di promozione dello sviluppo
economico dalle stesse perseguiti, possono aggregarsi alla presentazione di proposte di realizzazione di lavori pubblici
di cui al comma 1, ferma restando la loro autonomia decisionale.
21-bis. Al fine di assicurare adeguati livelli di bancabilità e il coinvolgimento del sistema bancario nell'operazione, si
applicano in quanto compatibili le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater.
22. Limitatamente alle ipotesi di cui i commi 16, 19 e 21, i soggetti che hanno presentato le proposte possono
recedere dalla composizione dei proponenti in ogni fase della procedura fino alla pubblicazione del bando di gara
purché tale recesso non faccia venir meno la presenza dei requisiti per la qualificazione. In ogni caso, la mancanza dei
requisiti in capo a singoli soggetti comporta l'esclusione dei soggetti medesimi senza inficiare la validità della proposta,
a condizione che i restanti componenti posseggano i requisiti necessari per la qualificazione.
23. Ai sensi dell'articolo 4 del presente codice, per quanto attiene alle strutture dedicate alla nautica da diporto, le
regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano adeguano la propria normativa ai principi previsti dal presente
articolo.
Articolo 174
“Concessioni relative a infrastrutture”:
1. Il concessionario assume a proprio carico il rischio di gestione dell'opera. Il prezzo eventualmente da accordare al
concessionario e la durata della concessione sono determinati, nel bando di gara, sulla base del piano economico
finanziario e costituiscono, come previsto al successivo articolo 177, comma 4, parametri di aggiudicazione della
concessione. Nella determinazione del prezzo si tiene conto dell'eventuale prestazione di beni e servizi da parte del
concessionario allo stesso soggetto aggiudicatore, relativamente all'opera concessa, secondo le previsioni del bando di
gara.
177
2. Le procedure di appalto del concessionario e i rapporti dello stesso concessionario con i propri appaltatori o con il
proprio contraente generale, sono regolate esclusivamente dalle:

norme regolanti gli appalti del concessionario di cui agli articoli da 146 a 151;

norme di qualificazione degli appaltatori e subappaltatori di cui al regolamento;

verifiche antimafia, da espletarsi nei confronti degli affidatari e subaffidatari di lavori. I rapporti tra
concessionario e appaltatore o contraente generale sono rapporti di diritto privato disciplinati dal contratto e
dalle norme del codice civile.
3. I rapporti di collegamento del concessionario con le imprese esecutrici dei lavori sono individuati e regolati
dall'articolo 149, comma 3. L'elenco limitativo di tali imprese è unito alle candidature per la concessione. Tale elenco
è aggiornato in funzione delle modifiche che intervengono successivamente nei collegamenti tra le imprese. Ove il
concessionario si avvalga per la realizzazione delle opere, di un contraente generale, ai rapporti tra concessionario e
contraente generale si applicano i commi 7, 8 e 9 dell'articolo 176. Ove il contraente generale sia un'impresa collegata
al concessionario, deve assicurare il subaffidamento a terzi delle quote ad essi riservate in sede di gara ovvero ai sensi
del comma 4; il subaffidamento delle quote predette dovrà avvenire con la procedura prevista per gli appalti del
concessionario dagli articoli da 146 a 151.
4. E' fatto divieto alle amministrazioni aggiudicatrici, di procedere ad estensioni dei lavori affidati in concessione al di
fuori delle ipotesi consentite dall'articolo 147, previo aggiornamento degli atti convenzionali sulla base di uno schema
predisposto dal Ministro delle infrastrutture. Di tale aggiornamento deve essere data comunicazione al Parlamento.
applicano, in quanto compatibili, le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater.
Articolo 175 “Promotore e finanza di progetto”:
1. Il Ministero pubblica nel sito informatico di cui al decreto del Ministro dei lavori pubblici 6 aprile 2001, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale n. 100 del 2 maggio 2001, nonché nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e in
quella dell’Unione europea, la lista delle infrastrutture inserite nel programma di cui all’articolo 161, comma 1, del
presente codice, per le quali i soggetti aggiudicatori intendono ricorrere alle procedure della finanza di progetto
disciplinate dal presente articolo. Nella lista è precisato, per ciascuna infrastruttura, l’ufficio del soggetto aggiudicatore
presso il quale gli interessati possono ottenere le informazioni ritenute utili.
2. Ai fini dell’inserimento dell’intervento nella lista, i soggetti aggiudicatori rimettono lo Studio di fattibilità al
Ministero, che ne cura l’istruttoria secondo quanto previsto dall’articolo 161, comma 1-quater. Il Ministero sottopone lo
Studio di fattibilità al CIPE, che si esprime con la partecipazione dei presidenti delle regioni e delle province autonome
eventualmente interessate e, in caso di valutazione positiva, indica, fra l’altro, le eventuali risorse pubbliche destinate
al progetto, che devono essere disponibili a legislazione vigente. Dette risorse devono essere mantenute disponibili per i
progetti approvati sino alla loro realizzazione.
3. Il Ministero aggiorna la lista di cui al comma 1, indicando gli interventi i cui studi di fattibilità sono stati approvati
dal CIPE.
4. Il soggetto aggiudicatore, entro novanta giorni dalla data in cui diventa efficace la delibera del CIPE di approvazione
dello Studio di fattibilità, provvede alla pubblicazione del bando di gara sulla base dello Studio di fattibilità.
5. Il bando, oltre a quanto previsto dall’ articolo 177, deve specificare che:
a) le offerte devono contenere un progetto preliminare che, oltre a quanto previsto nell’allegato tecnico di cui
all’allegato XXI, deve evidenziare, con apposito adeguato elaborato cartografico, le aree impegnate, le relative eventuali
fasce di rispetto e le occorrenti misure di salvaguardia, e deve, inoltre, indicare ed evidenziare anche le caratteristiche
prestazionali, le specifiche funzionali e i costi dell’infrastruttura da realizzare, ivi compreso il costo per le eventuali
opere e misure compensative dell’impatto territoriale e sociale; una bozza di convenzione; un piano economicofinanziario asseverato ai sensi dell’ articolo 153, comma 9, primo periodo, nonché dare conto del preliminare
coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori nel progetto. Il piano economico-finanziario comprende l’importo delle
spese sostenute per la predisposizione dell’offerta, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell’ingegno di cui
178
all’articolo 2578 del codice civile. Tale importo non può superare il 2,5 per cento del valore dell’investimento, come
desumibile dallo Studio di fattibilità posto a base di gara;
b) il soggetto aggiudicatore richiede al promotore scelto ai sensi del comma 6 di apportare al progetto preliminare, ed
eventualmente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario, da esso presentati, le modifiche
eventualmente intervenute in fase di approvazione del progetto preliminare da parte del CIPE. In tal caso la
concessione è definitivamente aggiudicata al promotore solo successivamente all’accettazione, da parte di
quest’ultimo, delle modifiche indicate. In caso di mancata accettazione delle modifiche indicate dal CIPE da parte del
promotore, il soggetto aggiudicatore ha facoltà di chiedere ai concorrenti successivi in graduatoria l’accettazione, entro
trenta giorni dalla richiesta, delle modifiche da apportare al progetto preliminare presentato dal promotore alle stesse
condizioni proposte a quest’ultimo e non accettate dallo stesso. In caso di esito negativo o di una sola offerta, il
soggetto aggiudicatore ha facoltà di procedere ai sensi dell’ articolo 177, ponendo a base di gara il progetto preliminare
predisposto dal promotore, aggiornato con le prescrizioni del CIPE;
c) il promotore, o eventualmente altro concorrente scelto ai sensi della lettera b) ai fini dell’aggiudicazione definitiva
della concessione, deve dare adeguato conto dell’integrale copertura finanziaria dell’investimento, anche acquisendo la
disponibilità di uno o più istituti di credito a concedere il finanziamento previsto nel piano economico-finanziario
correlato al progetto preliminare presentato dal promotore ed eventualmente adeguato a seguito della deliberazione del
CIPE.
applicano, in quanto compatibili, le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater.
6. In parziale deroga a quanto stabilito dall’articolo 177, il soggetto aggiudicatore valuta le offerte presentate con il
criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, redige una graduatoria e nomina promotore il soggetto che ha
presentato la migliore offerta; la nomina del promotore può aver luogo anche in presenza di una sola offerta. L’esame
delle offerte è esteso agli aspetti relativi alla qualità del progetto preliminare presentato, al valore economico e
finanziario del piano e al contenuto della bozza di convenzione.
7. Le offerte sono corredate delle garanzie e delle cauzioni di cui all’articolo 153, comma 13, primo periodo.
8. L’offerta del promotore è vincolante per il periodo indicato nel bando, comunque non inferiore a un anno dalla
presentazione dell’offerta stessa.
9. Il soggetto aggiudicatore promuove, ove necessaria, la procedura di valutazione di impatto ambientale e quella di
localizzazione urbanistica, ai sensi dell’ articolo 165, comma 3. A tale fine, il promotore integra il progetto preliminare
con lo studio di impatto ambientale e con quanto necessario alle predette procedure.
10. Il progetto preliminare, istruito ai sensi dell’ articolo 165, comma 4, è approvato dal CIPE ai sensi dell’ articolo
169-bis, unitamente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario. La mancata approvazione del
progetto preliminare da parte del CIPE non determina alcun diritto in capo all’offerente con riguardo alle prestazioni e
alle attività già svolte.
11. Il soggetto aggiudicatore procede all’aggiudicazione e alla stipula del contratto di concessione nei termini e alle
condizioni di cui al comma 5, lettere b) e c). Nel caso in cui risulti aggiudicatario della concessione un soggetto diverso
dal promotore, quest’ultimo ha diritto al pagamento, a carico dell’aggiudicatario definitivo, dell’importo delle spese
sostenute per la predisposizione dell’offerta e al rimborso dei costi sostenuti per le integrazioni di cui al comma 9.
12. Il soggetto aggiudicatario è tenuto agli adempimenti previsti dall’ articolo 153, comma 13, secondo e terzo
periodo.
13. È facoltà dei soggetti di cui all’ articolo 153, comma 20, presentare al soggetto aggiudicatore studi di fattibilità
relativi alla realizzazione di infrastrutture inserite nel programma di cui all’articolo 161, non presenti nella lista di cui
al comma 1 del presente articolo. Ai fini dell’inserimento dell’intervento nella lista di cui al predetto comma 1, il
soggetto aggiudicatore trasmette lo Studio di fattibilità al Ministero il quale, svolta l’istruttoria ai sensi dell’articolo
161, comma 1-quater, lo sottopone al CIPE per l’approvazione ai sensi del comma 2 del presente articolo.
L’inserimento dell’intervento nella lista non determina alcun diritto del proponente al compenso per le prestazioni
compiute o alla realizzazione degli interventi proposti.
179
14. I soggetti di cui all'articolo 153, comma 20, possono presentare al soggetto aggiudicatore proposte relative alla
realizzazione di infrastrutture inserite nel programma di cui all'articolo 161, non presenti nella lista di cui al comma 1
del presente articolo. Il soggetto aggiudicatore può riservarsi di non accogliere la proposta ovvero di interrompere il
procedimento, senza oneri a proprio carico, prima che siano avviate le procedure di cui al sesto periodo del presente
comma. La proposta contiene il progetto preliminare redatto ai sensi del comma 5, lettera a), lo studio di impatto
ambientale, la bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei soggetti di cui all'articolo
153, comma 9, primo periodo, nonché l'indicazione del contributo pubblico eventualmente necessario alla
realizzazione del progetto e la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione. Il piano economicofinanziario comprende l'importo di cui all'articolo 153, comma 9, secondo periodo; tale importo non può superare il
2,5 per cento del valore dell'investimento. La proposta è corredata delle autodichiarazioni relative al possesso dei
requisiti di cui all'articolo 153, comma 20, della cauzione di cui all'articolo 75, e dell'impegno a prestare una cauzione
nella misura dell'importo di cui all'articolo 153, comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara. Il soggetto
aggiudicatore promuove, ove necessaria, la procedura di impatto ambientale e quella di localizzazione urbanistica, ai
sensi dell'articolo 165, comma 3, invitando eventualmente il proponente ad integrare la proposta con la
documentazione necessaria alle predette procedure. La proposta viene rimessa dal soggetto aggiudicatore al Ministero,
che ne cura l'istruttoria ai sensi dell'articolo 165, comma 4. Il progetto preliminare è approvato dal CIPE ai sensi
dell'articolo 169-bis, unitamente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario. Il soggetto
aggiudicatore ha facoltà di richiedere al proponente di apportare alla proposta le modifiche eventualmente intervenute
in fase di approvazione da parte del CIPE. Se il proponente apporta le modifiche richieste assume la denominazione di
promotore e la proposta è inserita nella lista di cui al comma 1 ed è posta a base di gara per l'affidamento di una
concessione ai sensi dell'articolo 177, cui partecipa il promotore con diritto di prelazione, di cui è data evidenza nel
bando di gara. Se il promotore non partecipa alla gara, il soggetto aggiudicatore incamera la cauzione di cui all'articolo
75. I concorrenti devono essere in possesso dei requisiti di cui all'articolo 153, comma 8. Si applica l'articolo 153,
commi 4 e 19, tredicesimo, quattordicesimo e quindicesimo periodo. Il soggetto aggiudicatario è tenuto agli
adempimenti previsti dall'articolo 153, comma 13, secondo e terzo periodo.
180
5. LE NORME CHE REGOLANO LA PRODUZIONE DI ENERGIA
DA IMPIANTI DI BIOMASSA IN PARTENARIATO PUBBLICO
PRIVATO
5.1. Normativa europea
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2003/30/CE dell'8 maggio 2003 “Promozione dell'uso dei
biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili nei trasporti ricavati dalla biomassa proveniente dai prodotti agricoli e
forestali nonché da residui e rifiuti della silvicoltura e dell'industria silvicola e agroalimentare”.
Regolamento del Consiglio europeo 2003/1782/CE del 29 settembre 2003 “Norme comuni relative ai regimi di
sostegno diretto nell'ambito della politica agricola comune e istituzione di regimi di sostegno a favore degli agricoltori”
(articolo 56,comma 4; articolo 88; articolo 105,comma 3: “Aiuti per l'introduzione di colture pluriennali per la
produzione di biomassa).
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2004/17/CE del 31 marzo 2004 “Coordinamento delle procedure
di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2005) 265 del 22 giugno 2005 “Libro Verde
sull’efficienza energetica: fare di più con meno”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2005) 628 del 7 dicembre 2005 “Piano
d’azione per la biomassa”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 34 dell’8 febbraio 2006 “Strategia
dell’UE per i biocarburanti”.
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2006/32/CE del 5 aprile 2006 “Efficienza degli usi finali
dell'energia e i servizi energetici e recante abrogazione della Direttiva 93/76/CEE del Consiglio”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 302 del 15 giugno 2006 “Un piano
d’azione dell’UE per le foreste” - Azione chiave 4: promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la produzione di
energia.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 545 del 19 ottobre 2006 “Piano
d'azione per l'efficienza energetica: concretizzare le potenzialità”.
Decisione del Parlamento e del Consiglio n° 1639 del 24 ottobre 2006 “Programma quadro per la competitività e
l'innovazione 2007-2013 - Programma "Energia intelligente" 2007/2013”.
Regolamento della Commissione europea (CE) n° 1974/2006 del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione
del regolamento (CE) n. 1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo
per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2008) 400 del 16 luglio 2008 “Appalti
pubblici per un ambiente migliore”.
181
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2008) 772 del 13 novembre 2008 “Efficienza
energetica: conseguire l'obiettivo del 20 %”.
Direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio 2009/28/CE del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso
dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle Direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”.
Relazione della Commissione delle Comunità europee COM(2010) 11 del 25 febbraio 2010 “Criteri di
sostenibilità relativamente all'uso di fonti da biomassa solida e gassosa per l'elettricità, il riscaldamento e il
raffreddamento”.
Regolamento (UE) n° 1233/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 15 dicembre 2010 “Modifica il
regolamento (CE) n. 663/2009 che istituisce un programma per favorire la ripresa economica tramite la concessione di
un sostegno finanziario comunitario a favore di progetti nel settore dell’energia”.
Regolamento (UE) n° 65/2011 della Commissione del 27 gennaio 2011 “Modalità di applicazione del regolamento
(CE) n. 1698/2005 del Consiglio per quanto riguarda l'attuazione delle procedure di controllo e della condizionalità per
le misure di sostegno dello sviluppo rurale”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2011) 31 del 31 gennaio 2011 “Energie
rinnovabili: progressi verso gli obiettivi del 2020.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee dell’8 marzo 2011 “Piano di efficienza energetica
2011”.
Parere del Comitato delle Regioni 2011/C - 104/08 “Sostenibilità della biomassa”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2010) 630 del 10 novembre 2011 “Energia
2020: Una strategia per un'energia competitiva, sostenibile e sicura”.
Decisione della Commissione delle Comunità europee n° 1659 del 28 marzo 2012 “Modifica della Decisione
C(2007)4584 che adotta il programma operativo per l'intervento comunitario del Fondo europeo di sviluppo regionale
ai fini dell'obiettivo "Competitività regionale e occupazione” nella Regione Lazio in Italia”.
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2012) 271 del 6 giugno 2012 “Energie
rinnovabili: un ruolo di primo piano nel mercato energetico europeo”.
Regolamento (UE) n° 670/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio dell’11 luglio 2012“Modifiche alla
Decisione n° 1639/2006/CE che istituisce un programma quadro per la competitività e l’innovazione (2007-2013) e il
regolamento (CE) n. 680/2007 che stabilisce i principi generali per la concessione di un contributo finanziario della
Comunità nel settore delle reti transeuropee dei trasporti e dell’energia”.
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2012/27/UE del 25 ottobre 2012 “Efficienza energetica, che
modifica le Direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le Direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE.
Decisione di esecuzione della Commissione europea COM (2013) 375 del 24 gennaio 2013 “Approvazione della
revisione del programma di sviluppo rurale della Regione Lazio per il periodo di programmazione 2007-2013 e
modifica la Decisione della Commissione C (2008)708 del 15/02/2008 recante approvazione del programma di
sviluppo rurale”.
182
Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2013) 175 del 27 marzo 2013 “Relazione
della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle
Regioni sui progressi nel campo delle energie rinnovabili”.
5.2. Normativa nazionale
Ministero delle politiche agricole e forestali "Programma nazionale energia rinnovabile da biomasse (PNERB)" del 24
giugno 1998.
Comitato interministeriale per la programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 217 del 21 dicembre
1999 “Programma Nazionale per la valorizzazione delle Biomasse agricole e forestali”, (G.U. n° 59 dell’11 marzo
2000).
Ministero delle politiche agricole e forestali, Decreto ministeriale n° 401 dell’11 settembre 1999 “Regolamento
recante norme di attuazione dell'articolo 1, commi 3 e 4, del decreto legislativo 30 aprile 1998, n. 173, per la
concessione di aiuti a favore della produzione ed utilizzazione di fonti energetiche rinnovabili nel settore agricolo”:
articolo 1 “Finalità e ambito di applicazione (concessione di aiuti e di interventi diretti a favore della produzione e della
utilizzazione di biomassa, (GU n. 260 del 5-11-1999).
Comitato interministeriale per la programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 27 del 15 febbraio 2000
“Approvazione del programma nazionale "Biocombustibili" (Probio)”, (G.U. n° 113 del 17 maggio 2000).
Decreto legislativo n° 387 del 29 dicembre 2003 “Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione
dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità”: articolo 5
“Disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse, dei gas residuati dai processi di depurazione e
del biogas”, (G.U. n° 25 del 31 gennaio 2004).
Ministero delle attività produttive, Decreto del 20 luglio 2004 “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi
nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili” – Certificati Bianchi - (“decreto “gas”): articolo 6,
comma 1, lettera b “Promozione di prodotti, apparecchi e componenti di impianti nell'ambito delle iniziative”; Allegato
1 “Tipologie di interventi e misure per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nell'attività di
distribuzione del gas naturale” - Tabella A: “Tipologia di intervento 4: installazione di impianti per la valorizzazione
delle fonti rinnovabili presso gli utenti finali, tra le quali l’impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione
di calore”, (G.U. n° 205 del 1° settembre 2004).
Ministero delle attività produttive, Decreto del 20 luglio 2004, “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi
per l'incremento dell'efficienza energetica negli usi finali di energia” – Certificati Bianchi - (“decreto elettrico”):
articolo 6. “Promozione di prodotti, apparecchi e componenti di impianti nell'ambito delle iniziative”; Allegato 1
“Tipologie di interventi e misure per l'incremento della efficienza energetica negli usi finali di energia” - Tabella B
“Tipologia di intervento 12: installazione di impianti per la valorizzazione delle fonti rinnovabili presso gli utenti finali,
tra le quali l’impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione di calore”, (G.U. n° 205 del 1° settembre
2004).
Decreto legislativo n° 152 del 3 aprile 2006 “Norme in materia di tutela dell'aria e di riduzione delle emissioni in
atmosfera”: articolo 274 “Raccolta e trasmissione dei dati sulle emissioni dei grandi impianti di combustione”; articolo
293 “Combustibili consentiti”; Allegato X - Sezione 4 “Caratteristiche delle biomasse combustibili e relative condizioni
di utilizzo”, (G.U. n° 88 del 14 aprile 2006).
183
Legge n° 296 del 27 dicembre 2006 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato
(legge finanziaria 2007)”: articolo 1, commi 368 – 382 “Interventi nel settore agro-energetico”, (G.U. n° 299 del 27
dicembre 2006).
Decreto legge n° 159 del 1 ottobre 2007 “Interventi urgenti in materia economico-finanziaria, per lo sviluppo e
l'equità sociale”, convertito dalla Legge n° 222 del 29 novembre 2007. Articolo 26, comma 4 bis: “Offerta di
energia ottenuta da fonti rinnovabili (Certificati Verdi), (G.U. n° 279 del 30 novembre 2007).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 21 dicembre 2007 “Revisione e aggiornamento dei
D.M. 20 luglio 2004, concernenti l'incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di energia, il risparmio
energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili”, (G.U. n° 300 del 28 dicembre 2007).
(legge finanziaria 2008): articolo 2, commi 143, 148, 149, 152, “Incentivazione della produzione di energia elettrica
da fonti rinnovabili da impianti entranti in funzione dal 1° gennaio 2008” (Certificati Verdi), (G.U. n° 300 del 28
dicembre 2007).
(legge finanziaria 2008)”: articolo 2, comma 145 “Tariffa fissa onnicomprensiva, per un periodo di 15 anni, per gli
impianti di potenza nominale media annua non superiore a 1MW”, (G.U. n° 300 del 28 dicembre 2007).
Comitato interministeriale programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 66 del 2 aprile 2008
“Approvazione, con prescrizioni, del programma attuativo FAS «Programma interregionale energia rinnovabile e
risparmio energetico”, (G.U. n° 237 del 9 ottobre 2008).
Decreto legislativo n° 115 del 30 maggio 2008, “Attuazione della Direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli
usi finali dell'energia e i servizi energetici, e abrogazione della Direttiva 93/76/CEE”: articolo 7 “Incentivi e strumenti
finanziari - Certificati bianchi”,(G.U. n° 154 del 3 luglio 2008).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 18 dicembre 2008 “Incentivazione della produzione
di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244 “:
articolo 5 “ Biomasse da filiera” (Certificati Verdi), (G.U. n° 1 del 2 gennaio 2009).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 23 luglio 2009, “Istituzione di un nuovo regime di
aiuto in favore di investimenti produttivi ai sensi dell'articolo 1, comma 845, della legge 27 dicembre 2006, n. 296,
riguardanti le aree tecnologiche individuate dal comma 842 del medesimo articolo e per interventi ad essi connessi e
collegati”: Allegato 1 “Condizioni di ammissibilità alle agevolazioni per i programmi riferiti alle attività di produzione e
distribuzione di energia elettrica e di calore”, (G.U. n° 278 del 28 novembre 2009).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 16 novembre 2009 “Disposizioni in materia di
incentivazione dell'energia elettrica prodotta da impianti, alimentati da biomasse solide, oggetto di rifacimento
parziale”, (G.U. n° 278 del 28 novembre 2009).
Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali – Decreto del 2 marzo 2010 “Attuazione della legge 27
dicembre 2006, n. 296, sulla tracciabilità delle biomasse per la produzione di energia elettrica – Certificati Verdi”,
(G.U. n° 103 del 5 maggio 2010, n. 103).
184
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 10 settembre 2010 “Linee guida per l'autorizzazione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”: articolo 12 “Interventi soggetti a denuncia di inizio attività e interventi
di attività edilizia libera: dettaglio per tipologia di impianto” – “Impianti di generazione elettrica alimentati da
biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas”, (G.U. n° 219 del 18 settembre 2010).
Decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011 “Attuazione della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso
dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle Direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”:
articolo 24 “Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili - Meccanismi di
incentivazione”; articolo 29 “Certificati Bianchi”; Allegato 2, punto 2 “Requisiti e specifiche tecniche degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili ai fini dell’accesso agli incentivi nazionali - Impianti alimentati da biomassa, in forma di
pellet o cippato”, (G.U. n° 71 del 28 marzo 2011).
Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali, Circolare n° 22083 del 7 novembre 2011 “Circolare
esplicativa del sistema di tracciabilità delle biomasse da filiera di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b) e lettera e) del
DM 2 marzo 2010 per la produzione di energia elettrica al fine del riconoscimento del coefficiente moltiplicativo dei
Certificati Verdi pari a 1,8”.
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 13 dicembre 2011 “Bando adottato ai sensi
dell'articolo 6, comma 2, lettera c) del decreto 23 luglio 2009 per interventi di attivazione di filiere produttive delle
biomasse, secondo la Linea di attività 1.1 del POI Energie rinnovabili e risparmio energetico 2007-2013”, (G.U. n°
294 del 19 dicembre 2011).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 15 marzo 2012 “Definizione e qualificazione degli
obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalità di gestione dei casi di mancato
raggiungimento degli obiettivi da parte delle regioni e delle provincie autonome (c.d. Burden Sharing)”: Punto 3.3.5.
FER-E: produzione da biomassa, (G.U. n° 78 del 2 aprile 2012).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 6 luglio 2012 “Attuazione dell'art. 24 del decreto
legislativo n° 28 del 3 marzo 2011 recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti
rinnovabili diversi dai fotovoltaici”, articolo 8: “Disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas,
e bioliquidi sostenibili”, (G.U. n° 159 del 10 luglio 2012).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 9 agosto 2012 “Modificazioni al decreto 13
dicembre 2011, di adozione del bando per gli interventi di attivazione di filiere produttive delle biomasse”, (G.U. n°
199 del 27 agosto 2012).
Circolare Ministero delle politiche agricole dell’8 novembre 2012, prot. n° 0003246 “Modalità per il
riconoscimento della tracciabilità delle biomasse da filiera per il riconoscimento del coefficiente 1,8 dei certificati
verdi - Anno 2012”.
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto del 28 dicembre 2012 “Incentivazione della produzione di energia
termica da fonti rinnovabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni”: articolo 4 “Tipologie di
interventi incentivabili”, comma 2, lettera b: impianti alimentati da biomassa (Conto Termico), (G.U. n° 1 del 2
gennaio 2013).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto del 28 dicembre 2012 “Determinazione degli obiettivi quantitativi
nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il
gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei Certificati Bianchi”: Scheda tecnica n.
185
40E “Installazione di impianto di riscaldamento alimentato a biomassa legnosa nel settore della serricoltura” e Scheda
tecnica n. 37 E “Nuova installazione di impianto di riscaldamento unifamiliare alimentato a biomassa legnosa di
potenza <=35kW”, (G.U. n° 2 del 2 gennaio 2013).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto dittatoriale del 22 marzo 2013 ”Approvazione graduatoria dei
programmi ammissibili alle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione,
rafforzamento e sostegno di filiere delle biomasse che integrino obiettivi energetici di salvaguardia dell’ambiente e
sviluppo del territorio attraverso il riutilizzo e la valorizzazione delle biomasse”, (G.U. n° 85 dell’11 aprile 2013).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale 27 febbraio 2013 “Integrazione dotazione finanziaria
bando biomasse”, (G.U. n° 95 del 23 aprile 2013).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto dell’8 marzo 2013 “Approvazione del documento contenente la
Strategia Energetica Nazionale”, (G.U. n° 73 del 27 marzo 2013).
Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto Direttoriale del 22 marzo 2013 “Graduatoria dei programmi
ammissibili alle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione, rafforzamento
e sostegno di filiere delle biomasse, ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del Decreto 13 dicembre 2011”, (G.U. n° 85
dell’11 aprile 2013).
Decreto legge n° 63 del 4 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il recepimento della Direttiva 2010/31/UE del
Parlamento europeo e del Consiglio del 19 maggio 2010, sulla prestazione energetica nell'edilizia per la definizione
delle procedure d'infrazione avviate dalla Commissione europea, nonché altre disposizioni in materia di coesione
sociale”, convertito dalla Legge n° 90 del 3 agosto 2013, (G.U. n° 181 del 53 agosto 2013).
Decreto legge n° 69 del 21 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia”(c.d. “Decreto del Fare”),
convertito dalla Legge n°98 del 9 agosto 2013. Articolo 19, comma 1: “Disposizioni in materia di concessioni e
defiscalizzazione”, (G.U. n° 194 del 20 agosto 2013).
5.3. Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG)
Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione 12 aprile 2010 EEN 09/10 - Scheda AEEG n° 22 T
“Applicazione nel settore civile di sistemi di teleriscaldamento per la climatizzazione ambienti e la produzione di acqua
calda sanitaria”, (Allegato A alla Deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN
9/11).
Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione 12 aprile 2010 EEN 09/10 - Scheda AEEG n° 26 T
“Installazione di sistemi centralizzati per la climatizzazione invernale e/o estiva di edifici ad uso civile”, (Allegato A alla
Deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11).
Autorità per l’energia elettrica ed il gas, Deliberazione EEN 9/11 del 27 novembre 2011 “Linee guida operative
per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti, e per la definizione dei criteri e modalità per il rilascio dei
Certificati Bianchi.
Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione n° 53/2013/r/efr del 14 febbraio 2013 “Prime misure
urgenti di aggiornamento dei regolamenti del mercato e delle transazioni bilaterali dei Titoli di Efficienza Energetica in
coerenza con il disposto del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012”.
186
Autorità per l’energia elettrica ed il gas, Deliberazione n° 207/2013/r/efr del 16 maggio 2013 “Approvazione del
contratto-tipo predisposto dal GSE ai fini dell’erogazione degli incentivi previsti per gli impianti alimentati da fonti
rinnovabili diverse dalla fonte solare”.
5.4. Normativa tecnica nazionale: norme UNI (Ente Nazionale Italiano di Unificazione)
Norma UNI CEN/TS 15439 del 24 gennaio 2008 “Gassificazione di biomassa - Catrame e particolato nei gas
prodotti - Campionamento e analisi”. La specifica tecnica descrive i metodi per il campionamento e l analisi di catrame
e particolato per determinare il contenuto di questi contaminanti nei gas prodotti nella gassificazione di biomassa.
Norma UNI EN 15316-4-7 del 19 marzo 2009 “Impianti di riscaldamento degli edifici - Metodo per il calcolo dei
requisiti energetici e dei rendimenti dell’impianto - Parte 4-7: Sistemi di generazione per il riscaldamento degli
ambienti, sistemi di combustione a biomassa.
Norma UNI EN 14961-1 dell’11 febbraio 2010 “Biocombustibili solidi - Specifiche e classificazione del
combustibile - Parte 1: Requisiti generali”. La norma definisce le modalità di classificazione dei biocombustibili solidi
provenienti dalle seguenti fonti: prodotti agricoli e forestali; rifiuti vegetali da attività agricole e forestali; rifiuti vegetali
dall’industria di trasformazione alimentare; rifiuti di legno; rifiuti di sughero.
Norma UNI EN 15440 del 12 maggio 2011 “Combustibili solidi secondari - Metodo per la determinazione del
contenuto di biomassa”. La norma specifica tre diversi metodi per la determinazione del contenuto di biomassa nei
combustibili solidi secondari, specificandone i limiti in funzione dell'uso.
Norma UNI 10458 del 23 giugno 2011 “Impianti per la produzione e l'impiego di gas biologico (biogas) Classificazione, requisiti essenziali, regole per l'offerta, l'ordinazione, la costruzione e il collaudo”. La norma definisce
le modalità di classificazione, i requisiti costruttivi, le regole per l'offerta, la costruzione, l'ordinazione e il collaudo
degli impianti per la produzione e l'utilizzo di gas biologico (biogas) da digestione anaerobica. La presente norma si
applica a tutti gli impianti basati sul processo di digestione anaerobica della sostanza organica contenuta in biomasse,
di varia provenienza con contemporanea produzione di biogas.
Norma UNI EN 14961-2 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile Parte 2: pellet di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche del pellet di
legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente il pellet di legno prodotto da determinate materie prime.
Norma UNI EN 14961-3 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile Parte 3: Bricchette di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche per le
bricchette di legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente le bricchette di legno prodotte da determinate
materie prime.
Norma UNI EN 14961-4 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile Parte 4: cippato di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche per il cippato
di legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente il cippato di legno prodotto da determinate materie prime.
Norma UNI EN 14961-5 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile Parte 5: Legna da ardere per uso non industriale. La norma definisce le classi qualitative e le specifiche per la legna da
ardere per uso non industriale”. La norma tratta solo la legna da ardere prodotta a partire dalle materie prime seguenti:alberi interi privi di radici;- tronchi;- residui di potatura (ramaglia);- residui legnosi non trattati chimicamente.
187
Norma UNI EN 14961-6 del 23 febbraio 2012 “Biocombustibili solidi - Specifiche e classificazione del
combustibile - Parte 6: pellet non legnoso per usi non industriali. La norma definisce le classi di qualità del
combustibile e le specifiche dei pellet non legnosi per usi non industriali. La norma riguarda solamente i pellet non
legnosi prodotti dalle seguenti materie prime:- biomasse erbacee;- biomasse da frutta;- miscele di biomasse.
Norma UNI EN 15234-2 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte
2: pellet di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e
descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del pellet di legno. La norma interessa tutta la
filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale.
3: bricchette di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e
descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche delle bricchette di legno. La norma interessa
tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale.
4: cippato di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e
descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del cippato di legno. La norma interessa tutta
la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale.
5: legna da ardere per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e
descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche della legna da ardere. La norma interessa tutta
6: pellet non legnoso per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e
descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del pellet non legnoso. La norma interessa tutta
Norma UNI/TS 11446 del 24 maggio 2012 “Bioliquidi pirolitici. Classificazione e specifiche ai fini dell'utilizzo
energetico”.
Norma UNI EN 16214-1 dell’8 novembre 2012 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e
bioliquidi per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 1: Terminologia. La norma
europea definisce la terminologia da utilizzare in materia di criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e
bioliquidi per applicazioni energetiche.
Norma UNI EN 16214-3 dell’8 novembre 2012 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e
bioliquidi per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 3: Aspetti ambientali e di
biodiversità inerenti le finalità di protezione della natura”. La norma si applica alla produzione, coltivazione e raccolta
di biomassa per la produzione di biocarburanti e bioliquidi.
Norma UNI EN 16214-4 del 14 febbraio 2013 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e bioliquidi
per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 4: Metodi di calcolo del bilancio di
emissioni di gas serra utilizzando un approccio basato sull’analisi del ciclo di vita”. La norma specifica una
metodologia dettagliata che permetterà ad ogni operatore economico di una filiera di produzione di biocarburante o
bioliquido di calcolare le emissioni reali di gas serra associate alle sue attività in modo normalizzato e trasparente,
188
prendendo in considerazione tutti gli aspetti rilevanti. Essa include tutte le fasi della filiera, dalla produzione della
biomassa alle operazioni di trasporto e distribuzione finale.
5.5. Normativa regionale – Regione Lazio
Deliberazione del Consiglio regionale n° 45 del 14 febbraio 2001 “Approvazione del Piano Energetico Regionale
(PER)”.
Deliberazione della Giunta regionale n ° 686 del 20 ottobre 2006 “Programma attuativo degli interventi relativi
all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla utilizzazione dell’idrogeno, ai sensi dell’articolo 36 della
Legge regionale del 28 aprile 2006 n. 4 – Legge Finanziaria regionale 2006”.
Deliberazione del Consiglio regionale n° 39 del 3 aprile 2007 “Approvazione della proposta del Programma
Operativo Competitività 2007-2013 della Regione Lazio”, (BURL n° 14 del 19 maggio 2007).
Deliberazione della Giunta regionale n° 412 del 30 maggio 2008 - Allegato 1: “Disposizioni per l’attuazione delle
misure ad investimento del PSR 2007/2013 del Lazio”. (BURL n° 21 del 7 giugno 2008).
Deliberazione del Consiglio regionale n° 70 del 23 luglio 2008 “Approvazione del Piano Energetico Regionale e del
relativo Piano d’Azione”.
Deliberazione della Giunta regionale n° 611 del 5 agosto 2008 “Politica di sviluppo unitaria regionale 2007-13 –
Approvazione degli indirizzi programmatici relativi alla individuazione dei settori strategici sui quali avviare la selezione
delle operazioni, delle modalità attuative dell’Asse I Ricerca, innovazione e rafforzamento della base produttiva e
dell’Attività 1 dell’Asse II Ambiente e prevenzione dei rischi del POR FESR Lazio 2007-2013 e delle Procedure di
accesso alle agevolazioni”, (BURL n° 33 del 6 settembre 2008).
Deliberazione della Giunta regionale n° 723 del 17 ottobre 2008 “Modifiche ed integrazioni dei bandi pubblici
approvati con DGR n. 412/2008”.
Deliberazione della Giunta regionale n° 359 del 15 maggio 2009 “Programma di Sviluppo Rurale 2007/2013 –
Asse IV. Approvazione del Bando per la predisposizione, presentazione e selezione delle proposte di Piano di Sviluppo
Locale”.
Determinazione del Direttore della Direzione regionale ambiente e cooperazione n° 2016 del 19 maggio 2009
“POR FESR Lazio 2007-2013 - Obiettivo Competitività regionale e occupazione - Attuazione dell’Attività II.1
“Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili. Approvazione dell’avviso pubblico per
la presentazione di richieste di contributo. Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energia
rinnovabili”, (BURL n° 21 del 6 giugno 2009).
Deliberazione della Giunta regionale n° 654 del 7 agosto 2009 “Programma di Sviluppo Rurale 2007/2013 Approvazione dei bandi pubblici per l’attuazione delle misure ad investimento asse III . Presentazione domande
individuali, domande inserite in Progettazioni Integrate Territoriali ed in Piani diSviluppo Locale (Leader)”.
Deliberazione della Giunta regionale n° 62 del 29 gennaio 2010 “REG.(CE) n.1698/2005 - Presa d’atto
dell’approvazione della revisione del PSR della Regione Lazio per il periodo 2007/2013”.
189
Determinazione n° C1895 DEL 5 agosto 2010 “Reg. (CE) n. 1698/05 “Programma di Sviluppo Rurale per il periodo
2007-2013” - Modifica del Bando Pubblico per l’attuazione della misura 221 “Primo imboschimento dei terreni
agricoli” di cui alla Deliberazione della Giunta regionale del 7 novembre 2008,n.816”.
Deliberazione n° 520 del 19 novembre 2010 “Revoca delle deliberazioni di Giunta regionale nn. 517/2008 e
16/2010 inerenti l’approvazione e la modifica delle linee guida regionali per lo svolgimento del procedimento unico,
relativo alla installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di cui al Decreto
legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e adozione delle disposizioni contenute nel Decreto del Ministro dello Sviluppo
Economico 10 settembre 2010 anche per i procedimenti in corso”.
Determinazione del Direttore della direzione regionale protezione civile n° A5338 del 23 maggio 2011: POR
FESR Lazio 2007/2013 - Attività II.1 “Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili”.
Avviso pubblico per la presentazione di richieste di contributo - Promozione dell’efficienza energetica e della
produzione di energie rinnovabili. Approvazione della graduatoria delle domande di contributo ammesse e dell’elenco
delle domande non ammesse, (BURL n° 20 del 28 maggio 2012).
Legge regionale n° 16 del 16 dicembre 2011 “Norme in materia ambientale e di fonti rinnovabili”, (BURL n° 48 del
28 dicembre 2011).
Determinazione del Direttore della Direzione regionale programmazione economica, ricerca e innovazioni del 24
maggio 2012 n° B03109 “POR FESR Lazio 2007/2013. Decisione della Commissione europea C(2012) 1659 del 28
marzo 2012 che adotta il Programma Operativo per l’intervento comunitario del Fondo Europeo di Sviluppo Regionale
ai fini dell’obiettivo “Competitività Regionale e Occupazione» nella Regione Lazio in Italia”.
5.6. Le norme relative al Partenariato Pubblico Privato, aggiornate con le modifiche introdotte dagli
ultimi provvedimenti approvati
Decreto legge n° 69 del 21 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia” - Decreto del “Fare”.
(G.U. n° 144 del 21 giugno 2013). Modifiche al Decreto legislativo n° 163/2006:
 articolo 19 “Disposizioni in materia di concessioni e defiscalizzazione”;
 articolo 27 “Semplificazione in materia di procedura CIPE e concessioni autostradali”.
Autorità per la Vigilanza sui Contratti Pubblici (AVCP), Determinazione n° 4 del 22 maggio 2013 “Linee guida
sulle operazioni di leasing finanziario e sul contratto di disponibilità”, (G.U. n° 134 del 10 giugno 2013).
Legge n° 134 del 7 agosto 2012, conversione in legge del Decreto legge n°83 del 6 giugno 2012 “Misure urgenti per
la crescita del Paese”, G.U. n° 187 dell’11 agosto 2012.
Titolo I “Misure urgenti per le infrastrutture l'edilizia ed i trasporti”:
Capo I “Infrastrutture. “Misure per l'attrazione di capitali privati”:
 “Integrazione della disciplina relativa all'emissione di obbligazioni e di titoli di debito da parte delle società di
progetto - project bond” (articolo 1);
 “Disposizioni in materia di finanziamento di infrastrutture mediante defiscalizzazione” (articolo 2);
 “Conferenza di servizi preliminare e requisiti per la predisposizione degli studi di fattibilità nella finanza di
progetto” (articolo 3);
 “Percentuale minima di affidamento di lavori a terzi nelle concessioni” (articolo 4);
 Contratto di disponibilità (articolo 4 bis).
190
Capo II “Infrastrutture. “Misure di semplificazione e accelerazione”:

“Determinazione corrispettivi a base di gara per gli affidamenti di contratti di servizi attinenti all'architettura e
all'ingegneria” (articolo 5);

“Utilizzazione crediti d'imposta per la realizzazione di opere infrastrutturali” (articolo 6);

“Disposizioni urgenti in materia di gallerie stradali e ferroviarie e di laboratori autorizzati ad effettuare prove ed
indagini”(articolo 7).
Legge n° 35 del 4 aprile 2012 , conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge n° 5 del 9 febbraio 2012
“Disposizioni urgenti in materia di semplificazione e di sviluppo” (Decreto Semplifica Italia), (G.U. n° 82 del 6 aprile
2012):
Sezione III - Semplificazioni in materia di appalti pubblici:

“Banca dati nazionale dei contratti pubblici” (articolo 20, comma 1, lettera a);

“Criteri di accertamento e di valutazione dei lavori eseguiti all'estero” (articolo 20, comma 3, lettera b);

“Disciplina delle procedure per la selezione di sponsor” (articolo 20, comma 1, lettera h);

“Responsabilità solidale negli appalti” (articolo 21, comma 1);

“Procedura semplificata dell’adozione delle delibere CIPE estesa a tutti i progetti e ai programmi di intervento
pubblico” (articolo 22, comma 1, lettere a,b,c).
Legge n° 27 del 24 marzo 2012, conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge n° 1 del 24 gennaio
2012 “Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle infrastrutture e la competitività” (Decreto Cresci
Italia), (G.U. n° 71 del 24 marzo 2012):
Titolo II “Infrastrutture” - Capo I “Misure per lo sviluppo infrastrutturale”:

“Emissioni di obbligazioni da parte delle società di progetto - project bond” (articolo 41);

“Alleggerimento e integrazione della disciplina del promotore per le infrastrutture strategiche” (articolo 42);

“Project financing per la realizzazione di infrastrutture carcerarie” (articolo 43);

“Contratto di disponibilità” (articolo 44);

“Documentazione a corredo del PEF - Piano Economico Finanziario” (articolo 45);

“Disposizioni attuative del dialogo competitivo” (articolo 46);

“Disposizioni in materia di concessioni di costruzione e gestione di opere pubbliche”: modifiche all’articolo 144
(Procedure di affidamento e pubblicazione del bando relativo alle concessioni di lavori pubblici) del Decreto
legislativo 163/2006 - Codice degli appalti pubblici (articolo 50).
Legge n. 214 del 22 dicembre 2011, conversione in legge, con modificazioni, del Decreto legge n. 201 del 6
dicembre 201 “Disposizioni urgenti per la crescita, l'equità e il consolidamento dei conti pubblici (Decreto Salva
Italia), (G.U. n. 284 del 6 dicembre 2012):
Capo IV “Misure per lo sviluppo infrastrutturale:

“Approvazione unica da parte del CIPE del progetto preliminare per le opere strategiche” (articolo 41, comma 2);

“Misure per l'attrazione di capitali privati”: modifiche all’articolo 143 (Caratteristiche delle concessioni di lavori
pubblici) del Decreto legislativo 163/2006 - Codice degli appalti pubblici (articolo 42, comma 1, 2, 4);

“Consultazione preliminare per i lavori di importo superiore a 20 milioni di euro” (articolo 44, comma 8);

“Istituzione dell’elenco-anagrafe nazionale delle opere pubbliche incompiute” (articolo 44 bis).
191
Legge n. 183 del 12 novembre 2011 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato –
Legge di stabilità 2012”, (G.U. n. 265 del 14 novembre 2011): “Finanziamento di infrastrutture mediante
defiscalizzazione della finanza di progetto” (articolo 18).
Legge n. 180 dell’11 novembre 2011 “Norme per la tutela della libertà d'impresa - Statuto delle imprese”, (G.U. n.
265 del 14 novembre 2011): “Disciplina degli appalti pubblici: misure al fine di favorire l'accesso delle micro, piccole
e medie imprese agli appalti pubblici di fornitura di servizi pubblici locali” (articolo 13).
Legge n. 106 del 12 luglio 2011, conversione in legge, con modificazioni, del Decreto legge n. 70 del 13 maggio
2011- Decreto Sviluppo - concernente Semestre Europeo. Prime disposizioni urgenti per l'economia, (G.U. n. 160 del
12 luglio 2011):

“Costruzione delle opere pubbliche”: modifiche all’articolo 153 (Finanza di progetto) del Decreto legislativo
163/2006 - Codice dei contratti pubblici (articolo 4, comma 2, lettera q);

“Accordo bonario” (articolo 4, comma 2, lettera gg);

“Riserve: tetto massimo del 20% dell’importo contrattuale e divieto di apporre riserve su aspetti progettuali
verificati” (articolo 4, comma 2, lettera hh);

“Varianti migliorative in corso d’opera: facoltà per il soggetto aggiudicatore di approvare varianti non oltre il limite
del 50 per cento dei ribassi d’asta conseguiti” (articolo 4, comma 2, lettera n).
Legge n° 217 del 17 dicembre 2010, conversione in legge con modificazioni del Decreto legge n° 187 del 12
novembre 2010 “Misure urgenti in materia di sicurezza”, (G.U. n° 265, 12 novembre 2010):

“Disposizioni interpretative e attuative delle norme dell'articolo 3 della legge n° 136 del 13 agosto 2010 in
materia di tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 6);

“Modifiche alla legge n° 136 del 13 agosto 2010 in materia di tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 7).
Decreto del Presidente della Repubblica n° 207 del 5 ottobre 2010, “Regolamento di esecuzione ed attuazione del
Decreto legislativo 12 aprile 2006, n. 163, recante “Codice dei contratti pubblici relativi a lavori, servizi e forniture in
attuazione delle Direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE”, (GU n° 288 del 10 dicembre 2010- Supplemento ordinario n°
270).
Legge 13 agosto 2010, n. 136, “Piano straordinario contro le mafie, nonché delega al Governo in materia di
normativa antimafia”, (G.U. n° 196, 23 agosto 2010): “Tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 3).
Decreto legislativo n° 163 del 12 aprile 2006, ”Codice dei contratti pubblici relativi a lavori, servizi e forniture in
attuazione delle Direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE” (comprensivo delle disposizioni correttive ed integrative riportate
nei seguenti decreti: D.Lgs. n° 113 del 31 luglio 2007, D.Lgs. n° 6 del 26 gennaio 2007, D.Lgs. n° 152 dell’11
settembre 2008), (G.U. n° 100 del 2 maggio 2006 - Supplemento ordinario n° 107).
Decreto legislativo n° 163 del 12 aprile 2006: ALLEGATI I – XXII.
Decreto legislativo n° 267 del 18 agosto 2000, “Testo unico delle leggi sull'ordinamento degli enti locali”, (G.U.n°
227 del 28 settembre 2000).
Decreto del Presidente della Repubblica n° 554 del 21 dicembre 1999, “Regolamento di attuazione della legge
quadro in materia di lavori pubblici, ai sensi dell’articolo 3 della legge 11 febbraio 1994, n.109 e successive
modificazioni”,(G.U. n°98 del 28 aprile 2000 – Supplemento ordinario n°66/L).
192

gli impianti a biomasse in partenariato pubblico privato

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