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OGGETTO
PECo ABM
TITOLO
Rapporto tecnico (allegati)
Comune di Agno
COMMITTENTE
Comune di Bioggio
Comune di Manno
ESTENSORI DEL
RAPPORTO
LUOGO E DATA
Nerio Cereghetti, Francesca Cellina, Luca Pampuri
Trevano, 31.08.2011
Indice
Allegato 1: Modello di stima del fabbisogno di energia per il riscaldamento degli
edifici residenziali, per commercio e servizi
3 Allegato 2: Modello di stima del fabbisogno di energia per la mobilità
16 Allegato 3: Modello di stima delle emissioni di gas ad effetto serra
20 Allegato 4: Modello di stima del consumo di energia primaria
24 Allegato 5: Modello di stima del potenziale di produzione di energia dal bosco
26 Allegato 6: Modello di stima del potenziale del calore ambiente – acque sotterranee 42 Allegato 7: Modello di stima del potenziale del calore ambiente – sottosuolo
56 Allegato 8: Modello di stima del potenziale di sfruttamento del Vedeggio a fini di
produzione idroelettrica
64 Allegato 9: Modello di stima del potenziale di produzione di energia elettrica
dall’acquedotto
72 Allegato 10: Workshop per la ponderazione dei criteri di valutazione e la scelta della
strategia d’intervento
82 Allegato 11: Modello di stima degli effetti delle strategie d’intervento rispetto ai criteri
di valutazione
94 Rapporto tecnico PECo ABM (allegati).doc
2/101
Allegato 1
Modello di stima del fabbisogno di energia per il riscaldamento
degli edifici residenziali, per commercio e servizi
Il consumo di energia per il riscaldamento e l’acqua calda sanitaria per gli edifici residenziali,
per commercio e per servizi viene stimato a partire dall'individuazione di un fabbisogno
teorico di energia, al quale viene applicato un correttivo che riflette le effettive condizioni di
utilizzo degli edifici. I paragrafi seguenti descrivono l’approccio seguito.
1. Costruzione di una banca dati dell’edificato ABM
Sono utilizzati i dati contenuti
• nel Registro Edifici e Abitazioni (REA) gestito, per il Cantone Ticino, dall’USTAT
(aggiornamento luglio 2009);
• nel Catasto dei piccoli impianti di combustione, gestito dalla SPAAS (XIV ciclo di
controllo).
Il REA fornisce indicazioni per tutti gli edifici sul territorio cantonale di tipo residenziale o
assimilabile1 in relazione alla superficie coperta (la proiezione dell’edificio sull’asse
orizzontale), al numero di piani, all’epoca di costruzione e al tipo di fonte energetica per il
riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria. Si tratta di una banca dati di
notevole importanza, coordinata a livello federale, allestita per la prima volta con i dati del
Censimento Federale dell’anno 2000 e sottoposta a continuo aggiornamento, revisione e
integrazione.
Il Catasto dei piccoli impianti di combustione fornisce invece informazioni relative a tutti gli
impianti di combustione (caldaie) alimentati a olio e gas naturale, di potenza inferiore a 1’000
kW. Il Catasto è aggiornato su base biennale, mediante controllo diretto di ciascun impianto
da parte dei controllori della combustione incaricati dai Comuni.
Il Catasto dei piccoli impianti fornisce indicazioni circa la tipologia di combustibile utilizzato,
la potenza dell’impianto e l’anno di installazione. Non fornisce invece indicazioni circa i
consumi effettivi degli impianti.
Le due banche dati possono essere poste in relazione basandosi sul mappale catastale,
che è riportato in entrambe: incrociando opportunamente le due banche dati per i comuni
caratterizzati dal codice UST 5141 (Agno), 5151 (Bioggio) e 5194 (Manno), viene creata una
nuova banca dati che contiene le informazioni presenti in entrambe. La banca dati così
creata è qui indicata come “Banca dati consumi dell’edificato ABM”.
Per ogni edificio contenuto nel REA o ogni impianto contenuto nel Catasto degli impianti di
combustione, essa contiene le voci riportate nella tabella che segue.
1
Esso include anche edifici a destinazione non abitativa, sebbene in termini parziali e non esaustivi,
poiché a livello federale non sussiste l’obbligo per i Comuni di includere questa tipologia di edifici.
Rapporto tecnico PECo ABM (allegati).doc
3/101
Tabella 1 I campi della “Banca dati consumi dell’edificato ABM” e le relative fonti.
REA
Catasto dei piccoli
impianti di combustione
Comune
X
X
Mappale
Coordinata X
Coordinata Y
Numero di appartamenti
Numero dei piani
Superficie coperta
Periodo di costruzione
Periodo di rinnovamento
Classe dell’edificio
Categoria dell’edificio
Fonte energetica per il riscaldamento
e l’acqua calda sanitaria
Potenza impianto [kW]
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Per identificare il vettore energetico che alimenta ciascun edificio (“Fonte energetica per il
riscaldamento e l’acqua calda sanitaria”) si fa riferimento alle seguenti informazioni:
• REA: campo “Fonte energetica per il riscaldamento” (GENHZ)2;
• Catasto dei piccoli impianti di combustione: campo “tipo di combustibile” (BCom);
Tabella 2 Le informazioni riportate nel REA e nel Catasto dei piccoli impianti di combustione circa la
fonte energetica utilizzata per il riscaldamento degli edifici.
Fonti energetiche
Nessuna fonte energetica
Olio da riscaldamento
Carbone
Gas
Elettricità
Legna
Pompa di calore
Collettore solare
Calore a distanza
Altre fonti energetiche
Combustibile
Olio combustibile
Gas naturale
Bicombustibile a gasolio
2
Codice REA [campo GENHZ]
7200
7201
7202
7203
7204
7205
7206
7207
7208
7209
Codice Catasto impianti di combustione
[campo BCom]
1
2
31
Nell’ipotesi che la produzione di acqua calda sanitaria sia effettuata con la stessa fonte energetica.
4/101
Bicombustibile a gas
Bicombustibile a gas liquido
Gas liquido
32
34
4
Le logiche utilizzate per l’unione delle due banche dati sono sintetizzate in Tabella 3.
Tabella 3 Le logiche di unione dei dati contenuti nelle banche dati REA e Catasto dei piccoli impianti
di combustione, per comporre la “Banca dati dei consumi dell’edificato ABM”.
1. Più edifici che insistono sullo stesso
mappale o più impianti di combustione
contenuti nello stesso edificio
2. Indicazione del vettore energetico
conflittuale tra REA e Catasto degli
impianti di combustione
3. Vettore energetico indicato come gas o
olio dal REA ma non presente nel
Catasto degli impianti di combustione
4. Vettore energetico indicato come gas o
olio nel Catasto degli impianti di
combustione ma non presente nel REA
5. Vettore energetico indicato come “Altre
fonti energetiche” nel REA e non
presente nel Catasto degli impianti di
combustione
Banca dati consumi dell’edificato ABM
Tutti gli oggetti sono inseriti, con indicazione
delle coordinate dei singoli edifici
(baricentro)
E’ inserita l’indicazione contenuta nel
Catasto degli impianti di combustione
(rilievo diretto da parte del controllore della
combustione)
Il vettore energetico è classificato come
“Altre fonti energetiche”
Sono stimati la superficie coperta
dell’edificio, il numero di piani, le coordinate
di localizzazione e la categoria dell’edificio
Il vettore energetico è classificato come
“Altre fonti energetiche”
Per le analisi relative agli edifici residenziali, sono selezionati gli edifici di categoria “casa
unifamiliare” e “casa plurifamiliare” individuati dal REA (campo “Categoria dell’edificio”
GKAT, rispettivamente codice “1021” e “1025”). Sono stati inoltre sottoposti a verifica
puntuale gli edifici appartenenti alla categoria “edifici a destinazione accessoria”, “edifici a
destinazione parzialmente abitativa” e “edifici a uso non abitativo”, al fine di individuarne la
categoria di appartenenza rispetto ai settori “edifici residenziali”, “uffici e edifici per il
commercio” e “edifici artigianali e industriali”. L’attività, estremamente onerosa in quanto ha
richiesto una verifica puntuale edificio per edificio3, ha fatto emergere ulteriori incongruenze
nei dati del REA circa l’epoca di costruzione per gli edifici di tipo non residenziale, parametro
che, nei limiti del possibile, è stato aggiornato in termini più realistici.
La Figura 1 riporta la classificazione degli edifici residenziali e per commercio e servizi in
relazione al vettore energetico utilizzato per il riscaldamento.
3
Non si sono effettuati sopralluoghi in loco ma analisi basate sull’incrocio di mappe, ortofoto e dati
catastali, con l’ausilio di strumenti GIS e WebGIS.
5/101
Edifici residenziali e per commercio e servizi,
per vettore energetico per il riscaldamento
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Edifici_residenziali
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Calore a distanza
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Legna
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Pompa di calore
Edifici_commercio_e_servizi
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Gas
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Figura 1 Il vettore energetico per il riscaldamento degli edifici residenziali e per commercio e servizi.
6/101
Per una percentuale elevata degli edifici di tipo residenziale (262 edifici su 1’965) e per
commercio e servizi (15 edifici su 99) sono emerse incongruenze circa l’indicazione della
fonte di riscaldamento riportata nelle due banche dati (punto 3. di Tabella 3). La “banca dati
dei consumi dell’edificato ABM” contiene dunque l’indicazione “Altre fonti energetiche”.
La localizzazione di tali edifici è riportata in Figura 2: si tratta di edifici prevalentemente
localizzati nei nuclei storici (Manno, Bosco Luganese, Bioggio, Serocca d’Agno, Mondonico,
Gaggio, Cimo, Iseo, Agno e Cassina d’Agno). Non può trattarsi di edifici riscaldati mediante
impianti a olio o gas naturale con sistema di distribuzione del calore, che sarebbero stati
individuati dal Catasto degli impianti dei controllori della combustione. In assenza di
indicazioni ulteriori
• per gli edifici di tipo residenziale si è effettuata l’ipotesi che il riscaldamento sia
• elettrico (diretto o ad accumulazione) per il 45% delle superfici caratterizzate
come “Altre fonti energetiche”;
• a legna (camino) per il 5% delle superfici caratterizzate come “Altre fonti
energetiche”;
• a olio (mediante stufe a olio) per il 50% delle superfici caratterizzate come “Altre
fonti energetiche”;
• per gli edifici di tipo “commercio e servizi” si è effettuata l’ipotesi che il riscaldamento sia
mediante pompa di calore per il 100% delle superfici caratterizzate come “Altre fonti
energetiche” (si ipotizza che si tratti di edifici di recente costruzione o di edifici che
all’epoca di costruzione erano dotati di impianto di riscaldamento a olio, sostituito poi per
vetustà con un impianto a pompa di calore).
7/101
Edifici residenziali e per commercio e servizi
Edifici residenziali
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Edifici per commercio e servizi
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Figura 2 Gli edifici per i quali non è noto il vettore energetico usato per il riscaldamento.
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2. Stima del fabbisogno teorico di energia termica per il riscaldamento e l’acqua
calda sanitaria
Per stimare il fabbisogno termico teorico di energia termica Ft per il riscaldamento e l’acqua
calda sanitaria, espresso in [kWh/anno], per ogni oggetto contenuto nella “Banca dati
consumi dell’edificato ABM” è necessario stimare i seguenti due elementi:
• superficie di riferimento energetico SRE [m2];
• indice di fabbisogno di energia termica per metro quadro dell’edificio IE [kWh/m2
anno]4.
Noti tali valori, il fabbisogno teorico di energia termica è individuato dalla seguente relazione:
Ft = SRE ⋅ IE
La stima della superficie di riferimento energetico SRE è effettuata mediante la seguente
relazione:
SRE = S ⋅ n
dove
• S [m2] rappresenta la superficie coperta dell’edificio, cioè la proiezione sul piano
orizzontale della superficie dell’edificio [campo GAREA del REA]; nei casi in cui la
superficie non è indicata nel REA, si localizza l’edificio su cartografia e, mediante GIS, se
ne effettua una stima numerica;
• n rappresenta il numero di piani dell’edificio [campo GASTW del REA]; nei casi in cui il
numero di piani non è indicato, si utilizza il valore medio tra quelli presenti nella banca
dati REA per l’ambito territoriale oggetto di analisi, per gli edifici della stessa categoria.
L’indice di fabbisogno energetico IE dipende dalle tecniche costruttive e impiantistiche che
caratterizzano ciascun edificio: per una valutazione puntuale e realistica di tale valore
occorrerebbe analizzare uno per uno tutti gli edifici esistenti. Al fine di produrre analisi di tipo
statistico si può tuttavia utilizzare una stima, ricavabile in base all’epoca di costruzione
dell’edificio. Alle diverse epoche storiche possono infatti essere associate tecniche
costruttive ed edilizie “medie”, in base alle quali è possibile ricavare una stima del consumo
per metro quadro di edificio. Il modo più efficace per effettuare queste stime consiste
nell’estrapolarle da studi puntuali effettuati per singoli edifici, ad esempio secondo gli
approcci EPIQR+ o check-up energetico ISAAC (software di calcolo ENER-CAD). Il numero
tuttora limitato di studi di questa natura non consente di estrarre dati statisticamente
significativi. Quale valida alternativa si sono sfruttate le informazioni emerse nell’ambito delle
procedure di certificazione energetica degli edifici effettuate nel periodo agosto 2009 – luglio
2010, secondo l’approccio CECE (Certificato Energetico Cantonale degli Edifici). I dati
principali contenuti in ogni certificato CECE, che rappresentano solo il fabbisogno energetico
per riscaldamento e non quello per acqua calda sanitaria, sono infatti inseriti in una bancadati federale, per la produzione di dati statistici. Il numero di edifici certificati in Ticino, quasi
4
I parametri utilizzati corrispondono a quelli indicati dalla norma SIA 380/1 (2009):
− Ft = fabbisogno termico per il riscaldamento e l’acqua calda sanitaria Qhww [MJ/m2];
− IE = fabbisogno energetico finale per il riscaldamento e l’acqua calda sanitaria EF,hww [MJ/m2];
− SRE = superficie di riferimento energetico AE [m2].
9/101
tutti di tipo residenziale, ammonta a 863 edifici, pari a poco meno dell’1% degli edifici
registrati in Ticino. Sebbene non si tratti di una percentuale elevata, si ritiene comunque che
sia una base di dati utile a produrre i primi dati di tipo statistico.
I dati CECE non sono tuttavia sufficientemente rappresentativi degli edifici costruiti tra il
1991 e il 2000, poiché si tratta di soli 14 edifici. Per colmare tale lacuna, per l’epoca 19912000 si sono presi in considerazione anche i dati di consumo sintetizzati nel lavoro di
diploma “Studio casistica check-up energetici ISAAC e un caso concreto” (Pistore, 2009).
Per stimare il fabbisogno termico per acqua calda sanitaria si è invece fatto riferimento ai
valori indicati dalla norma SIA 380/1 (aggiornamento anno 2009), che si basano sulla
categoria d’uso dell’edificio (cfr. Tabella 4).
Gli indici energetici per i periodi di costruzione fino all’anno 2000 risultano quindi dalla
somma della media dell’indice energetico dell’involucro definito grazie all’analisi CECE e
dell’indice del fabbisogno termico per l’acqua calda definito dalla norma SIA 380/1 (2009).
Tabella 4 Fabbisogno termico annuale per l’acqua calda sanitaria in riferimento alla categoria di
edificio [MJ/m2 di superficie di riferimento energetico] [fonte: Norma SIA 380/1, aggiornamento 2009].
Per i periodi di costruzione successivi al 2000 si sono invece utilizzati gli indici energetici
definiti in base alle disposizioni legislative in materia. Queste sono:
- Decreto esecutivo sui provvedimenti di risparmio energetico nell’edilizia (DE, 2002);
‐ Regolamento sull’utilizzazione dell’energia (RUEn, 2008).
L’andamento dell’ΙΕ ricostruito secondo queste logiche è riportato in Figura 3.
Si sottolinea che i valori così ottenuti riflettono l’attuale struttura dei consumi degli edifici in
relazione all’epoca di costruzione, pertanto tengono già conto del fatto che nel corso degli
anni gli edifici di più antica costruzione sono stati sottoposti ad interventi di ristrutturazione,
quali facciate, rifacimento tetto, sostituzione serramenti etc.
10/101
Figura 3 Andamento dell’indice di fabbisogno di energia termica IE (riscaldamento e acqua calda
sanitaria) in base al periodo di costruzione degli edifici.
La determinazione dell’epoca di costruzione o ristrutturazione dell’edificio è effettuata in
base ai dati contenuti nel REA, campi GBAUP o GRENP, in alcuni casi aggiornati sulla base
della verifica puntuale condotta (cfr. nota 3). È disponibile una classificazione secondo le
seguenti epoche:
Epoca di costruzione
Prima del 1919
Dal 1919 al 1945
Dal 1946 al 1960
Dal 1961 al 1970
Dal 1971 al 1980
Dal 1981 al 1985
Dal 1986 al 1990
Dal 1991 al 1995
Dal 1996 al 2000
Dal 2001 al 2005
Dal 2006 al 2010
Dal 2011 al 2015
Dopo il 2015
Codice REA [campi GBAUP o GRENP]
8011
8012
8013
8014
8015
8016
8017
8018
8019
8020
8021
8022
8023
La stima dell’indice di fabbisogno teorico deve inoltre tenere conto del fatto che alcuni edifici
di tipo residenziale sono utilizzati in qualità di residenza secondaria, o non sono utilizzati
affatto. Le abitazioni secondarie sono occupate prevalentemente durante la stagione estiva,
pertanto non sono responsabili di consumi per riscaldamento. Il consumo per l’acqua calda
11/101
sanitaria ad esse riconducibile è inoltre trascurabile rispetto a quello di un edificio occupato
in modo permanente, pertanto in questo approccio è ritenuto nullo.
L’informazione circa il numero di edifici abitati in modo permanente, articolata per Comune e
per fonte energetica principale per il riscaldamento, è ricavabile dal Censimento Federale
del 2000.
Ai nostri fini si è ipotizzato che la percentuale degli edifici residenziali abitati in modo
permanente indicata dal Censimento, articolata dunque per Comune e per vettore
energetico, coincida con la percentuale di superficie degli edifici abitati in modo permanente:
le rimanenti superfici sono state considerate responsabili di un fabbisogno energetico pari a
zero.
Tabella 5 Caratterizzazione delle abitazioni dal punto di vista dell’occupazione nel corso dell’anno,
per vettore energetico [fonte: Censimento Federale delle abitazioni, anno 2000].
Vettore
energetico
Agno
Bioggio
Bosco
Lugane
se
Cimo
Iseo
Olio
Legna
Pompa di
calore
Elettricità
Gas naturale
Olio
Abitazione
occupata
permanentemente
481
5
10
Abitazione
occupata
temporaneamente
113
9
1
Abitazione non
occupata
110
13
252
57
4
7
4
1
11
4
5
0
0
0
0
73
23
69
15
1
20
4
3
0
2
9
1
0
0
0
31
0
39
2
8
16
0
12
5
0
0
0
4
0
0
21
1
9
2
0
13
1
8
6
0
1
0
0
0
0
Legna
Pompa di
calore
Elettricità
Gas naturale
Olio
Legna
Pompa di
calore
Elettricità
Gas naturale
Olio
Legna
Pompa di
calore
Elettricità
Gas naturale
Olio
Legna
Pompa di
calore
14
0
0
12/101
Manno
Elettricità
Gas naturale
Olio
Legna
Pompa di
calore
Elettricità
Gas naturale
16
0
206
1
12
18
0
11
0
0
0
0
2
0
0
43
13
6
1
2
0
Le informazioni così ricostruite consentono di attribuire a ciascun edificio residenziale abitato
stabilmente e agli edifici commerciali e per servizi l’indice medio di fabbisogno energetico,
con un buon grado di approssimazione. Con questi elementi è possibile ricavare il
fabbisogno termico teorico Ft di ogni edificio.
3. Stima dei consumi effettivi per il riscaldamento degli edifici residenziali
Il consumo effettivo C, cioè quello effettivamente registrato in uno specifico anno, è
sicuramente una quantità inferiore a Ft , per diversi motivi, i principali dei quali sono:
• non tutta la superficie coperta S è effettivamente rappresentativa di locali chiusi e
riscaldati (ad esempio, può includere porticati, logge e terrazze non riscaldati);
• non tutti i locali di un edificio sono sempre riscaldati (ad esempio, abitazioni su
più piani abitate da una sola persona) o riscaldati in modo omogeneo (ad
esempio, edifici dotati di riscaldamento elettrico o a stufa);
• non tutti i locali sono riscaldati durante l’intera giornata (ad esempio nel caso in
cui gli occupanti l’abitazione lavorano fuori casa tutto il giorno);
• influenza delle condizioni meteorologiche (anni caratterizzati da inverni meno
rigidi della media);
• effetto del fattore di forma degli edifici: l’indice IE è stimato per un edificio medio;
gli edifici con maggiore superficie disperdente (verso esterno, verso non
riscaldato) hanno in realtà un indice IE superiore rispetto a quelli con minore
superficie disperdente, a parità di volumetria e superficie di riferimento
energetico: dieci villette di 100 m2 consumano più di dieci appartamenti di 100 m2
in palazzine a torre, poiché sono caratterizzate da una più estesa superficie
disperdente.
In considerazione di questi aspetti, ai consumi rilevati per gli edifici di categoria residenziale
è stata applicata una riduzione pari a circa il 20%. La corretta stima di questa riduzione è
comprovata da un’attento confronto tra i consumi di energia elettrica e di gas forniti dalle AIL
e i consumi di elettricità per il riscaldamento stimati attraverso gli indici energetici riportati in
Figura 3. Tale riduzione consente infatti di ricavare un valore plausibile di consumo medio di
gas ed elettricità (apparecchi e illuminazione) per economia domestica.
Cedifici residenziali = Ft * 0.8
13/101
Per gli edifici di categoria “commercio e servizi” è stato invece applicato un tasso di
riduzione dei consumi del 5%, poiché si è ritenuto che gli elementi di errore citati nell’elenco
puntato precedente giochino un ruolo minore.
Cedifici per commercio e servizi= Ft * 0.95
Una valutazione specifica deve essere effettuata per gli edifici riscaldati mediante pompa di
calore. Ft esprime il fabbisogno termico degli edifici di questa tipologia. La pompa di calore
copre questo fabbisogno termico ricorrendo in parte a calore prelevato dall’ambiente esterno
(aria, acqua, sottosuolo etc.) e in parte a energia elettrica. Considerando le attuali
tecnologie, il coefficiente di prestazione medio delle pompe di calore in esercizio può essere
stimato pari a 3: ciò significa che il fabbisogno termico è coperto ricorrendo per 2/3 a calore
prelevato dall’ambiente esterno e per 1/3 a energia elettrica.
La Tabella 6 riporta la stima dei consumi effettivi per il riscaldamento delle abitazioni e degli
edifici per commercio e servizi nel 2008.
I valori così ottenuti sono considerati realistici. È importante sottolineare tuttavia che,
trattandosi di stime, devono essere utilizzati per definire l’ordine di grandezza dei
valori di consumo, più che i valori assoluti.
14/101
Tabella 6 Consumi per il riscaldamento degli edifici residenziali e per commercio e servizi (2008).
Olio
Gas
natural
e
Energia
elettrica
(risc.
diretto)
Energia
elettrica
(pompe
di calore)
Calore
ambiente
(pompe
di calore)
Legna
Solare
termico
Tele
riscald
amento
TOTALE
24’327
2’190
3’039
239
478
301
---
---
30’574
4’664
4’136
---
212
424
---
---
---
9’436
13’131
1’911
2’578
268
536
306
---
---
18’731
BIOGGIO
Edifici per
commercio e
servizi
3’651
1’225
---
128
256
---
---
---
5’260
MANNO
Edifici
residenziali
5’679
2’709
713
377
754
34
34
---
10’300
MANNO
Edifici per
commercio e
servizi
3’218
4’021
---
100
200
---
---
---
7’539
ABM
Edifici
residenziali
43’137
6’810
6’330
885
1769
642
34
0
59’606
ABM
Edifici per
commercio e
servizi
11’533
9382
0
440
880
0
0
0
22’235
ABM
Totale
54’670
16’192
6’330
1’325
2’649
642
34
0
81’841
[MWh/anno]
AGNO
Edifici
residenziali
AGNO
Edifici per
commercio e
servizi
BIOGGIO
Edifici
residenziali
15/101
Allegato 2
Modello di stima del fabbisogno di energia per la mobilità
1. Consumo di carburante per autotrazione
I consumi sono definiti facendo riferimento ai seguenti elementi:
‐ dati sui veicoli immatricolati messi a disposizione dalla Sezione della circolazione;
‐ valori medi di percorrenza [km/anno] e di consumo in base alla tipologia di veicolo
[l/km percorso];
La consistenza del parco veicoli immatricolato è stata indicata dalla Sezione della
circolazione del Cantone, che ha fornito i dati seguenti, riferiti all’anno 20105.
Tabella 7 Parco veicoli immatricolati sul territorio ABM [fonte: Sezione della circolazione,
aggiornamento luglio 2010].
Automobili
Autoveicoli
leggeri
Furgoni
Autofurgoni
Autocarri
Agno
Bioggio
Manno
2’271
1’295
1’209
10
2
8
3
3
1
174
265
2
53
239
6
ABM
4’775
20
7
441
298
Trattori agricoli
Carri con
motore agricolo
Motoveicoli
Motoleggere
Agno
Bioggio
Manno
17
19
182
3
63
1
440
19
7
47
1
179
ABM
218
67
466
227
I valori medi di percorrenza [km/anno] e consumo medio annuo [l/km] per tipologia di veicolo
sono riportati nella tabella seguente:
5
La banca-dati della Sezione della circolazione non consente di estrarre serie storiche annuali di dati
riferiti al livello comunale (sono invece disponibili le serie storiche di dati riferite all’intero territorio
cantonale). I dati qui utilizzati sono aggiornati al mese di luglio 2010; si ritiene che le variazioni
rispetto all’anno 2008 siano trascurabili, pertanto vengono utilizzati per la caratterizzazione del
bilancio energetico per l’anno 2008.
16/101
Tabella 8 Parametri di riferimento per definire il consumo di carburante.
Tipologia
di veicolo
Percorrenza media annua6
[km]
Consumo medio7
[l/km]
Automobili
12’730
0.093
Autoveicoli leggeri
14'329
0.131
Autoveicoli pesanti
37'921
0.323
Autobus
14'329
0.323
Furgoni
14'329
0.131
Autosnodati
14'329
0.323
Autofurgoni
15'815
0.131
Autocarri
41'799
0.323
Trattori agricoli
1'981
0.4
Carri agricoli con mot.
1'981
0.2
Motoveicoli
10'000
0.04
Motoleggere
5'000
0.018
Si effettua l’ipotesi che siano alimentati a benzina i veicoli delle categorie
• automobili
• autoveicoli leggeri
• motoveicoli
• motoleggere
e che siano alimentati a diesel i veicoli di tutte le altre tipologie.
Moltiplicando il numero di veicoli immatricolati sul territorio ABM per i rispettivi indici di
percorrenza media annua e i valori di consumo medi riportati in Tabella 8, è possibile
stimare il consumo di carburante dovuto al traffico motorizzato privato.
Considerando i parametri di resa energetica e densità riportati in Tabella 9, per il territorio
ABM si ottengono le stime di consumo riportate in Tabella 10.
Tabella 9 Resa energetica e densità media per i carburanti benzina e diesel [fonte: Ufficio Federale
dell’ambiente e Ufficio federale dell’energia].
Benzina
Diesel
Resa energetica [MWh/ton]
11.81
11.89
Densità [ton/1000 l]
0.745
0.830
6
Fonte: TCS e "Abgasemissionen des Schweizerischen Nutzverkehr 1950 - 2000 VSAI
7
Fonte: Cahier dell'environnement No 255 - 1995 - Emissions polluantes du trafic routier 1950 – 2010 BUWAL
17/101
Tabella 10 Stima dei consumi di energia generati dalla mobilità veicolare (parco veicoli
immatricolati).
Benzina
traffico motorizzato
Diesel
Totale
Agno
Bioggio
Manno
25’229
14’127
13’278
10’819
15’693
7’525
36’048
29’821
20’803
ABM
52’634
34’037
86’672
[MWh/anno]
2. Consumo di carburante per aviazione e navigazione
I consumi di carburante per aviazione e navigazione (cherosene) sono stimati a partire dai
dati di consumo cantonali, ricavati dal bilancio energetico del PEC, attraverso la definizione
di indici di consumo pro capite [kWh/abitante anno]8.
Tabella 11 Indici di consumo pro capite di petrolio per aviazione e carburante per navigazione.
Consumo Cantone Ticino (2008)
[MWh/anno]
Indice pro capite
[kWh/abitante anno]
Cherosene aviazione
34’400
103
Cherosene navigazione
5'400
16
Tabella 12 Stima dei consumi di carburante per aviazione e navigazione.
Popolazione
[abitanti]
Consumo
cherosene
aviazione
[MWh/anno]
Consumo
cherosene
navigazione
[MWh/anno]
Totale aviazione
+ navigazione
[MWh/anno]
Agno
Bioggio
Manno
3’922
2’391
1’236
404
246
127
63
38
20
467
284
147
ABM
7’549
777
121
898
3. Consumo di energia elettrica per trazione ferroviaria
Il consumo di energia elettrica per trazione ferroviaria è stimato secondo la logica utilizzata
per il consumo di carburanti per aviazione e navigazione, a partire cioè da un indice medio di
consumo pro capite ricavato dalle stime di consumo cantonale proposte dal PEC.
8
Fonte : la popolazione residente in Cantone Ticino al 31 dicembre 2008 è pari a 332'736 abitanti
[fonte: Statistica popolazione residente, USTAT].
18/101
Tabella 13 Indice di consumo pro capite per la trazione ferroviaria.
Consumo Cantone Ticino (2008)
[MWh/anno]
Indice pro capite
[kWh/abitante anno]
168’000
505
Trazione ferroviaria
Tabella 14 Stima dei consumi di energia elettrica per trazione ferroviaria.
Popolazione
[abitanti]
Consumo elettricità per trazione ferroviaria
[MWh/anno]
Agno
Bioggio
Manno
3’922
2’391
1’236
1’980
1’207
624
ABM
7’549
3’811
19/101
Allegato 3
Modello di stima delle emissioni di gas ad effetto serra
L’effetto serra è un processo naturale, che funziona, come indicato dal nome stesso,
similarmente a una serra. La luce solare penetra nell’atmosfera terrestre e, raggiunta la
superficie del pianeta, la riscalda. I principali gas serra naturalmente presenti nell’atmosfera
sono vapore acqueo [H2O], anidride carbonica [CO2], metano [CH4], ozono [O3] e diossido di
azoto [NO2]. Essi trattengono una parte del calore formatosi grazie all’irraggiamento solare e
la emettono nuovamente a lunghezze d’onda specifiche. Questo processo consente di avere
un clima ideale per consentire la vita sul pianeta. Attraverso le attività antropiche vengono
emesse grandi quantità di anidride carbonica (CO2) e clorofluorocarburi (CFC) nell’aria che
rompono l’equilibrio naturale dell’effetto serra. La più elevata concentrazione di queste
sostanze nell’atmosfera provoca l’inspessimento dello strato di gas serra e un conseguente
aumento dell’effetto serra e della temperatura globale del pianeta, con gravi conseguenze
negative per l’ambiente e gli insediamenti umani. Il CO2 è considerato il gas serra di
riferimento, in ragione del fatto che più dell’80% delle emissioni di gas serra sono emissioni
di CO2. L’insieme dei gas serra è pertanto frequentemente misurato in termini di CO2
equivalente (CO2 eq), un parametro che pondera i diversi gas in base al potenziale di
riscaldamento climatico di ciascuno di essi rispetto a quello del CO2.
Le emissioni di gas ad effetto serra possono essere stimate attraverso due differenti
metodologie.
1. Stima della emissioni da combustione diretta
La prima metodologia considera le emissioni di CO2 generate sul territorio attraverso la
combustione diretta di combustibili e carburanti di origine fossile. Questo approccio viene
presa in considerazione poiché di frequente utilizzato anche a livello cantonale [PEC, 2010].
Per la stima delle emissioni si considera quindi il consumo diretto di questi vettori energetici,
ai quali si applicano i fattori di emissione di CO2 da combustione proposti dall’Ufficio federale
dell’ambiente (UFAM).
Tabella 15 Fattori di emissione di CO2 per vettore energetico (UFAM).
Vettore energetico
Fattore di emissione
Carbone
0.338 ton CO2/MWh
Olio combustibile
0.265 ton CO2/MWh
Gas naturale
0.198 ton CO2/MWh
Benzina e diesel
9
Cherosene
0.2655 ton CO2/MWh
0.263 ton CO2/MWh
Le altre fonti energetiche sono caratterizzate da fattori di emissione di CO2 pari a zero.
9
Valore medio tra benzina (0.266 ton CO2/MWh) e diesel (0.265 ton CO2/MWh).
20/101
Inoltre, è opportuno applicare un fattore di correzione corrispondente al rapporto fra potere
calorifico inferiore (Hu) e superiore (Ho) del vettore energetico considerato: le emissioni di
CO2 stimate in base ai fattori di emissione sono divise per il fattore di correzione (Hu/Ho)
(cfr. Tabella 16).
Tabella 16 Fattore di correzione per i combustibili definito in base al potere calorifico inferiore e
superiore.
Vettore
energetico
Prodotti petroliferi
Olio comb. EL
Propano (liquido)
Butano (liquido)
Benzina
Diesel
Carburanti liquidi
Carbone
Carbone fossile
Lignite
Legna
Legna in pezzi
Cippato
Carbone di legna
Pellets
Rifiuti
Incenerimento
rifiuti
Gas
Gas naturale
Biogas
Metano
Propano
(gassoso)
Butano (gassoso)
Densità
[kg/l]
0.84
0.51
0.58
0.74
0.84
0.82
[kg/l]
[kg/m3]
540-780
675-975
250
1200
[kgl]
Potere cal.
inferiore (Hu)
[MJ/kg]
42.6
46.3
45.7
42.5
42.8
43.0
[MJ/kg]
27.1
20.1
[MJ/kg]
15.0-15.7
11.6-12.4
30.0
16.7
[MJ/kg]
Potere cal.
sup. (Ho)
[MJ/kg]
45.5
50.3
49.5
45.8
45.7
45.7
[MJ/kg]
29.3
20.9
[MJ/kg]
16.3-17.0
13.1-13.6
31.0
18.3
[MJ/kg]
Hu/Ho
0.94
0.92
0.92
0.93
0.94
0.94
0.96
0.96
0.92
0.89-0.91
0.96
0.91
11.9
[kg/m3]
0.76
1.01-1.46
0.72
[MJ/m3]
36.3
14.4-27.0
35.9
[MJ/m3]
40.3
15.9-29.9
39.8
0.90
0.90
0.90
2.01
93.1
101.2
0.92
2.70
117.8
125.9
0.94
Applicando questo approccio, si ricavano le stime proposte in Tabella 17: sul territorio ABM
sono direttamente rilasciate 57'289 ton CO2/anno.
21/101
Tabella 17 Emissioni di gas ad effetto serra (CO2) prodotte sul territorio ABM nel 2008 secondo i
fattori di emissione in uso presso l’Ufficio Federale dell’ambiente.
Vettore
energetico
Benzina e
diesel
Cherosene
aviazione e
navigazione
Gas naturale
Olio
combustibile
TOTALE
Consumo
ABM
Fattore di
emissione CO2
Fattore di
correzione
Emissioni
dirette CO2 ABM
[MWh/anno]
[ton CO2 /MWh]
(Hu/Ho)
[ton CO2/anno]
86’673
0.2655
10
0.935
19
24’609
898
0.263
0.94
251
21’397
91’720
0.198
0.265
0.9
0.94
4’707
25’857
200’688
---
---
55’425
Le emissioni stimate secondo questo approccio sull’intero territorio cantonale sono pari a
1'725'531 ton CO2/anno: le emissioni su ABM sono pari al 3.2% delle emissioni prodotte
sull’interno Cantone.
2. Stima della emissioni secondo l’approccio del ciclo di vita
La seconda metodologia tiene conto delle emissioni di CO2 equivalente complessivamente
generate per poter consumare energia: essa tiene conto cioè dell’intero ciclo di vita dei
vettori energetici (approccio LCA Life Cycle Assessment), prendendo quindi in
considerazione tutte le fasi di vita, da quella di estrazione e stoccaggio del combustibile, a
quella di costruzione degli impianti, di smantellamento a fine esercizio e di eventuale
gestione delle scorie.
In quest’ottica anche le energie rinnovabili e l’energia nucleare sono responsabili della
produzione di gas a effetto serra. Per la stima delle emissioni generate durante l’intero ciclo
di vita, si è fatto riferimento alla banca dati Ecoinvent v.2.01 (elaborata da un centro di
competenza che convoglia ETH, EMPA, PSI e ART), già utilizzata per il PEC.
A differenza della valutazione delle emissioni dirette, questo tipo di approccio permette di
tenere conto delle emissioni associate ai consumi di energia primaria, consentendo quindi
un confronto con la Società 2000 Watt.
I fattori di emissione presi in considerazione sono riportati in Tabella 18. Si segnala che si
tratta dei fattori di emissione dell’insieme dei gas ad effetto serra, espressi in termini di CO2
equivalente, e non del solo CO2.
Per stimare le emissioni legate al consumo di elettricità, occorre tenere conto della modalità
di produzione dell’elettricità: è cioè necessario definire la composizione del mix elettrico
10
Valori medi per i due combustibili: benzina 0.266 - diesel 0.265; benzina 0.93 - diesel 0.94.
22/101
consumato nel 2008 sul territorio ABM. A questo scopo si rimanda alle stime presentate
nella Tabella 19 del Rapporto tecnico PECo ABM.
Tabella 18 Emissioni di gas ad effetto serra (CO2 equivalente) relative all’energia consumata sul territorio
ABM nel 2008 (approccio del ciclo di vita).
Vettore energetico
Consumo
ABM
[MWh/anno]
Olio combustibile
Gas naturale
Benzina
Diesel
Cherosene
Solare termico
Legna
Calore ambiente
Calore da biogas IDA
Elettricità:
91’720
21’397
52’634
34’037
898
61
642
2’648
4’189
Fattore di
emissione CO2
[ton CO2eq/MWh]
0.2952
0.2412
0.3168
0.3024
0.288
0.0288
0.0196211
0.0784813
0.1638
‐
Idroelettrico
76’224
0.0216
‐
Fotovoltaico
360
0.0972
‐
Biogas IDA
658
0.1908
‐
Nucleare
13’414
0.0252
‐
Cogenerazione gas
125
0.7416
‐
Mix EU
35’605
0.594
Totale
334’611
Fattore
corr.
(Hu/Ho)
Emissioni LCA
CO2 equivalente
[ton CO2 eq/anno]
0.94
0.90
0.93
0.94
0.94
--0.9112
--0.90
---------------
28'804
5'734
17'930
10'950
275
2
14
208
637
1'646
35
126
338
93
21'149
87'940
Nel 2008 le emissioni di CO2 equivalente calcolate secondo l’approccio del ciclo di vita sul
territorio ABM sono dunque state pari a 87'940 ton.
Considerando la popolazione residente sul territorio ABM (7'549 abitanti al 2008), ciò
equivale a 11.65 ton CO2 equivalente/abitante anno.
11
Valore medio ponderato per le differenti tipologie di legna.
13
Valore medio ponderato per le differenti tipologie di pompa di calore (geotermia e aria acqua).
12
23/101
Allegato 4
Modello di stima del consumo di energia primaria
In analogia con quanto effettuato per il PEC, per la stima del consumo di energia primaria è
possibile appoggiarsi alla banca dati Ecoinvent v.2.01, che individua un fattore di
conversione tra l’energia finale consumata e l’energia primaria ad essa corrispondente,
tenendo conto dei processi necessari a rendere disponibile per l’utente finale l’energia nella
forma adatta agli usi finali (approccio del ciclo di vita).
La Tabella 19 riporta tale fattore di conversione, coerentemente con quanto effettuato per le
stime di consumo di energia primaria proposte dal PEC. Essa esplicita anche il fattore di
correzione Hu/Ho, utilizzato per tenere conto del rapporto fra potere calorifico inferiore (Hu)
e superiore (Ho) del vettore energetico considerato: l’energia primaria stimata in base ai
fattori di conversione è divisa per il fattore di correzione (Hu/Ho) (cfr. Tabella 16).
La caratterizzazione della composizione del mix di consumo di energia elettrica costituisce
elemento essenziale per determinare la quantità di energia primaria effettivamente
consumata. Come mostra la Tabella 19, il rapporto di conversione tra energia finale e
energia primaria varia sensibilmente a seconda della modalità di produzione dell’energia
elettrica: per il nucleare ad esempio il consumo di energia primaria è pari a 4 volte l’energia
finale effettivamente consumata, mentre per l’idroelettrico l’energia primaria è solo 1.22 volte
l’energia finale consumata.
La composizione del mix di consumo dell’energia elettrica sul territorio ABM è stata stimata
secondo la logica illustrata in Tabella 19 del Rapporto tecnico PECo ABM.
24/101
Tabella 19 Consumo di energia primaria sul territorio ABM nel 2008 e fattori di conversione utilizzati
[fonte fattori di conversione: banca dati Ecoinvent v.2.01].
Vettore energetico
Consumo
ABM
[MWh/anno]
Fattore di
conversione
[MWh primaria/
MWh finale]]
Fattore
corr.
(Hu/Ho)
Consumo
energia primaria
ABM
[MWh/anno]
91’720
21’397
52’634
34’037
898
61
641
2’648
4’189
---
1.24
1.15
1.29
1.22
1.19
1.34
0.7923
1.6715
0.48
---
0.94
0.90
0.93
0.94
0.94
--0.9114
--0.90
---------------
120'992
27'341
73'008
44'176
1'137
82
461
4'422
1’810
---
Olio combustibile
Gas naturale
Benzina
Diesel
Cherosene
Solare termico
Legna
Calore ambiente
Calore da biogas IDA
Elettricità:
‐
Idroelettrico
76’224
1.22
‐
Fotovoltaico
360
1.66
‐
Biogas IDA
658
0.20
‐
Nucleare
13’414
4.08
‐
Cogenerazione gas
‐
Mix EU
Totale
125
3.30
35’605
3.53
334’611
92'993
598
132
54'729
413
125'686
547'978
L’energia primaria complessivamente consumata sul territorio ABM risulta dunque pari a
547'978 MWh/anno, equivalenti a 72'590 kWh/anno pro capite.
Tale valore corrisponde a una potenza quantitativa installata pari a 8'286 W/abitante.
14
15
Valore medio ponderato per le differenti tipologie di pompa di calore (geotermia e aria acqua).
25/101
Allegato 5
Modello di stima del potenziale di produzione di energia dal bosco
In un cantone in cui le superfici boschive coprono circa il 50% della superficie cantonale si
può facilmente intuire l’importanza del potenziale della biomassa presente sul territorio.
Questo potenziale può tuttavia variare considerevolmente a dipendenza del territorio
investigato. Parametri come la pendenza del bosco o l’essenza del bosco presente possono
infatti influenzare in modo considerevole il potenziale effettivamente disponibile. Tenendo
conto di questi fattori, l’approccio proposto consente di individuare un valore realistico del
potenziale energetico legato allo sfruttamento del bosco.
La Figura 4 sintetizza i passaggi effettuati per la stima, descritti nei prossimi paragrafi.
Figura 4 Metodo di calcolo Potenziale Legno Energia Effettivamente Disponibile.
L’intera procedura può essere riassunta nella seguente formula:
1. Classificazione dei Tipi di Bosco (i)
La classificazione effettuata qui di seguito è stata basata sulla cartografia GIS della
vegetazione arborea [fonte: Piano Forestale Cantonale, 2007], pubblicata dal Dipartimento
del territorio – Sezione forestale del Canton Ticino (cfr. Figura 5). La cartografia cantonale
permette per ogni punto del bosco cantonale di definire a che essenza esso appartiene; è
26/101
inoltre possibile associare ogni essenza alle categorie “conifera” e “latifoglie”, come mostrato
in Tabella 20 e in Figura 6.
Tabella 20 Classificazione delle essenze del bosco, secondo quanto definito dalla cartografia GIS
della vegetazione arborea elaborata a livello cantonale.
Classificazione
secondo la carta della
vegetazione arborea
Conifere/Latifogli
e
Superficie
Boschiva [m2]
Superficie
Boschiva
[ha]
Percentuale
superficie
boschiva
Abete bianco
Conifere
168’278’750
16’827,88
14,60%
Abete rosso
Conifere
146’329’375
14’632,94
12,70%
Boschi misti –
Latifoglie
Latifoglie
257’165’625
25’716,56
22,32%
Bosco golenale
Latifoglie
43’643’750
4’364,375
3,79%
Bosco pioniere
Latifoglie
105’886’875
10’588,69
9,19%
Carpinello
(Carpino nero)
Castagno
Latifoglie
20’742’500
2’074,25
1,80%
Latifoglie
16’957’500
1’695,75
1,47%
Faggeta
Latifoglie
171’567’500
17’156,75
14,89%
Larice
Conifere
10’141’250
1’014,125
0,88%
Piantagioni
52’412’500
5’241,25
4,55%
Pinete
Bosco misto
(latifoglie/conifere)
Conifere
28’438’750
2’843,875
2,47%
Rovere
Latifoglie
130’686’250
13’068,63
11,34%
Totale Cantone Ticino
---
1’152’250’625
115’225,08
100,00%
Il totale dei boschi sul territorio cantonale ammonta dunque a circa 115'000 ettari. Si segnala
che l’inventario forestale nazionale pubblicato dal WSL stima una superficie totale di 122'100
ha di bosco [terzo inventario forestale NFI3, 2004-2006, www.lfi.ch]. Per la determinazione di
questo valore il WSL non utilizza la stessa metodologia utilizzata dal Cantone. L’allocazione
delle diverse categorie di boschi alle categorie generalizzate (conifere/latifoglie) non è
agevolato dalla presenza di categorie ambigue (Bosco golenale, bosco pioniere,
piantagioni), che rappresentano una parte considerevole della superficie forestale ticinese
(18%). Per questa ragione è stata creata la categoria “Bosco misto” che copre circa il 4%
della superficie boschiva ticinese. La stessa statistica fornitaci dal WSL segnala che nel
Canton Ticino circa il 35% dei boschi sono composti da conifere ed il 61% da latifoglie. Ciò
rispecchia a grandi linee quanto calcolato a partire dai dati cantonali (cfr. anche Tabella 21)
e consente di considerare corretto il raggruppamento (conifere/latifoglie) qui proposto.
27/101
Figura 5 La carta della vegetazione arborea del Cantone Ticino [fonte: Piano forestale cantonale].
28/101
Figura 6 Classificazione del bosco della Regione Malcantone nelle categorie “conifere”, “latifoglie” e
“bosco misto” [elaborazioni ISAAC basate sulla Carta della vegetazione arborea del Cantone Ticino].
2. Determinazione della superficie boschiva da investigare (ii)
Per il calcolo del potenziale energetico occorre definire gli ambiti spaziali ai quali è
ragionevole ipotizzare che i comuni ABM si riferiscano per l’approvvigionamento di legname.
A questo scopo, si sono ritenuti d’interesse i seguenti ambiti spaziali:
• la regione Malcantone (visione di ampio respiro della filiera bosco-legno-energia);
• i comuni di Bioggio, Manno, Agno, Alto Malcantone (in ragione della possibile
aggregazione tra Manno e Alto Malcantone), Aranno e Cademario (in ragione della
possibile aggregazione tra Bioggio, Aranno e Cademario);
• i soli comuni Agno, Bioggio e Manno.
29/101
Quale termine di riferimento, utile per verificare l’attendibilità delle stime ottenute dal modello
qui proposto a confronto con quelle fornite dal PEC e dal WSL, è stato considerato anche
l’intero territorio cantonale.
Tabella 21 Determinazione
(conifere/latifoglie/bosco misto).
Tipo di Bosco
della
superficie
Superficie Boschiva
[m2]
boschiva,
per
Superficie Boschiva
[ha]
categoria
di
essenza
Percentuale
superficie boschiva
Canton Ticino
Conifere
375'209’375
37’520
29,81%
Latifoglie
831’221’250
83’122
66,03%
Bosco misto
52’412’500
5’241
4,16%
1’258’843’125
125’884
100,00%
Totale
Regione Malcantone
Conifere
0
0
0,00%
Latifoglie
41'010’625
4’101
89,72%
Bosco misto
4'700’000
470
10,28%
45’710’625
4’571
100,00%
Totale
Alto Malcantone, Aranno, Cademario, Bioggio, Agno e Manno
Conifere
0
0
0,00%
Latifoglie
18`716`875
1’872
86.50%
3'754’375
375
13.50%
22`471`250
2’247
100,00%
Bosco misto
Totale
Bioggio, Agno, Manno
Conifere
0
0
0,00%
Latifoglie
3’570’000
357
85,87%
450’000
45
14,13%
4’020’000
402
100,00%
Bosco misto
Totale
3. Calcolo dell’accrescimento legnoso per essenza (iii)
Una volta calcolata la superficie di bosco da attribuire ad ogni categoria di bosco (conifere,
latifoglie, bosco misto) possiamo ricavarne la quantità di legno prodotto a partire
dall’accrescimento medio annuo corrispondente ad ogni essenza (accrescimento:
30/101
l'incremento in legno del fusto totale, inclusa la corteccia). A questo scopo abbiamo utilizzato
i dati forniti dall’NFI3, che individua valori medi specifici ad ogni Cantone ed ad ogni
categoria di essenza.
I valori forniti dall’NFI3 mostrano che, per ogni ettaro di superficie boscata, in Cantone Ticino
si registra un accrescimento teorico pari a
• 1.3 m3/anno ha di conifere
• 3.3 m3/anno ha di latifoglie,
per un totale di 4.6 m3/anno per ettaro di superficie boscata.
Tali valori sono definiti con riferimento ad una superficie boschiva ipotetica di un ettaro, in
cui conifere e latifoglie siano presenti nella stessa proporzione con cui sono presenti sul
territorio cantonale. E’ dunque necessario riscalare tali valori al fine di disporre di un indice di
accrescimento relativo a ettari di bosco costituiti da sole conifere o da sole latifoglie. A
questo scopo, si sono effettuate le considerazioni seguenti.
L’accrescimento complessivo sul territorio cantonale è stimabile a partire dalla superficie
boscata totale, che, secondo l’NFI3, è pari a 122'100 ettari:
• 1.3 [m3/anno ha] * 122’100 [ha] = 158'730 [m3/anno] di conifere;
• 3.3 [m3/anno ha] * 122’100 [ha] = 402'930 [m3/anno] di latifoglie.
L’NFI3 stima anche che i 122'100 ettari di bosco siano articolati come segue:
• 44'85016 ha di conifere;
• 77'250 ha di latifoglie.
Tenendo conto di tali valori, è possibile ricavare l’indice di accrescimento teorico per ettaro:
• conifere: 158'730 [m3/anno]/44'850 [ha] = 3.50 [m3/anno ha];
• latifoglie: 402'930 [m3/anno]/77'250 [ha] = 5.20 ]m3/anno ha].
L’accrescimento teorico del bosco misto viene stimato come valore medio
dell’accrescimento teorico stimato per conifere e latifoglie, pertanto pari a 4.40 m3/anno ha.
16
L’NFI3 stima anche la ripartizione tra boschi di conifere e di latifoglie come segue:
• 42'600 ha di conifere;
• 75'000 ha di latifoglie;
• 4'500 ettari di essenza non nota.
Si è ipotizzato che questi 4'500 ettari siano costituiti per metà da conifere (2'250 ettari) e per metà da
latifoglie (2'250 ettari).
31/101
Tabella 22 Stima dell’accrescimento annuo legnoso teorico [m3/anno].
Tipo di Bosco
Superficie Boschiva
[ha]
Accrescimento
teorico [m3/anno ha]
Accrescimento
teorico [m3/anno]
Canton Ticino
Conifere
37’520
3,50
131’323
Latifoglie
83’122
5,20
432’235
Bosco misto
5’241
4,40
23’062
125’884
4,70
586’620
Totale
Regione Malcantone
Conifere
0
3,50
0
Latifoglie
4’101
5,20
21’326
470
4,40
2’068
4’571
4,70
23’394
Bosco misto
Totale
Conifere
0
3,50
0
Latifoglie
1’872
5,20
9’733
375
4,40
1’652
2’247
4,70
11’385
Bosco misto
Totale
Conifere
0
3,50
0
Latifoglie
357
5,20
1’856
Bosco misto
45
4,40
198
402
4,70
2’054
Totale
4. Fattore di riduzione della mortalità del bosco (iv)
Una corretta stima dell’accrescimento, volta a non intaccare la provvigione esistente, in una
ottica di sfruttamento sostenibile del bosco, impone di tenere conto anche dei quantitativi di
legname perso a causa del naturale tasso di mortalità del bosco. L’NFI3 indica una mortalità
media di 1.01 m3/anno per ettaro, indistintamente dal tipo di bosco.
Si ritiene che circa il 50% dei volumi di bosco morto possano essere sfruttati per la
produzione di legname, mentre l’altro 50% debba rimanere in situ, per garantire le
funzionalità dell’ecosistema bosco. Se dunque si considera un fattore di mortalità pari al
50% di quello individuato dall’NFI3, si ottengono i seguenti valori di accrescimento netto per
categoria di essenza:
32/101
• conifere: 3.00 m3/anno ha,
• latifoglie: 4.70 m3/anno ha,
• bosco misto: 3.90 m3/anno ha.
Tabella 23 Stima dell’accrescimento netto [m3/anno] considerando solo 50% della mortalità.
Tipo di Bosco
Superficie Boschiva
[ha]
Perdita di legname a
causa di mortalità
[m3/anno ha]
Accrescimento netto
[m3/anno]
Canton Ticino
Conifere
37’520
0.50
112’375
Latifoglie
83’122
0.50
390’258
Bosco misto
5’241
0.50
20’415
125’884
0.50
523’048
Totale
Regione Malcantone
Conifere
0
0.50
0
Latifoglie
4’101
0.50
19’254
470
0.50
1’831
4’571
0.50
21’085
Bosco misto
Totale
Conifere
0
0.50
0
Latifoglie
1’872
0.50
8’788
375
0.50
1’462
2’247
0.50
10’250
Bosco misto
Totale
Conifere
0
0.50
0
Latifoglie
357
0.50
1676
Bosco misto
45
0.50
175
402
0.50
1’851
Totale
5. Fattori di riduzione dello sfruttamento (v)
I tre principali fattori di riduzione dello sfruttamento dell’accrescimento legno considerati
sono da ricondurre all’influenza:
•
del bosco privato,
33/101
•
•
del legname da opera,
delle condizioni del terreno e della presenza o meno di boschi di protezione.
Le metodologie utilizzate per la stima finale dell’accrescimento realisticamente sfruttabile
sono esplicitate qui di seguito.
a. Fattore di Riduzione Bosco Pubblico-Privato
Anche se in Ticino la maggior parte del bosco è in mani pubbliche (Patriziati, Comuni e
Cantone), un’importante superficie boschiva (21.2%) è di proprietà privata [fonte: WSL,
NFI3]. Vista la frammentazione di queste superfici sul territorio e l’interesse relativamente
basso che i proprietari privati sembrano avere per la produzione di legname, adottando un
approccio cautelativo, i quantitativi prodotti da superfici boschive di proprietà privata sono
stati considerati come solo parzialmente (50%) sfruttabili.
A causa della mancanza di un’informazione puntuale per quanto concerne questo
fenomeno, una sua generalizzazione su grandi porzioni del territorio ticinese è stata
necessaria. La sola informazione che ci permette di stabilire la percentuale di bosco
pubblico e rispettivamente privato sul territorio è quella fornitaci dalla Carta Forestale del
Canton Ticino [Fonte: Carta Forestale del Canton Ticino, Sezione forestale cantonale, 1985].
L’informazione contenuta in questo documento ci permette di stimare le varie percentuali sui
sette circondari forestali presenti sul territorio cantonale nel 1985 (cfr. Figura 7). Per questa
ragione l’accrescimento legnoso stimato nel paragrafo precedente è stato omogeneamente
ridotto per tutte le essenze considerate (latifoglie, conifere e bosco misto) secondo le
percentuali mostrate nella Tabella 24.
Tabella 24 Percentuale di riduzione dell’accrescimento legnoso dovuto al la presenza di bosco
privato (il bosco privato è considerato come sfruttabile solo per il 50%).
Circondario 1
Circondario 2
Circondario 3
Circondario 4
Circondario 5
Circondario 6
Circondario 7
Bosco
Totale [ha]
Bosco
Pubblico [%]
Bosco
Privato [%]
Percentuale di riduzione
dell'accrescimento legnoso [%]
12’295
26’597
20’149
28’183
11’548
14’584
28’767
92,20%
93,70%
67,57%
83,09%
57,80%
41,96%
89,99%
7,80%
6,30%
32,43%
16,91%
42,20%
58,04%
10,01%
3,90%
3,15%
16,21%
8,46%
21,10%
29,02%
5,00%
Come si può notare dalla Figura 7 tre comuni investigati così come tutta la regione
Malcantone fanno parte del circondario 6. Di conseguenza è stata introdotta una riduzione
dell’accrescimento legnoso del 29,02%, dovuta alla presenza di 8464 ha di bosco privato
[58,04% della superficie boscata].
34/101
Figura 7 Distribuzione dei circondari forestali del Canton Ticino nel 1985.
b. Rapporto Legno energia-Legno d’opera
Attualmente si considera che la legna utilizzata nel Canton Ticino sia pari a 65'000 m3/anno
(il che rappresenta 12% dell’accrescimento annuale calcolato), di cui circa 55'000 m3 sono
latifoglie e 10’000 m3 sono conifere [Fonte: Relazione annuale 2009, Sezione forestale
Cantone Ticino e PEC]. Vi è tuttavia da considerare come non tutta la legna sia utilizzata
come legna da ardere. Una parte viene infatti utilizzata per la produzione di legname
d’opera. Secondo la Sezione forestale [comunicazione orale]
35/101
‐
‐
per le latifoglie circa il 25% (14'000 m3) delle attuali utilizzazioni legnose annue viene
usato quale legname da opera e il restante 75% (41'000 m3) è usato come legno
energia;
per le conifere, circa il 70% (7’000 m3) delle attuali utilizzazioni legnose annue viene
usato come legname da opera e il restante 30% (3’000 m3) è utilizzato come legno
energia.
Si può ipotizzare che per il futuro queste proporzioni possano rimanere costanti, poiché un
aumento dell’utilizzazione legnosa troverebbe comunque sbocco sui mercati esteri, che già
oggi costituiscono il principale sbocco per il legname ticinese.
30%
Figura 8 Proporzione tra legname d’opera e legno energia.
c. Influenza delle condizioni del terreno, della disponibilità di infrastrutture
e dei boschi di protezione
Il solo calcolo del potenziale di legno energia presente sul territorio non dà un’immagine
realistica della situazione. A causa della situazione morfologica del terreno o della
mancanza di accessibilità è infatti possibile che un’importante fonte di legno energia non
possa essere sfruttata. Al fine di considerare questo parametro si è utilizzata la “Carta delle
condizioni di raccolta del legname” pubblicata dal Dipartimento del territorio del Canton
Ticino [Piano Forestale Cantonale, 2007] e riportata in Figura 9.
36/101
Figura 9 Carta delle condizioni di raccolta del legname [fonte: Piano Forestale Cantonale, 2007].
Questa carta caratterizza le condizioni di raccolta del legname utilizzando tre diversi
parametri (pendenza, volume medio, distanza d’esbosco) e associa ad ogni categoria un
costo per l’estrazione della legna. Abbiamo considerato che i boschi appartenenti alle prime
due categorie (“Favorevole “ e “Abbastanza favorevole”, fino ad un costo di 110 CHF/m3)
possano essere interamente sfruttati e che la loro localizzazione non comporti alcun
ostacolo per il loro sfruttamento. Per quanto concerne la categoria “Poco favorevole” (110 –
126.5 CHF/m3), l’utilizzo della legna è parzialmente condizionato dalla morfologia del
terreno, che ne rende più costoso lo sfruttamento e quindi poco appetibile dal punto di vista
economico. Questo risulta in una diminuzione della percentuale di utilizzo
dell’accrescimento, che stimiamo pari al 50%. Le categorie aventi un costo di estrazione più
elevato di 126.5 CHF/m3 (“Lievemente sfavorevole”, “Sfavorevole” e “Molto sfavorevole”) non
37/101
sono infine ritenute economicamente interessanti per uno sfruttamento: la percentuale di
accrescimento realisticamente estraibile è stata considerata nulla.
Tuttavia questo non è il solo parametro che influenza lo sfruttamento del bosco ticinese. La
situazione geomorfologica del territorio sud alpino comporta parecchi rischi dovuti a
catastrofi naturali come slavine e frane. Al fine di ridurre questi rischi, anche i boschi
vengono utilizzati per proteggere la popolazione e le relative infrastrutture. Per raggiungere
questo scopo i boschi devono essere costantemente mantenuti, anche nel caso in cui ciò
non sia economicamente vantaggioso. Per questa ragione consideriamo che le zone
boschive appartenenti alle zone di protezione possano essere interamente sfruttate per la
produzione di legno energia e legname d’opera, indipendentemente dal costo di
sfruttamento.
L’integrazione di quest’ultimo parametro è stata possibile grazie alla mappa dei boschi con
particolare funzione protettiva (boschi di protezione) fornita dal Cantone [Piano Forestale
Cantonale, 2007], che ci permette per ogni punto di definirne l’appartenenza o meno ad una
zona di protezione (cfr. Figura 10).
Tabella 25 Percentuale dell’accrescimento realisticamente estraibile in base al costo d’estrazione e
alla tipologia di bosco.
Categoria
Favorevole
Abbastanza
Favorevole
Poco Favorevole
Lievemente
Favorevole
Sfavorevole
Molto Sfavorevole
Costo d'estrazione
[CHF/m3]
36,90-95,50
95,50-110,00
Percentuale accrescimento
realisticamente estraibile [%]
100,00%
100,00%
110,00-126,50
126,50-152,00
50,00%
0,00%
152,00-200,00
> 200,00
0,00%
0,00%
---
100,00%
Bosco di protezione
38/101
Figura 10 Boschi con particolare funzione protettiva [fonte : Piano Forestale Cantonale, 2007].
Applicando le percentuali descritte in questo paragrafo agli accrescimenti netti riportati in
Tabella 13, possiamo estrarre un quantitativo di accrescimento realisticamente sfruttabile
(cfr. Tavola 6).
39/101
Tabella 26 Accrescimento realisticamente estraibile [m3/anno].
Tipo di Bosco
Accrescimento realisticamente sfruttabile
[m3/anno]
Canton Ticino
Conifere
12’867
Latifoglie
98’819
6’086
Bosco misto
117’773
Totale
Regione Malcantone
Conifere
0
Latifoglie
4’894
560
Bosco misto
5’454
Totale
Conifere
0
Latifoglie
2’031
475
Bosco misto
2’506
Totale
Conifere
0
Latifoglie
556
56
Bosco misto
Totale
6.
612
Resa energetica del legname (vi)
Una volta calcolato il volume di legname realisticamente disponibile, si può definire il
potenziale energetico che questi volumi possono fornire. Per questo scopo vengono utilizzati
gli indici utilizzati nel Piano Energetico Cantonale (PEC), secondo i quali
•
il legname delle conifere ha una resa energetica di 2 MWh/m3
•
Il legname delle latifoglie ha una resa energetica superiore, pari a 2.8 MWh/m3.
Al bosco misto viene infine attribuita una resa energetica media di 2.4 MWh/m3.
40/101
Tabella 27 Potenziale energetico del legno realisticamente sfruttabile [m3/anno].
Tipo di Bosco
Resa Energetica
[MWh/m3]
Potenziale Energetico [MWh/anno]
Canton Ticino
Conifere
2.0
25’735
Latifoglie
2.8
276’694
Bosco misto
2.4
14’608
---
317’037
Totale
Regione Malcantone
Conifere
2.0
0
Latifoglie
2.8
13’702
Bosco misto
2.4
1’345
---
15’047
Totale
Conifere
2.0
0
Latifoglie
2.8
5’687
Bosco misto
2.4
1’140
---
6’827
Totale
Conifere
2.0
0
Latifoglie
2.8
1’557
Bosco misto
2.4
133
---
1’690
Totale
41/101
Allegato 6
Modello di stima del potenziale del calore ambiente – acque
sotterranee
Il potenziale di sfruttamento delle acque sotterranee a fini termici viene stimato secondo i
seguenti passaggi:
• analisi della composizione del sottosuolo dal punto di vista geologico ed
idrogeologico;
• prima classificazione del territorio ABM in relazione all’idoneità a sfruttare le acque
sotterranee a fini termici;
• stima dei quantitativi idrici utilizzabili senza creare alterazioni permanenti alla falda;
• confronto con le caratteristiche del sistema insediativo e la densità territoriale
dell’edificato.
Le valutazioni proposte in questo documento sono state sviluppate con la collaborazione di
SUPSI – DACD – IST (Istituto di Scienze della Terra, geol. Sebastian Pera), che si è
appoggiato a cartografia geologica ed idrogeologica e a specifica documentazione
stratigrafica disponibile presso IST relativa ai pozzi e ai sondaggi geologici effettuati sul
territorio ABM (banca dati GESPOS).
1. Inquadramento geologico
La valle del Vedeggio ha un’orientamento Nord – Sud, estendendosi per una lunghezza di
15 chilometri dal Lago di Lugano fino a Soresina. La sua origine è glaciale, come
evidenziato anche dal tipico profilo a forma di “U”, con pendii ripidi talvolta coperti da
materiali morenici. Nella sua parte bassa, il fondo roccioso si trova ad una quota pari a 0,
con le maggiori profondità localizzate verso la sponda destra all’altezza di Bioggio e nella
parte centrale della valle verso Agno.
Attraverso indagini geofisiche (sismica e geoelettrica) e stratigrafie di pozzi e sondaggi
presenti nella banca dati GESPOS dell’IST, è stato possibile stabilire la composizione del
materiale di riempimento della valle. A partire dal Piano Campagna troviamo:
• copertura di materiale poco permeabile, costituito da humus, sabbia con contenuto
variabile di limo. Localmente si presentano anche strati di limo. Lo spessore di questo
livello oscilla fra 0.5 e 3 metri. La zona di minima copertura corrisponde alle aree di
divagazione del vecchio Vedeggio, quelle di massima a meandri abbandonati;
• ghiaia alluvionale recente, con uno spessore variabile fra 10 e 20 metri. Lo spessore di
queste ghiaie si riduce verso Agno in corrispondenza con il Lago di Lugano e verso la
conoide alluvionale di Bioggio;
• sabbie con intercalazioni di ghiaie sabbiose-limose e limi sabbiosi – ghiaiosi la cui
granulometria si riduce all’aumentare la profondità. Questi depositi si estendono fino ad
una profondità di circa 40 – 60 metri, e corrispondono a un ambiente di sedimentazione
fluvio glaciale e fluvio deltizio;
• sabbie, limi e sabbie limose argillose, localmente varvate indicando un ambiente di
deposizione di tipo lacustre o glacio – lacustre. Questi depositi si estendono fino al fondo
roccioso, localizzato ad una profondità media di 200 metri.
42/101
La valle del Vedeggio, nell’area dei Comuni interessati, presenta un riempimento di
materiale prevalentemente sabbioso ghiaioso, con presenza subordinata di limi, come
risultato dell’azione di trasporto e del successivo scioglimento dei ghiacciai. Lo spessore
totale dei sedimenti che riempiono la valle può essere valutato fra 250 e 300 metri.
Schematicamente può essere diviso in tre unità che presentano una certa uniformità nella
composizione sedimentologica: sedimenti lacustri varvati, sopra il substrato roccioso, coperti
da sabbie di origine fluvio deltizio, e infine ghiaie alluvionali da conoide e fluviali recenti.
2. Inquadramento idrogeologico
Dal punto di vista idrogeologico, i materiali che riempiono la valle del Vedeggio alloggiano un
acquifero di tipo libero. Il deflusso avviene da nord verso sud, con il lago di Lugano come
livello di base, con un gradiente idraulico medio di 0.008. La permeabilità dei depositi è stata
misurata mediante prove di pompaggio realizzate in diversi sondaggi ed oscilla fra 1*10-5 e
4*10-3 m/s. I depositi più permeabili sono le ghiaie che corrispondono ad alluvioni recenti,
subordinatamente anche le sabbie con intercalazioni di ghiaie sabbiose-siltose e silt sabbiosi
– ghiaiosi proprietà acquifere. La permeabilità diminuisce da Nord verso Sud all’avvicinarsi al
Lago di Lugano, dovuto alla scomparsa quasi totale delle ghiaie e all’aumento del materiale
fine. La soggiaccenza rispetto al piano campagna diminuisce all’avvicinarsi al Lago di
Lugano, da circa 4 metri nella parte nord della valle fino a 2 metri circa in riva al lago.
3. Prima delimitazione delle zone idonee
La possibilità di sfruttare economicamente le acque sotterranee a scopo termico dipende
dalla presenza di acquiferi produttivi, vicini alla superficie e alle zone in cui si concentra la
domanda energetica. Da questo punto di vista, l’area analizzata può essere suddivisa
secondo criteri morfologici – idrogeologici, in relazione alla loro idoneità allo sfruttamento
termico (cfr. Figura 11):
• aree soggette a vincoli derivati dalla protezione delle acque potabili: lo sfruttamento
delle acque sotterranee è vietato. Dal punto di vista idrogeologico queste aree
sarebbero idonee per la captazione dell’acqua, tuttavia lo sfruttamento termico è
vietato in quanto la protezione della captazione ad uso potabile prevale ed è
assicurata attraverso le zone di protezione delle acque (cfr. scheda informativa 5
“Calore ambientale”, paragrafo “Criteri”). In questo ambito sono infatti localizzati due
pozzi per il prelievo di acqua potabile, gestiti da AIL (pozzo di Manno e pozzo di
Bioggio);
• depositi di fondovalle della parte terminale del Vedeggio: sfavorevoli allo sfruttamento
delle acque sotterranee. Questi depositi presentano uno scarso potenziale dal punto
di vista dello sfruttamento termico, poiché la presenza di materiale fine riduce la
permeabilità del materiale e potrebbe di conseguenza rendere difficile lo stabilimento
di una captazione efficiente e la reimmissione nell’acquifero dell’acqua prelevata;
• rilievi rocciosi: potenziale nullo. Queste aree non hanno potenziale per lo
sfruttamento termico delle acque sotterranee, in quanto non ci sono acquiferi
presenti. Localmente le rocce cristalline possono sviluppare permeabilità secondaria
dovuta alla presenza di fratture e dare origine a sorgenti ed altre manifestazioni,
generalmente tuttavia si tratta di fenomeni di poca importanza;
43/101
•
•
•
conoidi alluvionali della sponda destra del Vedeggio: favorevoli allo sfruttamento
delle acque sotterranee. Queste formazioni presentano buon potenziale per lo
sfruttamento termico. In generale si tratta di ghiaie e sabbie pulite con buona
permeabilità. La possibilità di sfruttare queste formazioni è legata all’effettiva
presenza di una falda al loro interno e alla profondità della stessa rispetto al piano
campagna;
aree di transizione tra i conoidi alluvionali e i rilievi rocciosi: in assenza di un modello
dettagliato, non è possibile stabilire a quale tipologia geologica l’ambito appartenga;
a titolo cautelativo tali aree sono interpretate come “non idonee” allo sfruttamento
delle acque sotterranee;
aree idonee per lo sfruttamento delle acque sotterranee ad uso termico: molto
favorevoli allo sfruttamento delle acque sotterranee. Queste aree presentano
acquiferi di buona permeabilità, vicini alla superficie, pertanto sia la captazione che la
re-immissione nell’acquifero dell’acqua prelevata non presentano difficoltà particolari.
44/101
Figura 11 Classificazione del territorio ABM in relazione alle possibilità di sfruttamento termico delle
acque sotterranee.
45/101
4. Stima dei quantitativi idrici disponibili (bilancio idrologico)
Uno studio condotto nel 1994 nell’ambito delle analisi per l’apertura di un nuovo pozzo a
scopo potabile a Bioggio [Modello matematico della falda del Vedeggio tra Gravesano e
Agno, Istituto geologico e idrologico cantonale, 1994], ha evidenziato esplicitamente il
contributo del fiume Vedeggio all’alimentazione della falda sotterranea.
Il modello matematico di simulazione che è stato ricostruito in quell’occasione (cfr. Figura 12
per i confini dell’area di studio) ha infatti mostrato che:
• in condizioni “naturali”, cioè in assenza di prelievi antropici, si registra un bilancio positivo
sul sistema idrogeologico, con una portata netta complessiva pari a 25 l/s;
• aggiungendo un prelievo puntuale fino a 300 l/s, il bilancio rimane stabile, con una portata
netta sempre pari a 25 l/s;
• il bilancio inizia a diventare negativo a partire da un prelievo di 400 l/s, per risultare pari a
-35 l/s in corrispondenza di un prelievo di 500 l/s.
Ciò significa che il Vedeggio riesce a compensare il prelievo dai pozzi, senza influire sul
bilancio idrologico della falda, finché il prelievo rimane nell’ordine dei 400 l/s. Per prelievi
superiori, la compensazione da parte del Vedeggio non è più sufficiente e il modello simula
una riduzione delle portate disponibili in falda.
A titolo di riferimento, si consideri che oggi le concessioni per il prelievo idrico dai pozzi AIL,
localizzati a Bioggio e Manno nei punti riportati in Figura 9, sono pari a
• 400 l/s per il pozzo di Bioggio,
• 600 l/s per il pozzo di Manno,
• con il vincolo di non sfruttare più di 600 l/s contemporaneamente dai pozzi.
Vi sono inoltre numerosi altre concessioni a scopo industriale e, in minima parte, termico,
come mostra la Figura 13. Si segnala in proposito che sul territorio ABM sono localizzati due
pozzi in passato utilizzati per il prelievo di acqua a scopo potabile e ora non più in funzione
(pozzo di Agno-Muzzano e pozzo di Bioggio Strecce, cfr. Figura 15). In particolare, il pozzo
di Bioggio Strecce, localizzato nei pressi dell’area di progetto per l’impianto Kompogas, è
chiuso da circa venti anni, tuttavia tutti gli impianti di sollevamento sono ancora in buone
condizioni e potrebbero quindi essere utilizzati senza necessità di grandi interventi strutturali.
Il fatto che il Vedeggio interagisca con la falda, compensando i prelievi, deve essere tenuto
in adeguata considerazione: un aumento dei prelievi dalla falda produce dunque alterazioni
del bilancio idrologico non solo delle acque sotterranee ma anche delle acque superficiali.
La domanda di concessione di nuovi prelievi dalla falda a scopo termico, in particolare se di
portata elevata, sarà dunque sottoposta a valutazioni a livello cantonale che terranno conto
degli effetti complessivi sul bilancio idrologico del sistema.
A questo scopo, l’ideale sarebbe ricostruire il modello idrologico del territorio ABM e
simulare l’effetto dei prelievi. Non vi sono le risorse, tuttavia, nell’ambito del PECo ABM, per
ricostruire il modello degli scambi tra la falda e le acque superficiali. In questa sede è
pertanto unicamente possibile effettuare valutazioni di tipo qualitativo.
In particolare, si propongono le seguenti considerazioni:
• il prelievo a scopo termico non dovrebbe entrare in conflitto in termini massicci con il
prelievo a scopo potabile: la domanda di acqua potabile è infatti maggiore nei mesi
estivi, mentre la domanda di acqua a scopo termico è maggiore nei mesi invernali;
46/101
•
•
l’acquifero sotterraneo si ricarica principalmente in primavera e in autunno:
considerando la dinamica temporale del bilancio idrologico, il prelievo a scopo
termico nei mesi invernali potrebbe essere meglio tollerato dall’acquifero, così come
dal fiume Vedeggio;
l’autorizzazione al prelievo idrico a scopo termico può essere concessa solo a
condizione di re-immissione in falda: ciò permette, in linea teorica, di poter sfruttare
più volte lo stesso quantitativo idrico. È tuttavia da considerare che
o la re-immissione in falda di quantità idriche elevate richiede l’utilizzo di grandi
superfici (trincee) e non può essere effettuata mediante singoli pozzi;
o la re-immissione in falda di portate ridotte, sufficienti per il fabbisogno termico
di case mono-famigliari, può essere effettuata molto più facilmente, attraverso
un pozzo di immissione e prelievo; è tuttavia da rilevare che proprio le case
mono-famigliari potebbero rivelarsi le meno propense a una conversione
all’uso delle acque sotterranee, in quanto la costruzione del pozzo filtrante è
comunque onerosa dal punto di vista finanziario;
o vi è l’obbligo di non aumentare la temperatura dell’acqua di falda di più di 3
°C, se non in un raggio di 100 metri dal punto di prelievo.
In questo quadro, a titolo di prima indicazione, da sottoporre a valutazioni e verifiche puntuali
attraverso un apposito modello idrologico, si ritiene che sia possibile introdurre nuovi
prelievi a scopo termico per portate complessivamente non superiori 25 l/s, con obbligo di
re-immissione in falda.
Valori più elevati sono teoricamente possibili ma occorre valutarne (e accettarne) gli effetti
attraverso simulazioni basate su un modello idrologico dell’area.
Il valore di 25 l/s coincide indicativamente con la portata di concessione che era attribuita al
pozzo a scopo potabile Bioggio Strecce, in disuso da circa venti anni (26.67 l/s).
Una valutazione specifica potrebbe aiutare nell’indicare se sia da preferire un prelievo in
pochi punti di quantitativi comparabili con quelli di Bioggio Strecce o se sia da preferire uno
sfruttamento distribuito sul territorio, con un numero maggiore di punti di prelievo per portate
minori.
Sempre a titolo di prima indicazione, si ritiene che il prelievo e la successiva re-immissione
in falda di questi 25 l/s possa essere al massimo effettuato per quattro volte (stima di tipo
cautelativo). La portata che complessivamente potrebbe essere prelevata dalle acque
sotterranee a scopo termico è dunque indicativamente pari a 100 l/s.
47/101
Pozzo Manno
Pozzo Bioggio
Figura 12 L’area considerata dal modello di simulazione del bilancio idrologico [fonte: Modello
matematico della falda del Vedeggio tra Gravesano e Agno, Istituto geologico e idrologico cantonale,
1994].
48/101
Figura 13 I pozzi di captazione dell’acqua di falda oggi attivi sul territorio ABM [fonte: Banca dati
GESPOS, SUPSI-DACD-IST].
49/101
Figura 14 I due pozzi di approvvigionamento idrico a scopo potabile gestiti da AIL [fonte : Banca dati
GESPOS, SUPSI-DACD-IST].
Figura 15 I pozzi di captazione dell’acqua di falda non più attivi localizzati sul territorio di Bioggio e
Agno-Muzzano (evidenziati con un cerchio rosso) [fonte: Banca dati GESPOS, SUPSI-DACD-IST].
50/101
5. Potenziale di produzione energetica
La temperatura media delle acque sotterranee oscilla intorno agli 11°C lungo tutto il corso
dell’anno, come mostrano i dati rilevati da AIL presso due pozzi di misura a Manno, mostrati
in Figura 16.
Figura 16 Andamento della temperatura delle acque sotterranee, rilevata da AIL presso due pozzi di
misura, posti rispettivamente alle seguenti coordinate (X, Y; H s.l.m., misurata in metri): pozzo 1
[715116, 098467, 297.19], pozzo 2 [715020, 098505, 298.74] [fonte: AIL, settore acque].
51/101
In queste condizioni medie, la portata necessaria per ogni kW di fabbisogno termico è
normalmente compresa tra i 150 l/h e i 200 l/h [fonte: “Pompe di calore, Progettazione,
Ottimizzazione, Esercizio, Manutenzione”, UFE (2008)].
Se si considera dunque
•
•
una portata idrica prelevabile pari al massimo a 100 l/s (25 l/s prelevati e re-immessi
in falda per un massimo di quattro volte),
un numero di ore di funzionamento pari a 1'500 ore/anno (periodo di riscaldamento),
si può stimare che lo sfruttamento delle acque sotterranee renderebbe possibile coprire un
fabbisogno termico compreso tra 2'700 e 3'600 MWh/anno.
6. Confronto con le caratteristiche del sistema insediativo
Per poter giudicare i numeri così ricavati, è possibile effettuare un confronto con il
fabbisogno di energia termica espresso dalle zone classificate in Figura 11 come
“Favorevole” al prelievo di acqua di falda. Si effettua cioè una valutazione quantitativa del
“potenziale di conversione degli edifici esistenti all’utilizzo di acqua di falda a scopo termico”.
A titolo cautelativo, non si considerano gli edifici di natura artigianale e industriale, in quanto
frequentemente necessitano di calore ad alta temperatura, per la produzione del quale le
pompe di calore non sono idonee (opererebbero con bassi rendimenti di conversione
energetica).
La Tabella 28 riporta dunque il fabbisogno di energia termica espresso attualmente dagli
edifici esistenti di natura residenziale, per commercio e per servizi localizzati nell’area
favorevole al prelievo dell’acqua di falda ad uso termico, mentre la Figura 17 ne mostra la
localizzazione territoriale.
Tabella 28 Stima del fabbisogno termico annui degli edifici residenziali, per commercio e servizi
localizzati all’interno dell’area favorevole allo sfruttamento dell’acqua di falda a scopo termico
[MWh/anno]. Gli edifici sono classificati in base al vettore energetico attualmente utilizzato per il
riscaldamento.
[MWh/anno] Edificio ad una abitazione Edificio a due o più abitazioni Edifici per commercio e servizi Informazione non disponibile Totale Teleriscal
damento Elettricità Gas Legna Olio da riscaldame
nto Pompa di calore Totale 16 908 2'594 87 5'943 612 10'159 22 393 1'416 12 8'110 133 10'085 0 0 6'264 0 6'666 727 13'657 0 22 40 433 87 7'768 4 16 166 14'941 0 860 297 24'040 Rapporto tecnico PECo ABM (allegati).doc
52/101
Figura 17 Gli edifici residenziali, per commercio e servizi localizzati all’interno delle aree favorevoli
allo sfruttamento delle acque sotterranee a scopo termico.
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Si ritiene ragionevole l’ipotesi che, di tutti questi edifici, solo quelli attualmente riscaldati a
olio siano interessati a passare, nel medio periodo, all’acqua di falda.
Per gli edifici riscaldati con altri vettori energetici, in particolare il gas e l’energia elettrica, si
ritiene invece poco plausibile una conversione all’acqua di falda:
• per il gas, poiché è comunque visto come un vettore di transizione, sul quale si può
fare affidamento per alcuni decenni;
• per l’energia elettrica, perché gli investimenti necessari per realizzare gli impianti di
distribuzione del calore all’interno degli edifici sono onerosi. È dunque più probabile
che, una volta realizzato il sistema di distribuzione del calore, i proprietari
preferiscano sfruttare il calore ambientale contenuto nell’aria, attraverso pompe di
calore aria-acqua, poiché questo consente di evitare i costi di installazione dei pozzi
per il prelievo dell’acqua di falda.
E’ inoltre plausibile ritenere che le abitazioni mono-famigliari esistenti siano poco propense a
sostituire il proprio impianto di riscaldamento a legna o ad elettricità con un impianto
alimentato con acqua di falda, a causa degli elevati costi di conversione17.
Considerando dunque gli edifici localizzati nelle aree favorevoli all’utilizzo delle acque di
falda, appartenenti alle categorie
• edifici residenziali (esclusi gli edifici ad una abitazione) riscaldati a olio combustibile,
•
edifici per uffici o per il commercio riscaldati a olio combustibile,
si ottiene un fabbisogno termico complessivo pari 14'776 MWh/anno, articolato come
mostrato in Tabella 29.
Tabella 29 Il fabbisogno di energia termica espresso dagli edifici esistenti più idonei all’utilizzo delle
acque sotterranee.
Olio da
riscaldamento
[MWh/anno]
Edifici residenziali (esclusi gli edifici ad una
abitazione)
8’110
Edifici per uffici o per il commercio
6’666
Totale
14’776
Considerando che il potenziale stimato al Par. 4 è compreso tra 2'700 e 3'600 MWh/anno, il
ricorso alle acque sotterranee potrebbe consentire di soddisfare tra il 20 e il 25% del
fabbisogno termico espresso dagli edifici individuati come “potenzialmente più idonei” allo
sfruttamento delle acque sotterranee.
17
Tali difficoltà non riguardano l’installazione di pozzi per il prelievo dell’acqua di falda in abitazioni
mono-famigliari di nuova costruzione ma sono unicamente legate al costo di conversione degli
impianti di riscaldamento nelle abitazioni mono-famigliari esistenti.
54/101
Figura 18 Gli edifici residenziali, per commercio e servizi esistenti che potrebbero convertirsi
all’utilizzo delle acque sotterranee a scopo termico.
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Allegato 7
Modello di stima del potenziale del calore ambiente – sottosuolo
L’individuazione del potenziale di sfruttamento dell’energia contenuta nel sottosuolo è
effettuata secondo i seguenti passaggi:
• delimitazione delle aree in cui l’installazione di sonde geotermiche non è preclusa per
motivi di tutela delle acque sotterranee;
• stima del fabbisogno energetico espresso dagli edifici esistenti situati in tali aree;
• individuazione delle categorie di edificato che hanno maggiori probabilità di convertire il
proprio sistema di riscaldamento alla geotermia (sonde geotermiche).
1. Delimitazione delle aree idonee alla posa di sonde geotermiche
Le prescrizioni di tutela delle acque sotterranee definite nella legislazione vigente (cfr.
Scheda informativa 5 Calore ambientale, paragrafo “Criteri”) consentono di individuare due
tipologie di ambiti di protezione, rappresentati in Figura 19:
•
•
ambiti di protezione delle acque sotterranee (Au): indicano la presenza di una falda
freatica di acqua potabile. In linea di massima, l’installazione di sonde geotermiche è
permessa solo in zone marginali agli ambiti stessi e già edificate. Pali energetici e
serpentine devono invece essere costruiti sopra la falda. Il rilascio dell’autorizzazione
all’impianto si basa comunque su valutazioni effettuate caso per caso;
ambiti di protezione dell’acqua potabile (Area, S1, S2, S3): indicano l’esistenza di
captazioni delle acque ad uso potabile o luoghi in cui tali captazioni sono pianificate.
In questi ambiti è vietata l’installazione di sonde geotermiche.
All’esterno di tali ambiti, è consentita l’installazione di sonde geotermiche.
Il Cantone Ticino non si è dotato di una procedura ufficiale e legalmente vincolante per il
rilascio delle autorizzazioni negli ambiti Au, effettuando valutazioni caso per caso, sulla base
della documentazione geologico-tecnica presentata all’atto della richiesta di autorizzazione
(verifica puntuali delle eventuali interazioni con la falda) e della presenza di altri impianti in
zona (stima dell’effetto di cumulo sulla falda freatica). Il Cantone dispone tuttavia di una
cartografia indicativa, alla quale si appoggia nel corso di queste valutazioni: le zone interne
agli ambiti Au in cui è più probabile che sia concessa l’autorizzazione alla posa di sonde
geotermiche sono quelle evidenziate in colore verde semitrasparente in Figura 19. Si può
quindi ritenere che negli altri ambiti inclusi in zona di protezione delle acque sotterranee
l’autorizzazione sia negata o comunque concessa con maggiore difficoltà.
Nel complesso la Figura 20 evidenzia in colore verde le aree idonee all’installazione di
sonde geotermiche.
56/101
Figura 19 Gli ambiti di protezione delle acque sotterranee e delle acque potabili [fonte: SPAAS e
SUPSI-DACD-IST, elaborazione SUPSI-DACD-ISAAC].
57/101
Figura 20 Le aree idonee all’installazione di sonde geotermiche, rappresentate in verde [fonte:
SPAAS e SUPSI-DACD-IST, elaborazione SUPSI-DACD-ISAAC].
58/101
2. Stima del fabbisogno termico degli edifici ubicati nelle aree idonee
La determinazione quantitativa del potenziale di sfruttamento dell’energia dal sottosuolo
viene effettuata con riferimento agli edifici esistenti: non è infatti possibile in questa sede
definire il fabbisogno termico che caratterizzerà gli edifici che in futuro saranno realizzati sul
territorio ABM, poiché esso dipende sia dai piani regolatori vigenti sia dalle scelte relative
alla pianificazione dell’ambito Nuovo Polo Vedeggio. Si effettua pertanto una valutazione
quantitativa del “potenziale di conversione degli edifici esistenti alle sonde geotermiche”.
A questo scopo si considerano gli edifici esistenti localizzati nelle aree idonee
all’installazione di sonde geotermiche. A titolo cautelativo, non sono considerati gli edifici di
natura artigianale e industriale, in quanto frequentemente necessitano di calore ad alta
temperatura, per la produzione del quale le sonde geotermiche con pompa di calore non
sono idonee.
La Tabella 30 riporta dunque il fabbisogno di energia termica degli edifici a destinazione
residenziale, per commercio e per servizi, mentre la Figura 21 ne mostra la localizzazione.
Tabella 30 Il fabbisogno termico espresso dalle abitazioni e dagli edifici per commercio e servizi nelle
aree idonee all’installazione di sonde geotermiche [MWh/anno].
[MWh/anno] Edificio ad una abitazione Edificio a due abitazioni Edificio a tre o più abitazioni Edifici per il commercio Edifici per uffici Info non dispon. Totale Telerisc
aldam. Collettore Elettricità solare Gas Legna Olio da Pompa di riscaldam. calore Nessuna fonte energetica Totale 20 34 3'602 2'552 380 15'258 1'383 60 23'289 13 ‐ 820 550 41 6'161 286 ‐ 7'871 745 ‐ 616 2'722 50 16'063 411 ‐ 20'07 ‐ ‐ ‐ 1'707 ‐ 1'545 173 169 3'594 ‐ ‐ ‐ 3'826 ‐ 4'946 848 ‐ 7'887 ‐ ‐ 722 87 80 1'249 ‐ ‐ 2'139 778 34 5'760 11'445 551 46'586 3'100 229 68'483 Rapporto tecnico PECo ABM (allegati).doc
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Figura 21 Gli edifici residenziali e per commercio e servizi situati all’interno delle aree idonee
all’installazione di sonde geotermiche.
60/101
3. Analisi delle caratteristiche del sistema insediativo e stima del potenziale
Per individuare in termini quantitativi il potenziale di utilizzo del calore del sottosuolo a fini di
riscaldamento, si può fare l’ipotesi che gli edifici di tipo residenziale, per commercio o per
servizi oggi riscaldati con olio combustibile situati nelle aree idonee, si convertano all’utilizzo
di sonde geotermiche. Per gli edifici riscaldati con altri vettori energetici, in particolare il gas
e l’energia elettrica, si ritiene invece che la conversione alle sonde geotermiche, anche nel
medio-periodo, sia poco realistica:
• per quanto riguarda il gas, poiché è comunque visto come un vettore di transizione, sul
quale si può fare affidamento per alcuni decenni;
• per quanto riguarda l’energia elettrica, perché gli investimenti necessari per realizzare gli
impianti di distribuzione del calore all’interno degli edifici sono onerosi, risulta più
probabile che gli edifici che convertono il proprio impianto di riscaldamento sfruttino il
calore ambientale contenuto nell’aria, attraverso pompe di calore aria-acqua, poiché
questo consente di evitare i costi di installazione della sonda geotermica.
E’ inoltre plausibile ritenere che le abitazioni mono-famigliari esistenti siano poco propense a
sostituire il proprio impianto di riscaldamento a legna o ad elettricità con un impianto a sonda
geotermica, a causa degli elevati costi di conversione18: pertanto, a titolo cautelativo il
fabbisogno energetico espresso dagli edifici esistenti ad una abitazione non è considerato ai
fini della stima del potenziale.
Considerando dunque le seguenti categorie di edifici (cfr.Figura 22):
•
•
edifici residenziali (esclusi gli edifici ad una abitazione) riscaldati a olio combustibile,
edifici per uffici o per il commercio riscaldati a olio combustibile,
il potenziale realistico di conversione alle sonde geotermiche degli edifici esistenti è stimato
pari a 30'078 MWh/anno, articolati come mostrato in Tabella 31.
Tabella 31 Il potenziale di sfruttamento dell’energia dal sottosuolo (installazione di sonde
geotermiche), in relazione all’edificato esistente.
[MWh/anno]
Edifici residenziali (esclusi edifici ad una abitazione)
Edifici per uffici o per il commercio
Totale
Olio da
riscaldamento
22’224
7’854
30’078
Nel caso in cui l’installazione di sonde geotermiche per l’edificato esistente dovesse
diffondersi in termini significativi, non è da trascurare il pericolo che il sottosuolo si
18
Si specifica che tali difficoltà non riguardano l’installazione di sonde geotermiche in abitazioni
mono-famigliari di nuova costruzione ma sono unicamente legate al costo di conversione degli
impianti di riscaldamento nelle abitazioni mono-famigliari esistenti.
61/101
impoverisca, con una graduale diminuzione del calore che è in grado di rilasciare. Al fine di
evitare questo effetto, che a lungo andare potrebbe ripercuotersi sulle caratteristiche
chimico-batteriologiche del sottosuolo e della falda, occorre garantire che durante i mesi
estivi il terreno possa ricaricarsi del calore prelevato nei mesi invernali. A questo scopo,
potrebbero essere sfruttate tecniche di geo-cooling (cfr. Scheda informativa 5 “Calore
ambientale”), che consentono contemporaneamente la ricarica del calore nel sottosuolo e il
raffrescamento dell’edificio nei mesi estivi. Si tratta di tecniche che, allo stato attuale, sono di
particolare interesse per gli edifici di grandi dimensioni, di tipo amministrativo e commerciale,
poiché consentono un più rapido ritorno dell’investimento.
62/101
Figura 22 Gli edifici esistenti di tipo residenziale e per commercio e servizi per i quali è plausibile
l’installazione di sonde geotermiche.
63/101
Allegato 8
Modello di stima del potenziale di sfruttamento del Vedeggio a fini
di produzione idroelettrica
Per valutare il potenziale di produzione idroelettrica attraverso impianti ad acqua fluente
occorre considerare i valori di portata del Vedeggio e la presenza di salti idraulici.
L’approccio seguito consente di verificare la possibilità di sfruttamento di salti idraulici già
presenti nel fiume, o per conformazione naturale dell’alveo o per intervento antropico. Non
viene invece considerata la possibilità di costruirne di nuovi, che risulterebbero poco
convenienti dal punto di vista economico e maggiormente invasivi dal punto di vista
ambientale.
1. Individuazione della portata del fiume Vedeggio sul territorio ABM
Il fiume Vedeggio è attualmente sottoposto a un grande progetto di rifacimento dell’alveo, del
quale è ora in esecuzione il primo lotto, a partire dalla foce. Sono disponibili le sezioni
trasversali-tipo dell’alveo che saranno realizzate nel corso del progetto, mentre il profilo
longitudinale del fiume verrà ricostruito solo alla conclusione del progetto, indicativamente
nell’anno 2014.
Le valutazioni qui presentate non possono quindi tenere conto delle trasformazioni
indotte dal progetto in corso, che tuttavia si ritiene influiscano in modo trascurabile ai
fini della produzione energetica.
I dati di portata sono ricavabili dalla stazione di misura localizzata ad Agno, fino al 2008
gestita dal SUPSI – ISAAC – IST, ora gestita direttamente dall’UFAM. La posizione della
stazione è mostrata in Figura 24 mentre i dati di portata sono mostrati in Figura 23.
Figura 23 Andamento delle portate medie giornaliere del Vedeggio (linea continua) e curva di durata
delle portate (linea tratteggiata) registrate nel 2009 presso la stazione idrologica di Agno [fonte:
Hydrologische Grundlagen und Daten, UFAM].
64/101
Figura 24 La posizione della stazione di misura della portata nel fiume Vedeggio [fonte:
Sulla base di tali dati è possibile ricostruire la cosiddetta “curva delle durate”, esemplificata
in Figura 25, cioè una curva che mette in relazione la portata registrata nel fiume con il
numero di giorni in cui tale portata si è verificata. Le condizioni ideali per un impianto
idroelettrico sono quelle in cui la portata è elevata e sufficientemente continua nel tempo,
così da garantire una buona produzione, costante durante tutto l’anno. L’andamento
idrologico condiziona infatti in modo importante un impianto ad acqua fluente, che non può
godere del bacino di accumulazione per modulare nel tempo l’andamento delle portate.
Figura 25 Esempio di curva delle portate: sull’asse orizzontale sono riportati i giorni dell’anno e
sull’asse verticale le portate [Q, m3/s] [fonte: «Le choix, dimensionnement et les essais de réception
d’une mini-turbine», Office fédéral des questions conjoncturelles, 1995].
65/101
Per un primo rozzo dimensionamento di un ipotetico impianto idroelettrico, si può utilizzare
la curva di durata delle portate misurate ad Agno nel 2009 rappresentata in Figura 25 e
individuare il valore di portata che viene superato per un periodo di 60-120 giorni all’anno
[fonte: Guida pratica per la realizzazione di piccole centrali idrauliche, Programma federale
PACER, 1992].
La portata superata per 60-120 giorni all’anno è quella compresa nelle sezioni III e IV in
Figura 26. La curva di durata delle portate del Vedeggio è abbastanza piatta in
quell’intervallo, pertanto non si commette grande imprecisione se si considera in prima
approssimazione una portata pari a 5 m3/s (cfr. Figura 26).
5
Figura 26 Andamento delle portate medie giornaliere del Vedeggio (linea continua) e curva di durata
delle portate (linea tratteggiata) registrate nel 2009 presso la stazione idrologica di Agno [fonte:
2. Individuazione dei salti idraulici sul fiume Vedeggio sul territorio ABM
In mancanza di documentazione che rifletta le trasformazioni del profilo longitudinale del
fiume indotte dal progetto attualmente in corso sul Vedeggio, per una prima indicazione delle
caratteristiche del fondale ci si è riferiti ad un rilievo effettuato nel 1990, che ha mappato il
profilo longitudinale del fiume da Camignolo alla foce (fondo e pelo libero dell’acqua) (cfr.
Figura 27) e ad una verifica tramite fotografia aerea (Google maps).
Analizzando la fotografia e l’andamento del fondo rilevato nel 1990, si possono individuare i
salti idraulici evidenziati in Figura 28: nessuno di essi è situato in territorio ABM; uno è
tuttavia collocato in territorio di Muzzano, a poca distanza dal confine comunale di Agno,
come mostra la Figura 24. Si tratta di una briglia per il contenimento del trasporto dei detriti
solidi, di circa 40 cm di altezza.
66/101
Profilo del pelo libero dell’acqua
in condizioni di piena
Briglia
altezza circa 40 cm
Andamento fondale
rilievo anno 1990
Figura 27 L’andamento del fondo del Vedeggio nel tratto terminale, come rilevato nel 1990 (linea
tratteggiata) e nel 1975 (linea continua) dall’Ufficio federale di economia delle acque. I segni grafici
perpendicolari al fondo evidenziano la presenza di briglie o salti idraulici di origine antropica [fonte:
Ufficio dei corsi d’acqua del Cantone Ticino].
67/101
Figura 28 I salti idraulici localizzati lungo il fiume Vedeggio, nel suo tratto terminale, evidenziati con il
simbolo del puntaspilli.
Figura 29 Il salto idraulico rilevato nei pressi del territorio ABM, al confine con il territorio di Muzzano.
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3. Ipotesi di pre-dimensionamento di impianto
Per una prima indicazione in merito alla tipologia e al dimensionamento dell’impianto è
possibile appoggiarsi al diagramma che pone in relazione la portata idraulica (portata di
progetto) al salto idraulico disponibile ed evidenzia il campo di funzionamento delle diverse
tipologie di turbina idraulica (Figura 30).
Con un salto idraulico di soli 0.4 m, il diagramma mostra che le turbine di tipo tradizionale
non sono adatte: il salto idraulico minimo per poter avviare impianti di tipo tradizionale è pari
a 3 m.
Si è dunque presa in considerazione la possibilità di installare impianti micro-idroelettrici non
convenzionali, come ad esempio gli impianti a coclea idraulica (o vite idraulica). Questi
impianti sono infatti particolarmente adatti per salti e portate ridotte, e consentono di
installare potenze interessanti, con costi di installazione e manutenzione inferiori e minori
impatti ambientali (ingombro paesaggistico dell’impianto e soprattutto impatto sulla fauna
ittica). Con una portata di 5 m3/s e un salto di 40 cm, tuttavia, anche gli impianti a coclea
idraulica sono poco adatti, si troverebbero a lavorare al di sotto delle condizioni limite di
redditività (cfr. Figura 30).
Alla luce delle attuali informazioni circa la configurazione dell’alveo, dunque, non risulta
sensato avviare studi di fattibilità per impianti di produzione idroelettrica sul Vedeggio
– a meno di non ipotizzare la possibilità di intervento fisico sull’alveo, con
sbancamento e creazione di salti artificiali di altezza superiore a quelli attuali.
Sotto questa condizione, la realizzazione di un salto di circa 2 metri, sfruttando portate di 2-4
m3/s, potrebbe consentire l’installazione di impianti del tipo “coclea idraulica” per una
potenza compresa tra i 25 e i 50 kW (cfr. Figura 31).
In relazione a questa possibilità, e poiché comunque questo tipo di impianto potrebbe
risultare di maggiore interesse per i tratti del Vedeggio localizzati più a monte, si fornisce
comunque qui una sintetica descrizione della tipologia di impianto mini-idroelettrico “coclea
idraulica”.
La coclea idraulica è conosciuta fin dall’antichità, come ruota o chiocciola di Archimede: si
tratta di un meccanismo dalla struttura a vite che, alimentata con energia, consente di alzare
l’acqua da un livello all’altro. Utilizzando tale meccanismo in senso inverso, è possibile
produrre energia: la differenza di potenziale tra due diversi punti in un corso d'acqua è
utilizzata per produrre elettricità. L'acqua viene infatti fatta circolare per gravità all’interno
della coclea: scorrendo all’interno di quest’ultima essa crea un momento torcente sull’albero
di trasmissione, che produce energia meccanica, poi trasformata in energia elettrica. La
sezione e la pianta di un impianto di questo tipo sono rappresentate nella Figura 32.
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Figura 30 Diagramma per la scelta della turbina più adatta, in funzione della portata [m3/s] e del salto
idraulico disponibile [m] [fonte: Guida all’idroelettrico minore, Commissione Europea, DG XVIII, 1998]. Figura 31 Diagramma salto/portata per un impianto a coclea idraulica [fonte: Ritz Atro],
particolarmente adatto in condizioni di portata e salto idraulico ridotti.
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Il principale vantaggio di una coclea idraulica è legato al fatto che non richiede regolazione:
essa si adatta in maniera automatica alla frequenza di rete ed alla portata d’acqua.
Variazioni ed instabilità del livello e della quantità d’acqua, sia a monte che a valle
dell’impianto, influiscono solamente in maniera secondaria e non causano influssi sul
funzionamento e sul conseguente esercizio della vite perpetua a forza idraulica. Non sono
inoltre richiesti manutenzione per la pulizia, né griglie fini e sgrigliatori per filtrare detriti
alluvionali e fauna ittica (viene tuttavia utilizzata una griglia grossolana, con 10-20 cm di luce
tra le barre): i corpi flottanti e i pesci possono oltrepassare la coclea senza ostacoli e senza
danni. A differenza delle turbine, in cui la zona del generatore si trova al di sotto del livello
dell’acqua e quindi necessita di un alloggiamento a tenuta stagna, in questo caso il
generatore è posizionato al di sopra del livello dell’acqua corrente. Infine, a causa del minore
battente d’acqua in efflusso, le viti idrauliche non hanno bisogno di alcun lavoro di
costruzione in sottosuolo nella zona dello scarico a valle e la loro installazione può quindi
avere luogo per lo più senza modifiche al letto fluviale naturale.
Particolarmente significativo è infine il fatto che questo tipo di impianto non costituisca un
impedimento per le migrazioni di pesci a scopo di deposizione delle uova. Sono infatti stati
condotti studi approfonditi e perizie che hanno mostrato come anche le anguille, le specie
maggiormente danneggiate dalle turbine di tipo tradizionale, possano passare attraverso la
coclea senza effetti collaterali. Tali perizie hanno concluso che sia i pesci piccoli (ca. 8 cm)
che quelli più grandi (fino a 58 cm) possono migrare attraverso la coclea idraulica rimanendo
illesi. Solo una piccola quantità di pesci riporta ferite, tuttavia di natura leggera, quali perdita
di scaglie ed ematomi.
Figura 32 Sezione e pianta di una coclea idraulica [fonte: Ritz-Atro].
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Allegato 9
Modello di stima del potenziale di produzione di energia elettrica
dall’acquedotto
1. Bioggio
L’acquedotto di Bioggio è già stato oggetto di valutazioni della fattibilità di sfruttamento
dell’acquedotto a fini idroelettrici. Di particolare interesse sono risultati i seguenti componenti
della rete:
• le infrastrutture per il pompaggio dell’acqua potabile dai pozzi AIL di Bioggio e Manno
fino al serbatoio Prelongio a Bosco Luganese, attive dai primi anni 2000;
• il progetto di ulteriore pompaggio al nuovo serbatoio “Monte Cervello”, fino allo
spartiacque del consorzio dell’alta Magliasina, individuato dal PCAI con l’obiettivo di
rifornire Cimo e Iseo e tutto i comprensorio servito dall’acquedotto Alta Magliasina nei
periodi di carenza idrica.
In questo contesto:
• il PCAI prevede la realizzazione di un nuovo serbatoio “Monte Cervello”, a quota 920
m s.l.m., in sostituzione dell’attuale, posto a quota 960 m s.l.m.;
• un progetto di massima commissionato dal Comune di Bioggio nel 2007 (Progetto di
massima “Pompaggio da Bosco Luganese fino al serbatoio Gerbone e al Monte
Cervello”, Studio d’ingegneria Luigi Tunesi SA, 2008) ha definito la possibilità di
realizzare un nuovo serbatoio “Ai Pree”, a quota 622 m s.l.m., in sostituzione
dell’attuale serbatoio Gerbone.
Nell’ambito di tale progetto è prevista la posa di due tratte di condotte di pompaggio:
• tra il serbatoio di Prelongio (quota 565 m s.l.m., capacità di accumulo 200 m3) e il
nuovo serbatoio “Ai Pree” (quota 622 m s.l.m., capacità di accumulo 250 m3);
• tra il serbatoio “Ai Pree” e il serbatoio “Monte Cervello”.
Le nuove strutture di pompaggio potrebbero essere utilizzate nei periodi di elevata
disponibilità idrica per il turbinaggio (micro-centrale idroelettrica) dell’acqua in esubero
raccolta presso il serbatoio Monte Cervello (acqua in esubero dalle sorgenti che alimentano
l’acquedotto Alta Magliasina).
Le valutazioni sinora condotte dal Comune di Bioggio, in accordo con il Cantone e gli studi di
ingegneria che seguono il PGA, individuano quale ottimale per la micro centrale idroelettrica
la posizione riportata in Figura 33, a quota 580 m s.l.m.
Lo schema di utilizzazione previsto per questo impianto è riportato in Figura 34. A seconda
della disponibilità idrica, l’impianto potrebbe essere utilizzato:
• in modalità “pompaggio”, per riempire il serbatoio “Ai Pree” o il serbatoio “Monte
Cervello”;
• in modalità “turbinaggio”, con prelievo dell’acqua dal serbatoio “Monte Cervello” e la
sua riconsegna al serbatoio “Ai Pree” o al serbatoio “Prelongio”, a seconda delle
esigenze idriche e della disponibilità d’invaso.
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Nel caso di turbinaggio con riconsegna al serbatoio Ai Pree, posto a quota più elevata
rispetto a quella della turbina (cfr. Figura 34), non sarebbe possibile il deflusso spontaneo
nel serbatoio di riconsegna: occorre pertanto che il flusso in uscita dalla turbina mantenga
una pressione sufficiente a farlo arrivare al serbatoio. Se nel caso della riconsegna al
serbatoio Prelongio, dunque, si sfrutta l’energia potenziale connessa all’intero dislivello tra il
serbatoio monte Cervello e la turbina, nel caso di riconsegna al serbatoio Ai Pree sarebbe
possibile sfruttare solo il dislivello tra il serbatoio Monte Cervello e il serbatoio Ai Pree, pari a
42 metri in meno.
Nuovo serbatoio Monte Cervello
(serbatoio di progetto)
Microcentrale idroelettrica
Nuovo serbatoio Ai Pree
(serbatoio di progetto)
Figura 33 Localizzazione dei nuovi impianti di progetto: serbatoi “Nuovo Monte Cervello” e “ai Pree”,
condotte di pompaggio e microcentrale idroelettrica [fonte: Studio d’Ingegneria Luigi Tunesi SA, 2010,
comunicazione personale dicembre 2010].
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Serbatoio Monte Cervello (960 m)
Serbatoio Ai Pree (622 m)
Turbina (580 m)
Serbatoio Prelongio (565 m)
Serbatoio Monte Cervello (960 m)
Serbatoio Ai Pree (622 m)
Turbina (580 m)
Serbatoio Prelongio (565 m)
Figura 34 Le due opzioni di turbinaggio dell’acqua in esubero dal serbatoio Monte Cervello:
riconsegna al serbatoio Prelongio (in alto) o riconsegna al nuovo serbatoio Ai Pree (in basso) [fonte:
Studio di’ingegneria Luigi Tunesi SA, comunicazione personale dicembre 2010)].
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La potenza elettrica installabile è funzione della portata e del salto idraulico disponibile,
secondo la seguente relazione:
Potenza = η ⋅ g ⋅ Qm ⋅ H
dove =
• η = rendimento globale dell’impianto, stimabile, in prima approssimazione, in 0.7
[fonte: guida pratica per la realizzazione di piccole centrali idrauliche, Programma
federale PACER, 1992];
• g = accelerazione di gravità, espresso in m/s2 [9.8 m/s2];
• Qm= portata media giornaliera (portata di progetto), espressa in m3/s;
• H = salto idraulico, espresso in m: esso indica la differenza di quota tra il serbatoio
Monte Cervello e la quota più elevata tra quella della turbina e quella del serbatoio di
valle.
(al valore così stimato occorrerebbe sottrarre una percentuale pari a circa il 10-15% legata
alle perdite di carico, come riportato nella Scheda informativa “Elettricità da acqua potabile”).
L’energia elettrica producibile si ottiene invece moltiplicando la potenza per le ore di
funzionamento stimate. Ai fini del calcolo del potenziale, si stima un numero di ore di
funzionamento pari a 8'000 all’anno.
Si stima che la quantità di acqua disponibile in esubero sia compresa tra un minimo di 3 l/s e
un massimo di 30 l/s [fonte: Ing. Marco Tunesi, Studio d’Ingegneria Luigi Tunesi SA,
comunicazione orale]. Il quantitativo minimo di 3 l/s è destinato ad aumentare a circa 6 l/s,
una volta che sarà attuato il progetto di smantellamento del serbatoio che attualmente serve
la frazione di Cimo (si prevede infatti che Cimo possa appoggiarsi al serbatoio di Iseo, di
capacità sufficientemente elevata per sostenere la domanda idrica di entrambe le frazioni).
In assenza di indicazioni circa l’andamento nel tempo dei quantitativi idrici in esubero, cioè
della portata turbinabile, ai fini della stima del potenziale a titolo cautelativo si è deciso di
stimare l’energia elettrica producibile nei seguenti due casi:
a) la portata di progetto è costantemente pari alla minima possibile, cioè 3 o 6 l/s, a
seconda della presenza o meno del serbatoio di Cimo;
b) la portata di progetto è costantemente pari al valore medio tra le portate minima e
massima, cioè 16.5 l/s o 18 l/s, a seconda della presenza o meno del serbatoio di
Cimo.
Tenendo conto delle due possibili configurazioni di utilizzo dell’impianto (rilascio nel
serbatoio Prelongio o nel serbatoio Ai Pree) e degli scenari di infrastrutturazione futura
(nuovo serbatoio Monte Cervello, smantellamento del serbatoio di Cimo), è possibile stimare
la potenza e la produzione media dell’impianto come segue (ipotesi di larga massima e
valori puramente indicativi):
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Tabella 32 Stima di larga massima della potenza e del potenziale di produzione di energia elettrica
mediante micro-turbina idroelettrica nell’acquedotto di Bioggio.
a)
b)
Portata di progetto minima:
Qprogetto = 3 l/s
Portata in esubero minima:
Q progetto = 6 l/s
Portata in esubero media:
Q progetto= 16.5 l/s
Portata in esubero media:
Qprogetto = 18 l/s
Potenza
[kW]
7
Produzione
[kWh/anno]
56'000
14
112'000
37
296'000
40
320'000
Secondo i criteri tecnici presentati nella Scheda informativa 9 Elettricità da acqua potabile, la
realizzazione di una micro-centrale alimentata da acqua potabile è sensata dal punto di vista
economico solo a partire da una stima di produzione annua di elettricità pari a 25 MWh: tutte
e quattro le configurazioni qui delineate paiono dunque fattibili.
A seconda dei quantitativi di portata in esubero dall’acquedotto Alta Magliasina, il potenziale
di produzione di energia idroelettrica mediante turbinaggio dell’acqua potabile può essere
dunque stimato compreso tra circa 56 e 320 MWh/anno, a fronte della realizzazione di un
impianto di potenza compresa tra circa 7 e 40 kW.
Si sottolinea comunque che ipotesi di dimensionamento dell’impianto e di stima della
produzione devono comunque essere verificate mediante uno specifico studio di fattibilità,
che chiarisca i quantitativi idraulici effettivamente disponibili per il turbinaggio nel corso
dell’anno, in funzione della domanda espressa dalle utenze, della produzione da parte delle
sorgenti e del pompaggio dai pozzi AIL.
2. Agno
Sul territorio di Agno non sono stati elaborati, sinora, progetti di sfruttamento dell’acquedotto
a fini di produzione idroelettrica. Non sono nemmeno disponibili rilievi sistematici delle
portate che transitano nei diversi rami della rete dell’acquedotto comunale: è pertanto
possibile effettuare solo un primo esame qualitativo, basato sullo schema dell’acquedotto
fornito dal Comune e sulle misurazioni di portata disponibili nella banca dati GESPOS (fonte:
SUPSI-DACD-IST). La conoscenza dell’andamento dei quantitativi idrici resi disponibili
presso le sorgenti nonché della domanda idrica espressa dal territorio nel corso dell’anno
potrebbe consentire di effettuare stime più affidabili.
Da un primo esame dello schema dell’acquedotto, riportato per semplicità di lettura anche in
Figura 35, emerge come potenzialmente interessante lo sfruttamento del dislivello tra la
sorgente Selva/Nerone e il serbatoio sito in località Busgnana, attraverso una turbina
collocata alla quota del serbatoio.
Gli altri componenti della rete dell’acquedotto sembrano invece meno adatti alla collocazione
di una micro centrale idroelettrica, poiché, nonostante presentino dislivelli anche maggiori, vi
è una elevata ramificazione delle portate, che sono convogliate alle diverse zone del
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territorio comunale: le portate che scorrono in ciascun ramo sarebbero insufficienti a
garantire la redditività dell’impianto.
Tale valutazione potrà tuttavia essere approfondita e sottoposta a verifica puntuale da parte
dei gestori dell’acquedotto comunale.
Figura 35 Schema dell’acquedotto di Agno; è evidenziato l’arco della rete sul quale si indaga la
possibilità di collocare una turbina idroelettrica.
La sorgente Selva/Nerone è posta a quota 455 m s.l.m. mentre il serbatoio Busgnana è
posto a 368 m s.l.m., per un dislivello complessivo pari a 87 m. La portata che transita tra
sorgente e serbatoio può essere stimata a partire dai dati riportati sulla banca dati GESPOS,
relativi a 40 misurazioni effettuate tra il 2001 e il 2004 (cfr. Tabella 33).
Il valore mediano di tali portate è pari a 48 l/minuto. Considerando a titolo cautelativo un
valore corrispondente al 15% percentile (tale cioè che solo il 15% dei valori misurati è
inferiore ad esso), si ottiene una portata pari a 32 l/s.
Tabella 33 Sintesi delle misurazioni di portata presso la sorgente Selva/Nerone sul periodo 20012004 [fonte : banca dati GESPOS, SUPSI-DACD-IST].
Min
[l/min]
Media
[l/min]
Ma
[l/min]
Mediana
[l/min]
15° percentile
[l/min]
Sorgente
27
60
150
48
32
Selva/Nerone
Considerando sia il valore mediano sia il valore relativo al 15° percentile, rappresentativi
rispettivamente di condizioni medie e di condizioni critiche per la disponibilità di portata,
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attraverso l’equazione presentata nel paragrafo precedente e stimando un numero di ore di
funzionamento pari a 8’000/anno, è possibile stimare la potenza dell’impianto e la
produzione annua installabile come mostrato in Tabella 34.
Tabella 34 Stima di larga massima della potenza installabile e della produzione di energia elettrica
annua mediante turbinaggio dell’acqua potabile ad Agno [fonte: GESPOS, SUPSI-DACD-IST].
Potenza installabile impianto
[kW]
Stima produzione energia elettrica
[kWh/anno]
0.32
0.48
2’546
3’820
Q = 32 l/min
Q = 48 l/min
I valori di produzione così ottenuti risultano decisamente inferiori a quanto, in prima
approssimazione, è necessario per il rientro dell’investimento iniziale per la realizzazione
dell’impianto: come indicato dalla Scheda informativa 9 Elettricità da acqua potabile, la
realizzazione di una microcentrale alimentata da acqua potabile è sensata quando le stime
di produzione di elettricità sono almeno pari a 25'000 kWh/anno.
Sulla base di queste indicazioni, si stima che il potenziale di produzione di energia elettrica
dall’acquedotto ad Agno sia nullo.
3. Manno
Sul territorio di Manno non sono stati elaborati, sinora, progetti di sfruttamento
dell’acquedotto a fini di produzione idroelettrica. Non sono nemmeno disponibili rilievi
sistematici delle portate che transitano nei diversi rami della rete dell’acquedotto comunale:
è pertanto possibile effettuare solo un primo esame qualitativo, basato sullo schema
dell’acquedotto fornito dal Comune, con indicazione dell’ordine di grandezza delle portate
rilasciate dalle sorgenti, e sulle misurazioni di portata disponibili nella banca dati GESPOS
(fonte: SUPSI-DACD-IST) e sui dati medi di portata indicati dal Comune. La conoscenza
dell’andamento dei quantitativi idrici resi disponibili presso le sorgenti nonché della domanda
idrica espressa dal territorio nel corso dell’anno potrebbe consentire di effettuare stime più
affidabili.
Da un primo esame dello schema dell’acquedotto, per semplicità riportato in Figura 36,
emergono come potenzialmente interessanti tre opzioni:
a. lo sfruttamento del dislivello tra le sorgenti Vallone (SO1 e SO2 in Figura 36) e il
serbatoio superiore (SE 1), collocando una turbina alla quota del serbatoio;
b. lo sfruttamento del dislivello tra le sorgenti Boschetti e Terra Rossa (SO3, SO4,
OS5, SO6) e il serbatoio superiore (SE 1), collocando una turbina alla quota del
serbatoio;
c. lo sfruttamento del dislivello tra il serbatoio superiore (SE1) e quello inferiore (SE2),
collocando una turbina alla quota del serbatoio inferiore (SE2).
78/101
In Figura 36 sono evidenziati gli assi della rete dell’acquedotto sui quali potrebbero essere
installate le tre micro centrali idroelettriche.
Portata: 50
l/min
Portata: 10-20
l/min
Portata: 10-20
l/min
Portata
complessiva: 200500 l/min
Portata: 10-20
l/min
b
a
c
Figura 36 I tre assi della rete dell’acquedotto di Manno sui quali sono effettuate le valutazioni; la
figura riporta anche le portate medie rilasciate dalle sorgenti, come indicate dal Comune.
La Tabella 35 riporta i dati di portata rilasciati dalle sorgenti, secondo le due fonti–dati
disponibili: il Comune di Manno e la banca dati GESPOS. Come si vede, si tratta di serie di
valori significativamente differenti. In questo contesto, si è preferito utilizzare i valori forniti
dal Comune, che è responsabile della gestione quotidiana della rete dell’acquedotto.
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Tabella 35 I dati di portata disponibile presso le sorgenti, secondo quanto indicato dal Comune e
quanto indicato dalla banca dati GESPOS [SUPSI-DACD-IST[.
Portate [l/min]
Fonte: Comune
di Manno
SO1
SO2
200 - 500
SO3
SO4
SO5
SO6
10-20
10-20
10-20
50
19
Fonte: GESPOS
60
80
n.d.
n.d.
n.d.
min: 16; max: 86;
mediana: 31;
15° percentile: 21
La tabella che segue riporta dunque le caratteristiche essenziali per i tre possibili ambiti di
collocazione di turbine idroelettriche sull’acquedotto: la portata in condizioni critiche (portata
min, periodi di carenza idrica), in condizioni medie e in condizioni di elevata disponibilità
idrica (portata max) e il dislivello (salto idraulico) disponibile sul tratto in esame.
Tabella 36 Le caratteristiche dei tre ambiti potenzialmente idonei all’installazione di impianti microidroelettrici nell’acquedotto.
a. Sorgenti Vallone (SO1 e SO2) –
SE1
b. Sorgenti Boschetti (SO3, SO4 e
SO5) e Terra Rossa (SO6) – SE1
c. SE1 – SE2
Portata min
[l/min]
Portata max
[l/min]
Portata media
[l/min]
Dislivello
[m]
200
500
350
51620- 467
=49
10+10+10=
30
20+20+20=
60
45
53821- 467
=71
200+10+10+1
0= 23022
500+20+20+
20= 560
395
467-407= 60
Considerando, a titolo di primo riferimento, il valore medio tra i valori di portata minima e
massima indicati dal Comune, e utilizzando l’equazione presentata nei paragrafi precedenti,
è possibile stimare la potenza dell’impianto e la produzione annua installabile come mostrato
in Tabella 37 (si è considerato un numero di ore di funzionamento pari a 8’000/anno).
19
Sono disponibili i dati relativi a 20 misurazioni effettuate tra il 1988 e il 2006.
In assenza dell’indicazione della quota del serbatoio subito a valle delle sorgenti SO1 e SO2, quali
quote di riferimento si sono considerate quelle relative alla sorgente SO1 e al serbatoio SE1 riportate
in Figura 36.
21
In assenza dell’indicazione della quota del serbatoio subito a valle della sorgente SO3, quali quote
di riferimento si sono considerate quelle della sorgente SO3 e del serbatoio SE1 riportate in Figura
36.
22
In prima approssimazione, la quota parte di portata che dal serbatoio SE1 viene convogliata alla
zona Boschetti per la copertura del fabbisogno idrico è considerata nulla. La portata transitante tra il
serbatoio SE1 e il serbatoio SE2 è dunque considerata pari alla portata complessiva entrante nel
serbatoio SE1.
20
80/101
Tabella 37 Stima della potenza installabile e della produzione di energia elettrica annua mediante
turbinaggio dell’acqua potabile a Manno – valori medi di portata.
Potenza installabile
impianto
[kW]
Stima produzione
energia elettrica
[kWh/anno]
2
15’687
b. Sorgenti Boschetti (SO3, SO4 e
SO5) e Terra Rossa (SO6) – SE1
0.6
4’611
c. SE1 – SE2
2.7
21’678
a. Sorgenti Vallone (SO1 e SO2) – SE1
Tenendo conto di quanto esposto nella Scheda informativa 9 Elettricità da acqua potabile, in
prima approssimazione la realizzazione di una microcentrale alimentata da acqua potabile è
sensata quando le stime di produzione di elettricità sono almeno pari a 25'000 kWh/anno.
Le stime di produzione per le opzioni a e b sono decisamente inferiori a questo valore. Le
stime di produzione per l’opzione c invece sono non troppo distanti da tale valore. Pertanto
si individua nell’opzione c (turbina tra SE1 e SE2) l’unica che potrebbe essere interessante
approfondire mediante uno studio di fattibilità. In particolare, tale opzione è certamente da
prendere in considerazione nel caso in cui vi siano esigenze di rifacimento delle condotte di
collegamento dei due serbatoi SE1 e SE2.
Sulla base di queste valutazioni, il potenziale di produzione di energia elettrica
dall’acquedotto di Manno è stimato pari a circa 21'500 MWh/anno.
Preme comunque sottolineare che, a questo livello di analisi, l’opzione c si colloca un po’ al
di sotto del limite della redditività economica: non è detto dunque che lo studio di fattibilità
che sarà condotto in futuro confermi l’opportunità di realizzare l’intervento. Si tratta dunque
di una stima ottimistica del potenziale, che in futuro potrebbe diventare nulla.
81/101
Allegato 10
Workshop per la ponderazione dei criteri di valutazione e la scelta
della strategia d’intervento
1. Obiettivi del workshop
La realizzazione di un piano energetico comunale efficace comporta l’analisi dei consumi e
delle risorse locali da un lato - approccio tecnico - e la definizione di obiettivi e misure atte al
loro raggiungimento dall’altro - approccio politico e tecnico contemporaneamente.
Nell’ambito della fase conclusiva delle analisi tecniche viene realizzato un workshop allo
scopo di orientare la definizione delle misure del piano energetico comunale. Questo
obiettivo viene raggiunto condividendo con i rappresentanti dell’autorità comunale e della
cittadinanza i risultati delle analisi svolte e definendo in particolare le preferenze specifiche
riferite allo sfruttamento dei potenziali locali.
L’approccio partecipativo permette di elaborare le misure di attuazione del piano energetico
comunale tenendo in considerazione sin dal principio le predilezioni dei rappresentanti
comunali in merito a possibili strategie d’intervento, un passo fondamentale per dare al
piano energetico comunale un carattere di condivisione e sintonia d’intenti (cfr. Figura 37).
Figura 37 Il percorso di costruzione del piano energetico comunale.
Il workshop è stato effettuato secondo un approccio di analisi a molti criteri, nell’ambito del
quale le strategie d’intervento sono state confrontate rispetto agli effetti su un insieme di
criteri di valutazione, riportati in Figura 38.
82/101
Figura 38 I criteri di valutazione utilizzati per confrontare le strategie d’intervento durante il workshop.
La terza colonna ne riporta la descrizione.
L’importanza di un determinato criterio rispetto a un altro non può essere valutata a
livello tecnico e in modo obiettivo, dipende infatti dalle opinioni e dalla sensibilità
soggettiva dei singoli. Il workshop consente di sondare le predilezioni dei
rappresentanti comunali, che verranno adottate per confrontare le strategie proposte,
così da orientare la costruzione delle misure del PECo.
2. Selezione dei partecipanti al workshop
La selezione dei partecipanti al workshop è fondamentale per garantire il raggiungimento
degli obiettivi dell’incontro. Questa è stata svolta principalmente dal Municipio, sulla base dei
seguenti aspetti:
‐ composizione: coinvolgere anche la cittadinanza, oltre all’autorità comunale,
consente di disporre di valutazioni meglio rappresentative delle percezioni del
territorio ABM;
‐ rappresentatività: i partecipanti devono rispecchiare il più possibile tutti i gruppi di
interesse (partiti politici e/o cittadini, associazioni locali, proprietari immobiliari ecc.),
sociali e anagrafici, in modo che si possa partire dall’ipotesi che vi sia una buona
rappresentatività della struttura sociale del territorio;
‐ numero: affinché l’incontro sia proficuo, il numero dei partecipanti non può superare
le 50 persone, corrispondenti a 15/20 rappresentanti per Comune;
83/101
‐
referente e impegno politico: per ciascun comune deve essere presente al workshop
almeno uno dei referenti (Municipali) che hanno seguito l’intero iter del progetto di
pianificazione energetica (incontri preliminari e intermedi).
Sono stati invitati a partecipare al workshop 53 soggetti. L’elenco dei soggetti che hanno
effettivamente partecipato al workshop è riportato in Tabella 38.
Tabella 38 I soggetti che hanno partecipato al workshop ABM del 13 aprile 2011.
Cognome
Nome
Sesso
Carica politica
Comune di Manno
Giacomazzi
Bronner
Giandeini
Pellegrini
Metzler
Falconi
Fabio
Giacomo
Lorenzo
Sara
Barbara
Stefano
M
M
F
F
F
M
Municipale
Consigliere comunale - comm. Edilizia
Comune di Agno
Frischknecht
Avilès-Nani
Maspoli
Merlini
Negri
Schaufelberger
Bloch
Mauro
Daniela
Fernando
Enrico
Pierluigi
Peter
Attilio
M
F
M
M
M
M
M
Sindaco
Municipale
Municipale
Comune di Bioggio
Bernasconi
Lucchini
Molteni
Piffaretti
Carmine
Bernasconi
Gandolla
Willimann
Leccioli
Quadroni
Naroyan
Lusa
Artoria
Mauro
Waldo
Luciano
Luigi
Massimo
Giovanni
Francesco
Adamo
Gabriele
Riccardo
Avedis
Lusa
Riccardo
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
Municipale
Municipale
Municipale
Municipale
Municipale
Consigliere comunale
84/101
3. Metodo di ponderazione
Per illustrare il procedimento dell’analisi a molti criteri ci si appoggia qui alla matrice di
valutazione mostrata in Figura 39 (essa ha puramente scopo didattico).
La matrice di valutazione riporta il livello di soddisfazione determinato dall’effetto di
ciascuna strategia rispetto ai singoli criteri di valutazione. Tale soddisfazione viene
espressa a livello qualitativo, attraverso una codifica intuitiva, poi tradotta con una
scala numerica.
Figura 39 Esempio di matrice di valutazione. I colori nelle celle costituiscono una indicazione
qualitativa del livello di soddisfazione prodotto dalle strategie (sulle righe) rispetto ai diversi criteri di
valutazione (sulle colonne): il colore verde indica che l’effetto è valutato positivamente, il colore rosso
che l’effetto è valutato negativamente. [Questa matrice non è rappresentativa del caso specifico ABM,
è unicamente utilizzata a scopo didattico].
La ponderazione dei criteri di valutazione viene effettuata in due passaggi: prima si chiede a
ciascun partecipante di esprimere una ponderazione tra le due macro-categorie di criteri,
quelli ambientali e quelli socio-economici (Sottogruppo 1 in Figura 40, fase a). Poi si chiede
di esprimere una ponderazione all’interno di ciascuna macro-categoria (Sottogruppi 2 e 3,
fase a).
In entrambi i casi, si chiede a ciascun partecipante di distribuire un punteggio di 100 punti tra
i criteri di valutazione, in proporzione all’importanza attribuita a ciascuno di essi.
Moltiplicando il punteggio attribuito a ciascun criterio per il punteggio attribuito al macrocriterio corrispondente, si ottiene un punteggio complessivo per ciascun criterio per ciascun
partecipante (fase b in Figura 40).
Al termine di questo passaggio, dunque, a ciascun criterio è associato un numero
(“peso”), rappresentativo dell’importanza attribuita da ogni partecipante a quel
criterio: per ciascun partecipante è cioè costruito un insieme di pesi (“vettore dei
pesi”, in linguaggio tecnico), che indica l’importanza attribuita a ciascun criterio di
valutazione.
Quindi, i valori riportati nella matrice di valutazione sono moltiplicati per i pesi
espressi da ciascun partecipante, così da ricavare un punteggio globale per ciascuna
strategia, per ciascun partecipante. Sulla base di tale valore è possibile definire un
ordinamento preferenziale delle strategie, per ciascun partecipante (cfr. Figura 42).
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a)
b)
Figura 40 I due passaggi effettuati per la ponderazione.
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Punteggio
globale
Figura 41 I passaggi per l’attribuzione di un punteggio globale a ciascuna strategia, a partire dalla
matrice di valutazione e dai pesi espressi da ciascun partecipante.
87/101
Punteggio globale
1°
2°
3°
4°
5°
Figura 42 In base al punteggio globale attribuito a ciascuna strategia, per ciascun partecipante è
possibile costruire l’ordinamento preferenziale delle strategie. [La figura è puramente esemplificativa].
4. Svolgimento del workshop
Il workshop per il Piano Energetico inter-Comunale ABM si è svolto il 13 aprile 2011 a
Bioggio, dalle 20.00 alle 22.00 circa.
Le attività si sono articolate in quattro momenti:
‐ la SUPSI ha introdotto il concetto di pianificazione energetica, le finalità e i contenuti del
piano energetico, le attività già svolte;
‐ la SUPSI ha illustrato le strategie d’intervento elaborate (S.0, S.1, S.2, S.3 e S.4, cfr.
Par. 14.1 del Rapporto tecnico PECo ABM) e il metodo da utilizzare per la ponderazione
dei criteri di valutazione;
‐ i presenti hanno effettuato la ponderazione dei criteri di valutazione, con il supporto di
una scheda appositamente predisposta; ciascun partecipante ha effettuato la
ponderazione indipendentemente dagli altri: in questa fase non ci sono state discussione
e confronto tra i soggetti;
‐ le ponderazioni proposte dai singoli partecipanti sono state inserite in tempo reale in un
apposito strumento software di supporto, che consente di ricavare l’ordinamento
preferenziale tra le alternative sulla base di una griglia di valutazione; quindi è stata
effettuata una prima analisi delle posizioni medie espresse dal gruppo dei partecipanti.
L’analisi delle ponderazioni espresse dai singoli partecipanti e del conflitto esistente tra di
esse è stata effettuata successivamente al workshop.
Le strategie sottoposte a confronto attraverso il metodo di analisi a molti criteri sono
descritte nel capitolo 14 del Rapporto tecnico PECo ABM. La matrice di valutazione
utilizzata quale riferimento è riportata in Tabella 39 (le valutazioni riportate in tale
tabella sono state elaborate dalla SUPSI, cfr. Allegato 11, secondo la scala di
valutazione e di conversione numerica riportata in Tabella 40).
88/101
Tabella 39 La matrice di valutazione delle strategie; le valutazioni sono espresse in forma qualitativa.
S.4
+
Rinnovabili
(teleriscaldamen
to NPV)
++
=
+
=
---
=
+
+++
+++
---
-
=
++
+++
---
-
=
++
+++
++
++
+
--
--
++
=
+
---
--
--
=
+
+++
++
+++
++
---
--
---
S.1
Rinnovabili
e gas
Impatto sul
paesaggio locale
++
Impatto locale
Impatto esterno al
territorio comunale
Cambiamento
climatico
Costi a carico del
Comune
Costi a carico di
privati cittadini
Impatto
sull'economia locale
Difficoltà di
realizzazione
S.2
Rinnovabili e
gas-
S.3
+
Rinnovabili
e efficienza
energetica
S.0
Situazione
attuale
(2008)
(teleriscaldament
o) e efficienza
energetica
Tabella 40 Scala di valutazione adottata per la valutazione degli effetti delle strategie.
Valutazione qualitativa
Descrizione valutazione
Punteggio
+ + + + + +
= ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Molto positivo
Positivo
Abbastanza Positivo
Nessun influenza
Abbastanza negativo
Negativo
Molto negativo
10
8.6
7.1
5.7
4.3
2.9
1.4
La procedura descritta nel paragrafo precedente è stata seguita per ciascuno dei
partecipanti al workshop: si sono dunque ottenuti tanti insiemi di pesi e tanti ordinamenti
delle strategie quanti sono i soggetti partecipanti.
Su questo materiale è stata effettuata una analisi del conflitto, volta a verificare le distanze
tra le ponderazioni espresse dai diversi soggetti (differenze nell’insieme dei pesi ma
soprattutto differenze tra gli ordinamenti delle strategie) e le possibili “alleanze” tra di essi.
89/101
5. Risultati del workshop
Le ponderazioni espresse dai partecipanti al workshop sono state analizzate in base al
Comune di appartenenza. La Tabella 41 riporta le ponderazioni espresse da un singolo
partecipante; esse sono espresse in modo tale che la somma sia pari a 100.
Tabella 41 I pesi espressi dai partecipanti al workshop, per Comune di appartenenza. Ogni colonna
rappresenta l’insieme dei pesi espresso da un singolo soggetto, fatta eccezione per quelle che
riportano i valori medi comunali o riferiti all’interno territorio ABM.
Comune di Manno Impatto sul paesaggio Impatto locale Criteri Impatto esterno al territorio comunale Emissioni di CO2 Costi a carico del comune Costi a carico dei privati Impatto sull'economia locale Difficoltà di realizzazione 20 19.25 15 16.50 5 8.25 10 11 5 11.25 10 22.50 15 6.75 20 4.50 Comune di Agno Criteri Media Manno Singoli partecipanti 6 18 6 30 8 12 4 16 24 20 20 16 6 6 2 6 12 24 6 18 14 14 8 4 10 15 15 10 15 15 10 10 15.21 18.08 10.04 15.83 9.88 13.25 7.63 10.08 Media Agno Singoli partecipanti Impatto sul paesaggio Impatto locale Impatto esterno al territorio comunale Emissioni di CO2 Costi a carico del comune Costi a carico dei privati Impatto sull'economia locale Difficoltà di realizzazione 12 18 15 12 12 21 6 6 15 10 24 9 15 6 12 15 8 8 18 16 8 12 10 12 Comune di Bioggio 14 21 14 21 3 15 9 3 0 27.50 8.25 19.25 9 15.75 6.75 13.50 15 12.50 5 17.50 15 10 10 15 12 24 18 6 8 12 16 4 12.29 18.57 10.32 15.25 9.71 11.96 11.96 9.93 Media Bioggi
o Criteri Singoli partecipanti Impatto sul paesaggio 13 Impatto locale 26 Impatto esterno al 6.5 territorio comunale Emissioni di CO2 19.5 Costi a carico del 14 comune Costi a carico dei privati 10.5 Impatto sull'economia 7 locale Difficoltà di realizzazione 3.5 21 28 30 6 25 10 7 28 18 24 6 24 8.25 24.75 15 15 15 15 30 18 6 24 8 8 15.56 19.29 7 6 5 14 6 6 5.5 15 10 6 12 8 8.23 14 18 10 21 12 24 16.5 5 10 6 18 56 17.69 12 8 15 7.5 12 10 2.25 10 5 12 4 4 8.90 9 8 15 7.5 16 10 20.25 25 5 16 12 12 12.79 3 4 10 7.5 8 16 18 5 25 4 16 2 9.65 6 20 10 7.5 4 4 4.5 10 15 8 8 2 7.88 Rapporto tecnico PECo ABM (allegati).doc
90/101
Criteri Impatto sul paesaggio Impatto locale Impatto esterno al territorio comunale Emissioni di CO2 Costi a carico del comune Costi a carico dei privati Impatto sull'economia locale Difficoltà di realizzazione Media Manno Media Agno Media Bioggio Media ABM 15.21 18.08 10.04 12.29 18.57 10.32 15.56 19.29 8.23 14.60 18.82 9.21 15.83 9.88 13.25 7.63 10.08 15.25 9.71 11.96 11.96 9.93 17.69 8.90 12.79 9.65 7.88 16.61 9.35 12.67 9.81 8.94 In linea generale, il gruppo decisionale è piuttosto omogeneo nell’attribuzione delle
preferenze tra i criteri di valutazione: di fondo, tutti i criteri di valutazione sono
considerati importanti, non vi sono casi estremi di asimmetria nell’attribuzione delle
preferenze.
In questo quadro, piuttosto che concentrarsi nell’analisi delle differenze espresse a
livello di ponderazione tra i criteri di valutazione, è interessante analizzare i risultati in
termini di ordinamento tra le strategie.
Per ciascun partecipante è dunque possibile calcolare il punteggio globale attribuito a
ciascuna strategia (combinazione delle stime qualitative degli effetti, riportate nella matrice di
valutazione, per il “peso” attribuito a ciascun criterio di valutazione, secondo la procedura
illustrata in Figura 41), e verificare se gli ordinamenti tra le strategie coincidono.
In particolare, è importante verificare se c’è omogeneità tra la strategia in ultima posizione,
cioè quella sicuramente da scartare, e quelle nelle prime posizioni, che sono invece quelle
su cui puntare.
La Tabella 42 riporta i punteggi globali attribuiti a ciascuna strategia, sulla base delle
ponderazioni espresse dai singoli partecipanti: i punteggi globali sono riportati nelle colonne
(una per ciascun partecipante), le strategie nelle righe.
Nell’analisi di tali risultati, non è significativo considerare i valori assoluti di punteggio
ottenuti delle singole strategie, quanto piuttosto le differenze relative tra i punteggi
ottenuti dalle strategie: per ciascun partecipante, in rosso è evidenziato il punteggio
globale minore (ultima posizione dell’ordinamento delle strategie), in verde il
punteggio globale maggiore (prima posizione), in verde più chiaro i punteggi in
seconda posizione.
91/101
Media
Manno
Manno
S.0
58'650
57'043
47'080
45'380
47'440
52'900
51'415
S.1
67'950
64'455
60'660
62'400
62'340
63'650
63'576
S.2
54'700
63'045
56'000
59'180
63'680
60'400
59'501
S.3
65'750
61'190
65'860
74'320
68'340
62'950
66'402
S.4
61'450
62'945
68'900
75'720
70'400
64'400
67'303
Agno
Media Agno
S.0
57'260
48'040
50'720
40'970
44'443
57'200
42'880
48'788
S.1
66'070
62'660
64'950
57'900
59'675
66'900
60'600
62'679
S.2
60'240
58'580
58'700
62'430
59'455
57'200
63'680
60'041
S.3
62'210
72'340
68'370
73'880
66'630
62'600
74'320
68'621
S.4
60'700
71'480
67'910
77'360
69'873
61'500
74'960
69'112
Bioggio
Media
Bioggio
S.0
45'060 49'850 64'920 63'700 37'415 51'760 38'560 42'710 59'350 48'650 63'240 39'120 33'300
49'049
S.1
62'205 65'370 70'460 69'400 58'480 64'340 58'600 58'270 64'350 64'350 69'820 58'020 52'100
62'751
S.2
63'545 61'700 52'040 59'700 60'845 63'680 63'680 64'200 60'400 57'550 60'560 61'400 59'780
60'698
S.3
71'135 70'450 61'180 60'000 75'970 67'140 75'520 72'320 57'150 74'350 61'660 75'220 74'140
68'941
S.4
73'025 70'480 57'980 57'950 78'840 67'820 77'540 74'088 59'400 70'050 59'780 76'940 83'200
69'776
S.0
S.1
S.2
S.3
S.4
Media
Manno
51'415
63'576
59'501
66'402
67'303
Media
Agno
48'788
62'679
60'041
68'621
69'112
Media
Bioggio
49'049
62'751
60'698
68'941
69'776
Media
ABM
49'525
62'922
60'245
68'269
69'027
Tabella 42 I punteggi globali attribuiti alle strategie. Ciascuna colonna rappresenta il punteggio
relativo a un singolo partecipante. Per ciascun partecipante, sono evidenziati: in verde scuro il
punteggio globale più elevato (strategia in prima posizione nell’ordinamento), in rosso quello meno
elevato (strategia in ultima posizione dell’ordinamento). In verde più chiaro sono anche evidenziati i
punteggi in seconda posizione dell’ordinamento. Nel caso in cui due o più strategie ottengano
punteggi coincidenti o molto simili, essi sono evidenziati con lo stesso colore.
92/101
L’analisi di questa tabella porta alle seguenti considerazioni:
• la strategia S.0 risulta quasi sempre in ultima posizione; in tre casi, tuttavia, essa
si colloca in seconda posizione e in due casi in quarta posizione; se si considerano i
valori medi per ciascun Comune, essa risulta comunque sempre in ultima posizione,
con un punteggio globale medio decisamente inferiore a quello ottenuto dalle altre
strategie;
• la strategia S.1 risulta frequentemente in posizione intermedia (16 casi). In sei
casi essa si colloca in seconda posizione, in due casi in seconda posizione; essa non
si colloca mai in ultima posizione; se si considerano i valori medi per ciascun
Comune, essa risulta comunque sempre in posizione intermedia (terza posizione);
• la strategia S.2 risulta quasi sempre in posizione intermedia (20 casi). In due
casi essa si colloca in seconda posizione, in quattro casi in ultima posizione; se si
considerano i valori medi per ciascun Comune, essa risulta comunque sempre in
posizione intermedia (quarta posizione);
• la strategia S.3 risulta frequentemente in prima (4 casi) o in seconda posizione
(16 casi); in due casi risulta in ultima posizione, in quattro casi è in terza posizione;
se si considerano i valori medi per ciascun Comune, essa risulta sempre in seconda
posizione, decisamente superiore a S.0, S.1 e S.2 e molto vicina invece a S.4;
• la strategia S.4 risulta frequentemente in prima (15 casi) o in seconda posizione
(3 casi); in quattro casi si colloca in terza posizione, in due casi si colloca in ultima
posizione. Se si considerano i valori medi per ciascun Comune, essa risulta
comunque sempre in prima posizione, decisamente superiore a S.0, S.1 e S.2, molto
vicina invece a S.3.
In conclusione, si possono effettuare le seguenti considerazioni:
• considerando i valori medi delle preferenze, le strategie S.3 ed S.4 emergono
come preferite, con una debole preferenza per la S.4;
• in generale non vi è completa omogeneità nell’attribuzione delle ponderazioni, e
quindi considerare i valori medi può costituire eccessiva semplificazione.
Occorre pertanto che il Municipio effettui una scelta, tenendo conto delle
preferenze espresse. Rispetto alle procedure decisionali tradizionali, tuttavia, si tratta
di una scelta più consapevole, poiché evidenzia chiaramente i motivi a favore/contro
ciascuna strategia e consente di intuire il livello di conflitto sociale ad essa associato;
• non necessariamente la scelta finale deve consistere in una delle strategie S.0–
S.4 qui proposte. Essa potrebbe piuttosto consistere in una strategia di
compromesso tra di esse. Se si considerano i valori medi delle preferenze, essa
potrebbe ad esempio consistere in una nuova strategia di compromesso tra S.3 e
S.4, che prevede alcune delle reti di teleriscaldamento proposte da S.3,
eventualmente alimentate da fonti energetiche differenti. Non è da escludere ad
esempio la possibilità di sfruttare piccole centrali di cogenerazione alimentate a gas
(produzione contestuale di energia termica ed elettrica, ma non mediante ciclo
combinato), collegate a reti di teleriscaldamento di dimensioni contenute.
93/101
Allegato 11
Modello di stima degli effetti delle strategie d’intervento rispetto ai criteri di valutazione
Ambito montano
S.0
S.1
S.2
S.3
S.4
Situazione attuale (2008)
Rinnovabili (impianti singoli) e gas con distribuzione capillare
Rinnovabili (impianti singoli) e gas ‐ teleriscaldamento NPV (piana Vedeggio)
Rinnovabili (impianti singoli) e efficienza energetica Rinnovabili (teleriscaldamento) e efficienza energetica I camini degli impianti di combustione a olio e a gas sono responsabili di una (limitata) interferenza con il paesaggio circostante. Non vi sono altri elementi di interferenza con il paesaggio.
Giudizio complessivo: molto positivo
I camini degli impianti di combustione a olio e a gas sono responsabili di una (limitata) interferenza con il paesaggio circostante. Non vi sono altri elementi di interferenza con il paesaggio.
‐
++
‐
Ambito pede‐montano
++
+ Possibili intrusioni dovute al solare termico; ‐
impianto mini‐hydro a Bioggio produce (limitata) intrusione per ‐
l'edificio della turbina.
La diversa gestione dell'illuminazione pubblica consente di ridurre +++
l'inquinamento luminoso.
La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di ++
impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. ++
Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interferenze con il paesaggio
++
Possibili intrusioni dovute al solare termico nei nuclei (nessuna ‐
intrusione se non si prevede la posa del solare termico nei nuclei);
Possibili intrusioni dovute al solare termico; impianto mini‐hydro a Bioggio produce (limitata) intrusione per l'edificio della turbina.
La diversa gestione dell'illuminazione pubblica consente di ridurre l'inquinamento luminoso.
La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interferenze con il paesaggio
Possibili intrusioni dovute al solare termico nei nuclei (nessuna intrusione se non si prevede la posa del solare termico nei nuclei);
La sostituzione delle lampade dell'illuminazione pubblica e privata esterna e la loro diversa gestione consentono di ridurre l'inquinamento luminoso.
La sostituzione delle lampade dell'illuminazione pubblica e privata esterna e +++
la loro diversa gestione consentono di ridurre l'inquinamento luminoso.
impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. +++
impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. +++
++
++
++
‐
++
Giudizio complessivo: molto positivo La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. I camini degli impianti di combustione a olio e a gas sono responsabili di una (limitata) interferenza con il paesaggio circostante. Non vi sono altri elementi di interferenza con il paesaggio.
Giudizio complessivo: positivo
‐ ++
++
++
+
‐‐
+++
Possibili intrusioni dovute al solare termico e fotovoltaico; impianto mini‐hydro a Bioggio e Manno producono intrusione per gli edifici delle turbine.
La centrale termica (Manno: legna) puo' produrre interferenza con il paesaggio circostante; possibilità di parziale mitigazione attraverso l'interramento;
possibili intrusioni dovute al solare termico e fotovoltaico nei nuclei (nessuna intrusione se non si prevede la posa del solare termico e fotovoltaico nei nuclei);
‐
‐ ‐ La sostituzione delle lampade dell'illuminazione pubblica e privata esterna e la loro diversa gestione consentono di ridurre l'inquinamento luminoso. Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interazioni con il paesaggio: giudizio molto positivo.
+++
Giudizio complessivo: positivo +++
++
++
+
‐ ‐
+
+
Solare termico e PV non producono intrusione visiva perchè edifici +++
non sensibili e contesto assolutamente eterogeneo; biogas presso IDA non produce intrusione perchè generatore elettrico +++
situato all'interno dell'edificio esistente;
Kompogas puo' produrre leggera intrusione visiva ma impianto posto ++
in zona industriale.
Solare termico e PV non producono intrusione visiva perchè edifici non +++
sensibili e contesto assolutamente eterogeneo; biogas presso IDA non produce intrusione perchè generatore elettrico situato +++
all'interno dell'edificio esistente;
Kompogas puo' produrre leggera intrusione visiva ma impianto posto in zona ++
industriale;
Solare termico e PV producono ridotta intrusione visiva perchè edifici ++
non sensibili e contesto assolutamente eterogeneo; biogas presso IDA non produce intrusione perchè generatore elettrico +++
situato all'interno dell'edificio esistente;
Kompogas puo' produrre leggera intrusione visiva ma impianto posto in ++
zona industriale.
Solare termico e PV producono ridotta intrusione visiva perchè edifici non ++
sensibili e contesto assolutamente eterogeneo; biogas presso IDA non produce intrusione perchè generatore elettrico +++ situato all'interno dell'edificio esistente;
Kompogas puo' produrre leggera intrusione visiva ma impianto posto in ++
zona industriale.
La sostituzione delle lampade e la diversa gestione dell'illuminazione +++
pubblica e privata esterna consentono di ridurre l'inquinamento luminoso.
La sostituzione delle lampade e la diversa gestione dell'illuminazione pubblica e privata esterna consentono di ridurre l'inquinamento luminoso.
La sostituzione delle lampade e la diversa gestione dell'illuminazione pubblica e privata esterna consentono di ridurre l'inquinamento luminoso.
La sostituzione delle lampade dell'illuminazione pubblica e privata esterna e la loro diversa gestione consentono di ridurre l'inquinamento luminoso. La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. Piana Vedeggio
+++
Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interazioni con il paesaggio: giudizio molto positivo.
++
Giudizio complessivo: positivo Impatto sul paesaggio locale
‐
‐ ‐
La sostituzione delle lampade dell'illuminazione pubblica e privata +++
esterna e la loro diversa gestione consentono di ridurre l'inquinamento luminoso. Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interferenze con il paesaggio.
Giudizio complessivo: molto positivo Possibili intrusioni dovute al solare termico e fotovoltaico; impianti mini‐hydro a Bioggio e Manno producono intrusione per gli edifici delle turbine.
Possibili intrusioni dovute al solare termico e fotovoltaico nei nuclei (nessuna intrusione se non si prevede la posa del solare termico e fotovoltaico nei nuclei);
‐
‐
+
++
Giudizio complessivo: molto positivo ++
+++
impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. La centrale a gas a ciclo combinato di cogenerazione produce interferenza con ‐‐
il paesaggio circostante; l'impatto è mitigato dal fatto che è posta in un contesto non pregiato: giudizio debolmente negativo;
Giudizio complessivo: molto positivo +++
+++
+++
La conversione verso le energie rinnovabili comporta la sostituzione di +++
impianti di combustione alimentati a olio con impianti a pompa di calore, con riduzione del numero dei camini. Gli altri interventi di efficienza energetica non comportano interferenze con il paesaggio
Le centrali termiche (Agno: acque depurate in uscita da IDA, Bioggio: calore acque sotterranee) possono produrre interferenza con il paesaggio ‐ ‐
circostante (ma sono poste in un contesto non pregiato) ++
‐‐
Giudizio complessivo: negativo =
Giudizio complessivo: neutro
Giudizio qualitativo
++
++
=
+
=
94/101
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi e contestuale riduzione per efficienza energetica nel riscaldamento.
Diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali.
Ambito montano
emissione inquinanti in atmosfera dovuta a impianti a olio: giudizio negativo
‐ ‐ Consumo di suolo per l'edificio della turbina mini‐hydro nell'acquedotto a Bioggio: giudizio debolmente negativo
Un minore inquinamento luminoso (diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale: giudizio molto positivo
Giudizio complessivo: positivo emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas;
emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi;
diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali;
rischio di inquinamento delle acque in caso di perdite dagli impianti a pompa di calore (calore ambiente da acque sotterranee e sottosuolo, da infrastrutture ‐ acquedotto).
emissione inquinanti in atmosfera dovuta a impianti a Ambito pede‐montano
olio e a gas: giudizio molto negativo
Un minore inquinamento luminoso (sostituzione lampade e diversa ‐ ‐ ‐ gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale.
Giudizio complessivo: neutro =
++
‐
+
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi e contestuale riduzione per efficienza energetica nel riscaldamento; diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali: giudizio positivo Consumo di suolo per l'edificio della turbina mini‐hydro nell'acquedotto a Bioggio: giudizio debolmente negativo
Un minore inquinamento luminoso (diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale: giudizio positivo
=
++
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi e contestuale riduzione per efficienza energetica nel riscaldamento; diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali: giudizio positivo ‐
Consumo di suolo per l'edificio della turbina mini‐hydro nell'acquedotto a Bioggio: giudizio debolmente negativo
+
Un minore inquinamento luminoso (diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale: giudizio positivo
=
+++
‐ ‐ +
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi e contestuale riduzione per efficienza energetica nel riscaldamento; diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali: giudizio molto positivo.
Consumo di suolo per l'edificio della turbina mini‐hydro nell'acquedotto a Bioggio: giudizio debolmente negativo
Un minore inquinamento luminoso (diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale: giudizio debolmente positivo
‐ ‐ =
++
(‐)
+
=
Giudizio complessivo: positivo Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas ma inferiore rispetto al caso di impianti singoli (maggiore efficienza dell'impianto centralizzato); emissione inquinanti in atmosfera per impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi;
rischio di inquinamento delle acque in caso di perdite dagli impianti a pompa di calore (calore ambiente da acque sotterranee e sottosuolo, da infrastrutture ‐ acquedotto). +
‐
=
++
‐
Un minore inquinamento luminoso (sostituzione lampade e diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale.
+
+
Diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali e all'efficienza energetica nei settori del commercio, servizi, artigianato e industria;
aumento delle emissioni inquinanti in atmosfera dovuto ad impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi.
emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas (distribuzione capillare, per copertura del fabbisogno termico residuo).
Rischio di inquinamento delle acque in caso di perdite dagli impianti a pompa di calore (calore ambiente da acque sotterranee e sottosuolo, da infrastrutture ‐ acquedotto).
Un minore inquinamento luminoso (sostituzione lampade e diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la fauna locale.
+
'+++
=
‐
‐
+
Riduzione delle emissioni dovuta a presenza di centrale termica a legna (Manno) e pompe di calore centralizzate (Agno ‐ acque in uscita dal depuratore e Bioggio ‐ acque sotterranee), con reti di teleriscaldamento (maggiore efficienza impianti centralizzati).
Aumento delle emissioni inquinanti in atmosfera dovuto ad impianti a legna ma contributo positivo alla biodiversità dei boschi.
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas (distribuzione capillare, per copertura del fabbisogno termico residuo).
Consumo di suolo per la realizzazione della centrale termica a Manno e Bioggio;
le reti di teleriscaldamento attraversano, nei tratti iniziali, ambiti a bassa urbanizzazione, sui quali potrebbero determinare una perdita di biodiversità e l'interruzione della rete ecologica, almeno nel periodo di costruzione;
Piana Vedeggio
emissione inquinanti in atmosfera dovuta a impianti a olio e a gas: giudizio molto negativo
‐ ‐ ‐
Giudizio complessivo: neutro ‐ ‐ +
Un minore inquinamento luminoso (sostituzione lampade e diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la (poca) fauna locale.
Giudizio complessivo: molto positivo Impatto locale
consumo di suolo per impianto Kompogas;
rischio di inquinamento delle acque in caso di perdite dagli impianti a pompa di calore (calore ambiente da acque sotterranee e sottosuolo, da infrastrutture ‐ acquedotto); biogas presso IDA non produce consumo di suolo perchè il generatore elettrico è situato all'interno dell'edificio esistente;
emissioni odori molesti impianto Kompogas, tuttavia localizzazione lontana dalla residenza;
Un minore inquinamento luminoso (diversa gestione degli impianti per l'illuminazione pubblica) favorisce la (poca) fauna locale.
+++
+
+
+++
Emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas;
diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali (si tratta solo di una piccola parte degli stabili della piana);
=
‐ ‐ +
‐
‐
+++
‐
+
=
Emissione inquinanti in atmosfera per centrale di cogenerazione a gas (ciclo combinato) ma inferiori rispetto al caso di impianti singoli (maggiore efficienza dell'impianto centralizzato);
emissione inquinanti in atmosfera per impianti a gas (distribuzione capillare, per copertura del fabbisogno termico residuo);
consumo di suolo per la realizzazione della centrale di cogenerazione a gas (ciclo combinato);
la rete di teleriscaldamento NPV attraversa ambiti non urbanizzati (ad esempio, area Prati Maggiori), sui quali determina una perdita di biodiversità e l'interruzione della rete ecologica, almeno nel periodo di costruzione;
rischio di inquinamento delle acque in caso di perdite dagli impianti a pompa di calore (calore ambiente da acque sotterranee e sottosuolo, da infrastrutture ‐ acquedotto); consumo di suolo per impianto Kompogas;
biogas presso IDA non produce consumo di suolo perchè il generatore elettrico è situato all'interno dell'edificio esistente;
Emissioni odori molesti impianto Kompogas, tuttavia localizzazione lontana dalla residenza;
‐
+
‐
‐
‐
‐
‐
+++
‐
+++
‐
‐
‐
+++
‐
+
+++
+
Giudizio complessivo: molto positivo Diminuzione delle emissioni legata a efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali e all'efficienza energetica nei settori del commercio, servizi, artigianato e industria;
Consumo di suolo per la realizzazione della centrale termica ad Agno;
la rete di teleriscaldamento di Agno attraversa, nel tratto iniziale, ambiti a bassa urbanizzazione, sui quali potrebbe determinare una perdita di biodiversità e l'interruzione della rete ecologica, almeno nel periodo di costruzione;
+
‐
‐
‐
‐
+
+++
+++
‐
‐
‐
‐
‐
+++
+
+
+++
‐ ‐ ‐
=
+
+++
+++
95/101
Trasporto legna da regioni limitrofe: impatto molto piccolo;
emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia energia elettrica (ipotesi: mix EU);
(+++) elettrica (ipotesi: mix EU);
consumo di energia primaria: basso, perchè legna è prevalente (media energia primaria consumata da pellet, truciolato e legna in pezzi: 0.81 consumo di energia primaria: basso, perchè legna è prevalente (media energia ‐
kWheq/kW);
primaria consumata da pellet, truciolato e legna in pezzi: 0.81 kWheq/kW);
emissioni e consumo energia primaria per produzione impianti PV: elevato emissioni e consumo energia primaria per produzione impianti PV: elevato (1.66 kWh (1.66 kWh eq/kWh) ma quantità ridotte;
eq/kWh) ma quantità ridotte;
consumo energia primaria impianto micro‐Hydro Bioggio acquedotto: ridotto ++ consumo energia primaria impianto micro‐Hydro Bioggio acquedotto: ridotto (1.22 (1.22 kWh eq/kWh);
kWh eq/kWh);
Ambito montano
incidenti di trasporto (olio), emissioni di inquinanti in atmosfera per estrazione e trasporto olio, consumo di energia primaria.
‐‐‐
Giudizio complessivo: negativo
efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni esterne;
efficienza nell'illuminazione pubblica e privata e negli apparecchi elettrici: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni estere (ipotesi: mix energia elettrica = mix EU); =
acquisto 50% energia elettrica certificata di origine ecologica: diminuiscono le emissioni di inquinanti atmosferici all'estero rispetto al consumo di mix EU, che comprende olio, carbone e gas naturale.
efficienza nell'illuminazione pubblica e privata e negli apparecchi elettrici: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni estere (ipotesi: mix energia elettrica = mix EU); ++
emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU);
(+++)
‐
consumo di energia primaria: basso, perchè legna è prevalente (media energia primaria consumata da pellet, truciolato e legna in pezzi: 0.81 kWheq/kW);
emissioni e consumo energia primaria per produzione impianti PV: elevato (1.66 kWh eq/kWh) ma quantità ridotte;
consumo energia primaria impianto micro‐Hydro Bioggio e Manno acquedotto: ridotto (1.22 kWh eq/kWh);
(+++)
‐
+++
++
++
consumo di energia primaria: basso, perchè legna è prevalente (media energia primaria consumata da pellet, truciolato e legna in pezzi: 0.81 kWheq/kW);
emissioni e consumo energia primaria per produzione impianti PV: elevato (1.66 kWh eq/kWh) ma quantità ridotte;
consumo energia primaria impianto micro‐Hydro Bioggio e Manno acquedotto: ridotto (1.22 kWh eq/kWh);
(+++)
‐
+++
=
++
++
++
+
++
+
rischio di incidente trasporto gas; emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU).
Impatto esterno al territorio comunale [MWheq/MWh]
incidenti di trasporto (olio e gas), emissioni di inquinanti in atmosfera per estrazione e Ambito pede‐montano trasporto olio e gas, consumo di energia primaria.
Consumo di energia primaria: gas: 1.15 kWh eq/kWh, pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh, fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh; legna: 0.81 kWh eq/kWh.
‐‐‐
efficienza nell'illuminazione pubblica e privata e negli apparecchi elettrici: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni estere (ipotesi: mix energia elettrica = mix EU); acquisto 50% energia elettrica certificata di origine ecologica: diminuiscono le emissioni di inquinanti atmosferici all'estero rispetto al consumo di mix EU, che comprende olio, carbone e gas naturale.
‐
‐
‐ ‐ =
+
rischio di incidente trasporto gas; emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU);
consumo di energia primaria: gas, centrale a ciclo combinato : 2.34 kWh eq/kWh elettrico, pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh, fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh; legna: 0.81 kWh eq/kWh;
il consumo di energia primaria di energia primaria è tuttavia inferiore rispetto allo sfruttamento del gas mediante singoli impianti, poichè la centrale di cogenerazione è piu' efficiente;
Rischio di incidente trasporto gas; emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU);
Piana Vedeggio
incidenti di trasporto (olio e gas), emissioni di inquinanti in atmosfera per estrazione e trasporto olio e gas, consumo di energia primaria.
consumo di energia primaria: gas: 1.15 kWh eq/kWh, pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh;
emissioni e consumo energia primaria (1.66 kWh eq/kWh) per produzione impianti PV (tetti edifici per commercio, servizi, artigianato e industria): elevato;
consumo energia primaria impianto Kompogas: estremamente ridotto (0.48 kWh eq/kWh);
consumo energia primaria impianto biogas: estremamente ridotto (0.2 kWh eq/kWh);
‐‐‐
‐ =
consumo di energia primaria: pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh, fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh; legna: 0.81 kWh eq/kWh;
efficienza energetica per il riscaldamento degli stabili residenziali, per il commercio, i servizi, l'artigianato e l'industria: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni esterne;
=
=
+++
++
++
Emi s s i oni al l 'es tero l egate a l l 'uti l i zzo di pompe di ca l ore, che cons umano energi a el ettri ca (i potes i : mi x EU); mi nori ems s i oni ri s petto al ca s o con i mpi anti s i ngol i , poi chè l 'i mpi a nto central i zza to è pi u' effi ci ente; Cons umo di energi a pri ma ri a per l a l egna : tendenzi a l mente i nferi ore a quel l o dovuto a d i mpi a nti s i ngol i , poi chè l 'i mpi anto centra l i zza to è pi u' effi ci ente. Cons umo di energi a pri ma ri a i nferi ore dunque a l va l ore di 0.81 kWheq/kW (medi a energi a pri ma ri a cons uma ta da pel l et, truci ol a to e l egna i n pezzi ); cons umo di energi a pri ma ri a per l e pompe di ca l ore: tendenzi a l mente i nferi ore a quel l o con pompe di ca l ore s i ngol e, poi chè i n fa s e di ges ti one l 'i mpi a nto centra l i zza to è pi u' effi ci ente. I va l ori di riferi mento per gl i i mpi a nti s i ngol i s ono i s eguenti : pompe di ca l ore compres e tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh; l egna : 0.81 kWh eq/kWh; cons umi di energi a pri mari a per fotovol ta i co: 1.66 kWh eq/kWh.
effi ci enza energeti ca per i l ri s ca l da mento degl i s ta bil i res i denzi a l i , per i l commerci o, i s ervi zi , l 'a rti gi a na to e l'i ndus tri a : i mpa tto per l a l a vora zi one e i l tras porto dei ma teri al i da cos truzi one e per l o s ma l timento degl i el ementi cos trutti vi s os ti tui ti , tutta vi a di mi nui s ce i l cons umo di energi a e qui ndi l e emi s s i oni es terne;
effi ci enza nel l 'i l l umi nazi one pubbl ica e pri vata e negl i a ppa recchi el ettri ci : i mpa tto per l a l a vora zi one e i l tra s porto dei materi a l i da cos truzi one e per l o s ma l ti mento degl i el ementi cos trutti vi s os ti tui ti , tutta vi a di mi nui s ce i l cons umo di energi a e qui ndi l e emi s s i oni es tere (i potes i : mi x energi a el ettri ca = mi x EU); acqui s to 50% energi a el ettri ca certi fi ca ta di ori gi ne ecol ogi ca : di mi nui s cono l e emi s s i oni di i nqui na nti a tmos feri ci a l l 'es tero ri s petto al cons umo di mi x EU, che comprende ol i o, carbone e ga s natura l e.
+
=
+++
+++
Giudi zi o compl es s ivo: mol to pos i ti vo
(‐)
‐
‐ ‐ ‐
=
+
Rischio di incidente trasporto gas; emissione sostanze inquinanti in atmosfera per estrazione gas e costruzione centrale a ciclo combinato; emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU);
consumo di energia primaria: gas, centrale a ciclo combinato: 2.34 kWh eq/kWh elettrico, fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh;
il consumo di energia primaria di gas è tuttavia inferiore rispetto allo sfruttamento del gas mediante singoli impianti, poichè la centrale di cogenerazione è piu' efficiente;
consumo energia primaria impianto Kompogas: estremamente ridotto (0.48 kWh eq/kWh);
consumo energia primaria impianto biogas: estremamente ridotto (0.2 kWh eq/kWh).
(‐ )
‐
‐
=
consumo di energia primaria: pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh, fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh; legna: 0.81 kWh eq/kWh;
consumo energia primaria impianto Kompogas: estremamente ridotto (0.48 kWheq/kWh);
consumo energia primaria impianto biogas: estremamente ridotto (0.2 kWheq/kWh).
+
‐ ‐ =
=
+++
++
emissioni all'estero legate all'utilizzo di pompe di calore, che consumano energia elettrica (ipotesi: mix EU); minori emssioni rispetto al caso con impianti singoli, poichè l'impianto centralizzato è piu' efficiente; consumo di energia primaria per le pompe di calore è tendenzialmente inferiore a quello con pompe di calore singole: in fase di gestione l'impianto centralizzato è piu' efficiente, tuttavia aumenta il consumo in fase di costruzione. I valori di riferimento per gli impianti singoli sono i seguenti: pompe di calore comprese tra 1.5 e 1.7 kWh eq/kWh; legna: 0.81 kWh eq/kWh. consumi di energia primaria per fotovoltaico: 1.66 kWh eq/kWh.
consumo energia primaria impianto Kompogas: ridotto (0.48 kWh eq/kWh);
consumo energia primaria impianto biogas: estremamente ridotto (0.2 kWh eq/kWh).
efficienza nell'illuminazione pubblica e privata e negli apparecchi elettrici: impatto per la lavorazione e il trasporto dei materiali da costruzione e per lo smaltimento degli elementi costruttivi sostituiti, tuttavia diminuisce il consumo di energia e quindi le emissioni estere (ipotesi: mix energia elettrica = mix EU); ‐
=
‐‐
+
=
‐‐
=
‐
(‐)
‐
‐ ‐‐ +++
+++
‐ Giudizio qualitativo
=
++
+++
‐ ‐ ‐
96/101
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: legna 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; Ambito montano
utilizzo prevalente di olio combustibile.
Giudizio complessivo: molto negativo
‐ ‐ ‐
fotovoltaico: 97 g CO2/kWh; mini‐idroelettrico nell'acquedotto: 21.60 g CO2/kWh: giudizio positivo; acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio positivo;
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica: giudizio positivo
efficienza energetica nell'illuminazione pubblica: diminuzione delle emissioni di CO2: giudizio positivo
efficienza energetica negli apparecchi elettrici e illuminazione privata: giudizio neutro (l'effetto rimbalzo comporta l'aumento dei consumi)
emissioni di gas ad effetto serra elevate (gas: 241 g CO2/kWh; solare termico: 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; Ambito pede‐montano
utilizzo prevalente di olio combustibile.
‐ ‐ ‐
Cambiamento climatico
++
++
+
=
++
‐ ‐ +
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali e dell'illuminazione pubblica: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica: giudizio positivo;
+
+
fotovoltaico: 97 g CO2/kWh; mini‐idroelettrico nell'acquedotto: 21.60 g CO2/kWh: giudizio positivo;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio positivo; +
++
fotovoltaico: 97 g CO2/kWh);
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM; efficienza energetica negli apparecchi elettrici e illuminazione privata: giudizio neutro (l'effetto rimbalzo comporta l'aumento dei consumi).
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: legna 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; =
‐
[gCO2eq/kWh]
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica: giudizio positivo;
emissioni di gas ad effetto serra elevate ma inferiori al caso in cui si sfrutti il gas mediante impianti singoli ridotte: 493 g CO2/kWh elettrico; per la copertura del fabbisogno termico residuo: legna 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; gas 241 gCO2/kWh (solo per la quota di fabbisogno rimanente, si tratta di quantitativi ridotti).
Giudizio negativo emissioni impianti fotovoltaici: 97 gCO2/kWh: giudizio positivo;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio positivo;
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali e dell'illuminazione pubblica: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica ma utilizzo di materiali nuovi la cui produzione causa emissioni di CO2: giudizio positivo;
efficienza energetica negli apparecchi elettrici e illuminazione privata: : giudizio neutro (l'effetto rimbalzo comporta l'aumento dei consumi)
Giudizio complessivo: neutro ++
+
=
+
‐
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: legna 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; fotovoltaico: 97 g CO2/kWh; mini‐idroelettrico nell'acquedotto: 21.60 g CO2/kWh: giudizio positivo; acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio molto positivo;
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica ma utilizzo di materiali nuovi la cui produzione causa emissioni di CO2 (giudizio positivo)
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: solare termico: 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; legna: 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); gas con distribuzione capillare (solo per la copertura del fabbisogno residuo): 241 g CO2/kWh; giudizio molto positivo;
+++
++
+++
+
+
=
=
efficienza energetica nel riscaldamento degli edifici residenziali: diminuzione delle emissioni di CO2 grazie al minor consumo di energia termica ed elettrica: giudizio positivo
+++
++
+++
+
=
+++
+++
++
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio molto positivo;
risparmio energetico commercio, servizi, industria e artigianato: riduzione dei consumi e conseguente riduzione delle emissioni di CO2: giudizio molto positivo.
fotovoltaico: 97 g CO2/kWh; mini‐idroelettrico nell'acquedotto: 21.60 g CO2/kWh: giudizio positivo; acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: riduzione delle emissioni all'esterno del territorio ABM: giudizio molto positivo;
=
emissioni impianti fotovoltaici: 97 gCO2/kWh: giudizio positivo;
+
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: legna 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; +++
+++
=
++
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: pompe di calore centralizzate, con reti di teleriscaldamento: valori inferiori al caso con singole pompe di calore (comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh);
centrale termica a legna con rete di teleriscaldamento: valori inferiori al caso con singoli impianti a legna (19.2 g CO2/kWh ‐ media cippato, legna in pezzi, pellet); solare termico: 29 g CO2/kWh; gas con distribuzione capillare (solo per la copertura del fabbisogno residuo): 241 g CO2/kWh; giudizio molto positivo;
+++
+++
+++
=
+++
+++
emissioni di gas ad effetto serra elevate (gas: 241 g CO2/kWh; solare termico: 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh): giudizio negativo;
emissioni impianto Kompogas: 0.038 gCO2/kWh: giudizio positivo;
emissioni impianto biogas IDA: 0.053 gCO2/kWh: giudizio positivo;
Piana Vedeggio
utilizzo prevalente di olio combustibile. Giudizio copmlessivo: molto negativo
‐ ‐ ‐ efficienza energetica negli apparecchi elettrici e illuminazione privata: giudizio neutro (l'effetto rimbalzo comporta l'aumento dei consumi)
‐ ‐ +
+
=
emissioni di gas ad effetto serra elevate ma inferiori al caso in cui si sfrutti il gas mediante impianti singoli: 493 g CO2/kWh elettrico.
Giudizio negativo ‐
+
+
+
‐
=
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: solare termico: 29 g CO2/kWh; pompe di calore comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh; legna: 19.2 g CO2/kWh (media cippato, legna in pezzi, pellet); gas con distribuzione capillare (solo per la copertura del fabbisogno residuo): 241 g CO2/kWh; giudizio molto positivo;
++
+++
+++
+++
emissioni di gas ad effetto serra ridotte: pompe di calore centralizzate (Agno), con reti di teleriscaldamento: valori inferiori al caso con singole pompe di calore (comprese tra 61 e 82 g CO2/kWh);
solare termico: 29 g CO2/kWh; gas con distribuzione capillare (solo per la copertura del fabbisogno residuo): 241 g CO2/kWh; giudizio molto positivo;
+++
+++
+++
+++
‐ ‐ ‐ ‐
=
++
++
+++
97/101
Ambito montano
costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008): cio' non influenza il giudizio, poichè è un obbligo di legge;
dipendenza dal fossile (olio) per gli stabili comunali: costo in aumento: giudizio negativo
nessun altro costo di investimento: giudizio molto positivo
Giudizio complessivo: molto positivo costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008): cio' non influenza il giudizio, poichè è un obbligo di legge;
Ambito pede‐montano nessun altro costo di investimento: giudizio molto positivo
Costi a carico del comune
Giudizio complessivo: molto positivo costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale; i Comuni sono comunque tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008): cio' non influenza il giudizio, poichè è un obbligo di legge;
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica molto ridotto, giudizio molto positivo. ‐
+++
costo per l'impianto idroelettrico nell'acquedotto a Bioggio: investimento elevato, viene generalmente realizzato solo se economicamente sostenibile; non si esclude che i tempi di ritorno possano tuttavia essere elevati, nonostante tale impianto possa godere dell'incentivo federale RIC: giudizio neutro.
costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale; i Comuni sono comunque tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008): giudizio neutro;
+++ costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica molto ridotto, giudizio molto positivo. =
Acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte dei comuni: giudizio positivo;
+
++
++
‐
+++
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è decisamente sostenibile da parte dei comuni: giudizio positivo;
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; Giudizio complessivo: molto positivo
costo per l'impianto idroelettrico nell'acquedotto a Bioggio: investimento elevato, viene generalmente realizzato solo se economicamente sostenibile; non si esclude che i tempi di ritorno possano tuttavia essere elevati, nonostante tale impianto possa godere dell'incentivo federale RIC: giudizio neutro.
costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale; i Comuni sono comunque tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo; +++
=
Acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte dei comuni: giudizio positivo;
+
++
++
++
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; Giudizio complessivo: positivo
costo per l'impianto idroelettrico nell'acquedotto a Bioggio e Agno: investimento elevato, viene generalmente realizzato solo se economicamente sostenibile; non si esclude che i tempi di ritorno possano tuttavia essere elevati, nonostante tale impianto possa godere dell'incentivo federale RIC; poichè sono presenti due impianti, il giudizio è negativo.
Acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte dei comuni: giudizio neutro;
+
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica molto ridotto, giudizio molto positivo. ‐ +++
‐
+
costo per l'impianto idroelettrico nell'acquedotto a Bioggio e Agno: investimento elevato, viene generalmente realizzato solo se economicamente sostenibile; non si esclude che i tempi di ritorno possano tuttavia essere elevati, nonostante tale impianto possa godere dell'incentivo federale RIC: giudizio neutro.
+++
‐
Acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è decisamente sostenibile da parte dei comuni: giudizio positivo;
+
costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili ‐
‐
Giudizio complessivo: negativo ‐
Giudizio complessivo: negativo ‐
‐
+
costo per eventuali impianti dimostrativi di tipo solare termico o a pompa di calore o a legna: per un Comune si tratta di un costo sostenibile, giudizio positivo (possibili modulazioni a seconda del tipo di impianto);
+
+
costi per eventuali impianti dimostrativi di tipo solare fotovoltaico: per i comuni sono generalmente sostenibili: giudizio neutro;
=
++
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica molto ridotto, giudizio molto positivo. ‐
costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo;
+
costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale; i Comuni sono comunque tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo; costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo;
+
++
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili ‐ ‐
costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili Giudizio complessivo: negativo
‐ ‐ acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è decisamente sostenibile da parte dei comuni: giudizio positivo;
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; ‐
+
=
+
++
‐ ‐
Piana Vedeggio
nessun altro costo di investimento: giudizio molto positivo
Giudizio complessivo: molto positivo costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008): cio' non influenza il giudizio, poichè è un obbligo di legge;
‐
+++
++
impianto biogas IDA: costi di investimento di elevata portata, compensati dal fatto che l'impianto gode degli incentivi federali RIC; l'investimento è comunque diviso tra i comuni membri del consorzio CDALED: giudizio neutro;
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo;
=
+
++
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; Giudizio complessivo: positivo
=
+
+
++
=
+
‐
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo;
costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili ‐ ‐
costo per l'eventuale risanamento di stabili di proprietà comunale: i comuni sono tenuti a realizzare i nuovi edifici rispettivamente i risanamenti secondo lo standard MINERGIE® (RUEn 2008); qui è previsto un risanamento MINERGIE‐P: giudizio negativo;
‐
=
+
=
+
costo per una diversa gestione dell'illuminazione pubblica e per la sostituzione degli impianti di illuminazione pubblica: il costo della sostituzione degli impianti è decisamente sostenibile da parte dei comuni, tanto piu' che si ripaga velocemente nel tempo; +
=
+
costo per incentivare l'efficienza energetica nei settori di consumo finale e le energie rinnovabili ‐ ‐
‐ ‐
++
++
+
‐ ‐
‐ ‐
‐ ‐
‐ ‐
98/101
Legna: investimento: ‐50% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 100% rinnovabile: giudizio molto positivo;
solare termico: costi di investimento di media portata da aggiungere ai costi dell'impianto centrale (tecnologia integrativa): giudizio positivo;
calore ambiente aria: investimento: ‐10% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 65% rinnovabile, minori costi di gestione: giudizio debolmente positivo;
calore ambiente ‐ sottosuolo: investimento: +60% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 75% rinnovabile, minori costi di gestione. Costi elevati per il cittadino: giudizio negativo.
nessun costo di investimento;
Ambito montano
costi di gestione in aumento a causa della dipendenza dal fossile;
Giudizio complessivo: molto positivo.
++
‐
++
impianto mini‐hydro nell'acquedotto non è a carico dei cittadini: non influenza il giudizio;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte di un nucleo famigliare con capacità di spesa media: giudizio neutro;
risanamento energetico stabili residenziali: i costi di intervento sono molto variabili a dipendenza del tipo di edificio e di obiettivo. Per risanamenti (in particolare MINERGIE® o MINERGIE‐P®) sono tuttavia generalmente molto elevati, solo in parte compensati dal risparmio in fase di esercizio: giudizio negativo.
Risparmio energetico apparecchi elettrici e illuminazione privata: costi di investimento bassi rispetto ad altre tipologie di intervento: giudizio molto positivo
Giudizio complessivo: neutro ++
++
=
‐
+++
=
legna: investimento: ‐50% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 100% rinnovabile: giudizio molto positivo;
impianto mini‐hydro nell'acquedotto non è a carico dei cittadini: giudizio molto positivo;
++
+++
=
‐
+++
+
nessun costo di investimento; costi di gestione in aumento a causa della dipendenza dal Ambito pede‐montano
fossile;
Costi a carico di privati
(cittadini)
+++
‐
++
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC; poichè tuttavia sono realizzati su stabili di proprietà di imprese, la capacità di spesa è maggiore: giudizio positivo;
risparmio energetico apparecchi elettrici e illuminazione privata: costi di investimento bassi rispetto ad altre tipologie di intervento: giudizio molto positivo
Giudizio complessivo: neutro +
+
=
‐ +++
rete tel eri s ca l da mento ga s : i nves ti mento per l a s ottos ta zi one: gi udi zi o mol to pos i ti vo; s ol a re termi co: cos ti di i nves ti mento di medi a porta ta da aggi ungere a i cos ti del l 'i mpi a nto central e (tecnol ogi a i ntegra ti va): gi udi zi o pos i ti vo;
ca l ore a mbi ente ari a : i nves ti mento: ‐10% ri s p. cal da i a a ga s ol i o con s ol a re termi co, 65% ri nnova bi l e, mi nori cos ti di ges ti one: gi udi zi o debol mente pos i ti vo;
ca l ore a mbi ente ‐ s ottos uol o: i nves ti mento: +60% ri s p. ca l dai a a gas ol i o con s ol are termi co, 75% ri nnovabi l e, mi nori cos ti di ges ti one. Cos ti el eva ti per i l ci ttadi no: gi udi zi o negati vo;
ca l ore a mbi ente ‐ a cque s otterra nee: cos ti pres a d'acqua e re‐i mmi s s i one. 75% ri nnova bi l e, mi nori cos ti di ges ti one: gi udi zi o nega ti vo; l egna: i nves ti mento: ‐50% ri s p. ca l da i a a gas ol i o con s ol are termi co, 100% ri nnova bi l e: gi udi zi o mol to pos i ti vo;
++
i mpi a nti PV: cos ti di i nves ti mento di el eva ta portata per i l s i ngol o propri etari o, compens a ti nel cas o i n cui l 'i mpi a nto goda degl i i ncenti vi federal i RIC; poi chè tutta vi a s ono rea l i zza ti s u s ta bi l i di propri età di i mpres e, l a capa ci tà di s pes a è ma ggiore: gi udi zi o pos i ti vo;
acqui s to 50% energi a el ettrica cons umata da fonte ecol ogi ca certi fi cata : l 'a umento di cos to è s os teni bi l e da pa rte di un nucl eo fa mi gl i are con capa ci tà di s pes a medi a: gi udi zi o neutro;
+
ri s a na mento energeti co s ta bi l i res i denzi a l i : i cos ti di i ntervento s ono mol to va ri a bi l i a di pendenza del ti po di edi fi ci o e di obi etti vo. Per ri s a na menti (i n pa rti col a re MINERGIE® o MINERGIE‐P®) s ono tutta vi a genera l mente mol to el evati , s ol o i n parte compens a ti da l ri s parmi o i n fas e di es erci zi o: gi udi zi o nega ti vo. ri s pa rmi o energeti co appa recchi el ettri ci e i l l umi na zi one pri vata : cos ti di i nves ti mento ba s s i ri s petto a d a l tre ti pol ogi e di i ntervento: gi udi zi o mol to pos i ti vo
ri s pa rmi o energeti co commerci o, s ervi zi , i ndus tri a e a rti gi ana to: cos to d'i nves ti mento compens a to dal l a di mi nuzi one del cos to d'es erci zi o: gi udi zi o neutro.
=
=
‐
+++
+
nessun costo di investimento;
Piana Vedeggio
costi di gestione in aumento a causa della dipendenza dal fossile; Giudizio complessivo: molto positivo
+++
‐
++
Giudizio complessivo: neutro +
+
=
‐ +++
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC: poichè tuttavia sono realizzati su stabili di proprietà di imprese, la capacità di spesa è maggiore: giudizio positivo;
risanamento energetico stabili residenziali: i costi di intervento sono molto variabili a dipendenza del tipo di edificio e di obiettivo. Per risanamenti (in particolare MINERGIE® o MINERGIE‐P®) sono tuttavia generalmente molto elevati, solo in parte compensati dal risparmio in fase di esercizio: giudizio negativo;
risparmio energetico commercio, servizi, industria e artigianato: costo d'investimento compensato dalla diminuzione del costo d'esercizio: giudizio neutro.
++
+
+
=
‐
+++
‐
i mpi a nti PV: cos ti di i nves ti mento di el evata porta ta per i l s i ngol o propri eta ri o, compens a ti nel ca s o i n cui l 'i mpi anto goda degl i i ncenti vi federa l i RIC : gi udi zi o nega ti vo;
a cqui s to 50% energi a el ettri ca cons uma ta da fonte ecol ogi ca certi fi ca ta : l 'a umento di cos to è s os teni bi l e da pa rte di un nucl eo fami gl i a re con ca paci tà di s pes a medi a ; l e i mpres e ha nno i nvece l i vel l i di cons umo piu' el evati : gi udi zi o nega ti vo;
ri s ana mento energeti co s tabi l i res i denzi al i : i cos ti di i ntervento s ono mol to va ri a bi l i a di pendenza del ti po di edi fi ci o e di obi etti vo. Per ri s a na menti (i n pa rti col are MINERGIE® o MINERGIE‐P®) s ono tutta vi a genera l mente mol to el evati , s ol o i n pa rte compens a ti dal ri s pa rmi o i n fa s e di es erci zi o: giudi zi o negati vo. ri s pa rmi o energeti co appa recchi el ettri ci e i ll umi na zi one pri va ta : cos ti di i nves ti mento ba s s i ri s petto a d a l tre ti pol ogi e di i ntervento: gi udi zi o mol to pos i ti vo
ri s pa rmi o energeti co commerci o, s ervi zi , i ndus tri a e a rti gi a nato: cos to d'i nves ti mento compens a to da l l a di mi nuzi one del cos to d'es erci zi o: gi udi zi o neutro.
+++
=
‐ ‐
+++
‐
‐ ‐ ‐
‐
impianti mini‐hydro nell'acquedotto non sono a carico dei cittadini: giudizio molto positivo;
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC: giudizio negativo;
risanamento energetico stabili residenziali: i costi di intervento sono molto variabili a dipendenza del tipo di edificio e di obiettivo. Per risanamenti (in particolare MINERGIE® o MINERGIE‐P®) sono tuttavia generalmente molto elevati, solo in parte compensati dal risparmio in fase di esercizio: giudizio negativo; risparmio energetico apparecchi elettrici e illuminazione privata: costi di investimento bassi rispetto ad altre tipologie di intervento: giudizio molto positivo
reti teleriscaldamento Agno (acque depurate in uscita da IDA), Bioggio (calore ambientale ‐ acque sotterranee) e Manno (legna): solo investimento per la sottostazione: giudizio molto positivo;
calore ambiente ‐ sottosuolo: investimento: +60% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 75% rinnovabile, minori costi di gestione. Costi elevati per il cittadino: giudizio negativo;
calore ambiente ‐ acque sotterranee: costi presa d'acqua e re‐immissione. 75% rinnovabile, minori costi di gestione: giudizio negativo; legna: investimento: ‐50% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 100% rinnovabile: giudizio molto positivo;
impianto per lo sfruttamento della biomassa ‐ scarti organici (Kompogas): costo di'investimento elevato, ripagato tuttavia in un numero contenuto di anni di esercizio, anche grazie agli incentivi RIC federali: giudizio neutro;
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC : giudizio negativo;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte di un nucleo famigliare con capacità di spesa media: le imprese hanno invece livelli di consumo piu' elevati: giudizio negativo;
‐ ‐
=
‐ ‐ ‐
risanamento energetico stabili residenziali: i costi di intervento sono molto variabili a dipendenza del tipo di edificio e di obiettivo. Per risanamenti (in particolare MINERGIE® o MINERGIE‐P®) sono tuttavia generalmente molto elevati, solo in parte compensati dal risparmio in fase di esercizio: giudizio negativo. risparmio energetico apparecchi elettrici e illuminazione privata: costi di investimento bassi rispetto ad altre tipologie di intervento: giudizio molto positivo
Gi udi zi o compl es s i vo: mol to nega ti vo
calore ambiente ‐ acque sotterranee: costi presa d'acqua e re‐immissione. 75% rinnovabile, minori costi di gestione: giudizio negativo; impianto per lo sfruttamento della biomassa ‐ scarti organici (Kompogas): costo di'investimento elevato, ripagato tuttavia in un numero contenuto di anni di esercizio, anche grazie agli incentivi RIC federali: giudizio neutro;
rete teleriscaldamento Agno ‐ acque depurate in uscita da IDA: solo investimento per la sottostazione: giudizio molto positivo;
calore ambiente ‐ acque sotterranee: costi presa d'acqua e re‐immissione. 75% rinnovabile, minori costi di gestione: giudizio negativo; impianto per lo sfruttamento della biomassa ‐ scarti organici (Kompogas): costo di'investimento elevato, ripagato tuttavia in un numero contenuto di anni di esercizio, anche grazie agli incentivi RIC federali: giudizio neutro;
‐ ‐ impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC : giudizio negativo;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte di un nucleo famigliare con capacità di spesa media; le imprese hanno invece livelli di consumo piu' elevati: giudizio negativo;
++
+++
‐
‐
‐
Giudizio complessivo: positivo =
rete teleriscaldamento gas: investimento solo per la sottostazione: giudizio molto positivo; impianto per lo sfruttamento della biomassa ‐ scarti organici (Kompogas): costo di'investimento elevato, ripagato tuttavia in un numero contenuto di anni di esercizio, anche grazie agli incentivi RIC federali; risanamento energetico stabili residenziali: i costi di intervento sono molto variabili a dipendenza del tipo di edificio e di obiettivo. Per risanamenti (in particolare MINERGIE® o MINERGIE‐P®) sono tuttavia generalmente molto elevati, solo in parte compensati dal risparmio in fase di esercizio: giudizio negativo. s ol a re termi co: cos ti di i nves ti mento di medi a portata da a ggi ungere a i cos ti del l 'i mpi anto centra l e (tecnol ogi a i ntegra ti va ): gi udi zi o pos i ti vo;
ca l ore a mbi ente a ri a : i nves ti mento: ‐10% ri s p. ca l dai a a ga s ol i o con s ol a re termi co, 65% ri nnova bi l e, mi nori cos ti di ges ti one: gi udi zi o debol mente pos i ti vo;
ca l ore a mbi ente ‐ s ottos uol o: i nves ti mento: +60% ri s p. cal da i a a ga s ol i o con s ol a re termi co, 75% ri nnovabi l e, mi nori cos ti di ges ti one. Cos ti el eva ti per i l ci tta di no: gi udi zi o nega ti vo;
ca l ore a mbi ente ‐ a cque s otterranee: cos ti pres a d'a cqua e re‐i mmi s s i one. 75% ri nnovabi l e, mi nori cos ti di ges ti one: gi udi zi o nega ti vo; l egna : i nves ti mento: ‐50% ris p. ca l da i a a ga s ol i o con s ol a re termi co, 100% ri nnovabi l e: gi udi zi o mol to pos i ti vo;
Gi udi zi o compl es s i vo: pos i ti vo
gas con distribuzione capillare: costo molto contenuto per l'allacciamento alla rete; costo piu' elevato ma comunque sempre contenuto per l'estensione della rete: giudizio molto positivo; impianto per lo sfruttamento della biomassa ‐ scarti organici (Kompogas): costo di'investimento elevato, ripagato tuttavia in un numero contenuto di anni di esercizio, anche grazie agli incentivi RIC federali; poichè tuttavia sono realizzati su stabili di proprietà di imprese, la capacità di spesa è maggiore: giudizio positivo.
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC; poichè tuttavia sono realizzati su stabili di proprietà di imprese, la capacità di spesa è maggiore: giudizio positivo;
impianti mini‐hydro nell'acquedotto non sono a carico dei cittadini: giudizio molto positivo;
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC: giudizio negativo;
Giudizio complessivo: negativo Giudizio complessivo: positivo gas con distribuzione capillare: costo molto contenuto per l'allacciamento alla rete; costo piu' elevato ma comunque sempre contenuto per l'estensione della rete: giudizio molto positivo; solare termico: costi di investimento di media portata da aggiungere ai costi dell'impianto centrale (tecnologia integrativa): giudizio positivo;
calore ambiente ‐ acque sotterranee: costi presa d'acqua e re‐immissione. 75% rinnovabile, minori costi di gestione: giudizio negativo; legna: investimento: ‐50% risp. caldaia a gasolio con solare termico, 100% rinnovabile: giudizio molto positivo;
+
‐ ‐
+
=
‐ ‐ ‐
‐ ‐ ‐
impianti PV: costi di investimento di elevata portata per il singolo proprietario, compensati nel caso in cui l'impianto goda degli incentivi federali RIC : giudizio negativo;
acquisto 50% energia elettrica consumata da fonte ecologica certificata: l'aumento di costo è sostenibile da parte di un nucleo famigliare con capacità di spesa media; le imprese hanno invece livelli di consumo piu' elevati: giudizio negativo;
Giudizio complessivo: molto negativo ‐
=
‐ ‐ +++
‐
‐ ‐
‐
‐ ‐
=
‐ ‐
‐ ‐
‐
‐ ‐
=
‐ ‐
‐ ‐
++
99/101
+
Ambito montano
marginale contributo legato agli impianti a legna: giudizio negativo ‐ ‐
legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
impianto mini‐hydro nell'acquedotto (Bioggio): impatto positivo sugli introiti comunali derivante dalla vendita dell'energia prodotta, se l'impianto gode dell'incentivo federale RIC, seppure a fronte di un elevato costo d'investimento iniziale: giudizio neutro
risanamento energetico edifici: impatto positivo per le installazioni realizzate e i prodotti e materiali acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale.
risparmio illuminazione pubblica e privata e apparecchi elettrici: beneficio per l'azienda elettrica (AIL) o per ditte esterne al territorio locale/regionale: giudizio neutro
+
legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. Legna, solare termico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
impianto mini‐hydro nell'acquedotto (Bioggio): impatto positivo sugli introiti comunali derivante dalla vendita dell'energia prodotta, se l'impianto gode dell'incentivo federale RIC, seppure a fronte di un elevato costo d'investimento iniziale: giudizio neutro.
+++
regionale.
+
gas: debole effetto positivo per l'estensione della rete (purchè sia utilizzata manodopera locale);
Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: debolmente impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
Legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. solo distributori di olio Ambito pede‐montano combustibile e del gas: giudizio negativo
‐ ‐
risanamento energetico edifici: impatto positivo per le installazioni realizzate e i prodotti e materiali acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
risparmio illuminazione pubblica e privata e apparecchi elettrici: beneficio per l'azienda elettrica (AIL) o per ditte esterne al territorio locale/regionale: giudizio neutro.
+++
+++
+
Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale.
Legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. +
=
=
gas rete NPV: la realizzazione della rete coinvolge con maggiore probabilità imprese esterne al territorio locale‐regionale (bando di valenza almeno nazionale), che possono tuttavia avvalersi di manodopera locale; Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
Legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. +
+
+
Risanamento energetico edifici: impatto positivo per le installazioni realizzate e i prodotti e materiali acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
Risparmio energetico nei settori commercio, servizi, industria e artigianato: impatto positivo se le consulenze sono effettuate da professionisti ticinesi e se gli eventuali materiali necessari per la sostituzione di impianti e processi sono acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. solo distributori di olio combustibile e del gas: giudizio negativo
‐ ‐
=
+
gas rete NPV: la progettazione e realizzazione della centrale di cogenerazione e della rete coinvolgono con maggiore probabilità imprese esterne al territorio locale‐regionale (bando di valenza almeno nazionale), che possono tuttavia avvalersi di manodopera locale;
impianto a biomassa‐Kompogas: impatto debolmente positivo, se l'installazione è realizzata da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. I proventi in fase di gestione andranno fuori Cantone (Kompogas): giudizio neutro;
impianto a biogas presso IDA: impatto positivo se l'installazione è realizzata daaziende presenti sul territorio locale‐regionale. I proventi in fase di gestione rimarranno sul territorio locale: giudizio positivo.
fotovoltaico: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
+
=
regionale.
+
+
+
Legna (teleriscaldamento Manno e impianti singoli), solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
Legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. Risanamento energetico edifici: impatto positivo per le installazioni realizzate e i prodotti e materiali acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
Risparmio energetico nei settori commercio, servizi, industria e artigianato: impatto positivo se le consulenze sono effettuate da professionisti ticinesi e se gli eventuali materiali necessari per la sostituzione di impianti e processi sono acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. solare termico e fotovoltaico: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
impianto a biomassa‐Kompogas: impatto debolmente positivo, se l'installazione è realizzata da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale. I proventi in fase di gestione andranno fuori Cantone (Kompogas): giudizio neutro;
impianto a biogas presso IDA: impatto positivo se l'installazione è realizzata da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. I proventi in fase di gestione rimarranno sul territorio locale: giudizio positivo.
Risparmio energetico nei settori commercio, servizi, industria e artigianato: impatto positivo se le consulenze sono effettuate da professionisti ticinesi e se gli eventuali materiali necessari per la sostituzione di impianti e processi sono acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. +
+++
+++
++
+++
+++
Teleriscaldamento acque depurate in uscita da IDA ‐ Agno e acquedotto ‐ Bioggio: la progettazione e realizzazione della centrale di cogenerazione e della rete coinvolgono con maggiore probabilità imprese esterne al territorio locale‐
regionale (bando di valenza almeno nazionale), che possono tuttavia avvalersi di manodopera locale; solare termico e fotovoltaico: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
impianto a biomassa‐Kompogas: impatto debolmente positivo, se l'installazione è realizzata da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. I proventi in fase di gestione andranno fuori Cantone (Kompogas): giudizio neutro;
Risparmio energetico nei settori commercio, servizi, industria e artigianato: impatto positivo se le consulenze sono effettuate da professionisti ticinesi e se gli eventuali materiali necessari per la sostituzione di impianti e processi sono acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐regionale. Risparmio illuminazione pubblica e privata e apparecchi elettrici: beneficio per l'azienda elettrica (AIL) o per ditte esterne al territorio locale/regionale: giudizio neutro
+
+++
+++
++
+++
=
+++
+
=
+++
+++
+
Piana Vedeggio
+++
+++
Teleriscaldamento acque depurate in uscita da IDA ‐ Agno e calore ambientale ‐ acque sotterranee ‐ Bioggio: la progettazione e realizzazione della centrale termica (grande pompa di calore) e della rete coinvolgono con maggiore probabilità imprese esterne al territorio locale‐
regionale (bando di valenza almeno nazionale), che possono tuttavia avvalersi di manodopera locale; giudizio positivo risanamento energetico edifici: impatto positivo per le installazioni realizzate e i prodotti e materiali acquistati da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale.
risparmio illuminazione pubblica e privata e apparecchi elettrici: beneficio per l'azienda elettrica (AIL) o per ditte esterne al territorio locale/regionale: giudizio neutro.
solare termico e fotovoltaico: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐regionale.
impianto a biomassa‐Kompogas: impatto debolmente positivo, se l'installazione è realizzata da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale. I proventi in fase di gestione andranno fuori Cantone (Kompogas): giudizio neutro;
+++
=
Impatto sull'economia locale
gas: debole effetto positivo per l'estensione della rete (purchè sia utilizzata manodopera locale);
+++
legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale.
impianto mini‐hydro nell'acquedotto (Bioggio e Manno): impatto positivo sugli introiti comunali derivante dalla vendita dell'energia prodotta, se gli impianti godono dell'incentivo federale RIC, seppure a fronte di un elevato costo d'investimento iniziale: giudizio neutro.
++
+
legna: Filiera bosco‐energia locale: promozione attività forestali e creazione di nuovi introiti a livello locale. Legna, solare termico e fotovoltaico, calore ambiente: impatto positivo per le installazioni realizzate da aziende presenti sul territorio locale‐
regionale.
impianto mini‐hydro nell'acquedotto (Bioggio e Manno): impatto positivo sugli introiti comunali derivante dalla vendita dell'energia prodotta, se gli impianti godono dell'incentivo federale RIC, seppure a fronte di un elevato costo d'investimento iniziale: giudizio neutro.
+
+++
++
‐ ‐
100/101
Ambito montano
competenze sicuramente esistenti: giudizio molto positivo
+++
Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili e per il risanamento energetico degli edifici
Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate.
L'unica eccezione è costituita dal risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino. Giudizio complessivo: molto positivo
L'unica eccezione è costituita dal risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino. In particolare, la distribuzione del gas con rete capillare è una competenza consolidata in Ticino.
Ambito pede‐montano
Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili, per il risanamento energetico degli edifici e per l'efficienza energetica negli altri settori di consumo finale ‐ +++
=
++
‐ +++
=
++
il rischio d'investimento per la rete di teleriscaldamento è a carico di investitori privati. Si tratta di un investimento molto importante, che potrebbe tuttavia essere supportato da contributi cantonali (si vedano i finanziamenti proposti dal PEC): giudizio molto negativo; Giudizio complessivo: negativo positivo Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili, per il risanamento energetico degli edifici e per l'efficienza energetica negli altri settori di consumo finale
Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate, tranne: ‐ risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino; ‐ risparmio energetico nei settori commercio e servizi, artigianato e industria: le competenze si stanno pian piano creando in Ticino, i professionisti sono ancora pochi. Non sono presenti in Ticino reti di teleriscaldamento su vasta scala; è tuttavia in fase di realizzazione la rete di teleriscaldamento del Bellinzonese, comparabile alla rete NPV per estensione.
Per le altre tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate. L'unica eccezione è costituita dal risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino. Giudizio complessivo: molto negativo
+++
+++
Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate, tranne:
‐ risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino; ‐ ‐
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+
‐
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Difficoltà di realizzazione
Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili e per il risanamento energetico degli edifici Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate.
L'unica eccezione è costituita dal risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino. Giudizio complessivo: negativo
Il rischio d'investimento per le centrali termiche a legna e alimentate dal calore contenuto nelle acque superficiali e le rispettive reti di teleriscaldamento è a carico di investitori privati. Si tratta di investimenti importanti, che potrebbero tuttavia essere supportati da contributi cantonali (si vedano i finanziamenti proposti dal PEC): giudizio negativo; Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili, per il risanamento energetico degli edifici e per l'efficienza energetica negli altri settori di consumo finale
Non sono presenti in Ticino reti di teleriscaldamento alimentate dal calore contenuto nelle acque sotterranee o nelle acque superficiali (acque depurate in uscita da IDA). Tali competenze stanno tuttavia iniziando a diffondersi in altri Cantoni, anche grazie al programma federale "Svizzera energia per le infrastrutture". Per le altre tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate, tranne: ‐ risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino; ‐ risparmio energetico nei settori commercio e servizi, artigianato e industria: le competenze si stanno pian piano creando in Ticino, i professionisti sono ancora pochi. sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate.
Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate. In particolare, la distribuzione del gas con rete capillare è una competenza consolidata in Ticino.
Piana Vedeggio
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il rischio d'investimento per l'impianto di cogenerazione e per la rete di teleriscaldamento è a carico di investitori privati. Si tratta di un investimento molto importante, che potrebbe tuttavia essere supportato da contributi cantonali (si vedano i finanziamenti proposti dal PEC): giudizio molto negativo; La tecnologia del ciclo combinato a gas non è mai stata realizzata in Ticino; anche al ivello svizzero non sono attivi impianti di questo tipo. Si tratta tuttavia di una tecnologia molto nota e da anni utilizzata all'estero. Non sono presenti in Ticino nemmeno reti di teleriscaldamento su vasta scala; è tuttavia in fase di realizzazione la rete di teleriscaldamento del Bellinzonese, comparabile alla rete NPV per estensione.
Per le altre tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate. L'unica eccezione è costituita dal risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino. Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili, per il risanamento energetico degli edifici e per l'efficienza energetica negli altri settori di consumo finale
‐ ‐ ‐ Per tutte le tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate, tranne: ‐ risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino; ‐ risparmio energetico nei settori commercio e servizi, artigianato e industria: le competenze si stanno pian piano creando in Ticino, i professionisti sono ancora pochi. ‐ ‐ ‐
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Il rischio d'investimento per la centrale termica alimentata dal calore contenuto nelle acque superficiali e la rete di teleriscaldamento è a carico di investitori privati. Si tratta di un investimento importante, che potrebbe tuttavia essere supportato da contributi cantonali (si vedano i finanziamenti proposti dal PEC): giudizio negativo; Difficoltà di finanziamento degli interventi di promozione delle energie rinnovabili, per il risanamento energetico degli edifici e per l'efficienza energetica negli altri settori di consumo finale
Non sono presenti in Ticino reti di teleriscaldamento alimentate dal calore contenuto nelle acque superficiali (acque depurate in uscita da IDA). Tali competenze stanno tuttavia iniziando a diffondersi in altri Cantoni, anche grazie al programma federale "Svizzera energia per le infrastrutture". ‐ ‐
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Per tutte le altre tecnologie proposte sono presenti professionisti e casi concreti in cui sono già state applicate, tranne: ‐ risanamento energetico degli edifici, per il quale sono disponibili le competenze ma è ancora limitato il numero dei professionisti esperti attivi in Ticino; ‐ risparmio energetico nei settori commercio e servizi, artigianato e industria: le competenze si stanno pian piano creando in Ticino, i professionisti sono ancora pochi. Giudizio complessivo: molto negativo
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