GLI IMPIANTI A BIOMASSE IN PARTENARIATO PUBBLICO PRIVATO · Le informazioni inerenti i bandi di...

GLI IMPIANTI A BIOMASSE IN PARTENARIATO PUBBLICO PRIVATO

MANUALE OPERATIVO Ottobre 2013

III

Il manuale operativo è stato curato da ASSET Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma, che si è avvalsa per la realizzazione di CRESME Europa Servizi

ASSET Camera Direzione Generale Massimiliano Colella Direzione Operativa Giuseppe Tripaldi Direzione e coordinamento del progetto Luca Rossi Gruppo di lavoro David Mezzi Alessandra Nutta Giuseppe Sebastianelli CRESME Europa Servizi Progettazione e realizzazione Lorenzo Bellicini e Mercedes Tascedda Direzione e coordinamento tecnico Mercedes Tascedda Gruppo di Lavoro Sandro Baldazzi Jessica Carli Luana Provenzano Gianni Stifani Mercedes Tascedda Sara Toso Franca Widmar Le informazioni inerenti i bandi di gara e le aggiudicazioni di iniziative di Partenariato Pubblico Privato nel Lazio sono disponibili sul sito dell’Osservatorio del Partenariato Pubblico Privato del Lazio (www.siop-lazio.it), promosso dalla Camera di Commercio di Roma (www.rm.camcom.it). I diritti di traduzione, di memorizzazione elettronica, di produzione e di adattamento, totale o parziale con qualsiasi mezzo sono riservati esclusivamente ad ASSET Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma. Nessuna parte del presente manuale può essere riprodotta senza autorizzazione scritta da parte di ASSET Camera.

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INDICE Premessa VII Introduzione VIII Elenco acronimi, sigle e unità di misura XI 1. INQUADRAMENTO DEL SETTORE DELLA BIOMASSA 1

1.1. Definizione del settore della biomassa 1

1.2. Il sistema energetico italiano 7

1.3. L’energia da fonti rinnovabili 9

1.3.1. Fonti rinnovabili nel settore elettricità 13

1.3.2. Fonti rinnovabili nel settore riscaldamento e raffreddamento 30

1.4. Piani e strategie nazionali e regionali per lo sviluppo dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili 36

1.4.1. Il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN) 37

1.4.2. Il Piano d’Azione per l'Efficienza Energetica (PAEE) 37

1.4.3. La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’energia più competitiva e sostenibile (SEN) 38

1.4.4. Il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) 39

1.4.5. Regione Lazio: Piano Energetico Regionale e relativo piano d’azione 40

1.5. Gli incentivi per la produzione di energia da impianti a biomassa 41

1.5.1. Gli incentivi previsti dal decreto del 6 luglio 2012 (Tariffa omnicomprensiva e Certificati Verdi) 41

1.5.2. Gli incentivi del nuovo "Conto Termico" 44

1.5.3. I Certificati Bianchi - Titoli di Efficienza Energetica (TEE) 44

1.5.4. Le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico: la nuova detrazione fiscale del 65% 47

1.6. I fondi europei per le bioenergie 47

1.6.1. Il Programma “Energia Intelligente per l’Europa 2007-2013” (EEIE) 47 1.6.2. Fondo Europeo per l’Efficienza Energetica (European Energy Efficiency Fund - EEEF) 49

1.6.3. POI ENERGIA 2007-2013 “Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e risparmioenergetico” – Bando Biomassa 50

1.6.4. Il Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR) 52

1.6.5. Il Fondo Europeo di Sviluppo Regionale (FESR): “Programma Operativo Regionale (POR) Lazio 2007-2013 58

1.7. Il dissenso per le centrali a biomasse 59

1.7.1. Effetto nimby sulle biomasse: i risultati dell’edizione 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum 59

1.7.2. Il progetto “Enerscapes” 2. IL MERCATO DEGLI IMPIANTI A BIOENERGIE 64

2.1. Il mercato degli impianti a bioenergie in Italia e nel Lazio 64

2.1.1. Le modalità di affidamento dei lavori 65

2.2. Gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato in Italia 66

2.2.1. Segmenti procedurali e modelli di PPP 66

2.2.2. Stato di avanzamento 67

2.2.3. Tipo impianto 68

2.2.4. I committenti 69

2.2.5. I protagonisti dell’offerta 70

VI

2.2.6. Il territorio 71

2.2.7. La dimensione degli interventi 73

2.2.8. Le schede di dettaglio delle iniziative di PPP di importo pari o superiore a 5 milioni di euro 84 3. CASI STUDIO 103

3.1. COLLEFERRO: impianto di trigenerazione a biomasse 104

3.1.1. Realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse a servizio dell’incubatore di Colleferro (RM) 105

3.1.2. Parlano i Protagonisti: intervista a Francesca Calenne (Bic Lazio – Coordinamento di territorio LazioSud), Stefano Cordiner (Energy Manager dell’Università di Tor Vergata) e Donato Chimisso (Projectmanager DCH) sull’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro (RM)

111

3.2. UNIONE COMUNI VALDARNO E VALDISIEVE: impianti di teleriscaldamento a biomasse legnose 118

3.2.1. Gli impianti di teleriscaldamento dell’Unione di Comuni Valdarno Valdisieve 118

3.2.2. Realizzazione di un impianto di teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private nel Comunedi Rufina (FI), in località Pomino 124

3.2.3. Parlano i Protagonisti: intervista al Dott. For. Antonio Ventre Responsabile Area Gestione dell’Unione diComuni Valdarno e Valdisieve (ex Comunità Montana Montagna Fiorentina) sull’impianto diteleriscaldamento a biomasse del Comune di Rufina (FI) in località Pomino

131

3.3. ZOLA PREDOSA: sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili 140

3.3.1. Realizzazione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento integrata con cogenerazione e fontirinnovabili per la fornitura di energia termica a servizio delle utenze pubbliche e private del Comune diZola Predosa (BO)

142

3.3.2. Parlano i Protagonisti: intervista all’Arch. Anna Maria Tudisco (RUP fino al 2011) e all’Ing. PaoloGalasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl) sul sistema di teleriscaldamento integrato concogenerazione e fonti rinnovabili del Comune di Zola Predosa realizzato mediante project financing

157

4. “COME FARE PER”: PROCEDURE DI PPP E CARATTERISTICHE DELLE OPERAZIONI DI PPP PER LA

REALIZZAZIONE DI IMPIANTI A BIOENERGIE 163

4.1. Definizione e procedure di PPP 163

4.1.1. Definizioni: Partenariato Pubblico Privato e Finanza di Progetto 163

4.1.2. Classificazione delle opere da realizzare in PPP 164

4.1.3. Iter da seguire per l’individuazione della forma di PPP più idonea: lo Studio di fattibilità ed il PPP test 165

4.1.4. Procedure di PPP per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie 168

5. LE NORME CHE REGOLANO LA PRODUZIONE DI ENERGIA DA IMPIANTI DI BIOMASSA IN PARTENARIATO

PUBBLICO PRIVATO 173

5.1. Normativa europea 173 5.2. Normativa nazionale 175 5.3. Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) 178 5.4. Normativa tecnica nazionale: norme UNI (Ente Nazionale Italiano di Unificazione) 179 5.5. Normativa regionale – Regione Lazio 181

5.6. Le norme relative al Partenariato Pubblico Privato, aggiornate con le modifiche introdotte dagli ultimiprovvedimenti approvati 182

VII

PREMESSA di Stefano Venditti1 Come per le precedenti esperienze il presente manuale sugli “impianti a biomasse in Partenariato Pubblico Privato” vuole sollecitare enti locali, amministrazioni pubbliche, associazioni di categoria, imprese, professionisti e tecnici di settore a cogliere le opportunità di sviluppo economico che il Partenariato Pubblico Privato offre. Nella complessa crisi che il Paese affronta, caratterizzata da un generalizzato calo degli investimenti, le nuove forme di collaborazione tra pubblico e privato rappresentano una soluzione valida ed alternativa al mercato tradizionale. Il mercato complessivo del Partenariato Pubblico Privato nel Lazio nei primi otto mesi del 2013 è rappresentato da 127

gare per un volume d’affari di circa 183 milioni di euro2, con un trend di crescita, rispetto allo stesso periodo del

2012, del 41% in termini di numero e del 13% di importi in gara. Si tratta quindi un mercato ormai maturo sviluppatosi sotto la spinta di enti locali e comuni, che testimonia un nuovo e radicale cambiamento nel modo di fare business. Per questo la Camera di Commercio di Roma, istituzione preposta allo sviluppo del territorio e delle sue imprese ha attivato, in collaborazione con il Cresme Europa Servizi, un sistema di osservatori (www.siop-lazio.it) in grado di monitorare il mercato di riferimento, per conoscere e agevolare le dinamiche evolutive e fornire validi strumenti di supporto operativo alle imprese. In questo quadro Asset Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma, vista la crescita d’interesse da parte di imprese e organizzazioni imprenditoriali, sta sviluppando una puntuale azione d’informazione sui mercati del settore, con una linea di servizi dedicati alle imprese operanti sul territorio ed agli enti locali. Il manuale sugli “impianti a biomasse in Partenariato Pubblico Privato” è il secondo curato da Asset Camera sul tema energetico, dopo quello dedicato agli impianti fotovoltaici. Il settore ha vissuto negli ultimi anni la forte fase espansiva delle rinnovabili, in particolare solare, eolico e bioenergie, grazie anche al sistema dei meccanismi incentivanti messi in campo. Ad oggi, in Italia, l’energia rinnovabile garantisce circa il 15% dei consumi energetici complessivi dato che nel 2008 raggiungeva il 9%. In questo quadro, come per i manuali precedenti, vengono affrontati tre casi studio: il primo è dedicato al primo impianto a microturbina multifuel alimentato a biomassa in Italia, realizzato dalla Regione Lazio e Bic Lazio con collaborazione scientifica del Dipartimento di Ingegneria Meccanica dell'Università' di Tor Vergata, presso l’incubatore di imprese di Colleferro. Il secondo caso tratta l’esperienza dell’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve, in provincia di Firenze, per la realizzazione di una serie di impianti alimentati a biomasse legnose, con l’obiettivo di elevare la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili nel suo territorio a livelli di eccellenza rispetto ai limiti fissati dal protocollo di Kyoto. Il terzo caso è relativo al Comune di Zola Predosa con la realizzazione, in occasione di un rilevante intervento di trasformazione urbanistica e riqualificazione, dell’impianto di teleriscaldamento con cogenerazione a gas metano e generazione termica a biomassa legnosa, voluto per massimizzare l’efficienza e minimizzare l’impatto ambientale nell’ambito comunale. Tutti e tre i casi rispondono a programmi di promozione delle fonti energetiche rinnovabili, per la riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e per la riduzione delle emissioni di gas serra. Come per le precedenti pubblicazioni l’obiettivo del manuale è di favorire la condivisione delle esperienze e delle informazioni per contribuire alla concreta diffusione delle modalità di ricorso al Partenariato Pubblico Privato. Sono questi tre casi che dimostrano come le politiche per lo sviluppo sostenibile si possono realizzare.

1 Presidente di Asset Camera, Azienda Speciale della Camera di Commercio di Roma.

2 Fonte Osservatorio Regionale del Partenariato Pubblico Privato (www.siop-lazio.it)

VIII

INTRODUZIONE di Lorenzo Bellicini3 Nella difficile situazione economica che la nostra economia sta attraversando, non emergono solo problemi di riduzione, quanto anche opportunità derivanti da una profonda riconfigurazione del mercato, guidata da nuovi driver, il principale dei quali è certo quello dell’energy technology. Si tratta di un’area di innovazione che ha varie branche, tra le quali emerge quella della produzione delle energie rinnovabili. Infatti le fonti rinnovabili, soprattutto quelle per la produzione di energia elettrica, stanno attraversando una fase fortemente espansiva grazie ai meccanismi incentivanti, posti in atto nei diversi Paesi europei, che hanno favorito, soprattutto negli ultimi dieci anni, una crescita eccezionale nell’installazione di impianti fotovoltaici, eolici e a bioenergie. Anche in Italia negli ultimi cinque anni si è assistito alla forte espansione delle Fonti Energetiche Rinnovabili (le cosiddette FER), tanto è che nel 2012, in base ai dati provvisori, comunicati dal MISE nel mese di aprile 2013, la quantità di energia rinnovabile consumata sul territorio nazionale è pari a circa 26,818 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep) ed ha garantito il 15% dei consumi energetici interni complessivi. Un anno prima tale percentuale era del 13% e cinque anni prima, nel 2008, non raggiungeva il 9% dei consumi. Si è passati da un consumo medio annuo del 7%, nel decennio 1998-2007, al 12% nel quinquennio 2008-2012. In Italia ci sono oltre 600mila impianti da FER, tra impianti di grande e piccola taglia, termici ed elettrici. Sono ormai diffusi nel 98% dei comuni, dalle aree interne ai grandi centri e compongono un sistema di generazione sempre più distribuita. La quasi totalità dei comuni italiani oggi produce energia con il sole. Significativo anche il numero dei comuni delle bioenergie con impianti che utilizzano biomasse solide, gassose e liquide: sono 1.494 gli impianti per una potenza installata complessiva di 2.824 MW elettrici e 1.195 MW termici. Sono invece 343 i comuni in cui gli impianti di teleriscaldamento utilizzano fonti rinnovabili, come biomasse “vere” (di origine organica animale o vegetale provenienti da filiere territoriali) o fonti geotermiche, attraverso cui riescono a soddisfare larga parte del fabbisogno di riscaldamento e di acqua calda sanitaria. In base ai dati GSE (Gestore Servizi Energetici), nel biennio 2010-2011 i dati a consuntivo relativi ai consumi di energie rinnovabili sono risultati sempre superiori agli obiettivi del Piano di Azione Nazionale (PAN). Questi risultati oltre a confermare la fase espansiva delle rinnovabili, che crescono con ritmi superiori a quelli preventivati, fanno prevedere il raggiungimento degli obiettivi fissati dal PAN con largo anticipo. Infatti se per l’Italia è stabilita per il 2020 una quota del 17% per l’energia da fonti rinnovabili a copertura dei consumi totali di energia, gli ultimi dati disponibili a consuntivo mostrano come nel 2011 (11,5%) sia stata raggiunta una quota superiore a quella prevista dal PAN per il 2015 (11,2%). Dinamiche simili si rilevano per tutti i settori. Nel settore elettricità, che nel 2011 rappresenta il 25% dei consumi finali lordi di energia nazionali, le rinnovabili rappresentano il 23,5% una quota simile a quella prevista dal PAN per il 2017 (23,8%) e inferiore di soli 2,8 punti percentuali dall’obiettivo 2020 per il settore (26,4%). Nel settore riscaldamento e raffreddamento (R&R), che, sempre nel 2011, rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali (46%), le rinnovabili rappresentano l’11% una percentuale molto vicina al target 2016 (11,1%) e inferiore di 6 punti percentuali dall’obiettivo 2020 (17,1%). Nel settore trasporti, che rappresenta il 29% dei consumi energetici nazionali, invece le rinnovabili registrano ritmi di crescita inferiori. Nel 2011 sono arrivate a rappresentare il 4,7% dei consumi energetici, la stessa percentuale del 2010, contro un obiettivo di appena 0,6 punti inferiore e un obiettivo 2020 del 10,1%. Nel settore riscaldamento e raffreddamento, che nel 2011 rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali, le rinnovabili rappresentano l’11% e in questo ambito un ruolo importante spetta alle biomasse. L’utilizzo delle stesse esclusivamente a scopi termici, per il riscaldamento o per la produzione di acqua calda sanitaria, avviene soprattutto

3 Direttore del CRESME

IX

mediante impianti domestici (caldaie, stufe e termocamini) o scambiatori di calore allacciati a reti di teleriscaldamento. I combustibili prevalentemente utilizzati sono le biomasse legnose come: legna da ardere in ciocchi, legno sminuzzato (cippato) e pastiglie di legno macinato e pressato (pellet e bricchetti). I dati del MISE, relativi al bilancio energetico nazionale, confermano il ruolo importante delle biomasse, ed in particolare di quelle legnose, nell’ambito delle energie rinnovabili nel settore termico. Nel 2011, in base ai dati relativi al bilancio delle fonti primarie espressi in tcal, l’incidenza delle biomasse sulle rinnovabili è pari al 29%. Si tratta della seconda quota dopo l’energia idraulica (41%). Nell’ambito delle biomasse la fonte principale è la legna destinata a consumi finali, soprattutto per usi domestici e civili. Le stesse per l’elettricità rappresentano circa un terzo e sono destinate interamente alla trasformazione (centrali termoelettriche). La restante fonte primaria del gruppo delle biomasse è il biodiesel interamente destinata ai consumi finali, ovvero al trasporto stradale. La tecnologia del teleriscaldamento, già ampiamente diffusa in Nord Europa, si è sviluppata in Italia nei primi anni Settanta, ma è ancora oggi una realtà circoscritta a un numero limitato di esperienze di medio piccola dimensione concentrate nelle regioni settentrionali. In futuro il settore potrebbe vivere una fase espansiva anche grazie all’attenzione dell’Europa che, con la direttiva 2012/27/UE, promuove il teleriscaldamento «efficiente», cioè quello che usa per almeno il 50% energia rinnovabile, o il 50% di calore di recupero, o il 75% di calore cogenerato, o il 50% di una combinazione di tale energia e calore. Rispetto all’interesse pubblico per la produzione di energia termica ed elettrica da biomassa, i dati sul mercato dei bandi di gara forniscono informazioni interessanti. In Italia il mercato pubblico dei bandi di gara per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie, tra gennaio 2002 e giugno 2013, è rappresentato da 639 gare per un importo complessivo di 1,4 miliardi. Rispetto all’intero mercato delle opere pubbliche rappresenta quote dello 0,2% per numero e inferiori allo 0,5% per importo, quote che diventano dello 0,4% per numero e del 2,2% per importo nel primo semestre 2013. Rispetto alla distribuzione territoriale, la maggiore domanda è localizzata nelle regioni settentrionali. Nelle otto regioni del nord sono localizzate 472 iniziative dell’ammontare complessivo di oltre 1 miliardo e riguardano prevalentemente interventi per il teleriscaldamento urbano. La domanda delle quattro regioni centrali è di 89 interventi, per un ammontare complessivo di 92 milioni, di cui 8 sono localizzati nel Lazio. Si tratta di alcuni, interventi di manutenzione degli impianti del sistema di distribuzione dell'energia termica nei Comprensori di Torrino Sud e Mostacciano a Roma, indetti da Acea Spa, e poi l’appalto, indetto da Bic Lazio nel 2008, per la realizzazione, presso l’incubatore di imprese di Colleferro (Rm), di un impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose e basato sulla tecnologia delle microturbine a gas a combustione esterna. Tale intervento è oggetto di approfondimento nel capitolo 3.1. La domanda d’interventi nei settori teleriscaldamento e impianti a bioenergie ha riguardato nell’87% dei casi (559 bandi su 639 totali) appalti per la sola esecuzione di lavori o appalti integrati di progettazione ed esecuzione. Il restante 13% spetta a contratti di PPP che combinano l’esecuzione dei lavori con la progettazione, la fornitura e l’installazione degli impianti di produzione e distribuzione, la manutenzione e la gestione del servizio. In termini di importi le operazioni di PPP rappresentano il 35% del mercato. L’Osservatorio Nazionale del Partenariato Pubblico Privato, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha censito, sull’intero territorio nazionale, 80 gare, del valore complessivo di 484 milioni di euro, riconducibili a operazioni di PPP per la costruzione e gestione di reti di teleriscaldamento urbano, di impianti per la captazione e valorizzazione energetica del biogas, di impianti di produzione di energia termica ed elettrica da biomasse, di impianti di incenerimento dei rifiuti solidi urbani con produzione di energia elettrica e termica. L’osservazione dei dati relativi all’evoluzione del PPP nel settore in esame tra il 2002 e il giugno 2013, fa emergere un settore in crescita, soprattutto nel periodo più recente. Rispetto allo stato di avanzamento delle 80 operazioni di PPP monitorate, alla fine di giugno del 2013, la metà degli impianti risulta in esercizio (41 iniziative su 80 totali). In 19 casi si è giunti all’aggiudicazione, in 8 casi è in corso la gara e in altrettanti casi sono in corso di esecuzione i lavori. Infine in 4 casi il contratto è stato risolto, o lo sarà a breve, per inadempienze.

X

Nel Rapporto, inoltre, vengono ampiamente trattati i piani e le strategie nazionali e della regione Lazio per lo sviluppo dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili regionali, i meccanismi incentivanti e i fondi europei disponibili per le bioenergie nonché il dissenso che a volte accompagna la realizzazione di impianti a biomasse, specialmente dove gli impianti non sono il frutto di un percorso condiviso con la cittadinanza locale. I risultati di questo manuale confermano ancora una volta la consapevolezza della necessità, da un lato di una maggiore qualità delle informazioni rispetto a quanto viene realizzato, dall’altro di una maggiore conoscenza necessaria allo sviluppo di questi interventi. In sostanza la necessità di approfondire l’evoluzione tecnica di un settore in termini di certezza, assunzione del rischio e, soprattutto standardizzazione delle esperienze più positive. Il significativo salto in avanti che si verifica sul piano della domanda, non è sufficiente a garantire livelli realizzativi in grado di raccoglierla, ci troviamo di fronte a un mercato che deve maturare e crescere sul piano della concretezza realizzativa e che, soprattutto, ha bisogno di nuove competenze, di formazione, di soggetti catalizzatori, di esperienze tipo e casi di successo”. Anche questo quarto manuale Asset Camera - Cresme, dedicato al Partenariato Pubblico Privato nel settore della produzione di bioenergie, come già i precedenti dedicati agli asili nido, agli impianti fotovoltaici e agli impianti di pubblica illuminazione, è articolato in cinque capitoli: il primo capitolo è relativo all’inquadramento del settore rispetto al contesto energetico italiano, alle tematiche politiche, normative e finanziarie per l’efficienza energetica e il risparmio energetico nonché ai motivi del dissenso che accompagna la realizzazione di impianti a biomasse ; il secondo capitolo affronta l’analisi del mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie con particolare attenzione a quelli realizzati attraverso le diverse forme di cooperazione tra pubblico privato nel nostro Paese, con l’approfondimento analitico delle iniziative d’importo superiore a 5 milioni di euro; il capitolo tre analizza invece tre casi di impianti a biomassa realizzati nel Lazio, in Toscana e in Emilia Romagna, nel dettaglio del processo realizzativo e gestionale con il quale si vuole dare un quadro semplificativo dell’attuale iter autorizzativo necessario alla realizzazione di questa tipologia di interventi; nel capitolo quattro si descrive il ‘come fare correttamente’; mentre nel capitolo cinque vengono riportate in ordine cronologico le principali norme approvate a livello europeo, nazionale e regionale (Regione Lazio) nonché la normativa tecnica nazionale.

XI

ELENCO ACRONIMI, SIGLE E UNITÀ DI MISURA ELENCO ACRONIMI E SIGLE ACB Analisi Costi Benefici ACS Acqua calda sanitaria AEEG Autorità per l'energia elettrica e il gas AFF Analisi di Fattibilità Finanziaria AIRU Associazione Italiana Riscaldamento Urbano BEI Banca Europea per gli Investimenti CDP Cassa depositi e prestiti CFL Consumo Finale Lordo CIL Consumo Interno Lordo CIP Programma quadro per la competitività e l'innovazione CV_TLR Certificati Verdi per il Teleriscaldamento EE Efficienza Energetica EEA European Environment Agency EEEF European Energy Efficiency Fund EEN Network per l'Efficienza Energetica EMS Energy Management System FEASR Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale FER Fonti Energetiche Rinnovabili GAL Gruppi di Azione Locale GME Gestore dei Mercati Energetici GSE Gestore Servizi Energetici IAFR Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili IRE Indice di Risparmio di Energia LT Limite Termico MISE Ministero dello Sviluppo Economico MLEI Mobilising Local Energy Investments NZEB Nearly Zero Energy Buildings ORC Organic Rankine Cycle PA Pubblica Amministrazione PAEE Piano di Azione per l'Efficienza Energetica PAES Piano di Azione per l'Energia Sostenibile PAF Piano di Azione dell'UE per le Foreste PAN Piano di Azione Nazionale PCCE Produzione Combinata di Calore ed Elettricità PEF Piano Economico Finanziario PIL Prodotto Interno Lordo POI Programma Operativo Interregionale POR Programma Operativo Regionale PPP Partenariato Pubblico Privato PPPI Partenariato Pubblico Privato Istituzionalizzato PQSF Programma Quadro per il Settore Forestale IEE Intelligent Energy Europe PSC Public Sector Comparator PSR Piano di Sviluppo Rurale PTPR Piano Territoriale Paesaggistico Regionale R&R Riscaldamento e raffreddamento RSU Rifiuti solidi urbani RU bio Rifiuti urbani biodegradabili SdF Studio di fattibilità SEN Strategia Energetica Nazionale SIMERI Sistema Italiano per il Monitoraggio delle Energie Rinnovabili SRF Short Rotation Forestry TEE Titoli di efficienza energetica TIR Tasso Interno di Ritorno TO Tariffa omnicomprensiva UE Unione europea UE27 Unione europea a 27 Stati (fino al 30 giugno 2013) UTB Ufficio Territoriale per la Biodiversità WtE Waste to Energy GWhe Gigawattora di energia elettrica GWhf Gigawattora di energia frigorifera GWht Gigawattora di energia termica

XII

UNITA’ DI MISURA ELETTRICHE E TERMICHE Unità di misura di Potenza [Watt] = [W] = unità di misura della potenza [kwatt] = [kW] =1.000 Watt = Kilowatt [Mwatt] = [MW] =106 Watt = Megawatt [Gwatt] = [GW]= 109 Watt = Gigawatt [Twatt] = [TW]= 1012 Watt = Terawatt 1 kcal/h = 1.163 W 860 kcal/h = 1 kW Unità di misura di Energia [Wattora] = [Wh] = 3.600 J [kwattora] = [kWh] = 3.6×103 J = 3.6 MJ [Mwattora] = [MWh] = 3.6×106 J = 3600 MJ [Gwattora] = [GWh] = 3.6×109 J = 3.6×106 MJ 1 kcal = 1 Kilocaloria = 4186 J = 1.163 Wh 1 Tep (tonnellata equivalente di petrolio) = 10 milioni di kilocalorie = 10×106= 42 GJ

Trasformazione energia primaria in energia elettrica 1 kg di gasolio = 10.000 kcal 1 kcal = 4,2 kJ 1 kg di gasolio = 10.000×4,2 kJ = 42 MJ 860 kcal = 1 kWh 1 kg di gasolio = 10.000 kcal = 10.000/860 kWh = 11,62 kWh Equivalenza in Tep (tonnellate equivalenti di petrolio)

Quantità Prodotto Equivalenza 1 t Gasolio 1.08 Tep 1 t Olio combustibile 0.98 Tep 1 t Gpl 1.10 Tep 1 t Benzine 1.20 Tep 1 t Carbon fossile 0.74 Tep 1 t Antracite 0.70 Tep 1 t Carbone di legna 0.75 Tep 1 t Legna da ardere 0.45 Tep 1 t Lignite 0.25 Tep

1.000 Nmc Gas naturale 0.82 Tep 1 MWh Energia elettrica At/Mt 0.23 Tep 1 MWh Energia elettrica B t 0.25 Tep

Tabella di conversione delle unità di misura energetiche

Joule kcal Tep kWh

Joule 1 2,4 x 10-4

2,4 x 10-11

2,8 x 10-7

kcal 4,2 1 1,1 x 10-7

1,2 x 10-3

Tep 4,2 x 10

10 10

7 1 11.630

kWh 3,6 x 106 860 8,6 x 10

-5 1

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su fonti varie

1

1. INQUADRAMENTO DEL SETTORE DELLA BIOMASSA 1.1. Definizione del settore della biomassa

La Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, definisce la biomassa come “la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l’acquacoltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”. Il termine “biomassa”, quindi, indica un insieme di materiali molto diversificato per provenienza, per caratteristiche chimico-fisiche, per costo di acquisto, e per possibilità di impiego. Tutti questi materiali hanno però la caratteristica comune di avere origine biologica non fossile. Inoltre, nel 2010 la Commissione europea ha adottato la relazione sui criteri di sostenibilità ambientale per l'uso di biomasse solide e biogas per la produzione di energia elettrica, il riscaldamento e raffreddamento. Nel documento europeo si afferma: Il commissario europeo responsabile per il settore dell'energia ha dichiarato: "La biomassa è una delle risorse più importanti per raggiungere i nostri obiettivi in termini di energia prodotta da fonti rinnovabili. Questa fonte di energia pulita, sicura e competitiva, contribuisce già per oltre il 50% del consumo di energie rinnovabili nell'Unione europea. Con la presente relazione, la Commissione formula raccomandazioni agli Stati membri in materia di criteri di sostenibilità ambientale per le biomasse in forma solida e gassosa. Tra un anno e mezzo effettueremo una revisione della relazione per verificare la necessità di modifiche al regime, ivi compresa l'introduzione di norme vincolanti". Nella relazione è inclusa anche una valutazione d'impatto che mette in evidenza come criteri vincolanti comporterebbero costi ingenti per gli operatori economici europei, tenendo presente che almeno il 95% della biomassa consumata nell'UE proviene da residui forestali e da sottoprodotti di altre industrie. In mancanza di norme armonizzate a livello UE, gli Stati membri sono liberi di istituire un proprio sistema nazionale per l'utilizzo di biomasse solide e biogas ai fini della produzione di energia elettrica e dei sistemi di riscaldamento e di raffreddamento. Si raccomanda, però, che gli Stati membri rispettino i criteri di sostenibilità delineati nella Relazione, e adottino modelli tecnologici analoghi. In questo modo si potrebbe ridurre il rischio dell'utilizzo di criteri nazionali diversi e potenzialmente incompatibili, che ostacolerebbero il commercio limitando lo sviluppo del settore delle bioenergie. I criteri raccomandati includono:

a) un divieto generale di utilizzo della biomassa da terreni provenienti da zone forestali, ad alto contenuto di carbonio e caratterizzati da elevata biodiversità;

b) un metodo comune per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra per garantire una riduzione di almeno il 35% delle emissioni di gas a effetto serra (dato che dovrebbe raggiungere il 50% nel 2017 e il 60% nel 2018 per i nuovi impianti) grazie all'uso delle biomasse rispetto all'energia prodotta da fonti fossili nell'UE;

c) la differenziazione dei regimi di sostegno nazionali a favore di impianti che consentono elevati rendimenti di conversione dell'energia;

d) il controllo della provenienza della biomassa.

La produzione di bioenergia in Italia è ormai una realtà diffusa, che utilizza una pluralità di materie prime e tecnologie consolidate. In particolare le biomasse, che possono essere allo stato solido, liquido e gassoso, sono destinate alla produzione di:

- energia termica e frigorifera (riscaldamento e raffreddamento); - energia elettrica e cogenerazione; - biocarburanti.

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A seconda della tecnologia e degli usi finali dell’energia prodotta (termici e/o elettrici) è possibile scegliere tra una pluralità di soluzioni impiantistiche. Esse comprendono impianti alimentati da biomasse solide (come legna da ardere, pellet, cippato, residui agroindustriali e la frazione organica dei rifiuti solidi urbani), liquide (biodiesel prodotto da semi oleosi e olii vegetali esausti da raccolta), o gassose (biogas prodotto dai reflui zootecnici, residui agroindustriali e dalla frazione organica-biologica dei rifiuti solidi urbani). Per quanto riguarda gli impianti alimentati a biomassa e biogas, nel Rapporto statistico 2011 del Gestore Servizi Energetici (di seguito GSE) sugli impianti a fonti rinnovabili vengono riportate informazioni sulle soluzioni impiantistiche che variano per tipo di biomassa, tecnologia utilizzata e prodotto finale (solo energia elettrica, combinata con produzione di calore, solo energia termica). In particolare, per gli impianti alimentati a biomassa si riporta che la combustione diretta della biomassa, in apposite caldaie, ne comporta un’ossidazione totale ad alta temperatura, e può essere realizzata secondo differenti tecnologie: in sospensione, su forni a griglia fissa o mobile, su letto fluido. La carbonizzazione, la pirolisi e la gassificazione sono, invece, processi più complessi, che permettono di ottenere combustibili intermedi solidi, liquidi e gassosi, più puri rispetto alla fonte di partenza. In particolare, risulta interessante la gassificazione perché il “gas di sintesi” ottenuto presenta il vantaggio di garantire elevati rendimenti di combustione ed emissioni più ridotte. Le centrali termoelettriche alimentate da biomasse solide o liquide effettuano la conversione dell’energia termica, contenuta nella biomassa, in energia meccanica, e successivamente in energia elettrica. La tipologia delle centrali può variare da medie centrali termoelettriche alimentate da biomasse solide (in genere da cippato di legno) fino ai piccoli gruppi elettrogeni alimentati da biocombustibili liquidi. Le tipologie di impianti termoelettrici a biomasse più diffusi sono i seguenti:

- impianti tradizionali con forno di combustione della biomassa solida che, tramite una caldaia, alimenta una turbina a vapore accoppiata ad un generatore;

- impianti con turbina a gas alimentata dal syngas da biomasse in ciclo semplice o combinato con turbina a vapore;

- impianti termoelettrici ibridi, che utilizzano biomasse e fonti convenzionali (il caso più frequente è la co-combustione della biomassa e della fonte convenzionale nella stessa fornace);

- impianti, alimentati da biomasse liquide (oli vegetali, biodiesel), costituiti da motori accoppiati a generatori (gruppi elettrogeni).

Per gli impianti alimentati da biogas invece si riporta che il biogas è costituito prevalentemente da metano (almeno il 50%) e da anidride carbonica, e ha origine dalla fermentazione anaerobica di materiale organico di origine vegetale ed animale. Il Decreto legislativo 28/2011 distingue “gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas”, a seconda dell’origine e delle modalità di fermentazione. Questa distinzione di biogas deriva dalla molteplicità di matrici organiche da cui esso può essere prodotto: rifiuti conferiti in discarica (frazione organica dei rifiuti urbani); fanghi di depurazione; deiezioni animali; scarti di macellazione; scarti organici agro-industriali; residui colturali; colture energetiche. Il biogas ha un ottimo potere calorifico per via dell’elevato contenuto in metano, e si presta quindi ad una valorizzazione energetica per combustione diretta attuata in caldaia per sola produzione di calore, oppure attuata in motori accoppiati a generatori per la produzione di sola elettricità o per la cogenerazione di elettricità e calore. Gli impianti termoelettrici a biogas effettuano quindi la conversione dell’energia termica contenuta nel biogas in energia meccanica e successivamente in energia elettrica. Nel caso di impianti alimentati da biogas prodotto nelle discariche controllate di rifiuti urbani, le parti principali dell’impianto sono le seguenti:

- sezione di estrazione del biogas da discarica (pozzi di captazione, linee di trasporto, collettori di raggruppamento);

- sezione di aspirazione e condizionamento del biogas da discarica (collettore generale, separatori di condensa, filtri, aspiratori);

- sezione di produzione dell’energia elettrica (gruppi elettrogeni) e torcia (dispositivo di sicurezza per bruciare l’eventuale biogas non combusto nella sezione di produzione energetica).

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Nel caso, invece, dei biogas non derivanti da discarica, l’impianto prevede (al posto della sezione di estrazione) una sezione di produzione (digestore) e raccolta (gasometro) del biogas, poi inviato ai gruppi elettrogeni per produrre energia elettrica. Schema 1.1. - Le filiere della biomassa

Biomasse solide

Biogas

Biodiesel

Fonte: elaborazione Cresme da Presentazione ITABIA (a)

Biomasse legnose da Short Rotation Forestry (SRF)

Reflui zootecnici

Residui agricoli

Residui agroindustriali

Frazione organico-biologicadei rifiuti solidi urbani

Digestione anaerobica

Emissioni

Fanghi

Gas

Combustione

Estrazione idrogeno

Energia termica

Energia elettrica

Rete

Consumi di processo

Riscaldamento

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Box 1.1. - Definizioni ai sensi dell’Art. 2 del D.Lgs. 28/2011

a) «energia da fonti rinnovabili»: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare, aerotermica, geotermica, idrotermica e oceanica, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;

b) «energia aerotermica»: energia accumulata nell'aria ambiente sotto forma di calore; c) «energia geotermica»: energia immagazzinata sotto forma di calore nella crosta terrestre; d) «energia idrotermica»: energia immagazzinata nelle acque superficiali sotto forma di calore; e) «biomassa»: la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall'agricoltura

(comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l'acquacoltura, gli sfalci e le potature provenienti dal verde pubblico e privato, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani;

f) «Consumo Finale Lordo di energia»: i prodotti energetici forniti a scopi energetici all'industria, ai trasporti, alle famiglie, ai servizi, compresi i servizi pubblici, all'agricoltura, alla silvicoltura e alla pesca, ivi compreso il consumo di elettricità e di calore del settore elettrico per la produzione di elettricità e di calore, incluse le perdite di elettricità e di calore con la distribuzione e la trasmissione;

g) «teleriscaldamento» o «teleraffrescamento»: la distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigerati, da una o più fonti di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la fornitura di acqua calda sanitaria;

h) «bioliquidi»: combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l'elettricità, il riscaldamento ed il raffreddamento, prodotti dalla biomassa;

i) «biocarburanti»: carburanti liquidi o gassosi per i trasporti ricavati dalla biomassa; l) «garanzia di origine»: documento elettronico che serve esclusivamente a provare ad un cliente finale che una determinata quota o un

determinato quantitativo di energia sono stati prodotti da fonti rinnovabili come previsto all'articolo 3, paragrafo 6, della direttiva 2003/54/CE e dai provvedimenti attuativi di cui all’articolo 1, comma 5, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;

m) «edificio sottoposto a ristrutturazione rilevante»: edificio che ricade in una delle seguenti categorie: i) edificio esistente avente superficie utile superiore a 1000 metri quadrati, soggetto a ristrutturazione integrale degli elementi edilizi

costituenti l'involucro; ii) edificio esistente soggetto a demolizione e ricostruzione anche in manutenzione straordinaria; n) «edificio di nuova costruzione»: edificio per il quale la richiesta del pertinente titolo edilizio, comunque denominato, sia stata

presentata successivamente alla data di entrata in vigore del presente decreto; o) «biometano»: gas ottenuto a partire da fonti rinnovabili avente caratteristiche e condizioni di utilizzo corrispondenti a quelle

del gas metano e idoneo alla immissione nella rete del gas naturale; p) «regime di sostegno»: strumento, regime o meccanismo applicato da uno Stato membro o gruppo di Stati membri, inteso a

promuovere l’uso delle energie da fonti rinnovabili riducendone i costi, aumentando i prezzi a cui possono essere vendute o aumentando, per mezzo di obblighi in materia di energie rinnovabili o altri mezzi, il volume acquistato di dette energie. Comprende, non in via esclusiva, le sovvenzioni agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le restituzioni d’imposta, i regimi di sostegno all’obbligo in materia di energie rinnovabili, compresi quelli che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto dei prezzi, ivi comprese le tariffe di riacquisto e le sovvenzioni;

q) «centrali ibride»: centrali che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di co-combustione, vale a dire gli impianti che producono energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili e di fonti rinnovabili;

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Box 1.2. - Tipologie di Biomassa ai sensi dell’Art. 8 del D.M. 6 luglio 2012

Per gli impianti alimentati a biomasse e a biogas, al fine di determinare la tariffa incentivante di riferimento, il GSE identifica, sulla base di quanto riportato nell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, da quali delle tipologie di seguito elencate è alimentato l’impianto: a) prodotti di origine biologica; b) sottoprodotti di origine biologica di cui alla Tabella 1-A; c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente con le modalità di cui all’ Allegato 2; d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c). Tabella 1.A - ELENCO SOTTOPRODOTTI/RIFIUTI UTILIZZABILI NEGLI IMPIANTI A BIOMASSE E BIOGAS I sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse e biogas ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui D.M. 6 luglio 2012 sono: 1. Sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano - regolamento Ce 1069/2009 classificati di Cat. 3 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011):

- carcasse e parti di animali macellati non destinati al consumo umano per motivi commerciali; - prodotti di origine animale o prodotti alimentari contenenti prodotti di origine animale non più destinati al consumo umano per

motivi commerciali o a causa di problemi di fabbricazione o difetti che non presentano rischi per la salute pubblica o degli animali;

- sottoprodotti di origine animale derivanti dalla fabbricazione di prodotti destinati al consumo umano, compresi ciccioli, fanghi da centrifuga o da separatore risultanti dalla lavorazione del latte;

- sangue che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali; - tessuto adiposo di animali che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali; - rifiuti da cucina e ristorazione; - sottoprodotti di animali acquatici;

classificati di Cat. 2 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011) - stallatico (escrementi e/o urina di animali, guano non mineralizzato, ecc.); - tubo digerente e suo contenuto; - Farine di carne e d’ossa; - sottoprodotti di origine animale raccolti nell’ambito del trattamento delle acque reflue a norma delle misure di attuazione adottate

conformemente all’ articolo 27, primo comma, lettera c): - da stabilimenti o impianti che trasformano materiali di categoria 2; o - da macelli diversi da quelli disciplinati dall’articolo 8, lettera e);

Tutti i sottoprodotti classificati di categoria 1 ed elencati all’ articolo 8 del regolamento CE n. 1069/2009 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011)

2. Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e da attività forestale effluenti zootecnici; paglia; pula; stocchi; fieni e trucioli da lettiera. residui di campo delle aziende agricole; sottoprodotti derivati dall’espianto; sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali; sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco; potature, ramaglie e residui dalla manutenzione del verde pubblico e privato.

3. Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali sottoprodotti della trasformazione del pomodoro (buccette, bacche fuori misura, ecc.); sottoprodotti della trasformazione delle olive (sanse, sanse di oliva disoleata, acque di vegetazione); sottoprodotti della trasformazione dell’uva (vinacce, graspi, ecc.); sottoprodotti della trasformazione della frutta (condizionamento, sbucciatura, detorsolatura, pastazzo di agrumi, spremitura di

pere, mele, pesche, noccioli, gusci, ecc.);

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Box 1.3. - Tipologie di Rifiuti di cui al D.M. 6 luglio 2012 Allegato 2, Tabella 6.A. Rifiuti a valle della raccolta differenziata per i quali è ammesso il calcolo forfettario dell’energia imputabile alla biomassa (51%), se usati entro certi limiti di quantità CODICE CER DESCRIZIONE 02 01 02 Scarti di tessuti animali 02 01 03 Scarti di tessuti vegetali 02 01 04 Rifiuti plastici (ad esclusione degli imballaggi) 02 01 06 Feci animali, urine e letame (comprese le lettiere usate) effluenti, raccolti separatamente e trattati fuori sito 02 01 07 Rifiuti della silvicoltura 02 02 03 Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione 02 03 03 Rifiuti prodotti dall'estrazione tramite solvente 02 03 04 Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione 02 05 01 Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione 02 06 01 Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione 02 07 01 Rifiuti prodotti dalle operazioni di lavaggio, pulizia e macinazione della materia prima 02 07 02 Rifiuti prodotti dalla distillazione di bevande alcoliche 02 07 04 Scarti inutilizzabili per il consumo o la trasformazione 03 01 01 Scarti di corteccia e sughero 03 01 05 Segatura, trucioli, residui di taglio, legno, pannelli di truciolare e piallacci diversi da quelli di cui alla voce 03 01 04 03 01 99 Rifiuti non specificati altrimenti 03 03 01 Scarti di corteccia e legno 03 03 07 Scarti della separazione meccanica nella produzione di polpa da rifiuti di carta e cartone 03 03 08 Scarti della selezione di carta e cartone destinati ad essere riciclati 03 03 09 Fanghi di scarto contenenti carbonato di calcio 03 03 10 Scarti di fibre e fanghi contenenti fibre, riempitivi e prodotti di rivestimento generati dai processi di separazione meccanica 03 03 11 Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla voce 03 03 10 04 01 08 Cuoio conciato (scarti, cascami, ritagli, polveri di lucidatura) contenenti cromo 04 01 09 Rifiuti dalle operazioni di confezionamento e finitura 04 02 09 Rifiuti da materiali compositi (fibre impregnate, elastomeri, plastomeri) 04 02 21 Rifiuti da fibre tessili grezze 04 02 22 Rifiuti da fibre tessili lavorate 08 01 12 Pitture e vernici di scarto, diverse da quelle di cui alla voce 08 01 11 09 01 07 Carta e pellicole per fotografia, contenenti argento o composti dell'argento 09 01 08 Carta e pellicole per fotografia, non contenente argento o composti dell'argento 10 01 21 Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti diversi da quelli di cui alla voce 10 01 20 10 11 20 Rifiuti solidi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla voce 10 11 19 12 01 05 Limatura e trucioli di materiali plastici 16 01 03 Pneumatici fuori uso 16 01 19 Plastica 16 01 22 Componenti non specificati altrimenti 16 03 04 Rifiuti inorganici, diversi da quelli di cui alla voce 16 03 03 17 02 01 Legno 17 02 03 Plastica 17 06 04 Altri materiali isolanti diversi da quelli di cui alle voci 17 06 01 e 17 06 03

18 01 04 Rifiuti che non devono essere raccolti e smaltiti applicando precauzioni particolari per evitare infezioni (es. bende, ingessature, lenzuola, indumenti monouso, assorbenti igienici)

19 05 01 Parte di rifiuti urbani e simili non compostata 19 05 02 Parte di rifiuti animali e vegetali non compostata 19 05 03 Compost fuori specifica 19 08 01 Vaglio 19 08 05 Fanghi prodotti dal trattamento delle acque reflue urbane 19 10 04 Fluff-frazione leggera e polveri, diversi di quelli di cui alla voce 19 10 03 19 12 01 Carta e cartone 19 12 04 Plastica e gomma 19 12 07 Legno diverso da quello di cui alla voce 19 12 06 19 12 08 Prodotti tessili 19 12 10 Rifiuti combustibili 19 12 12 altri rifiuti (compresi materiali misti) prodotti dal trattamento meccanico dei rifiuti, diversi da quelli di cui alla voce 19 12 11 Nota: i rifiuti conferiti con codice 03 01 99 devono essere identificati con descrizione precisa

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1.2. Il sistema energetico italiano Nel 2012 la quantità di energia consumata complessivamente sul territorio nazionale (Consumo Interno Lordo di energia, di seguito CIL), in base ai dati provvisori, comunicati dal Ministero dello Sviluppo Economico (di seguito MISE) nel mese di aprile 2013, è quantificabile in circa 178 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep). I consumi energetici italiani hanno avuto un lieve calo nel biennio 2006 e 2007, riconducibile a fattori atmosferici (temperature invernali particolarmente miti). Il declino si è intensificato nel 2008 e nel 2009 a causa della crisi, che ha fatto crollare i consumi industriali. Nel 2010 la ripresa dell’attività economica ha provocato una ripresa anche del consumo di energia (+4,2%). Nel 2011 il nuovo calo della produzione industriale e il decremento dei consumi degli edifici hanno consentito una nuova discesa del CIL (-2%). Nel 2012, in base ai dati provvisori del MISE, si rileva un ulteriore calo del consumo di energia (il 3,5% in meno rispetto al 2011) per effetto del significativo rallentamento dei consumi per i trasporti (-7,9%) che si va a sommare al decremento dei consumi dell’industria (-5,1%), mentre ristagnano i consumi degli edifici. Grafico 1.1. - Consumo di energia in Italia per settori - Dinamica 1981-2012 (milioni di Tep)

Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico * I dati relativi all’anno 2012 sono provvisori

La dinamica dei consumi energetici nazionali quindi è collegata principalmente con l’andamento dell’attività economica (che influisce soprattutto sui consumi dell’industria e dei trasporti) e solo in misura minore con i fenomeni atmosferici (che influiscono soprattutto sui consumi per riscaldamento degli edifici). Gli interventi finalizzati all’incremento dell’efficienza energetica, per ora, non hanno avuto un impatto rilevante sui consumi nazionali. Lo dimostra il fatto che l’intensità energetica del PIL (energia consumata in rapporto al Prodotto Interno Lordo) ha conseguito una diminuzione piuttosto scarsa nell’ultimo decennio. Soprattutto in relazione a quanto fatto dagli altri paesi industrializzati, nei quali invece questo indicatore ha fatto registrare delle diminuzioni sostanziali. Rispetto agli altri paesi avanzati, l’Italia parte da un livello più basso di intensità energetica del PIL, principalmente per via della mitezza del clima. Come sopra anticipato, in Italia, nel 2012, in base ai dati provvisori del MISE, si è registrata una forte contrazione dei consumi energetici interni: si passa da 184,204 MTep del 2011 a 177,805 MTep del 2012, -3,5%. Questo risultato è da ricondurre ad un minore utilizzo di gas naturale (-3,9%), di prodotti petroliferi (-8,1%) di energia elettrica da fonti convenzionali (-5,8%) e di prodotti solidi (-0,2%). Solo le fonti rinnovabili registrano un deciso aumento: si passa da 24,572 MTep del 2011 a 26,818 MTep del 2012, +9,1%. I fenomeni più rilevanti degli ultimi anni sono la parziale sostituzione del petrolio con il gas naturale come fonte energetica e la forte espansione delle rinnovabili. Oggi il petrolio è ancora la principale fonte utilizzata ma la sua

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Industria Trasporti Usi civili

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importanza è diminuita: quindici anni fa copriva il 55% dei consumi, nel 2012 ne copre il 36%. Parallelamente, il gas naturale è passato dal coprire il 26% dei consumi nel 1996, al 35% nel 2012. Le rinnovabili hanno registrato una forte crescita negli ultimi anni: se nel 1996 coprivano il 7% dei consumi (e si trattava quasi unicamente di energia idroelettrica) la crescita delle nuove rinnovabili (soprattutto eolico e fotovoltaico e soprattutto nel quadriennio 2009-2012) ha fatto arrivare questa quota al 15% nel 2012. Se si considera l’energia impiegata, ovvero quella per usi finali e quindi al netto dei consumi intermedi del settore energetico, delle perdite e della variazione delle scorte, pari nel 2012 a 129,219 MTep (-4,2% rispetto al 2011), industria e trasporti sono i settori che maggiormente risentono della crisi. Per l’industria la contrazione dei consumi è del 5,1% sul 2011; per i trasporti la contrazione rispetto al 2011 è più pesante, -7,9%.

Figura 1.1. - Bilancio energetico in Italia – 2012(a)

Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico, Bilancio Energetico Nazionale provvisorio per l’anno 2012 (26 Aprile 2013) (a)

Bilancio provvisorio (versione 26 aprile 2013) (b)

Usi finali. Questo ammontare non comprende i consumi intermedi del settore energetico, le perdite e la variazione delle scorte (c)

Nella voce Edifici è compreso il consumo di energia per usi civili (da parte delle famiglie, dei servizi, del commercio e PA)

Anche per quanto riguarda le emissioni climalteranti, l’Italia ha per ora conseguito risultati meno incoraggianti rispetto agli altri paesi avanzati. Le emissioni di gas serra hanno avuto una brusca riduzione con l’arrivo della recessione, a causa del calo dell’attività economica, ma la riduzione rispetto al 1990 (sulla quale sono basati i criteri di Kyoto) è nettamente inferiore rispetto a quella conseguita da Francia e Germania. Secondo i dati della European Enviroment Agency (EEA), nel 1990 sul territorio italiano si emettevano 519 milioni di tonnellate di CO2. Nei 15 anni successivi le emissioni annuali sono aumentate dell’11%, arrivando nel 2005 a 574 milioni di tonnellate, per poi scendere negli anni della crisi economica, riducendosi a circa 489 milioni di tonnellate nel 2011 (-15% rispetto al 2005). Il livello di emissioni annuali nel 2011, dunque, è inferiore del 6% circa rispetto al 1990. Nello stesso periodo la Francia ha ridotto le emissioni del 13%, la Germania del 27%.

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Grafico 1.2. - Emissioni di gas serra in CO2 (numero indice, anno base 1990 = 100)

Fonte: elaborazione CRESME su dati European Enviroment Agency (EEA)

Com’è noto, il sistema energetico italiano è altamente dipendente dalle importazioni di prodotti energetici e in particolare di fonti fossili. Il costo di questa dipendenza è in aumento a causa del picco raggiunto dalle materie prime energetiche sui mercati internazionali. Nel 2012 l’Italia ha importato prodotti energetici per un ammontare netto di circa 63 miliardi di euro. La “bolletta energetica” che paghiamo ai paesi produttori è di circa il 4% del nostro Prodotto Interno Lordo. Tabella 1.1. - La bolletta energetica italiana (valori in milioni di euro a prezzi correnti)

Importazioni di

prodotti energeticiEsportazioni di

prodotti energeticiBolletta energetica (importazioni nette)

PIL Importazioni

totali Peso bolletta

su PIL

2008 76.446 16.927 59.519 1.574.778 461.203 3,8%

2009 52.041 10.265 41.776 1.519.178 367.984 2,7%

2010 67.564 15.541 52.023 1.550.713 440.627 3,4%

2011 78.849 17.605 61.244 1.579.195 479.096 3,9%

2012 84.447 21.453 62.994 1.566.273 455.269 4,0%

Fonte: elaborazione CRESME su dati ISTAT

1.3. L’energia da fonti rinnovabili In Italia negli ultimi cinque anni si è assistito alla forte espansione delle Fonti Energetiche Rinnovabili (di seguito FER) Nel 2012, in base ai dati provvisori, comunicati dal MISE nel mese di aprile 2013, la quantità di energia rinnovabile consumata sul territorio nazionale è pari a circa 26,818 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep) ed ha garantito il 15% dei consumi energetici interni complessivi. Un anno prima tale percentuale era del 13% e cinque anni prima, nel 2008, non raggiungeva il 9% dei consumi. Si è passati da un consumo medio annuo del 7%, nel decennio 1998-2007, al 12% nel quinquennio 2008-2012.

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Grafico 1.3. - Bilancio Energetico Nazionale: Consumo di energia - 1998-2012 - Numero indice 1998 = 100

Fonte: elaborazione CRESME su dati Ministero dello Sviluppo Economico, Bilancio Energetico Nazionale provvisorio per l’anno 2012 (26 Aprile 2013) * Bilancio provvisorio (versione 26 aprile 2013)

Secondo i dati del Rapporto ‘Comuni Rinnovabili 2013’ di Legambiente, in Italia ci sono oltre 600mila impianti da FER, tra impianti di grande e piccola taglia, termici ed elettrici. Sono ormai diffusi nel 98% dei comuni, dalle aree interne ai grandi centri e compongono un sistema di generazione sempre più distribuita. Nel Rapporto si riporta che i comuni del solare in Italia sono poco meno di 8.000, un numero in crescita che evidenzia come con il sole si produca oggi energia nel 97% dei comuni Italiani (8.093 comuni al 31 gennaio 2013). I comuni dell’eolico sono 571 dei quali 296 si possono considerare autonomi dal punto di vista elettrico grazie all’eolico, poiché si produce più energia di quanta se ne consuma. I comuni del mini idroelettrico (fino a 3 MW) sono 1.053 e quelli della geotermia sono 369. Tabella 1.2. - La crescita dei comuni rinnovabili

Anno Solare termico Solare

fotovoltaico Eolico

Mini idroelettrico

Bioenergie Geotermia TOTALE

2006 108 74 118 40 32 5 356

2007 268 287 136 76 73 9 1.262

2008 390 2.103 157 114 306 28 3.190

2009 2.996 5.025 248 698 604 73 5.591

2010 4.064 6.311 297 799 788 181 6.993

2011 4.384 7.273 374 946 1.136 290 7.661

2012 6.256 7.708 450 1.021 1.140 334 7.896

2013 6.260 7.857 571 1.053 1.494 369 7.970 Fonte: rapporto “Comuni Rinnovabili 2013” di Legambiente

Significativo anche il numero dei comuni delle bioenergie con impianti che utilizzano biomasse solide, gassose e liquide: sono 1.494 gli impianti per una potenza installata complessiva di 2.824 MW elettrici e 1.195 MW termici. Sono invece 343 i comuni in cui gli impianti di teleriscaldamento utilizzano fonti rinnovabili, come biomasse “vere” (di origine organica animale o vegetale provenienti da filiere territoriali) o fonti geotermiche, attraverso cui riescono a soddisfare larga parte del fabbisogno di riscaldamento e di acqua calda sanitaria. In base ai dati del Sistema informativo del GSE denominato SIMERI, Sistema Italiano per il Monitoraggio delle Energie Rinnovabili, realizzato per il monitoraggio del raggiungimento dell’obiettivo comunitario, fissato dalla Direttiva 2009/28/CE, sulla quota del 20% di energia da fonti rinnovabili a copertura dei consumi totali di energia, nel biennio 2010-2011 i dati a consuntivo relativi ai consumi di energie rinnovabili sono risultati sempre superiori agli obiettivi del Piano di Azione Nazionale (PAN). Questi risultati oltre a confermare la fase espansiva delle rinnovabili, che crescono con ritmi superiori a quelli preventivati, fanno prevedere il raggiungimento degli obiettivi fissati dal PAN con largo anticipo. Infatti se per l’Italia è stabilita per il 2020 una quota del 17% per l’energia da fonti rinnovabili a copertura

50

100

150

200

2501

99

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

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4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2*

Totale energia Energia rinnovabile

11

dei consumi totali di energia, gli ultimi dati disponibili a consuntivo mostrano come nel 2011 (11,5%) sia stata raggiunta una quota superiore a quella prevista dal PAN per il 2015 (11,2%). Dinamiche simili si rilevano per tutti i settori. Nel settore elettricità, che nel 2011 rappresenta il 25% dei consumi finali lordi di energia nazionali, le rinnovabili rappresentano il 23,5% una quota simile a quella prevista dal PAN per il 2017 (23,8%) e inferiore di soli 2,8 punti percentuali dall’obiettivo 2020 per il settore (26,4%). Nel settore riscaldamento e raffreddamento (R&R), che, sempre nel 2011, rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali (46%), le rinnovabili rappresentano l’11,0% una percentuale molto vicina al target 2016 (11,1%) e inferiore di 6 punti percentuali dall’obiettivo 2020 (17,1%). Nel settore trasporti, che rappresenta il 29% dei consumi energetici nazionali, invece le rinnovabili registrano ritmi di crescita inferiori. Nel 2011 sono arrivate a rappresentare il 4,7% dei consumi energetici, la stessa percentuale del 2010, contro un obiettivo di appena 0,6 punti inferiore e un obiettivo 2020 del 10,1%.

Grafico 1.4. - Consumo Finale Lordo di energia per settore - Incidenza % rinnovabili su totale consumi - 2005-2020(a)

Fonte: Elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI (a)

dati: 2005-2011 consuntivo; 2012-2020 obiettivo PAN

Grafico 1.6. - Consumo Finale Lordo di energia per settore nel 2011

TOTALE FER

Fonte: Elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI

11,5

17,0

23,5

26,4

11,0

17,1

4,7

10,1

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Totale Elettricità R&R Trasporti

Elettricità25%

R&R46%

Trasporti29%

Elettricità48%

R&R41%

Trasporti11%

12

Grafico 1.7. - Consumo Finale Lordo di energia per settore - 2005-2020(a) - Valori in kTep

TOTALE

Settore Elettricità

Settore Riscaldamento e Raffreddamento

Settore Trasporti

Fonte: Elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI (a)

dati: 2005-2011 consuntivo; 2012-2020 obiettivo PAN

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

115.000

120.000

125.000

130.000

135.000

140.00020

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

FERENERGIA TOTALE

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

26.000

28.000

30.000

32.000

34.000

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

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20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

FER

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

48.000

52.000

56.000

60.000

64.000

68.000

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

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20

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20

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20

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20

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20

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20

18

20

19

20

20

FERENERGIA TOTALE

05001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000

30.000

32.000

34.000

36.000

38.000

40.000

20

05

20

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20

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20

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20

10

20

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20

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20

19

20

20

FERENERGIA TOTALE

13

1.3.1. Fonti rinnovabili nel settore elettricità Le fonti rinnovabili, soprattutto quelle per la produzione di energia elettrica, stanno attraversando una fase fortemente espansiva grazie ai meccanismi incentivanti, posti in atto nei diversi Paesi europei, che hanno favorito, soprattutto negli ultimi dieci anni, una crescita eccezionale nell’installazione di impianti fotovoltaici, eolici e a bioenergie. In base ai dati del Sistema informativo “Simeri” del GSE, tra il 2005 e il 2011 i consumi finali di elettricità da fonte rinnovabile sono cresciuti del 45%. Rispetto al complesso dei consumi energetici da fonte rinnovabile quelli del settore elettrico rappresentano, nel 2011, il 48% contro il 41% del settore termico e l’11% dei trasporti. Il 54% dei consumi di energia elettrica riguardano l’energia idroelettrica. L’energia da biomassa, solare ed eolica si dividono in parti uguali il 39% dei consumi e il restante 7% spetta alla energia geotermica. Passando alle sub-tipologie di biomassa i maggiori consumi riguardano la biomassa solida: 407 kTep (+9,8% rispetto al 2010) contro 293 kTep di biogas (+66%) e 232 kTep di bioliquido (-12%).

Grafico 1.8. - Consumo Finale Lordo di energia in ITALIA per settore nel 2011 Totale FER FER elettricità per tipologia di impianto

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE, Sistema informativo SIMERI

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Europa

L’Unione europea si è imposta per il 2020 obiettivi sfidanti da raggiungere attraverso una strategia di sviluppo sostenibile. L’efficacia e l’esito dipendono anche dal cambiamento delineato per il settore energetico: al 2020 l’Europa deve coprire i suoi consumi finali con il 20% di produzione da fonti rinnovabili, aumentare del 20% l’efficienza energetica e diminuire del 20% le emissioni di gas serra. Grafico 1.9. - Il settore elettrico europeo nel 2010 - Incidenza % produzione lorda su Consumo Finale Lordo

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico UE 27 Settore elettrico - Gennaio 2013

Elettricità48%

R&R41%

Trasporti11% Biomassa

13%Eolica13%

Geotermica7%

Idroelettrica54%

Solare13%

88,1105,7 102,4 99,9

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

Italia Francia Germania TOTALE UE27

14

Nel 2010, in Italia, la produzione lorda di energia elettrica è stata pari all’88% dei consumi finali lordi. Risultato questo che fa emergere la forte dipendenza dell’Italia dall’estero. Ciò non avviene in Francia e Germania, dove la produzione supera i consumi. In Italia, come nel resto dell’Europa, il parco di generazione elettrico sta cambiando: da un sistema basato sulle fonti fossili e sul nucleare a un sistema più indirizzato verso lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e tecnologie a basso contenuto di carbonio. Nel 2010, infatti, a livello europeo la quota di consumi energetici soddisfatti con le fonti rinnovabili risulta del 20% e le emissioni di gas serra risultano diminuite del 16%. In Italia la quota dei consumi soddisfatti con le fonti rinnovabili sale al 22,4% mentre scende al 16,5% in Germania e al 14,5% in Francia. Grafico 1.10. – Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Europa nel 2010 - Incidenza % produzione lorda da FER su Consumo Finale Lordo complessivo


Diversa appare la situazione sul fronte delle emissioni di gas serra. In Italia, tra il 2010 e il 1990, si registra una riduzione dei gas serra del 3,6% mentre in Francia risulta del 7,6% e in Germania del 24,5%. Grafico 1.11. - Emissioni di gas serra in Italia, Francia, Germania e nell’insieme dei paesi UE27 – Variazioni % 2010/1990

Fonte: elaborazione CRESME su dati European Enviroment Agency (EEA)

22,4

14,516,5

19,9

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0


-3,6-7,6

-24,5

-15,6

-30,0

-25,0

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0


15

Grafico 1.12. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Europa nel 2010 – Consumi finali, produzione e potenza

Consumo Finale Lordo – 3.348.995 GWh

Produzione lorda – 3.345.543 GWh

Potenza netta – 870.108 MW


In Italia le Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) ricoprono un ruolo di primaria importanza nella composizione della produzione di energia elettrica. Nel 2010 la produzione lorda di FER elettrica è stata di 76.964 GWh pari al 25,5% della produzione di energia elettrica nazionale (302.062 GWh). In Francia la produzione di FER è stata di 77.912 GWh pari al 13,7% della produzione di energia elettrica nazionale (569.002 GWh). In Germania la produzione di FER supera i 100.000 GWh e l’incidenza sulla produzione elettrica totale è del 16,1%. Rispetto alle varie tipologie di rinnovabili, in Italia e Francia prevale la produzione idroelettrica, con quote, nel 2011, del 55% e 70%, mentre in Germania la maggiore produzione riguarda l’energia eolica (38%). Inoltre, in Italia, sempre nel 2011, un altro 26% spetta alle bioenergie (13%) e al fotovoltaico (13%). All’eolico spetta una quota del 12% e all’energia geotermica il 7%. In Francia la seconda quota (19%) spetta all’energia eolica. Rappresenta il 7% la produzione di bionergie e appena il 3% il fotovoltaico. Il restante 1% spetta all’energia prodotta dalle maree e dal moto ondoso, mentre risulta del tutto assente la produzione di energia geotermica.

Italia10%

Francia16%

Germania18%

Resto UE2756%

Italia9%

Francia17%

Germania19%

Resto UE2755%

Italia12%

Francia14%

Germania18%

Resto UE2756%

16

In Germania la seconda quota spetta alle bioenergie (31%). La terza quota spetta al solare e la quarta all’energia idroelettrica. Limitata allo 0,02% la produzione di energia geotermica. Grafico 1.13. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel 2011 - FER per tipologia di impianto – Composizione %

ITALIA

FRANCIA

GERMANIA


In tutti e tre i paesi in esame, nel 2011, si è rilevato un rallentamento, con differente intensità, della produzione di energia idroelettrica a fronte di una fase fortemente espansiva del fotovoltaico. In crescita anche la produzione eolica e le bioenergie.

Idrica55%

Geotermica7%

Solare13%

Eolica12%

Bioenergie13%

Idrica 70%

Solare3%

Mareee moto ondoso

1%

Eolica19%

Bioenergie7%

Idrica15%

Geotermica0,02%

Solare16%

Eolica38%

Bioenergie31%

17

Tabella 1.3.a. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel biennio 2010-2011 - FER per tipologia di impianto – Valori assoluti in GWh

2010 2011

Italia Francia Germania Totale Italia Francia Germania Totale

Idrica 51.116 62.794 18.996 132.906 45.823 45.106 18.372 109.301

Geotermica 5.376 0 27 5.403 5.654 0 19 5.673

Solare 1.906 653 12.000 14.559 10.796 2.015 19.000 31.811

Maree e moto ondoso 0 521 0 521 0 527 0 527

Eolica 9.126 9.643 36.500 55.269 9.856 12.235 46.500 68.591

Bioenergie 9.440 4.301 33.602 47.343 10.832 4.888 36.920 52.640

Totale 76.964 77.912 101.125 256.001 82.961 64.771 120.811 268.543


Tabella 1.3.b. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia, Francia e Germania nel biennio 2010-2011 - FER per tipologia di impianto –Variazioni assolute in GWh e percentuali

Variazioni assolute in GWh 2011/2010 Variazioni % 2011/2010

Italia Francia Germania Totale Italia Francia Germania Totale

Idrica -5.293 -17.688 -624 -23.605 -10,4 -28,2 -3,3 -17,8

Geotermica 278 0 -8 270 5,2 - -29,6 5,0

Solare 8.890 1.362 7.000 17.252 466,4 208,6 58,3 118,5

Maree e moto ondoso 0 6 0 6 - 1,2 - 1,2

Eolica 730 2.592 10.000 13.322 8,0 26,9 27,4 24,1

Bioenergie 1.392 587 3.318 5.297 14,7 13,6 9,9 11,2

Totale 5.997 -13.141 19.686 12.542 7,8 -16,9 19,5 4,9


La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia

Negli anni 2000, in Italia, è notevolmente aumentato il peso delle FER sulla produzione totale: si è passati da un incidenza del 18,4% nel 2000 al 27,4% nel 2011. Tabella 1.4. - Il settore elettrico in Italia - Produzione lorda per fonte energetica – 2000-2011 – Valori in TWh

FER Carbone Gas naturale Prod. Petroliferi Altro Totale

Incidenza % FER su totale

2000 51 26 98 86 15 277 18,4 2001 54 32 96 75 21 279 19,5 2002 48 35 99 77 23 284 17,0 2003 47 39 117 66 24 294 16,0 2004 54 46 130 47 26 303 17,9 2005 48 44 149 36 25 304 15,9 2006 51 44 158 34 26 314 16,1 2007 48 44 173 23 26 314 15,2 2008 58 43 173 19 25 319 18,2 2009 69 40 147 16 21 293 23,6 2010 77 40 153 10 22 302 25,5 2011 83 45 145 8 22 303 27,4 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011

La produzione lorda totale di elettricità tra il 2000 e il 2011 è cresciuta del 9,2% a fronte di una riduzione del 90,8% dei prodotti petroliferi - in dodici anni si è passati da una produzione di 86 TWh a 8 TWh - e di crescite superiori al 45% delle altre fonti energetiche.

18

Grafico 1.14. - Il settore elettrico in Italia - Evoluzione della produzione lorda totale e da FER – 2000-2011

TOTALE - TWh

FONTI RINNOVABILI - TWh

INCIDENZA % FER SU TOTALE

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE (Rapporto Statistico 2011 - Impianti a fonti rinnovabili - Ottobre 2012) e Terna

La produzione di energia elettrica da FER, in questo arco temporale, è passata da una produzione annua di 51 TWh del 2000 a 83 TWh nel 2011 (+62,7%). Quest’ultimo risultato è destinato ad essere superato nel 2012 in base ai dati provvisori divulgati dal GSE a febbraio 2013. Per tale anno, infatti, il GSE stima una produzione di 92 TWh, pari a 9 TWh in più del 2011 e a una crescita dell’80% rispetto al 2000, e i motori della crescita sono principalmente l’energia solare, eolica e le bioenergie.

277 279284

294303 304

314 314319

293302 303

250

260

270

280

290

300

310

320

330

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

51 5448 47

5448 51 48

5869

7783

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

18,4 19,517,0 16,0

17,915,9 16,1 15,2

18,2

23,625,5

27,4

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

19

Grafico 1.15. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Evoluzione della produzione lorda per tipo di impianto 2000-2012 Numero indice 2000 = 100

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012) e Fonti rinnovabili settore elettrico, dati provvisori 2012 (febbraio 2013) * Stime su dati Terna/GSE

In Italia l’incidenza dei consumi soddisfatti con le fonti rinnovabili a partire dal 2008 aumenta progressivamente, con un ritmo annuo medio di circa 3 punti percentuali: si passa da una quota del 16,5% del 2008 al 27,5% del 2012. Una quota quest’ultima superiore a quella prevista dal PAN per il settore elettrico al 2020 (26,4%). Come già evidenziato alla base del successo delle rinnovabili elettriche vi sono gli incentivi pubblici per l’energia solare, eolica e le bioenergie. L’incidenza delle FER negli ultimi cinque anni passa dal 3,1% del 2008, al 4,4% del 2009, al 6% nel 2010, al 9,1% nel 2011 per arrivare al 13,4% nel 2012. Il motore trainante, soprattutto per l’eccezionale risultato dell’ultimo biennio, è la produzione solare. Nel 2008 la produzione di energia solare è stata di 193 GWh, nel 2009 si è raggiunto i 676 GWh e nel 2010 si è superati i 1.900 GWh. Ma è il 2011 l’anno della svolta con una produzione di 10.796 GWh (era di soli 193 GWh tre anni prima). Tale quantità risulta largamente superata nel 2012, in base alle stime del GSE di febbraio 2013 che indicano una produzione di 18.800 GWh.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Idraulica Geotermica Solare Eolica Bioenergie Totale

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

20

Tabella 1.5. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Evoluzione della produzione lorda per tipo di impianto – 2000-2012 - Valori in GWh

Idra

ulic

a

Geo

term

ica

Sol

are

Eol

ica

Bio

ener

gie

Tota

le

Con

sum

o Fi

nale

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do

(CFL

) -

GW

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FL

Inci

denz

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ioen

ergi

e su

C

FL

Inci

denz

a B

ioen

ergi

e su

FE

R

2000 44.199 4.705 18 563 1.505 50.990 314.275 16,2 0,5 3,0

2001 46.810 4.507 19 1.179 1.958 54.473 320.257 17,0 0,6 3,6

2002 39.519 4.662 21 1.404 2.709 48.315 328.178 14,7 0,8 5,6

2003 36.670 5.341 24 1.458 3.587 47.080 337.226 14,0 1,1 7,6

2004 42.338 5.437 29 1.847 4.499 54.150 341.386 15,9 1,3 8,3

2005 36.067 5.325 31 2.343 4.675 48.441 345.993 14,0 1,4 9,7

2006 36.994 5.527 35 2.971 5.107 50.634 352.676 14,4 1,4 10,1

2007 32.815 5.569 39 4.034 5.257 47.714 354.505 13,5 1,5 11,0

2008 41.623 5.520 193 4.861 5.966 58.163 353.560 16,5 1,7 10,3

2009 49.137 5.342 676 6.543 7.557 69.255 333.296 20,8 2,3 10,9

2010 51.117 5.376 1.906 9.126 9.440 76.965 342.933 22,4 2,8 12,3

2011 45.823 5.654 10.796 9.856 10.832 82.961 346.368 24,0 3,1 13,1

2012(a)

41.940 5.570 18.800 13.900 12.250 92.460 336.249 27,5 3,6 13,2

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012) e Fonti rinnovabili settore elettrico, dati provvisori 2012 (febbraio 2013) (a)

Stime su dati Terna/GSE

A livello regionale, nel 2011, la regione con la maggiore produzione è la Lombardia con 14.364 GWh, una quantità aumentata del 6,3% rispetto al 2010. Il Lazio si posiziona al quattordicesimo posto della classifica regionale con 2.326 GWh pari a una crescita del 21,8 rispetto al 2010. Grafico 1.16. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia - Produzione per Regione - Anno 2011 – Classifica regionale – Valori in GWh

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)

4061.0851.0991.207

1.9132.3192.3262.4852.508

2.7613.0593.248

3.4963.527

5.7715.845

7.1038.235

10.20614.364

0 2.500 5.000 7.500 10.000 12.500 15.000

LiguriaMolise

BasilicataMarcheUmbria

Friuli Venezia GiuliaLazio

SardegnaAbruzzo

Valle 'AostaCampania

SiciliaCalabria

Emilia RomagnaPugliaVeneto

ToscanaPiemonte

Trentino Alto AdigeLombardia

21

Nel 2011 le regioni con una produzione di rinnovabili superiore al Consumo Finale Lordo (CFL) si confermano il Trentino Alto Adige e la Valle d’Aosta, due regioni in cui prevale la produzione di energia idroelettrica. La prima registra una produzione rinnovabile complessiva di 10.206 GWh (risulta seconda solo alla Lombardia) a fronte di un CFL di 7.176 GWh. Più piccoli ma comunque importanti i numeri della Valle d’Aosta: 2.761 GWh di rinnovabili a fronte di un CFL pari a 1.187 GWh. Supera il 50% del CFL il contributo delle rinnovabili in Molise e Calabria, due regioni con una alta produzione di energia eolica. Inoltre superano la quota media nazionale del 24% le regioni: Piemonte, Umbria e Abruzzo, tre regioni con un’alta produzione di energia idroelettrica; la Toscana con un’alta produzione di energia geotermica; la Puglia (principalmente eolica, solare e bioliquidi); Basilicata (principalmente idroelettrica e eolica). Risulta invece ancora limitata la produzione di rinnovabili in Liguria (5,4% del CFL) e Lazio (8,9% del CFL).

Tabella 1.6. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità in Italia – Incidenza produzione FER su consumi finali di elettricità nelle Regioni – 2010-2011 - Valori in GWh

2010 2011

Produzione FER CFL % Produzione FER CFL %

Piemonte 7.479 27.944 26,8 8.235 27.537 29,9

Valle d'Aosta 2.955 1.176 251,3 2.761 1.187 232,7

Lombardia 13.509 69.786 19,4 14.364 71.051 20,2

Trentino Alto Adige 10.555 7.036 150,0 10.206 7.176 142,2

Veneto 5.009 31.736 15,8 5.845 32.046 18,2

Friuli Venezia Giulia 2.321 10.530 22,0 2.319 10.821 21,4

Liguria 412 7.698 5,4 406 7.574 5,4

Emilia Romagna 2.908 29.269 9,9 3.527 29.717 11,9

Toscana 6.943 22.072 31,5 7.103 22.226 32,0

Umbria 2.238 5.984 37,4 1.913 5.948 32,2

Marche 897 8.207 10,9 1.207 8.141 14,8

Lazio 1.909 25.716 7,4 2.326 26.275 8,9

Abruzzo 2.447 7.138 34,3 2.508 7.170 35,0

Molise 975 1.651 59,1 1.085 1.609 67,4

Campania 3.032 19.542 15,5 3.059 19.552 15,6

Puglia 3.816 21.439 17,8 5.771 22.410 25,8

Basilicata 1.186 3.174 37,4 1.099 3.051 36,0

Calabria 3.695 6.854 53,9 3.496 6.830 51,2

Sicilia 2.594 23.126 11,2 3.248 23.153 14,0

Sardegna 2.085 12.856 16,2 2.485 12.896 19,3

ITALIA 76.964 342.933 22,4 82.961 346.368 24,0


La produzione di energia elettrica da impianti a bioenergie in Italia

In base ai dati GSE, in Italia, tra il 2000 e il 2011 la numerosità degli impianti a bioenergie1 è aumentata secondo un

tasso medio annuo pari al 19%, mentre per la potenza si è registrato un aumento medio del 14%.

1 Non sono inclusi gli impianti ibridi, ossia quelli che producono elettricità principalmente sfruttando combustibili convenzionali: gas, carbone e altro

22

Il parco degli impianti alimentati con bioenergie è stato caratterizzato da una crescita continua e sostenuta durante tutto il periodo. Particolarmente interessanti gli ultimi tre anni: il 2009 per lo straordinario incremento di potenza (circa 500 MW aggiuntivi); il 2010, grazie al censimento di molti piccoli impianti, per la consistenza che è aumentata di oltre 260 impianti; il 2011 per il forte incremento sia nel numero (+544 impianti) che nella potenza degli impianti (+473 MW). Di conseguenza gli ultimi tre anni sono stati anche quelli di maggiore produzione. Grafico 1.17. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Evoluzione del numero, della potenza installata e della produzione degli impianti a bionergie – 2000-2011 – Numero indice 2000 = 100


Si è passati da una produzione di 1.505 GWh del 2000 a 5.966 del 2008, con un incremento medio annuo di 558 Gwh. Nel 2009 la produzione si attesta a quota 7.557 GWh con un incremento di 1.591 GWh rispetto al 2008. Nel 2010 si raggiungono i 9.440 GWh (+1.883 gwh rispetto al 2009) e nel 2011 i 10.832 GWh (+1.392 GWh rispetto al 2010). Ma il dato ancora più interessante è che le prime stime GSE per il 2012 indicano una produzione di 12.250 GWh (+1.418 GWh rispetto al 2011). Tabella 1.7. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Evoluzione del numero, della potenza installata e della produzione degli impianti a bionergie – 2000-2011 – Valori assoluti e variazioni

Valori assoluti Variazioni assolute Variazioni %

N°impianti

Potenza (MW)

Produzione (GWh)

N°impianti Potenza (MW)

Produzione (GWh)

N°impianti Potenza Produzione

2000 186 685 1.505

2001 202 740 1.958 16 55 453 8,6 8,0 30,1

2002 225 892 2.709 23 152 751 11,4 20,5 38,4

2003 257 1.086 3.587 32 194 878 14,2 21,7 32,4

2004 267 1.192 4.499 10 106 912 3,9 9,8 25,4

2005 275 1.200 4.675 8 8 176 3,0 0,7 3,9

2006 303 1.256 5.107 28 56 432 10,2 4,7 9,2

2007 312 1.337 5.257 9 81 150 3,0 6,4 2,9

2008 352 1.555 5.966 40 218 709 12,8 16,3 13,5

2009 419 2.019 7.557 67 464 1.591 19,0 29,8 26,7

2010 669 2.352 9.440 250 333 1.883 59,7 16,5 24,9

2011 1.213 2.825 10.832 544 473 1.392 81,3 20,1 14,7


0

100

200

300

400

500

600

700

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

N° impianti Potenza (MW) Produzione (GWH)

23

Alla fase espansiva della produzione di elettricità da bioenergie hanno contribuito tutti i combustibili di origine “bio”, ovvero le biomasse solide (da rifiuti urbani e non), il biogas e i bioliquidi. Nel 2011 il 31% della produzione totale di bioenergie (10.832 GWh) ha riguardato il biogas. Un altro 25% spetta ai bioliquidi, il 21% ai rifiuti urbani biodegradabili e il restante 23% alle restanti biomasse solide. Nel 2000 il biogas rappresentava il 37% della produzione totale (1.505 GWh), le biomasse solide il restante 63% (27% da rifiuti urbani e 36% da altre biomasse solide) mentre risulta del tutto assente la produzione di bioliquidi (in base ai dati GSE il primo anno di produzione di bioliquidi risulta il 2008). Grafico 1.18. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione degli impianti a bioenergie per tipologia – Anno 2011 - Composizione %

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012) (a)

Rifiuti urbani biodegradabili Grafico 1.19. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione degli impianti a bioenergie per tipo combustibile 2000-2011 – Numero indice 2000 = 100


RU bio(a)

21%

Altre biomasse

23%

Bioliquidi25%

Biogas31%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RU bio Altre biomasse biogas Totale bioenergie

24

Tabella 1.8. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Evoluzione della produzione degli impianti a bioenergie per tipo combustibile – 2000-2011 - Valori in GWh

RU bio Altre biomasse bioliquidi biogas Totale bioenergie

2000 402 537 0 566 1.505

2001 629 644 0 684 1.958

2002 714 1.052 0 943 2.709

2003 906 1.648 0 1.033 3.587

2004 1.138 2.190 0 1.170 4.499

2005 1.310 2.167 0 1.198 4.675

2006 1.458 2.313 0 1.336 5.107

2007 1.512 2.298 0 1.447 5.257

2008 1.556 2.746 65 1.600 5.966

2009 1.616 2.828 1.448 1.665 7.557

2010 2.048 2.260 3.078 2.054 9.440

2011 2.218 2.512 2.697 3.405 10.832 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)

Tabella 1.9. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda degli impianti a bioenergie per tipo combustibile – 2010-2011

2010 2011 Variazione % 2011/2010

N°impianti

Potenza (MW)

Produzione (GWh)

N°impiantiPotenza (MW)

Produzione (GWh)

N°impianti Potenza (MW)

Produzione (GWh)

Biomasse 142 1.243 4.308 170 1.289 4.730 19,7 3,7 9,8

- da rifiuti urbani 71 798 2.048 71 828 2.218 0,0 3,7 8,3

- altre biomasse 71 445 2.260 99 461 2.512 39,4 3,7 11,2

Biogas 451 508 2.054 819 773 3.405 81,6 52,3 65,8

- da rifiuti 228 341 1.415 260 356 1.528 14,0 4,4 8,0

- da fanghi 47 15 28 60 30 63 27,7 104,0 121,6

- da deiezioni animali 95 41 221 165 89 362 73,7 116,3 63,6

- da attività agricole e forestali 81 110 390 334 298 1.453 312,3 169,7 272,3

Bioliquidi 97 601 3.078 275 763 2.698 183,5 27,0 -12,4

- oli vegetali grezzi 86 510 2.682 234 654 2.531 172,1 28,2 -5,6

- altri bioliquidi 11 91 397 41 110 166 272,7 20,1 -58,1

TOTALE BIOENERGIE 690 2.352 9.440 1.264 2.825 10.832 83,2 20,1 14,8 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)

Negli ultimi tre anni sono cresciuti soprattutto gli impianti per la sola produzione di energia elettrica. Nel 2009 infatti questa tipologia di impianti ha registrato uno straordinario incremento di produzione (1.281 GWh aggiuntivi rispetto al 2008, +32,9%) a fronte di un incremento più contenuto degli impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore (310 GWh aggiuntivi, +15%). Complessivamente, tra il 2008 e il 2011, l’energia prodotta dagli impianti per la sola produzione di energia elettrica è aumentata di 2.711 GWh, dei quali 1.829 da impianti a bioliquidi. Per quanto riguarda gli impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore, tra il 2008 e il 2011, si osserva un significativo incremento della produzione da biogas (da 309 GWh a 1.536) ed in particolare da attività agricole e forestali (da 118 GWh a oltre 1.000).

25

Tabella 1.10. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia - Produzione lorda degli impianti a bioenergie per tipo di produzione e combustibile – 2004 e 2008-2011 - Valori in GWh

2004 2008 2009 2010 2011

Sola produzione di energia elettrica 2.329 3.897 5.178 6.189 6.608 Solidi 1.364 2.564 2.904 2.605 2.868

- rifiuti solidi urbani biodegradabili 361 635 800 1.062 1.201

- biomasse solide 1.003 1.929 2.104 1.543 1.668

Biogas 965 1.291 1.300 1.451 1.869 - da rifiuti 956 1.202 1.178 1.197 1.274

- da fanghi - 2 3 12 19

- da deiezioni animali 6 44 44 100 134

- da attività agricole e forestali 2 42 74 142 442

Bioliquidi - 43 974 2.133 1.871 - oli vegetali grezzi - 13 583 1.759 1.709

- altri bioliquidi - 29 391 374 162

Produzione combinata di en.el. e calore 2.170 2.070 2.379 3.251 4.224 Solidi 1.965 1.739 1.540 1.702 1.862

- rifiuti solidi urbani biodegradabili 777 921 817 986 1.017

- biomasse solide 1.188 817 723 717 845

Biogas 206 309 365 603 1.536 - da rifiuti 82 153 195 217 255

- da fanghi 1 12 17 17 43

- da deiezioni animali 12 26 44 121 228

- da attività agricole e forestali 110 118 109 248 1.011

Bioliquidi - 22 474 946 826 - oli vegetali grezzi - 17 467 923 822

- altri bioliquidi - 5 7 23 4

TOTALE BIOENERGIE 4.499 5.966 7.557 9.440 10.832 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Terna e GSE

La maggior parte degli impianti alimentati da bioenergie si trova nelle regioni settentrionali. Nelle otto regioni del Nord, nel 2011, si trova localizzato il 74% degli impianti a bioenergie nazionali. Si tratta di 903 impianti (di cui 431 nuovi rispetto al 2010) per una potenza di 1.685 MW (il 60% della potenza nazionale) e una produzione di 5.898 GWh (il 54% della produzione nazionale). A livello regionale si distingue la Lombardia con 319 impianti, una quantità quasi doppia rispetto al 2010 (161 impianti), una potenza complessiva pari a 655 MW (525 MW nel 2010) e una produzione di 2.320 GWh (1.903 un anno prima). Il Lazio, con 41 impianti, una potenza di 160 MW e una produzione di 516 GWh si posiziona al settimo posto della classifica per numero di impianti e per potenza installata e al nono per produzione.

26

Tabella 1.11.a. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda totale e degli impianti a bioenergie per regione – 2010-2011 – Valori assoluti

2010 2011

Bioenergie TOTALE settore elettrico Bioenergie TOTALE settore elettrico

N° Potenza

(MW) Produz. (GWh)

N° Potenza (MW)

Produz. (GWh)

N° Potenza (MW)

Produz. (GWh)

N° Potenza (MW)

Produz. (GWh)

Valori assoluti

Piemonte 62 120 450 13.000 2.880 7.479 129 175 807 24.846 3.832 8.235

Valle d'Aosta 2 1 6 491 907 2.955 2 1 6 1.208 914 2.761

Lombardia 161 525 1.903 23.826 5.885 13.509 319 655 2.320 49.432 6.993 14.364

Trentino A. A. 69 48 138 9.714 3.359 10.555 111 71 154 15.689 3.557 10.206

Veneto 71 142 367 20.668 1.579 5.009 149 210 703 45.425 2.482 5.845

Friuli V. Giulia 7 23 241 9.027 607 2.321 29 76 240 17.493 867 2.319

Liguria 10 17 114 1.790 128 412 10 20 125 3.302 181 406

Emilia Romagna 90 423 1.580 14.680 1.104 2.908 154 478 1.543 31.298 2.070 3.527

Toscana 41 125 378 9.226 1.417 6.943 58 134 376 17.743 1.763 7.103

Umbria 13 28 92 3.796 613 2.238 21 36 50 8.067 867 1.913

Marche 22 18 85 5.915 439 897 33 24 103 12.227 1.050 1.207

Lazio 24 128 318 8.672 781 1.909 41 160 546 18.080 1.474 2.326

Abruzzo 7 6 40 3.358 1.295 2.447 14 10 42 7.844 1.685 2.508

Molise 3 41 138 578 510 975 5 42 162 1.663 613 1.085

Campania 22 215 827 4.137 1.447 3.032 26 210 829 10.247 2.000 3.059

Puglia 25 221 1.298 9.840 2.192 3.816 32 229 1.414 23.219 3.810 5.771

Basilicata 5 32 162 1.689 494 1.186 6 33 114 3.786 689 1.099

Calabria 12 122 583 3.697 1.581 3.695 22 131 549 8.882 1.890 3.496

Sicilia 11 42 150 8.101 1.785 2.594 34 54 110 19.995 2.752 3.248

Sardegna 12 74 570 7.690 1.281 2.085 18 78 640 14.705 1.911 2.485

ITALIA 669 2.352 9.440 159.895 30.284 76.964 1.213 2.826 10.832 335.151 41.399 82.961 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)

Tabella 1.11.b. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti, potenza e produzione lorda totale e degli impianti a bioenergie per regione – 2010-2011 – Variazioni assolute e variazioni %

Bioenergie TOTALE settore elettrico Bioenergie TOTALE settore elettrico

N° Potenza (MW)

Produz. (GWh) N°

Potenza (MW)

Produz. (GWh) N°

Potenza (MW)

Produz. (GWh) N°

Potenza (MW)

Produz. (GWh)

Variazioni assolute 2010-2011 Variazioni % 2010-2011

Piemonte 67 56 358 11.846 952 756 108,1 46,3 79,6 91,1 33,1 10,1

Valle d'Aosta 0 0 0 717 7 -194 0,0 0,0 5,2 146,0 0,8 -6,6

Lombardia 158 130 417 25.606 1.108 855 98,1 24,8 21,9 107,5 18,8 6,3

Trentino A. A. 42 23 16 5.975 199 -350 60,9 48,6 11,8 61,5 5,9 -3,3

Veneto 78 67 337 24.757 903 836 109,9 47,4 91,8 119,8 57,2 16,7

Friuli V.Giulia 22 53 -1 8.466 260 -2 314,3 230,3 -0,3 93,8 42,8 -0,1

Liguria 0 3 12 1.512 52 -6 0,0 15,3 10,1 84,5 40,9 -1,5

Emilia Romagna 64 54 -37 16.618 966 619 71,1 12,8 -2,4 113,2 87,5 21,3

Toscana 17 9 -2 8.517 346 160 41,5 7,1 -0,6 92,3 24,4 2,3

Umbria 8 8 -42 4.271 254 -325 61,5 28,2 -45,9 112,5 41,4 -14,5

Marche 11 6 17 6.312 611 310 50,0 30,4 20,0 106,7 139,2 34,5

Lazio 17 32 228 9.408 693 417 70,8 25,2 71,6 108,5 88,6 21,8

Abruzzo 7 4 2 4.486 390 61 100,0 60,9 4,5 133,6 30,1 2,5

Molise 2 2 24 1.085 103 110 66,7 3,7 17,4 187,7 20,1 11,3

Campania 4 -5 2 6.110 553 27 18,2 -2,1 0,2 147,7 38,2 0,9

Puglia 7 8 116 13.379 1.618 1.955 28,0 3,6 8,9 136,0 73,8 51,2

Basilicata 1 1 -49 2.097 195 -87 20,0 1,6 -30,0 124,2 39,4 -7,3

Calabria 10 9 -34 5.185 309 -199 83,3 7,1 -5,9 140,2 19,6 -5,4

Sicilia 23 12 -40 11.894 967 654 209,1 27,7 -26,8 146,8 54,2 25,2

Sardegna 6 3 70 7.015 630 400 50,0 4,4 12,4 91,2 49,2 19,2

ITALIA 544 474 1.392 175.256 11.115 5.997 81,3 20,2 14,7 109,6 36,7 7,8


27

Grafico 1.20. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Numero impianti a bioenergie per regione – Anno 2011


Grafico 1.21. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Potenza impianti a bioenergie per regione – Anno 2011 Valori in MW


25610141821222629323334

4158

111129

149154

319

0 50 100 150 200 250 300 350

Valle d'AostaMolise

BasilicataLiguria

AbruzzoSardegna

UmbriaCalabria

CampaniaFriuli Venezia Giulia

PugliaMarcheSiciliaLazio

ToscanaTrentino Alto Adige

PiemonteVeneto

Emilia RomagnaLombardia

110202433364254

717678

131134

160175

210210

229478

655

0 100 200 300 400 500 600 700

Valle d'AostaAbruzzoLiguriaMarche

BasilicataUmbriaMoliseSicilia

Trentino Alto AdigeFriuli Venezia Giulia

SardegnaCalabriaToscana

LazioPiemonte

VenetoCampania

PugliaEmilia Romagna

Lombardia

28

Grafico 1.22. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Produzione impianti a bioenergie per regione – Anno 2011 Valori in GWh


Rispetto alla distribuzione regionale della produzione per tipologia di combustibile, nel 2011, in Lombardia il 51% della produzione totale di bioenergie (2.320 GWh) ha riguardato le biomasse solide (43% ai rifiuti urbani biodegradali e il restante 8% alle altre biomasse). Un altro 46% spetta al biogas e il restante 3% ai bioliquidi. Anche nel Lazio le biomasse solide sono il combustibile principale, con una quota del 44% (29% i RU bio e il 15% le altre biomasse) mentre, a differenza della Lombardia, la seconda quota spetta ai bioliquidi (30%) e solo la terza al biogas (26%).

Tabella 1.12. - Le bioenergie per l’elettricità in Italia – Produzione impianti a bioenergie per tipo combustibile e regione Anno 2011 - Valori in GWh

Biomasse solide Bioliquidi Biogas

TOTALE BIOENERGIE RU bio Altre biomasse Totale

Piemonte 15,6 206,9 222,5 99,8 485,0 807,3 Valle d'Aosta 0,0 0,0 0,0 6,1 6,1 Lombardia 988,7 195,9 1.184,5 76,5 1.058,5 2.319,5 Trentino Alto Adige 10,4 43,5 53,9 43,9 56,1 153,9 Veneto 134,3 176,2 310,4 49,5 343,2 703,1 Friuli Venezia Giulia 56,3 127,4 183,7 5,9 50,8 240,4 Liguria 0,8 0,0 0,8 124,2 125,0 Emilia Romagna 302,4 477,4 779,8 217,8 545,2 1.542,8 Toscana 68,5 91,3 159,8 84,7 131,4 375,9 Umbria 0,0 0,0 0,0 3,9 46,0 49,9 Marche 3,2 0,0 3,2 3,7 95,6 102,5 Lazio 158,3 78,7 236,9 165,5 144,0 546,4 Abruzzo 0,2 4,2 4,4 0,0 37,3 41,7 Molise 47,5 105,9 153,4 8,3 161,7 Campania 305,9 3,5 309,3 465,1 54,8 829,2 Puglia 43,0 102,7 145,7 1.195,2 73,2 1.414,1 Basilicata 13,1 0,7 13,8 99,1 0,8 113,7 Calabria 38,9 468,9 507,7 0,3 41,0 549,0 Sicilia 0,0 0,0 0,0 20,1 89,8 109,9 Sardegna 30,9 429,6 460,4 166,3 13,3 640,0 ITALIA 2.217,7 2.512,7 4.730,4 2.697,3 3.404,6 10.832,3 Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011, Impianti a fonti rinnovabili (ottobre 2012)

64250

103110114125154162

240376

546549

640703

807829

1.4141.543

2.320

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500

Valle d'AostaAbruzzoUmbriaMarcheSicilia

BasilicataLiguria

Trentino Alto AdigeMolise

Friuli Venezia GiuliaToscana

LazioCalabria

SardegnaVeneto

PiemonteCampania

PugliaEmilia Romagna

Lombardia

29

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nel Lazio

Nella regione Lazio, in base ai dati GSE, nel 2011 il parco impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è formato da 18.080 impianti (il 5,4% del parco impianti nazionale) dei quali 17.954 fotovoltaici (99% del totale FER regionale). Un anno prima era formato da un numero di impianti inferiore alla metà (8.672 impianti). La potenza installata è pari a 1.474 MW (il 3,6% della potenza nazionale) di cui il 31% relativa a impianti installati nella provincia di Roma. Tabella 1.13. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della potenza nel 2011 – Composizione % rispetto al dato nazionale e regionale

% SU ITALIA % SU LAZIO

Roma 1,1 30,9

Frosinone 0,8 22,5

Latina 0,5 14,0

Rieti 0,3 8,4

Viterbo 0,9 24,2

Lazio 3,6 100,0

ITALIA 100,0


Il 35,7% della produzione rinnovabile regionale invece è relativa agli impianti localizzati in provincia di Frosinone, la provincia che esprime la maggiore produzione di energia elettrica da bioenergie.

Grafico 1.23. - Le fonti rinnovabili per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della produzione rinnovabile totale e degli impianti a bioenergie nel 2011 - Composizione %

TOTALE FER BIOENERGIE


Poco meno della metà della produzione degli impianti a bioenergie della provincia di Frosinone riguarda la produzione da bioliquidi. Un altro 45% le biomasse solide e il restante 6% i biogas. In Provincia di Roma invece prevale la produzione da biogas (53% contro 47% delle biomasse solide) mentre non risulta alcuna produzione da bioliquidi.

30

Grafico 1.24. - Le bioenergie per l’elettricità nel Lazio - Distribuzione provinciale della produzione degli impianti a bioenergie per tipo combustibile nel 2011 - Composizione %

RU bio Altre biomasse

Bioliquidi Biogas

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati GSE - Rapporto Statistico 2011 - Impianti a fonti rinnovabili - Ottobre 2012

1.3.2. Fonti rinnovabili nel settore riscaldamento e raffreddamento Come si è visto, in base ai dati del Sistema informativo SIMERI del GSE, il settore riscaldamento e raffreddamento (R&R) nel 2011 rappresenta la quota principale dei consumi energetici nazionali (46%). In questo settore le rinnovabili rappresentano l’11,0% e in questo ambito un ruolo importante spetta alle biomasse. L’utilizzo delle biomasse esclusivamente a scopi termici, per il riscaldamento o per la produzione di acqua calda sanitaria, avviene soprattutto mediante impianti domestici (caldaie, stufe e termocamini) o scambiatori di calore allacciati a reti di teleriscaldamento. I combustibili prevalentemente utilizzati sono le biomasse legnose come: legna da ardere in ciocchi, legno sminuzzato (cippato) e pastiglie di legno macinato e pressato (pellet e bricchetti). I dati del MISE, relativi al bilancio energetico nazionale, confermano il ruolo importante delle biomasse, ed in particolare di quelle legnose, nell’ambito delle energie rinnovabili nel settore termico.

31

Nel 2011, in base ai dati relativi al bilancio delle fonti primarie espressi in tcal, l’incidenza delle biomasse (71.546 tcal) sulle rinnovabili (245.247 tcal) è pari al 29%. Si tratta della seconda quota dopo l’energia idraulica (41% con 100.810 tcal). Nell’ambito delle biomasse la fonte principale è la legna con 35.370 tcal, pari a poco meno della metà del totale biomassa, dei quali 35.240 tcal destinati a consumi finali, soprattutto per usi domestici e civili (31.363 tcal) e 130 alle trasformazioni. Le biomasse per l’elettricità con 23.218 tcal rappresentano circa un terzo e sono destinate interamente alla trasformazione (centrali termoelettriche). La restante fonte primaria del gruppo delle biomasse è il biodiesel (12.958 tcal) interamente destinata ai consumi finali, ovvero al trasporto stradale. Tabella 1.14. - Bilancio Energetico Italiano - Bilancio fonti primarie: biomasse(a) - 2008-2011 Valori in tcal

Anno Legna (b)

Biomasse per

elettricità (c)

Biodiesel

(d)

Totale Biomassa

Trasformazione Consumi finali

Valori assoluti

2008 24.748 12.035 6.631 43.414 13.815 29.599

2009 26.913 15.378 10.591 52.882 17.316 35.566

2010 34.556 17.675 13.065 65.296 17.803 47.493

2011 35.370 23.218 12.958 71.546 23.348 48.198

Composizione %

2008 57,0 27,7 15,3 100,0 31,8 68,2

2009 50,9 29,1 20,0 100,0 32,7 67,3

2010 52,9 27,1 20,0 100,0 27,3 72,7

2011 49,4 32,5 18,1 100,0 32,6 67,4

Fonte: Elaborazione CRESME su dati GSE (a)

Comprende la legna contabilizzata da raccolta da bosco e fuori bosco, le biomasse utilizzate per la produzione termoelettrica, e il biodiesel (b)

La quasi totalità è destinata a consumi finali per usi domestici commerciali e artigianali (c)

Interamente destinate alla trasformazione (d)

Interamente destinato a consumi finali per il trasporto stradale

Il teleriscaldamento in Italia

La tecnologia del teleriscaldamento, già ampiamente diffusa in Nord Europa, si è sviluppata in Italia nei primi anni Settanta. Il primo impianto di riscaldamento a «scala urbana» è stato realizzato a Brescia e inizialmente la Centrale era alimentata a metano. A metà degli anni ‘80, la Centrale poteva essere alimentata indifferentemente a metano, olio combustibile e carbone e a fine anni ‘90 il recupero di calore da WtE (Waste to Energy) ha assunto un ruolo fondamentale. In Italia il teleriscaldamento è ancora oggi una realtà circoscritta a un numero limitato di esperienze di medio piccola dimensione concentrate nelle regioni settentrionali. In futuro il settore potrebbe vivere una fase espansiva anche grazie all’attenzione dell’Europa che, con la direttiva 2012/27/UE, promuove il teleriscaldamento «efficiente», cioè quello che usa per almeno il 50% energia rinnovabile, o il 50% di calore di recupero, o il 75% di calore cogenerato, o il 50% di una combinazione di tale energia e calore.

32

BOX 1.4. - La Direttiva europea 2012/27/UE del 25 ottobre 2012

La Direttiva europea 2012/27/UE del 25 ottobre 2012, che dovrà essere recepita dagli Stati membri entro il 5 giugno 2014, ha aggiornato e accorpato due precedenti Direttive: quella sull’efficienza energetica negli usi finali e i servizi energetici (2006/32/CE) e quella relativa alla cogenerazione (2004/8/CE), definendo in questo modo un quadro comune di misure per la promozione dell'efficienza energetica al fine da garantire il raggiungimento dell'obiettivo relativo all'efficienza energetica del 20 % entro il 2020. L’articolo 14 della Direttiva riguarda la “Promozione dell'efficienza per il riscaldamento e il raffreddamento”, e contiene alcune disposizioni innovative circa le opportunità di innovazione tecnologica e del potenziale di risparmio energetico, oltre alle opportunità di investimento nella cogenerazione e nel teleriscaldamento. Vengono, infatti, affrontate le problematiche connesse agli sprechi di energia termica nell’industria elettrica e in quella manifatturiera ad alto consumo di energia, promuovendo le tecnologie di cogenerazione, cioè il teleriscaldamento e il teleraffreddamento. Tale articolo stabilisce l’obbligo per gli Stati membri di effettuare entro il 31 dicembre 2015, anche in collaborazione con gli operatori privati, una valutazione globale del potenziale sul territorio nazionale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e del “teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti”, intendendo in questo modo un “un sistema di teleriscaldamento o teleraffreddamento che usa per almeno il 50 per cento energia rinnovabile, il 50 per cento calore di scarto, il 75 per cento calore cogenerato o il 50 per cento una combinazione di tale energia e calore”. Viene, inoltre, stabilito che la valutazione del potenziale nazionale deve essere effettuata mediante un’analisi costi-benefici, relativa al loro territorio basata sulle condizioni climatiche, la fattibilità economica e l'idoneità tecnica (conformemente all'allegato IX, parte 1 della presente Direttiva). L'analisi costi-benefici è finalizzata ad agevolare l'individuazione delle soluzioni più efficienti in termini di uso delle risorse e di costi in modo da soddisfare le esigenze in materia di riscaldamento e raffreddamento, e può riguardare la valutazione di un progetto relativo a un singolo impianto o di un gruppo di progetti per una più ampia valutazione a livello locale, regionale o nazionale, in modo da stabilire l'opzione di riscaldamento o raffreddamento più efficiente in termini di costi e vantaggiosa per una determinata zona geografica ai fini della pianificazione del sistema di riscaldamento. I costi-benefici devono includere, oltre ai costi d’investimento e di funzionamento dell’impianto, anche il “valore della produzione per il consumatore” e “i costi ambientali e sanitari, nella misura del possibile”. Nel caso in cui la valutazione del potenziale nazionale e l'analisi costi-benefici individuano un potenziale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e/o del teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti i cui vantaggi superino i costi, gli Stati membri dovranno adottare misure adeguate affinché infrastrutture efficienti di teleriscaldamento e raffreddamento siano sviluppate e/o adattate allo sviluppo della cogenerazione ad alto rendimento e all'uso di riscaldamento e raffreddamento da calore di scarto e da fonti di energia rinnovabile. Se, invece, gli esiti delle varie analisi non individuano un potenziale i cui vantaggi superino i costi (inclusi i costi amministrativi per la realizzazione dell'analisi costi-benefici) gli Stati membri possono esentare le installazioni da tali adeguamenti. Inoltre, a partire dal 5 giugno 2014 (scadenza di recepimento della Direttiva) gli Stati membri, al fine di ottenere le autorizzazioni alla realizzazione di nuovi impianti e all’ammodernamento sostanziale di impianti esistenti, devono realizzare preventivamente un’analisi costi-benefici finalizzata a verificare la convenienza economica dell’opzione progettuale di recupero del calore rispetto all’opzione di una sua dissipazione nell’ambiente, nel caso in cui : a) è progettato un nuovo impianto di generazione di energia termica con potenza termica totale superiore a 20 MW, al fine di valutare i costi e i

benefici della predisposizione del funzionamento dell'impianto come impianto di cogenerazione ad alto rendimento; b) un impianto esistente di generazione di energia termica con potenza termica totale superiore a 20 MW è sottoposto ad un ammodernamento

sostanziale, al fine di valutare i costi e i benefici della sua conversione alla cogenerazione ad alto rendimento; c) un impianto industriale con potenza termica totale superiore a 20 MW, che genera calore di scarto a un livello di temperatura utile è progettato

o sottoposto a un ammodernamento sostanziale, al fine di valutare i costi e benefici dell'uso del calore di scarto per soddisfare una domanda economicamente giustificabile, anche attraverso la cogenerazione, e della connessione di tale impianto a una rete di teleriscaldamento e teleraffreddamento;

d) è progettata una nuova rete di teleriscaldamento e di teleraffreddamento o nell'ambito di una rete di teleriscaldamento e di teleraffreddamento esistente è progettato un nuovo impianto di produzione di energia con potenza termica totale superiore a 20 MW o quando un impianto esistente di questo tipo è sottoposto a un ammodernamento sostanziale, al fine di valutare i costi e benefici dell'uso del calore di scarto degli impianti industriali situati nelle vicinanze.

Gli Stati membri possono richiedere che l'analisi costi-benefici di cui alle lettere c) e d) sia effettuata in cooperazione con le società responsabili per il funzionamento delle reti di teleriscaldamento e di teleraffreddamento. Per quanto riguarda la metodologia dell’analisi costi-benefici, ciascun Stato membro deve tener conto dei riferimenti normativi per l’analisi costi-benefici dei progetti d’investimento in vigore nell’ordinamento nazionale, in particolare quello relativo al settore delle opere pubbliche e della finanza di progetto. Le analisi costi-benefici comportano un'analisi economica che contempla un'analisi finanziaria che rispecchia le effettive transazioni di flussi di cassa connesse con gli investimenti in singoli impianti e con il loro funzionamento. I progetti con risultati positivi in termini di costi-benefici sono quelli in cui la somma dei benefici attualizzati nell'analisi economica e finanziaria supera la somma dei costi attualizzati (surplus costi-benefici). Gli Stati membri possono richiedere che le società responsabili del funzionamento degli impianti di generazione di elettricità termica, le società industriali, le reti di teleriscaldamento e teleraffreddamento (o altre parti influenzate dal limite di sistema e dal limite geografico definiti) forniscano dati da usare nel valutare i costi e i benefici di un singolo impianto.

33

Di seguito vengono presentati alcuni dati dell’Annuario AIRU2, l’unica fonte che descrive la situazione complessiva del

riscaldamento urbano oggi in Italia. Il teleriscaldamento in Italia oggi, in base ai dati relativi all’anno 2011 riportati nell’annuario AIRU 2012, è presente in 104 città per un totale di 133 sistemi e una volumetria allacciata di 260 Mmc ca. 1.084.600 appartamenti equivalenti3. Fornisce ai clienti serviti 7.416 GWht di Energia Termica e Frigorifera, produce 5.201 GWhe di Energia Elettrica in Cogenerazione e permette di risparmiare 404.922 Tep e di evitare l’emissione di 1.323.601 tonnellate di CO2. Tra il 2000 e il 2011 il numero di comuni dotati di reti di teleriscaldamento è passato da 27 (la stessa quantità di cinque anni prima) a 104: in dieci anni sono 77 i nuovi comuni che si sono dotati di reti di teleriscaldamento. Sono state realizzate 38 nuove reti, la lunghezza delle reti di distribuzione è aumentata di 1.860 km e la volumetria riscaldata è aumentata di 143 Mmc.

Tabella 1.15. - Il riscaldamento urbano in Italia - Quadro di sintesi e confronti – 1995, 2000, 2010 e 2011

1995 2000 2010 2011 Variazioni

2000-2011 2010-2011 Assolute % Assolute %

Numero di città teleriscaldate n. 27 27 100 104 77 4 Soggetti titolari dei sistemi n. 25 25 59 63 38 4

Numero di reti (a) n. 45 53 132 133 80 1

• di cui ad acqua calda n. 26 27 86 87 60 1 • di cui ad acqua surriscaldata n. 17 22 40 40 18 0

• di cui a vapore (b) n. 2 4 6 6 2 0

Volumetria complessiva riscaldata Mmc 74 117 244,4 260,3 143 122% 15,9 6,5% Potenza elettrica installata in cogenerazione

(c) MWe 466 507 853 805 298 59% -47,3 -5,6%

Potenza termica installata in cogenerazione

(d) MWt 1.080 1.218 2.370 2.556 1.338 110% 185 7,8%

Energia termica fornita all'utenza (g) GWht 2.687 3.854 7.746 7.322 3.468 90% -424 -5%

• da fonte rinnovabile (e) % 6% 12% 20,6% 23,20%

• da cogenerazione con combustibili fossili % 76% 66% 50,7% 50,50%

• da produzione semplice con combustibili fossili % 18% 22% 28,7% 26,30%

Energia frigorifera fornita all'utenza GWhf 97,3 94,4 -2,9 -3% Energia elettrica immessa nella rete nazionale

(a) GWhe 1.671 1.932 5.357 5.201 3.269 169% -156 -3%

EE alla REN / ET utenza 0,69 0,71

Lunghezza reti di distribuzione (f) Km 648 1.091 2.772 2.951 1.860 170% 178 6%

Sottocentrali d'utenza N. 10.148 18.594 48.568 51.150 32.556 175% 2.582 5% Risparmio di energia primaria fossile

(h) Tep 125.930 197.923 577.635 404.922 206.999 105% -172.713 -30%

Emissioni evitate di anidride carbonica

(i) t 380.970 599.134 2.077.169 1.323.601 724.467 121% -753.568 -36%

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012 (a)

Il dato relativo al 2011 tiene conto dell’interconnessione delle reti di Rho-Pero, Torino e Reggio Emilia. (b)

Dal 2009 sono escluse le reti vapore per processo (Como, Revereto) (c)

Centrali cogenerative "dedicate". Sia a combustibili fossili che a biomasse (d)

Centrali cogenerative dedicate e "porzione full CHP" delle centrali non dedicate. Sia a combustibili fossili che a biomasse (e)

Recupero da processo, biomasse, geotermia, RSU, pompe di calore (f)

Solo rete stradale, escluso allacciamenti. Incremento rispetto all'ultimo valore rilevato (g)

È compresa quella destinata ai GFA (h)

Rendimenti del sistema convenzionale sostituito (dal 2011): ηts=0,90; ηes=0,46 (i)

Emissioni del sistema termoelettrico sostituito (dal 2011): 564 g CO2/kWhe

2 Associazione Italiana Riscaldamento Urbano 3 1 appartamento equivalente = 80 m2 x 3 m

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Come sopra anticipato, al 31 dicembre 2011 il parco edilizio allacciato a reti di teleriscaldamento in Italia, ha raggiunto la volumetria di 260,3 milioni di mc. Nel rapporto viene precisato che tale dato risulta carente rispetto alle reti alimentate a biomassa, per la maggior parte di piccole dimensioni e localizzate lungo l’intero arco alpino. In media, tra il 2000 e il 2011, la volumetria teleriscaldata è aumentata di 12,53 Mmc all’anno e gli anni più espansivi sono stati il 2006 e 2007. Tabella 1.16. - Il riscaldamento urbano in Italia - Evoluzione della volumetria teleriscaldata – 1999-2011

Volumetria allacciata

Anno Nell'anno Mmc al 31/12

Incremento % Mmc Indice

1999 9,1 109,8 9,0%

2000 7,5 117,3 1,00 6,8%

2001 8,6 125,9 1,07 7,3%

2002 6,4 132,3 1,13 5,1%

2003 7,8 140,1 1,19 5,9%

2004 4,2 144,4 1,23 3,0%

2005 11,2 155,6 1,33 7,8%

2006 21,7 177,3 1,51 14,0%

2007 21,3 198,7 1,69 12,0%

2008 13,2 211,9 1,81 6,7%

2009 14,6 226,5 1,93 6,9%

2010 17,9 244,4 2,08 7,9%

2011 15,9 260,3 2,22 6,5%

Media 2000-2011 12,53 7,5%

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012

L’estensione delle 133 reti di riscaldamento urbano, presenti nei 104 comuni monitorati da AIRU al 31 dicembre 2011, ha raggiunto i 2.951 km di rete primaria. In media, tra il 2000 e il 2011, la rete è aumentata di 163 km all’anno e il 2010 è stato l’anno più espansivo con 368 km di nuove reti. Tabella 1.17. - Il riscaldamento urbano in Italia - Evoluzione dell’estensione delle reti – 1999-2011

Anno Incremento nell'anno Km Estensione al 31/12

Km Indice

1999 115 996

2000 95 1.091 1,00

2001 151 1.242 1,14

2002 121 1.363 1,25

2003 108 1.471 1,35

2004 38 1.509 1,38

2005 158 1.667 1,53

2006 286 1.953 1,79

2007 218 2.171 1,99

2008 85 2.256 2,07

2009 148 2.404 2,20

2010 368 2.772 2,54

2011 179 2.951 2,70

Media 2000-2011 163

Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012

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Rispetto alla distribuzione territoriale degli impianti di teleriscaldamento, dal Monitoraggio AIRU emerge una significativa concentrazione nelle regioni del nord. Al 31/12/2011 il 98% della volumetria teleriscaldata, circa 255 milioni di Mmc, è localizzata in sette regioni settentrionali: Lombardia, Piemonte, Emilia Romagna, Veneto, Trentino Alto Adige, Liguria e Valle d’Aosta. Il restante 2% (5,3 Mmc) spetta a tre regioni del centro: Lazio, Toscana e Marche. Tabella 1.18. - Il riscaldamento urbano in Italia - Distribuzione geografica delle reti di teleriscaldamento – 2010-2011

Regione

Volumetria teleriscaldata

2010 Mmc 2011

Mmc % 1 Lombardia 112,0 117,6 45,2% 2 Piemonte 62,2 70,5 27,1% 3 Emila Romagna 36,8 37,7 14,5% 4 Veneto 13,4 13,8 5,3% 5 Trentino Alto Adige 10,8 10,9 4,2% 6 Liguria 2,8 3 1,2% 7 Valle d'Aosta 1,2 1,5 0,6% 8 Lazio 3,5 3,6 1,4% 9 Toscana 1,0 1 0,4%

10 Marche 0,6 0,7 0,3% TOTALE ITALIA 244,4 260,3 100,0% TOTALE NORD 239,3 255,0 Incidenza Nord su Italia 98% 98% Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012

Un altro dato interessante riguarda le fonti energetiche utilizzate nei sistemi di riscaldamento urbano. Il gas naturale rappresenta la fonte di energia primaria principale per l’alimentazione delle reti di teleriscaldamento in Italia. Nel 2011 sono stati consumati 1,2 milioni di Tep di gas naturale, pari al 76% del totale fonti primarie. Nel 1995, sedici anni prima, il gas naturale rappresentava il 69% del totale fonti primarie. Complessivamente le fonti fossili rappresentano l’80% (rappresentavano il 97% nel 1995) dei combustibili utilizzati per l’alimentazione delle 133 reti di teleriscaldamento mentre il restante 20% è relativo a fonti rinnovabili. Nel 2011 il secondo e terzo combustibile sono due fonti rinnovabili: i rifiuti solidi urbani (RSU) che, con 195.813 Tep, rappresentano quasi il 13% delle fonti primarie utilizzate nei sistemi di teleriscaldamento (rappresentavano appena l’1,2% nel 1995); le biomasse che, con 98.577 Tep rappresentano il 6,3% (non erano presenti nel 1995). Tabella 1.19. - Il riscaldamento urbano in Italia – Fonti energetiche utilizzate nei sistemi di produzione – 2011 e 1995

Fonti di energia utilizzate Anno 2011 Anno 1995

Tep % Tep %

Gas naturale 1.179.913 75,9% 383.521 68,9% Termovalorizzazione RSU 195.813 12,6% 6.708 1,2% Biomasse 98.577 6,3% - 0,0% Carbone 45.576 2,9% 69.810 12,5% Olio Combustibile 6.046 0,4% 79.726 14,3% Geotermia 10.933 0,7% 4.472 0,8% Recupero da processo industriale 2.322 0,1% 4.644 0,8%

Energia primaria fossile del SEN (a)

15.589 1,0% 7.750 1,4%

Totale fossili 1.247.125 80% 540.807 97% Totale rinnovabili 307.645 20% 15.824 3% Totale generale 1.554.770 100% 556.631 100% Fonte: elaborazione CRESME Europa Servizi su dati Annuario AIRU 2012 (a)

Consumi del Sistema Elettrico Nazionale per energia elettrica prelevata dalla rete

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Per quanto riguarda l’energia prodotta lorda, la maggiore produzione riguarda l’energia termica con 8.645 GWh (4% in meno rispetto al 2010). La produzione lorda di energia elettrica è stata invece di 5.435 GWh (3% in meno rispetto al 2010) e quella frigorifera di 95,4 GWh (-3%). L’energia utile, cioè al netto delle perdite di rete ed autoconsumi di centrale, ammonta a 7.322 GWht (l’85% della produzione), a 5.201 GWhe (96%) e 94,4 GWhf (99%). Tabella 1.20. - Il riscaldamento urbano in Italia – Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti – 2010-2011

Produzione lorda - A Energia all'utenza - B

2011 GWh

2010 GWh

Incremento 2010-2011

2011 2010 Incremento 2010-

2011

GWh % GWh B/A (a)

GWh B/A (a)

GWh %

Energia termica 8.645 8.999 -354 -4% 7.322 0,85 7.746 0,85 -424 -5,5%

Energia elettrica 5.435 5.592 -157 -3% 5.201 0,96 5.357 0,96 -156 -2,9%

Energia frigorifera 95,4 98,3 -2,9 -3,0% 94,4 0,99 97,3 0,99 -2,9 -3,0%


Rapporto fra energia utile erogata alle utenze ed energia prodotta in centrale

Rispetto all’energia termica immessa in rete, pari a 8.645 GWh nel 2011, poco più della metà (4.361 GWh) risulta prodotta da centrali di cogenerazione fossile. Un altro 26% (2.277 GWh) risulta prodotta da caldaie a combustibili fossili e poco meno del 23% da fonti rinnovabili. Infine il restante 0,4% da pompe di calore. Tabella 1.21. - Il riscaldamento urbano in Italia – Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti – 2010-2011

Energia immessa in rete

Anno 2011 Anno 2010

GWh % GWh %

Da cogenerazione fossile (a)

4.361 50,5% 4.565 50,7%

Da produzione semplice (b)

2.277 26,3% 2.587 28,7%

Da fonti rinnovabili (c)

1.974 22,8% 1.843 20,5%

Da pompa di calore 32,40 0,37% 4 0,04%

TOTALE 8.645 100% 8.999 100 %


Centrali dedicate, centrali termoelettriche (b)

Caldaie a combustibili fossili (c)

Biomassa, geotermia, recupero da processi, RSU

1.4. Piani e strategie nazionali e regionali per lo sviluppo dell’efficienza energetica e delle fonti rinnovabili L’Unione europea, con la Direttiva 2009/28/CE “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, ha definito tre obiettivi al 2020 prioritari per la sostenibilità energetica:

1. l’abbattimento del 20% delle emissioni di gas serra; 2. la copertura attraverso le fonti rinnovabili del 20% dei consumi energetici; 3. la riduzione del 20% dei consumi energetici previsti per il 2020.

La quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul Consumo Finale Lordo di energia da conseguire nel 2020 è per l’Italia pari a 17%.

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Gli orientamenti che l’Italia intende perseguire per il raggiungimento degli obiettivi stabiliti a livello comunitario sono illustrati in una serie di documenti, predisposti in questi ultimi anni, che contengono misure e programmi finalizzati a costruire una strategia nazionale concreta per la promozione dell'efficienza energetica, dei servizi energetici, e per la produzione di energia da fonti rinnovabili. Di seguito vengono brevemente illustrati i principali documenti pianificatori e programmatori nazionali, ovvero il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN), il Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica (PAEE), la nuova Strategia Energetica Nazionale (SEN) per un’energia più competitiva e sostenibile), nonché il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) e il Piano energetico regionale e relativo Piano d’azione per l’Energia della Regione Lazio. 1.4.1. Il Piano d'Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN) Il Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN) pubblicato nel giugno 2010, in recepimento della Direttiva 2009/28/CE, costituisce un importante punto di partenza per individuare le azioni più adeguate per promuovere lo sviluppo delle fonti rinnovabili, in linea con gli obiettivi comunitari. Sulla base delle indicazioni della Direttiva, il PAN, oltre a fornire una sintesi della politica nazionale in materia di energie rinnovabili, indica:

il consumo finale di energia previsto per il periodo 2010-2020; il contributo totale di ogni tecnologia per le energie rinnovabili al conseguimento degli obiettivi vincolanti

fissati per il 2020, e la traiettoria indicativa provvisoria per le quote di energia da fonti rinnovabili nei settori dell'elettricità, del riscaldamento e del raffreddamento, e dei trasporti.

Il PAN descrive, inoltre, le politiche e i regimi di sostegno finalizzati a promuovere l'uso di energia da fonti rinnovabili. Per quanto riguarda la biomassa vengono indicate le misure specifiche volte a promuovere l'uso di energia da biomassa, fornendo una valutazione della fornitura di biomassa disponibile a livello interno e la necessità di importarla, distinguendo biomassa proveniente dalla silvicoltura, biomassa proveniente dall'agricoltura e dalla pesca, e biomassa proveniente da rifiuti. Fornisce anche indicazioni circa lo sfruttamento di nuove risorse della biomassa per usi diversi, tenendo conto della necessità di gestire le risorse della biomassa in maniera sostenibile. 1.4.2. Il Piano d’Azione per l'Efficienza Energetica (PAEE) La predisposizione e l'aggiornamento periodico del Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica sono un obbligo derivante dal recepimento della Direttiva 2006/32/CE, che evidenzia il ruolo dell’efficienza energetica come strumento imprescindibile di riduzione dei consumi nell’ambito dei Paesi membri, nel raggiungimento dell’obiettivo del ‐ 20% al 2020, attraverso un uso efficiente delle risorse. La Direttiva definisce l'obiettivo indicativo nazionale di risparmio energetico negli usi finali, pari al 9,0%, da conseguire al 2016 (nono anno di applicazione della Direttiva), e richiede a ciascuno Stato membro di stabilire un obiettivo nazionale intermedio di risparmio energetico al 2010. Inoltre, al fine di raggiungere il proprio obiettivo indicativo nazionale, la Direttiva stabilisce che gli Stati membri possono fissare autonomamente un obiettivo superiore al 9%. Il Piano d'Azione per l'Efficienza Energetica deve essere aggiornato periodicamente (il prossimo aggiornamento è previsto per il 2014). Per l’Italia, il PAEE 2007 prevedeva programmi e misure per il miglioramento dell’efficienza energetica e dei servizi energetici nei diversi settori economici (residenziale, terziario, industria e trasporti) per un obiettivo di risparmio energetico per l’anno 2016 di 126.327 GWh/anno pari al 9,6% del consumi nazionali.

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Il PAEE 2011 pone le basi per la predisposizione di una pianificazione strategica delle misure di efficienza energetica e di reporting su tutti i risparmi, non solo in energia finale. Con tale piano si vuole portare avanti le azioni e le iniziative già previste nel PAEE 2007, con l’intenzione di presentare proposte di medio-lungo termine basate su scenari innovativi e concreti. In quest’ottica nel PAEE 2011 vengono illustrati i risultati conseguiti con le misure presenti nel precedente Piano circa gli obiettivi di risparmio energetico al 2010, che sono stati abbondantemente raggiunti (3,6% contro il 3% atteso). Vengono, inoltre, aggiornate le misure per il conseguimento dell’obiettivo generale al 2016 ma viene mantenuto l’obiettivo del 9,6% di risparmio sui consumi. Nel Documento vengono analizzati gli obiettivi e le strategie di riduzione dei consumi di energia primaria, e viene fornita la stima del risparmio conseguibile con l’efficientamento delle reti di distribuzione e trasmissione dell’elettricità. Rispetto al risparmio energetico nei settori degli usi finali, vengono presentati i risultati dell’attività di monitoraggio dei risparmi energetici conseguiti al 31 dicembre 2010 per interventi realizzati nell’ambito dei principali strumenti di miglioramento dell’efficienza energetica. 1.4.3. La nuova Strategia Energetica Nazionale per un’energia più competitiva e sostenibile (SEN) La riduzione dei costi energetici, il raggiungimento e il superamento di tutti gli obiettivi europei in materia ambientale, una maggiore sicurezza di approvvigionamento, e uno sviluppo industriale del settore energia: sono questi i quattro obiettivi del Documento “Strategia Energetica Nazionale: per un’energia più competitiva e sostenibile” approvato dal MISE con il Decreto dell’8 marzo 2013. Il Documento, che è il risultato di un ampio confronto tra tutte le istituzioni coinvolte (Parlamento, Autorità per l’Energia e Antitrust, Conferenza Unificata, CNEL, Commissione europea, e oltre 100 tra associazioni di categoria, parti sociali e sindacali, associazioni ambientaliste e di consumatori, enti di ricerca e centri studi) evidenzia in modo chiaro gli obiettivi principali da perseguire nei prossimi anni, e definisce le scelte di fondo e le priorità d’azione finalizzate alla modernizzazione del settore energia. La strategia energetica nazionale è finalizzata al conseguimento degli obiettivi europei ‘Piano 20-20-20’, attraverso i seguenti risultati:

allineamento dei prezzi all’ingrosso ai livelli europei per tutte le fonti energetiche: elettricità, gas e carburanti; riduzione di circa 14 miliardi di euro/anno di fattura energetica estera (rispetto ai 62 miliardi attuali), con la

riduzione dall’84% al 67% della dipendenza dall’estero, grazie a efficienza energetica, aumento produzione rinnovabili, minore importazione di elettricità e maggiore produzione di risorse nazionali;

180 miliardi di euro di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili e efficienza energetica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassificatori, ecc.) attraverso investimenti privati, in parte sostenuti da incentivi;

riduzione di circa il 19% di emissioni di gas serra, superando gli obiettivi europei per l’Italia pari al 18% di riduzione rispetto alle emissioni del 2005;

20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui consumi finali lordi (rispetto al circa 10% del 2010), con l’obiettivo che le rinnovabili diventino la prima fonte nel settore elettrico, al pari o superando leggermente il gas, rappresentando il circa 36-38% dei consumi (rispetto al 23% del 2010);

riduzione di circa il 24% dei consumi primari rispetto all’andamento inerziale al 2020 (cioé -4% rispetto al 2010), superando gli obiettivi europei di -20%, principalmente grazie alle azioni di efficienza energetica.

La strategia energetica nazionale, al fine di raggiungere i risultati sopra elencati, è articolata in sette specifiche priorità:

1. la promozione dell’efficienza energetica;

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2. la promozione di un mercato del gas competitivo, integrato con l’Europa e con prezzi ad essa allineati, e con l’opportunità di diventare il principale Hub sud-europeo;

3. lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali è previsto il superamento degli obiettivi europei (‘Piano 20-20-20’);

4. lo sviluppo delle infrastrutture e di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo, efficiente (con prezzi competitivi con l’Europa) e con la graduale integrazione della produzione rinnovabile;

5. la ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei carburanti, verso un assetto più sostenibile e con livelli europei di competitività e qualità del servizio;

6. lo sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi, con importanti benefici economici e di occupazione e nel rispetto dei più elevati standard internazionali in termini di sicurezza e tutela ambientale;

7. la modernizzazione del sistema di governance del settore energetico. In particolare, per quanto riguarda il punto 3 “Sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili”, il Documento definisce chiaramente quali sono le scelte da attuare, tra le quali:

superamento degli obiettivi di produzione europei ‘Piano 20-20-20’, con un più equilibrato bilanciamento tra le diverse fonti rinnovabili (in particolare, con maggiore attenzione rivolta alle rinnovabili termiche);

sostenibilità economica dello sviluppo del settore FER, con allineamento dei costi di incentivazione ai livelli europei e graduale accompagnamento verso la grid parity;

per quanto riguarda il settore elettrico l’obiettivo è quello di sviluppare le rinnovabili fino al 35-38% dei consumi finali (e potenzialmente oltre) al 2020, pari a circa 120-130 TWh/anno o 10-11 MTep. Con tale contributo, la produzione rinnovabile diventerà la prima componente del mix di generazione elettrica in Italia, al pari del gas. Complessivamente, per il raggiungimento degli obiettivi al 2020, vengono messi a disposizione fino a circa 11,5-12,5 miliardi l’anno (a fine 2012 già impegnate risorse per circa 10,5 miliardi) per 20 anni, assegnando le residue risorse in base a criteri di priorità che favoriscano l’efficienza, l’innovazione tecnologia, un minore impatto ambientale e la filiera industriale nazionale.

per quanto riguarda il settore termico, l’obiettivo è sviluppare la produzione di rinnovabili fino al 20% dei consumi finali al 2020 (pari a circa 11 MTep/anno). Il raggiungimento di tale obiettivo è legato alla sostituzione di una parte degli impianti esistenti alimentati a combustibili convenzionali, alle nuove installazioni, e all’evoluzione degli obblighi di integrazione delle rinnovabili nell’edilizia. Le dimensioni proposte implicano anche lo sviluppo o l’ampliamento, ove economicamente conveniente, di infrastrutture di rete per la diffusione del calore rinnovabile, attraverso l’attivazione di un Fondo di garanzia. Nei prossimi anni, le azioni saranno dunque volte ad un’ampia crescita di tecnologie quali caldaie a biomassa, pompe di calore, solare termico, ecc. (sulla base delle più recenti stime di mercato, ci si attende un incremento della produzione da caldaie a biomassa). Per garantire la continuità dei meccanismi di sostegno, è stato introdotto un Conto Termico per l’incentivazione degli interventi di più piccole dimensioni, che dispone fino a circa 900 milioni di euro l’anno. Saranno inoltre attivati i previsti strumenti a sostegno delle reti di teleriscaldamento.

1.4.4. Il Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) Il Patto dei Sindaci è un’iniziativa dell’Unione europea, in cui le autorità locali e regionali si impegnano

volontariamente a ridurre le proprie emissioni di CO2 entro il 2020. Questo impegno formale viene perseguito attraverso l’attuazione del Piano di Azione per l’Energia Sostenibile (PAES). Il PAES è uno strumento di pianificazione locale che rappresenta l'impegno di un Comune verso una strategia programmatica e operativa di risparmio energetico e di produzione di energia da fonti rinnovabili. Nel PAES, quindi, sono indicate le linee strategiche volte a migliorare l’efficienza energetica e a ridurre la dipendenza dai combustibili fossili attraverso l’utilizzo di energie rinnovabili. In particolare il PAES contiene le misure da attuare per lo sviluppo della produzione di energia termica ed elettrica

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attraverso impianti a biomassa, impianti a biogas, impianti a cogenerazione PCCE (Produzione Combinata di Calore ed Elettricità, e per la promozione del teleriscaldamento e teleraffreddamento). In linea generale gli interventi previsti dal PAES riguardano i seguenti settori:

infrastrutture urbane (teleriscaldamento, illuminazione pubblica, reti elettriche intelligenti ecc.); fonti di energia rinnovabile decentrate; politiche per il trasporto pubblico e privato e mobilità urbana; pianificazione urbana e territoriale; ambiente urbanizzato, inclusi edifici di nuova costruzione e ristrutturazioni di grandi dimensioni.

1.4.5. Regione Lazio: Piano Energetico Regionale e relativo piano d’azione A seguito del trasferimento al livello regionale e locale di determinati funzioni e compiti amministrativi (Decreto legislativo 112/1998 e Legge 3/2001 “Modifiche al Titolo V della Costituzione), le Regioni devono adottare il proprio “Piano Energetico Regionale”, il principale strumento attraverso il quale le Regioni possono programmare gli interventi in campo energetico nel proprio territorio, indicando gli obiettivi strategici a lungo, medio e breve termine. Il Piano Energetico Regionale del Lazio è stato approvato dal Consiglio Regionale del Lazio con la Deliberazione n°45 del 14 febbraio 2001. La Giunta regionale in seguito, con la Deliberazione n° 484 del 4 luglio 2008 ha adottato un nuovo Piano Energetico Regionale e il relativo piano di azione, da sottoporre all'approvazione del Consiglio regionale. Il Piano è finalizzato a definire le condizioni idonee allo sviluppo di un sistema energetico regionale sempre più rivolto all’utilizzo delle fonti rinnovabili ed all’uso efficiente dell’energia. Gli indirizzi strategici del Piano sono basati sull’analisi del sistema energetico regionale attuale e sulla definizione degli obiettivi di sostenibilità al 2020. Il Piano prevede i seguenti obiettivi: Obiettivi generali:

- Contribuire agli obiettivi UE al 2020 in tema di produzione da fonti rinnovabili, riduzione dei consumi energetici e riduzione della CO2 per contenere gli effetti dei cambiamenti climatici.

- Favorire lo sviluppo economico senza aumentare indiscriminatamente la crescita dei consumi di energia. Obiettivi strategici:

- Stabilizzare i consumi regionali di energia finale al 2020 ai livelli attuali. - Aumentare considerevolmente la produzione di energia da fonti rinnovabili. - Ridurre le emissioni di gas climalteranti in atmosfera. - Coprire il fabbisogno di energia elettrica ripristinando l’export verso le altre Regioni. - Favorire lo sviluppo della ricerca e dell’innovazione tecnologica. - Favorire lo sviluppo economico e l’occupazione, in particolare lo sviluppo dell’industria regionale delle fonti

rinnovabili e dell’uso efficiente dell’energia. Obiettivi specifici:

- Aumentare l’incidenza della produzione di energia da fonti rinnovabili sui consumi finali dall’attuale 1,2% al 13% al 2020, e l’incidenza della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili sulla richiesta di energia elettrica fino al 20%, in linea con l’obiettivo nazionale.

- Ridurre i consumi finali di energia previsti al 2020 di 3,1 MTep (- 28% circa rispetto al 2004). - Sostituire il 10% dei combustibili per trazione con biocombustili, in linea con l’obiettivo UE.

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- Ridurre le emissioni di CO2 al 2020 del 25% circa. - Aumentare al 2020 la produzione di energia elettrica dalle centrali termoelettriche esistenti senza aumentare

la potenza attuale installata. Il Piano, rispetto all’obiettivo “Aumento della produzione di energia da fonti rinnovabili”, stabilisce che per quanto riguarda il calore e i biocombustibili, l’obiettivo è l’aumento dell’impiego delle biomasse, del solare termico e del calore geotermico, e della valorizzazione delle biomasse tradizionali per uso riscaldamento nel settore residenziale. La produzione di calore dalle biomasse (residenziale + cogenerazione) prevista per il 2020 è di circa 300 KTep. Rispetto al settore agro-energetico il Piano prevede azioni nel medio periodo a carattere prevalentemente sperimentale e dimostrativo, quali:

- l’avvio della filiera “legno energia” attraverso il supporto alle istituzioni locali nella sostituzione delle caldaie attuali con altre a biomassa, onde favorire la nascita di un mercato regionale del cippato;

- la realizzazione di progetti pilota sulla “2nd e 3rd generation biofuels” (bioetanolo da lignocellulosico e biodiesel da alghe);

- il supporto alla comunità locale nella formulazione di progetti che sfruttino la biomassa per il teleriscaldamento.

Il Piano evidenzia l’importanza che l’uso della biomassa riveste, in particolare, per la Pubblica Amministrazione delle zone montane e delle zone collinari, spesso proprietari di ampie superfici boschive solo in parte utilizzate, e che possono quindi promuovere la realizzazione di piccole reti per riscaldare gli edifici pubblici di loro proprietà (palazzo municipale, scuola, asilo) con caldaia a cippato o pellet, di qualche centinaio di kW termici. Il Piano individua, infine, diversi strumenti di attuazione, tra cui l’introduzione di procedure amministrative semplificate, o strumenti finanziari innovativi come l’attivazione di un fondo di garanzia regionale per le fonti rinnovabili e l’innovazione tecnologica, e di un “conto energia regionale”, integrativo a quello nazionale, per sostenere la realizzazione degli impianti fotovoltaici. Previste anche politiche di incentivazione finanziaria e di tipo fiscale, quale ad esempio una “energy carbon tax” regionale. 1.5. Gli incentivi per la produzione di energia da impianti a biomassa Gli impianti per la produzione di energia da biomassa possono usufruire degli incentivi legati agli interventi di risparmio ed efficienza energetica, fra i quali i principali sono:

1. gli incentivi previsti dal Decreto del 6 luglio 2012; 2. gli incentivi previsti dal Decreto del 28 dicembre 2012 (“Conto Termico”); 3. i Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi; 4. le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico.

1.5.1. Gli incentivi previsti dal Decreto del 6 luglio 2012 (Tariffa omnicomprensiva e Certificati Verdi) Il Decreto del 6 luglio 2012, emanato dal MISE, stabilisce le nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica. In pratica, il nuovo Decreto modifica il sistema di incentivazione precedentemente regolamentato dal Decreto ministeriale del 18 dicembre 2008, relativo alla Tariffa omnicomprensiva e ai Certificati Verdi. Le nuove modalità di incentivazione si applicano agli impianti nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di

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rifacimento, aventi potenza non inferiore a 1 kW, e che entrano in esercizio dal 1° gennaio 2013. In particolare, l’articolo 8 detta disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas, e bioliquidi sostenibili. Il Decreto prevede quattro diverse modalità di accesso agli incentivi, a seconda della fonte, della potenza dell’impianto e della categoria di intervento:

1. accesso diretto, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza non superiore ad un determinato limite (articolo 4, comma 3), per determinate tipologie di fonte o per specifiche casistiche;

2. iscrizione a Registri, in posizione tale da rientrare nei contingenti annui di potenza incentivabili, nel caso di

interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto agli incentivi e non superiore al valore di soglia oltre il quale è prevista la partecipazione a procedure di Aste competitive al ribasso;

3. iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento, in posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui

di potenza incentivabile, nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza successiva all’intervento è superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto;

4. aggiudicazione degli incentivi partecipando a procedure competitive di Aste al ribasso, gestite dal GSE

esclusivamente per via telematica, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza superiore a un determinato valore di soglia (10 MW per gli impianti idroelettrici, 20 MW per gli impianti geotermoelettrici e 5 MW per gli altri impianti a fonti rinnovabili). In caso di interventi di potenziamento, per determinare la modalità di accesso agli incentivi, la potenza da considerare corrisponde all’incremento di potenza a seguito dell’intervento.

Le modalità di accesso agli incentivi relative agli impianti alimentati da biomassa

Al fine di determinare la tariffa incentivante di riferimento, il GSE identifica (sulla base di quanto riportato nell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto e dichiarato dal produttore) da quali delle tipologie sottoelencate è alimentato l’impianto: a) prodotti di origine biologica; b) sottoprodotti di origine biologica; c) rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente; d) rifiuti non provenienti da raccolta differenziata diversi dalla lettera c).

1. Impianti nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni e potenziamenti: A) Gli impianti alimentati a biomassa con prodotti di origine biologica o con sottoprodotti di origine biologica: hanno accesso diretto agli incentivi, presentando la domanda al GSE entro 30 giorni dalla data di

entrata in esercizio, se di potenza fino a 200 kW; hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri (in posizione tale da rientrare nei

contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza fino a 5 MW; hanno accesso agli incentivi attraverso l’aggiudicazione, partecipando a procedure competitive di

Aste al ribasso, gestite dal GSE, se di potenza oltre 5 MW. B) Gli impianti alimentati a biomassa con rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente o con rifiuti non provenienti da raccolta differenziata:

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hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri (in posizione tale da rientrare nei contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza fino a 5 MW;

hanno accesso agli incentivi attraverso l’aggiudicazione, partecipando a procedure competitive di Aste al ribasso, gestite dal GSE, se di potenza oltre a 5 MW.

2. Impianti oggetto di rifacimento:

A) Gli impianti alimentati a biomassa con prodotti di origine biologica o con sottoprodotti di origine biologica: hanno accesso diretto agli incentivi, presentando la domanda al GSE entro 30 giorni dalla data di

entrata in esercizio, se di potenza fino a 200 KW; hanno accesso agli incentivi attraverso l’iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento (in

posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui di potenza incentivabili) se di potenza oltre 200 kW.

B) Gli impianti alimentati a biomassa con rifiuti per i quali la frazione biodegradabile è determinata forfettariamente o con rifiuti non provenienti da raccolta differenziata: hanno accesso agli incentivi solo attraverso l’iscrizione a Registri per gli interventi di rifacimento

(in posizione tale da rientrare nei relativi contingenti annui di potenza incentivabili), se la potenza successiva all’intervento è superiore a 200 kW (cioè quella massima ammessa per l’accesso diretto).

Il provvedimento stabilisce, inoltre, che il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie di incentivo riconosciute agli impianti a fonte rinnovabile diversi dai fotovoltaici, non può superare complessivamente il valore di 5,8 miliardi di euro annui. Inoltre, viene stabilito che gli incentivi siano riconosciuti sulla produzione di energia elettrica netta immessa in rete dall’impianto: l'energia elettrica auto-consumata, quindi, non ha accesso agli incentivi. Sono previsti due distinti meccanismi incentivanti, individuati sulla base della potenza, della fonte rinnovabile e della tipologia dell’impianto:

1. una Tariffa omnicomprensiva (TO) per gli impianti di potenza fino a 1 MW. La Tariffa Onnicomprensiva costituisce il meccanismo di incentivazione, alternativo ai Certificati Verdi, riservato agli impianti qualificati IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili) di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW, e che sono entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. Questa tipologia di impianti può usufruire di un nuovo regime semplificato per l’energia elettrica prodotta ed immessa in rete che prevede un unico prezzo fisso incentivante, di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 anni. La tariffa è detta “onnicomprensiva” in quanto il suo valore include una componente incentivante e una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete.

2. un incentivo per gli impianti di potenza superiore a 1 MW (e per quelli di potenza fino a 1 MW che non optano per la Tariffa omnicomprensiva) calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base (a cui vanno sommati eventuali premi a cui ha diritto l’impianto), e il prezzo zonale orario dell’energia (riferito alla zona in cui è immessa in rete l’energia elettrica prodotta dall’impianto). L’energia prodotta dagli impianti che accedono all’incentivo resta nella disponibilità del produttore.

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Il nuovo Decreto, con l’articolo 19, disciplina anche le modalità con cui gli impianti (già in esercizio e incentivati con il Decreto ministeriale del 18 dicembre 2008) passeranno a partire dal 2016 dal meccanismo dei Certificati Verdi4 ai nuovi meccanismi di incentivazione. 1.5.2. Gli incentivi del nuovo "Conto Termico" Il Decreto del MISE del 28 dicembre 2012 (Decreto “Conto Termico”) contiene incentivi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni. In pratica, il decreto attua il regime di sostegno previsto dal precedente Decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011, e introduce tra le tipologie di interventi incentivabili anche gli impianti alimentati da biomassa (articolo 4, comma 2, lettera b). Il GSE è il soggetto responsabile dell’attuazione e della gestione del meccanismo, inclusa l’erogazione degli incentivi ai soggetti beneficiari. Il nuovo Decreto introduce, a certe condizioni, anche incentivi specifici per la Diagnosi Energetica e la Certificazione Energetica, se abbinati agli interventi sopra citati. Il nuovo meccanismo di incentivazione è rivolto a due tipologie di soggetti:

Pubbliche amministrazioni; Soggetti privati, intesi come persone fisiche, condomini e soggetti titolari di reddito di impresa o di reddito

agrario. Il soggetto che ha sostenuto le spese per la realizzazione degli interventi e che perciò beneficerà dell’incentivo si definisce "Soggetto Responsabile”. Esso può operare personalmente o attraverso un soggetto delegato alla presentazione della richiesta d’incentivo e alla gestione dei rapporti contrattuali con il GSE. Il nuovo Decreto differenzia gli incentivi sulla base della tipologia di intervento effettuato in funzione dell’energia producibile con gli impianti alimentati a fonti rinnovabili e/o in funzione dell’incremento dell’efficienza energetica dell’edificio. L’incentivo è sostanzialmente un contributo alle spese sostenute per la realizzazione dell’intervento ed è erogato in rate annuali per una durata variabile (fra 2 e 5 anni) in funzione degli interventi realizzati. Il Decreto stanzia fondi per una spesa annua cumulata massima di 200 milioni di euro per gli interventi realizzati o da realizzare dalle amministrazioni pubbliche, ed una spesa annua cumulata pari a 700 milioni di euro per gli interventi realizzati da parte dei soggetti privati. Le misure di incentivazione sono sottoposte ad aggiornamento periodico.

Tipologie di intervento incentivabili Possono accedere agli incentivi previsti dal D.M. 28 dicembre 2012 i seguenti interventi di piccole dimensioni relativi a impianti per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e sistemi ad alta efficienza:

a. sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di climatizzazione invernale dotati di pompe di calore, elettriche o a gas, utilizzanti energia aerotermica, geotermica o idro-termica;

4 I Certificati Verdi sono titoli negoziabili, rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto qualificato IAFR

(Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili), entrato in esercizio entro il 31 dicembre 2012, in numero variabile a seconda del tipo di fonte rinnovabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento). Il meccanismo di incentivazione con i Certificati Verdi si basa sull’obbligo (da parte dei produttori e degli importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili) di immettere annualmente nel sistema elettrico nazionale una quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili. Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento di questo obbligo: ogni Certificato Verde, infatti, attesta la produzione di 1 MWh di energia rinnovabile. Solo per gli impianti di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW (con esclusione della fonte solare) può essere esercitato il diritto di opzione tra i Certificati Verdi e la Tariffa omnicomprensiva.

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b. sostituzione di impianti di climatizzazione invernale o di riscaldamento delle serre esistenti e dei fabbricati rurali esistenti con impianti di climatizzazione invernale dotati di generatore di calore alimentato da biomassa;

c. installazione di collettori solari termici, anche abbinati a sistemi di solar cooling; d. sostituzione di scaldacqua elettrici con scaldacqua a pompa di calore.

1.5.3. I Certificati Bianchi - Titoli di Efficienza Energetica (TEE) I Titoli di Efficienza Energetica (TEE) rappresentano un meccanismo di incentivazione del risparmio energetico negli usi finali dell’energia. Il meccanismo non si rivolge direttamente a tutti i consumatori finali di energia ma solo a specifici operatori e soggetti professionali. I TEE, comunemente noti come Certificati Bianchi, sono ottenibili previa la verifica e certificazione da parte del GSE dei risparmi energetici conseguiti da un determinato progetto. Il Gestore dei Mercati Energetici (GME), a seguito della certificazione dei risparmi da parte del GSE, emette i TEE relativi al progetto e ne gestisce l’eventuale negoziazione tramite un mercato dedicato (Mercato dei TEE). Il quadro normativo nazionale è stato recentemente modificato con l’approvazione da parte del MISE del Decreto del 28 dicembre 2012 “Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei Certificati Bianchi”. Il Decreto definisce i nuovi obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico (crescenti nel tempo) per le imprese di distribuzione di energia elettrica e gas per il periodo 2013-2016, e tra le novità introduce nuovi soggetti ammessi al meccanismo. Il meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica si fonda sull’obbligo posto in capo alle aziende distributrici di gas e/o di energia elettrica con più di 50.000 clienti finali, di conseguire un obiettivo annuo prestabilito di risparmio energetico. Il risparmio energetico è misurato in Tep (tonnellate equivalenti di petrolio), che corrisponde all’energia sviluppata dalla combustione di una tonnellata di petrolio. Un TEE corrisponde al risparmio di 1 Tep. A seconda del tipo di energia primaria risparmiata (energia elettrica, gas, altri combustibili) le Linee guida contenute nella Delibera AEEG n° EEN 9/11 del 27 ottobre 2011 distinguono cinque tipologie di Titoli di Efficienza Energetica:

- Tipo I: attraverso azioni per la riduzione dei consumi di energia elettrica; - Tipo II: attraverso azioni per la riduzione dei consumi di gas naturale; - Tipo III: attraverso interventi di riduzione di altri combustibili solidi; liquidi e altri combustibili gassosi; - Tipo IV: attraverso interventi di riduzione dei consumi di forme di energia primaria diverse dall’elettricità e dal

gas naturale, realizzati nel settore dei trasporti; - Tipo V: attraverso interventi di riduzione dei consumi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas

naturale, realizzati nel settore dei trasporti e valutati attraverso modalità diverse da quelle previste per i titoli di tipo IV.

La recente Deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n° 53/2013/r/efr del 14 febbraio 2013 “Prime misure urgenti di aggiornamento dei regolamenti del mercato e delle transazioni bilaterali dei Titoli di Efficienza Energetica in coerenza con il disposto del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012”, ha ulteriormente ampliato il numero di tipologie di Titoli. Ad oggi, quindi, le tipologie di TEE che è possibile richiedere sono nove:

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1. titoli di tipo I, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi per la riduzione dei consumi finali di energia elettrica;

2. titoli di tipo II, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi per la riduzione dei consumi di gas naturale;

3. Titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas naturale, non destinate all’impiego per autotrazione (ad esempio risparmio di olio combustibile o di gasolio);

4. titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas naturale non destinate all’impiego per autotrazione (ad esempio risparmio di olio combustibile o di gasolio utilizzato per il riscaldamento invernale);

5. titoli di tipo IV, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas naturale realizzati nel settore dei trasporti e valutati con le modalità previste dall’articolo 30 del D.lgs. n. 28/11;

6. titoli di tipo V, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia diverse dall’elettricità e dal gas naturale realizzati nel settore dei trasporti e valutati con modalità diverse da quelle previste dall’articolo 30 del D.lgs. n. 28/11;

7. titoli di tipo II-CAR, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria, la cui entità è stata certificata sulla base di quanto disposto dal Decreto ministeriale 5 settembre 2011;

8. titoli di tipo IN, emessi a seguito dell’applicazione di quanto disposto dall’articolo 8, comma 3, del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012 in materia di premialità per l’innovazione tecnologica;

9. titoli di tipo E, emessi a seguito dell’applicazione di quanto disposto dall’articolo 8, comma 3, del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012 in materia di premialità per la riduzione delle emissioni in atmosfera.

Le aziende distributrici di elettricità e gas (soggetti obbligati) possono assolvere al proprio obbligo realizzando interventi che danno diritto ai TEE, direttamente presso gli utenti finali, oppure acquistando i TEE equivalenti alla loro quota di obbligo sul Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica. L’offerta di Titoli sul mercato può essere data anche dai cosiddetti “soggetti volontari”, i quali realizzano interventi di risparmio energetico presso gli utenti finali e vendono i TEE ottenuti ai soggetti obbligati.

Le schede di valutazione dei risparmi per gli impianti a biomasse La scheda AEEG n° 26 “Installazione di sistemi centralizzati per la climatizzazione invernale e/o estiva di edifici ad uso civile” (Allegato A alla deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11), effettua una valutazione di tipo analitico del risparmio energetico conseguito grazie all’installazione di sistemi centralizzati di climatizzazione. La scheda si riferisce anche all’installazione di generatori di calore alimentati a biomasse, ed è applicabile a due tipologie di intervento:

l’installazione di nuovi generatori di calore/freddo, accompagnata o meno da sistemi di termoregolazione e contabilizzazione del calore, nell’ambito di edifici di nuova costruzione o di edifici esistenti (categoria CIV-T);

la sola installazione di sistemi di termoregolazione e contabilizzazione del calore zona per zona nell’ambito di edifici esistenti (categoria CIV-INF).

La scheda AEEG n° 22 T “Applicazione nel settore civile di sistemi di teleriscaldamento per la climatizzazione ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria” (Allegato A alla deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11), riguarda la costruzione di impianti di teleriscaldamento per la climatizzazione di ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria, e si applica per:

impianti di teleriscaldamento di nuova costruzione; estensioni di reti di teleriscaldamento già connesse a centrali di produzione esistenti; allacciamenti di nuove utenze a reti di teleriscaldamento esistenti.

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La valutazione del risparmio è effettuata mediante la metodologia analitica, sulla base di diversi parametri quali l’energia termica dei combustibili, l’energia termica utile immessa nella rete, quella destinata a riscaldamento e produzione di acqua calda sanitaria e la frazione di questa dedicata a nuove utenze. Con il Decreto del 28 dicembre 2012 vengono anche approvate 18 nuove schede tecniche per la quantificazione dei risparmi di energia primaria, predisposte dall'ENEA. Per quanto riguarda gli impianti che producono energia da biomassa sono state approvate le seguenti schede:

la scheda tecnica n° 37 E “Nuova installazione di impianto di riscaldamento unifamiliare alimentato a biomassa legnosa di potenza ≤ 35 kW termici”. La scheda si applica all’installazione di termo-camini, termo-stufe e caldaie adibiti al riscaldamento di singoli appartamenti, dotati di impianto idronico, compresa o meno la produzione di acqua calda sanitaria (ACS). I dispositivi devono rispondere ai seguenti requisiti: efficienza di conversione non inferiore all’85%, e rispetto delle emissioni come previsto per la classe 5 della Norma UNI EN 303-05. Le biomasse utilizzate possono presentarsi sotto forma di pellets, bricchette, ciocchi e cippato, con caricamento manuale o automatico.

la scheda tecnica n° 40 E “Installazione di impianto di riscaldamento alimentato a biomassa legnosa nel settore della serricoltura”. La scheda si applica all’installazione di caldaie adibite all’alimentazione degli impianti di riscaldamento utilizzati nel settore delle serre, con i seguenti requisiti: efficienza di conversione non inferiore all’85%, e rispetto delle emissioni come previsto nella classe 5 della Norma UNI EN 303-05. Le biomasse utilizzate possono presentarsi sotto forma di pellets, bricchette, ciocchi e cippato, con caricamento manuale o automatico.

1.5.4. Le agevolazioni fiscali per il risparmio energetico: la nuova detrazione fiscale del 65% Il recente Decreto Legge n° 63 del 4 giugno 2013, che contiene le disposizioni per il recepimento della Direttiva dell’Unione europea n° 2010/31/UE relativa alla prestazione energetica nell'edilizia, ha innalzato dal 55% al 65% la detrazione di imposta per le spese per gli interventi di riqualificazione energetica degli edifici, da ripartire in dieci rate annuali di pari importo, entro un limite massimo di detrazione che varia secondo gli interventi effettuati. Di conseguenza, rientrano nell’agevolazione fiscale anche le spese sostenute per l’installazione di un generatore di calore a biomassa o di uno scambiatore per allacciarsi ad una rete di teleriscaldamento. I beneficiari possono essere enti pubblici e privati, persone fisiche, società di persone, società di capitali, associazioni tra professionisti. 1.6. I fondi europei per le bioenergie 1.6.1. Il Programma “Energia Intelligente per l’Europa 2007-2013” (EEIE) Il programma Energia Intelligente per l’Europa rientra nel programma quadro per la competitività e l’innovazione (CIP) dell’Unione europea, e si propone di promuovere l’efficienza energetica e l’uso razionale delle risorse energetiche, in linea con gli obiettivi della strategia europea “Energia 2020”. Le principali norme europee che regolano il programma sono la Decisione del Parlamento e del Consiglio n° 1639 del 24 ottobre 2006 “Programma quadro per la competitività e l'innovazione 2007-2013 - Programma "Energia intelligente" 2007/2013”, e il Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio n° 670 dell’11 luglio 2012 “Modifiche alla Decisione n° 1639/2006/CE”, che disciplina in particolare il meccanismo di finanziamento della Banca Europea per gli Investimenti (BEI).

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Nell’ambito del Programma Quadro, l’Unione europea ha indetto il bando “Call CIP-IEE-2013 for proposals 2013 for actions under the programme “Intelligent Energy Europe” (scadenza l’8 maggio 2013), e la cui dotazione è di 65 milioni di euro, suddivisi nelle seguenti aree tematiche prioritarie:

1. Efficienza energetica ed uso razionale delle risorse (iniziativa SAVE): 15,6 milioni di euro; 2. Fonti di energia, nuove e rinnovabili (iniziativa ALTENER): 12,6 milioni di euro; 3. Energia nel settore Trasporti (iniziativa STEER): 9,6 milioni di euro; 4. Iniziative integrate (iniziativa INTEGRATED): 27,2 milioni di euro;

I soggetti beneficiari sono le organizzazioni pubbliche o private (con personalità giuridica) stabilite nell'UE (comprese quindi le PMI). L’Iniziativa “ALTENER - Fonti energetiche nuove e rinnovabili” include l’azione chiave: 2.2 “Bioenergia: promozione di una maggior produzione ed utilizzo di biomassa, bioliquidi e biogas nel mercato energetico”. Per quanto riguarda la biomassa, l’obiettivo è aumentare la fornitura locale di biomassa solida proveniente da foreste gestite in maniera sostenibile, da residui agricoli e da materiali o rifiuti recuperati; e promuovere l’uso più efficiente in impianti di riscaldamento o di cogenerazione. In particolare le azioni strategiche riguardano:

sostegno allo sviluppo di strategie nel campo delle bioenergie oltre il 2020, tenendo conto delle interazioni tra le diverse filiere di offerta e mercati, tra cui gli alimenti, i mangimi, e la produzione industriale e di energia;

azioni che innescano e accompagnano l'attuazione delle filiere locali di offerta delle più sostenibili risorse di bioenergie solide: dovrebbero sfruttare le sinergie con gli altri usi dei terreni agricoli e forestali e con altri usi delle risorse biologiche disponibili (ad esempio alimenti, mangimi, fibre e altri prodotti a base biologica);

azioni per aumentare la produzione sostenibile di biogas e di bio-metano da residui e dagli scarti dell’agricoltura (in particolare industria alimentare e delle bevande, acque reflue, acque di scarico e rifiuti urbani) e il loro utilizzo per la cogenerazione, l'iniezione in rete e/o come carburante per i trasporti garantendo al tempo stesso che siano massimizzate le sinergie con gli usi alternativi dei materiali.

L’iniziativa “INTEGRATED” combina alcune azioni delle iniziative SAVE, ALTENER e STEER, oppure azioni che si riferiscono a determinate priorità dell’Unione europea, e che sono finalizzate ad integrare efficienza energetica e FER in diversi settori dell’economia. Per il 2013 sono state individuate 4 azioni chiave con le seguenti priorità:

1. Energy efficiency and renewable energy use in buildings certificazioni energetiche come strumento guida per un cambiamento progressivo: spingere il mercato verso un

maggiore interesse nell’incremento dell’uso delle rinnovabili e delle certificazioni energetiche; azioni che accelerino il tasso di ristrutturazione degli edifici esistenti per realizzare edifici a consumo quasi nullo

(Nearly Zero-Energy Buildings- NZEB); sviluppo professionale continuo attraverso azioni che supportano la costruzione e l’adeguamento di preesistenti

strutture verso la filosofia del “consumo quasi zero negli edifici”, attraverso la creazione di competenze professionali a larga accessibilità su tematiche quali design e management in ambito di strutture energeticamente efficienti. Le azioni dovrebbero interessare architetti, ingegneri, sviluppatori di prodotto, amministratori locali coinvolti nei processi decisionali ma non nell’effettivo processo di costruzione di immobili;

azioni che prevedano il monitoraggio delle certificazioni di rendimento energetico e la loro qualità così come la transizione del mercato verso il “consumo quasi zero negli edifici” e l’integrazione dell’efficienza energetica e delle energie rinnovabili.

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2. Build up Skills supporto ad azioni per il miglioramento o la creazione di piani di qualificazione e formazione su larga scala che

facciano riferimento al “National qualification platforms and roadmap to 2020”. 3. Local energy leadership azione rivolta alle pubbliche amministrazioni locali e regionali che vogliono integrare l’Energy Management

System (EMS) all’interno del loro Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile (PAES) prima che venga redatto definitivamente. Le azioni devono risultare nel PAES approvato e l’EMS operativo deve rispettare l’ISO 50001 o altri standards riconosciuti per tutte le autorità pubbliche. Saranno anche supportati gli approcci innovativi per piccoli gruppi di Comuni per lo sviluppo congiunto del PAES;

azioni per accelerare l’implementazione dei PAES esistenti o di piani simili attraverso un approccio basato sul tutoraggio tra autorità pubbliche locali e regionali più o meno esperte o attività di benchmarking che permettano un confronto tra le autorità. Le proposte devono dimostrare in che modo riusciranno a consolidare una capacità di apprendimento a lungo termine delle Autorità.

azioni per facilitare l’accesso delle autorità pubbliche ai dati sull’energia per permettere una migliore implementazione e monitoraggio dei PAES. Le azioni dovrebbero includere effettive collaborazioni tra autorità pubbliche e uffici statistici con provider di dati energetici, in modo da seguire una condivisione regolare e strutturata dei dati sull’energia che assistano le autorità pubbliche nell’elaborazione delle azioni;

azioni per supportare i Comuni a tener conto di criteri di efficienza energetica e ambientali nell’acquisto di prodotti legati all’energia compresi i veicoli.

4. Mobilising Local Energy Investments (MLEI) assistenza nello sviluppo di progetti rivolta a gruppi o singole autorità locali o enti pubblici che sono localizzati in

un’area geografica ben definita. L’assistenza è finalizzata a stimolare gli investimenti di piccola media dimensione destinati a progetti legati all’energia sostenibile all’interno dell’area geografica di riferimento. I candidati devono dimostrare all’Unione europea il valore aggiunto attraverso l’innovazione del loro approccio organizzativo atto a mettere in moto risorse finanziarie verso progetti in energia sostenibile.

1.6.2. Fondo Europeo per l’Efficienza Energetica (European Energy Efficiency Fund - EEEF) il Fondo Europeo per l'Efficienza Energetica è un nuovo strumento finanziario dedicato alle energie rinnovabili e sostenibili, creato grazie al contributo della Commissione europea, della Banca Europea per gli Investimenti (BEI), della Cassa depositi e prestiti (CDP) e da Deutsche Bank. Il Fondo ha l’obiettivo di promuovere le iniziative in favore dell’efficientamento energetico e della produzione di energie rinnovabili attraverso il finanziamento di progetti in tale ambito, in modo da poter raggiungere gli obiettivi fissati dal “Pacchetto Clima Energia 20‐20‐20”. L’investimento in efficienza energetica e per progetti volti allo sviluppo delle

energie rinnovabili mira anche a ridurre le emissioni di CO2 e la dipendenza dell’UE dall’importazione di combustibili fossili. Le norme attraverso le quali l’Unione europea ha fornito la base giuridica del Fondo sono:

la Comunicazione della Commissione europea dell’8 marzo 2011 “Piano di efficienza energetica 2011”; il Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio n° 1233 del 15 dicembre 2010 “Istituzione di un

programma per favorire la ripresa economica tramite la concessione di un sostegno finanziario comunitario a favore di progetti nel settore dell’energia” – Allegato II “Attuazione dello strumento finanziario per progetti in materia di energia sostenibile”.

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A questi due provvedimenti europei è seguito il 31 marzo 2011 un accordo tra Commissione europea e Banca Europea per gli Investimenti (BEI) per avviare il Fondo. Il Fondo, che è gestito dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI), ha un capitale iniziale di 265 milioni di euro, di cui:

125 milioni di euro stanziati dalla Commissione europea; 75 milioni di euro stanziati dalla Banca Europea per gli Investimenti; 60 milioni di euro stanziati dalla Cassa depositi e prestiti; 5 milioni di euro stanziati da Deutsche Bank.

La dimensione minima dei progetti finanziabili è stabilita in 5 milioni di euro, anche se possono accedere al finanziamento i progetti di dimensioni minori, in particolare quelli che riguardano l’efficienza energetica. Inoltre è possibile aggregare più progetti di dimensioni ridotte in modo da raggiungere un volume di investimento maggiore. Il meccanismo prevede investimenti diretti e indiretti, attraverso l'intervento di istituti di credito intermediari. La durata massima del finanziamento è stata fissata per un periodo di 15 anni. Gli investimenti del Fondo sono suddivisi in tre principali categorie di progetti

1. Efficienza Energetica(EE) 70%; 2. Energia Rinnovabile(ER) 20%; 3. Trasporto Urbano Pulito 10%.

La categoria “Energia Rinnovabili include investimenti in impianti di microgenerazione da fonti di energia rinnovabile, che solitamente fornisce meno di 50kW in relazione alla tecnologia di produzione di calore e/o energia mirata alle utenze domestiche individuali, case di occupazione plurima, abitazioni multiple, e settori commerciali leggeri. Tali tecnologie includono anche impianti per il riscaldamento a biomasse/biogas. Inoltre, per i progetti concernenti le biomasse, è necessario che siano rispettate le indicazioni dettate dalla Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili” 1.6.3. POI ENERGIA 2007-2013 Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e risparmio energetico” – Bando Biomassa Il programma POI - Energia 2007-2013 è il risultato del lavoro di collaborazione tra il MISE, il Ministero dell’Ambiente, le Regioni italiane Obiettivo “Convergenza”, e di un’ampia parte del partenariato economico e sociale. Il programma POI - Energia 2007-2013 è finanziato da fondi comunitari e nazionali. L’obiettivo generale è quello di aumentare la quota di energia consumata proveniente da fonti rinnovabili e migliorare l’efficienza energetica, promuovendo le opportunità di sviluppo locale, integrando il sistema di incentivi a disposizione, valorizzando i collegamenti tra produzione di energie rinnovabili, efficientamento e tessuto sociale ed economico dei territori in cui esse si realizzano. Le aree in cui il Programma interviene sono le Regioni Obiettivo “Convergenza”: Campania, Calabria, Puglia, e Sicilia. La dotazione finanziaria complessiva 2007-2013 è di circa 1.6 miliardi di Euro, di cui 72,83% finanziati dal FESR Fondo Europeo Sviluppo Regionale) e 27,17% di cofinanziamento nazionale, L’accesso ai finanziamenti avviene attraverso procedure e bandi ad evidenza pubblica e procedure negoziali. Il POI - Energia 2007-2013 è strutturato (come indicato dalla Decisione della Commissione europea C(2012)/9719 del 19 dicembre 2012) in assi prioritari e nelle relative attività di intervento. Gli interventi finalizzati alla produzione e

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all’utilizzo di biomassa rientrano nell’Asse I “Produzione di energia da fonti rinnovabili” - Attività 1.1 “Interventi di attivazione di filiere produttive che integrino obiettivi energetici e obiettivi di salvaguardia dell’ambiente e sviluppo del territorio” In tale contesto, il MISE ha approvato il 13 dicembre 2011 il Decreto Ministeriale “Bando per interventi di attivazione di filiere produttive delle biomasse” (secondo la linea di attività 1.1 del POI Energie rinnovabili e risparmio energetico 2007-2013”) che disciplina i termini, le modalità e le procedure per la concessione ed erogazione delle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione, rafforzamento e sostegno di filiere delle biomasse che integrino obiettivi energetici di salvaguardia dell'ambiente e sviluppo del territorio attraverso il riutilizzo e la valorizzazione delle biomasse. L’articolo 6 stabilisce che i programmi di investimento devono essere realizzati nell’ambito di una unità produttiva ubicata nelle aree dell’Obiettivo Convergenza (Campania, Calabria, Puglia, Sicilia), ed essere riconducibili alle seguenti tipologie:

- realizzazione di nuove unità produttive; - ampliamento di unità produttive esistenti; - diversificazione della produzione di un'unità produttiva in nuovi prodotti/servizi aggiuntivi; - cambiamento fondamentale del processo di produzione complessivo di un'unità produttiva esistente.

L’articolo 7 definisce, invece, le caratteristiche degli impianti, stabilendo che gli impianti per la produzione di energia e di biocarburante devono: 1. appartenere alle seguenti tipologie:

impianti di cogenerazione (produzione combinata di energia elettrica ed energia termica per riscaldamento) e trigenerazione (produzione combinata di energia elettrica ed energia termica per riscaldamento e raffreddamento), alimentati da biomasse legnose (cippato, pellet, legna), biocombustibili liquidi (olio vegetale), biogas o dalla frazione organica dei rifiuti solidi urbani (provenienti da raccolta differenziata);

impianti di produzione di energia termica associati ad una rete di teleriscaldamento/teleraffrescamento, alimentati da biomasse legnose (cippato, pellet, legna), biocombustibili liquidi (olio vegetale) o biogas;

impianti di produzione di biocarburanti (biodiesel e bioetanolo) di prima e seconda generazione; impianti di produzione di biometano.

2. essere alimentati, per almeno il 30 per cento, da biomasse da filiera corta (fatti salvi eventuali limiti più restrittivi previsti dalla normativa regionale del territorio in cui si localizza il programma di investimento proposto); 3. essere alimentati, per almeno il 70 per cento, da biomasse prodotte dalla società proponente ovvero da soggetti facenti parte della compagine sociale o consortile del soggetto proponente; 4. prevedere a regime:

una potenza superiore ad 0,65 MWe ed inferiore a 4 MWe, per gli impianti di cogenerazione e trigenerazione;

una potenza superiore a 3 MWt ed inferiore a 20 MWt, per gli impianti di produzione di energia termica associati ad una rete di teleriscaldamento/teleraffrescamento;

una energia (contenuta nelle materie prime ottenute) superiore a 9.000 MWh/anno (equivalenti a 32.400 GJ/anno) per gli impianti di produzione di biocarburanti e biometano.

5. essere dotati di un sistema di rilevazione continua delle immissioni in aria e nell'ambiente;

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6. essere coerenti con il Piano Energetico Ambientale della regione interessata dal programma di investimento; 7. essere dotati, relativamente ai soli impianti di cogenerazione, della strumentazione necessaria per la rilevazione degli elementi utili a verificare il rispetto dei valori limite concernenti l'Indice di Risparmio di Energia (IRE) e il Limite Termico (LT) stabiliti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas.

I soggetti beneficiari sono Società di persone e/o di capitali, Consorzi con attività esterna, Società consortili, Società cooperative. I soggetti beneficiari devono rappresentare l'intera filiera delle biomasse. I soggetti produttori di biomasse possono far parte della compagine sociale o consortile di un solo soggetto richiedente le agevolazioni. Il soggetto gestore è Invitalia SpA, l'Agenzia nazionale per l'attrazione degli investimenti e lo sviluppo d'impresa, che agisce su mandato del Governo per accrescere la competitività del Paese, in particolare del Mezzogiorno. La dotazione finanziaria iniziale del bando è di 100 milioni di euro, a cui sono stati aggiunti ulteriori 15 milioni di euro, come stabilito dal Decreto del MISE del 27 febbraio 2013 “Integrazione dotazione finanziaria bando biomasse”. Inoltre, una quota massima di 70 milioni della dotazione finanziaria complessiva è destinata alla creazione di un Fondo Rotativo per erogare i finanziamenti agevolati. L’impresa proponente deve coprire almeno il 25% del totale delle spese ammissibili. Le agevolazioni a copertura della quota parte di investimento ammissibile non finanziata dal soggetto proponente con mezzi propri sono concesse nella forma di contributo in conto impianti e di finanziamento agevolato nelle seguenti proporzioni:

- grandi imprese 20% contributo e 80% finanziamento agevolato; - medie imprese 33% contributo e 67% finanziamento agevolato; - piccole imprese 53% contributo e 47% finanziamento agevolato.

Il finanziamento agevolato ha durata massima di 8 anni, oltre un periodo di utilizzo e preammortamento commisurato alla durata del programma, e sono ammessi alle agevolazioni i programmi il cui importo complessivo delle spese ammissibili non sia inferiore a 2 milioni di euro e non sia superiore a 25 milioni di euro. Infine, il MISE, con il Decreto del 22 marzo 2013, ha approvato la graduatoria dei programmi ammissibili alle agevolazioni previste dal “Bando Biomassa”. 1.6.4. Il Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR) L’Italia negli ultimi anni ha introdotto specifiche normative incentivanti le fonti rinnovabili, in particolare per il rilancio del settore agro-energetico, e dunque per lo sviluppo della biomassa. In questo modo l’attività agricola contribuisce attivamente alla riduzione del fabbisogno energetico attraverso lo sviluppo delle energie da biomassa, quali i prodotti e i sottoprodotti derivanti dall’agricoltura. Con il Regolamento (CE) 1698 del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, il Consiglio dell’Unione europea ha avviato la programmazione sullo sviluppo rurale, definendone gli obiettivi prioritari, e prevedendo risorse per il periodo 2007 – 2013. Tale programmazione si è concretizzata con la presentazione, nel giugno del 2006, del Piano d’Azione dell’Ue per le Foreste (PAF). Questo Piano presenta 4 Obiettivi prioritari nazionali, articolati in 18 Azioni chiave e 53 Attività. Nell’Obiettivo 1 sono compresi anche interventi finalizzati all’impiego della biomassa, concretizzati nell’Azione chiave 4: “Promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la produzione di energia”.

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Sulla base del Piano d’Azione per le foreste dell’Ue, l’Italia ha approvato il 18 dicembre 2008 il "Programma Quadro per il Settore Forestale" (PQSF), proposto dal Ministero delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali e dal Ministero dell'Ambiente. All’interno del PQSF è stata identificata l’Azione chiave A.5: “Promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la produzione di energia” (corrispondente all’Azione chiave 4 del Piano d’Azione per le foreste dell’Ue), che le Regioni attuano attraverso il Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013. L’Azione chiave A.5 è suddivisa nelle misure di seguito elencate:

- Misura 121: Ammodernamento delle aziende agricole; - Misura 123: Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli e forestali; - Misura 124: Cooperazione per lo sviluppo di nuovi prodotti, processi e tecnologie nel settore agricolo e

alimentare; - Misura 222: Primo impianto di sistemi Agroforestali su terreni agricoli; - Misura 311: Diversificazione verso attività non agricole; - Misura 312: Sostegno alla creazione e allo sviluppo di microimprese; - Misura 321: Servizi essenziali per l’economia e la popolazione rurale.

Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013 della Regione Lazio

Sulla base del Regolamento (CE)1698 del 20 settembre 2005 e del "Programma Quadro per il Settore Forestale" (PQSF), la Regione Lazio ha adottato il “Programma di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013”, che è stato approvato prima dal Comitato Sviluppo Rurale della Commissione europea il 19 dicembre 2007, e poi formalmente con la Decisione della Commissione europea (C)2008 n° 708 del 15 febbraio 2008. Tale programma è stato successivamente modificato in quanto è stata inserita una rimodulazione delle risorse finanziarie fra alcune Misure: la versione consolidata con i relativi allegati è stata definitivamente approvata dalla Commissione europea con la Decisione (C)2013 n° 375 del 24 gennaio 2013 “Approvazione della revisione del Programma di Sviluppo Rurale della Regione Lazio per il periodo di programmazione 2007-2013, e modifica la decisione della Commissione C(2008)708 del 15/02/2008 recante approvazione del programma di sviluppo rurale”. Nel PSR 2007-2013 del Lazio vengono definiti gli obiettivi generali (Assi) e le linee di intervento (Misure/Azioni), le priorità tematiche e gli indirizzi programmatici attraverso i quali si intende favorire l'efficacia degli interventi attivati. L'attività di programmazione è sostenuta da uno specifico piano di finanziamento in cui viene indicata la ripartizione per Assi e per Misure delle risorse pubbliche totali. Il programma del PSR Lazio 2007-2013 si articola in 4 Assi. Di seguito vengo illustrati i contenuti degli Assi e delle relative Misure/Azioni riguardanti i finanziamenti degli interventi finalizzati allo sviluppo delle bioenergie. ASSE I: Miglioramento della competitività del settore agricolo e forestale - Misura 121 “Ammodernamento delle aziende agricole” Riferimenti normativi:

Regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 20 e 26;

Regolamento CE/1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 17 e Allegato 2, punto 5.3.1.2.1.

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La Misura è orientata a migliorare il rendimento economico e aumentare la competitività delle imprese agricole laziali attraverso l’ammodernamento delle strutture e l’introduzione di tecnologie innovative. In particolare, intende favorire gli interventi aziendali per la riconversione produttiva e il risparmio energetico, anche attraverso investimenti finalizzati alla produzione di energia da fonti rinnovabili ed alla coltivazione di biomassa per finalità energetiche. In particolare, per gli investimenti relativi alla produzione di energia da fonti rinnovabili sono ammissibili esclusivamente gli impianti volti alla produzione di energia termica e/o elettrica che utilizzano materiale organico di origine vegetale o animale proveniente per almeno i 2/3 dall’azienda. Per quanto riguarda la produzione di energia da biomassa, il sostegno è concesso per le seguenti tipologie di investimento:

realizzazione di impianti per la produzione di energia basata su fonti rinnovabili (energia idroelettrica, solare, eolica e da biomasse), ivi compresi i sottoprodotti ed i residui della lavorazione provenienti dalla attività agricola;

realizzazione di nuovi impianti di colture arboree ed arbustive poliennali permanenti, inclusi quelli finalizzati alla produzione di biomasse da impianti forestali a rapido accrescimento (Short Rotation Forestry), o adeguamento dei preesistenti (riconversioni o rinfittimenti) attraverso interventi volti all’introduzione di nuove cultivar, di nuovi sistemi di allevamento e/o di raccolta nelle colture arboree, di adattamento dei sesti d’impianto, ecc..

Sono previsti finanziamenti: in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile o in alternativa, in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da istituti di credito. Finanziamento Spesa pubblica totale: euro 136.561.926 di cui FEASR: euro 61.349.626 ASSE I: Miglioramento della competitività del settore agricolo e forestale - MISURA 123 “Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli e forestali” Riferimenti normativi:

Regolamento (CE)1698/2005 Del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 28;

Regolamento (CE) n°1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del regolamento (CE)1698-2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articolo 19 e Allegato 2, punto 5.3.1.2.3.

La Misura è finalizzata all’incremento del valore aggiunto dei prodotti del settore primario agricolo e forestale attraverso investimenti materiali ed immateriali per l’ammodernamento ed il miglioramento dell’efficienza delle imprese laziali operanti nella lavorazione, trasformazione e/o commercializzazione dei prodotti favorendo, in particolare, lo sviluppo di nuovi prodotti e l’introduzione di tecnologie innovative, in una logica di riduzione degli impatti ambientali. Questa Misura è sotto-divisa in due Azioni: l’Azione 1 “Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti agricoli”, e l’Azione 2 “Accrescimento del valore aggiunto dei prodotti forestali”. Nell’Azione 2 sono inclusi gli interventi finalizzati a favorire lo sviluppo di nuove forme di utilizzazione della produzione primaria quali la produzione di energia rinnovabile da biomasse agricole e forestali, compreso il recupero e lo smaltimento di sottoprodotti di provenienza agro-industriale. In particolare la tipologia degli interventi ammissibili riguarda:

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realizzazione, acquisizione, ristrutturazione, ampliamento ed adeguamento delle strutture di condizionamento, trasformazione, e/o commercializzazione, stoccaggio dei prodotti forestali delle imprese di trasformazione del legno, ivi compresi impianti alimentati a biomasse legnose commisurati al fabbisogno energetico delle singole imprese, nel rispetto e nella tutela dell’ambiente;

realizzazione di linee di prima lavorazione, trasformazione, condizionamento e confezionamento di prodotti forestali delle imprese di trasformazione del legno, mediante acquisto di macchine ed attrezzature nuove di fabbrica, con relativi programmi;

acquisto di macchine per la raccolta e riduzione dei residui legnosi di piccole e medie dimensioni da destinare alla produzione di biomasse.

Sono previsti finanziamenti: in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile o in alternativa, in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da Istituti di Credito. Finanziamento Spesa pubblica totale: euro 73.196.793 di cui FEASR : euro 32.883.220 ASSE II: MIGLIORAMENTO DELL’AMBIENTE E DELLO SPAZIO RURALE - MISURA 221 “PRIMO IMBOSCHIMENTO DI TERRENI AGRICOLI” Le finalità comprese nell’Asse II riguardano in particolare la valorizzazione del sistema agroforestale quale produttore di biomassa e risorsa per il miglioramento della qualità dell’aria. Rientrano, quindi, nell’Asse la diffusione di pratiche forestali compatibili, l’orientamento all’estensivizzazione delle produzioni e la produzione di biomasse a fini energetici quale strumento per incrementare il livello di soddisfazione degli obiettivi di Kyoto. Riferimenti normativi:

Regolamento (CE)1698/2005 Del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 36 e 43;

Regolamento (CE)1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del regolamento (CE) 1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 30 e 31, e Allegato 2, punto 5.3.2.2.1.

La Misura prevede la realizzazione di nuovi imboschimenti aventi finalità differenti da realizzarsi su terreni agricoli, e tra gli obiettivi è compreso quello di favorire l’aumento della produzione di biomassa per scopi energetici. Il sostegno per gli investimenti può essere ascritti a tre diverse tipologie:

- contributo alle spese di impianto; - premio annuo per i costi di manutenzione delle superfici imboschite per un periodo non superiore ai cinque

anni; - premio annuo di compensazione delle perdite di reddito derivanti dall’imboschimento per un periodo non

superiore ai 15 anni. Finanziamento Spesa pubblica totale: euro 14.786.235 di cui FEASR: euro 6.678.537 ASSE III: Qualità della vita nelle zone rurali e diversificazione dell’economia rurale MISURA 311 “Diversificazione verso attività non agricole”

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La Misura, che intende perseguire la diversificazione delle attività agricole svolte dalle aziende in modo da permettere un’integrazione del reddito attraverso l’attuazione di attività normalmente considerate non agricole, è articolata in quattro Azioni che prevedono investimenti da realizzare nell’azienda agricola finalizzati alla produzione di beni e servizi. In particolare, l’Azione 4 “ Sostegno alla produzione di energia da FER” – sulla base delle priorità indicate dall’articolo 16 bis del Regolamento (CE)1698/2005 - prevede interventi specifici finalizzati allo sviluppo delle biomasse, quali:

produzione di energia rinnovabile da biomasse agricole/forestali; impianti/infrastrutture per l'energia rinnovabile di biomassa; produzione di biogas da rifiuti organici (produzione aziendale e locale).

Sono previsti finanziamenti in conto capitale da calcolarsi in percentuale sul costo totale dell’investimento ammissibile, e in conto abbattimento degli interessi sui mutui concessi da Istituti di Credito Tasso di partecipazione comunitario La partecipazione del FEASR sulle risorse ordinarie è pari al 44% della spesa pubblica La partecipazione del FEASR sulle risorse Health Check5 è pari al 60% della spesa Finanziamento Spesa pubblica totale: euro 31.441.780 di cui risorse Health Check: euro 1.633.775 di cui FEASR: euro 14.418.795 di cui risorse Health Check: euro 980.265 ASSE III: Qualità della vita nelle zone rurali e diversificazione dell’economia rurale - MISURA 321 “Servizi essenziali per l’economia e la popolazione rurale” Riferimenti normativi

Regolamento (CE)1698/2005 Del Consiglio, del 20 settembre 2005 “Sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, articoli 56;

Regolamento CE/1974/2006 della Commissione, del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del regolamento (CE)1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”, Allegato 2, punto 5.3.3.2.1..

L’obiettivo della Misura è quello di promuovere iniziative capaci di sviluppare servizi che possano migliorare la qualità della vita nelle zone rurali ed incrementare l’attrattività in termini economici per le generazioni future. Tra queste iniziative è prevista la promozione dell’utilizzo di fonti di energia rinnovabili, in particolare la bioenergia. Il sostegno è concesso nella forma di contributo a fondo perduto. Tra le operazioni finanziate con risorse ordinarie sono previsti investimenti per :

1. la realizzazione di impianti termici e cogenerativi alimentati a biomasse; 2. la realizzazione di impianti per la produzione di energia da altre fonti rinnovabili da riutilizzare in strutture o

edifici pubblici, compresi le macchine e le attrezzature per la raccolto ed il trasporto della biomassa, con priorità per gli interventi di cogenerazione.

5 Il documento “Health Check”, prodotto dalla Commissione europea è un’analisi dell’effettivo stato di salute della Politica Agricola Comune. Il

documento introduce novità in merito alle procedure dei finanziamenti, e inserisce quattro nuove priorità da realizzare attraverso la politica dello sviluppo rurale: cambiamenti climatici e il rispetto del protocollo di Kyoto; energie rinnovabili; gestione delle risorse idriche; biodiversità.

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Tra le operazioni finanziate con risorse Health Check (“Stanziamenti supplementari stabiliti dall’articolo 69, paragrafo 5 bis, del regolamento (CE)1698/2005- regioni non convergenza”) sono previsti investimenti per:

1. la realizzazione di impianti termici e cogenerativi alimentati a biomasse; 2. la realizzazione di impianti per la produzione di energia da altre fonti rinnovabili da riutilizzare in strutture o

edifici pubblici, compresi le macchine e le attrezzature per la raccolto ed il trasporto della biomassa, con priorità per gli interventi di cogenerazione ;

3. per la realizzazione di piccole reti per la distribuzione della bioenergia. Gli interventi previsti ai punti 2 e 3 non possono superare la potenza di 1 MW e la biomassa deve essere di provenienza locale. Tasso di partecipazione comunitario La partecipazione del FEASR è pari al 44 % della spesa pubblica. La partecipazione del FEASR sulle risorse Health Check/Banda larga è pari al 60% della spesa pubblica ritenuta ammissibile. Finanziamento Spesa pubblica totale: euro 15.241.218 di cui risorse Health Check: euro 8.083.636 di cui FEASR: euro 6.989.426 di cui risorse Health Check: euro 4.850.182

L’attuazione del Piano di Sviluppo Rurale 2007-2013 della Regione Lazio

La Regione Lazio, con la Deliberazione della Giunta regionale n° 412 del 30 maggio 2008 e la successiva Deliberazione di Giunta n° 723 del 17 ottobre 2008, ha approvato i bandi pubblici per l’attuazione delle seguenti Misure: Misura 121 “Ammodernamento aziende agricole”; Misura 123 “Accrescimento valore prodotti agricoli e forestali”; Misura 311- Azione 4 “Sostegno alle Fonti Energetiche Rinnovabili”. Nell’Allegato 1 alla Deliberazione 412/2008 vengono indicate le disposizioni per l’attuazione degli investimenti per la produzione di energia da fonti rinnovabili (tipologie di investimento, spese ammissibili, ecc.). Con la Deliberazione della Giunta regionale n° 654 del 7 agosto 2009 sono stati approvati i bandi pubblici per l’attuazione delle Misure ad investimento Asse III, tra cui anche la Misura 321 “Servizi essenziali per l’economia e la popolazione rurale”. Infine, con la Determinazione n° C1895 del 5 agosto 2010 è stato approvato il bando pubblico per l’attuazione della misura 221 “Primo imboschimento dei terreni agricoli.

Il programma comunitario Leader

All’interno del Piano di Sviluppo Rurale (PSR) 2007–2013, l’Asse IV è dedicata all’attuale impostazione del programma comunitario Leader, le cui priorità sono applicabili esclusivamente in tutte le aree rurali ad esclusione dei soli “poli urbani”. Il programma Leader è caratterizzato da diversi elementi, definiti dall’articolo 61 del Regolamento (CE) 1698/2005, tra i quali:

- strategie di sviluppo locale territoriali destinate a territori rurali ben definiti, di livello sub-regionale; - Partenariato Pubblico Privato sul piano locale - “Gruppi di Azione Locale (GAL); - realizzazione di approcci innovativi; - collegamento in rete di più partenariati locali.

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Le strategie di sviluppo locale vengono progettate ed attuate dai GAL attraverso i Piani di Sviluppo Locale (PSL) approvati dalla Regione, e i Piani di Azione Locale (PAL). Gli obiettivi specifici di Leader riguardano il rafforzamento della capacità progettuale e gestione locale, e la valorizzazione delle risorse endogene dei territori. In particolare Leader è fortemente indirizzato verso gli obiettivi della qualità della vita nelle aree rurali e della diversificazione dell’economia rurale. E’ evidente, quindi, come Leader possa assumere per la Regione Lazio un’importanza strategica nello sviluppo delle aree rurali in supporto alla strategia complessiva del PSR 2007 – 2013. Pertanto la Regione Lazio ha previsto di attuare Leader su quasi tutte le Misure del PSR 2007 – 2013, comprese le Misure 121, 123, 221, 311, e 321 relative ad investimenti in aziende agricole per la realizzazione di impianti e relative attività connesse per la produzione di energia da fonti rinnovabili, in particolare da bioenergia. La Regione Lazio, in tale contesto, ha indetto il “Bando Asse IV Leader - Programma di Sviluppo Rurale Lazio 2007-2013” (Deliberazione n° 359 del 15 maggio 2009). Le risorse disponibili per l’attuazione dell’Asse IV, sono quelle previste dal piano finanziario del Programma di Sviluppo Rurale 2007/20013 ed ammontano a euro 39.325.091. Il tasso di partecipazione del FEASR è del 44% per le Misure di tutti gli Assi. La spesa pubblica nazionale è così ripartita: − misure degli assi I e III - STATO 70%, Regione 30%; − misure dell’asse II - STATO 100%. 1.6.5. Il Fondo Europeo di Sviluppo Regionale (FESR): “Programma Operativo Regionale (POR) Lazio 2007-2013 Il 2 ottobre 2007 la Commissione europea ha approvato il Programma Operativo Regionale (POR) Lazio, cofinanziato dal FESR (Fondo Europeo di Sviluppo Regionale) nell’ambito dell’obiettivo comunitario “Competitività regionale e occupazione" e valido per il periodo 1 gennaio 2007 - 31 dicembre 2013. I beneficiari sono la Regione Lazio, gli enti locali territoriali, le PMI singole e associate, le agenzie regionali, e altri soggetti pubblici. Il 28 marzo 2012 la Commissione europea, con la Decisione n°1659/2012, ha approvato la revisione del POR FESR Lazio 2007-2013 che, così riprogrammato, prevede un aumento delle risorse per la competitività delle imprese e l’agenda digitale (70 milioni di euro) e per le energie rinnovabili (60 milioni di euro). Il totale degli investimenti del POR FESR Lazio 2007-2013 ammonta a 743,5 milioni di euro per il periodo 2007-2013, di cui:

- quota comunitaria: euro 371.756.338; - quota nazionale: euro 371.756.338 (di cui quota Stato: euro 357.758.630, e quota Regione: euro

13.997.708). Tali risorse sono ripartite i tra i cinque Assi prioritari:

- Asse I - Ricerca innovazione e rafforzamento della base produttiva: 325,6 milioni di euro; - Asse II - Ambiente e prevenzione dei rischi: 219,9 milioni di euro; - Asse III - Accessibilità: 90,5 milioni di euro; - Asse IV - Assistenza tecnica: 27,5 milioni di euro; - Asse V - Sviluppo urbano e locale: 80 milioni di euro.

All’interno del POR FESR Lazio 2007-2013 gli investimenti pubblici e privati finalizzati allo sviluppo della produzione di energia da fonti rinnovabile sono compresi nell’ASSE II-Attività II.1 “Promozione dell'efficienza energetica e della

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produzione di energie rinnovabili”, che prevede investimenti anche per la realizzazione e la diffusione di impianti di produzione di energia da biomassa, come stabilito dall’Allegato IV “Categorie di spesa”, del Regolamento (CE) n° 1083/2006 del Consiglio Europeo dell'11 luglio 2006. La Regione Lazio, di conseguenza, ha reso attuativa la programmazione finanziaria definita dal POR FESR attraverso il bando “POR FESR Lazio 2007-2013 - Obiettivo Competitività regionale e occupazione. Attuazione dell’Attività II.1 “Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili”. Approvazione dell’avviso pubblico per la presentazione di richieste di contributo. Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energia rinnovabili”. (Determinazione del Direttore della Direzione regionale Ambiente n° 2016 del 19 maggio 2009, BUR n° 21 del 6 giugno 2009) Le risorse stanziate dal bando sono pari a 10 milioni di euro, e possono accedere ai contributi:

- le microimprese e le piccole e medie imprese (PMI), singole o aggregate; - i consorzi (anche in forma cooperativa), alle condizioni stabilite dal bando.

I programmi d’investimento riguardano due tipologie di interventi: a) efficienza energetica, cogenerazione e gestione energetica, e b) produzione di energia da fonti rinnovabili, che include anche gli impianti di produzione di energia alimentati a biomassa, a biogas o a biocarburanti e sistemi ad essi correlati. Per la fase operativa della programmazione, l’intermediario per la Regione Lazio è Sviluppo Italia SpA. 1.7. Il dissenso per le centrali a biomasse Negli ultimi anni, interessati dalla forte espansione degli impianti di produzione di energie rinnovabili trainata dagli incentivi pubblici, si registra una crescente opposizione alla realizzazione di impianti a biomasse. Tra le principali motivazioni che alimentano le proteste figurano l’impatto sul paesaggio, gli effetti sulla salute, la modifica o il depauperamento dell’ambiente, le possibili ripercussioni sullo sviluppo del territorio. 1.7.1. Effetto Nimby sulle biomasse: i risultati dell’edizione 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum In base ai dati dell’ottavo rapporto del Nimby Forum6, l’Osservatorio che, attraverso il monitoraggio dei media, effettua il censimento delle opere di pubblica utilità e degli insediamenti industriali oggetto di opposizione, nel corso del 2012 le infrastrutture contestate sono state 354 (erano 331 nel 2011) delle quali 322 (il 91% delle infrastrutture contestate) rientrano nei settori energetico e rifiuti, due settori di riferimento per le biomasse. Le infrastrutture del settore energetico contestate sono state 222 (il 63% del totale) tra impianti per la produzione di energia elettrica, elettrodotti, gasdotti, impianti per lo stoccaggio del gas e rigassificatori. Le infrastrutture contestate nel settore dei rifiuti sono state invece 100 (il 28% del totale) tra impianti per il trattamento di rifiuti speciali e urbani, termovalorizzatori e discariche per rifiuti urbani.

6 Nimby Forum, promosso dall’associazione no profit Aris, Agenzia di Ricerche Informazione e Società, attivo dal 2004, è un progetto di ricerca e

di divulgazione che analizza l’evoluzione della cosiddetta sindrome Nimby sul territorio nazionale.

60

Tabella 1.23. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Tipologie di impianti contestati

Numero %

Impianto per la produzione di energia elettrica 192 54,2%

Rifiuti (altro) (a)

46 13,0%

Termovalorizzatore 28 7,9%

Discarica RU 26 7,3%

Energia (altro) (b)

23 6,5%

Infrastruttura stradale 17 4,8%

Infrastruttura generica 7 2,0%

Rigassificatore 7 2,0%

Altro(c)

5 1,4%

Infrastruttura ferroviaria 3 0,8%

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Rapporto 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum (a)

Impianti per il trattamento di rifiuti speciali e urbani diversi da discariche e termovalorizzatori (compostaggio, gassificatori, ecc.). (b)

Elettrodotti, gasdotti, impianti di stoccaggio gas. (c)

Impianti afferenti al comparto industriale (cementifici, impianti per il trattamento oli, impianti di estrazione, ecc.).

Per quanto riguarda il settore energetico gli impianti per la produzione di energia elettrica da fonti convenzionali e rinnovabili (centrali termoelettriche e idroelettriche, parchi eolici e fotovoltaici e impianti a biomasse) contestati sono stati 192 e rappresentano il 54,2% del totale infrastrutture contestate. Rispetto alla dimensione degli impianti, nel Rapporto si riporta che tra questa tipologia di opere vi sono alcuni grandi impianti di produzione e numerosi piccoli impianti di potenza inferiore a 1 MW elettrico. In questo ambito sono particolarmente numerosi gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Si tratta di 176 impianti, che rappresentano poco meno di un terzo delle infrastrutture contestate ma ben il 92% degli impianti per la produzione di energia elettrica, tra i quali rientrano ben 108 impianti alimentati a biomasse. Tabella 1.24. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Impianti per la produzione di energia elettrica contestati per tipologia di impianto

Tipologia di impianto Numero %

Impianti a biomasse 108 56,3

Centrale idroelettrica 32 16,7

Parco Eolico 32 16,7

Parco Fotovoltaico 4 2,1

Centrale a metano 10 5,2

Centrale a carbone 6 3,1

TOTALE 192 100,0

Di cui:

Impianti da fonti rinnovabili 176 91,7

Impianti convenzionali 16 8,3

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Rapporto 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum

Per quanto riguarda le motivazioni che animano gli oppositori, principalmente Comitati, soggetti politici locali e i Comuni, la prima motivazione di contrarietà individuata dall’Osservatorio Nimby Forum è la preoccupazione per gli effetti negativi degli impianti sull’ambiente con una percentuale del 37%. Seguono le carenze procedurali e lo scarso coinvolgimento dei soggetti (15%), gli effetti sulla qualità della vita (13%), gli effetti sulla salute (12%) e quelli legati all’inquinamento (9%).

61

Tabella 1.25. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Motivazioni espresse contro l'impianto

%

Impatto sull'ambiente 37,3%

Carenze procedurali/coinvolgimento 15,5%

Effetti sulla qualità della vita 13,3%

Effetti sulla salute 12,0%

Inquinamento 8,7%

Mancanza sostenibilità economica 4,2%

Interessi economici/illeciti 3,8%

Viabilità 2,7%

Motivazioni estetiche 2,5%


Nel rapporto 2012 vengono riportati anche i dati relativi alle motivazioni contrarie per settore. Per quanto riguarda l’intero comparto energetico (222 opere contestate tra impianti per la produzione di energia elettrica, elettrodotti, gasdotti, impianti per lo stoccaggio del gas e rigassificatori) la prima motivazione è ancora la preoccupazione per gli effetti negativi degli impianti sull’ambiente, con una percentuale del 37% (la stessa rilevata rispetto al dato complessivo). Inoltre, in questo comparto, rispetto al dato complessivo aumenta la preoccupazione per le carenze procedurali e lo scarso coinvolgimento e per l’inquinamento, mentre perdono peso la preoccupazione per gli effetti sulla qualità della vita e sulla salute. Tabella 1.26. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Motivazioni contrarie correlate ai settori

Comparto energetico Rifiuti Infrastrutture Altro(a)

Impatto sull'ambiente 36,9% 39,9% 34,0% 37,5%

Carenze procedurali/coinvolgimento 18,6% 9,2% 13,4% 3,2%

Effetti sulla qualità della vita 12,9% 14,0% 13,9% 12,5%

Effetti sulla salute 9,9% 20,0% 3,8% 28,1%

Inquinamento 9,0% 8,0% 7,6% 15,6%

Mancanza sostenibilità economica 3,6% 3,1% 10,5% -

Interessi economici/illeciti 4,2% 2,9% 3,8% 3,1%

Viabilità 2,0% 1,8% 8,8% -

Motivazioni estetiche 2,9% 1,1% 4,2% -

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Rapporto 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum (a)

Impianti afferenti al comparto industriale (cementifici, impianti per il trattamento oli, impianti di estrazione, ecc.). Rispetto alla distribuzione territoriale delle infrastrutture contestate, il 30% degli impianti contestati si trova localizzato nelle regioni del Nord Est. Grafico 1.25. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Distribuzione degli impianti contestati per area geografica


Nord Ovest20%

Nord Est30%Centro

24%

Sud20%

Isole6%

62

Un altro 24% è localizzato nelle regioni del Centro tra i quali sono compresi 19 impianti localizzati nel Lazio (per i dettagli vedi tavola 1.1. Il Lazio è inoltre attraversato da un'altra opera contestata: il gasdotto Brindisi-Minerbio (Bo), tratta Sulmona-Foligno. In questo quadro per superare le opposizioni e le diffidenze risulta fondamentale un percorso partecipato con i comitati dei cittadini, le istituzioni e tutti gli stakeholder del territorio per intraprendere le opportune azioni d’informazione basate sulla trasparenza e sul dialogo, per creare un clima di reciproca fiducia tra l’impresa/ente e i cittadini. Chiara prova sono i casi studio descritti nel presente manuale ed il percorso attuativo adottato. Tavola 1.1. - Rapporto Nimby Forum 2012 - Gli impianti contestati nel Lazio

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Rapporto 2012 dell’Osservatorio Nimby Forum 1.7.2. Il progetto “Enerscapes” L’Unione europea, per comprendere e gestire il dissenso dei territori sugli effetti negativi sul paesaggio, prodotti da una diffusione non regolata degli impianti per la produzione di energia rinnovabile, ha finanziato il progetto europeo “Enerscapes”. Il progetto è costruito sulla base di un partenariato tra sette paesi (Italia, Spagna, Francia, Slovenia, Grecia, Malta e Cipro) e risponde all’asse 2 del programma MED per la protezione dell’ambiente e la promozione dello sviluppo sostenibile. E in particolare al sotto-obiettivo 2.1. “protezione e valorizzazione delle risorse naturali e del patrimonio culturale”. L’obiettivo del progetto “Enerscapes”, è evitare gli effetti negativi che una diffusione non regolata delle fonti di energia rinnovabili (FER) potrebbe avere sui territori e sui paesaggi del Mediterraneo. I paesi del Mediterraneo sono infatti caratterizzati da paesaggi unici e siti di patrimonio culturale. Coordinando pianificazione energetica e pianificazione territoriale i partner del progetto Enerscapes si propongono di identificare delle strategie che tengano in considerazione gli aspetti ecologici, paesaggistici e culturali durante la fase di attuazione delle politiche di promozione delle FER. Il progetto intende costruire una base comune fondata su buone pratiche e soluzioni normative per definire una metodologia di valutazione e regole comuni, mantenendo una prospettiva di salvaguardia ambientale e paesaggistica

63

nell’introduzione delle FER nell’area del Mediterraneo. Vengono affrontate le problematiche dell’impatto sull’ambiente e della gestione integrata dei territori per trovare una metodologia utile che sappia bilanciare gli aspetti legati allo sviluppo economico e delle FER e la salvaguardia del paesaggio e dei territori. Tale progetto ha inteso sperimentare processi di governance locale che, alla luce delle cornici legislative e urbanistiche esistenti, riescano a integrare energia e paesaggio, facendo dialogare gli strumenti della pianificazione energetica con quelli del governo del territorio, attraverso la definizione e la validazione di scenari futuri e l’elaborazione di Piani di Azione Locale. Il punto di partenza del progetto è stato la condivisione e il confronto del quadro normativo e urbanistico dei diversi Paesi e territori coinvolti, su cui si sono basate le analisi territoriali che hanno messo in luce le specificità, i punti di forza e debolezza, le opportunità e i rischi delle aree pilota selezionate. Le analisi territoriali hanno poi contribuito a costruire degli scenari possibili di sviluppo per ogni area, che sono stati valutati e selezionati, per arrivare infine, in seguito a processi di partecipazione, alla definizione dei Piani di Azione Locale per lo sviluppo delle energie rinnovabili nel rispetto del paesaggio dell’area del Mediterraneo. La Regione Lazio partecipa al progetto “Enerscapes” in qualità di partner attraverso l’Area Pianificazione Paesistica e Territoriale della Direzione Territorio, Urbanistica, Mobilità e Rifiuti. L’Ente si è fatto promotore del progetto di cooperazione territoriale del programma Spazio Med con l’obiettivo primario di creare un processo virtuoso che, a partire dalle elaborazioni condotte per il Piano Territoriale Paesaggistico Regionale (PTPR), sviluppasse i temi dell’utilizzo delle energie rinnovabili e degli effetti della realizzazione degli impianti sul territorio e sul paesaggio da una parte e dall’altra, attraverso un processo di gestione partecipata e condivisa, per condurre a risultati in termini di implementazione della conoscenza, da riversare nella stessa attività pianificatoria e programmatoria della Amministrazione. Al fine di acquisire gli strumenti e la conoscenza utili alla valutazione degli effetti derivanti dalla diffusione di impianti alimentati da fonti di energia rinnovabili nel paesaggio, i Piani di Azione sono stati sviluppati in ambiti territoriali “pilota” interessati da beni paesaggistici e quindi particolarmente sensibili alle trasformazioni del quadro paesaggistico. Preliminarmente quindi sono stati individuati due contesti territoriali caratterizzanti il paesaggio laziale con peculiarità e problematiche diverse: l’ambito territoriale della Pianura Pontina, caratterizzato dalla commistione tra il paesaggio agrario della bonifica e il paesaggio degli insediamenti, e l’ambito territoriale della “Tuscia Romana” caratterizzato dal rapporto tra paesaggi naturali e uso agro forestale. Per entrambe le aree di studio è stata avviata una approfondita analisi territoriale conclusasi con la redazione del “Piano di Azione Locale” che ha consentito di affinare la metodologia per la gestione della complessa questione dell’equilibrio tra sostenibilità paesaggistica, ambientale, sociale ed economica dello sviluppo delle FER. Le analisi e le elaborazioni contenute nel Piano e basate sui principi di partecipazione, promozione e condivisione opportunamente ricondotte alla scala Regionale, saranno riportate nell’ambito delle competenze delle amministrazioni (strumenti di pianificazione e programmazione e/o i procedimenti di valutazione). I risultati del progetto e i Piani di Azione Locale realizzati sono riportati nello studio “Enerscapes, Territorio Paesaggio ed Energia Rinnovabile” presentato a Roma il 27 maggio 2013 nell’ambito del “Forum Enerscapes Territorio Paesaggio ed Energia Rinnovabile”.

64

2. IL MERCATO DEL TELERISCALDAMENTO E DEGLI IMPIANTI A BIOENERGIE Nel secondo capitolo si presentano i dati su evoluzione e caratteristiche del mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie. Il capitolo si articola in due parti: il mercato complessivo del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie in Italia e nel Lazio; il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato (PPP) in Italia. 2.1. Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie in Italia e nel Lazio Il mercato pubblico dei bandi di gara per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie, ovvero le gare relative all’affidamento di interventi di nuova costruzione, ampliamento e manutenzione di impianti di produzione e distribuzione di energia termica, elettrica e frigorifera a bioenergie (biomassa solida, liquida e gassosa), o all’affidamento in concessione delle attività di costruzione, manutenzione e gestione di reti di teleriscaldamento, di impianti per la captazione e valorizzazione del biogas, di impianti a biomassa per la produzione di energia elettrica e termica, tra gennaio 2002 e giugno 2013, è rappresentato da 639 gare per un importo complessivo di 1,4 miliardi. Rispetto all’intero mercato delle opere pubbliche rappresenta quote dello 0,2% per numero e inferiori allo 0,5% per importo. Tali quote nel primo semestre 2013 diventano dello 0,4% per numero e del 2,2% per importo. Grafico 2.1.a. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Numero e importo dei bandi di gara Il trend 2002-2012 (Importi in milioni di euro)

Numero

Importo (Milioni di euro)

Fonte: CRESME Europa Servizi In media, tra il 2002 e il 2012, la domanda è stata di 55 interventi all’anno; gli anni con il maggior numero di iniziative sono stati il 2007 e il 2011, con 72 gare ciascun anno. Segue il 2012 con 71 gare. L’importo medio annuo

37

63

32

57

40

72 68

42

56

72 71

29

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 I sem

68,693,1 94,1

45,2

127,6

200,6179,6

151,6

78,1 71,3 69,4

213,6

0

50

100

150

200

250

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 I sem

65

invece è stato di 107 milioni, valore annuo sempre superato nel quadriennio 2006-2009. Va inoltre segnalato il valore economico eccezionale raggiunto nei primi sei mesi del 2013. Si tratta di 213,6 milioni di cui 170 milioni (l’80%) relativi al bando di gara Enipower per la realizzazione del progetto “Centrale cogenerativa a biomasse di Porto Torres,

progettazione e realizzazione della Nuova Centrale di cogenerazione a Biomassa da 43.5 MWe da realizzarsi all'interno dello stabilimento multisocietario di Porto Torres (SS)”. Rispetto alla distribuzione territoriale, la maggiore domanda è localizzata nelle regioni settentrionali. Nelle otto regioni del nord sono localizzate 472 iniziative dell’ammontare complessivo di oltre 1 miliardo ed ha riguardato prevalentemente interventi per il teleriscaldamento urbano. La domanda delle quattro regioni centrali è di 89 interventi per un ammontare di 92 milioni. I bandi relativi a interventi localizzati nel Lazio sono 8 di cui alcuni, indetti da Acea Spa, riguardano interventi di manutenzione degli impianti del sistema di distribuzione dell'energia termica nei Comprensori di Torrino Sud e Mostacciano a Roma, e uno, indetto da Bic Lazio nel 2008, è relativo all’appalto di sola esecuzione lavori per la realizzazione, presso l’incubatore di imprese di Collefferro (Rm), di un impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose e basato sulla tecnologia delle microturbine a gas a combustione esterna. Tale intervento è oggetto di approfondimento nel capitolo 3.1. Limitata a 78 interventi per 274 milioni la domanda delle otto regioni meridionali. Si tratta, nella quasi totalità dei casi monitorati, di interventi per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da biomassa o per la captazione e valorizzazione del biogas. 2.1.1. Le modalità di affidamento dei lavori La domanda d’interventi nei settori teleriscaldamento e impianti a bioenergie, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha riguardato nell’87% dei casi (559 bandi su 639 totali) appalti per la sola esecuzione di lavori o appalti integrati di progettazione ed esecuzione. Il restante 13% (80 gare su 639) spetta a contratti di PPP che combinano l’esecuzione dei lavori con la progettazione, la fornitura e l’installazione degli impianti di produzione e distribuzione, la manutenzione e la gestione del servizio. In termini di importi le operazioni di PPP rappresentano il 35% (484 milioni su 1.393 milioni totali) del mercato. Grafico 2.2. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara per modalità di affidamento dei lavori – Totale gennaio 2002-giugno 2013 - Composizione %

Numero Importo

Fonte: CRESME Europa Servizi

PPP13%

Resto del mercato

87%

PPP35%

Resto del mercato

65%

66

Tabella 2.1. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara per modalità di affidamento dei lavori nel periodo gennaio 2002-giugno 2013

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Gen-Giu 2013

Totale ‘02-‘13 Giugno

Numero PPP 4 1 1 5 4 13 10 12 10 5 9 6 80

Resto del mercato 33 62 31 52 36 59 58 30 46 67 62 23 559

TOTALE 37 63 32 57 40 72 68 42 56 72 71 29 639

Importi in milioni di euro PPP 2,8 9,7 36,4 7,0 65,8 90,3 120,1 94,8 12,7 12,3 8,7 23,3 483,9

Resto del mercato 65,7 83,4 57,8 38,2 61,8 110,3 59,5 56,8 65,4 59,0 60,7 190,4 908,9

TOTALE 68,6 93,1 94,1 45,2 127,6 200,6 179,6 151,6 78,1 71,3 69,4 213,6 1.392,8 Fonte: CRESME Europa Servizi

2.2. Il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie in Partenariato Pubblico Privato in Italia L’Osservatorio Nazionale del Partenariato Pubblico Privato, tra gennaio 2002 e giugno 2013, ha censito, sull’intero territorio nazionale, 80 gare, del valore complessivo di 484 milioni di euro, riconducibili a operazioni di PPP per la costruzione e gestione di reti di teleriscaldamento urbano, di impianti per la captazione e valorizzazione energetica del biogas, di impianti di produzione di energia termica ed elettrica da biomasse, di impianti di incenerimento dei rifiuti solidi urbani con produzione di energia elettrica e termica. Si tratta di quantità che corrispondono a una quota del 13% in termini di numero e del 35% per importo, rispetto al mercato complessivo degli interventi per il teleriscaldamento e le bioenergie. Grafico 2.3. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Numero andi di gara di PPP - Il trend 2002-giugno 2013

Numero

Importo (milioni di euro)

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME)

4

1 1

54

13

1012

10

5

9

6

02468

101214

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 I Sem

2,8 9,7

36,4

7,0

65,8

90,3

120,1

94,8

13,2 12,3 7,223,3

020406080

100120140

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 I Sem

67

L’osservazione del grafico sopra riportato, relativo all’evoluzione del PPP nel settore in esame tra il 2002 e il giugno 2013, fa emergere una fase di crescita tra il 2006 e il 2009. In media, tra il 2002 e il 2012, la domanda è stata di 7 interventi all’anno e gli anni con il maggior numero di iniziative sono stati il 2007, con 13 gare, il 2009, con 12 gare e poi il 2008 e il 2010, con 10 gare ciascuno. L’importo medio annuo invece è stato di 42 milioni, valore annuo sempre superato nel quadriennio 2006-2009. L’anno di maggiore importo è stato il 2008 con oltre 120 milioni di cui circa 82 milioni (il 69%) relativi al bando di gara, indetto da Brianza Energia Ambiente Spa di Desio (Mb), per la costruzione e gestione di un impianto per la produzione ed erogazione di energia elettrica e calore per il teleriscaldamento recuperati dalla combustione di rifiuti trattati. Al 30 giugno 2013 non si è ancora giunti all’aggiudicazione del contratto e il progetto risulta contestato da comitati locali e dal Comune di Desio. 2.2.1. Segmenti procedurali e modelli di PPP Le amministrazioni pubbliche hanno scelto le procedure della concessione di lavori, ad iniziativa privata e pubblica, della concessione di servizi e della società mista per realizzare e gestire impianti e reti per il teleriscaldamento e le bioenergie. Grafico 2.4. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per segmento procedurale – 2002-giugno 2013 - Composizione %

Numero Importo


Il maggior numero di operazioni di PPP riguarda contratti di concessione di lavori pubblici. Le iniziative censite dall’Osservatorio riconducibili a questa specifica tipologia di contratti sono 64 per un importo di 428 milioni di euro. Più limitato il ricorso a concessioni di servizi (11 gare per un importo di 15 milioni) ed a società miste (5 gare per circa 40 milioni). Tabella 2.2. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per segmento procedurale – Anni 2002-2012 e gennaio-giugno 2013 - Importi in milioni di euro

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gen-Giu2013

Totale 2002-

Giu 2013

Numero Concessioni di LLPP - 1 1 5 4 12 10 9 7 2 9 4 64 Contratti di servizi 3 - - - - - - 2 3 3 - - 11 Altre forme di PPP 1 - - - - 1 - 1 - - - 2 5 TOTALE 4 1 1 5 4 13 10 12 10 5 9 6 80 Importo (Milioni di euro) Concessioni di LLPP - 9,7 36,4 7,0 65,8 89,4 120,1 67,7 12,6 0,5 7,2 12,0 428,3 Contratti di servizi 2,8 - - - - - - 0,3 0,1 11,8 - - 15,1 Altre forme di PPP - - - - - 1,0 - 26,8 - 1,5 - 11,2 40,5 TOTALE 2,8 9,7 36,4 7,0 65,8 90,3 120,1 94,8 12,7 13,8 7,2 23,3 483,9


Concessioni di LLPP80%

Contratti di servizi (a)

14%

Altre forme di PPP6%

Concessioni di LLPP89%

Contratti di servizi (a)

3%

Altre forme di PPP8%

68

2.2.2. Stato di avanzamento Rispetto allo stato di avanzamento delle 80 operazioni di PPP monitorate, alla fine di giugno del 2013, la metà degli impianti risulta in esercizio (41 iniziative su 80 totali). In 19 casi si è giunti all’aggiudicazione, in 8 casi è in corso la gara e in altrettanti casi sono in corso di esecuzione i lavori. Infine in 4 casi il contratto è stato risolto, o lo sarà a breve, per inadempienze. Per conoscere lo stato di attuazione di tutte le iniziative monitorate dall’Osservatorio si rimanda alla Tabella 2.9. Grafico 2.5. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per stato di avanzamento Totale 2002-Giugno 2013 - Composizione%

Numero Importo

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) (a) Compresi anche due contratti per i quali è in corso la risoluzione del contratto (b) Compresi anche due contratti per i quali i lavori risultano sospesi Tabella 2.3. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per stato di avanzamento Totale 2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro Totale 2002-Giugno 2013

Numero

A Importo

B Importo medio

B/A

Gara in corso 8 100,4 12,5

Contratto aggiudicato 19 56,6 3,0

Impianto in esercizio 41 214,8 5,1

Contratto rescisso (a)

4 53,6 13,4

Esecuzione lavori (b)

8 58,5 7,3

TOTALE 80 483,9 6,0 Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) (a)

Compresi anche due contratti per i quali è in corso la risoluzione del contratto (b)

Compresi anche due contratti per i quali i lavori risultano sospesi

2.2.3. Tipo impianto Il 60% dei casi monitorati riguarda la costruzione e gestione di impianti e reti di teleriscaldamento. Si tratta di 48 operazioni di PPP dell’importo di 387 milioni (poco meno dell’80% del valore complessivo del mercato del PPP di riferimento). Un altro 29% (23 gare) riguarda la costruzione e gestione di impianti a biogas e il restante 11% impianti a biomassa (9 gare).

Gara in corso10,0%

Contratto aggiudicato

23,7%

Impianto in esercizio51,3%

Contratto

rescisso(a)

5,0%

Esecuzione

lavori(b)

10,0%

Gara in corso 20,7%

Contratto aggiudicato

11,7%

Impianto in esercizio44,4%

Contrattorescisso

11,1%(a)

Esecuzione lavori

12,1%(b)

69

Grafico 2.6. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per tipo impianto - Totale 2002-Giugno 2013 - Composizione%

Numero Importo

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) Tabella 2.4. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per tipo impianto – Totale 2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro Totale 2002-Giugno 2013 Numero

A Importo

B Importo medio

B/A Teleriscaldamento 48 386,7 8,1 Impianto a biomassa 9 9,6 1,1 Impianto a biogas 23 87,6 3,8 TOTALE 80 483,9 6,0

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) 2.2.4. I committenti Rispetto ai committenti, il 75% della domanda per poco meno del 49% degli importi in gara è riconducibile a operazioni di PPP indette dai Comuni. Si tratta di 60 gare dell’importo complessivo presunto a base di gara di circa 237 milioni. Un altro 24% della domanda per il 39% degli importi spetta alle aziende speciali (ex municipalizzate). Infine il restante 1% della domanda per circa il 12% degli importi spetta all’Azienda Ospedaliero Universitaria Santa Maria della Misericordia di Udine con la gara per la costruzione e gestione di una centrale tecnologica, di un impianto di cogenerazione, di cunicoli tecnologici e del centro di servizi e laboratori destinati all’azienda ospedaliero-universitaria, nonché una rete di teleriscaldamento cittadino completa di impianti. L’importo presunto dell’investimento a base di gara ammonta a circa 60 milioni. Al 30 giugno 2013 risultano in corso i lavori per il completamento della rete di teleriscaldamento, mentre la gestione degli impianti è iniziata a dicembre 2012. Grafico 2.7. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per committenti- Totale 2002-Giugno 2013 - Composizione%

Numero Importo


Teleriscaldamento60,0%

Impianto a biomassa11,2%

Impianto a biogas28,8%

Teleriscaldamento79,9%

Impianto a biomassa

2,0%

Impianto a biogas18,1%

Comuni75,0%

Aziende speciali23,8%

Altro1,2%

Comuni48,9%

Aziende speciali38,7%

Altro12,4%

70

Tabella 2.5. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per committenti – Totale 2002-giugno 2013 - Importi in milioni di euro Totale 2002-Giugno 2013

Numero

A Importo

B Importo medio

B/A

Comuni 60 236,8 3,9

Aziende speciali 19 187,1 9,8

Altro 1 60,0 60,0

TOTALE 80 483,9 6,0

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) 2.2.5 I protagonisti dell’offerta Tra i protagonisti dell’offerta, trattandosi di un mercato specializzato, troviamo alcune delle principali imprese nazionali che operano nel settore. In cima alla classifica economica degli aggiudicatari dei 72 contratti assegnati tra gennaio 2002 e giugno 2013 si colloca Siram, leader in Italia nella gestione di servizi energetici, con un importo complessivo a base di gara, vinto in qualità di mandatario di un ATI/RTI, di 60 milioni di euro, tutti relativi alla concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica per la costruzione e gestione di impianti e rete di teleriscaldamento urbano per l’Azienda ospedaliero-universitaria di Udine. Tabella 2.6. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie – Aggiudicazioni di PPP - I protagonisti dell'offerta -

Imprese che hanno vinto più di un contratto o un unico contratto di importo complessivo a base di gara(a)

superiore a 5 milioni di euro come singola impresa o in ATI/RTI - 2002-Giugno 2013 Totale 2002-Giugno 2013

Numero

A Importo (Mln euro)

B Importo medio (Mln euro)

B/A SIRAM SPA 1 60,0 60,0 ASJA AMBIENTE ITALIA SPA 8 54,8 6,9

PESSINA COSTRUZIONI SPA (b)

1 45,2 45,2 GRUPPO SOCIETA' GAS RIMINI SPA 1 32,5 32,5 ATZWANGER SPA 1 26,8 26,8 A2A SPA 3 21,1 7,0 METANALPI ENERGIA SRL 1 16,5 16,5 LADURNER SPA 4 14,1 3,5 ENERCHIVASSO SPA 1 12,4 12,4 C.P.L. CONCORDIA SOC. COOP. 3 11,5 3,8 T.E.S.I. SRL 1 10,4 10,4 FEN ENERGIA SPA 1 9,7 9,7 INTERCANTIERI VITTADELLO S.P.A. 1 9,0 9,0 OLICAR SPA 4 8,2 2,1 S.I.M.E. SOCIETA' IMPIANTI METANO SPA 1 8,1 8,1 ENERGY RECUPERATOR SPA 1 6,5 6,5 BERICA IMPIANTI SPA 3 5,3 1,8 TECNO COOP SCARL 2 0,1 0,1 Altre imprese 34 31,3 0,9 TOTALE 72 383,5 5,3

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) (a)

L’importo complessivo a base di gara di ogni impresa indica il valore globale dei contratti ad essa assegnati vinti come singolo aggiudicatario o come mandatario di un ATI/RTI

(b) L’importo attribuito alla Pessina Costruzioni Spa è relativo alla concessione di costruzione e gestione della rete di riscaldamento della città di

Novara. Al 30 giugno 2013, la società di progetto denominata ASM Novara Spa e partecipata da Pessina Costruzioni Spa e ASM di Brescia, risulta in liquidazione.

71

La seconda posizione della classifica economica e il primo per numero di contratti vinto spetta a Asja Ambiente Italia SpA, società leader nella produzione di energia elettrica rinnovabile da biomasse (biogas e gas di discarica), vento e sole, con un importo complessivo di 55 milioni di euro. Tra le otto gare di PPP vinte da Asja Ambiente Italia SpA vi è la concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara per la costruzione e gestione di un impianto di captazione e valorizzazione del biogas, indetta dall’AMIU di Genova, società pubblica di proprietà del Comune di Genova. Al 30 giugno 2013 l’impianto risulta in esercizio. Il secondo posto della classifica per numero di contratti vinti spetta, a pari merito con 4 contratti ciascuno, a Laduner Spa e Olicar Spa, due società specializzate nel settore dei servizi tecnologici per la produzione e gestione integrata dell'energia. Il terzo posto della classifica economica spetta a Pessina Costruzioni SpA, azienda leader nel settore delle costruzioni, con un importo complessivo di 45 milioni di euro, tutti relativi alla concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata per la costruzione e gestione della rete di riscaldamento della città di Novara vinta in ATI con ASM di Brescia. Al 30 giugno 2013 risulta in liquidazione la società di progetto, denominata ASM Novara Spa. Inoltre i lavori non risultano mai avviati ed è in corso la risoluzione del contratto sottoscritto a dicembre 2006. 2.2.6. Il territorio La domanda volta alla costruzione e gestione di impianti e reti per il teleriscaldamento e le bioenergie con operazioni di PPP è concentrata nelle regioni settentrionali. Tra gennaio 2002 e giugno 2013 la domanda localizzata nelle otto regioni del Nord è rappresentata da 45 interventi del valore di circa 422 milioni di euro, quantità che corrispondono a quote del 56% per numero e superiori all’87% per importo del mercato nazionale. In questo ambito territoriale spetta ad ogni regione, in media, una domanda di 6 interventi per 53 milioni contro una media regionale nazionale di 5 interventi e 24 milioni di euro. Si tratta prevalentemente di concessioni di lavori pubblici per la costruzione e gestione di impianti e reti di teleriscaldamento (nel capitolo 3.3. viene presentata l’esperienza del Comune di Zola Predosa che ha scelto lo strumento della concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata per realizzare un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio del nuovo comparto residenziale C4). La domanda localizzata nelle regioni del centro è pari a 19 gare e circa 23 milioni e fa riferimento innanzitutto un numero significativo di piccoli interventi localizzati in Toscana e finalizzati alla gestione di impianti e reti di teleriscaldamento alimentati a biomassa di origine forestale (nel capitolo 3.2. viene presentata l’esperienza dell’Unione dei Comuni Valdarno e Valdisieve). Grafico 2.8. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per area geografica – Totale 2002-Giugno 2013 - Composizione %

Numero Importo


Nord Ovest38,7%

Nord Est17,5%

Centro23,8%

Sud13,7%

Isole6,3% Nord Ovest

56,4%

Nord Est31,0%

Centro4,7%

Sud4,5%

Isole3,4%

72

Per quanto riguarda le singole regioni è il Piemonte a guidare le classifiche per numero con 18 interventi, mentre spetta alla Lombardia il primo posto della classifica economica con 115 milioni dei quali 82 relativi all’impianto di produzione di energia elettrica e termica per il teleriscaldamento. Grafico 2.9. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per regione – Totale 2002-Giugno 2013 - Le classifiche

Numero

Importo (Mln euro)

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) (a)

Importo non disponibile

000

1111

22

333

444

57

813

18

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

AbruzzoCalabria

LazioBasilicata

MoliseSardegna

Valle d'AostaFriuli Venezia GiuliaTrentino Alto Adige

Emilia RomagnaMarcheUmbriaLiguriaPugliaSicilia

CampaniaVeneto

LombardiaToscana

Piemonte

000ND(a)

45556

1111

141617

2745

4761

94115

0 20 40 60 80 100 120

AbruzzoCalabria

LazioBasilicata

MarcheMolise

ToscanaSardegna

PugliaCampania

SiciliaUmbriaVeneto

Valle d'AostaTrentino Alto Adige

Emilia RomagnaLiguria

Friuli Venezia GiuliaPiemonte

Lombardia

73

Tabella 2.7. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per regione – Totale 2002-Giugno 2013 - Le classifiche - Importi in milioni di euro Totale 2002-Giugno 2013

Numero

A Importo

B Importo medio

B/A

Piemonte 18 93,9 5,2

Valle d'Aosta 1 16,5 16,5

Lombardia 8 115,2 14,4

Liguria 4 47,3 11,8

Trentino Alto Adige 2 26,8 13,4

Veneto 7 16,4 2,3

Friuli Venezia Giulia 2 60,9 30,5

Emilia Romagna 3 45,3 15,1

Toscana 13 5,2 0,4

Umbria 3 13,6 4,5

Marche 3 4,0 1,3

Lazio - - -

Abruzzo - - -

Molise 1 4,8 4,8

Campania 5 10,9 2,2

Puglia 4 6,2 1,6

Basilicata 1 0,0 0,0

Calabria - - -

Sicilia 4 11,4 2,9

Sardegna 1 5,2 5,2

ITALIA 80 483,9 6,0

Nord Ovest 31 272,9 8,8

Nord Est 14 149,5 10,7

Centro 19 22,8 1,2

Sud 11 21,9 2,0

Isole 5 16,7 3,3

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) 2.2.7. La dimensione degli interventi Per quanto riguarda la dimensione degli interventi da realizzare in PPP, nell’intero periodo gennaio 2002 giugno 2013, il maggior numero di affidamenti ha un importo compreso tra 1 e 5 milioni di euro, ma il maggiore valore economico ha riguardato sette iniziative di importo superiore a 15 milioni di euro. Le iniziative d’importo compreso tra 1 e 5 milioni di euro sono state 28 per un ammontare complessivo di 70 milioni di euro, quantità che corrispondono a quote del 35,0% e 14,5% del mercato complessivo degli interventi nel settore del teleriscaldamento e delle bioenergie da realizzare mediante operazioni di PPP. Si tratta d’interventi, di importo unitario medio intorno a 2,5 milioni di euro. Le iniziative di importo superiore a 15 milioni invece sono state 7 (meno del 9% della domanda) ma il loro valore economico risulta di poco inferiore a 300 milioni di euro, il 62,0% del mercato complessivo degli interventi in PPP nel settore pubblico del teleriscaldamento e delle bioenergie.

74

Tabella 2.8. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per classi di importo - Totale 2002-Giugno 2013 - Importi in milioni di euro

Totale 2002-Giugno 2013

Numero

A Importo (Mln di euro)

B Importo medio

B/A

Importo non segnalato 18

Fino a 1 mln 15 6,5 0,4

Da 1 a 5 mln 28 70,3 2,5

Da 5 a 15 mln 12 107,3 8,9

Oltre 15 mln 7 299,7 42,8

TOTALE 80 483,9 6,0


Grafico 2.10. - Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Bandi di gara di PPP per classi di importo - Totale 2002-giugno 2013 - Composizione %

Numero Importo

Fonte: elaborazioni CRESME Europa Servizi su dati www.infopieffe.it (promosso da Unioncamere, Dipe-Utfp e Ance e realizzato dal CRESME) e www.siop-lazio.it (promosso dalla Camera di Commercio di Roma e realizzato dal CRESME) Per conoscere le 80 iniziative di PPP e il loro stato di attuazione al 30 giugno 2013 si rimanda all’elenco di seguito riportato, mentre per conoscere i dettagli delle iniziative di importo pari o superiore a 5 milioni di euro oggetto di monitoraggio si rimanda al capitolo 2.2.8.

Importo non segnalato22,4%

Fino a 1 mln18,8%

Da 1 a 5 mln35,0%

Da 5 a 15 mln

15,0%

Oltre 15 mln8,8%

Fino a 1 mln1,3% Da 1 a 5 mln

14,5%

Da 5 a 15 mln

22,2%

Oltre 15 mln62,0%

75

Tabella 2.9. – Il mercato del teleriscaldamento e degli impianti a bioenergie - Elenco iniziative di PPP censite tra gennaio 2002 e giugno 2013 per importo

Ann

o ba

ndo

Tipo

Int

erve

nto

Ent

e

Ogg

etto

Reg

ione

lav

ori

Impo

rto

(eur

o)

Sta

to d

i at

tuaz

ione

M

arzo

20

13

2008 Teleriscaldamento BRIANZA ENERGIA

AMBIENTE SPA DI DESIO

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per l'affidamento in concessione di costruzione e gestione di un impianto per la produzione ed erogazione di energia elettrica e calore per il teleriscaldamento recuperati dalla combustione di rifiuti trattati con il sistema del project financing.

Lombardia 82.338.600 Gara in corso

2007 Teleriscaldamento

AZIENDA OSPEDALIERO UNIVERSITARIA SANTA

MARIA DELLA MISERICORDIA DI UDINE

Affidamento della concessione di costruzione e gestione della nuova centrale tecnologica, di un impianto di cogenerazione e dei nuovi laboratori dell'azienda ospedaliero-universitaria e di una rete di teleriscaldamento cittadino.

Friuli-Venezia Giulia

60.000.000 In esercizio

2006 Teleriscaldamento COMUNE DI NOVARA

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per progettazione definitiva ed esecutiva e realizzazione Rete di Teleriscaldamento comunale, gestione tecnica, funzionale ed economica delle opere realizzate, con il sistema del project financing.

Piemonte 45.237.550 Contratto rescisso

2004 Impianto biogas A.M.I.U. - AZIENDA

MULTISERVIZI IGIENE URBANA DI GENOVA

Gara ai sensi dell'art.37/quater della L.109/94 per l'affidamento in concessione della progettazione, realizzazione dei lavori e della gestione delle opere di ampliamento ed adeguamento dell'impianto di captazione del biogas esistente, finalizzate alla messa in sicurezza della discarica ed alla valorizzazione energetica del biogas con il sistemazione con il sistema del project financing.

Liguria 36.373.763 In esercizio

2009 Teleriscaldamento COMUNE DI RIMINI

Gestione del servizio di teleriscaldamento, per la durata di anni trenta, nonché il potenziamento ed estendimento, dei due impianti di teleriscaldamento esistenti (impianto al servizio del P.E.E.P. Marecchiese e impianto al servizio del P.E.E.P. Viserba) e la costruzione e gestione del nuovo impianto al servizio del nuovo P.E.E.P. Gaiofana.

Emilia-Romagna


2009 Teleriscaldamento ECOTERMICA PRIMIERO

SPA DI FIERA DI PRIMIERO

Individuazione di un socio d'opera cui assegnare il 51% delle azioni e cui affidare la realizzazione di un impianto di teleriscaldamento e produzione di energia elettrica tramite cogenerazione e sua relativa gestione, presso il Comune di Transacqua - CUPAT 22200906345.

Trentino-Alto Adige


2009 Teleriscaldamento COMUNE DI

VALTOURNENCHE

Project financing a gara unica per la progettazione, realizzazione e gestione di un impianto di generazione combinata di energia termica ed elettrica per alimentare una nuova rete di teleriscaldamento urbano nella frazione Breuil Cervinia Valtournenche -Aosta.

Valle d'Aosta 16.500.000 Esecuzione

lavori

76


Ann

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Tipo

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(eur

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M

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20

13

2006 Teleriscaldamento COMUNE DI CHIVASSO

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la concessione di progettazione definitiva, progettazione esecutiva e realizzazione rete di teleriscaldamento città di Chivasso, gestione tecnica, funzionale ed economica delle opere realizzate, con il sistema del project financing.

Piemonte 12.404.370 Esecuzione

lavori


MONTICHIARI

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la progettazione ed esecuzione del sistema di teleriscaldamento cittadino con centrale di cogenerazione per la produzione di energia termica ed elettrica, al servizio degli immobili di proprietà pubblica e privata, con il sistema del project financing- CUP I25C08000000007.

Lombardia 12.132.000 Contratto

aggiudicato

2013 Teleriscaldamento COMUNE DI VICO

CANAVESE

Bando per la cessione, anche in nome e per conto del Consorzio ASA, delle quote di partecipazione della "VicoEnergia s.r.l." e contestuale affidamento del servizio di teleriscaldamento.

Piemonte 11.246.854 Gara in corso

2011 Teleriscaldamento COMUNE DI BUSTO

GAROLFO

Affidamento in concessione del servizio di teleriscaldamento nel territorio comunale di Busto Garolfo - CIG 3616292290.

Lombardia 10.350.000 In esercizio

2003 Teleriscaldamento COMUNITÀ MONTANA ALTA VALLE ARROSCIA

DI PIEVE DI TECO

Concessione della progettazione esecutiva, della realizzazione e della gestione funzionale e economica di un impianto di cogenerazione e distribuzione di calore in teleriscaldamento alimentato da biomasse di origine agro-forestale.

Liguria 9.656.540 Lavori sospesi

2013 Impianto biogas

AGRORINASCE S.C.R.L. AGENZIA PER

L'INNOVAZIONE, LO SVILUPPO E LA SICUREZZA DEL

TERRITORIO DI SAN CIPRIANO D'AVERSA

Project financing a gara unica - Gara ai sensi dell'art. 153 commi 1-14 del D.Lgs. 163/2006 e s.m.i. per l'affidamento in concessione della realizzazione e gestione di un impianto di BIOGAS su un bene confiscato alla camorra ubicato in S.Maria la Fossa (CE), sito in via Vaticale loc. Ferrandelle.

Campania 9.000.000 Contratto

aggiudicato

2008 Teleriscaldamento COMUNE DI ACQUI

TERME

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per l'affidamento del contratto di concessione e gestione per la realizzazione del sistema di teleriscaldamento con annesso polo tecnologico per la produzione di energia termica ed elettrica a servizio degli immobili di proprietà o pertinenza del comune, con il sistema del project financing.

Piemonte 8.938.000 Esecuzione

lavori

2007 Impianto biogas VALLE UMBRA SERVIZI

SPA DI SPOLETO

Costruzione e servizio di gestione dell'impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica sita in Comune di Spoleto, località S. Orsola per la produzione di energia elettrica.

Umbria 8.500.000 In esercizio

77


Ann

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13

2006 Teleriscaldamento COMUNE DI ZOLA

PREDOSA

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L.109/94 per la realizzazione di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private con il sistema del project-financing - CUP C71B06000110007.

Emilia-Romagna



LOMBARDORE

Individuazione di un soggetto promotore a cui affidare la realizzazione, gestione e concessione di una centrale a Biomassa, da 1 Kw el., integrata da rete ed impianto di teleriscaldamento.

Piemonte 6.500.000 Contratto

aggiudicato

2009 Impianto biogas COMUNE DI SASSARI

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione impianto di valorizzazione engergetica del biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica di scala erre, con il sistema del project financing. CIG: 0342837609.

Sardegna 5.245.284 Contratto rescisso

2012 Teleriscaldamento COMUNE DI FOSSALTA DI

PORTOGRUARO

Concessione di lavori di progettazione, costruzione e gestione di un impianto di teleriscaldamento. CIG 46767342FC - CUP I85J12000950008.

Veneto 5.187.318 Contratto

aggiudicato

2008 Impianto biomassa COMUNITÀ MONTANA

ALTO MOLISE DI AGNONE

Gara 03//2008 - Realizzazione gestione e concessione di una centrale a Biomassa, inferiore ai 1000 kw el., Integrata alla gestione degli impianti di depurazione e beni silvo-pastorali. CIG 02058198B7.

Molise 4.800.000 Contratto

aggiudicato

2008 Teleriscaldamento COMUNE DI VIGNOLA

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la concessione dell'intervento di realizzazione e gestione per 24 anni di un impianto di cogenerazione e teleriscaldamento al servizio del centro nuoto, di edifici scolastici e altre strutture pubbliche, con realizzazione di interventi di sistemazione e rifunzionalizzazione di via Libertà, con il sistema del project financing.

Emilia-Romagna

4.702.300 Esecuzione

lavori

2007 Teleriscaldamento COMUNE DI SAN MARTINO BUON

ALBERGO

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione e gestione di un impianto a biomasse (ligneo cellulosiche) con il sistema del project financing. CIG: 0085696E8F.


aggiudicato

2007 Impianto biogas TRAPANI SERVIZI SPA DI

TRAPANI

Servizio di smaltimento del biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della frazione organica dei RR.SS.UU. della discarica sita in Contrada Borranea nel Comune di Trapani tramite trasformazione in energia elettrica e realizzazione delle opere strumentali.

Sicilia 4.248.430 Esecuzione

lavori

78


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13

2009 Teleriscaldamento COMUNE DI ASSISI

Avviso di disponibilità alla realizzazione su iniziativa privata di una rete di teleriscaldamento a servizio di Assisi caoluogo alimentato da impianto di cogenerazione.


2007 Impianto biogas BELICE AMBIENTE SPA DI MAZARA DEL VALLO

Concessione di costruzione e gestione di un impianto di generazione di energia elettrica da biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della frazione.

Sicilia 3.830.000 In esercizio

2005 Teleriscaldamento COMUNE DI ESTE

Concessione per la progettazione esecutiva, costruzione e gestione di una rete di teleriscaldamento urbano a servizio dei comuni di Este e Ospedaletto Euganeo.

Veneto 3.740.778 In esercizio

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI LISSONE

Concessione di progettazione, costruzione e gestione del nuovo impianto di teleriscaldamento in cogenerazione all'interno del contratto di quartiere di Via G. Vittorio.

Lombardia 3.739.177 Contratto

aggiudicato

2009 Impianto biomassa COMUNITÀ MONTANA DI VILMINORE DI SCALVE

Invito a manifestare interesse relativamente alla progettazione, realizzazione e gestione di un impianto di cogenerazione a biomasse solide e solare termico e un impianto di cogenerazione a biogas reflui.


2009 Impianto biogas A.M.I.U. - AZIENDA

MULTISERVIZI IGIENE URBANA DI TRANI

Progettazione esecutiva, realizzazione e gestione per anni 15 di impianto sfruttamento energetico di biogas.

Puglia 3.200.000 Contratto

aggiudicato


BUTTIGLIERA ALTA Concessione della gestione del servizio di teleriscaldamento e cogenerazione.

Piemonte 3.000.000 Contratto rescisso

2013 Teleriscaldamento COMUNE DI FOPPOLO Concessione per la realizzazione e gestione della rete di teleriscaldamento in localita' Rovera di Foppolo.


2008 Impianto biogas ASCOLI SERVIZI

COMUNALI SURL DI ASCOLI PICENO

Affidamento della progettazione definitiva ed esecutiva, della realizzazione nonchè della gestione funzionale ed economica di un impianto di captazione, estrazione e sfruttamento con finalità di recupero energetico del biogas prodotto nella discarica per rifiuti non pericolosi in località Relluce del comune di Ascoli Piceno.

Marche 2.520.000 In esercizio

2008 Impianto biogas COMUNE DI

CAMPOBELLO DI MAZARA

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione e gestione di un impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto presso la discarica di contrada Campana Misiddi con il sistema del project financing.

Sicilia 2.199.057 In esercizio


SIA SRL UNIPERSONALE - SERVIZI

INTERCOMUNALI PER L'AMBIENTE DI CIRIÈ

Affidamento in concessione per la progettazione, la costruzione e la gestione di un impianto per lo sfruttamento energetico del biogas prodotto dalla discarica per rifiuti solidi urbani non pericolosi ubicata nel comune di Grosso - Loc. Vauda Grande.

Piemonte 2.091.658 In esercizio

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CONSORZIO SMALTIMENTO RIFIUTI

SOLIDI URBANI - BACINO NA/3 DI CASAMARCIANO

Concessione dello sfruttamento del biogas, mediante la progettazione , costruzione, installazione e gestione dell'impianto di congenerazione e di captazione, prodotto dalle discariche di Paenzano 1 e Paenzano 2 nel comune di Tufino, e dalla discarica di Pirucchi nel comune di Palma Campania.

Campania 1.910.891 In esercizio

2005 Impianto biogas COMUNE DI BRINDISI

Allestimento di un sistema integrato di gestione del biogas con finalità di recupero energetico - Discarica ubicata in contrada Autigno.

Puglia 1.636.180 In esercizio


TERRANUOVA BRACCIOLINI

Progettazione, esecuzione dei lavori di realizzazione e successiva gestione di un Impianto di teleriscaldamento a biomassa al servizio del plesso scolastico e sportivo nel Comune di Terranuova Bracciolini.

Toscana 1.622.700 In esercizio

2011 Teleriscaldamento AGUGLIANO SERVIZI SRL

DI AGUGLIANO

Gara per l'individuazione del soggetto concessionario a cui affidare la concessione della gestione del servizio di teleriscaldamento e trigenerazione.

Marche 1.478.237 Esecuzione

lavori

2012 Teleriscaldamento A.C.E.A. PINEROLESE INDUSTRIALE SPA DI

PINEROLO

Gara n. 259/2012 per la selezione dei soci privati di minoranza di ACEA Power SRL con attribuzione di specifici compiti operativi connessi alla gestione del servizio oggetto della società stessa di erogazione del servizio pubblico del teleriscaldamento - realizzazione del primo lotto - stralcio B - della rete del teleriscaldamento della città di Pinerolo - anni 2012 - 2015.

Piemonte 1.450.000 Contratto

aggiudicato


S.I.A. - SOCIETÀ IGIENE AMBIENTALE

CONSORTILE BACINO FG/4 ARL DI CERIGNOLA

Affidamento in concessione del servizio di captazione del biogas prodotto nella discarica rifiuti solidi urbani del Consorzio Bacino FG4 con recupero energetico e sistemazione finale della discarica.

Puglia 1.400.000 Contratto

aggiudicato

2008 Impianto biogas COMUNE DI GUBBIO

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione di un impianto per la captazione e sfruttamento energetico del biogas prodotto dalla discarica comprensoriale ubicata in località Colognola del comune di Gubbio, con il sistema del project financing.


2005 Impianto biogas ARFORMA SPA DI

BUSSOLENO

Concessione per la costruzione e la gestione di un impianto per lo sfruttamento energetico del biogas prodotto dalla discarica di prima categoria per rifiuti solidi urbani ed assimilati dell'Acsel Impianti Spa ubicata nel comune di Mattie, località Camposordo.


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2010 Impianto biogas COMUNE DI RAGUSA

Affidamento in concessione della progettazione definitiva ed esecutiva, direzione lavori, costruzione e gestione dell'impianto di captazione del biogas a fini energetici prodotti dalla vasca esaurita della discarica sub-comprensoriale per RSU per la durata di 15 anni.

Sicilia 1.167.500 Contratto

aggiudicato

2009 Teleriscaldamento COMUNE DI MATHI

Realizzazione nuova centrale termica a biomassa, posa rete di teleriscaldamento e gestione servizio - CUP C19D09000030004 - CIG 0375358180.


2012 Teleriscaldamento COMUNE DI SILLANO

Gara n. 01/2012 - Concessione di lavori di costruzione e gestione di un impianto di teleriscaldamento con cogenerazione elettrica a cippato di legna di origine forestale a servizio di utenze pubbliche e private. CUP J95F11000030003 - CIG 30250362AD.

Toscana 1.037.765 Contratto

aggiudicato

2008 Teleriscaldamento COMUNE DI POLVERARA

Affidamento, in concessione, per la realizzazione di un impianto di teleriscaldamento cittadino con successiva gestione del servizio pubblico di distribuzione, adduzione ed erogazione di energia termica.

Veneto 1.022.700 In esercizio

2007 Teleriscaldamento COMUNE DI SAN

GIOVANNI ILARIONE

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione e gestione di due impianti di coogenerazione ad oli vegetali con annesse reti di teleriscaldamento per immobili comunali con il sistema del project financing. CIG: 90715336EA.


aggiudicato

2007 Impianto biomassa COMUNE DI

ZERMEGHEDO

Costituzione società per azioni mista, pubblico privato, per realizzazione e gestione impianto produzione energia elettrica da biomasse. Selezione del socio privato di maggioranza.

Veneto 954.000 In esercizio

2002 Impianto biogas COMUNE DI PASIANO DI

PORDENONE

Vendita del biogas prodotto dalla discarica di 1°categoria sita in località Parussa, finalizzato allo sfruttamento per la produzione di energia elettrica mediante la realizzazione di un impianto e successiva commercializzazione di energia elettrica.

Friuli-Venezia Giulia

918.596 Contratto

aggiudicato

2012 Impianto biogas CONSORZIO

INTERCOMUNALE DI RIO MARSIGLIA DI CICAGNA

Concessione comprensiva di progettazione definitiva ed esecutiva, realizzazione e gestione impianto di sfruttamento a fini energetici del biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica di Rio Marsiglia.

Liguria 680.000 Contratto

aggiudicato

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI PIAZZA AL

SERCHIO

Gara n. 159/2010 - Realizzazione di un impianto di produzione di energia termica collegato ad una rete di teleriscaldamento e successiva gestione ventennale.

Toscana 673.968 In esercizio

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2007 Teleriscaldamento COMUNE DI CARCARE

Concessione della progettazione definitiva, esecutiva, della costruzione e della gestione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomassa di potenza 800 km. CUP: C35F06000040009.

Liguria 600.000 In esercizio

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI ZERI

Progettazione definitiva esecutiva per l'esecuzione dei lavori di realizzazione e la successiva gestione di impianto di teleriscaldamento di produzione energia e calore da Biomasse legnosa vergine per 15 anni.

Toscana 549.545 Esecuzione

lavori


LAMPORECCHIO

Concessione dei lavori di costruzione e gestione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse in località Centocampi.


2005 Teleriscaldamento COMUNITÀ MONTANA CUSIO MOTTARONE DI

OMEGNA

Concessione di costruzione e gestione di un impianto di teleriscaldamento a scarti legnosi cippati a servizio del centro polisportivo comunale di Bagnella e di edificio limitrofo ad uso abitativo nel comune di Omegna.

Piemonte 400.000 In esercizio

2007 Teleriscaldamento COMUNE DI PIOBESI

TORINESE

Gara ai sensi dell'art. 37 quater della L. 109/94 per la realizzazione dell'impianto di cogenerazione e teleriscaldamento per la centralizzazione degli impianti comunali, con il sistema del project financing.

Piemonte 302.030 In esercizio

2012 Teleriscaldamento COMUNE DI CASOLA IN

LUNIGIANA

Concessione di lavori pubblici per la realizzazione di un impianto di teleriscaldamento a biomasse di origine vegetale.


2009 Teleriscaldamento COMUNE DI STAZZEMA

Concessione del servizio di gestione dell'impanto di teleriscaldamento alimentato a Cippato di origine forestale nelle frazioni di Pruno e Volegno.


2008 Impianto biogas COMUNITÀ MONTANA

DELLA VALLE DEL BOITE DI BORCA DI CADORE

Concessione biogas prodotto dalla discarica di RU di Pies de Ra Mognes in comune di Cortina d'Ampezzo. CIG 015704801C.

Veneto 140.400 In esercizio

2009 Teleriscaldamento COMUNITÀ MONTANA

MONTAGNA FIORENTINA DI RUFINA

Affidamento della concessione di gestione dell'impianto di teleriscaldamento a biomassa in località Pomino


2010 Teleriscaldamento COMUNITÀ MONTANA

MONTAGNA FIORENTINA DI RUFINA

Affidamento in concessione della gestione dell'impianto di teleriscaldamento a biomassa in località Castagno D'Andrea.

Toscana 100.000 Contratto rescisso

2013 Impianto biomassa COMUNE DI BAGNONE

Bando per la assegnazione in diritto di superficie del lotto compreso all'interno della zona ad uso attività produttive da attuarsi nell'area di proprietà comunale Saldame vincolato alla realizzazione di un impianto per la produzione di energia elettrica e termica prodotte da biomassa forestale/legnosa, proveniente da filiera corta, di potenza inferiore ad 1 MW elettrico.

Toscana 100.000 Gara in corso

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2002 Impianto biogas CONSORZIO BACINO

SALERNO 2 DI SALERNO

Affidamento della progettazione realizzazione e gestione biogas da cedere all'Enel, da realizzare presso l'impianto di smaltimento R.S.U., Sardone di Giffoni Valle Piana.

Campania ND In esercizio


GRUGLIASCO

Selezione di un socio privato di minoranza della costituenda Spa pubblica ex art. 113 D.L.vo 267/2000 per affidamento della gestione del servizio di teleriscaldamento della città.

Piemonte ND In esercizio

2005 Impianto biogas AZIENDA SPECIALE AMICA DI FOGGIA

Affidamento in concessione del recupero energetico del biogas c/o la discarica sita in località passo Breccioso - Borgo Tavernola.

Puglia ND In esercizio

2006 Teleriscaldamento COMUNE DI FOSSANO

Indagine esplorativa per l'individuazione del soggetto a cui rilasciare la concessione per l'occupazione di suolo pubblico finalizzata alla realizzazione del teleriscaldamento.

Piemonte ND In esercizio

2007 Impianto biogas COMUNITÀ MONTANA

ALTO E MEDIO METAURO DI URBANIA

Affidamento in concessione del recupero energetico del biogas prodotto discarica di Cà Lucuio in Comune di Urbino.

Marche ND In esercizio

2009 Teleriscaldamento COMUNE DI GAIS

Concessione per la realizzazione delle reti e degli impianti relativi all'erogazione di servizio di teleriscaldamento nel Comune di Gais.

Trentino-Alto Adige

ND In esercizio

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI PISTOIA Affidamento della concessione di gestione dell'impianto di teleriscaldamento a biomassa.

Toscana ND In esercizio

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI CINISELLO

BALSAMO

Progettazione, costruzione e gestione di impianto/i per l'erogazione del servizio pubblico di teleriscaldamento e cogenerazione.

Lombardia ND In esercizio

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI BRA

Concessione del suolo e del sottosuolo comunale per la posa delle reti, degli impianti e delle infrastrutture relativi all'erogazione del servizio di teleriscaldamento nella città di Bra (Cn).

Piemonte ND Contratto

aggiudicato

2010 Teleriscaldamento COMUNE DI BARBERINO

VAL D'ELSA

Affidamento in concessione della gestione dell'impianto di teleriscaldamento a biomassa in località Prumiano.



CAMPORGIANO

Servizio di gestione ventennale di un impianto di produzione di energia termica collegato ad una rete di teleriscaldamento comprensiva di cofinanziamento, progettazione esecutiva, realizzazione e proseguimento dell'istruttoria del progetto sul bando gal identificato come 'Asse 4 Metodo Leader PSR 2007-2013'.



CASTEGNATO

Affidamento in concessione della gestione dell'impianto di teleriscaldamento con centrale di cogenerazione.

Lombardia ND In esercizio

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2012 Impianto biomassa COMUNE DI CASALETTO

SPARTANO

Manifestazione di interesse per l'individuazione di società idonee alla costruzione, manutenzione e gestione di impianti di produzione di energia elettrica da Fonti Energetiche Rinnovabili: biomassa.

Campania ND Contratto

aggiudicato

2012 Impianto biomassa COMUNE DI

ROCCABRUNA

Concessione di un lotto nel nuovo PIP dell'area PN1 del P.R.G.C. per la realizzazione e gestione di un impianto di gassificazione a biomasse da legna vergine ad alto rendimento della potenza massima di 1 Mw.

Piemonte ND Contratto

aggiudicato

2012 Impianto biomassa COMUNE DI STAZZANO

Costituzione di diritto di superficie su sedimi comunali per la realizzazione e gestione di un impianto privato di generazione elettrica da fonti di energie rinnovabili alimentato a biomassa.

Piemonte ND Gara in corso

2012 Impianto biomassa COMUNE DI VIGNOLE

BORBERA

Affidamento in concessione del diritto di superficie su sedimi comunali finalizzato ad un impianto privato di generazione elettrica da fonti rinnovabili alimentato a biomassa.

Piemonte ND Gara in corso

2013 Impianto biogas IRPINIAMBIENTE SPA DI

AVELLINO

Manifestazione d'interesse per l'individuazione di operatori economici, aventi idonei requisiti, interessati a definire un'associazione in partecipazione ai sensi dell'art. 2549 e segg. del Codice Civile per lo sfruttamento e valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica di Savignano Irpino (AV).

Campania ND Contratto

aggiudicato

2013 Impianto biomassa COMUNE DI TITO

Invito alla manifestazione di interesse per la realizzazione e gestione di un impianto di cogenerazione alimentato a biomasse su area di proprietà comunale.

Basilicata ND Gara in corso


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2.2.8. Le schede di dettaglio delle iniziative di PPP di importo pari o superiore a 5 milioni di euro In questa parte del manuale vengono presentati i principali dati delle singole iniziative di PPP per il teleriscaldamento e per la realizzazione di impianti a bioenergie di importo pari o superiore a 5 milioni di euro censite dall’Osservatorio Nazionale tra gennaio 2002 e giugno 2013.

BRIANZA ENERGIA SPA

Committente Brianza Energia Spa RUP Ing. Giorgio Tominetti - Telefono 036239131, Fax 0362391390, e-mail

[email protected] Concessionario Promotore: ATI Unieco-Sadelmi Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione di un impianto per la produzione ed erogazione di energia elettrica e

calore per il teleriscaldamento recuperati dalla combustione di rifiuti trattati Luogo di esecuzione Desio (MB) Stato di avanzamento Gara in corso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2008 Agosto 08 Termine presentazione domanda/offerta 2008 Settembre 22 Aggiudicazione Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione

QUANTITA' ED ENTITA' DEL CONTRATTO (previsti nel bando di gara)

Importo complessivo 82.338.600 euro Importo complessivo presunto dell’investimento per la realizzazione dell’impianto

Corrispettivo per il concessionario Canone di locazione annuo che verrà erogato dal Concedente per l’affitto dell’opera/impianto realizzato

Corrispettivo per il concedente Durata concessione

ELEMENTI DI VALUTAZIONE (previsti nel bando di gara)

Valore tecnico e prestazioni ambientali 35 punti

Esecuzione lavori 5 punti

Manutenzione e gestione del servizio 10 punti

Redditività dell’impianto 15 punti

Costo e durata canone di locazione 20 punti

Contenuti della bozza di convenzione e del contratto di affitto dell’azienda

15 punti

85

Azienda Ospedaliero Universitaria Santa Maria della Misericordia di Udine

Committente Azienda Ospedaliero Universitaria Santa Maria della Misericordia di Udine RUP Dott.ssa Paola Asquini - Telefono 0432554778, Fax 0432554483, e-mail

[email protected] Concessionario ATI Siram Spa, Rizzani De Eccher Spa, Ar.Co Lavori e Cpl Lavori

Società di progetto: Aton per il progetto Srl Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Costruzione e gestione di una centrale tecnologica, di un impianto di cogenerazione, di

cunicoli tecnologici e del centro di servizi e laboratori per l’Azienda Ospedaliero Universitaria, nonché di una rete di teleriscaldamento verso altre utenze

Luogo di esecuzione Udine Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2007 Novembre 11 Termine presentazione domanda/offerta 2008 Marzo 03 Aggiudicazione 2009 Stipula contratto 2009 Ottobre 06 Inizio lavori 2010 Ottobre Fine lavori In corso i lavori per il completamento della rete di teleriscaldamento Inizio gestione 2012 Dicembre 21


Importo complessivo investimento 60.000.000 euro Importo complessivo presunto dell’investimento per la realizzazione dell’impianto

Corrispettivo per il concessionario 24.222.978 euro Contributo pubblico per il raggiungimento dell’equilibrio economico finanziario, a cui vanno aggiunti i canoni annui per i servizi offerti

Corrispettivo per il concedente Corrispettivo per la cessione del diritto di superficie delle aree ospedaliere e un canone annuo di concessione per l’uso del sottosuolo pubblico

Durata concessione 30 anni Durata massima


Valore tecnico, estetico ed ambientale 50 punti

Esecuzione lavori e durata concessione 5 punti


Redditività 3 punti

Prezzo 17 punti

ribasso sui corrispettivi per la gestione dei servizi nella fase transitoria

5 punti

ribasso sui canoni di gestione dei servizi “a regime” e modalità di aggiornamento ed adeguamento canoni stessi

10 punti

ribasso sul contributo in conto capitale 2 punti

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COMUNE DI NOVARA

Committente Comune di Novara RUP Arch. Roberto Guasco - Telefono 03213703202, Fax 03213703250, e-mail

[email protected] Concessionario ATI Pessina Costruzioni Spa e ASM Brescia Spa

Società di progetto: ASM Novara Spa Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione della rete di teleriscaldamento della città di Novara. Fase 1 con

impegno a realizzare le fasi successive. Luogo di esecuzione Novara Stato di avanzamento La società di progetto è in liquidazione ed è stata richiesta la rescissione del contratto

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2006 Maggio 12 Termine presentazione domanda/offerta 2006 Luglio 07 Aggiudicazione 2006 Luglio 13 Stipula contratto 2006 Dicembre 20 Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione


Importo complessivo investimento 45.237.550 euro Importo complessivo presunto dell’investimento

Corrispettivo per il concessionario Diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente tutte le opere e/o impianti realizzati

Corrispettivo per il concedente

Canone annuo, relativo agli importi derivanti dalla percentuale offerta e non inferiore allo 0,1%, calcolata sul documentato fatturato riguardante tutte le utenze private, da versare all’Amministrazione comunale sul capitolo “Fondo Ambientale”.

Durata concessione 41 anni





Referenze ed esperienza 20 punti

Redditività 6 punti

Fondo Ambientale 6 punti

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Azienda Multiservizi e d’Igiene Urbana Genova SpA

Committente Azienda Multiservizi e d’Igiene Urbana Genova SpA RUP Ing. Carlo Sacco e Dott. Ferdinando Costa - Telefono 0105584458-426, Fax 0105584451-

456 Concessionario Asja Ambiente Italia Spa Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione delle opere di ampliamento ed adeguamento dell’impianto di captazione

del biogas esistente, finalizzate alla messa in sicurezza della discarica ed alla valorizzazione energetica del biogas.

Luogo di esecuzione Genova Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2004 Maggio 25 Termine presentazione domanda/offerta 2004 Giugno 09 Aggiudicazione 2005 Gennaio 14 Stipula contratto 2005 marzo 22 Inizio lavori 2005 Giugno 28 Fine lavori 2007 Dicembre 15 Inizio gestione 2006 Gennaio



Corrispettivo per il concessionario

Diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente tutte le opere e/o impianti realizzati fatte salve le royalties previste in favore di AMIU Genova SpA

Corrispettivo per il concedente Royalties in favore di AMIU Genova SpA Durata concessione





Prezzo (% riconosciuta ad AMIU Genova Spa per lo sfruttamento del biogas)

30 punti

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COMUNE DI RIMINI

Committente Comune di Rimini RUP Dott. Federico Placucci - Telefono 0541704311, Fax 054154290, e-mail

[email protected] Concessionario ATI Gruppo Società Gas Rimini SpA e C.B.R. Cooperativa Braccianti Riminese Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Gestione del servizio di teleriscaldamento, per la durata di anni trenta, nonché il

potenziamento ed estendimento, dei due impianti di teleriscaldamento esistenti (impianto al servizio del P.E.E.P. Marecchiese e impianto al servizio del P.E.E.P. Viserba) e la costruzione e gestione del nuovo impianto al servizio del nuovo P.E.E.P. Gaiofana.

Luogo di esecuzione Rimini Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2009 Dicembre 21 Termine presentazione domanda/offerta 2010 Febbraio 05 Aggiudicazione 2010 Maggio 17 Stipula contratto 2010 Ottobre Inizio lavori 2011 Agosto Fine lavori Lavori in corso Inizio gestione 2010 Ottobre


Importo complessivo 32.464.900 euro

Importo complessivo presunto di cui 2.200.000,00 per la realizzazione dell’impianto a servizio del PEEP Gaiofana


Proventi di cui agli Artt. “9 – Condizioni economiche. Remunerazione del Gestore” e “10 – Condizioni economiche. Oneri a carico degli utenti e del Comune di Rimini” del Contratto di servizio

Corrispettivo per il concedente Indennizzi di cui all’art. 8 “Condizioni economiche. Oneri a carico del Gestore“ del Contratto di servizio



Prezzo più basso 100 punti

al concorrente che proporrà il prezzo più basso rispetto al valore posto come base d’asta dal bando pari a 90,00 €/MWht relativamente alla quota proporzionale della tariffa calore, e, agli altri concorrenti un punteggio proporzionale

80 punti

al concorrente che proporrà il prezzo più basso rispetto al valore posto come base d’asta dal bando pari ad 2.200.000,00 euro relativamente alla progettazione e realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento a servizio del P.E.E.P. Gaiofana e, agli altri concorrenti un punteggio proporzionale

20 punti

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Ecotermica Primiero Spa di Fiera di Primiero

Committente Ecotermica Primiero Spa di Fiera di Primiero RUP Maurizio Simion - Telefono 0439763422, Fax 0439763413, e-mail

[email protected] Partner privato-Socio d’opera ATI Atzwanger Spa e Consorzio Lavoro Ambiente Società Cooperativa, C.C.C. Consorzio

Cooperative Costruzioni Tipo contratto Altre gare di PPP - Società mista Descrizione intervento Individuazione di un partner privato-socio d’opera di Ecotermica Primiero SpA cui assegnare il

51% delle azioni e cui affidare: i. la costruzione di una centrale di teleriscaldamento alimentata principalmente a

biomassa dotata di cogenerazione elettrica presso il Comune di Transacqua; ii. la creazione di una rete di teleriscaldamento a servizio dei Comuni di Fiera di

Primiero, Imer, Mezzano, Siror, Tonadico e Transacqua; iii. l’installazione di sottocentrali (scambiatori di calore); iv. l’avviamento dell’impianto e la prestazione di assistenza a Ecotermica Primiero

SpA nella gestione tecnica e nella manutenzione dello stesso. Luogo di esecuzione Fiera di Primiero, Imer, Mezzano, Siror, Tonadico e Transacqua Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2009 Agosto 07 Termine presentazione domanda/offerta 2010 Febbraio 05 Aggiudicazione 2009 Novembre 05 Stipula contratto 2010 Febbraio 08 Inizio lavori 2010 Febbraio 15 Fine lavori 2013 In corso completamento lavori Inizio gestione 2010 Dicembre 15


Importo complessivo 26.828.890 euro Importo complessivo presunto dell’investimento


Offerta tecnica 50 punti

soluzioni tecnologiche innovative in relazione ai consumi energetici 5 punti valutazione know how su realizzazione impianti affini 5 punti migliorie che consentano minori costi di gestione e manutenzione 10 punti miglioramento dei parametri di emissione compreso di piano di monitoraggio, finalizzato alla comparazione della qualità dell’aria nella valle di Primiero prima e dopo l’entrata in funzione dell’impianto di teleriscaldamento

10 punti

polizze assicurative adeguate alla copertura dei rischi in capo al socio d’opera

10 punti

miglior tempistica sui tempi di realizzazione e modalità esecutive della centrale termica e della rete di teleriscaldamento

10 punti

Offerta economica 50 Punti ribasso percentuale migliore rispetto all’importo totale a base d’asta 25 punti Impegno a trovare un prestito soci pari a 18.000.000,00 euro a 15+2 anni con interesse a tasso fisso pari al 3% annuo ovvero con un interesse a tasso variabile annuo pari a 0,7% oltre all’EURIBOR a sei mesi divisore 365, e in misura proporzionalmente minore agli altri concorrenti.

25 punti

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COMUNE DI VALTOURNENCHE

Committente Comune di Valtournenche RUP Arch. Cristina Benzo - Telefono 0166946812, Fax 0166946839, e-mail

[email protected] Concessionario Metanalpi Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a gara unica Descrizione intervento Costruzione e gestione di un impianto di generazione combinata di energia termica ed elettrica

per alimentare una nuova rete di teleriscaldamento urbano nella frazione Breuil Cervinia Valtournenche.

Luogo di esecuzione Valtournenche (Ao) Stato di avanzamento Lavori in corso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2009 Marzo 20 Termine presentazione domanda/offerta 2009 Giugno 15 Aggiudicazione 2009 Stipula contratto 2012 Giugno 29 Inizio lavori 2013 Fine lavori Inizio gestione




- Gestione economica dell’impianto di cogenerazione e del sistema di teleriscaldamento per l’intera durata della concessione;

- Finanziamenti derivanti dalla gestione di eventuali servizi aggiuntivi;

- Eventuali altri introiti riconosciuti dalla legislazione vigente.

Corrispettivo per il concedente Durata concessione 30 anni A partire dall’allacciamento della prima utenza



Valutazione Tecnica delle offerte 54 punti Qualità del progetto architettonico della centrale 11 punti Qualità del progetto tecnologico 20 punti Utilizzo anche di Fonti Energetiche Rinnovabili 6 punti Qualità e livello di emissioni inquinanti 12 punti Tempo di realizzazione dell’opera 5 punti

Aspetti gestionali 10 punti Modalità di gestione dell’impianto 7 punti Costruzione delle tariffe e meccanismi di aggiornamento (kWh termico)

3 punti

Contenuto e clausole della bozza di convenzione e del contratto per la vendita di calore

6 punti

Contenuto e clausole della bozza di convenzione 3 punti Contenuto e clausole del contratto per la vendita di calore 3 punti

Contenuto della bozza della "Carta dei servizi per gli utenti 3 punti

Offerta economica 27 punti Piano economico - finanziario 27 punti

Tariffe: Prezzo del kWh termico applicato alle utenze del Comune di Valtournenche 3 punti

Tariffe: Prezzo del kWh termico applicato all’utenza ordinaria 7 punti

Costi di gestione e costi manutenzione 4 punti Canone a favore dell’Amministrazione comunale 4 punti Corrispettivo per l’interessenza per l’Amministrazione comunale

4 punti

Quote fisse per impegno di potenza installata 3 punti Contributo di allacciamento a carico delle utenze 2 punti

91

COMUNE DI CHIVASSO

Committente Comune di Chivasso RUP Arch. Adriano Bosio - Telefono 0119115401, Fax 0119115444 Concessionario Enerchivasso SpA Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione rete di teleriscaldamento Città di Chivasso Luogo di esecuzione Chivasso (To) Stato di avanzamento Lavori in corso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2006 Agosto 02 Termine presentazione domanda/offerta 2006 Settembre 29 Aggiudicazione 2006 Stipula contratto 2007 Maggio 09 Inizio lavori 2008 Settembre 15 Fine lavori 2009 Giugno 30 Inizio gestione




Corrispettivo per il concedente Canone annuo Durata concessione 30 anni





Struttura della tariffa, in relazione alle varianti migliorative proposte

8 punti

Canone da versare al Comune di cui all’art. 7 della bozza di convenzione

20 punti

92

COMUNE DI MONTICHIARI

Committente Comune di Montichiari RUP Dott.ssa Giovanna Tomasoni - Telefono 0309656295, Fax 0309656295, e-mail

[email protected] Concessionario A2A SpA Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione di un sistema di teleriscaldamento cittadino con centrale di

cogenerazione per la produzione di energia termica ed elettrica, al servizio degli immobili di proprietà pubblica e privata.

Luogo di esecuzione Montichiari (Bs) Stato di avanzamento Gara aggiudicata

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2008 Gennaio 01 Termine presentazione domanda/offerta 2008 Aprile 11 Aggiudicazione 2009 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione




Corrispettivo per il concedente Durata concessione 25 anni


Offerta tecnica 60 punti Valore tecnico, estetico ed ambientale 15 punti Criteri di aggiornamento della tariffa 5 punti Esperienze acquisita in progetti analoghi 15 punti Interventi per la riduzione di consumi energetici e dell’impatto ambientale

10 punti

Manutenzione e gestione del servizio 15 punti Offerta economica 40 punti

Tariffa dell’energia termica 15 punti Durata della concessione 10 punti Contributo di allacciamento (quota fissa) 9 punti Contributo di allacciamento (quota variabile) 6 punti

93

COMUNE DI VICO CANAVESE

Committente Comune di Vico Canavese RUP Geom. Gianluca Ossola - Telefono 0125795810, Fax 012574301, e-mail

[email protected] Partner privato Tipo contratto Altre gare di PPP - Società mista Descrizione intervento L’Amministrazione aggiudicatrice:

- cede a soggetto terzo la quota di partecipazione attualmente detenuta dal Comune di Vico Canavese nella “Vico Energia Srl”, pari a nominali euro 6.000 corrispondente al 60% del capitale sociale; - cede a soggetto terzo, in nome e per conto del Consorzio ASA di Castellamonte (TO), la quota di partecipazione attualmente detenuta dal Consorzio nella “Vico Energia Srl”, pari a nominali euro 4.000, corrispondente al 40% del capitale sociale; - aggiudica, contestualmente, il servizio di “realizzazione” e gestione degli impianti e della rete di teleriscaldamento sul territorio comunale finalizzata all’erogazione del servizio di fornitura di calore agli utenti, nonché la gestione del servizio di teleriscaldamento, in conformità alla Convenzione sottoscritta tra Comune e Vico Energia Srl in data 30.5.2006 ed alla successiva Convenzione sottoscritta tra Comune e Vico Energia Srl in data 29.5.2009, nonché agli atti deliberativi comunali intervenuti ed, altresì, in conformità all’Accordo transattivo sottoscritto in data 11-12.7.2012 tra Comune di Vico Canavese, Consorzio ASA e Vico Energia S.r.l..

Luogo di esecuzione Vico Canavese (To) Stato di avanzamento Gara in corso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2013 Maggio 22 Termine presentazione domanda/offerta 2013 Luglio 03 Aggiudicazione Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione


Importo complessivo investimento 11.246.854 Euro Importo presunto indicativo del servizio per l’intera durata del contratto

Durata contrattuale 41 anni Durata pari a 492 mesi dall’aggiudicazione del contratto


Corrispettivo/costo dei servizi 20 punti

Qualità del servizio 30 punti

Prezzo offerto per l’acquisto della totalità (100%) delle quote di partecipazione

50 punti

94

COMUNE DI BUSTO GAROLFO

Committente Comune di Busto Garolfo RUP Arch. Giuseppe Sanguedolce - Telefono 0331562011, Fax 0331568703, e-mail

[email protected] Concessionario T.E.S.I. Srl Tipo contratto Concessione di servizi Descrizione intervento Concessione del servizio pubblico di distribuzione dell’energia termica per mezzo di rete di

teleriscaldamento prodotta da centrale di cogenerazione, nel territorio del Comune di Busto Garolfo. Il servizio consiste nella produzione e trasporto dell’energia termica attraverso rete condotte per la consegna ai clienti e si articola nelle seguenti attività principali:

- manutenzione ordinaria; - manutenzione straordinaria; - rinnovo, sviluppo e potenziamento degli impianti di produzione e distribuzione; - allacciamento dei clienti finali alla rete teleriscaldamento e attività connesse; - attività di misura, ovvero posa, manutenzione, verifica e lettura del contatore di energia termica

dei clienti finali; - servizio di pronto intervento, ovvero tempestiva ed efficace gestione delle emergenze.

Luogo di esecuzione Busto Garolfo (Mi) Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2011 Novembre 30 Termine presentazione domanda/offerta 2012 Gennaio 09 Aggiudicazione 2012 Febbraio 14 Stipula contratto 2013 Maggio 13 Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione 2012 Dicembre 12


Importo complessivo investimento 10.350.000 euro Importo stimato del contratto pari alla somma dei ricavi previsti nei 30 anni di affidamento

Corrispettivo per il concessionario Proventi, posti a carico degli utenti, derivanti dalla gestione del servizio di distribuzione

Corrispettivo per il concedente 717.955,06 euro

Rimborso valore residuo industriale degli impianti (canone di concessione) di cui: - 615.844,50 euro, quale importo una tantum (valore

di indennizzo - V.I.R), posto come base d’asta dal bando aumentato della percentuale offerta;

- 102.110,56 euro (oltre iva), quale importo una tantum, a titolo di diritto di superficie trentennale;

- canone annuale aumentato della percentuale in rialzo sulla base di gara

Durata concessione 30 anni A partire dalla consegna degli impianti


Offerta tecnica 70 punti Maggior incremento di potenza termica espresso in kW della centrale di cogenerazione 15 punti

Minore tempistica entro la quale l’ incremento di potenza termica della centrale di cogenerazione verrà realizzato a partire dalla data di consegna degli impianti

35 punti

Migliori tecnologie per la massima riduzione delle emissioni sonore ed aeriformi della centrale di cogenerazione 5 punti

Minor tempo di allacciamento alle utenze di: Palazzo Municipio - Piazza Diaz, 1; Scuole Don Mentasti – Via Pascoli; Casa di Riposo Via A. di Dio; Caserma Carabinieri Busto Garolfo; Alloggi Edilizia Residenziale Pubblica Via A. di Dio

15 punti

Offerta economica 30 punti Percentuale più alta di aumento rispetto al valore di indennizzo ( V.I.R) 5 punti Percentuale più alta di aumento rispetto al valore percentuale del contributo annuale base del 3% di cui al punto 4.1 del Regolamento Comunale per la realizzazione di reti di teleriscaldamento su suolo pubblico

10 punti

Valore più basso del prezzo dell’energia termica assunto quale base l’attuale prezzo dell’energia di termica praticata e pari a 98,00 €/Mw 5 punti

Il valore in €/Mw che il concorrente ritiene di offrire dovrà inoltre essere definito e ricavato con la formula monomia A.I.R.U. e con l’esplicitazione di tutti i parametri occorrenti alla sua determinazione e che il concorrente ritiene di utilizzare

Percentuale di ribasso maggiore al prezzo dell’energia termica applicabile alle utenze pubbliche rispetto a quanto offerto al punto precedente 10 punti

95

Comunità Montana Alta Valle Arroscia di Pieve di Teco

Committente Comunità Montana Alta Valle Arroscia di Pieve di Teco RUP Dott. Eligio Bertone - Telefono 0183362789, Fax 0183366528, e-mail [email protected] Concessionario ATI FEN Energia SpA e Energy Recuperator SpA

Società di Progetto: Seava Srl Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Costruzione e gestione di un impianto di cogenerazione e distribuzione di calore in

teleriscaldamento alimentato da biomasse di origine agro-forestale. Luogo di esecuzione Pieve di Teco (Im) Stato di avanzamento Lavori sospesi

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2003 Agosto 13 Termine presentazione domanda/offerta 2003 Ottobre 03 Aggiudicazione 2005 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione



Corrispettivo per il concessionario 3.015.072 euro Contributo pubblico

Corrispettivo per il concedente Canone annuo Durata concessione 30 anni


Qualità tecnica ed affidabilità 20 punti



Rendimento impianti 5 punti

Proposte di varianti 5 punti

Prezzo 10 Punti

Canone di concessione 10 punti

96

Agrorinasce Scrl Agenzia per l'innovazione, lo sviluppo e la sicurezza del territorio di San Cipriano d'Aversa

Committente Agrorinasce Scrl Agenzia per l'innovazione, lo sviluppo e la sicurezza del territorio di San Cipriano d'Aversa

RUP Ing. Giovan Battista Pasquariello - Telefono 0818923034, Fax 0818160091, e-mail [email protected]

Concessionario INTERCANTIERI VITTADELLO S.P.A. Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a gara unica Descrizione intervento Costruzione e gestione di un impianto di biogas su un bene confiscato alla camorra ubicato in

S.Maria la Fossa (Ce), località Ferrandelle Luogo di esecuzione Santa Maria la Fossa (Ce) Stato di avanzamento Gara aggiudicata

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2013 Febbraio 28 Termine presentazione domanda/offerta 2013 Aprile 15 Aggiudicazione 2013 Maggio 02 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione




Corrispettivo per il concedente Canone annuo Durata concessione 20 anni Durata massima della concessione


Offerta tecnica 60 punti Valenza ambientale, urbanistica e costruttiva dell'opera 25 Punti Rete di estrazione del biogas e recupero energetico del biogas 15 punti Garanzie contrattuali offerte, piano economico-finanziario e costi di gestione

20 punti

Offerta economica 40 punti Valore in euro del minimo annuale riconosciuto alla stazione appaltante a titolo di canone concessorio, pari o superiore al minimo previsto dalla lex specialis

15 punti

quota di energia ceduta e/o valore equipollente economico alla ceduta alla stazione appaltante per ogni MWh prodotto, pari o superiore al minimo complessivo previsto dalla lex specialis

15 punti

Tempi di esecuzione ed ultimazione dei lavori 10 punti

97

COMUNE DI ACQUI TERME

Committente Comune di Acqui Terme RUP Ing. Antonio Oddone e Geom. Foglino - Telefono 0144770238, e-mail

[email protected] Concessionario ATI A2A SpA e EGEA SpA

Società di Progetto: Acqui Energia SpA Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione del sistema di teleriscaldamento con annesso polo tecnologico che

sostanzialmente si esplica nella realizzazione di una nuova centrale di cogenerazione e teleriscaldamento per la produzione combinata di energia elettrica e calore e l’ampliamento della rete di teleriscaldamento urbano della città.

Luogo di esecuzione Acqui Terme (Al) Stato di avanzamento Lavori in corso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2008 Luglio 11 Termine presentazione domanda/offerta 2008 Settembre 12 Aggiudicazione 2008 Novembre 11 Stipula contratto 2009 Maggio 09 Inizio lavori 2009 Aprile 30 Fine lavori Lavori in corso Inizio gestione 2009 Maggio 30




Corrispettivo per il concedente

Durata concessione 30 anni Durata massima della concessione, indicata dal Concessionario in sede di gara





Referenze e garanzie 10 punti

Rendimento 15 punti

Criteri aggiornamento tariffa 15 punti

Offerta economica 5 punti

98

Valle Umbra Servizi Spa di Spoleto

Committente Valle Umbra Servizi Spa di Spoleto RUP Ing. Loredana Lattanzi - Telefono 0743231132, Fax 0743202015, e-mail

[email protected] Concessionario Asja Ambiente Italia SpA Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Costruzione e gestione dell’impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla

fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la discarica sita in Comune di Spoleto, località Sant’Orsola per la produzione di energia elettrica.

Luogo di esecuzione Spoleto (Pg) Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2007 Luglio 07 Termine presentazione domanda/offerta 2007 Settembre 10 Aggiudicazione 2007 Ottobre 05 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori 2010 Inizio gestione 2010




Corrispettivo per il concedente Canoni annui di “concessione” e di “produzione” Durata concessione 9 anni


Valore tecnico, estetico e ambientale 20 punti



Valore economico del "Canone di Concessione" annuo

30 punti

Valore economico del "Canone di produzione" 30 punti

99

COMUNE DI ZOLA PREDOSA (per i dettagli cfr. Capitolo 3.3.)

Committente Comune di Zola Predosa RUP Arch. Anna Maria Tudisco - Telefono 0516161767, Fax 0516161761, e-mail

[email protected] Concessionario ATI S.I.M.E. SOCIETA' IMPIANTI METANO SPA, CO.AR.CO. SRL e SIME ENERGIA SRL. Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con

cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia termica a servizio di utenze pubbliche e private del comune di Zola Predosa

Luogo di esecuzione Zola Predosa (Bo) Stato di avanzamento In esercizio

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2006 Giugno 21 Termine presentazione domanda/offerta 2006 Agosto 23 Aggiudicazione 2007 Febbraio 05 Stipula contratto 2007 Aprile 04 Inizio lavori 2007 Fine lavori 2008 Inizio gestione 2008



Corrispettivo per il concessionario Diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente tutti i lavori, le opere e/o impianti realizzati

Corrispettivo per il concedente 5.000 euro

Canone annuo per la locazione dell’area su cui insisterà la centrale di cogenerazione e teleriscaldamento. Tale canone dovrà essere corrisposto, a partire dalla data del verbale di consegna delle aree, per l’intera durata della concessione



Qualità tecnica, estetica e paesaggistica dell’impianto e delle strutture

20 punti


Congruità delle modifiche proposte al progetto preliminare per il miglioramento del TIR

30 punti

Valutazione economica dello sconto rispetto al sistema tariffario di vendita del calore

35 punti

100

COMUNE DI LOMBARDONE

Committente Comune di Lombardone RUP Geom. Luciana Mellano - Telefono 0119956101, Fax 0119956036 Concessionario ATI Energy Recuperator SpA e S.I.T.

Società di progetto: C. Energia Srl Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Costruzione e gestione di una centrale a biomassa legnosa della potenza di 1 kw el., per la

produzione di energia elettrica da immettere nella rete elettrica nazionale secondo le disposizioni e relative procedure approvate, ai sensi dell’articolo 11 comma 1 del DM 24/10/2005, dal Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto col Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, con Decreto del 21/12/2007.

Luogo di esecuzione Lombardone Stato di avanzamento Gara aggiudicata

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2010 Maggio 12 Termine presentazione domanda/offerta 2010 Giugno 22 Aggiudicazione 2010 Agosto 6 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione




Corrispettivo per il concedente 30.000 euro Valore minimo del diritto di superficie per l’intera durata della concessione




Integrazione gestione impianti di teleriscaldamento, centrale

10 punti

Progetto relativo alla costruzione e gestione degli impianti di teleriscaldamento

25 punti

Progetto relativo alla centrale di produzione di energia elettrica l’impatto ambientale provocato dalla costruzione della centrale

15 punti


Reperimento materiale ( priorità utilizzo legname proveniente dal comune 5 e zone limitrofe)

5 punti


Valore dell’investimento 10 punti Maggiore incremento offerto sul valore base del diritto di superficie

10 punti

Sviluppo di un piano della comunicazione rispetto all’iniziativa (conferenze, meeting, evidenza dell’iniziativa su riviste e quotidiani…)

10 punti

101

COMUNE DI SASSARI

Committente Comune di Sassari RUP Settore appalti e patrimonio - Telefono 0792279910, Fax 0792279900 Concessionario Ladurner Spa Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata a doppia gara Descrizione intervento Costruzione e gestione di un impianto di valorizzazione energetica del biogas prodotto dalla

fermentazione anaerobica della componente organica dei rifiuti depositati presso la di scarica di Scala Erre.

Luogo di esecuzione Sassari Stato di avanzamento Contratto rescisso

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2009 Luglio 08 Termine presentazione domanda/offerta 2009 Settembre 22 Aggiudicazione 2010 Marzo 29 Stipula contratto 2010 Giugno 30 Inizio lavori 2010 Fine lavori 2010 Dicembre 31 Inizio gestione 2010 Dicembre 31




Corrispettivo per il concedente Percentuale di prezzo sul ricavato dalla vendita dell’energia prodotta




Valenza ambientale dell’opera 20 punti Recupero energetico del biogas 20 punti Rete di estrazione del biogas 5 punti Servizi di reperibilità e monitoraggio 5 punti Bozza della convenzione (garanzie contrattuali offerte all’Amministrazione)

10 punti


Prezzo - Percentuale di prezzo sul ricavato dalla vendita dell’energia prodotta riconosciuta all’Amministrazione

30 punti

102

COMUNE DI FOSSALTA DI PORTOGRUARO

Committente Comune di Fossalta di Portogruaro RUP Arch. Paola Strumendo - Telefono 0421249532, Fax 0421249579, e-mail

[email protected] Concessionario ATI C.P.L. Concordia Soc. Coop E Villanova Servizi Srl Tipo contratto Concessione di lavori pubblici ad iniziativa pubblica Descrizione intervento Costruzione e gestione di una rete di teleriscaldamento per la distribuzione di energia termica a

servizio di utenze pubbliche e private; la realizzazione della rete da collegarsi alla esistente centrale a biomasse situata a Villanova Santa Margherita di proprietà della ditta Zignago Power Srl e la gestione e la conduzione degli impianti ed erogazione del servizio di fornitura energia agli utenti pubblici e privati, con caratteristiche di servizio di pubblica utilità.

Luogo di esecuzione Fossalta di Portogruaro (Ve) Stato di avanzamento Gara aggiudicata

PARAMETRI TEMPORALI

Anno Mese Giorno

Indizione gara 2012 Novembre 09 Termine presentazione domanda/offerta 2013 Gennaio 08 Aggiudicazione 2013 Febbraio 21 Stipula contratto Inizio lavori Fine lavori Inizio gestione



Corrispettivo per il concessionario 3.225.107 euro

Contributo pubblico (1.825.107,00 su fondi comunitari e 1.400.000,00 euro su fondi comunali) e diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente tutti i lavori, le opere e/o impianti realizzati

Corrispettivo per il concedente 1.962.211 euro Canone anticipato per la concessione rete



Offerta qualitativa 70 punti

Valore tecnico, estetico ed ambientale 25 punti Modalità di gestione del servizio 45 punti

Offerta quantitativa 20 punti

Cronoprogramma progettazione ed esecuzione 5 punti Durata della concessione 5 punti Tariffa all’utenza in sede di erogazione del servizio

7 punti

Prezzo praticato all’utenza per allaccio in fase di costruzione della rete

3 punti


Rialzo sull’importo del canone di concessione anticipato a base di gara (pari ad euro 1.962.211,00)

10 punti

103

3. CASI STUDIO I casi studio presentati in questo capitolo sono rappresentativi di tre differenti tipologie contrattuali: un contratto di lavori per la sola realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse, interamente finanziato con risorse pubbliche; una concessione di servizi della durata decennale per la gestione di un impianto di teleriscaldamento a biomasse (realizzato con risorse interamente pubbliche, mediante due distinti contratti, uno per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa, l’altro per la sola esecuzione dei lavori di costruzione della centrale termica, del deposito di cippato e della rete di distribuzione dell’acqua calda) con il diritto per il concessionario di gestire e sfruttare economicamente l’impianto messo a disposizione dal concedente a fronte della corresponsione di un canone annuale; una concessione di lavori pubblici ad iniziativa privata per la progettazione, la costruzione, la manutenzione e la gestione di una centrale di cogenerazione, degli impianti tecnologici e della rete di teleriscaldamento, finanziato quasi integralmente con risorse private del concessionario e con la corresponsione di un canone annuale all’amministrazione concedente. Tutti e tre i casi analizzati rispondono a programmi di promozione delle fonti energetiche rinnovabili, per la riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e per la riduzione delle emissioni di gas serra. Nel primo caso studio, relativo alla realizzazione di un impianto sperimentale pilota per la trigenerazione presso l’Incubatore di imprese di Colleferro, BIC Lazio decide di procedere mediante un appalto di lavori. Lo scopo principale dell’impianto, finanziato interamente con fondi pubblici e gestito da BIC Lazio, non era quello di fornire un servizio energetico all’incubatore d’imprese ma di perfezionare una tecnologia sperimentale, incentivare la creazione di nuove imprese nella filiera agro energetica e diffondere i concetti di efficienza energetica e di produzione di energia da fonti rinnovabili anche attraverso la replicabilità di un modello di utilizzo delle biomasse che fosse capace di valorizzare le risorse locali. Nel Lazio le procedure di Partenariato Pubblico Privato per questa tipologia di opere pubbliche si stanno diffondendo solo ultimamente ed essendo ancora ad una fase preliminare non si prestano ad un’analisi di dettaglio; l’impianto di Colleferro nasce come modello replicabile per la diffusione di queste tecnologie e rappresenta un importante punto di riferimento per quelle Amministrazioni che vorranno realizzare opere di questo tipo intraprendendo un percorso di Partenariato. Nel secondo caso studio, relativo alla concessione di servizi per la gestione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa forestale di Pomino, frazione del Comune di Rufina, l’Unione Comuni Valdarno Valdisieve, procede alla realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali mediante un appalto di fornitura delle caldaie e un appalto di lavori e affida all’ATI Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl in concessione la gestione. L’impianto, che fa parte di un gruppo di quattro impianti realizzati dalla stessa amministrazione, rappresenta un modello replicabile per tutti quei Comuni non metanizzati (circa 800 in Italia) che, quasi sempre, hanno disponibilità di biomassa di origine forestale o agricola. In base a quanto dichiarato dal responsabile dell’area gestione impianti dell’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve, il percorso da loro intrapreso si dimostra sostenibile sotto tutti i punti di vista: ambientale, sociale ed economico. Inoltre sarebbe auspicabile un’azione strategica in situazioni di questo tipo per la realizzazione di piccoli impianti di teleriscaldamento, meglio se di cogenerazione, che potrebbero unire l’esigenza di fare una filiera locale per l’approvvigionamento di biomassa alla necessità di produrre energia elettrica. Andando ad agire in maniera così diffusa in tante piccole realtà si raggiunge un numero che fa la quantità, in modo sostenibile. Nel terzo caso studio, relativo al project financing a doppia gara per la costruzione e gestione di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili da biomassa a servizio di utenze pubbliche e private nel Comune di Zola Predosa, in provincia di Bologna, l’Amministrazione Comunale ha assegnato al raggruppamento temporaneo di imprese composto da Sime Spa, Sime Energia Srl e Co.Ar.Co. Srl, in seguito Società di Progetto Zola

104

Predosa srl, la concessione ventennale, prolungata per ulteriori cinque anni. In questo caso il successo dell’operazione è dovuto all’intensa collaborazione tra la parte pubblica e la parte privata. L’Amministrazione esprime i suoi intenti con chiarezza, a partire dalla stesura della documentazione a base di gara. Il Concessionario supera quelle problematiche che scaturiscono dall’alea di rischio di adesione al servizio e al tempo stesso risponde alle esigenze dell’Amministrazione mostrandosi flessibile e propenso ad investire in nuove tecnologie. 3.1. COLLEFERRO: impianto di trigenerazione a biomasse La Regione Lazio e BIC Lazio decidono di realizzare il primo impianto a microturbina multifuel alimentato a biomassa in Italia con collaborazione scientifica del Dipartimento di Ingegneria Meccanica dell'Università di Tor Vergata. L’obiettivo è di sviluppare l’efficienza energetica e valorizzare la filiera agro - energetica locale sostenendo lo sviluppo di attività imprenditoriali che incentivino la filiera corta delle biomasse, accompagnando e promuovendo l’utilizzo di energie alternative tra le imprese e gli enti locali in un territorio come quello dell’area di Colleferro e della Valle dei Latini che vive il problema dell’inquinamento e pertanto ha bisogno di interventi di questo genere per avviare buone pratiche per il futuro. L’impianto realizzato dall’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa si inserisce nell’ambito di un progetto volto a creare un “Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica”, promosso e finanziato dall’Assessorato all’Ambiente della Regione Lazio, e si inserisce nell’ambito della riqualificazione della Valle del Sacco dopo il problema dell’inquinamento. L’impianto è collegato all’Incubatore di imprese di BIC Lazio che ha una superficie coperta di circa 1.500 mq e dispone di 8 ambienti (dai 75 ai 140 mq circa) destinati alle imprese, di una sala formazione da venti postazioni e di spazi attrezzati per ospitare convegni. Definizione tecnico funzionale dell’intervento L’impianto a microturbina multifuel di Colleferro è un sistema di trigenerazione di energia elettrica e termica (calda e fredda), di piccola dimensione, che dispone di 3 bruciatori: per la biomassa solida (cippato di legna vergine), per i combustibili liquidi e gassosi. La cogenerazione permette di sfruttare almeno il 90% dell’energia del combustibile perché recupera quel 65% che gli impianti convenzionali di produzione di energia elettrica disperdono sotto forma di calore. Consente quindi un risparmio delle fonti di energia primaria e una conseguente salvaguardia dell’ambiente, una diminuzione delle emissioni di anidride carbonica e un abbattimento dei costi. L’impianto si compone di una microturbina Turbec e di una caldaia Metalref, ha una potenza di 100 kW e un fabbisogno annuo, stimato su un esercizio costante, di 1.050 tonnellate di biomassa, l’equivalente di circa 2.000 barili di petrolio. Ogni anno grazie al

suo funzionamento si potrebbe evitare di emettere in atmosfera circa 800 tonnellate di CO2. Si stima che l'energia di questo impianto possa contemporaneamente fornire elettricità, riscaldamento e raffrescamento a 33 appartamenti, o soddisfare le necessità di un piccolo insediamento industriale. Tabella 3.1. - Caratteristiche principali dell’impianto Potenza elettrica nominale ai morsetti P_el 70 - 100 kWe

Potenza termica recuperabile dai gas di scarico P_th 350 kWt

Rendimento complessivo dell’impianto η_tot 0,8

Rendimento elettrico η_el 0,15

Rendimento termico η_th 0,65

Produzione energia elettrica annua prevista 350.000 – 500.000 kWhe

Consumo biomassa (annuo stimato) 1050 t

Energia primaria risparmiata annualmente (stimata) 350 Tep Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati BIC Lazio

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Le componenti fondamentali dell’impianto sono: ‐ il sistema di generazione dell’energia elettrica costituito da una turbina a combustione esterna. L’impianto

si basa sul processo di funzionamento di una microturbina a gas di potenza nominale pari a 100 kW inserita in un sistema di scambiatori di calore che realizzano un ciclo Brayton aperto, operante con aria e con rigenerazione. Allo scarico della turbina sono disponibili circa 150 kW termici per uso cogenerativo. La fase di riscaldamento avviene in uno scambiatore a fasci tubieri ad elevata efficienza. Il ciclo così realizzato è quindi caratterizzato dal completo disaccoppiamento tra il processo di combustione ed il fluido motore del turbo gruppo e consente una flessibilità nell’uso di combustibili molto ampia.

‐ il sistema di generazione dell’energia termica costituito dagli scambiatori recuperativi per il riscaldamento e dall’assorbitore per la generazione di freddo; questa sezione è costituita dall’insieme dagli scambiatori aria/fumi e aria/acqua per il recupero del calore, situati sia nella camera di combustione che a valle dell’espansore e dello scambiatore rigenerativo della turbina. Il gruppo refrigerante, a singolo effetto, è una macchina ad azionamento termico che lavora a pressioni molto basse ed utilizza come fluido di lavoro una soluzione di bromuro di litio e acqua. L’acqua opera quale refrigerante ed il bromuro di litio, un sale stabile con alta affinità per il vapor d’acqua, agisce da assorbente. Il sistema di raffreddamento è quindi completato da una torre di raffreddamento per lo smaltimento del calore dal condensatore, dall’assorbitore e dall’assorbitore secondario.

‐ il sistema di combustione multi-fuel per l’alimentazione della turbina e del sistema di recupero termico. La caldaia ha una potenza termica nominale di 500 kW per la produzione di aria calda surriscaldata alimentata a biomassa (cippato) e multifuel (bruciatore per gas e liquidi). Il sistema di alimentazione principale è rappresentato da un dosatore a coclea, munito di serranda sbarramento al ritorno di fiamma, direttamente pilotato da inverter e controllato dal sistema principale di comando e controllo del sistema di regolazione della potenza erogabile dalla turbina. Il sistema di combustione prevede in alternativa la possibilità di utilizzare bruciatori per combustibili gassosi o liquidi. L’alimentazione dell’aria comburente è regolata su 3 livelli con serrande ad alette contrapposte con comando proporzionale mentre l’estrazione dei gas combusti è pilotata da un ventilatore regolabile in velocità con inverter da pannello e comandi caldaia. Sull’uscita dei gas di scarico sono presenti tutti gli accorgimenti per abbattere l’emissione di inquinanti. In particolare per la riduzione del contenuto di polveri si prevede l’installazione di un depolverizzatore multiciclone costituito da elementi in parallelo con spira interna di accelerazione. Il modulo termico interno di scambio con la turbina prevede uno scambiatore di calore aria/aria a fascio tubiero con più giri di fumo con perdite di carico inferiori a 0,2 bar e resistente alle alte temperature.

L’impianto è corredato di un opportuno sistema di controllo diagnostica e monitoraggio che permette la valutazione ed il controllo dei principali parametri funzionali anche in remoto. Tale sistema consente lo svolgimento di analisi funzionali delle prestazioni dell’impianto per la valutazione sperimentale delle diverse soluzioni nonché un’efficace dimostrazione delle prestazioni raggiunte. 3.1.1. Realizzazione di un impianto di trigenerazione a biomasse a servizio dell’Incubatore di Colleferro (RM) L’Assessorato all’Ambiente della Regione Lazio, in seguito all’emergenza inquinamento della Valle del Sacco, decide di identificare nella Valle dei Latini, l’area compresa fra Colleferro, Anagni, Ferentino, Frosinone e Ceccano, il primo distretto agro energetico in Italia. Alla fine del 2006 la Regione stanzia un milione di euro per la diffusione delle bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil e dopo un anno affida a BIC Lazio l’incarico di realizzare un Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica a Colleferro con la partnership dell’Università di Tor Vergata, configurando la sede dell’Incubatore d’imprese come un dimostratore di tecnologia per la micro generazione di energia. A febbraio 2008 viene stipulata la convenzione e nel mese di luglio BIC Lazio pubblica il bando di gara per i lavori di realizzazione dell’impianto sperimentale per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose, progettato dall’Università di Tor

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Vergata. L’appalto, dall’importo di euro 530.000 oltre IVA, viene aggiudicato all’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa. A novembre 2009 viene inaugurato l’impianto e nel mese di luglio 2010 in occasione del workshop “L´impianto biomasse multifuel di Colleferro: un primo bilancio" vengono presentati i risultati raggiunti e gli obiettivi futuri. Nel 2011 BIC Lazio decide di individuare il fornitore di biomasse mediante una gara pubblica che viene aggiudicata alla Cooperativa Energia Verde con sede ad Artena (RM). L’impianto entra in funzione saltuariamente, principalmente a scopo dimostrativo, in quanto la domanda energetica dell’Incubatore d’imprese non è così elevata da giustificarne un esercizio continuativo.

Ricostruzione storico procedurale Nel 1999 nasce l’Incubatore di BIC Lazio nell’ambito di un Programma di Riconversione Industriale che ha interessato Colleferro e l’area della Valle del Sacco, all’interno di un partenariato BIC Lazio – Comune di Colleferro. Le strutture sono di proprietà del Comune e affidate a BIC Lazio per le finalità di incubazione con una Convenzione di lungo periodo (scadenza nel 2021). Nei primi mesi del 2005 si verifica un’emergenza inquinamento nell’area della Valle del Sacco che coinvolge i terreni agricoli e gli allevamenti che si trovano in prossimità del fiume Sacco, veicolo dell’inquinante. In accordo con gli indirizzi dell’Amministrazione Regionale, in particolare con la L.R. 1/2006, istitutiva di Distretti Rurali ed Agroalimentari di Qualità e del Piano di Sviluppo Rurale 2007-2013, l’Assessorato all’Agricoltura, con la condivisione dell’Ufficio Commissariale, decide di identificare nell’area colpita dall’emergenza il primo Distretto Agroenergetico Italiano, al fine di promuovere lo sviluppo rurale del territorio attraverso la continuità dell’attività agricola nel rispetto dei criteri di sicurezza. L’Assessorato affida ad Arsial, che coinvolge anche Enea e Agriconsulting, il compito di redigere uno Studio di fattibilità capace di definire la strategia di sviluppo del Distretto. Dallo studio emerge la possibilità di coltivare le aree interdette con culture arboree e arbustive ligno-cellulosiche a finalità energetica, in particolare vengono identificati il pioppo e il girasole come potenziali biocombustibili solidi e liquidi utilizzabili per la produzione di calore o elettricità in impianti dedicati. In data 20 ottobre 2006 la Regione Lazio, con delibera di giunta n. 686, definisce il Programma attuativo degli interventi relativi all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla utilizzazione dell’idrogeno, ai sensi dell’art. 36 della L.R. 4/2006; al punto C.2 prevede lo stanziamento di euro 1.000.000 per la diffusione delle bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil. Nel febbraio 2007 nasce nella Valle del Sacco il primo distretto italiano per la produzione integrata di energie pulite: la Valle dei Latini. La Valle dei Latini ha un’estensione di 762 ettari e si trova in un territorio fortemente industrializzato compreso fra Colleferro, Anagni, Ferentino, Frosinone e Ceccano. La Regione ritiene opportuno coinvolgere il contesto imprenditoriale locale nella trasformazione agro-energetica attraverso un’azione di sensibilizzazione, una massiccia informazione tecnica e un supporto manageriale all’avvio di nuove imprese nel settore della filiera agro-energetica. Il 26 ottobre 2007 la Regione affida l’incarico per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica a BIC Lazio data la sua presenza nel territorio unitariamente alla sede distaccata della Facoltà di Ingegneria di Tor Vergata. BIC Lazio propone di configurare la sede dell’Incubatore come un dimostratore di

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tecnologia per la micro generazione di energia con la partnership dell’Università e viene quindi individuato come soggetto attuatore del punto C.2 della delibera n. 686 del 20 ottobre 2006. In data 12 febbraio 2008 viene stipulata la convenzione tra la Regione e BIC Lazio per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l'Efficienza Energetica che prevede: la progettazione e realizzazione presso l’Incubatore di Colleferro di un impianto pilota di cogenerazione ad alta efficienza per l’avvio di una mini “isola energetica” nella Valle dei Latini, replicabile in altri contesti regionali; il monitoraggio delle rese dell’impianto e la verifica di possibili alimentazioni “multifuel”; attività dimostrative sul funzionamento e sulla resa dell’impianto verso le PMI e gli Enti Locali territoriali e una campagna informativa per i tecnici e gli imprenditori locali; promozione dell’imprenditorialità per la nascita e lo sviluppo d’impresa lungo la filiera agro-energetica e promozione della coltura del bosco a fini bioenergetici. La durata della convenzione è di 12 mesi e l’importo stanziato dalla Regione a favore di BIC Lazio è pari a euro 1.000.000 IVA inclusa che verrà corrisposto per il 20% all’approvazione della proposta operativa di dettaglio, per il 40% alla consegna della prima relazione, per il 30% all’approvazione della seconda relazione e per il restante 10% all’approvazione della relazione finale. A marzo del 2008, entro i tempi previsti dalla convenzione, BIC Lazio consegna alla Regione la proposta operativa di dettaglio per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica. Il 30 luglio 2008 BIC Lazio pubblica il bando di gara a procedura aperta e con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa per la realizzazione di un impianto sperimentale nel Comune di Colleferro per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose. L’impianto dovrà essere basato sulla tecnologia delle microturbine a gas alimentate a combustione esterna con caldaia multi-combustibile in grado di utilizzare combustibili di natura gassosa (gas naturale e biogas), liquida (bio-fuel) e solida (cippato ottenuto dalla lavorazione meccanica e scarti provenienti da processi industriali). Per quanto riguarda quest’ultima tipologia, sarà determinante la possibilità di impiegare non solo bio-combustibili coltivati ad hoc, di carattere tradizionale (biomasse), ma anche di utilizzare residui di lavorazione da processi dell’industria agro-alimentare, onde valutare la fattibilità tecnico/economica di interventi di recupero energetico nei processi produttivi. L’importo dei lavori, finanziato principalmente dalla determinazione regionale n. B4498 del 26/10/07, è di euro 530.000 oltre IVA di cui 10.000 per oneri di sicurezza non soggetti a ribasso e i restanti 520.000 soggetti a ribasso. Il termine massimo di esecuzione dei lavori è di 180 giorni dalla consegna del verbale di inizio lavori. In data 2 ottobre 2008 BIC Lazio aggiudica l’appalto dei lavori di realizzazione dell’impianto sperimentale all’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa. Il 5 novembre 2009 viene inaugurato il primo impianto sperimentale in Italia a microturbina multifuel alimentato a biomasse, a servizio dell'Incubatore di Colleferro. Il 21 luglio 2010 si tiene, presso l’Incubatore di Colleferro, il workshop “L´impianto biomasse multifuel di Colleferro: un primo bilancio" per presentare, al termine della prima fase di sperimentazione della micro isola energetica, i risultati raggiunti e gli obiettivi futuri. Oltre a BIC Lazio intervengono la Regione Lazio, il Comune di Colleferro e l’Università di Tor Vergata. A partecipare alla conferenza di lancio e ai seminari tecnici sono circa 200 soggetti tra imprese, enti locali, istituti scolastici, enti di ricerca e agenzie di sviluppo. Dalla conferenza emerge il raggiungimento di rilevanti risultati: dal punto di vista della promozione imprenditoriale sono state intercettate 30 idee d’impresa e 11 business plan inerenti la filiera agro-energetica (per la realizzazione di impianti a biomasse, illuminazione pubblica ad alta efficienza, servizi energetici); le azioni dimostrative sul funzionamento dell’impianto hanno coinvolto più di 100 soggetti tra imprese, istituti scolastici, public utilities, agenzie di sviluppo, società energetiche e imprenditori agricoli; sul versante dell’ingegnerizzazione e replicabilità dell’intervento è stato replicato un impianto di cogenerazione da Arken Spa di Ferentino e sono in corso di realizzazione diversi studi

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di fattibilità. Tra questi la valorizzazione del potenziale di biomassa da noccioleti della Riserva Naturale Lago di Vico e dei Comuni di Caprarola e Ronciglione; il progetto di tutela, valorizzazione e promozione della Selva di Paliano; la valorizzazione degli scarti da falegnamerie e attività boschiva dell’area Lariano Velletri e di valorizzazione del potenziale di biomassa da castagno di un imprenditore locale. In data 24 maggio 2011 BIC Lazio pubblica una lettera d’invito alla presentazione di offerte che ha per oggetto l’acquisizione in economia della fornitura di biomasse combustibili per l’impianto di Colleferro. Il contratto ha una durata di 2 anni e la gara sarà affidata in base al criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art. 83 del D.lgs 163/2006, secondo il rendimento economico della fornitura ovvero il rapporto tra il valore dei kWh prodotti dall’impianto ed il costo del materiale fornito. Le imprese che presenteranno un’offerta valida saranno invitate a consegnare come test una quantità di fornitura di biomasse pari a 6 tonnellate, in seduta pubblica verranno comunicati gli esiti dei test e al primo classificato della graduatoria verrà aggiudicata la gara. In data 2 novembre 2011 viene aggiudicata la gara per la fornitura di biomasse combustibili alla Cooperativa Energia Verde con sede ad Artena (RM). Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria dell’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro:

Inizio 2005

Emergenza inquinamento nella Valle del Sacco. L’Assessorato all’Agricoltura decide di identificare nell’area colpita il primo Distretto Agro-energetico Italiano e affida ad Arsial che coinvolge Enea e Agriconsulting uno Studio di fattibilità per definire la strategia di sviluppo. Dallo studio emerge la possibilità di coltivare le aree interdette con culture arboree e arbustive ligno-cellulosiche a finalità energetica.

20/10/2006 Il Programma attuativo degli interventi relativi all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla utilizzazione dell’idrogeno della Regione Lazio prevede lo stanziamento di euro 1.000.000 per la diffusione delle bioenergie e per favorire la nascita di distretti no-oil.

Febbraio 2007

Nella Valle del Sacco nasce il primo distretto italiano per la produzione integrata di energie pulite: la Valle dei Latini. La Regione intende coinvolgere il contesto imprenditoriale locale nella trasformazione agro-energetica attraverso delle azioni di sensibilizzazione, informazione tecnica e supporto manageriale all’avvio di nuove imprese nel settore della filiera agro-energetica.

26/10/2007 La Regione affida l’incarico per la realizzazione del Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica a BIC Lazio che propone di configurare la sede dell’Incubatore di Colleferro come un dimostratore di tecnologia per la micro generazione di energia con la partnership dell’Università di Tor Vergata.

12/02/2008

Stipula della convenzione tra la Regione e BIC Lazio. Si prevede di realizzare un impianto pilota di cogenerazione ad alta efficienza per l’avvio di una mini “isola energetica” nella Valle dei Latini, replicabile in altri contesti regionali. La durata della convenzione è di 12 mesi e l’importo stanziato dalla Regione a favore di BIC Lazio è pari a euro 1.000.000.

Marzo 2008 BIC Lazio consegna la proposta operativa di dettaglio per il Polo per le Biomasse e l’Efficienza Energetica.

30/07/2008 Pubblicazione del bando di gara per la realizzazione di un impianto sperimentale nel Comune di Colleferro per la trigenerazione di potenza elettrica, potenza termica calda e potenza termica fredda, alimentato a biomasse solide, liquide e gassose. L’importo dei lavori è di euro 530.000 oltre IVA.

02/10/2008 Aggiudicazione dell’appalto all’ATI composta da Semp Srl e Turbec Spa.

05/11/2009 Inaugurazione dell’impianto sperimentale a microturbina multifuel alimentato a biomasse, a servizio dell'Incubatore di Colleferro.

21/07/2010 Si tiene la conferenza “L´impianto biomasse multifuel di Colleferro: un primo bilancio" presso l’Incubatore.

24/05/2011 Pubblicazione della lettera d’invito per l’acquisizione in economia della fornitura di biomasse combustibili.

02/11/2011 Aggiudicazione della gara alla Cooperativa Energia Verde con sede ad Artena (RM).

Oggi L’impianto entra in funzione principalmente a scopo dimostrativo in quanto la domanda energetica dell’Incubatore d’imprese non è sufficiente a giustificarne il funzionamento.

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Elementi di sintesi e criticità Lo scopo principale dell’impianto a biomasse, finanziato interamente con fondi pubblici e gestito da BIC Lazio, non era quello di fornire un servizio energetico all’Incubatore d’imprese ma di perfezionare una tecnologia sperimentale, incentivare la creazione di nuove imprese nella filiera agro energetica e diffondere i concetti di efficienza energetica e di produzione di energia da fonti rinnovabili anche attraverso la replicabilità di un modello di utilizzo delle biomasse che fosse capace di valorizzare le risorse locali. A tal proposito BIC Lazio specifica nel capitolato speciale d’appalto che la principale vocazione dell’impianto è quella di sistema sperimentale per lo studio delle prestazioni energetiche di sistemi di combustione; tuttavia l’impianto deve essere in grado di operare con elevati coefficienti di utilizzazione (7.000 ore l’anno) in maniera stabile e continuativa anche al variare del carico. Ciò dimostra che l’idea di utilizzare l’impianto per la climatizzazione dell’Incubatore era ed è uno degli obiettivi di BIC Lazio in quanto porterebbe un beneficio ambientale e un vantaggio economico in termini di costi energetici anche alle imprese incubate. Attualmente però le esigenze di energia elettrica, ma soprattutto termica, dell’Incubatore, non sono così elevate da giustificare un esercizio continuativo dell’impianto, tenuto conto degli oneri di gestione. Ad oggi l’esercizio dell’impianto viene programmato in ottica di gestione efficiente in modo tale da far coincidere le esigenze di chi viene a visitarlo, del fabbisogno energetico dell’Incubatore di BIC Lazio e della verifica tecnica del suo funzionamento in seguito ad interventi migliorativi. Solo laddove si riesca ad integrare alle utenze dell’Incubatore altre potenziali utenze vicine oppure si attivino programmi di insediamento da parte di aziende più energivore, si potrà ritenere vantaggioso un esercizio continuativo dell’impianto. In parallelo BIC Lazio sta perfezionando una procedura di selezione delle biomasse locali anche attraverso la predisposizione di strumenti di verifica sul piano economico a chi vuole intraprendere la costruzione di un impianto analogo. Inoltre sta elaborando uno Studio di fattibilità sulla possibilità di utilizzare un’area limitrofa all’impianto per coltivare le biomasse con applicazioni di ingegneria naturalistica. L’area sarebbe gestita da un gruppo di piccole imprese locali che verrebbero incubate attraverso un processo basato sulla collaborazione reciproca con il duplice obbiettivo di favorire un azione coordinata tesa a chiudere il più possibile il ciclo di investimenti all’interno del gruppo e al tempo stesso di creare una filiera che tragga beneficio dall’impianto a biomasse. Documentazione fotografica dell’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro

Vista impianto e Incubatore dall’area idonea a coltivazione biomasse

Turbina di produzione energia elettrica

Foto: BIC Lazio

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Vasca di stoccaggio Sistema di estrazione del materiale cippato

Sistema di immissione in caldaia Camera di combustione caldaia Quadro di comando

Gruppo refrigerante Sfiatatoio di sicurezza

Foto: Arch. Sara Toso

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3.1.2. Parlano i Protagonisti: intervista a Francesca Calenne (BIC Lazio – Coordinamento di Territorio Lazio Sud),Stefano Cordiner (Energy Manager dell’Università di Tor Vergata) e Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio – Coordinamento tecnico) sull’impianto di trigenerazione a biomasse di Colleferro (RM)

Ricostruzione storico procedurale

Quando è partito il progetto e come? Mi può ricostruire la vicenda? Francesca Calenne (BIC Lazio): il progetto è partito alla fine del 2007 quando l’Assessorato all’Ambiente della Regione Lazio ha coinvolto BIC Lazio per utilizzare gli incubatori BIC come laboratori in cui sperimentare degli impianti per la produzione di energia da fonte rinnovabile. In quel periodo la Regione stava avviando una serie di politiche a sostegno delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica, nascevano lo sportello Kyoto e i poli regionali sulle energie rinnovabili. In particolare a Colleferro si pensò ad un polo regionale per le biomasse e l’efficienza energetica che permetteva di unire una serie di iniziative su cui la Regione stava lavorando tra cui la nascita di un distretto energetico nella Valle del Sacco per la riconversione agricola di alcune aree soggette a bonifica. Il contesto sembrava quello giusto poiché il Comune di Colleferro è sempre stato molto attento al tema ambientale, ospitava l’Università di Tor Vergata con la Facoltà di Ingegneria Meccatronica che sviluppava una serie di ricerche legate al tema della cogenerazione da biomasse e poi BIC Lazio era presente con un Incubatore. La prima azione del polo per le biomasse era legata alla realizzazione di un impianto dimostratore di carattere sperimentale che nasceva principalmente, oltre che per servire le strutture dell’Incubatore, per finalità di ricerca dell’Università di Tor Vergata che ha curato la parte progettuale dell’impianto e di diffusione del tema dell’agroenergia attorno alla creazione d’impresa. La proposta è partita inizialmente da BIC Lazio e dall’Università, il Comune di Colleferro è stato coinvolto successivamente in quanto proprietario dell’area che ha in gestione BIC. Il progetto prevedeva delle azioni successive alla realizzazione dell’impianto sia finalizzate alla divulgazione e diffusione del tema efficienza energetica e agro energia (attraverso seminari e incontri pubblici) che alla promozione imprenditoriale attraverso la raccolta di manifestazioni d’interesse e di proposte imprenditoriali su questo tema. Il progetto è stato finanziato dalla Regione che doveva stanziare i fondi POR (Programmi Operativi Regionali) entro 12 mesi dalla stipula della convenzione con BIC ma la tempistica era troppo stretta rispetto ai tempi effettivi necessari allo svolgimento dell’iter che avrebbe portato alla realizzazione dell’impianto. Mi sembra di ricordare che il progetto è partito a metà del 2008 e avrebbe dovuto concludersi a metà del 2009 quindi abbiamo avuto un ritardo di circa 2 anni perché l’impianto è stato inaugurato a novembre del 2009 e poi c’è stata la fase successiva di comunicazione e diffusione del tema agro energetico e di attività con le imprese. Dalla stipula della convenzione i tempi di approvazione del progetto da parte del Comune di Colleferro sono stati molto lunghi, i rallentamenti erano dovuti principalmente alla mancanza di un vero e proprio progetto esecutivo che invece era richiesto nell’iter autorizzativo del Comune. Superata questa fase critica, una volta ottenuta la delibera di approvazione del progetto da parte del Comune, abbiamo indetto il bando di gara per la realizzazione dell’impianto e, parallelamente, sono iniziati i lavori di opere civili finalizzate all’adeguamento dell’area d’intervento. BIC ha fatto degli investimenti per finanziare le opere civili (interventi di sbancamento, realizzazione della vasca di stoccaggio, della rete di distribuzione interna all’Incubatore per collegarlo all’impianto ecc.), ricorrendo a un fondo - sempre alimentato dalla Regione perché BIC non dispone di risorse proprie - da destinare all’ammodernamento degli incubatori. Ha risposto al bando di gara un'unica impresa, la Turbec in ATI con Semp. Per BIC la scelta di avere un impianto che fosse affidabile anche per la climatizzazione era fondamentale perché in quel momento stavamo rinnovando l’impianto dell’Incubatore, poi ci siamo resi conto che l’impianto non era partito con questa logica ben precisa e che presentava delle criticità progettuali che sono emerse in fase di gestione. Nella fase iniziale ci si è preoccupati molto del progetto ma non della gestione futura, quindi di tutti quegli aspetti a valle quali l’approvvigionamento, la manutenzione, l’ammodernamento e l’organizzazione della gestione a regime; questioni che sono state affrontate solo quando l’impianto doveva entrare in funzione. Questo ha comportato dei problemi a BIC Lazio che non avendo competenze interne ha dovuto creare di un gruppo di lavoro e coordinamento che si occupasse della gestione dell’impianto. Abbiamo fatto esperienza anche dagli errori commessi in quanto inizialmente, nel primo anno di funzionamento dell’impianto, abbiamo identificato una società di gestione interna al circuito dei costruttori ma poi ci siamo resi conto che non possedeva tutte le caratteristiche necessarie alla gestione

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dell’impianto in quanto si occupava essenzialmente di manutenzione e non aveva una visione completa. L’impianto funzionava a singhiozzo e non riuscivamo a capire quali fossero le problematiche che gli impedivano un corretto funzionamento a regime; parallelamente ci siamo accorti che mancavano quegli aspetti legati al rapporto con i fornitori di cippato, con chi si occupava della manutenzione straordinaria ma anche quelle competenze necessarie all’ottenimento di una serie di autorizzazioni relative alle emissioni in atmosfera e all’abbattimento dei fumi di combustione. L’unico servizio che avevamo era quello di accensione e spegnimento ma non venivano risolte le problematiche di funzionamento quindi abbiamo chiamato Donato Chimisso, project manager della DCH Sas (società che si occupa di servizi integrati di direzione aziendale) con cui abbiamo fatto un’analisi delle criticità. L’impianto doveva garantire la climatizzazione degli spazi dell’Incubatore ma, essendo sovradimensionato rispetto al fabbisogno interno, sarebbe stato troppo oneroso per BIC tenerlo costantemente in funzione pagando il personale necessario alla sua gestione e comprando grandi quantità di biomassa, il che comporterebbe anche problematiche di logistica per lo stoccaggio del materiale se si pensa che siamo in un’area relativamente piccola che è a servizio delle imprese insediate ma anche della vicina ASL. Quindi ad oggi viene assolta la funzione di impianto dimostratore che permette alle imprese che vengono a visitarlo di creare un knowhow e di fare un business plan in cui viene indicata la quantità e la qualità di biomassa necessaria al funzionamento dell’impianto e il costo della stessa. E’ uno dei pochi impianti a biomassa nel Lazio che sta raccogliendo delle competenze in materia. Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): la Valle del Sacco ha subito nel corso degli anni uno scempio dal punto di vista ambientale e quando ci si è resi conto del livello di inquinamento raggiunto dal fiume Sacco è stata avviata un’attività di bonifica e uno degli spunti possibili era quello del ricorso a utilizzi energetici delle biomasse visto che non potevano più essere usate per fini alimentari (agricoltura e allevamento). Quindi in quell’area c’era una sensibilità specifica ad utilizzare la biomassa a fini energetici, la Regione era interessata a questo utilizzo, noi avevamo una competenza specifica su queste tecnologie e abbiamo deciso di coinvolgere BIC Lazio in quanto Incubatore d’imprese e luogo idoneo ad attività di sensibilizzazione e informazione sui temi energetici, in particolare sull’utilizzo delle biomasse, in cui si sarebbe potuto formare il dna di queste nuove aziende. BIC Lazio è stato dunque incaricato di realizzare un impianto sperimentale alimentato a biomasse in un contesto in cui i fruitori del servizio venissero formati e informati. Abbiamo fatto un Accordo volontario con la Regione Lazio, in quanto avevamo degli elementi comuni alle loro linee programmatiche. Il nostro desiderio, forse troppo ambizioso, era di utilizzare biomassa solida, bio olio e biogas; siamo partiti dal documento dell’Enea che stabiliva come contribuire alla bonifica del territorio della Valle del Sacco attraverso la trasformazione della filiera agricola in filiera agro energetica; prevedeva che le fasce prospicienti al fiume, i cui prodotti non potevano arrivare ne direttamente ne indirettamente nelle tavole, fossero destinate a materiale cippato e immaginava che si potesse ottenere una discreta quantità di olio derivante dalle coltivazioni di girasole. All’interno di quel contesto abbiamo immaginato una flessibilità totale dell’impianto e quindi anche la possibilità di alimentarlo con gas metano. Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): io sono stato chiamato nel 2011 per il coordinamento della gestione e quando sono arrivato ho trovato un gruppo di lavoro che si occupava dello spegnimento e dell’accensione dell’impianto, della manutenzione ordinaria ma non rilevava di volta in volta i guasti e i malfunzionamenti e non si occupava dell’analisi dei problemi e delle soluzioni. Non si potevano chiamare un ingegnere e un manutentore fisso in quanto la spesa sarebbe stata eccessiva quindi mi sono occupato in prima persona del rilevamento dei problemi dell’impianto e, di volta in volta, chiamavo chi di competenza. Attualmente mi occupo del coordinamento tecnico, ho supportato BIC Lazio nell’iter di qualificazione dei fornitori di biomassa, tuttora in fase di rinnovamento, ed è sufficiente che garantisca una mia presenza una volta a settimana. Quali sono stati i principali attori coinvolti e che ruolo hanno avuto nel processo? Francesca Calenne (BIC Lazio): in primis BIC Lazio e l’Università di Tor Vergata, poi il Comune di Colleferro in quanto proprietario dell’area ed Ente locale di riferimento dal punto di vista dello sviluppo del territorio. Nella fase di lancio dell’impianto è stato individuato quale soggetto di riferimento Agroenergie Italia anche perché BIC non aveva maturato nessuna esperienza nel settore delle biomasse e non era stata fatta un’azione di selezione e

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qualificazione dei fornitori, eravamo nella fase embrionale e avevamo l’esigenza di approvvigionare l’impianto quindi è stato individuato, attraverso un gruppo di acquisto locale, Agroenergie Italia come soggetto di riferimento in ambito nazionale nel circuito di produttori di biomasse e con loro abbiamo fatto la prima fornitura. Organizzazione di Prodotto Energia Verde Lazio ha fatto una convenzione giuridica con BIC Lazio collegata al progetto sperimentale quindi il primo approvvigionamento che ha alimentato il progetto da un punto di vista economico è stato ottenuto mediante questa organizzazione. Nella fase successiva BIC ha utilizzato un’altra modalità, una vera e propria procedura di selezione pubblica, ha pubblicato un avviso di gara per la fornitura delle biomasse (premiando la vicinanza territoriale dei produttori), perché questo ci avrebbe permesso di qualificare con maggior efficacia e trasparenza i fornitori. Quali sono gli obiettivi delle imprese ospitate nell’Incubatore e quali i vostri? Francesca Calenne (BIC Lazio): finora le imprese che si sono insediate non hanno seguito un percorso d’ingresso attraverso l’impianto ma sono tutte imprese che hanno progetti collegati ad altri temi, non ci sono ancora arrivate candidature di imprese interessate in modo specifico all’impianto e al tema biomasse. L’impianto ha suscitato l’attenzione di imprese esterne, interessate a replicare questa tecnologia. Abbiamo fatto delle ipotesi sul coinvolgimento di imprese che hanno residui di produzione capaci di alimentare l’impianto, che stiano all’interno della filiera e che potrebbero essere incubate qui; non sempre però sono di facile praticabilità perché gli spazi dell’Incubatore sono piccoli e difficilmente possono ospitare imprese che hanno processi produttivi di grande rilevanza. Finora chi viene qui si aspetta delle facilitazioni non legate all’impianto. Il nostro obiettivo iniziale era quello di realizzare un impianto di produzione energetica da biomassa che potesse essere replicabile, favorendo la ricerca e la diffusione di questa tipologia d’impianto. L’idea di utilizzare l’impianto per la climatizzazione e la fornitura di energia elettrica dell’Incubatore era ed è uno degli obiettivi di BIC Lazio, che porterebbe un beneficio economico dovuto al costo più basso dell’energia termica ed elettrica oltre che ambientale dovuto all’eliminazione dei combustibili fossili e alla riduzione delle emissioni inquinanti e di CO2. Inoltre le imprese incubate oltre ad avere il vantaggio del tutoraggio e dell’accompagnamento BIC sarebbero facilitate con costi energetici più bassi. Non siamo ancora riusciti a raggiungere quest’obiettivo, ma stiamo lavorando ad un programma specifico di valorizzazione dei progetti imprenditoriali collegati all’energia verde, rafforzando quindi in parallelo l’integrazione di questa funzione con altre funzioni di BIC che sono collegate allo sviluppo di progetti imprenditoriali. Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): il nostro obiettivo era di realizzare un impianto sperimentale che ci permettesse di mettere a punto una tecnologia, incentivare la creazione d’impresa e facilitare lo sviluppo dei concetti di efficienza energetica e di produzione di energia da fonti rinnovabili, anche attraverso la replicabilità non dell’impianto specifico ma del modello di sviluppo di utilizzo delle biomasse capace di valorizzare le risorse locali. Nello specifico eravamo interessati allo sviluppo tecnologico e alla ricerca applicata. Volevamo realizzare un impianto che fosse in grado di gestire biomasse con caratteristiche diverse. Questo perché la biomassa è un’ottima fonte energetica ma come densità si pone in valori intermedi tra quelli dei combustibili fossili e per garantire con continuità la produzione di energia elettrica bisogna prevedere una filiera di approvvigionamento piuttosto imponente, qualunque sia la potenza che si vuole generare, perché la quantità di materiale introdotto è significativa. Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): attualmente sto facendo uno Studio di fattibilità con l’obiettivo di suggerire a BIC Lazio come integrare l’impianto con delle coltivazioni a km zero e ho cominciato a contattare dei potenziali nuovi soggetti che potrebbero essere interessati al tema incubazione. Un gruppo formato da 10 piccole realtà locali potrebbe gestire un area accanto all’impianto. Questo implicherebbe un processo di incubazione diverso da quello praticato finora in quanto sarebbe basato sulla collaborazione di un gruppo di soggetti eterogenei; per esempio: un falegname realizza una serra per un vivaista che utilizza l’impianto a biomassa per riscaldarla. L’obiettivo è di favorire un azione coordinata tesa a chiudere il più possibile il ciclo di investimenti all’interno del gruppo e di creare una filiera che tragga beneficio dall’impianto a biomasse. In questo Studio di fattibilità stiamo coinvolgendo anche il Comune che è proprietario del terreno in questione e che avrebbe il vantaggio di trasformare quest’area abbandonata in un parco senza nessun onere economico e anche in una fase successiva non dovrebbe preoccuparsi della manutenzione in quanto se ne occuperebbe questo gruppo di persone. Quest’azione permetterebbe di raggiungere lo scopo di BIC Lazio oltre che essere un vantaggio per la collettività.

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Quali sono stati i principali problemi che avete incontrato? Francesca Calenne (BIC Lazio): il primo problema è relativo alla parte progettuale a monte che è stata sviluppata con lo scopo di ottenere degli obiettivi di ricerca e non ha tenuto conto del fatto che l’impianto dovesse essere funzionale alle attività di BIC Lazio che aveva delle esigenze di operatività e di servizio alle imprese. Nel progetto iniziale era prevista una parte, tra l’altro anche consistente, di costruzione del modello di gestione che però è stata fatta in modo molto approssimativo dati i tempi stretti; BIC in quella fase avrebbe dovuto acquisire una competenza esterna per mettere subito in piedi il proprio percorso di sviluppo. Questa problematica è emersa in modo pieno dopo, cioè nella fase attuativa, quando è mancato il coordinamento tecnico necessario alla messa a punto di un progetto di gestione dell’impianto. Un’altra fase problematica è stata quella autorizzativa perché il Comune di Colleferro ha avuto dei tempi di approvazione del progetto molto lunghi, principalmente dovuta dovuta a questioni di consenso. Siamo in un territorio che ha avuto problematiche ambientali legate all’inquinamento e il tema biomasse è molto osteggiato, mal visto dalle comunità locali. Attraverso l’incontro e il confronto con le varie associazioni ambientaliste ha convinto l’idea di un impianto dimostratore gestito da un Ente di rilevanza regionale a sostegno delle start-up, e che fosse aperto e visitabile. A questo va aggiunta una criticità economico finanziaria perché il progetto avrebbe avuto bisogno di una leva finanziaria anche per una sua “messa a regime” dell’impianto e per le prime fasi di funzionamento dello stesso (proprio perché nasceva come impianto dimostratore a servizio della ricerca e dello sviluppo d’impresa). Invece questo “start-up” dell’impianto è stato finanziato da BIC Lazio con risorse proprie ordinarie. Inoltre le risorse stanziate inizialmente dalla Regione sono arrivate in ritardo e di questo ha risentito anche il rapporto con i fornitori. Il fondo è andato in perenzione e la Regione ha dovuto fare un iter molto lungo per rimetterlo in bilancio, a noi manca ancora una quota da incassare. Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): i fattori che non ci hanno consentito di raggiungere pienamente il risultato finale inizialmente prefissato sono dovuti al fatto che l’impianto doveva essere ad uso di un insediamento civile che si è ridotto rispetto alle condizioni iniziali e che una parte di quello che ci eravamo promessi di fare non è stato fatto a causa di problematiche di natura economica ma anche gestionale. Avremmo voluto lavorare con chi sviluppava questa tecnologia per migliorarla ma non è stato possibile in quanto le aziende che hanno realizzato l’impianto sono state trattate da fornitori e come tali si sono comportate e quella che poteva essere una collaborazione pubblico – privato è diventato un acquisto di tecnologie sul mercato. In oltre c’è stato un periodo in cui non è stato possibile far fronte a nessun impegno finanziario preso ed è stato difficile mantenere i rapporti con i fornitori. Poi è stato scelto un modello di gestione che necessitava della disponibilità di un tecnico locale piuttosto che quello che noi immaginavamo di fare, ovvero una “palestra” in cui far crescere i ragazzi interessati alla tecnologia. Ci sono state delle varianti all’importo dei lavori per la realizzazione dell’impianto stabilito nel bando di gara? Se si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute in corso d’opera? Francesca Calenne (BIC Lazio): no, da quello che mi ricordo non ci sono state varianti all’importo dei lavori. Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati? Quali sono stati i problemi che hanno rallentato i tempi d’esecuzione? Francesca Calenne (BIC Lazio): i termini non sono stati rispettati, proprio perché i tempi di cantiere sono stati più lunghi del previsto ma le ditte non hanno responsabilità, l’opera è stata consegnata in ritardo perché l’area ancora non era disponibile. La consegna formale dell’impianto è avvenuta nei tempi previsti ma nel sito della ditta appaltante, a Pescia (PT), in una fase successiva è stato trasportato e assemblato l’impianto in quest’area.

Definizione tecnico funzionale dell’intervento: Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento? Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): abbiamo scelto una tecnologia un po’ particolare che ci consentiva di sviluppare il modello di utilizzo delle biomasse in una configurazione estremamente locale di filiera corta. Volevamo

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realizzare un impianto che fosse in grado di utilizzare biomasse diverse, disponibili nel territorio, per raggiungere la quantità di materiale necessaria a garantire con continuità la produzione di energia elettrica. L’impianto nello specifico consuma 150 kg/ora il che significherebbe, per un utilizzo elevato di circa 7.000 ore, un migliaio di tonnellate l’anno e se il materiale non è prodotto localmente si riduce il beneficio ambientale derivante dall’utilizzo della biomassa. Per far questo abbiamo modificato il sistema di combustione rispetto allo standard. Sulla base dei dati misurati l’impianto di Colleferro risulta essere remunerativo dal punto di vista della produzione di energia elettrica, considerando anche gli incentivi, solo se si utilizza il calore in modo massiccio in quanto consente di valorizzare in misura maggiore il combustibile di partenza. L’impianto rappresenta la taglia minima per questa tipologia perché la spesa per unità di kW installata al diminuire dei 100 kW diventa ancora più grande quindi si stringono ancora di più i margini sugli utilizzi annuali, in particolare del calore. Considerando che i 100 kW di taglia originale della turbina diventano 70 kW nella sua versione a biomassa che diventano 40 - 50 kW con materiale umido e che turbine di taglia inferiore sono le Capstone da 30 kW e non sono italiane oppure ci sono motori piccoli come gli Stirling con potenze dell’ordine di 1 – 3 kW, appare evidente che queste tecnologie hanno un costo per unità di kW che è molto più elevato della turbina che abbiamo scelto per l’impianto di Colleferro. L’impianto ha una potenza leggermente superiore al fabbisogno della struttura dell’Incubatore di BIC Lazio in quella che era la sua versione più estesa. Il nostro intento principale è di migliorare l’impianto, per esempio utilizzando una parte del calore disponibile per pretrattare la biomassa rendendola meno umida. Questo tipo di fonte energetica non è strettamente normata e ci si trova ad utilizzare materiali di combustione non omogenei. C’è da dire però che la tecnologia utilizzata è interamente italiana e il finanziamento che abbiamo ottenuto è andato ad aziende italiane: la Turbec che è emiliana ed ha rilevato un prodotto svedese che al momento è leader in Europa per questo tipo di installazioni e la Metalref che è toscana. Può essere considerato come un banco di prova per far crescere ulteriormente queste aziende a partire dai problemi che hanno incontrato e si è rivelato efficace in quanto ad oggi hanno ricevuto più domande di quante ne riescano ad assolvere. Esistono sicuramente delle tecnologie alternative non italiane che sono più performanti dal punto di vista della combustione della biomassa ma anche più costose. Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): quando sono arrivato ho visionato il contratto e ho verificato che i dati tecnici sono effettivamente conformi a quanto rilevato dal funzionamento effettivo dell’impianto. Il fatto che sia stato dato il mandato della progettazione all’Università presenta delle caratteristiche positive riconducibili alla ricerca e al carattere sperimentale dell’impianto ma anche critiche in quanto questo ha comportato un investimento maggiore. L’impianto non soddisfa la funzione di offrire un servizio di climatizzazione all’Incubatore perché è stato dimensionato su un fabbisogno maggiore ma se invece di ospitare 4 o 5 piccole aziende ne venissero ospitate 15 allora converrebbe tenerlo acceso. Per essere un modello di riferimento in questa tecnologia, dopo 2 o 3 anni di esperienza, sarebbe necessario fare qualcosa di più, per esempio cedere il calore in eccesso alimentando una serra o una piscina. L’impianto è dimensionato per climatizzare più di 33 appartamenti ed è in grado di produrre energia elettrica facendo girare l’aria calda dalla caldaia alla turbina ed è proprio questo che lo rende un impianto sperimentale che ha dovuto unire le esigenze di ricerca dell’Università di Tor Vergata a quelle di fornire un servizio di climatizzazione per l’Incubatore di BIC Lazio e di dimostrazione per la diffusione del tema agroenergetico. Purtroppo attualmente non ci sono le condizioni affinché vengano assolte tutte queste funzioni. Ogni volta che vengono fatte delle modifiche migliorative all’impianto si riaccende per verificarne il funzionamento. Probabilmente verrà messo in funzione nel mese di agosto, quando si potrà testare l’esito di una piccola modifica al sistema di aspirazione fumi e ci sarà una maggiore esigenza di rinfrescamento nei locali dell’Incubatore. Francesca Calenne (BIC Lazio): l’impianto era stato pensato per essere multifuel, ma in fase attuativa ci siamo resi conto che non era possibile a livello autorizzativo: i vigili del fuoco non permettono un esercizio simultaneo o parallelo di combustibili di diversa natura quali bio olio, biogas e biomasse solide. Sarebbe pericoloso anche per il personale lavorare in un luogo in cui vengono tenuti insieme serbatoi contenenti olio, gas e cippato di legna vergine. Abbiamo dovuto fare una scelta e dato che nel territorio non c’era disponibilità di biogas abbiamo scelto di utilizzare il cippato con cui è stato fatto il certificato di collaudo. L’impianto è stato progettato per avere la massima flessibilità quindi dispone di 3 bruciatori diversi per biomasse allo stato solido, liquido e gassoso; a livello sperimentale si potrebbe

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autorizzare l’uso parallelo di differenti biomasse ma per ora abbiamo l’autorizzazione per utilizzare in continuo solo il cippato.

Valutazione in termini di gestione e redditività: Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda? In base a quali parametri è stato dimensionato l’impianto? Francesca Calenne (BIC Lazio): è stato fatto una sorta di audit del fabbisogno energetico della struttura dell’Incubatore ma molto approssimativo, una stima di massima dei costi annui d’impiego di GPL e di energia elettrica; non è stata fatta invece un’analisi della struttura dell’Incubatore, di eventuali altre utenze che potevano essere collegate all’impianto viste poi le sue caratteristiche. Ora che l’opera è stata realizzata ritiene validi i parametri utilizzati? Francesca Calenne (BIC Lazio): penso che i parametri di partenza siano stati pochi e approssimativi. Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): no. Quando vengono a visitare l’impianto e si rendono conto che non è redditizio ci ripensano, per rendere possibile la replicabilità dell’impianto la prima esperienza sarebbe dovuta essere redditizia. Infatti quando vengono a visitarci proprietari di agriturismi, di vivai, di uliveti ecc. facciamo un’ipotesi di business plan in base al volume da servire e alla disponibilità di materie prime. L’offerta di energia elettrica e termica prodotta dal nuovo impianto di trigenerazione soddisfa la domanda di elettricità, aria calda e aria fredda? Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): la soddisferebbe ma non conviene tenerlo acceso perché costerebbe più il cippato utilizzato che l’energia effettivamente consumata. Se ci fosse un maggior numero di utenze converrebbe tenerlo costantemente in funzione. Quante tonnellate di biomassa servono annualmente per alimentare l’impianto? Chi si occupa dell’approvvigionamento? Da dove proviene la biomassa? Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): attualmente, considerando l’uso sporadico dell’impianto, servono circa 250 tonnellate l’anno se invece rimanesse acceso 7.000 ore l’anno ne servirebbero 1050. Mi occupo personalmente di coordinare l’approvvigionamento, abbiamo avviato una procedura di selezione per individuare i fornitori di cippato li abbiamo cercati tra chi fa interventi di manutenzione del verde, manutenzione boschiva anche nella zona di Viterbo, o bonifiche per debellare parassiti infestanti come nel caso di Civitavecchia. Adesso abbiamo un piccolo albo di riferimento con la qualificazione dei fornitori a km zero quindi la loro organizzazione, la provenienza del materiale, la tracciabilità dello stesso, la qualità e la resa energetica. Vado personalmente sul posto a verificare se il cippato è di legna vergine e studio la resa energetica del materiale, per esempio il pioppo rende meno del castagno che rende meno del faggio, e come questo si comporta in funzione del livello di umidità. La biomassa proviene da Monterondo, da Frosinone, abbiamo provato anche quella di Velletri, di Artena, di Lariano, abbiamo contattato anche dei potenziali fornitori a Fiuggi, a Soriano nel Cimino, a Venafro e a Campoverde. Qual è la modalità di gestione? Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): l’accensione dell’impianto è saltuaria e avviene a livello dimostrativo per nuove aziende interessate, fornitori o chi ha interesse ad avvicinarsi alla costruzione di un impianto di questo tipo. Logicamente cerchiamo di conciliare più esigenze, quali le visite, gli interventi di manutenzione e le necessità di BIC. Prima ero responsabile dei servizi tecnici della centrale termica di Castellaccio e in un impianto piccolo come questo ci sono le stesse problematiche tecniche e di sicurezza perché i fluidi sono in movimento ad alta temperatura. Per gestire il coordinamento tecnico è necessario valutare le competenze di chi opera all’interno dell’impianto, gestire il rapporto con i fornitori e con tutto il personale tecnico che, a seconda delle problematiche rilevate, viene chiamato per fare una diagnosi.

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E’ prevista una scadenza temporale alla gestione dell’impianto? E alla permanenza delle imprese ospitate nell’Incubatore? Francesca Calenne (BIC Lazio): la permanenza delle imprese all’interno dell’Incubatore è temporanea, legata allo sviluppo della startup. Nella gran parte la tempistica è di 3 anni di affiancamento per lo sviluppo iniziale, più 2 per l’insediamento, pagando un canone di servizi che BIC offre all’impresa. La gestione dell’impianto non ha una scadenza, essendo stato promosso da BIC attraverso un fondo regionale. Attualmente la gestione è affidata ad un fornitore esterno ma pur sempre in capo a BIC, attraverso un contratto limitato nel tempo. In passato ci sono stati affidamenti della durata di un anno mentre quest’anno è stato fatto un affidamento di cinque mesi con interruzione nel mese di agosto, quando non si necessita di manutenzione.

Valutazioni sul risultato finale in termini di qualità del servizio erogato: Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo impianto biomassa multifuel? Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): dal punto di vista emissivo l’impianto è facilmente controllabile, è dotato di un depolverizzatore multiciclone per la riduzione del contenuto di polveri. Donato Chimisso (Consulente di BIC Lazio): l’impatto è sicuramente positivo. Quante sono le tonnellate equivalenti di petrolio (Tep) risparmiate e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di emettere ogni anno grazie a questo intervento? Francesca Calenne (BIC Lazio): il funzionamento è stato talmente contenuto che ad oggi è impossibile valutare i risparmi in termini di materie prime. I valori stimati potranno essere verificati laddove successivamente vi sarà un esercizio più costante dell’impianto.

Sulla base dell’esperienza maturata: Pensa sia auspicabile intraprendere delle procedure di Partenariato Pubblico Privato per la realizzazione di impianti di questo tipo? Francesca Calenne (BIC Lazio): decisamente si. La strada futura è quella degli investimenti nelle energie rinnovabili. La difficoltà delle amministrazioni a sostenere gli investimenti rende essenziale la partecipazione del privato, anche per quanto riguarda la valorizzazione del territorio e lo sviluppo di beni pubblici sia da un punto di vista economico che di manutenzione e salvaguardia. Anche in questa esperienza sarebbe stata utile la partecipazione di un privato. Stefano Cordiner (Università di Tor Vergata): sicuramente. Anche in questo caso specifico sarebbe stato utile intraprendere una procedura di Partenariato Pubblico Privato in quanto il partner privato sarebbe stato interamente coinvolto nel processo sentendosene parte integrante e questo ci avrebbe permesso di instaurare la collaborazione che avremmo voluto.

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3.2. UNIONE COMUNI VALDARNO E VALDISIEVE: impianti di teleriscaldamento a biomasse legnose L'Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve, nel solco degli importanti risultati ottenuti dall'Ente nella sua precedente veste di Comunità Montana Montagna Fiorentina, si pone l’obiettivo strategico di sviluppare la valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili. Per questo l’Ente si impegna nella realizzazione di una serie di impianti che porteranno la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili nel suo territorio a livelli di eccellenza rispetto ai limiti fissati dal protocollo di Kyoto. In questo percorso sono prioritarie le fonti energetiche rinnovabili più tipiche dell'ambiente montano quali il legno, e l'acqua. Per quanto riguarda le biomasse legnose l’interesse verso questa potenziale fonte di energia rinnovabile diventa concreto nel 2002 quando in occasione di una visita guidata agli impianti della Val d’Ultimo in Alto Adige, organizzata dall’ARSIA (Agenzia Regionale per lo Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo forestale), alcuni esponenti tecnici e amministrativi dell’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e della Regione Toscana hanno il primo contatto con questa tipologia d’impianti. In seguito a quella visita la Comunità Montana di allora decide di inserire nel Piano di sviluppo socio economico un settore specifico sulla valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili, in particolar modo rispetto alle biomasse di origine forestale e, ad oggi, sono già stati realizzati 4 impianti di teleriscaldamento.

3.2.1. Gli impianti di teleriscaldamento dell’Unione di Comuni Valdarno Valdisieve1 Il primo impianto viene realizzato a Rincine, nel Comune di Londa (Fi), mediante un appalto pubblico ed è gestito in amministrazione diretta. A seguito del successo dell’operazione l’Ente decide di fare uno Studio di fattibilità per capire quali fossero i Comuni maggiormente interessati a proporre il teleriscaldamento anche a servizio di utenze private. Vengono così realizzati gli impianti di Pomino, nel Comune di Rufina (Fi) e di Castagno d’Andrea, nel Comune di San Godenzo (Fi), attraverso un processo partecipato con la cittadinanza e la loro gestione viene affidata mediante una concessione di servizi. L’ultimo impianto viene realizzato a Vallombrosa, nel comune di Reggello (Fi), su iniziativa dell’UTB (Ufficio Territoriale per la Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa e dei Monaci Benedettini Vallombrosani ed è gestito dall’UTB. In questo contesto l’impianto di teleriscaldamento di Pomino è stato scelto per l’analisi di dettaglio (vedi capitolo 3.2.2.) in quanto attualmente è gestito da un privato selezionato con una procedura di Partenariato Pubblico Privato. Di seguito vengono invece presentati i dati di sintesi dei quattro impianti realizzati.

Impianto di teleriscaldamento di Rincine, nel Comune di Londa E’ il primo impianto progettato e realizzato in Toscana ma rappresenta anche il primo impianto realizzato nell’Italia centro - meridionale. L’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina con l’intenzione di valorizzare le risorse tipiche del territorio rurale e montano, individua nel complesso demaniale di Rincine un potenziale centro dimostrativo per le energie rinnovabili e decide, nell’ambito del progetto ProEnergy, di realizzare un impianto di teleriscaldamento alimentato da una caldaia a cippato di legna. Il 28 ottobre 2003 pubblica il bando per la realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato da una caldaia a biomassa e nell’ottobre 2004 entra in funzione l’impianto. L’importo complessivo dei lavori è di euro 266.164, stanziati dalla Regione Toscana (Mipaf – Progetto ProBio), dai fondi comunitari

1 Le immagini presenti nel capitolo 3.2. sono state fornite dall’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve

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(programma Leader+), dalla Provincia di Firenze e dallo stesso Ente Comunità Montana Montagna Fiorentina. Il rifornimento della caldaia proviene interamente da interventi colturali effettuati nei rimboschimenti di conifere del complesso dagli operai forestali dell’Ente, pertanto la gestione è in amministrazione diretta. Anche grazie all’istallazione di un impianto a turbina per la produzione di energia elettrica (minihydro) da immettere nella rete ENEL, l’Ente trae da questo intervento un considerevole beneficio economico in termini di risparmio energetico: in quasi 10 anni di funzionamento dell’impianto c’è stato un abbattimento sui costi di combustibile del 70% rispetto alla precedente alimentazione a gasolio. L’obiettivo dell’Ente è di fornire un modello riproducibile ai soggetti che vorranno realizzare impianti analoghi sia in termini di economicità che in termini di compatibilità ambientale e paesaggistica. Definizione tecnico funzionale dell’impianto

L'impianto di teleriscaldamento di Rincine riscalda e fornisce acqua calda sanitaria ai fabbricati del Centro aziendale del servizio attività forestali presso cui è collocato, per un totale di circa 6.500 mc serviti tra cui: uffici, foresteria, centro polifunzionale e altre unità ad uso residenziale. Viene alimentato da circa 600 quintali di biomassa legnosa l’anno che proviene interamente dal complesso forestale di Rincine e quindi percorre una distanza massima di circa 5 - 6 km. Il complesso forestale di Rincine appartiene al patrimonio agricolo forestale della Regione Toscana e viene gestito per delega dall’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve che attua gli interventi previsti dal Piano di gestione e, dovendosi occupare anche dello smaltimento degli assortimenti legnosi non apprezzati dal mercato, li utilizza come combustibile legnoso trasformando così il problema dello smaltimento in una risorsa. L’istallazione di un impianto a turbina per la produzione di energia elettrica da minihydro permette di ottenere ulteriori benefici economici, oltre che ambientali, derivanti dalla vendita dell’energia immessa nella rete ENEL. L’impianto sfrutta una

condotta esistente, parzialmente adeguata allo scopo, che dall’invaso artificiale dell’Aina rifornisce il vivaio posto presso la sede del Centro aziendale del servizio attività forestali. Tabella 3.2. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Rincine

Impianto di teleriscaldamento Impianto minihydro

Tep (tonnellate equivalenti petrolio) risparmiate ogni anno 24,09 17,74

Riduzione di CO2 annua 143,03 t 105,55 t

Fabbisogno medio annuo di cippato 53.529 kg -

Esigenze termiche annue / Produzione annua 783.910 MJ 80.640 kWh

Costo annuo di combustibile cippato / Ricavo annuo 1.606 euro 8.329 euro

Costo alternativo annuo di gasolio 23.653 euro 23.653 euro

Costo alternativo annuo di GPL 23.439 euro 23.439 euro

PBP (Pay Back Period) su extra costo 2 anni 5 anni Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Unione di Comuni Valdarno Valdisieve

Il cuore dell’impianto di teleriscaldamento è una caldaia a griglia mobile da 320 kW termici che misura 2.715 mm x 1.070 mm e ha un’altezza di 2.300 mm, la pressione massima di esercizio è di 4 bar, la temperatura massima mandata è di 110°C, è dotata di scambiatore di emergenza, il diametro dello scarico dei fumi è di 300 mm e il peso totale a vuoto è di 4.120 kg. Il combustibile utilizzato è pellet o legno sminuzzato del tipo G50 – W30 secondo la norma austriaca ONORM M 7133, la rete di distribuzione è di 130 m lineari e il volume riscaldato di progetto è di 6.515 mc. La caldaia ha le seguenti caratteristiche:

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‐ tubi di fumo a tre giri di fumo; ‐ camera di raccolta fumi posteriore; ‐ camera di combustione con struttura a quattro strati (refrattario, isolante, intercapedine a circolazione d’aria

con recupero di calore, isolamento esterno). Per la combustione della biomassa la caldaia è dotata di:

‐ alimentatore a coclea rivestito in lamiera di acciaio; ‐ griglia di combustione a gradini in materiale resistente al calore; ‐ vano per la cenere situato in basso, predisposto per l’inserimento di un estrattore automatico della cenere; ‐ camera di combustione a vortice ad alta temperatura completamente rivestita di refrattario resistente alle alte

temperature; ‐ regolazione separata dell’aria primaria o secondaria; ‐ possibilità di collegamento della coclea di alimentazione su tre lati della caldaia; ‐ isolamento esterno con 100mm di lana di roccia rivestita di lamiera di acciaio; ‐ completa di attrezzi per la pulizia, flangie di collegamento, interruttori di apertura porte; ‐ dispositivi di sicurezza: Scambiatore di sicurezza, Tubo di sicurezza, Valvola di scarico termico, Serranda

tagliafiamma, Sprinkler automatico sul cippato, Controllo temperatura deposito, Estintore, Termostato di sicurezza.

L’emissione polveri è inferiore a 100 mg/Nmc. Equivalenza energetica: 1 q di cippato = 35 l di gasolio = 35 mc di metano = 45 l di GPL

1 q di pellet= 50 l di gasolio = 50 mc di metano = 65 l di GPL

Impianto di teleriscaldamento di Pomino, nel Comune di Rufina Rappresenta in questo contesto il primo impianto a servizio di comunità rurali oltre che di strutture pubbliche. Dopo l’esperienza positiva dell’impianto di Rincine, l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina predispone uno Studio di fattibilità allo scopo di verificare quali fossero le comunità più interessate a realizzare un impianto di teleriscaldamento e l’esistenza di soggetti della filiera disponibili ad approvvigionare l’impianto. A manifestare interesse e un’urgenza maggiore sono i Comuni che presentano frazioni rurali non servite dal metano ovvero il Comune di Rufina, il Comune di San Godenzo e l’UTB (Ufficio Territoriale per la Biodiversità) di Vallombrosa, nel Comune di Reggello. Nel 2005 comincia

un percorso partecipato con gli abitanti di Pomino che avevano un serio problema a sostenere i costi per il riscaldamento e l’acqua calda sanitaria (2.500 euro annui per famiglia); i cittadini vengono invitati ad un incontro durante il quale gli viene illustrata l’opportunità di realizzare un impianto di teleriscaldamento previo il loro consenso. Dopo periodiche riunioni e una visita all’impianto di Rincine gli abitanti di Pomino si convincono dell’efficienza dell’impianto e concordano insieme all’Ente un’ubicazione differente rispetto a quella di progetto. Nel 2007 la Regione Toscana pubblica un bando di finanziamento per la produzione di energia nelle aree rurali al quale l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina partecipa con i contratti di allacciamento già firmati ed accede ai finanziamenti richiesti per tutti e tre gli impianti di teleriscaldamento. Alla fine del 2008 l’Ente, dopo aver approvato il progetto definitivo dell’impianto di teleriscaldamento di Pomino, pubblica un bando di gara europeo per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 333.230 e, nel mese di febbraio 2009, pubblica un bando per i lavori di realizzazione dell’impianto per un importo di euro 729.805. In seguito all’aggiudicazione di entrambe le gare e prima del termine dei lavori, l’Ente pubblica un bando per l’affidamento in concessione della gestione dell’impianto. La concessione viene assegnata a fine ottobre del 2009 ad un’ATI composta da una Esco, una

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Cooperativa forestale e uno Studio di progettazione. L’impianto è stato acceso per la prima volta a marzo del 2010, a maggio dello stesso anno è stato consegnato al concessionario e risulta attualmente in esercizio. Definizione tecnico funzionale dell’impianto L'impianto di teleriscaldamento di Pomino attualmente fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 84 utenze di cui 72 dal momento della sua entrata in funzione (per un volume di 27.300 mc serviti) e le restanti 12 dal mese di settembre 2012. L’impianto viene alimentato dalla biomassa proveniente dai terreni circostanti che sono di un’azienda che possiede oltre 1.600 ettari di boschi intorno a Pomino e con cui l’ATI ha trovato un accordo commerciale relativo al prezzo del cippato fornito all’impianto. L’impianto di teleriscaldamento di Pomino è costituito da:

‐ deposito cippato in cemento armato con tetto carrabile; ‐ centrale termica in cemento armato dove sono alloggiate le 2 caldaie; ‐ rete di distribuzione in ferro preisolato con segnalazione elettronica delle perdite in cui circola acqua come

vettore del calore. L’estrazione del cippato dal deposito alle caldaie avviene per mezzo di un sistema di rastrelli che muovendosi sul fondo del deposito lo trasportano in canali di caduta dove varie coclee lo direzionano e lo convogliano in camere di combustione. L’impianto è dotato di numerose soluzioni progettuali tese ad ottenere affidabilità di funzionamento, economicità, sicurezza e basse emissioni inquinanti. L’abbattimento del particolato nei fumi di combustione avviene tramite multi ciclone e filtro elettrostatico prima dell’immissione in atmosfera, risulta quindi inferiore a 25 mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una sottostazione con 2 scambiatori di calore (acqua calda sanitaria e riscaldamento) e 1 contatore di calore. La contabilizzazione dei consumi avviene in telelettura. Le caldaie Binder RRK 640-850 e RRK 400-600 hanno una potenza totale di 970 kW termici, il volume del deposito di cippato è di 408 mc, il volume dell’accumulo inerziale di acqua è di 25.000 l e la rete di distribuzione è lunga 1.505 m.

Tabella 3.3. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Pomino Impianto di teleriscaldamento

Tep (tonnellate equivalenti petrolio) risparmiate ogni anno 190

Riduzione di CO2 annua 550 t

Fabbisogno medio annuo di cippato 600 t

Autonomia media – periodo invernale 45 giorni

Costo di realizzazione 1.300.000 euro Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Unione di Comuni Valdarno Valdisieve

Impianto di teleriscaldamento di Castagno d'Andrea, nel Comune di San Godenzo

Si presenta come l’impianto gemello di Pomino infatti la situazione di partenza risulta analoga in quanto è stato realizzato mediante un processo partecipato con la cittadinanza e il quadro economico dell’intervento è pressoché identico. Alla fine di marzo 2007 l’Amministrazione illustra alla popolazione la proposta del teleriscaldamento a legno cippato, poco più di un anno dopo pervengono 80 adesioni e si avvia quindi la procedura per la realizzazione dell’impianto. A seguito di due gare per la concessione di costruzione e gestione andate deserte, l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina decide di adottare la stessa procedura utilizzata per realizzare

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l’impianto di Pomino e, a dicembre del 2009, pubblica il bando di gara europeo per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 269.260. A febbraio 2010 viene aggiudicata la gara e l’Ente pubblica un bando per i lavori di realizzazione dell’impianto per un importo di euro 799.543 che viene aggiudicato nel mese di aprile. Ad ottobre del 2010 l’Ente indice una gara per la concessione in gestione dell’impianto che viene aggiudicata nel mese di novembre ad un’ATI composta da un Cooperativa di termoidraulici e un’Azienda agroforestale. L’ATI comincia la gestione dell’impianto a maggio 2011, data della prima accensione, ma la Capofila viene messa in liquidazione per motivi legati alla mancata riscossione di crediti e a settembre del 2012 abbandona la gestione dell’impianto. Ad oggi l’impianto viene gestito in amministrazione diretta dall’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve che si impegna affinché venga affidata nuovamente la gestione dell’impianto ad un altro soggetto. Definizione tecnico funzionale dell’impianto L'impianto di teleriscaldamento di Castagno d’Andrea fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 93 famiglie e 2 utenze pubbliche, per un volume totale servito di 30.000 mc ed è costituito da:

‐ deposito del cippato in cemento armato; ‐ centrale termica realizzata con struttura in cemento armato e

tamponature in laterizio ospita le 2 caldaie e tutta l’impiantistica idraulica della rete di teleriscaldamento;

‐ rete di distribuzione, in cui circola acqua come vettore termico, realizzata con tubazioni di acciaio preisolate con sistema di rilevamento delle perdite.

L’estrazione del cippato dal deposito avviene grazie a un sistema a rastrelli che, muovendosi avanti e indietro sul fondo del deposito, lo trasportano nel canale principale dal quale un viene inviato, per mezzo di un sistema di coclee, ad un serbatoio intermedio e da

questo alle camere di combustione delle due caldaie. L’impianto è dotato di numerose soluzioni progettuali tese ad ottenere affidabilità di funzionamento, economicità, sicurezza e basse emissioni inquinanti. L’abbattimento del particolato nei fumi di combustione avviene tramite multi ciclone e filtro a maniche ad elevata efficienza prima dell’immissione in atmosfera, risulta quindi inferiore a 30 mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una sottostazione con 2 scambiatori di calore (acqua calda sanitaria e riscaldamento) e di 1 contatore di calore che consente la contabilizzazione dei consumi mediante telelettura. Le caldaie Uniconfort Biotec G30 e G50 hanno una potenza totale di 400+580 kW termici, il volume del deposito di cippato è di 180 mc, il volume dell’accumulo inerziale di acqua è di 10.000 litri e la rete di distribuzione è lunga 2.400 m. Tabella 3.4. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Castagno d’Andrea

Impianto di teleriscaldamento

Tep (tonnellate equivalenti petrolio) risparmiate ogni anno 190

Riduzione di CO2 annua 480 t

Fabbisogno medio annuo di cippato 700 t (al 35% di contenuto idrico)

Autonomia media – periodo invernale 11 giorni

Costo di realizzazione 1.318.000 euro Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Unione di Comuni Valdarno Valdisieve

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Impianto di teleriscaldamento di Vallombrosa, nel Comune di Reggello Si differenzia dagli altri impianti perché l’iniziativa parte dall’UTB (Ufficio Territoriale per la Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa e dalla Fondazione San Giovanni Gualberto dei Monaci Benedettini Vallombrosani mentre per gli impianti di Pomino e di Castagno l’iniziativa era partita dai Comuni che facevano da portavoce agli abitanti delle frazioni non metanizzate. In questo caso il processo comincia nel 2007 con lo Studio di fattibilità finanziato dal Ministero dell’Ambiente e realizzato da AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali), allo

scopo di verificare la possibilità di realizzare un impianto di teleriscaldamento alimentato a legno cippato di provenienza forestale a servizio della frazione di Vallombrosa. A luglio 2008 viene stipulato un Accordo di Programma tra l’UTB, l’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e il Comune di Reggello per realizzare l’impianto. In seguito all’approvazione del progetto definitivo, avvenuta a settembre 2009, viene pubblicato il bando per la fornitura e posa in opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per un importo di euro 170.000 che viene aggiudicato a febbraio 2010. Un mese dopo l’aggiudicazione viene pubblicato il bando per i lavori di realizzazione dell’impianto per un importo di euro 303.000 che viene aggiudicato ad aprile. L’impianto, finanziato per metà dalla Regione Toscana (Programma degli investimenti sulla produzione di energia per le aree rurali della L.R. 70/2005) e per l’altra metà in parti uguali dal Comune di Reggello e dall’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina, viene acceso per la prima volta a maggio 2011. L’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve che si è fatta carico dell’iter procedurale che ha portato alla realizzazione dell’impianto ne è comproprietaria insieme al Comune mentre la gestione è complessivamente affidata all’UTB, le cui strutture sono servite dal teleriscaldamento stesso, che provvede anche alla fornitura del cippato di legno vergine proveniente dall’ordinaria gestione della Foresta di Vallombrosa. Definizione tecnico funzionale dell’impianto L'impianto di teleriscaldamento di Vallombrosa fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria all’Abbazia di Vallombrosa, alle strutture dell’UTB e a una famiglia, per un totale di 16 edifici serviti e un volume di 45.000 mc. L’impianto è costituito da:

‐ deposito del cippato realizzato in cemento armato con tetto carrabile; ‐ centrale termica anch’essa in cemento armato dove sono alloggiate le 2 caldaie; ‐ rete di distribuzione, in cui circola acqua come vettore del calore, realizzata in ferro preisolato con

segnalazione elettronica delle perdite. L’estrazione del cippato dal deposito fino alle caldaie avviene grazie a rotore con 2 bracci articolati posto in fondo al deposito, che convoglia il combustibile in un canale di coclea e poi, attraverso uno smistatore, nelle camere di combustione. L’impianto è dotato di numerose soluzioni progettuali tese ad ottenere affidabilità di funzionamento, economicità, sicurezza e basse emissioni inquinanti. Per l’Abbazia, caratterizzata da un volume molto superiore alle altre utenze e da un fabbisogno variabile del riscaldamento, si è prevista un’apposita modulazione del servizio. L’abbattimento del particolato nei fumi di combustione avviene tramite multiciclone e filtro a umido prima dell’immissione in atmosfera, che risulta quindi inferiore a 25 mg/Nmc. Ciascuna utenza è dotata di una

sottostazione con contatore. L’impianto fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria durante tutto l’anno.

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Le caldaie Mawera FU 350 e 550 RIA hanno una potenza totale di 900 kW termici, il volume del deposito di cippato è di 93 mc, il volume dell’accumulo inerziale di acqua è di 15.000 l e la rete di distribuzione è lunga 1.274 m. Tabella 3.5. - Dati economico-ambientali dell’impianto di Vallombrosa

Impianto di teleriscaldamento Tep (tonnellate equivalenti petrolio) risparmiate ogni anno 105 Riduzione di CO2 annua 302 t Fabbisogno medio annuo di cippato 330 t Autonomia media – periodo invernale 15 giorni Costo di realizzazione 577.000 euro

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Unione di Comuni Valdarno Valdisieve

3.2.2. Realizzazione di un impianto di teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private nel Comune di Rufina (FI), in località Pomino

L’Unione Comuni Valdarno Valdisieve nella sua precedente veste di Comunità Montana Montagna Fiorentina, decide di intraprendere un percorso partecipato con la cittadinanza della frazione di Pomino, nel Comune di Rufina, che porterà alla realizzazione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali. L’Amministrazione realizza l’impianto a sue spese usufruendo del finanziamento di euro 400.000 ricevuto dalla Regione Toscana. Come primo passo individua il fornitore delle caldaie mediante bando europeo, poi pubblica un altro bando per individuare la ditta che si occuperà dei lavori e, una volta avviata l’opera e prima del termine dei lavori, in data 2 novembre 2009 affida la concessione di servizi per la gestione dell’impianto all’ATI composta da: MUGELLO GESTIONI ENERGIA, AGRIAMBIENTE MUGELLO scarl e INTERSTUDI srl. Nel mese di maggio 2010 viene consegnato l’impianto che fornisce riscaldamento e acqua calda sanitaria a 72 utenze (27.300 mc) che pagano una tariffa bloccata per i primi 2 anni di 80 euro a MWh. Il Concessionario si occupa dell’approvvigionamento, della manutenzione e del corretto funzionamento dell’impianto, riscuote le tariffe applicate all’utenza e versa all’Amministrazione un canone annuo composto da una quota fissa di euro 10.000 e da una quota variabile pari al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti. Dopo il primi 18 mesi di gestione una forte incongruenza tra il valore di assorbimento stimato nel Piano Economico Finanziario pari a 2.400 MWh e quello effettivo di 650 MWh, porta alla revisione del canone di concessione con un abbattimento della quota fissa che diventa di euro 1.000. Nel mese di settembre 2012 vengono allacciate ulteriori 12 utenze, per un totale di 84 utenze servite, e la tariffa viene adeguata sulla base dell’aumento del costo del legno cippato raggiungendo i 92 euro a MWh.

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Ricostruzione storico procedurale Nel 2002 in occasione di una visita guidata agli impianti di teleriscaldamento della Val d’Ultimo in Alto Adige, organizzata dall’ARSIA (Agenzia Regionale per lo Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo forestale), alcuni esponenti tecnici e amministrativi dell’allora Comunità Montana Montagna Fiorentina e della Regione Toscana hanno il primo contatto con questa tipologia d’impianti. Il 24 febbraio 2005 la Regione Toscana emana la legge n. 39 recante “Disposizioni in materia di energia” nella quale si stabilisce che l’azione pubblica sia finalizzata a soddisfare il fabbisogno energetico regionale secondo criteri di efficienza economica, rispetto della concorrenza, contenimento dei costi per l’utenza, compatibilità con la sostenibilità dello sviluppo e la tutela dell’ambiente e della salute. Individua inoltre, fra gli obiettivi prioritari della Regione, la “promozione delle fonti rinnovabili” e la “riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e diversificazione delle fonti, privilegiando la valorizzazione delle risorse locali”. In data 27 maggio 2005, con deliberazione del Consiglio n. 13, viene approvato il Piano di Sviluppo della Comunità Montana Montagna Fiorentina 2005 – 2007 nel quale viene inserito un settore specifico sulla valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili, in particolar modo si prevede di realizzare nuovi impianti di teleriscaldamento a biomassa forestale. In data 15 giugno 2005 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione di Giunta n. 41, approva il Progetto di individuazione e fattibilità di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali da realizzarsi nel suo territorio. Il 18 luglio 2005 l’Ente, con determinazione n.295, affida ad AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali) l’incarico per la realizzazione di uno Studio di fattibilità e Progetto preliminare di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali da realizzarsi nel territorio della Comunità Montana Montagna Fiorentina. Il 25 agosto 2005 viene stipulata la Convenzione con AIEL dove si stabilisce che prima di procedere al Progetto preliminare è necessaria l’approvazione dello Studio di fattibilità. Nell’autunno del 2005 comincia un processo partecipato che vede gli abitanti di Pomino, una frazione non metanizzata del Comune di Rufina, direttamente coinvolti nell’ipotesi di realizzare un impianto di teleriscaldamento a servizio della loro frazione. Nel periodo che va dal 2005 al 2010 sono 11 le comunicazioni circolari scritte agli interessati, molteplici le assemblee pubbliche e numerosi i contratti. In data 12 gennaio 2006 l’Ente, con deliberazione di Giunta n. 5, approva lo Studio di fattibilità consegnato da AIEL in data 4 gennaio 2006 che raccoglie 46 dichiarazioni d’impegno da parte dei residenti della frazione di Pomino, il 42% della popolazione. Il 26 giugno 2006 a seguito dell’approvazione dell’Accordo di programma stipulato tra la Comunità Montana Montagna Fiorentina e il Comune di Rufina viene approvato, con deliberazione della Giunta n. 37, il Progetto preliminare per la realizzazione di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a servizio dell’abitato di Pomino. Il 7 agosto 2006 l’Ente, con determinazione n. 379, indice la gara per l’affidamento della progettazione definitiva ed esecutiva dell’impianto. Il 27 ottobre 2006, con determinazione n. 507, viene aggiudicata la gara e affidato l’incarico allo studio Paolo Vangi.

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Il 20 febbraio 2007 la Regione Toscana pubblica il bando di finanziamento per la produzione di energia nelle aree rurali rivolto a Comuni, Comunità Montane e Province. La dotazione finanziaria è di 4.000.000 di euro erogati mediante contributi in conto capitale al 50%, sino ad un importo massimo finanziabile di 400.000 euro per intervento. Tra gli interventi finanziabili sono compresi gli impianti di teleriscaldamento orientati alla fornitura di energia ad abitazioni per le popolazioni rurali. In data 31 luglio 2007 la Comunità Montana Montagna Fiorentina presenta la domanda di cofinanziamento alla Regione Toscana per i 3 impianti di teleriscaldamento, allegando 85 contratti di allacciamento firmati dall’87% della popolazione. Per l’impianto di Pomino gli viene concesso il massimo importo finanziabile. In data 22 novembre 2007 il Comune di Rufina, con deliberazione di Giunta n. 196, approva il Progetto definitivo per la realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a servizio dell’abitato di Pomino. Il 6 febbraio 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione della Giunta n.15, approva a sua volta il Progetto definitivo. Il 20 settembre 2008 il Comune di Rufina, con deliberazione di Consiglio n. 71, approva la variante al regolamento urbanistico comunale che interessa l’abitato di Pomino e individua un’area di circa 500 mq da destinare all’impianto tecnologico di interesse pubblico. Il 2 ottobre 2008 il Comune di Rufina, con deliberazione della Giunta n. 85, approva il Progetto esecutivo per la realizzazione dell’impianto, modificato a seguito delle sopravvenute esigenze tecniche, attestando la conformità urbanistica ed edilizia dell’intervento. Il 6 ottobre 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina, con deliberazione della Giunta n.85, approva a sua volta il Progetto esecutivo. Il 28 ottobre 2008 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara europeo a procedura aperta e con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione per l’impianto di teleriscaldamento in località Pomino. L’entità dell’appalto è di euro 333.230 e il termine per la fornitura e posa dell’impianto è fissato in 60 giorni a decorrere dalla data di aggiudicazione dell’appalto. In data 30 dicembre 2008 viene aggiudicata la gara alla ditta Etatech srl che offrendo un ribasso del 12,6% porta l’importo della fornitura a euro 291.243 oltre IVA. Il 6 febbraio 2009 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara a procedura aperta e con il criterio di aggiudicazione del massimo ribasso percentuale sul corrispettivo per i lavori di realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa nella frazione di Pomino del Comune di Rufina. L’importo dei lavori è di euro 729.805 di cui euro 30.962 per oneri della sicurezza non soggetti a ribasso e il termine di ultimazione dei lavori è stabilito in 180 giorni a decorrere dalla data di inizio dei lavori. In data 30 marzo 2009 viene aggiudicata la gara alla ditta Mallardo Impianti srl che offrendo un ribasso del 17,3% porta l’importo dell’appalto a euro 577.817 oltre euro 30.962 per oneri della sicurezza non soggetti a ribasso e IVA. Il 4 maggio 2009 viene stipulato il contratto con la ditta aggiudicataria dell’appalto, il termine dei lavori è previsto per il mese di novembre.

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Il 5 ottobre 2009 la Comunità Montana Montagna Fiorentina pubblica un bando di gara a procedura aperta per l’affidamento della concessione di gestione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa in località Pomino. La durata della concessione è di 10 anni a partire dall’inizio della gestione e il canone annuale a base di gara che il Concessionario verserà all’Amministrazione si compone di una quota fissa di euro 10.000 e di una quota variabile da indicare in sede di gara non inferiore al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa. La formula di aggiudicazione è quella dell’offerta economicamente più vantaggiosa sulla base dei seguenti criteri:

‐ un massimo di 60 punti per la qualità dell’offerta tecnica, di cui 20 punti per il luogo di provenienza della biomassa (da 0 a 50 km 20 punti, da 50 a 100 km 10 punti e oltre i 100 km 0 punti), 15 punti per la vicinanza del magazzino per lo stoccaggio della biomassa alla centrale, 10 punti per la manutenzione dell’impianto, 10 punti per la reperibilità in caso di guasto e 5 punti per i servizi aggiuntivi;

‐ un massimo di 40 punti per l’offerta economica che sarà valutata solo se il concorrente riporti un punteggio di almeno 36 punti nella valutazione dell’offerta tecnica.

Al termine della gara, fissato in data 28 ottobre 2009, perviene un'unica offerta presentata dall’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl. Da verbale di gara, redatto in data 30 ottobre, risulta attribuito all’ATI un punteggio di 53 punti per la qualità dell’offerta tecnica. Il 2 novembre 2009 viene aggiudicato in via definitiva il contratto di concessione di servizi per la gestione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa di Pomino all’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl che offerto il rialzo minimo ammissibile del 15%. Nel mese di marzo 2010 l’impianto viene acceso per la prima volta. Nel mese di maggio 2010 viene consegnato l’impianto. Le utenze allacciate al teleriscaldamento sono 72 per un volume di 27.300 mc serviti e pagano una tariffa, bloccata per i primi 2 anni, di 80 euro a MWh. Ad ottobre 2011 il Concessionario, a seguito di problematiche economiche dovute ad una forte incongruenza con quanto previsto dal Piano Economico Finanziario: venivano assorbiti circa 650 MWh a fronte dei 2.400 MWh stimati nel PEF, chiede una revisione del canone di concessione. La Giunta dell’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve (ex Comunità Montana Montagna Fiorentina) decide di abbattere la quota fissa del canone da euro 10.000 a euro 1.000. A settembre 2012 vengono allacciate all’impianto altre 12 utenze, per un totale di 84 utenze servite. Le spese relative all’ampliamento dell’impianto sono completamente a carico del Concessionario che, trascorsi i primi due anni di gestione, chiede un adeguamento della tariffa sulla base dell’aumento del costo del legno cippato. L’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve autorizza il giustificato aumento della tariffa che da 80 euro a MWh raggiunge un importo di 92 euro a MWh. Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria dell’impianto di teleriscaldamento di Pomino:

2002 L’ARSIA organizza una visita guidata agli impianti di teleriscaldamento della Val d’Ultimo in Alto Adige a cui partecipano alcuni esponenti tecnici e amministrativi della Comunità Montana Montagna Fiorentina e della Regione Toscana.

24/02/2005 La Regione Toscana emana la L.R. n. 39 recante “Disposizioni in materia di energia”, fra gli obiettivi prioritari la “promozione delle fonti rinnovabili” e la “riduzione della dipendenza dalle fonti fossili e la diversificazione delle fonti, privilegiando la valorizzazione delle risorse locali”.

27/05/2005 Approvazione del Piano di sviluppo della Comunità Montana Montagna Fiorentina 2005 – 2007 che promuove la valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili e prevede la realizzazione di nuovi impianti di teleriscaldamento a biomassa forestale.

15/06/2005 Approvazione del Progetto di individuazione e fattibilità di un impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali da realizzarsi nel territorio della Comunità Montana Montagna Fiorentina.

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18/07/2005 Affidamento ad AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali) dell’incarico per la realizzazione dello Studio di fattibilità e del Progetto preliminare dell’impianto.

25/08/2005 Stipula della Convenzione con AIEL.

Autunno 2005 Comincia il processo partecipato con gli abitanti di Pomino per la realizzazione dell’impianto.

12/01/2006 Approvazione dello Studio di fattibilità realizzato da AIEL che raccoglie 46 dichiarazioni d’impegno dei residenti della frazione di Pomino, il 42% della popolazione.

26/06/2006 Approvazione dell’Accordo di programma tra la Comunità Montana Montagna Fiorentina e il Comune di Rufina e del Progetto preliminare per l’impianto di teleriscaldamento alimentato a biomasse forestali a servizio dell’abitato di Pomino.

07/08/2006 La Comunità Montana Montagna Fiorentina indice la gara per l’affidamento della progettazione definitiva ed esecutiva dell’impianto.

27/10/2006 Aggiudicazione della gara e affidamento dell’incarico allo studio Paolo Vangi.

20/02/2007 Pubblicazione del bando di finanziamento della Regione Toscana per la produzione di energia nelle aree rurali. Previsti contributi in conto capitale al 50%, sino ad un importo massimo di 400.000 euro per intervento. Tra gli interventi ammessi gli impianti di teleriscaldamento.

31/07/2007 La Comunità Montana Montagna Fiorentina presenta la domanda di cofinanziamento alla Regione Toscana per i 3 impianti di teleriscaldamento e per Pomino riceve il massimo importo finanziabile.

22/11/2007 Il Comune di Rufina approva il Progetto definitivo.

06/02/2008 La Comunità Montana Montagna Fiorentina approva il Progetto definitivo.

20/09/2008 Il Comune di Rufina approva la variante al regolamento urbanistico comunale che interessa l’abitato di Pomino e individua l’area da destinare all’impianto.

02/10/2008 Il Comune di Rufina approva il Progetto esecutivo, modificato a seguito delle sopravvenute esigenze tecniche, attestandone la conformità urbanistica ed edilizia.

06/10/2008 La Comunità Montana Montagna Fiorentina il Progetto esecutivo.

28/10/2008 Pubblicazione del bando di gara europeo a procedura aperta per la fornitura e messa in opera di caldaie a biomassa legnosa e relativo sistema di estrazione. L’entità dell’appalto è di euro 333.230.

30/12/2008 Aggiudicazione della gara alla ditta Etatechsrl per un importo di euro 291.243 oltre IVA.

06/02/2009 Pubblicazione del bando di gara a procedura aperta per i lavori di realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa. L’importo dei lavori è di euro 729.805 oltre IVA.

30/03/2009 Aggiudicazione della gara alla ditta Mallardo Impianti srl che offre un importo di euro 588.779 oltre IVA.

04/05/2009 Stipula del contratto, il termine dei lavori è previsto a novembre.

05/10/2009

Pubblicazione del bando di gara a procedura aperta per l’affidamento della concessione di gestione dell’impianto per 10 anni. Il canone annuale a base di gara che il Concessionario verserà all’Amministrazione è composto da una quota fissa di euro 10.000 e una quota variabile non inferiore al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa.

28/10/2009 Al termine della gara perviene un'unica offerta dall’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl.

02/11/2009 Aggiudicazione dell’affidamento in concessione di gestione dell’impianto all’ATI composta da: Mugello Gestioni Energia, Agriambiente Mugello scarl e Interstudi srl.

Marzo 2010 Prima accensione dell’impianto.

Maggio 2010 Consegna dell’impianto. Le utenze allacciate al teleriscaldamento sono 72 per un volume di 27.300 mc serviti e pagano una tariffa, bloccata per i primi 2 anni, di 80 euro a MWh.

Ottobre 2011 revisione del canone di concessione dovuta ad una forte incongruenza tra il valore di assorbimento stimato nel Piano Economico e Finanziario (2.400 MWh) e quello effettivo (650 MWh). La quota fissa del canone di euro 10.000 viene abbattuta a euro 1.000.

Settembre 2012 Allacciamento all’impianto di ulteriori 12 utenze per un totale di 84 utenze servite. Adeguamento della tariffa da 80 euro a MWh a 92 euro a MWh.

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Caratteristiche dell’opera pubblica Oggetto della Concessione: gestione del servizio, definito come l’erogazione di beni e servizi occorrenti per la fornitura di energia termica alle utenze con approvvigionamento di combustibile (cippato di legna vergine) agli impianti termici realizzati dall’Amministrazione, nel rispetto delle vigenti leggi in materia di uso razionale dell’energia, di sicurezza e salvaguardia ambientale, ai sensi dell’art.1, lett. p), del D.P.R. n. 412 del 26 agosto 1993. Per la gestione del servizio e per la durata della convenzione il Concessionario dovrà a propria cura e spese:

‐ fornire il combustibile biomassa (cippato di legna vergine) necessario per il funzionamento dell’impianto; ‐ gestire in regime normale e di emergenza la centrale funzionante a biomasse collegata alla rete di

teleriscaldamento al fine di assicurarne l’efficienza del servizio; ‐ effettuare o far effettuare la manutenzione ordinaria e straordinaria della centrale funzionante a biomassa e di

tutti gli impianti collegati alla rete di teleriscaldamento al fine di assicurarne l’efficienza del servizio; ‐ assumere il ruolo di terzo responsabile dell’esercizio e della manutenzione dell’impianto termico o farlo

assumere ad impresa dallo stesso incaricata. Corrispettivo per il Concessionario: gestione funzionale e sfruttamento economico dell’impianto mediante la riscossione della tariffa applicata all’utenza. L’Amministrazione non assicura alcuna fornitura minima di energia, avendo il Concessionario stimato il fabbisogno energetico di ogni utenza e rientrando nell’alea della gestione ogni rischio connesso a variazioni in aumento o diminuzione della domanda. Corrispettivo per il Comune: il Concessionario corrisponde all’Amministrazione un canone annuale di concessione per un importo pari alla somma delle seguenti voci come stabilite nella convenzione:

‐ quota fissa ammontante a euro 10.000; ‐ quota variabile pari al 15% dei ricavi derivanti dalla fatturazione degli utenti della tariffa prevista.

Durata della concessione: la convenzione ha durata 10 anni decorrenti dalla data di inizio della gestione. Consegna dei lavori: tra gennaio e febbraio 2010, con un paio di mesi di ritardo rispetto alla data stabilita nel contratto. Il certificato di collaudo è avvenuto in data 25 marzo 2010. Importo dei lavori: i lavori di realizzazione dell’impianto sono a carico dell’Amministrazione che ha usufruito dei finanziamenti della Regione Toscana per un importo di euro 400.000. Inoltre ciascun utente ha corrisposto all’Amministrazione euro 1.000 per il costo di allacciamento alla rete di teleriscaldamento e circa euro 5.000 per i lavori di allacciamento alla rete pubblica comprensivi della fornitura di sottostazioni (scambiatori e conta calorie), sui quali è prevista la possibilità di beneficiare delle detrazioni fiscali del 55%. Tariffe: il prezzo totale unitario del servizio a biomassa (cippato di legno vergine) stabilito nella convenzione è pari a euro 80 a MWh oltre IVA e può essere adeguato a decorrere dal terzo anno di gestione. Ai fini dell’adeguamento della tariffa il prezzo totale unitario del MWh del servizio energia si intende composto dalle seguenti componenti:

‐ 70% fornitura combustibile, adeguata in base alla variazione dei prezzi risultanti dai listini ufficiali; ‐ 5% energia elettrica, adeguata in base alle variazioni del prezzo determinato dall’Autorità dell’Energia; ‐ 25% manodopera e manutenzione, adeguata secondo le variazioni del costo orario in base al CCNL Assistal.

L’adeguamento non potrà comunque portare la tariffa ad un importo superiore al costo del MWh per il riscaldamento tramite gasolio ridotto al 10%. All’inizio del terzo anno di gestione la tariffa viene adeguata a euro 92 a MWh.

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Elementi di sintesi e criticità Il caso studio dell’impianto di teleriscaldamento a biomassa forestale di Pomino rappresenta un modello replicabile per tutti quei Comuni non metanizzati (circa 800 in Italia) che, quasi sempre, hanno disponibilità di biomassa di origine forestale o agricola. Il percorso intrapreso dall’Unione Comuni Valdarno e Valdisieve, allora Comunità Montana Montagna Fiorentina, che ha portato alla realizzazione di una serie di impianti di produzione energetica da biomassa tra cui quello di Pomino, si dimostra sostenibile sotto tutti i punti di vista: ambientale, sociale ed economico. Per quanto riguarda l’aspetto ambientale l’Amministrazione decide di utilizzare la fonte di energia rinnovabile propria del territorio che per il 70% è coperto da boschi, trasformando il problema dello smaltimento di assortimenti legnosi derivanti dagli interventi di manutenzione boschiva e non apprezzati dal mercato in una risorsa energetica. Inoltre per produrre il legno cippato si utilizza una quantità di energia nettamente inferiore rispetto a quella necessaria per

produrre i combustibili fossili e si ottiene, considerando tutti e 4 gli impianti, una riduzione annua di CO2 di circa 1.500 t e un risparmio annuale di quasi 600 Tep. Un altro dato significativo è che prima della realizzazione dell’impianto a Pomino si produceva calore utilizzando combustibili fossili (gasolio e GPL) per il 75% e legna da ardere per il restante 25%, circa 400 tonnellate l’anno; ad oggi i combustibili fossili sono stati eliminati e il consumo di biomassa è di 600 tonnellate l’anno. Quindi mediante l’efficientamento della combustione è sufficiente aumentare del 50% la biomassa forestale utilizzata sottoforma di cippato per eliminare i combustibili fossili. Da un punto di vista sociale l’Amministrazione ha coinvolto gli abitanti di Pomino con incontri, assemblee, comunicazioni e visite guidate ad altri impianti al fine di verificare l’effettivo interesse della popolazione all’idea del teleriscaldamento, intraprendendo un percorso condiviso con la comunità di Pomino che ha contribuito in modo determinante al risultato finale. Ad oggi 84 famiglie usufruiscono di un servizio di cui sono molto soddisfatte e ottengono un risparmio annuo che oscilla tra i 1.500 e i 2.000 euro. Riguardo la sostenibilità economica dell’intervento il risparmio delle famiglie a Pomino rappresenta un dato significativo in quanto supera il 30%. Inoltre la promozione degli impianti alimentati a biomasse porta importanti benefici, diretti e indiretti, su tutta la filiera del legno con positive ricadute sui soggetti che la compongono e che svolgono la propria attività nelle porzioni di territorio più svantaggiato. Emergono invece alcune criticità relative alla gestione economica dell’impianto, dovute principalmente ad una sovrastima dell’assorbimento termico delle utenze, basata sui parametri fissati dall’ex legge 10/91, che prevedeva un consumo 4 volte superiore rispetto a quello effettivo. Nonostante il canone a base d’asta sia stato determinato dimezzando il valore stimato nel PEF di progetto, risultava tuttavia troppo oneroso per il Concessionario che dopo 18 mesi di gestione ne chiede una revisione all’Amministrazione che decide di abbattere di 9.000 euro la quota fissa del canone annuo. Inoltre la tariffa concordata con le utenze e bloccata per i primi due anni era alquanto bassa e al terzo anno di gestione il Concessionario ne chiede un giustificato aumento: da 80 a 92 euro a MWh. Dall’esperienza del Dottore Forestale Antonio Ventre, Responsabile Area Gestione dell’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve, gli impianti di teleriscaldamento che producono solo energia termica richiedono un accurato ragionamento in termini economici perché la gestione ha dei margini di guadagno molto stretti. Sarebbe dunque auspicabile, ora che sono presenti sul mercato macchine cogenerative sufficientemente affidabili, un’azione strategica in situazioni di questo tipo per realizzare, mediante Partenariato Pubblico Privato, piccoli impianti di effettiva cogenerazione capaci di unire l’esigenza di una filiera locale per l’approvvigionamento di biomassa alla necessità di produrre energia elettrica, ovviando ai problemi di basso rendimento relativi alla durata limitata della stagione fredda.

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3.2.3. Parlano i Protagonisti: intervista al Dottore Forestale Antonio Ventre Responsabile Area Gestione dell’Unione di Comuni Valdarno e Valdisieve (ex Comunità Montana Montagna Fiorentina) sull’impianto di teleriscaldamento a biomasse del Comune di Rufina (FI) in località Pomino


Quando è partito il progetto e come? Mi può ricostruire la vicenda? Il progetto è partito nel 2002 quando, grazie ad una visita guidata organizzata dell’ARSIA (l’Agenzia Regionale per lo Sviluppo e l’Innovazione del settore Agricolo forestale), io come responsabile tecnico, il presidente della Comunità Montana di allora come amministratore, insieme ad altri colleghi della Regione Toscana, abbiamo visitato gli impianti della Val d’Ultimo su in Alto Adige. In quell’occasione c’è stato il primo contatto con questa tipologia d’impianti e da quella visita nel Piano di sviluppo economico della Comunità Montana di allora decidemmo di inserire un settore specifico sulla valorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili, in particolar modo rispetto alle biomasse di origine forestale. L’impianto di Rincine, nel Comune di Londa, è stato il primo impianto che abbiamo progettato e realizzato; è entrato in funzione nell’ottobre 2004 ed ha rappresentato il primo impianto di teleriscaldamento alimentato a cippato di legna vergine in Toscana e, in generale, il primo a sud del Po. L’impianto ovviamente è abbastanza piccolo: ha una caldaia da 320 kW termici e una rete di distribuzione di 130 m lineari. Distribuisce calore ed energia termica esclusivamente a strutture pubbliche ed è collocato in prossimità del nostro centro aziendale del servizio attività forestali dove ci sono gli uffici, la foresteria, il centro polifunzionale e altre unità ad uso residenziale; in pratica sono 6.500 mc serviti. Il combustibile utilizzato proviene interamente dal complesso forestale di Rincine che appartiene al patrimonio agricolo forestale della Regione Toscana e che noi gestiamo per delega, attuando tutti quegli interventi previsti dal Piano di gestione. Il fabbisogno nella fattispecie è di circa 600 quintali l’anno, quindi una quantità abbastanza risibile che proviene da una filiera “localissima” perché la distanza massima che percorre il materiale cippato è di circa 5 -6 km e in più è materiale proveniente da cippatura di assortimenti legnosi che non avrebbero altra utilizzazione. Infatti gli assortimenti utilizzati non sono apprezzati dal mercato e comunque avevamo il compito di smaltirli, in questo modo abbiamo trasformato il problema di smaltimento in una risorsa. Di quest’impianto, essendo il primo, abbiamo una serie di valori monitorati riguardo a tutto: dal consumo di energia elettrica ai rendimenti a quant’altro. Su impianti di questa dimensione, aziendali o interaziendali, anche le valutazioni di carattere strettamente economico sono estremamente positive; in sintesi in quasi 10 anni di funzionamento dell’impianto abbiamo avuto un abbattimento sui costi di combustibile, rispetto alla precedente alimentazione a gasolio, del 70%. Su questo tipo di impianti non alcun dubbio a consigliare l’investimento perché sono investimenti che si ripagano da soli, senza finanziamenti esterni e in pochissimi anni. Dall’esperienza positiva del primo impianto abbiamo iniziato un percorso per realizzare impianti a servizio non solo di strutture pubbliche ma proprio a servizio di comunità rurali. Nel nostro territorio abbiamo tantissime frazioni rurali che non sono servite dal metano, per cui abbiamo fatto un Studio di fattibilità per verificare quali fossero le comunità dove era più urgente realizzare un impianto di questo tipo e dove c’erano anche le condizioni migliori. Il ragionamento è stato anche un po’ provocatorio, nel senso che che ci fosse la biomassa non c’erano dubbi, trovandoci in un territorio con il 70 % di copertura forestale; il punto era di verificare se ci fossero i soggetti della filiera disponibili ad approvvigionare l’impianto, quella era la domanda più interessante. Abbiamo iniziato un percorso con i Comuni e quelli che hanno manifestato un’urgenza maggiore sono stati: il Comune di Rufina, il Comune di San Godenzo e poi l’UTB (Ufficio Territoriale per la Biodiversità) del Corpo Forestale dello Stato di Vallombrosa insieme ai monaci di Vallombrosa, nel Comune di Reggello. Vallombrosa ha avuto un percorso un po’ diverso dagli altri perché l’iniziativa è partita dall’UTB che aveva fatto uno Studio di fattibilità insieme al Ministero dell’Ambiente realizzato da AIEL (Associazione Italiana Energie Agroforestali) dove hanno verificato la possibilità di fare un impianto di questo genere e poi ci hanno chiesto di poterlo realizzare. Mentre invece a Pomino, nel Comune di Rufina e a Castagno d’Andrea, nel Comune di San Godenzo si è iniziato un percorso partecipato. A Pomino questo percorso è cominciato nel 2005, gli abitanti di Pomino avevano un problema serio di costi per il riscaldamento e per l’acqua calda sanitaria: la spesa media per famiglia, verificata sulle bollette, era di 2.500 euro

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l’anno e chiaramente i cittadini hanno chiesto al sindaco di Rufina di portare il metano nella loro frazione. Dal momento che noi avevamo questo Studio di fattibilità gli abbiamo presentato l’esperienza di Rincine e il sindaco ci ha chiesto se era possibile fare un percorso sull’impianto di teleriscaldamento a biomassa, anche considerando le grandi difficoltà che ci sarebbero state nel portare il metano a Pomino. Diciamo che non c’è questa grande disponibilità nel portare il metano laddove non c’è una convenienza palese: Pomino è una frazione di circa 350 abitanti. Alla fine del 2005 abbiamo iniziato un percorso di base senza convocare le rappresentanze ma mandando una lettera a tutte le famiglie di Pomino per un incontro durante il quale abbiamo spiegato loro l’opportunità di realizzare un impianto di questo tipo facendo presente che saremmo andati avanti solo con il loro consenso. Qui il territorio è molto provato in fatto di fiducia rispetto agli impianti di combustione perché c’è una questione annosa legata a un inceneritore; diciamo che c’è una sensibilità molto viva sugli impianti che “bruciano qualcosa”, poi purtroppo c’è una gran confusione legata agli aspetti che derivano da cosa si brucia, se si bruciano rifiuti o legno vergine e quando si brucia legno vergine di che impianti parliamo, se sono impianti da 1 MW termico o da 20 MW elettrici quindi non era facile, soprattutto considerando che era il 2005 quindi, se ora quando si parla di impianti di teleriscaldamento a biomassa bene o male molti sanno di cosa stiamo parlando, nel 2005 bisognava spiegare tutti gli aspetti. Di fatto è iniziato un percorso che ha visto periodiche riunioni dove abbiamo cercato di chiarire tutti i dubbi che venivano in mente, poi chiaramente ci ha aiutato il fatto che, anziché dover portare le persone in Alto Adige o in Trentino per vedere questi impianti li abbiamo portati a Rincine, quindi a pochi km di distanza; chiaramente quest’esperienza ha funzionato tantissimo perché la reazione della maggior parte delle persone era di equiparare l’impianto ad una semplice stufa a legna con una combustione più efficiente. Un grande credito di fiducia l’abbiamo avuto grazie al fatto che noi all’inizio avevamo proposto un sito per la realizzazione della centrale termica che alla popolazione non convinceva molto quindi hanno proposto un’altra locazione e, con loro grande stupore, noi l’abbiamo accettata. Mentre il terreno proposto era già comunale questa era una proprietà privata ed andava acquisita attraverso un procedimento che complicava un po’ la vita però l’importante era dare un segnale per dimostrare che le proposte dei cittadini venivano tenute in considerazione. Da quel momento in poi le cose sono andate anche troppo bene, nel senso che come dicevo al direttore dei lavori lui aveva l’ufficio più grande d’Europa perché tutti i cittadini si sentivano coinvolti nelle varie fasi (di progettazione, di direzione dei lavori ecc.). Quindi è stato molto faticoso, non lo nascondo, perché se alle persone viene data la possibilità di partecipare a qualcosa che li riguarda direttamente partecipano numerosi mentre dall’altra parte c’ero solo io e qualcun altro quindi il peso dell’interfaccia era concentrato tra poche persone. A fine 2007 la Regione Toscana ha deciso di promuovere gli investimenti in questa tipologia di impianti stanziando una cospicua quantità di risorse, se non mi ricordo male circa 8 milioni di euro nel primo bando e poco meno nel secondo, per la realizzazione da parte di Amministrazioni Pubbliche di impianti di teleriscaldamento. Chiaramente tra tutti i vari requisiti del bando venivano dati dei paletti molto chiari su una serie di principi quali l’applicazione della filiera corta locale, e la tipologia dell’impianto. Nello specifico non potevano essere realizzati impianti di potenza superiore a 2 MW termici, bisognava dare sufficienti garanzie rispetto all’approvvigionamento cioè bisognava avere un precontratto con le ditte che rifornivano cippato e inoltre l’impianto non poteva essere dimensionato per una potenza superiore del 30% rispetto all’assorbimento derivante dalla dichiarazione d’impegno delle utenze. Quest’aspetto, anche se dal punto di vista giuridico non aveva rilevanza perché un domani il singolo cittadino avrebbe potuto decidere liberamente di togliersi dal servizio, permetteva di valutare razionalmente l’entità della domanda. Noi abbiamo partecipato al bando, sia per Pomino che per Castagno d’Andrea, con contratti di allacciamento già firmati e già pagati dai cittadini. Ogni utenza pagava 1.000 euro di allacciamento e il rapporto di fiducia era tale da consentire che a Pomino circa 72 famiglie facessero il contratto di allacciamento e pagassero la quota prevista prima ancora che l’opera fosse cominciata e a Castagno altrettanti, forse una decina di utenze in più. Questo ci ha permesso di arrivare primi con Pomino e terzi con Castagno e anche per Valleombrosa ci hanno concesso di accedere ai finanziamenti. La Regione finanziava il 50% dei costi ammissibili fino a un massimo di 400.000 euro, sia per Pomino che per Castagno abbiamo chiesto il massimo, mentre per Valleombrosa il costo dell’impianto era un po’ più basso per cui l’importo richiesto è stato inferiore. A seguito del finanziamento abbiamo avviato il procedimento per la realizzazione degli impianti: con un bando per la fornitura delle caldaie in opera (compresi tutti i sistemi per l’estrazione del cippato) e un bando per i lavori di

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realizzazione degli impianti (compresi i fabbricati per le centrali termiche, la rete di distribuzione ecc.). I tre appalti per la fornitura delle caldaie sono stati aggiudicati a tre ditte differenti e questo ci ha permesso di sperimentare varie marche di caldaie. L’impianto di Pomino è stato consegnato a maggio 2010, quello di Castagno a settembre 2011 e quello di Vallombrosa ad aprile 2012. Peraltro, tranne a Vallombrosa, dove la gestione avviene praticamente in amministrazione diretta nel senso che noi abbiamo un accordo di programma oltre che con il Comune di Reggello (come lo abbiamo per gli altri Comuni) con l’UTB di Vallombrosa, la quale si impegna nella gestione operativa della centrale termica, per gli altri due impianti abbiamo fatto un bando di concessione della gestione. Lo sforzo da parte del nostro Ente è stato quello di costruire il bando in modo tale da cercare di favorire l’applicazione reale della filiera locale, quindi i soggetti che garantivano un approvvigionamento locale, sempre però nel rispetto di quanto previsto dal Codice degli Appalti ovvero di garantire la possibilità di accesso a una gara di questo genere a qualunque soggetto europeo. L’ATI che si è aggiudicata la gestione dell’impianto di Pomino è costituita da una Esco, una Cooperativa forestale e uno Studio di progettazione che lavora su impianti di teleriscaldamento e non solo. A Castagno è stato fatto lo stesso bando e, anche in questo caso, la concessione di gestione è stata aggiudica ad un ATI composta da una Cooperativa di termoidraulici e un’azienda agroforestale. La gestione dell’impianto di Pomino sta andando avanti mentre a Castagno la Capofila, ovvero la Cooperativa di termoidraulici, non per motivi legati alla gestione dell’impianto ma per altri motivi legati alla mancata riscossione di crediti è stata messa in liquidazione per cui ha dovuto abbandonare la gestione, quindi da settembre 2012 stiamo gestendo l’impianto in amministrazione diretta e stiamo lavorando affinché venga affidato nuovamente ad un altro soggetto. Per quanto riguarda Pomino la gestione dell’impianto non ha avuto nessun problema, da maggio 2010 ad oggi c’è stata un interruzione non programmata di 4 ore la mattina del 25 dicembre 2010,dovuta ad un guasto tecnico e poi c’è stata un interruzione volontaria di 4 giorni nel settembre 2012 per l’ampliamento dell’impianto: sono state allacciate 12 utenze quindi da 72 sono diventate 84. Per quanto riguarda la gestione economica qualche problema c’è stato. Abbiamo fatto un bando in cui i costi della concessione erano articolati su una quota fissa di 10.000 euro l’anno più un quota variabile che partiva da un minimo del 15% sul fatturato delle utenze su cui i partecipanti facevano la loro offerta a rialzo. Il problema è stato che quando ho costruito il bando ho fatto un ragionamento che partiva dal Piano Economico e Finanziario di progetto e questo, come tutti i Piani Economici e Finanziari, tendeva ad essere troppo ottimista riguardo l’assorbimento termico delle utenze, ovvero su quanto le utenze andranno a consumare. Ad esempio nel caso di Pomino il Piano Economico e Finanziario prevedeva un assorbimento termico da parte delle utenze di 2.435 MWh annui e su quella cifra sono stati fatti tutti i calcoli di entrate e uscite. Quando ho fatto il bando di Pomino, prima di determinare il canone a base d’asta ho voluto fare dei ragionamenti sulla base della mia esperienza e ho fatto il calcolo a partire da 1.200 MWh annui di energia venduta, i MWh reali assorbiti a casa mia dove ho effettuato il monitoraggio. Il primo anno di gestione l’assorbimento termico è stato di 650 MWh, un quarto rispetto a quanto stimato nel progetto; questo ha causato seri problemi al Gestore anche perché la tariffa applicata alle utenze veniva decisa già nel contratto di allacciamento insieme alle modalità di aumento di quest’ultima (scelta che derivava dal rapporto di fiducia che si era creato con i cittadini). Infatti abbiamo imposto al Gestore che per i primi 2 anni la tariffa fosse bloccata a 80 euro a MWh e, trascorso questo termine, avrebbe potuto chiedere un adeguamento giustificato in maniera oggettiva ovvero basato sull’incremento del costo del cippato che pesava per il 70%, sul incremento del costo dell’energia elettrica che pesava per il 25%, e il costo della manodopera che pesava per il 5%. La tariffa iniziale oggi si considera bassa ma quando abbiamo iniziato il percorso, a fine 2005 – inizio 2006, la tariffa era bassa ma abbastanza normale rispetto a quella del metano, del GPL e del gasolio; chiaramente col passare degli anni la questione è abbastanza cambiata. Quindi questi due fattori, da una parte la tariffa bassa bloccata e dall’altra l’assorbimento molto inferiore rispetto a quanto stimato, hanno portato dei problemi al Gestore. Se l’assorbimento è inferiore a quanto stimato non c’è una proporzionale diminuzione dei costi: in questi impianti l’acqua comunque gira, le pompe assorbono elettricità e anche le caldaie continuano a consumare cippato, se l’assorbimento si riduce ad un quarto il consumo di cippato non si riduce ad un quarto, diminuisce ma non proporzionalmente. Quindi i costi fissi rimangono invariati, i costi variabili diminuiscono in misura non proporzionale e quindi il problema è di starci dentro. Questo lo dico perché secondo me è uno dei punti critici e si riallaccia al discorso iniziale che ho fatto: mentre su impianti come quello di Rincine o simili

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non c’è nessun problema nel senso che non ho bisogno di fare nessun calcolo economico per dire che è conveniente, gli impianti di teleriscaldamento che producono solo energia termica richiedono un ragionamento molto più accurato che non riguarda solamente il discorso che do un po’ per scontato sulla filiera locale e il percorso partecipato ma riguarda principalmente la questione economica che richiede parecchia attenzione perché i margini nella gestione sono molto stretti, a meno che non si vogliano applicare tariffe non competitive rispetto alle alternative e allora diventerebbe una scelta di tipo ambientale che però difficilmente le famiglie potrebbero sposare, soprattutto in questo momento. L’altro aspetto è la questione legata ai rendimenti perché i rendimenti che abbiamo in area appenninica o in area mediterranea sono molto più bassi rispetto a quelli che si possono ottenere in Austria o in Alto Adige o in Germania per un motivo molto banale: paesi come l’Austria, dove la stagione calda dura massimo 3 mesi, differiscono molto dalla zona dell’Appennino Toscano, dove la stagione calda dura 4 mesi e mezzo – 5, per cui la questione è che non cambia il rendimento perché se si va a vedere il rendimento che hanno gli impianti in Austria nel periodo estivo è analogo a quello che abbiamo in Italia, il punto è che in paesi come l’Austria il periodo di basso rendimento è breve mentre qui pesa tanto e incide in misura marcata sul rendimento complessivo. Fermo restando che parliamo sempre di rendimenti che sono nettamente superiori rispetto ad altre tipologie d’impianto, anche se dovessimo arrivare nella peggiore delle ipotesi al 50-55% di rendimento complessivo siamo sempre a più del doppio rispetto ad un qualunque impianto per la sola produzione di energia elettrica quindi rimane comunque l’efficacia dell’intervento, il problema è farlo stare in piedi dal punto di vista economico. Quali sono gli obiettivi dell’ATI MUGELLO GESTIONI ENERGIA – AGRIAMBIENTE MUGELLO – INTERSTUDI SRL e quali i vostri? Per quanto riguarda gli obiettivi dell’ATI posso dire che l’Agriambiente Mugello è una Cooperativa forestale iscritta all’albo delle Cooperative forestali della Regione Toscana e lavora da decenni, da quando esiste, nell’ambito di interventi forestali; lavora molto con Enti pubblici, fa interventi selvicolturali, diradamenti, lavori di bonifica, diciamo che il suo ambito di azione è legato al mondo forestale e al mondo pubblico, anche se poi ovviamente lavora anche per soggetti privati. Loro hanno visto nella gestione degli impianti, come del resto tanti soggetti che lavorano in quest’ambito, un’opportunità in più per indirizzare il materiale proveniente dagli interventi che realizzavano. Questo in realtà nel loro caso non si è verificato del tutto nel senso che benché facessero parte dell’ATI di materiale all’impianto di Pomino ne hanno portato ben poco. Questo perché l’Agriambiente lavora nella zona del Mugello che non è vicinissima all’impianto, la loro sede è a Galliano che è a circa 40 km da Pomino e i cantieri in cui lavorano spesso sono ancora più lontani quindi a loro non conviene particolarmente portare il materiale a Pomino, anche perché hanno anche altri impianti che gestiscono e preferiscono indirizzare il cippato su impianti più vicini. L’altro fattore è dovuto al fatto che tutti i terreni che circondano l’impianto sono dell’azienda Frescobaldi che ha, intorno a Pomino, oltre 1.600 ettari di boschi e la cosa più logica era che la biomassa la fornisse quest’azienda; all’inizio sembrava fosse anche interessata a gestire l’impianto poi, per scelta aziendale, hanno deciso di rinunciare per via delle dimensioni troppo contenute dell’impianto. L’ATI ha dunque trovato un accordo commerciale con Frescobaldi relativo al prezzo del cippato fornito all’impianto. Per quanto riguarda gli altri soggetti che compongono l’ATI una è una Esco, nata per cercare di trovare un ambito di lavoro in queste nuove centrali che stavano nascendo, quindi il loro obiettivo era quello di trovare un ulteriore opportunità di lavoro, di investimento, in un ambito abbastanza nuovo per il territorio. Probabilmente le aspettative erano molto più elevate rispetto a quanto si è verificato, questo perché i margini di guadagno sono molto stretti quindi si sono trovati a gestire un impianto il primo anno sicuramente in perdita, il secondo anno praticamente in perdita e il terzo anno, grazie anche ai certificati bianchi e via dicendo, hanno cominciato a guadagnare qualcosa. Chiaramente non hanno dovuto investire nulla perché tutto l’investimento è stato pubblico però di fatto non hanno avuto i risultati che si aspettavano dalla gestione. Quali sono stati i principali problemi che avete incontrato? Il problema alla fonte è in fase progettuale, quando viene sovrastimato il consumo reale delle famiglie. Ora che l’impianto è a pieno regime il reale assorbimento termico si aggira attorno al 40-45% dei consumi stimati in fase di

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progetto, una percentuale inferiore alla metà di quanto previsto in fase di progetto ma superiore ai consumi registrati nei primi mesi di esercizio dell’impianto (circa un quarto dei consumi stimati in fase di progetto). Questa sovrastima fa saltare tutti i calcoli del Piano Economico e Finanziario e costituisce un grave problema, soprattutto in un ambito dove i margini sono molto stretti. Il discorso è diverso laddove si fa cogenerazione, quella vera cioè dove l’energia termica viene realmente utilizzata perché il problema per cui la cogenerazione diventa virtuale è che con la tariffa omnicomprensiva a 28 centesimi a kWh molti impianti di cogenerazione sono entrati in funzione dopo di ché all’investitore o al gestore non conveniva fare reti per servire utenze fornendo energia termica in quanto il tornaconto che veniva fuori dall’energia elettrica era già soddisfacente. Sono impianti di cogenerazione solo sullo Studio di fattibilità, poi una volta entrati in funzione sono impianti per la produzione di energia elettrica. Produrre solo energia elettrica dal legno oltre che essere è un paradosso ambientale è anche un paradosso termodinamico perché nella migliore delle ipotesi questa tipologia di impianto raggiunge il 20 - 25% di rendimento e quindi non ha alcun senso. Ci sono state delle varianti al Piano Economico e Finanziario? Se si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute in corso d’opera? C’è stata una variante proprio a seguito dell’esperienza del primo anno e mezzo di gestione. L’ATI che gestisce Pomino ha fatto presente le problematiche economiche riscontrate a seguito del primo anno e mezzo di gestione e dovute ad una forte incongruenza con quanto previsto dal Piano Economico Finanziario. Chiaramente abbiamo dovuto prendere atto che dal momento in cui il Gestore andava a fatturare 650 MWh anziché 2.400 MWh di progetto delle difficoltà le poteva avere e, siccome era nell’interesse della Pubblica Amministrazione che il Gestore continuasse a gestire l’impianto e non se ne andasse, la Giunta, su mia proposta tecnica, ha fatto una revisione del canone di concessione che era stato aggiudicato in fase di gara. Quindi il Piano Economico e Finanziario è stato mutato in questo senso: in fase di gara il canone fisso era di 10.000 euro più una quota variabile pari al 15% a base d’asta sul fatturato agli utenti, il rialzo era stato mi sembra 15,01% di fatto era questo il canone che dovevano corrispondere i Gestori; in fase di revisione è stata abbattuta la quota fissa e attualmente il canone fisso è pari a 1.000 più la quota variabile di aggiudicazione. Fondamentalmente pagano 9.000 euro in meno l’anno. Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati? Quali sono stati i problemi che hanno rallentato i tempi di esecuzione? Sono stati rispettati, forse c’è stato un ritardo di un paio di mesi. Mi sembra che i lavori dovevano finire i primi di dicembre e il certificato di collaudo è del 25 marzo 2010, la fine dei lavori è stata attorno a gennaio - febbraio.

Definizione tecnico funzionale dell’intervento: Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento? E quello estetico? Eccezionale, è ottimo. Qui vorrei fare un ragionamento su un aspetto a cui tengo particolarmente, sulla validità dell’investimento. Il bando della Regione Toscana prevedeva tutta una serie di parametri per definire la validità economica dell’investimento: il tempo di ritorno dell’investimento, il tasso di rendimento interno, una serie di punteggi a seconda della fascia in cui ci si collocava: tra 8 e 10 anni ecc. Se non mi ricordo male la nostra domanda prevedeva un tempo di ritorno dell’investimento di 9 anni e mezzo ma a causa delle problematiche legate al valore di assorbimento sovrastimato il reale tempo di ritorno dell’investimento sarà attorno al doppio, fra i 16 e i 18 anni. Il punto è che quando si parla di questo tipo di impianti si citano una serie di vantaggi quali: la riduzione delle emissioni di CO2, l’attivazione di filiere locali, la manutenzione del territorio; cose che sono importantissime. Poi ci sono tutti quegli aspetti legati al ruolo dell’Amministrazione, nel nostro caso i Comuni di San Godenzo e di Rufina avevano due frazioni i cui cittadini si trovavano non solo in una situazione svantaggiata perché vivono in frazioni marginali, mal servite, dove spesso ci sono frane che bloccano la strada, ma in più spendevano il doppio dei loro concittadini che vivono nel Capoluogo servito dal metano. Quindi fare un servizio per cui le persone vanno a spendere la stessa cifra e talvolta anche meno delle persone che abitano nel Capoluogo ha un valore aggiunto enorme che non si ritrova nei Piani Economici e Finanziari; questo servizio stravolge completamente una realtà in termini economici che non vengono però

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presi in considerazione. Questo ragionamento non si può fare per un soggetto privato che decide di investire in un impianto a Pomino ma si deve fare quando lo stesso investimento lo fa una Pubblica Amministrazione che dovrebbe assolvere ai bisogni delle comunità. E’ per questo che dico che l’impianto di Pomino, al di là di quanto sia il tasso interno di rendimento dell’investimento, è un’esperienza ottima e ben riuscita, per non dire eccezionale; perché abbiamo 82 famiglie che usufruiscono di un servizio di cui sono soddisfattissime che in questi anni, da quando è in funzione l’impianto, hanno risparmiato tra i 1.500 e i 2.000 euro l’anno per famiglia. E’ chiaro che il Gestore deve essere messo in condizione tale da poter gestire l’impianto in maniera positiva però operazioni di questo genere andrebbero fatte nell’ottica di considerare i benefici economici dei cittadini. Il progetto esecutivo ha rispettato i requisiti tecnico funzionali precisati nello Studio di fattibilità? Si, direi di si. Mi sembra che abbiamo avuto varianti in tutti i progetti: mi pare che a Pomino ce ne siano state due e poi una a Castagno e una a Vallombrosa.

Valutazione in termini di gestione e redditività: Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda? Porta a porta. Sono state fatte delle riunioni aperte invitando tutti i residenti e non, tutti i possessori di abitazioni nelle comunità interessate e da lì abbiamo aperto uno sportello informativo dove i cittadini potevano contattarci per chiedere informazioni e approfondimenti. Nel caso di Pomino è stato fornito anche il supporto per fare tutte le procedure di detrazione dal sito dell’Enea; hanno usufruito delle detrazioni del 55% la metà delle famiglie per cui c’è stato un bell’impegno da parte nostra ma anche un gran vantaggio per loro perché se consideriamo che a Pomino le utenze hanno speso in media circa 5.000 euro a famiglia per potersi allacciare ne sono riuscite a recuperare 2.700 – 2.800. Ora che l’opera è stata realizzata ritiene validi i parametri utilizzati? Si assolutamente, un approccio di questo tipo per valutare qual è l’effettiva potenzialità di fruizione dà delle garanzie, certo, si può fare in comunità piccole; anche in situazioni più grandi ma risulterebbe più difficile. Gli abitanti delle frazioni di Pomino e di Castagno d’Andrea sono circa 350, in un paese con 40.000 – 50.000 abitanti il ragionamento cambia, però è anche vero questi impianti andrebbero incentivati in tutte le aree rurali non metanizzate dove ci si trova in situazioni di questo tipo. L’offerta di energia termica prodotta dalla nuova centrale soddisfa la domanda? Pienamente, ce n’è anche per allacciare altre utenze. Il bando della Regione Toscana prevedeva di poter dimensionare l’impianto per un massimo del 30% in più rispetto all’assorbimento, per cui è stato dimensionato in questo modo. Considerato che l’assorbimento effettivo è meno della metà rispetto a quanto stimato abbiamo ampi margini per soddisfare ulteriori utenze infatti a Pomino è stato fatto un ampliamento di 12 utenze. Ci potrebbe essere un problema legato alle pompe di distribuzione, un problema sulla rete, ma sulla potenza termica dell’impianto non c’è problema. Quali sono i rischi associati alla realizzazione e alla gestione dell’impianto di teleriscaldamento? Fare una procedura come quella che abbiamo fatto noi con un appalto per la fornitura di caldaie in opera e un appalto di lavori porta un beneficio economico dovuto ad un passaggio in meno, perché i fornitori delle caldaie sono direttamente responsabili dell’appalto (cosa non banale). Il rischio sta nell’interferenza tra soggetti diversi, o meglio nell’interfaccia fra il soggetto appaltatore per la fornitura e il soggetto appaltatore per i lavori che potrebbero non armonizzarsi però nel nostro caso questo problema non si è posto, nel senso che hanno avuto fasi differenziate e le situazioni di interfaccia sono sempre state gestite in maniera efficiente, senza grandi problemi. Per quanto riguarda la gestione la difficoltà, soprattutto laddove viene imposta una tariffa da applicare all’utente e il gestore non ha margini su cui intervenire verso l’utenza, sta nel fare i calcoli molto bene.

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Qual è la modalità di gestione? Una persona di riferimento si occupa della parte tecnica, quindi della manutenzione della centrale e degli impianti oltre che della manutenzione ordinaria e della reperibilità. Tutti questi impianti hanno un sistema di allarme telefonico per cui se l’impianto va in blocco ci deve essere una persona reperibile, che avevamo imposto da gara, che interviene immediatamente risolvendo il problema nell’arco di pochi minuti o qualche ora al massimo. Poi solitamente c’è un altro soggetto più legato al mondo agricolo e forestale che si occupa della fornitura del cippato in filiera locale. L’applicazione della filiera locale noi l’abbiamo voluta codificare nel senso che non ci bastava un impegno generico ma tutti gli anni vogliamo sapere di fatto da dove viene il cippato: nome, cognome e particelle. Avendo poi la gestione come Ente di tutte le autorizzazioni di taglio siamo in grado poi, anche attraverso il sistema informatizzato regionale, di verificare se in quel dato luogo c’è effettivamente del materiale per poter approvvigionare la centrale. Quanto sarà la durata della concessione? Subirà o ha già subito delle modifiche? 10 anni. No, la durata è rimasta invariata. Pensa che l’impianto di teleriscaldamento stia garantendo un effettivo risparmio energetico e una riduzione dei consumi e dei costi? Assolutamente si. Il risparmio economico delle famiglie a Pomino ma anche a Castagno è di oltre il 30%. Per quanto riguarda l’aspetto ambientale ed energetico c’è un dato che sintetizza l’efficacia dell’intervento: prima della realizzazione dell’impianto gli abitanti di Pomino utilizzavano per il 75% combustibili fossili (gasolio e GPL) e integravano il restante 25% con biomassa di origine forestale sottoforma di legna da ardere che corrispondeva a circa 4.000 quintali di legna l’anno; dopo la realizzazione dell’impianto la quota di combustibili fossili si è azzerata e il consumo di biomassa è passato da 4.000 a 6.000 quintali. Aumentando del 50% la biomassa forestale sottoforma di cippato abbiamo eliminato tutti i combustibili fossili, quindi di fatto vuol dire aver efficientato la combustione della biomassa che già veniva utilizzata prima con sistemi a basso rendimento (camini aperti, stufe, forni ecc…). Qual è l’importo delle tariffe applicate all’utenza pubblica e all’utenza privata? Ha delle considerazioni da fare a proposito di dette tariffe? Ad oggi ci sono tre tariffe diverse perché chiaramente sono cambiate a seconda dell’entrata in funzione dell’impianto. L’impianto di Pomino che è entrato in funzione a maggio 2010 aveva una tariffa di 80 euro a MWh però nel settembre del 2012, quindi dopo 2 anni dall’inizio del funzionamento dell’impianto, il Gestore ha chiesto l’adeguamento della tariffa, lo ha giustificato, noi l’abbiamo autorizzato ed è diventata di 92 euro a MWh. Pomino non beneficia delle agevolazioni fiscali perché secondo la legge è in zona climatica “D” in quanto Rufina che viene considerato il Capoluogo è più bassa. L’impianto di Castagno invece, dove la tariffa è entrata in funzione a settembre 2011 e quindi è ancora bloccata a 80 euro a MWh perché non sono trascorsi i 2 anni, è in zona climatica “E” e quindi beneficia delle agevolazioni fiscali. A settembre prossimo il gestore che ci sarà chiederà sicuramente un adeguamento perché la tariffa è effettivamente bassa, considerando poi che abbattono a 25 euro a MWh vuol dire che da 80 scendono a 55 euro a MWh che è veramente niente. L’impianto di Vallombrosa è entrato in funzione ad aprile 2012 e, non essendoci un impegno pregresso con le utenze, abbiamo applicato fin dall’inizio una tariffa più consona di 88 euro a MWh, inoltre beneficia delle agevolazioni fiscali perché si trova in zona climatica “E”. Le tariffe inizialmente “risentivano” di un impegno preso dagli Amministratori con la cittadinanza; a Pomino, soprattutto per invogliare le persone ad accettare questo tipo di cambiamento su una nuova tecnologia che non conoscevano assolutamente è stata fatta una tariffa molto bassa, gratificante dal punto di vista economico. Le tariffe sono più convenienti di quelle del metano che costa attorno ai 90 e i 95 euro a MWh, il gasolio costa attorno ai 120 euro a MWh e il Gpl non ne parliamo perché costa 170 euro a MWh quindi le tariffe sono estremamente convenienti per la cittadinanza, questo è indubbio. Laddove l’iniziativa non parte da un soggetto pubblico ma da un soggetto privato, la tariffa si avvicinerà in maniera asintotica a quella che è l’alternativa reale sul territorio. I prezzi delle tariffe applicate sulla maggior parte degli impianti e quindi in Alto Adige, Trentino e anche Veneto, variano tra i 110 e i 150 euro a MWh quindi noi siamo piuttosto sotto la media.

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Valutazioni sul risultato finale in termini di qualità del servizio erogato: Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo sistema di teleriscaldamento? Questo tipo di filiera non va in concorrenza con la filiera della legna da ardere che ha un prezzo di vendita maggiore e costa meno farla quindi non verrà mai cippata. Le ditte cippano materiali che non hanno altra destinazione, quindi in realtà hanno un beneficio diretto sugli interventi selvicolturali necessari alla manutenzione del bosco con un conseguente vantaggio per la comunità che si concretizza, a livello economico, in un mancato costo di manutenzione del bosco. Per quanto riguarda le emissioni degli impianti a biomassa tutte le caldaie installate hanno delle garanzie di emissione a norma di legge ovviamente, quindi in realtà non sarebbero serviti ulteriori sistemi di abbattimento fumi ma per dare la massima garanzia ai cittadini abbiamo scelto di installare in ogni impianto un ulteriore sistema di abbattimento e come per le caldaie abbiamo installato tutti sistemi diversi: a Rincine essendo la centrale molto piccola abbiamo installato un filtro a multiciclone, a Pomino che è stato il primo impianto a servizio delle comunità è stato montato un elettrofiltro che bruciando solo legna vergine mi sembra oltre che eccessivo anche superfluo e inoltre incide molto sul costo dell’impianto, a Castagno è stato montato un filtro a maniche e a Vallombrosa un filtro a umido. Questi filtri sono stati installati per abbattere le altre emissioni quali polveri e altri inquinanti. Quant’è il risparmio nel consumo di gas metano e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di emettere ogni anno grazie a questo intervento? Complessivamente, considerando tutti e 4 gli impianti, la riduzione annua di CO2 è di circa 1.500 tonnellate e le Tep risparmiate annualmente sono tra le 550 e le 600. A Pomino si evitano di emettere 550 tonnellate di CO2 annue e 190 Tep.

Sulla base dell’esperienza maturata: Che consigli può dare per un miglioramento delle procedure di Partenariato Pubblico Privato? Qui andrebbe sintetizzato tutto quello che ho detto finora. C’è un aspetto legato alle scelte strategiche che fa un territorio quindi il motivo per cui si decide di realizzare questo tipo di impianti e quindi bisogna tenere conto di tutti gli aspetti e non solo di quelli economico finanziari, e chiaramente quando c’è un Partenariato Pubblico Privato di questo aspetto se ne deve far carico la parte pubblica. E’ chiaro che oggi, alla luce del Conto Termico e di quella che è la situazione attuale ma anche di come si è evoluta la tecnologia avrei fatto una scelta diversa. Fin dall’inizio avrei puntato a fare tutti impianti di cogenerazione perché la produzione combinata di energia termica ed elettrica avrebbe ottimizzato il tutto ma il problema è stato che fino all’ultimo impianto realizzato (quello di Vallombrosa), non c’erano macchine cogenerative affidabili sotto 1 MW di potenza. Come imprenditore potrei anche decidere di prendere una macchina che non ha un’affidabilità collaudata perché investo i miei soldi, come Amministrazione invece gestisco i soldi pubblici quindi non posso permettermi di fare sperimentazioni quindi ho bisogno di montare macchine che abbiano un sufficiente grado di affidabilità. Da un paio di anni ci sono macchine cogenerative che cominciano ad avere quelle 20 – 30 mila ore di funzionamento e che quindi danno più garanzie. La tecnologia va avanti e gli impianti che possono essere realizzati in un ottica di Partenariato Pubblico Privato ad oggi sono sicuramente di tipo cogenerativo perché ci sono macchine sufficientemente affidabili e questo permetterebbe di ovviare ai problemi relativi alla durata limitata della stagione fredda e dal punto di vista economico finanziario l’intera operazione starebbe in piedi più facilmente, soprattutto con taglie piccole quindi parliamo di cogeneratori o di gassificatori dai 250 ai 500 kW elettrici. Questa evoluzione tecnologica oggi aiuta molto, il problema per cui è necessario prestare la massima attenzione da parte di chi autorizza o finanzia l’operazione è che gli impianti di cogenerazione dovrebbero essere tali in fase di fattibilità e in fase di esercizio quindi se si dichiara di fare cogenerazione, per esempio 800 kW elettrici e 3 MW termici servendo tra le 700 e le 800 famiglie più gli edifici pubblici non si può poi realizzare un impianto da 600 kW elettrici a servizio di 100 famiglie perché non ci si comporta onestamente ma si sfrutta soltanto (male) la tariffa onnicomprensiva. Questo è un punto dolente a livello nazionale perché non ci sono mai conseguenze di nessun tipo per

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chi non rispetta quanto detto nello Studio di fattibilità e costituisce anche un grande limite perché una volta fatto l’investimento l’impianto deve funzionare anche se non si rispetta quanto detto. Si ritiene soddisfatto dell’esperienza di collaborazione tra pubblico e privato? Si, parzialmente ma non per responsabilità soggettive piuttosto perché se avessi avuto degli elementi più affidabili per ragionare sull’impostazione della gestione sicuramente il soggetto privato, e di conseguenza anche il soggetto pubblico, non si sarebbe trovato in una condizione di difficoltà. Sono responsabilità diffuse e non riconducibili al privato. Cosa non funziona secondo lei? La scarsa esperienza dei soggetti che realizzano questi impianti in tutta Italia, tranne che in Alto Adige e in Trentino; lo scarso background di tutti: dai progettisti ai gestori e anche la scarsa capacità di ammettere gli errori. Se si fanno degli errori vanno detti perché aiutano gli altri a non farli nuovamente. Per esempio, solo limitandomi alla Regione Toscana credo che con tutti gli impianti che sono stati realizzati e con tutti i percorsi intrapresi dalle Pubbliche Amministrazioni ci sarebbe potuta essere sicuramente una maggiore valorizzazione delle esperienze e questa mancanza a volte si traduce in progetti non riusciti e risorse sprecate che mettono in cattiva luce questa tipologia di impianti. Come si dovrebbe fare? Oggi la tecnologia che sta cambiando rapidamente ci permette di realizzare impianti di cogenerazione di piccola taglia che possono servire tutta una serie di comunità anche nell’ambito agricolo, penso anche agli agricoltori che non riescono a sostenere il costo del gasolio per riscaldare le serre. In uno studio fatto se non ricordo male dalla Compagnia delle Foreste in collaborazione con l’ARSIA, tre o quattro anni fa, era stato verificato come nella sola provincia di Arezzo un intervento di sostituzione degli impianti per la produzione di energia termica da gasolio o gpl a biomassa portasse un beneficio nelle aziende agricole che era pari a circa 6 o 7 volte i fondi stanziati dal PSR per la provincia di Arezzo. Questi numeri sono reali e concreti ma si fa un po’ di fatica a muovere un meccanismo così ampio, soprattutto perché si va a toccare l’interesse di lobby molto strutturate. Oggi sono circa 800 i comuni non metanizzati in Italia e molto spesso, essendo in zone montane o collinari, hanno disponibilità di biomassa all’interno del loro territorio. Sarebbe auspicabile un’azione strategica in situazioni di questo tipo per la realizzazione di piccoli impianti di teleriscaldamento, meglio se di cogenerazione, che potrebbero unire l’esigenza di fare una filiera locale per l’approvvigionamento di biomassa alla necessità di produrre energia elettrica. Andando ad agire in maniera così diffusa in tante piccole realtà si raggiunge un numero che fa la quantità e la fa in modo sostenibile.

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3.3. ZOLA PREDOSA: sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili Il Comune di Zola Predosa, che fa parte dell’area metropolitana bolognese, decide di realizzare, in occasione della rilevante trasformazione urbanistica che interessa l’area di riqualificazione del Comparto C4, un impianto di teleriscaldamento con cogenerazione a gas metano e generazione termica a biomassa legnosa, allo scopo di iniziare un graduale adeguamento alle direttive indicate nel Piano Territoriale Provinciale, nell’ottica di massimizzare l’efficienza e minimizzare l’impatto ambientale nell’ambito comunale. L’obiettivo strategico dell’Amministrazione Comunale è di realizzare un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili che serva il Comune, dotandolo di un sistema avanzato di produzione energetica capace di sfruttare le risorse rinnovabili (biomasse), di utilizzare razionalmente le fonti energetiche fossili (metano) e di ridurre le emissioni inquinanti e climalteranti (CO2). Il Comune decide di attuare l’intervento secondo lo schema del finanziamento tramite terzi e, una volta individuato il Promotore, pubblica il bando di gara di project financing per un importo complessivo di euro 8.148.941 IVA esclusa. L’investimento per l’intervento obiettivo del bando, preventivato su una volumetria da servire di 400.000 mc, sarà interamente a carico del Concessionario che avrà il diritto di gestire funzionalmente e sfruttare economicamente gli impianti realizzati per i 20 anni di durata della concessione.

Definizione tecnico funzionale dell’intervento L’impianto di cogenerazione con produzione combinata di energia termica e di energia elettrica integra l’utilizzo razionale ed efficiente del gas metano con il sistema di produzione energetica da biomassa vegetale di origine locale (potature provenienti dal solo comprensorio di Zola Predosa e dei Comuni limitrofi). Il servizio di teleriscaldamento garantisce vantaggi ambientali dovuti alla riduzione dell’inquinamento: un unico impianto, ottimizzato dal punto di vista del controllo delle emissioni inquinanti, si sostituisce a 800 singole caldaie; si alimenta parzialmente da fonti rinnovabili, risparmiando nel consumo di gas metano; assicura all’utenza sicurezza e affidabilità di esercizio ed economicità della gestione, grazie ad una progettazione che adotta moderni accorgimenti e dispositivi tecnologici. L’impianto di cogenerazione è articolato nelle seguenti installazioni:

‐ centrale di cogenerazione costituita da un fabbricato tecnologico di tipo isolato a due piani (piano interrato e piano terra) che ospita i macchinari e il deposito della biomassa;

‐ rete di distribuzione del teleriscaldamento interrata, realizzata mediante tubazioni precoibentate al servizio di alcune utenze comunali, degli edifici del comparto C4 e di alcuni edifici ad uso residenziale esistenti nel centro abitato ed in prossimità dello stesso;

‐ sottocentrali di scambio termico istallate negli edifici di nuova realizzazione e/o già esistenti in sostituzione alle centrali termiche convenzionali.

L’intero intervento si articola nelle seguenti fasi realizzative:

1) Fase 1 - centrale di cogenerazione: progettazione definitiva ed esecutiva, realizzazione, messa in servizio e collaudo, gestione.

2) Fase 2 – rete di teleriscaldamento area C4 e allacciamento primi immobili C4: progettazione definitiva ed esecutiva, realizzazione delle opere a rete, allacciamento e istallazione delle sottocentrali per i primi immobili, messa in servizio e collaudo delle opere a rete e delle sottocentrali, gestione delle opere e del servizio.

3) Fase 3 - rete di teleriscaldamento area PA e allacciamento immobili PA: progettazione definitiva ed esecutiva, realizzazione delle opere a rete, allacciamento e istallazione delle sottocentrali per gli immobili della PA, messa in servizio e collaudo delle opere a rete e delle sottocentrali, gestione delle opere e del servizio.

4) Fasi successive (immobili esistenti): l’espansione prevede il completamento delle reti di distribuzione all’interno del comparto C4, con l’esecuzione degli allacciamenti e l’istallazione delle sottocentrali per gli immobili restanti, e l’estensione delle reti di distribuzione nell’abitato di Zola Predosa a servire vari edifici

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privati con impianti di riscaldamento autonomi o centralizzati, con l’esecuzione degli allacciamenti e l’istallazione delle sottocentrali.

5) Manutenzione delle opere e degli impianti L’impianto produce: ACQUA CALDA alla temperatura di circa 95°C che viene distribuita al teleriscaldamento a temperatura di mandata nominale di 90°C; questa ritorna alla centrale ad una temperatura nominale di 65°C; la pressione di esercizio è di circa 10 bar, mentre la rete è progettata per una pressione massima di 16 bar; ENERGIA ELETTRICA ceduta al gestore delle rete nazionale in parallelo a 15 kV, a meno della quota utilizzata per l’alimentazione dei sistemi ausiliari della centrale. Per quanto riguarda la produzione termica, l’impianto ha un funzionamento differenziato e stagionale. In inverno si utilizzano principalmente il cogeneratore e la caldaia a biomassa con la caldaia a metano in integrazione mentre in estate siutilizza solo il cogeneratore. L’impianto di cogenerazione è dotato delle più moderne tecnologie mirate all’ottenimento della massima efficienza energetica e del minimo impatto ambientale. La centrale è costituita da:

‐ 1 gruppo elettrogeno di cogenerazione alimentato a metano della potenza elettrica di circa 1.948 kWe e della potenza termica recuperabile di c.a. 2.000 kWt;

‐ 1 caldaia alimentata a cippato di legna della potenza di riferimento al focolare di circa 4.000 kW (potenza massima ammissibile in caldaia) per la produzione di circa 3.400 kWt utili;

‐ 2 caldaie alimentate a metano (di supporto) della potenza termica resa di circa 4.500 kWt e 6.600 kWt; ‐ 1 modulo Organic Renkine Cycle (ORC) alimentato dal calore prodotto dalla caldaia a biomassa e in grado di

produrre 619 kWe e circa 2.700 kWt sotto forma di acqua calda; ‐ 1 serbatoio del volume di 600 mc per l’accumulo dell’acqua calda che consente di ottimizzare l’esercizio

dell’impianto sotto il profilo energetico ed economico, accumulando l’energia termica prodotta dai sistemi di cogenerazione nei momenti discarsa richiesta dalla rete di teleriscaldamento (ore notturne) e mettendola a disposizione della rete durante i momenti di alta richiesta (ore diurne);

‐ sistemi di abbattimento e di controllo delle emissioni che consistono in: ‐ cogeneratore alimentato a metano: marmitta catalitica per la riduzione delle emissioni di CO e

reattore catalitico ad urea per la riduzione delle emissioni di NOx; ‐ caldaia a cippato di legna naturale: al fine di contenere l’immissione di ceneri in atmosfera la caldaia

è dotata di un apposito sistema del tipo a “multicicloni” perla separazione e la raccolta in ambiente chiuso della cenere contenuta nei gas combusti;

‐ caldaie convenzionali alimentate a metano: bruciatori di avanzata tecnologia perla riduzione delle emissioni di CO;

‐ sistema di misurazione in continuo (SME) della concentrazione di CO e NOx basato su tecnologia NDIR (infrarossi non dispersivi);

‐ sistema di pompaggio dell’acqua calda nella rete di teleriscaldamento dotato di “gruppi inverter” per il controllo coordinato della portata e del salto termico, in modo da ridurre gli auto consumi elettrici delle pompe e le dispersioni termiche nella rete;

‐ sistema di pompaggio dell’olio diatermico per la circolazione del fluido termovettore tra la caldaia a biomassa e il modulo ORC;

‐ sistema di automazione e controllo per l’esercizio automatico dell’impianto che consente, attraverso il sistema di supervisione, il controllo in remoto da parte degli operatori e la trasmissione delle informazioni “sensibili” verso gli uffici centrali;

‐ sistema di insonorizzazione della centrale onde garantire il rispetto delle normative vigenti in termini di emissioni acustiche;

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‐ raccolta separata delle acque reflue suddivise per tipologia e trattamento di separazione delle sostanze non rilasciabili direttamente;

‐ deposito esterno per il cippato costituito da una platea in cemento armato con tre pareti prefabbricate. La caldaia a biomassa viene alimentata a cippato di legna e produce energia termica. Nel corso degli interventi, effettuati nel 2012, è stata sostituita la caldaia precedentemente installata a favore di un’altra con potenzialità maggiore (comunque nei limiti previsti dall’autorizzazione alle emissioni del 2007) alla quale è stato associato un modulo ORC (“Organic Rankine Cycle”), ovvero un turbogeneratore per la produzione combinata di energia elettrica e termica, circa 600 kW elettrici e c.a. 2.700 kW termici. Tabella 3.6. - Dati energetico-ambientali - Anni 2009-2012

2009 2010 2011 2012

Tep (tonnellate equivalenti petrolio) 459 1.329 1.334 1.189

Riduzione di CO2 annua (t) 1.079 3.122 3.136 2.794

Cogeneratore

Fabbisogno medio annuo di gas metano (Nmc) 1.743.683 2.943.318 3.107.378 3.093.810

Energia termica generata (kWh) 5.390.930 13.518.200 13.007.510 11.844.020

Rendimento termico (%) 31,54 46,38 42,73 38,89

Energia elettrica generata (kWh) 7.149.611 11.400.150 12.105.180 11.672.650

Rendimento elettrico (%) 41,83 39,11 39,77 38,33

Caldaia a biomassa

Fabbisogno medio annuo di cippato (t) - 1.356 1.994 3.605

Energia termica immessa in rete (kWh) - 2.217.490 3.700.320 2.980.020

Rendimento termico (%) - 74,62 83,71 55,95

Energia elettrica immessa in rete (kWh) - - - 800.592

Rendimento elettrico (%) - - - 11,23

Caldaie a metano

Fabbisogno medio annuo di gas metano (Nmc) 461.142 384.118 304.597 326.337

Energia termica immessa in rete (kWh) 2.524.670 2.096.010 1.378.270 4.786.060

Rendimento termico (%) 55,55 55,14 46,09 49,35 Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

3.3.1. Realizzazione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di

energia termica a servizio delle utenze pubbliche e private del Comune di Zola Predosa (BO) Il Comune di Zola Predosa sceglie di affidare la concessione di progettazione, esecuzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia termica in teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private, mediante project financing. In data 22 dicembre 2006 viene aggiudicata la gara al Promotore che forma il Raggruppamento Temporaneo di Imprese composto da SIME spa, SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl che in seguito si costituiscono in società di progetto denominata ZOLA PREDOSA TELERISCALDAMENTO srl. Il ricorso al finanziamento tramite terzi prevede che l’intervento venga attuato da una Società Terza Responsabile che fornisce il capitale e le competenze a fronte dell’addebito di un canone sotto forma di tariffa energetica. Il 15 ottobre 2008 entra in funzione la centrale di teleriscaldamento a servizio dei primi residenti del nuovo comparto C4. All’inizio del 2011 la volumetria servita è di 286.000 mc, più ulteriori 125.000 mc da collegare; inoltre, si decide di estendere la rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino per un’utenza potenziale di circa 67.500 mc. L’ammontare dell’investimento complessivo raggiunto è di euro 11.929.415 a cui, all’inizio del 2012, si aggiungono ulteriori euro 4.838.834 per l’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un sistema integrato

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per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa. A copertura delle perdite economiche alle quali è soggetto il Concessionario a causa degli ultimi provvedimenti legislativi si decide di prorogare il termine della convenzione di 5 anni.

Ricostruzione storico procedurale Nel 2005 il Comune di Zola Predosa, con delibera di Consiglio n. 13, approva il Programma triennale dei Lavori Pubblici 2005 - 2007, successivamente modificato ed adottato con delibera di Giunta n. 44, nel quale è previsto l’impianto di cogenerazione e teleriscaldamento a servizio di strutture pubbliche e private, per un costo presunto di euro 4.985.000 totalmente realizzabile con capitali privati. In data 4 aprile 2005 il Comune pubblica l’invito a presentare proposte di Project Financing, ex art. 37 bis e ss. della L. 109 del 1994 e ss. mm. e ii., avente ad oggetto la “realizzazione di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private”. Alla data di scadenza, fissata per il 30 giugno 2005, perviene una sola proposta dalla ditta SIME Società Impianti Metano spa. In data 13 luglio 2005 la proposta viene ritenuta ammissibile, come risulta dal verbale redatto del Responsabile del Procedimento, pertanto viene individuato il Promotore. Il 26 ottobre 2005, con deliberazione consiliare n. 78, viene approvato il Programma pluriennale di Attuazione che subordina la completa attuazione del comparto C4 all’allacciamento dello stesso all’impianto comunale di teleriscaldamento. In seguito alle difficoltà segnalate dal Consorzio di urbanizzazione del comparto “C4”, relative all’impatto negativo che imprimerebbe alle costruzioni la localizzazione della nuova centrale di cogenerazione nell’area destinata dal PRG a zona per attrezzature sportive e ricreative in adiacenza all’area destinata a Piano Particolareggiato di iniziativa privata di espansione residenziale denominato comparto “C4”,l’Amministrazione Comunale decide di localizzare la centrale nell’area già adibita a cava “ex Fornace Andina” che la società “La Cavanella S.r.l”, aderente al Consorzio di urbanizzazione, si impegna a cedere gratuitamente. In data 28 ottobre 2005 viene richiesto al Promotore di presentare un diverso progetto che tenga conto della nuova localizzazione della centrale, concordando una proroga dei termini per la consegna della documentazione relativa e per la conseguente pronuncia di interesse dell’Amministrazione Comunale. Per l’esame della proposta il Responsabile del Procedimento si avvale del supporto di consulenza specifica fornita alle Amministrazioni Comunali dalla Regione Emilia Romagna, Servizio Disciplina dei Lavori e degli Appalti Pubblici e Valutazione degli Investimenti Territoriali che, in data 26 novembre 2005, invia la propria nota di osservazioni.

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Il 20 dicembre 2005, con la determina n. 1122, viene nominata la Commissione valutatrice per esaminare la proposta presentata. La Commissione, a seguito di incontri condotti in contradditorio con il promotore e di un approfondito esame della documentazione presentata, ritiene di valutare positivamente la proposta e propone alla Giunta Comunale l’espressione della dichiarazione di pubblico interesse subordinata al recepimento di alcune integrazioni e correttivi a seguito delle quali l’importo dell’investimento risulta essere di euro 8.098.000. In data 15 marzo 2006 la Giunta Comunale, con delibera n. 26, dichiara il pubblico interesse della proposta pervenuta a condizione che vengano accolte le prescrizioni e assegna al Promotore 30 giorni di tempo dal ricevimento della copia dell’atto, per adeguare la proposta alle prescrizioni. Con la stessa deliberazione propone al Consiglio Comunale l’adozione di una variante urbanistica specifica e limitata al PRG vigente, per rendere la centrale urbanisticamente compatibile. Il Consiglio Comunale si raduna il giorno stesso e, con delibera n. 19, adotta la variante urbanistica. In data 14 giugno 2006 l’Amministrazione Comunale, con delibera n. 52, approva il progetto preliminare così come modificato a seguito delle richieste di integrazione. Il 21 giugno 2006 l’Amministrazione Comunale pubblica il bando di gara di project financing a licitazione privata con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art. 37 quater e dell’art. 21, comma 2, lett. b, della L. 109/1994 e ss.mm.ii., per l’affidamento in concessione della progettazione, esecuzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili per la fornitura di energia termica in teleriscaldamento a servizio delle utenze pubbliche e private, sulla base del progetto preliminare presentato dal soggetto Promotore, per una durata di 20 anni a partire dal giorno di inizio del servizio di fornitura dell’acqua calda in teleriscaldamento a tutti gli immobili indicati dal Concedente. L’importo dei lavori è di euro 5.211.470 IVA esclusa. L’importo complessivo dell’investimento per l’intervento obiettivo del bando, ovvero per una volumetria da servire di 400.000 mc, è di euro 8.148.941 IVA esclusa, di cui euro 6.509.384,00 per i lavori di cui allo scenario prudenziale per la verifica dell’equilibrio economico e finanziario, ovvero per una volumetria da servire di 200.000 mc. Tali valori sono quelli dell’investimento totale, così come indicato nella proposta del Promotore, comprensivi del costo della proposta, del costo di costruzione, dei costi tecnici ed accessori, delle spese sostenute dall’Amministrazione Comunale e di una spesa per la fornitura di euro 1.890.000. Il Concessionario si farà carico dell’investimento totale e corrisponderà all’Amministrazione un canone annuo di euro 5.000 per la locazione dell’area in cui verrà localizzata la centrale di cogenerazione e teleriscaldamento. Come corrispettivo avrà il diritto di gestire funzionalmente e sfruttare economicamente gli impianti realizzati per la durata della concessione, mediante la integrale percezione delle tariffe e degli altri proventi derivanti dall’attività di gestione. Di seguito sono riportate le tariffe stabilite negli art. 27 e 28 della Convenzione:

‐ Tariffa per la fornitura di energia termica: il corrispettivo per la fornitura di energia termica alla Pubblica Amministrazione è stabilito in euro 55,40 per MWhterm, il valore è suscettibile alla medesima variazione percentuale riscontrata sul prezzo del metano rispetto al prezzo di riferimento di 53,50 c€/mc; il corrispettivo per la fornitura di energia termica all’utenza privata è invece stabilito in euro 63,90 per MWhterm, il valore è suscettibile alla medesima variazione percentuale riscontrata sul prezzo del metano rispetto al prezzo di riferimento di 54,80 c€/mc.

‐ Tariffa per l’impegno di potenza: il corrispettivo per l’impegno di potenza alla Pubblica Amministrazione è stabilito in euro 0,62 per mc climatizzato/anno, mentre il corrispettivo per l’impegno di potenza all’utenza privata è stabilito in euro 0,50 per mc climatizzato/anno; i valori sono suscettibili alla medesima variazione percentuale riscontrata sull’indice ISTAT relativo ai servizi rispetto all’anno di esercizio 2006 cui si riferiscono.

Il Concessionario dovrà consegnare i lavori entro il ventitreesimo mese dalla firma della convenzione. Gli elementi di valutazione dell’offerta sono: la valutazione economica dello sconto rispetto al sistema tariffario di vendita del calore con un massimo di 35 punti; la congruità delle modifiche proposte al progetto preliminare per il miglioramento del TIR (Tasso Interno di Ritorno) con un massimo di 30 punti; la valutazione della qualità tecnica, estetica e paesaggistica

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dell’impianto e delle strutture con un massimo di 20 punti; la valutazione della qualità del servizio e della gestione dell’impianto con un massimo di 15 punti. In data 22 dicembre 2006, con determina n. 856, viene aggiudicata la concessione per la realizzazione e la gestione del sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private al RTI costituito da SIME spa, SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl, ai sensi dell’art. 37 quater comma 2 della L. 109/1994. In data 27 febbraio 2007 viene costituita la società di progetto ZOLA PREDOSA TELERISCALDAMENTO srl che diventa la Concessionaria subentrando all’aggiudicatario nel rapporto di concessione, ai sensi e per gli effetti di quanto disposto dall’art. 37 quinquies della L. 109/1994. In data 4 aprile 2007 viene stipulato il contratto di concessione tra il Comune di Zola Predosa e la società Zola Predosa Teleriscaldamento. Il 19 giugno 2007 il Comune di Zola Predosa che decide di alimentare il futuro impianto di teleriscaldamento anche con biomassa proveniente dal territorio allo scopo di promuovere l’utilizzo di fonti di energia rinnovabili, organizza il seminario “Le esperienze degli enti locali nella valorizzazione energetica da biomasse” con l’obiettivo di presentare esempi di percorsi di successo intrapresi da alcune amministrazioni, i distretti energetici e le potenzialità del settore. L'incontro è realizzato nell'ambito del sub-progetto EEN (network per l'efficienza energetica) che intende coinvolgere, in ciascuna delle cinque Regioni europee aderenti, i Comuni di piccole e medie dimensioni per attivare un confronto sui temi della politica energetica, come la promozione del risparmio energetico e la diffusione dell’impiego delle energie rinnovabili. In particolare in Emilia Romagna, il Progetto intende anche favorire le sinergie tra le pubbliche amministrazioni della Regione e la nascita di una rete di relazioni continuative. Il 16 luglio 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo della dorsale C4 (seconda fase I lotto funzionale) nel rispetto del termine ultimo stabilito nel cronoprogramma per il 22 luglio 2007. Il crono programma prevede che le opere vengano eseguite in tre fasi, la seconda fase prevede la realizzazione della rete di teleriscaldamento a servizio del comparto C4, è per tanto necessario coordinare la soluzione progettuale con lo stato di avanzamento dei lavori delle opere di urbanizzazione, al fine di definire l’esatto tracciato delle reti in progetto. La Responsabile del Procedimento concorda con il Concessionario la divisione della progettazione relativa alla seconda fase in più lotti funzionali. In data 18 luglio 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 51, approva il progetto definitivo – esecutivo della dorsale C4 (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” I lotto funzionale),per un importo di complessivi euro 770.001. In data 28 settembre 2007 si tiene la seduta conclusiva della Conferenza di Servizi inerenti la “Realizzazione della centrale di cogenerazione per teleriscaldamento”. Il 29 settembre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo relativo alla distribuzione ovest (seconda fase II lotto funzionale), nel rispetto dei tempi stabiliti nel contratto di concessione. Il 3 ottobre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo relativo alla realizzazione della centrale di teleriscaldamento (prima fase II lotto) in fregio alla S.P. n. 569 sull’area segnalata in catasto al foglio n. 16 mappale n. 408 come modificato e integrato a seguito della conferenza dei servizi.

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Il 9 ottobre 2007 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna i progetti definitivi – esecutivi relativi alla realizzazione: della strada di accesso alla centrale (prima fase I lotto) e della rete di teleriscaldamento nel Parco Campagna (seconda fase III lotto), entro i tempi stabiliti nel contratto di concessione. In data 10 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 62, approva il progetto definitivo – esecutivo della distribuzione ovest (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” II lotto funzionale),per un importo di complessivi euro 261.579. In data 24 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 64, approva il progetto definitivo della strada di accesso alla centrale (prima fase “Centrale di cogenerazione” I lotto),per un importo complessivo di euro 400.262. In data 31 ottobre 2007 la Giunta Comunale, con delibera n. 65, approva il progetto definitivo della centrale di teleriscaldamento (prima fase “Centrale di cogenerazione” II lotto), per un importo complessivo di euro 4.666.725. In data 31 dicembre 2007 viene rilasciato il permesso di costruire n. 27/C/2007 relativo alla “Realizzazione di centrale di teleriscaldamento”. L’11 luglio 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo relativo alla realizzazione della rete di teleriscaldamento nel centro di Zola Predosa (terza fase I lotto), nel rispetto dei tempi stabiliti nel contratto di concessione. In data 16 luglio 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 61, approva il progetto per la realizzazione della rete di distribuzione nelle zone centrali del capoluogo (terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA”I lotto), per un importo complessivo di euro 930.335. In data 3 settembre 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 65, visto l’esito della conferenza di Servizi convocata in data 3 luglio 2008 e 24 luglio 2008 e ottenuti i pareri della Sopraintendenza per i Beni Archeologici dell’Emilia Romagna in data 5 agosto 2008 e della Sopraintendenza per i Beni Architettonici in data 23 luglio 2008, nonché il nulla osta della Regione Emilia Romagna in data 2° giugno 2008, approva il progetto definitivo – esecutivo per le opere relative alla rete di teleriscaldamento nel Parco Campagna di Zola Predosa (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” III lotto), per un importo complessivo di euro 349.977. Il 15 ottobre 2008 entra in funzione la centrale di teleriscaldamento. A quanto riportato dal comunicato stampa pubblicato nel sito del Comune in data 13 ottobre 2008, i primi a poter utilizzare il nuovo servizio saranno i residenti del nuovo comparto C4 ma anche le famiglie dell'attiguo centro urbano, presso le cui abitazioni verrà installata la cosiddetta "sottocentrale" di teleriscaldamento, in sostituzione della vecchia caldaia a metano. Per allacciarsi alla rete di teleriscaldamento è sufficiente informarsi presso il Comune o direttamente presso il Concessionario. I consumi saranno, come in precedenza, decisi autonomamente da ciascun cliente grazie a una gestione del riscaldamento del tutto analoga a quella attuale. Il 1 dicembre 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto definitivo – esecutivo relativo alla realizzazione degli allacciamenti e delle sottocentrali degli immobili dell’Amministrazione Comunale(terza faseII lotto), entro il tempo di differimento della consegna concordato tra le parti. In data 3 dicembre 2008 la Giunta Comunale, con delibera n. 82, approva il progetto per la realizzazione degli allacciamenti ed installazioni delle sottocentrali negli immobili dell’Amministrazione Comunale(terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA” II lotto), per un importo complessivo di euro 323.298.

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In data 22 dicembre 2008 la società Zola Predosa Teleriscaldamento riceve con comunicazione raccomandata del GSE il riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento. Questa misura pubblica di sostegno ed incentivazione viene riconosciuta all’intervento ai sensi del Decreto del Ministero delle Attività Produttive e del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio del 28 ottobre 2005. Il 28 marzo 2009 il CRPV (Centro Ricerche Produzioni Vegetali di Cesena), con il patrocinio del Comune di Zola Predosa, organizza l’incontro “Uso delle biomasse a scopo energetico e teleriscaldamento a Zola Predosa. Opportunità e nuove frontiere. Verso un allargamento del distretto energetico” che si inserisce nell’ambito delle diverse attività del progetto europeo “Renewed - European Network of Bioenergy District” (Programma IEE – Intelligent Energy Europe) che ha interessato direttamente il Comune di Zola Predosa per la realizzazione di uno studio sui distretti bio-energetici. Nell’occasione si illustrerà il progetto, ormai in fase di ultimazione, per la centrale di teleriscaldamento a Zola Predosa, che l’Amministrazione Comunale ha voluto realizzare in Partenariato Pubblico Privato, e che prevede anche una centrale alimentata a biomasse. Il 30 marzo 2009 la Regione Emilia Romagna, con delibera di Giunta n. 417, invita gli Enti Locali a presentare programmi di qualificazione energetica del patrimonio edilizio pubblico, ai sensi degli art. 3 e 4 della L.R. 26/2004, ai fini di accedere ai contributi regionali. Il 23 aprile 2009 l’Amministrazione Comunale e la società Zola Predosa Teleriscaldamento redigono un informativa in merito ai rapporti tra Costruttori del comparto C4, Società Concessionaria e Amministrazione Pubblica al fine di adottare una politica di massima trasparenza nei confronti dei Cittadini utenti del servizio. Nell’informativa vengono precisati in sintesi i seguenti punti:

‐ La scelta di servire tutti gli immobili del comparto C4 è stata assunta dall’Amministrazione con l’obiettivo di razionalizzare il consumo energetico limitando l’impatto ambientale e permettendo ai Costruttori di adempiere agli obblighi normativi previsti per gli edifici di nuova costruzione dal D. Lgs 311/2006 quali: l’utilizzo di fonti rinnovabili per coprire almeno il 50% dell’energia richiesta per la produzione di acqua calda e la predisposizione delle opere necessarie a favorire il collegamento a reti di teleriscaldamento.

‐ La realizzazione della centrale garantisce agli Utenti costi di gestione inferiori e permette ai Costruttori di evitare i costi relativi all’istallazione delle tradizionali caldaie a metano.

‐ L’Amministrazione ha sottoscritto con i Costruttori con un “Atto unilaterale d’obbligo” che prevede il versamento, da parte di questi ultimi, alla Zola Predosa Teleriscaldamento srl esclusivamente l’importo di euro 700 + IVA per ogni appartamento (nel caso di installazione di sottocentrale di scambio condominiale) e di euro 900 + IVA per ogni appartamento (nel caso di installazione di sottocentrale monofamiliare).

In data 25 novembre 2009 la Giunta Comunale, con delibera n. 30, si impegna nell’attuazione del programma di qualificazione energetica denominato “Riqualificazione energetica degli edifici comunali” di cui il primo progetto, ormai in fase di ultimazione, è l’impianto di teleriscaldamento con cogenerazione a gas metano e generazione termica a biomassa legnosa. In data 7 dicembre 2010 la società Zola Predosa Teleriscaldamento presenta, presso tutti i Soggetti preposti e in accordo al procedimento di autorizzazione ai sensi del D. Lgs 387/2003, la richiesta di autorizzazione alla costruzione ed all’esercizio di un “sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa” (la “turbina ORC”) da integrare nell’esistente impianto. L’intervento prevede, rispetto al fabbisogno attuale, un maggiore utilizzo di biomassa rinnovabile pari a circa8.500 ton/anno e consente, rispetto alle prestazioni ambientali attuali, un maggiore risparmio di energia fossile pari a circa 830 Tep e di emissione di gas serra pari a 2.500 ton/anno di CO2; il maggiore fabbisogno di biomassa rinnovabile rende però opportuna la gestione più controllata ed integrata della filiera di reperimento e di lavorazione del materiale rispetto a quanto già previsto dalla convenzione.

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In data 20 dicembre 2010 la Regione Emilia Romagna, con delibera di Giunta n. 2056, assegna al programma di qualificazione energetica presentato dal Comune di Zola Predosa un contributo in conto capitale pari a euro 1.786.548 di cui euro 1.622.525 per il sistema di teleriscaldamento sottoforma di cofinanziamento, a fronte di un investimento complessivo di euro 11.929.415 comprensivo dell’estensione della rete oltre il torrente di Lavino. Il 24 gennaio 2011 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto preliminare per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino, proposta in precedenza all’Amministrazione Comunale, per un’utenza potenziale di circa 67.500 mc in aggiunta al totale della volumetria già servita pari a 286.000 mc. Unitariamente il Concessionario consegna il progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC che costituisce variante in corso d’opera al progetto approvato. In data 26 gennaio 2011 la Giunta Comunale, con delibera n. 15, approva il progetto preliminare per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il torrente Lavino, per un importo complessivo di euro 1.875.200. Il finanziamento dell’opera sarà in parte prevalente a carico del Concessionario che investirà euro 1.468.200 e in parte a carico dell’Amministrazione Comunale che investirà euro 407.000, provenienti dal contributo regionale. Nella stessa datala Giunta Comunale, con delibera n. 17, approva il progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle) in sostituzione della caldaia a biomassa destinata alla sola generazione di acqua calda, per un importo complessivo di euro 4.696.094. A seguito dell’attivazione dei progetti dovranno essere modificati, in accordo tra le parti, sia il piano economico finanziario sia la convenzione. In data 9 marzo 2011 il Comune di Zola Predosa, con delibera n. 16 del Consiglio Comunale, aderisce al “Patto dei Sindaci” proposto dalla Commissione europea allo scopo di coinvolgere le comunità locali in iniziative volte a ridurre le emissioni di anidride carbonica di almeno il 20% entro l’anno 2020. Il 2 maggio 2011 la società Zola Predosa Teleriscaldamento consegna il progetto preliminare per l’attivazione della piattaforma per la raccolta della biomassa. In data 29 giugno 2011 la Giunta Comunale, con delibera n. 72, approva il primo e il secondo addendum alla convenzione e il progetto preliminare della piattaforma biomassa prevedendo un servizio di gestione per la raccolta e la lavorazione della biomassa lignea aperto a tutti i cittadini e agli Enti pubblici della provincia di Bologna. In data 14 ottobre 2011, con determinazione n. 423, vengono approvati i certificati di collaudo relativi agli impianti di cui alla centrale e le reti. In data 28 ottobre 2011 la Provincia di Bologna, con determinazione dirigenziale n. 2581, rilascia alla società Zola Predosa Teleriscaldamento srl ed Enel spa l’autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell’impianto in assetto cogenerativo per la produzione di energia elettrica di potenza pari a 600 kWe e potenza termica pari a 3 MWt mediante combustione di biomasse legnose non costituenti rifiuto e delle infrastrutture ad esso connesse. In data 22 febbraio 2012, con determinazione n. 37, viene approvato il progetto definitivo ed esecutivo per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il Lavino II lotto. Nella stessa data, con determinazione n. 38, viene approvato il progetto definitivo ed esecutivo per la variante per l’installazione di una turbina per la produzione elettrica da fonte rinnovabile II lotto, per un importo complessivo di euro 4.838.834. In data 13 luglio 2012 la Giunta Comunale, con delibera n. 58, approva l’atto di costituzione di una servitù passiva per elettrodotto per cabina di trasformazione Enel a servizio della centrale di teleriscaldamento e cancellazione di precedente servitù.

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In data 14 agosto 2012, con determinazione n. 323, viene approvato il progetto definitivo ed esecutivo per l’estensione della rete oltre il Lavino III lotto. In data 7 dicembre 2012, con determinazione n. 478, viene approvata la documentazione finale relativa alla centrale di teleriscaldamento, all’estensione della rete e all’istallazione di una nuova turbina. In data 17 aprile 2013 il Consiglio Comunale, con delibera n. 32, approva il terzo addendum alla convenzione nel quale viene stabilito di prorogare la concessione di 5 anni anziché 1 anno a copertura delle perdite economiche alle quali è soggetto il Concessionario a causa degli ultimi provvedimenti legislativi e di applicare una riduzione percentuale del corrispettivo per la fornitura di energia termica alle utenze. La data di scadenza della convenzione, precedentemente fissata al 22 marzo 2031, viene posticipata al 22 marzo 2036. Di seguito si riporta in modo analitico la cronistoria del sistema di teleriscaldamento del Comune di Zola Predosa:

2005 Approvazione del Programma triennale dei Lavori Pubblici 2005 – 2007. Si prevede di realizzare ricorrendo a capitali privati un impianto di cogenerazione e teleriscaldamento a servizio di strutture pubbliche e private, per un costo presunto di euro 4.985.000.

04/04/2005 Pubblicazione dell’invito a presentare proposte di Project Financing per la “realizzazione di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private”.

30/06/2005 Scadenza del termine per la presentazione di proposte. Ne perviene una sola dalla ditta SIME Società Impianti Metano spa.

13/07/2005 Individuazione del Promotore, la proposta viene ritenuta ammissibile.

26/10/2005 Approvazione del Programma pluriennale di Attuazione che subordina l’attuazione del comparto C4 all’allacciamento dello stesso all’impianto comunale di teleriscaldamento.

28/10/2005 L’Amministrazione Comunale richiede al Promotore di presentare un diverso progetto che tenga conto della nuova localizzazione della centrale.

20/12/2005 Nomina della Commissione valutatrice. La Commissione propone alla Giunta Comunale l’espressione della dichiarazione di pubblico interesse subordinata al recepimento di alcune integrazioni e correttivi che comportano un aumento dell’investimento che raggiunge un importo di euro 8.098.000.

15/03/2006 Dichiarazione di pubblico interesse a condizione che vengano accolte le prescrizioni.

14/06/2006 Approvazione del progetto preliminare.

21/06/2006

Pubblicazione del bando di gara di project financing per l’affidamento in concessione della progettazione, esecuzione e gestione di una centrale e relativa rete di teleriscaldamento, integrata con cogenerazione e fonti rinnovabili, per una durata di 20 anni. L’importo complessivo dell’investimento, interamente a carico del Concessionario, per l’intervento obiettivo del bando (400.000 mc da servire) è di euro 8.148.941 IVA esclusa. Il Concessionario corrisponderà all’Amministrazione un canone annuo di euro 5.000 per la locazione dell’area e come corrispettivo avrà il diritto di gestire funzionalmente e sfruttare economicamente gli impianti realizzati per la durata della concessione.

22/12/2006 Aggiudicazione della concessione al RTI costituito da SIME spa, SIME ENERGIA srl e CO.AR.CO. srl.

27/02/2007 Viene costituita la società di progetto ZOLA PREDOSA TELERISCALDAMENTO srl.

04/04/2007 Stipula del contratto di concessione.

19/06/2007 Si tiene il seminario “Le esperienze degli enti locali nella valorizzazione energetica da biomasse”.

18/07/2007 Approvazione del progetto definitivo – esecutivo della dorsale C4 (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” I lotto funzionale), per un importo di complessivi euro 770.001.

10/10/2007 Approvazione del progetto definitivo – esecutivo della distribuzione ovest (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4” II lotto funzionale), per un importo di complessivi euro 261.579.

24/10/2007 Approvazione del progetto definitivo della strada di accesso alla centrale (prima fase “Centrale di cogenerazione” I lotto), per un importo complessivo di euro 400.262.

31/10/2007 Approvazione del progetto definitivo della centrale di teleriscaldamento (prima fase “Centrale di cogenerazione” II lotto), per un importo complessivo di euro 4.666.725.

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30/12/2007 Rilascio del permesso di costruire.

16/07/2008 Approvazione del progetto per la realizzazione della rete di distribuzione nelle zone centrali del capoluogo (terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA” I lotto), per un importo complessivo di euro 930.335.

03/09/2008 Approvazione del progetto definitivo – esecutivo per le opere relative alla rete di teleriscaldamento nel Parco Campagna di Zola Predosa (seconda fase “Rete di teleriscaldamento comparto C4”III lotto), per un importo complessivo di euro 349.977.

15/10/2008 Messa in funzione della centrale di teleriscaldamento per i residenti del nuovo comparto C4.

03/12/2008 Approvazione del progetto per gli allacciamenti e le installazioni delle sottocentrali negli immobili dell’Amministrazione Comunale (terza fase “Rete di teleriscaldamento aree PA” II lotto), per un importo complessivo di euro 323.298.

22/12/2008 Riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento.

28/03/2009 Si tiene l’incontro “Uso delle biomasse a scopo energetico e teleriscaldamento a Zola Predosa. Opportunità e nuove frontiere. Verso un allargamento del distretto energetico”.

30/03/2009 La Regione Emilia Romagna invita gli Enti Locali a presentare programmi di qualificazione energetica del patrimonio edilizio pubblico per accedere ai contributi regionali.

25/11/2009 Il Comune di Zola Predosa si impegna nell’attuazione del programma di qualificazione energetica denominato “Riqualificazione energetica degli edifici comunali”.

07/12/2010 La Zola Predosa Teleriscaldamento srl presenta la richiesta di autorizzazione alla costruzione ed all’esercizio di un sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa denominato “turbina ORC”, da integrare nell’esistente impianto.

20/12/2010

La Regione Emilia Romagna assegna al programma presentato dal Comune di Zola Predosa un contributo in conto capitale pari a euro 1.786.548 di cui euro 1.622.525 per cofinanziare il sistema di teleriscaldamento che ha richiesto un investimento di euro 11.929.415 comprensivo dell’estensione della rete oltre il torrente di Lavino.

24/01/2011 Raggiungimento dell’intervento obiettivo del bando: 286.000 mc serviti e 125.000 mc da collegare (comparto C4 da ultimare).

26/01/2011

Approvazione del progetto preliminare per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il Lavino, per un utenza potenziale di circa 67.500 mc e un importo complessivo di euro 1.875.200, di cui euro 407.000 provenienti dal contributo regionale. Approvazione del progetto preliminare relativo all’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle) in sostituzione della caldaia a biomassa destinata alla sola generazione di acqua calda, per un importo complessivo di euro 4.696.094.

29/06/2011 Approvazione primo e secondo addendum alla convenzione. Approvazione del progetto preliminare per la piattaforma biomassa che prevede un servizio di gestione per la raccolta e la lavorazione aperto a tutti i cittadini e agli Enti pubblici della provincia di Bologna.

14/10/2011 Approvazione dei certificati di collaudo.

28/10/2011 Autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell’impianto in assetto cogenerativo per la produzione di energia elettrica di potenza pari a 600 kWe e potenza termica pari a 3 MWt mediante combustione di biomasse legnose e delle infrastrutture ad esso connesse, rilasciata dalla Provincia di Bologna.

22/02/2012

Approvazione del progetto definitivo - esecutivo per l’estensione della rete di teleriscaldamento oltre il Lavino II lotto. Approvazione del progetto definitivo - esecutivo della variante per l’installazione di una turbina per la produzione elettrica da fonte rinnovabile II lotto, per un importo complessivo di euro 4.838.834.

14/08/2012 Approvazione del progetto definitivo ed esecutivo per l’estensione della rete oltre il Lavino III lotto.

07/12/2012 Approvazione della documentazione finale relativa alla centrale di teleriscaldamento, all’estensione della rete e all’istallazione di una nuova turbina.

17/04/2013 Approvazione terzo addendum alla convenzione: proroga della concessione di 5 anni e riduzione percentuale sul corrispettivo per la fornitura di energia per l’utenza pubblica e privata. La scadenza della convenzione è fissata in data 22 marzo 2036.

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Caratteristiche dell’opera pubblica Oggetto della Concessione: realizzazione di un “sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private” da realizzare sul territorio comunale di Zola Predosa, nelle aree descritte dal progetto preliminare e nel sottosuolo delle stesse. La concessione comprende la progettazione (definitiva ed esecutiva), l’esecuzione e la connessa gestione della centrale di cogenerazione, degli impianti tecnologici e della rete di teleriscaldamento, ed il servizio di fornitura di energia termica in teleriscaldamento, attraverso la distribuzione dell’acqua calda sul territorio comunale alle utenze di proprietà della Pubblica Amministrazione ed alle utenze private che aderiranno alla proposta di allacciamento e fornitura. Corrispettivo per il Concessionario: gestione funzionale e sfruttamento economico dell’intera opera realizzata, per tutta la durata della concessione, mediante la integrale percezione delle tariffe e degli altri proventi derivanti dall’attività di gestione. Nello specifico i beni e i servizi venduti dal Concessionario sono:

1. Fornitura di energia termica sottoforma di acqua calda; 2. Impegno di potenza termica; 3. Vendita di “energia elettrica” alla rete pubblica di Enel Distribuzione Spa; 4. Riconoscimento dei Certificati Verdi assegnati al teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento; 5. Riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica assegnati alla generazione di energia termica con fonte

rinnovabile (biomassa). Corrispettivo per il Comune: a partire dalla data del verbale di consegna delle aree il Concessionario dovrà corrispondere al Concedente un canone annuo per la locazione dell’area pari a euro 5.000, rivalutato ogni anno, per tutta la durata della concessione. Al termine della concessione l’Amministrazione Comunale acquisirà la piena disponibilità di tutte le reti, degli impianti e delle dotazioni strumentali allo svolgimento del servizio. Durata della concessione: 20 anni a partire dal giorno di inizio del servizio di fornitura dell’acqua calda in teleriscaldamento a tutti gli immobili indicati dal Concedente con la possibilità di prorogare la concessione per ulteriori 10 anni dalla scadenza. Recentemente, per ristabilire l’equilibrio economico finanziario, viene concordata una proroga della concessione per ulteriori 5 anni. Pertanto la scadenza della convenzione è fissata in data 22 marzo 2036. Consegna dei lavori: entro il ventitreesimo mese dalla firma della convenzione. Nello specifico la consegna della prima fase, relativa alla centrale e alla rete di teleriscaldamento, è fissata in data 15 ottobre 2008 e la consegna della seconda fase, relativa alla turbina ORC, è fissata in data 22 ottobre 2012. Importo dei lavori da progetto preliminare a base di gara: per individuare i requisiti dei soggetti partecipanti e direttamente esecutori dei lavori l’importo dei lavori del progetto proposto a base di gara ammonta a complessivi euro 5.211.470 oltre IVA. Tabella 3.7. - Dettaglio importo lavori a base di gara (valori in euro)

Acquedotti, gasdotti, oleodotti, opere di irrigazione e di evacuazione 2.211.482

Impianti termici e di condizionamento 1.129.988

Edifici civili e industriali 1.200.000

Impianti tecnologici 670.000

TOTALE IMPORTO DEI LAVORI 5.211.470 Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

Le opere generali e specializzate comprese nell’intervento, con indicazione dei relativi importi al netto dell’IVA, sono suddivise tra “Intervento obiettivo del bando” per una volumetria da servire di 400.000 mc e una spesa preventivata di

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euro 8.148.941 e “Scenario prudenziale per la verifica dell’equilibrio economico e finanziario” per una volumetria da servire di 200.000 mc e una spesa preventivata di euro 6.509.384. Tabella 3.8. - Investimenti da PEF a base di gara (valori in euro)

INTERVENTO OBIETTIVO

euro

SCENARIO PRUDENZIALE

euro TOTALE IMPORTO DEL FABBRICATO TECNOLOGICO OSPITANTE LA CENTRALE DI COGENERAZIONE di cui:

3.765.000 3.695.000

1) Macchine di generazione: isola di cogenerazione a metano, isola di cogenerazione a legna, sistema solare, caldaie a metano.

1.890.000 1.850.000

2) Serbatoio di accumulo. 180.000 180.000 3) Opere meccaniche: tubazioni, pompe, scarico fumi, valvolame, strumentazioni e accessori.

200.000 180.000

4) Impianti elettrici: trasformatori, quadri elettrici, cablaggi e accessori. 200.000 190.000

5) Sistema di automazione e supervisione. 60.000 60.000

6) Sistema NDIR per il controllo delle emissioni in continuo. 30.000 30.000 7) Opere edili e arredi: scavi, reinterri, strutture in cemento armato e in acciaio, opere edili e finitura, arredi, serramentistica, sistemazioni esterne.

1.205.000 1.205.000

TOTALE IMPORTO DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL TELERISCALDAMENTO CON TUBAZIONI PRECOIBENTATE INTERRATE di cui:

2.211.483 1.565.600

1) Impianti meccanici: tubazioni precoibentate, pezzi speciali, valvolame e accessori.

1.311.470 933.819

2)Opere civili: scavi, rinfianchi con sabbia, reinterri, ripristini e opere speciali. 900.013 631.781 TOTALE IMPORTO DELLE SOTTOCENTRALI DI TELERISCALDAMENTO DA ISTALLARE IN EDIFICI DI NUOVA REALIZZAZIONE O IN SOSTITUZIONE DELLA CENTRALE TERMICA TRADIZIONALE O DELLE CALDAIE AUTONOME ESISTENTI

1.129.988 345.224

1)Impianti meccanici e opere civili. 1.129.988 345.224 TOTALE IMPORTO DI ALTRO GENERE di cui:

1.042.470 903.560

1) Allacciamento elettrico: allacciamento alla rete elettrica. 111.000 111.000

2)Altri allacciamenti: allacciamenti metano, acqua, scarichi e telefono. 50.000 50.000

3)Ingegneria ecc.: Indagini, Ingegneria, Direzione Lavori, Sicurezza, Collaudi, ecc. 797.257 661.348 4) Varie: Responsabile del procedimento, Rilievi, Spese di gara, Servitù ed espropri, Supervisione legale, Monitoraggi, Divulgazione pubblica.

84.213 81.212

TOTALE GENERALE

8.148.941 6.509.384

Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

In conformità a quanto previsto nel piano economico e finanziario la quota annuale media di ammortamento degli investimenti è pari al 10%. Investimenti da Piano Economico Finanziario: l’ammontare dell’investimento per la realizzazione dell’impianto di cogenerazione, della rete di teleriscaldamento e delle sottocentrali di allacciamento che è stato eseguito fino all’annualità 2010, vale complessivamente euro 10.316.830,00. Di seguito l’elenco analitico delle voci di spesa:

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Tabella 3.9. - Investimenti da PEF al 2010 (valori in euro)

CORPO D’OPERA Investimenti al 2010

euro TOTALE IMPIANTO DI CO - GENERAZIONE di cui: 5.843.188 Modulo di co-generazione installato in container metallico 1.250.000 N. 2 caldaie alimentate a gas metano 162.000 N. 1 caldaia alimentata a biomassa incluso elettrofiltro 568.803 N. 1 serbatoio di accumulo da 600 mc 188.025 Opere meccaniche: componenti e montaggi 514.417 Opere meccaniche: sistema di allacciamento e alimentazione gas metano 162.951 Quadri elettrici di media tensione e di bassa tensione 155.452 Quadro PLC e sistema di automazione e controllo 77.400 Sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni gassose 97.730 Trasformatori MT/BT 22.000 Opere elettriche: componenti e montaggi 211.562 Opere civili e strutturali: scavi, reinterri, strade, fondazioni speciali, muri e solette in cls, compartimentazioni REI, tamponamenti esterni in carpenteria prefabbricata, finiture esterne e interne, scale, fognature e impianti idraulici, recinzioni, ...

2.432.848

TOTALE RETE DI TELERISCALDAMENTO di cui: 3.087.679 Opere meccaniche: tubazioni, componenti speciali e montaggi 1.852.607 Opere civili: disfacimenti stradali, scavi, sabbia, reinterri, copertura con conglomerato cementizio, binder, asfaltatura, esecuzioni speciali (spingitubo, …)

1.235.072

TOTALE SOTTOCENTRALI DI TELERISCALDAMENTO di cui: 627.167 Opere meccaniche: sottocentrali, tubazioni, componenti e montaggi 627.167

TOTALE BENI E SERVIZI IMMATERIALI di cui: 758.796 Ingegneria: progetto preliminare, progetto esecutivo, progetto costruttivo, direzione dei lavori, coordinamento della sicurezza, collaudo

680.566

Spese legali, amministrative e notarili 78.230 TOTALE GENERALE 10.316.830


L’ammontare dell’investimento complessivo raggiunto fino all’annualità 2011 è di euro 11.929.415,00 a cui, all’inizio del 2012, si aggiungono ulteriori euro 4.838.834,35 per l’installazione della turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa. Tariffe: Lo scenario utilizzato per la stesura del PEF (Piano Economico Finanziario) prevede uno status medio e costante dei prezzi energetici per l’intera durata della Convenzione che si basano sui seguenti parametri economici:

1. Prezzo di riferimento del metano - Pubblica Amministrazione: euro 0,5871 al mc; - Utenza privata: euro 0,6015 al mc;

2. Indice ITEC, necessario per il calcolo della tariffa di vendita dell’energia elettrica prodotta dal cogeneratore e ceduta alla rete di ENEL Distribuzione spa, che è pari a euro 51,92 per MWh elettrico;

3. Costo di approvvigionamento del metano per la fornitura industriale termoelettrica e inclusivo delle accise di competenza che è pari a euro 0,27 al mc.

Tabella 3.10. - Fornitura di energia sottoforma di acqua calda euro/MWht Riduzione % (III addendum)

Pubblica Amministrazione 61,20 -3% dal 1/1/2014 -8% dal 23/03/2031Utenza privata 70,10 -5%dal 1/1/2023 -8% dal 23/03/2031

Il volume annuale di energia termica venduta al quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è il seguente:

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Pubblica Amministrazione (MWht) 4.270,125 4.270,125 4.270,125 4.270,125 4.270,125 4.270,125Edilizia residenziale esistente (MWht) 5.093,000 8.393,000 8.393,000 8.393,000 8.393,000 8.393,000Comparto C4 (MWht) 2.100,000 3.600,000 3.600,000 4.500,000 4.500,000 4.729,800


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Tabella 3.11. - Impegno di potenza

euro per mc climatizzato/anno

Pubblica Amministrazione 0,62

Utenza privata 0,50

La volumetria servita alla quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è la seguente:

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Pubblica Amministrazione (mc) 99.619 99.619 99.619 99.619 99.619 99.619

Edilizia residenziale esistente (mc) 115.750 190.750 190.750 190.750 190.750 190.750

Comparto C4 (mc) 70.000 120.000 120.000 150.000 150.000 157.660Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

Tabella 3.12. - Vendita di “energia elettrica” alla rete pubblica di Enel Distribuzione Spa

euro/MWhe

Fascia AEEG F1 108,22



Il volume annuale di energia elettrica venduta al quale applicare i suddetti corrispettivi unitari è il seguente:

MWhe

Fascia AEEG F1 4.892,9

Fascia AEEG F2 2.145,5

Fascia AEEG F3 3.740,9Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

Altri proventi derivanti dall’attività di gestione: sono quelle misure pubbliche di sostegno e di incentivazione riconosciute all’intervento quali: i Certificati Verdi per il Teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento (CV_TLR), assegnati per legge per 8 anni e ipotizzati nel PEF come costanti per l’intero periodo, e i Titoli di Efficienza Energetica per la generazione di energia termica con fonte rinnovabile - biomassa (TEE), riconosciuti per la quota parte di energia termica generata dalla caldaia a biomassa e per la maggior efficienza delle 2 caldaie a metano rispetto allo standard medio di mercato di pari tecnologia; non sono riconosciuti alla cogenerazione ad alto rendimento a servizio della rete di teleriscaldamento in quanto i TEE non sono cumulabili con i CV_TLR. Tabella 3.13. - Certificati Verdi per il Teleriscaldamento

euro/MWh

Corrispettivo Certificato Verde al Teleriscaldamento con cogenerazione ad alto rendimento 80,00Il volume annuale di energia, pari al 75% dell’energia termica utile prodotta dal cogeneratore e distribuita all’Utenza, al quale

applicare il suddetto corrispettivo è il seguente: 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Energia riconosciuta per CV_TLR (MWht) 6.825,314 7.472,229 7.472,229 7.562,920 7.562,920 7.580,419Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

Tabella 3.14. - Titoli di Efficienza Energetica

euro/Tep

Corrispettivo Titolo di Efficienza Energetica alla generazione di energia termica con Fonte Rinnovabile (biomassa) 80,00Il volume annuale di Tep risparmiate dall’esercizio della caldaia a biomassa al quale applicare il suddetto corrispettivo unitario è il

seguente: 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Tep riconosciute per assegnazione TEE 0 654 654 702 702 714 Fonte: elaborazione Cresme Europa Servizi su dati Comune di Zola Predosa

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Elementi di sintesi e criticità Il caso studio di Zola Predosa può sicuramente considerarsi una buona pratica in quanto il Comune ad oggi si vede dotato di un sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili a servizio di utenze pubbliche e private. L’Amministrazione realizza l’opera mossa dalla volontà di rendere efficiente e sostenibile dal punto di vista ambientale l’espansione edilizia programmata dagli strumenti urbanistici e ricorre a capitali privati mediante la procedura di project financing. Una volta individuato il Promotore pubblica il bando di gara ipotizzando due scenari di sviluppo del nuovo comparto edilizio C4: l’intervento obiettivo con una volumetria da servire di 400 mila mc e lo scenario prudenziale con una volumetria da servire di 200 mila mc, per la verifica dell’equilibrio economico e finanziario dell’investimento. La Società Zola Predosa Teleriscaldamento si aggiudica la gara per la realizzazione e gestione dell’impianto, consapevole di avere tre gruppi di utenza con un differente grado di certezza: l’utenza comunale che rappresentava la certezza di circa 100 mila mc da servire, la sicura utenza del comparto C4 per una volumetria ancora non definibile e una terza utenza potenziale da individuare all’interno dell’edilizia residenziale esistente. Dato che l’apporto del comparto in costruzione è stato di gran lunga inferiore rispetto ai valori preventivati mentre c’è stata una buona risposta da parte dei residenti esistenti, all’inizio del 2011 il Concessionario, su proposta dell’Amministrazione, decide di ampliare la rete oltre il torrente Lavino per servire l’abitato esistente. Si ritiene pertanto necessario aumentare la potenza della caldaia a biomassa associandogli una turbina ORC (Organic Rankine Cycle), un sistema integrato per la cogenerazione di energia elettrica e di acqua calda con biomassa legnosa, al fine di garantire il servizio di teleriscaldamento anche ai futuri residenti del comparto C4. Questa nuova soluzione, adottata nel 2012, richiede una maggiore quantità di biomassa pertanto si decide di creare una piattaforma adiacente alla centrale per una gestione più controllata ed integrata della filiera di reperimento e di lavorazione del materiale in modo tale da ridurre l’impatto dei mezzi e della logistica sulla viabilità comunale. Il conferimento del materiale sarò a titolo gratuito per i privati cittadini residenti nella provincia di Bologna, per il Comune di Zola Predosa e per le aziende agricole del territorio; mentre sarà oneroso, pur consentendo un risparmio economico rispetto ai costi standard di smaltimento, per gli Enti Pubblici aventi sede nella provincia di Bologna e per i soggetti dotati di partita iva. Il successo dell’intera operazione è sicuramente dovuto all’intensa collaborazione tra la parte pubblica e la parte privata. L’Amministrazione esprime i suoi intenti con chiarezza, a partire dalla stesura della documentazione a base di gara; ne è un esempio l’art. 24 del capitolato speciale prestazionale in cui obbliga il Concessionario a “svolgere attività di ricerca e progettazione, nonché a finanziare interventi volti all’innovazione tecnologica ed al miglioramento qualitativo del servizio, al fine di perseguire, in conformità alle disposizioni di cui al D.Lgs. 164/2000, il risparmio energetico, lo sviluppo di fonti rinnovabili, e la tutela ambientale, anche attraverso la riduzione delle emissioni di gas nell’atmosfera”. Il Concessionario supera quelle problematiche che scaturiscono dall’alea di rischio di adesione al servizio e al tempo stesso risponde alle esigenze dell’Amministrazione mostrandosi flessibile e propenso ad investire in nuove tecnologie.

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Documentazione fotografica del sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione di Zola Predosa

Vista della centrale di teleriscaldamento e cogenerazione Sistema di teleriscaldamento

Turbogeneratore a Ciclo Organico Rankine Turboden Camera di combustione caldaia

Supervisione Zola Predosa Teleriscaldamento Scambiatore

Foto: Zola Predosa Teleriscaldamento srl

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3.3.2. Parlano i Protagonisti: intervista all’Arch. Anna Maria Tudisco (RUP fino al 2011) e all’Ing. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl) sul sistema di teleriscaldamento integrato con cogenerazione e fonti rinnovabili del Comune di Zola Predosa realizzato mediante project financing


Quando è partito il progetto e come? Mi può ricostruire la vicenda? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): il progetto è partito nel 2005 e fu promosso dall’allora assessore all’Ambiente: nasceva un nuovo comparto abitativo per circa 700 alloggi e l’Amministrazione pensò che fosse opportuno dotare questo comparto di un sistema di produzione di energia termica da fonti rinnovabili (cogenerazione da metano e biomassa), estendere il servizio alla zona più prossima dell’esistente abitato e dei principali edifici pubblici. Abbiamo pubblicato un avviso per la ricerca del promotore sulla base di uno Studio di fattibilità ed è stata presentata un unica offerta da parte della società SIME Energia. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): io sono subentrato nel procedimento a concessione già rilasciata, nella fase di costruzione dell’impianto che è durata circa 18 mesi, posso dire che c’è stata una collaborazione di circa un paio d’anni per la stesura del progetto preliminare andato a gara di project financing. Abbiamo cominciato a fornire energia alle utenze nell’ottobre del 2008, entro i termini stabiliti. Il progetto prevedeva la costruzione di una centrale di cogenerazione a gas metano e biomassa vegetale e della relativa rete di teleriscaldamento. Abbiamo deciso di estendere la rete poiché lo sviluppo immobiliare previsto negli anni 2006 - 2008 è stato smentito dall’effettiva costruzione e vendita degli edifici. Nel progetto erano previste tre categorie di utenze: le utenze comunali, le utenze esistenti che erano libere di aderire o meno al servizio e le nuove utenze del comparto di edilizia residenziale in costruzione. Il comparto interessava la zona di espansione urbanistica di Zola Predosa e rappresentava, sostanzialmente, il motivo per cui è nato il progetto; la volumetria prevista dal piano di sviluppo non è stata rispettata a causa dell’economia generale, quindi si è costruito di meno e si è venduto di meno. A fronte di queste difficoltà oggettive abbiamo valutato l’opportunità di espandere, da una parte l’impianto di produzione, quindi aumentare la potenza della caldaia a biomassa associandogli una turbina ORC, dall’altra parte di ampliare la rete verso zone limitrofe, oltre il torrente Lavino. L’ampliamento ci ha permesso di servire utenze già esistenti, quindi certe, e di calmierare la difficoltà che si era venuta a creare in seguito alla costruzione del comparto che ci ha garantito meno utenze di quelle previste. L’impianto è composto da un cogeneratore a gas metano che produce energia elettrica ed energia termica, e da una caldaia a biomassa che viene alimentata con cippato di legna vergine e che produce una grande quantità di calore di cui una piccola parte viene utilizzata per alimentare, attraverso un circuito chiuso, una turbina elettrica da 600 kW. La caldaia a biomassa ci ha permesso da un lato di migliorare l’impianto producendo energia da fonte rinnovabile e con emissione di CO2 pari a zero quindi a bassissimo impatto, e dall’altro di implementare la produzione di energia termica. Bisogna tener conto che anche se al momento il comparto di costruzione non è interamente occupato, nel tempo lo sarà sicuramente quindi espandendo la rete possiamo vendere una maggiore quantità di energia termica però dobbiamo tenerci sempre quel margine necessario per servire le future utenze del nuovo comparto. Quindi l’installazione della nuova caldaia a biomassa di potenza maggiore della precedente ci è servita per aumentare della percentuale necessaria la potenza dell’impianto in modo tale da riuscirea vendere più energia in questa fase e garantire il servizio anche ai futuri residenti del comparto; l’aver associato la turbina ORC è stata una opportunità per produrre energia elettrica da fonte rinnovabile. Quali sono gli obiettivi del Comune e quali sono gli obiettivi della Società Zola Predosa Teleriscaldamento? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): l’obiettivo dell’Amministrazione è stato quello di rendere efficiente e ambientalmente sostenibile l’espansione edilizia programmata dagli strumenti urbanistici, e allo stesso tempo consentire agli utenti e all’Amministrazione un risparmio significativo sui consumi termici. La Zola Predosa Teleriscaldamento ha perseguito l’obiettivo di realizzare un importante investimento sul territorio. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): il progetto è nato dalla volontà dell’Amministrazione di dotare il nuovo comparto di sviluppo urbanistico di un servizio di qualità come il teleriscaldamento, capace di evitare l’uso e la dotazione di caldaie condominiali o singole nei 200.000 mc di edilizia residenziale in fase di costruzione. L’obbiettivo

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quindi era quello di realizzare un intervento sul territorio comunale che fosse di valore a livello ambientale, energetico ed ovviamente anche economico. L’obbiettivo della nostra azienda è di aver ottenuto una concessione pubblica di 20 anni, ad oggi 25, che ci ha permesso di portare avanti un’iniziativa rilevante da un punto di vista energetico e ambientale. La nostra società è una ESCo e abbiamo altri contratti con durate più brevi e una diversa marginalità economica; la durata superiore di questa concessione ci permette di avere uno sguardo a lungo termine e di variare la nostra presenza sul mercato, seppur avendo un margine di profitto inferiore. Quali sono stati i principali problemi che avete incontrato? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): problemi sulla disponibilità dell’area dove realizzare l’impianto, acquisita poi sulla base di accordi urbanistici. Molte interferenze sulla rete di teleriscaldamento nell’abitato esistente dovute alla presenza di sottoservizi che hanno interferito sui lavori. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): nella fase procedurale non è stato semplice districarsi nella legislazione vigente, attenendosi a tutte le norme amministrative e tecniche che interessano un progetto di questo tipo. A livello tecnico nella fase di costruzione non abbiamo riscontrato particolari difficoltà diverse da quelle “tipiche” di un progetto di questo tipo, vi è stato ovviamente un grande impegno ed una grande attenzione sia da parte del personale esterno all’azienda che si è occupato della progettazione e che ha eseguito le opere che da parte del personale interno che ha esercitato una funzione di controllo e di gestione del cantiere. Siamo riusciti a rispettare pienamente, sia nella prima che nella seconda fase, le date di entrata in esercizio degli impianti. Ci sono state delle varianti al Piano Economico e Finanziario? Se si quali e a cosa sono dovute? Sono avvenute in corso d’opera? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): dopo che ho lasciato il Comune di Zola Predosa, so che la Zola Predosa Teleriscaldamento ha proposto un intervento di estensione della rete in un’altra zona del Comune e di modifica all’impianto per potenziarlo in relazione a detta estensione rendendolo più efficiente. Tali modifiche dovrebbero quindi essere state recepite in corso d’opera, o meglio dopo la conclusione di tutti gli interventi del progetto iniziale e prima del collaudo. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): ci sono state alcune varianti. Abbiamo avuto un estensione della rete leggermente diversa da quella prevista inizialmente ed abbiamo voluto un livello qualitativo superiore su alcuni componenti. Questa quota parte di variazione economica è stata assorbita dalla Società, non chiedendo così nessun tipo di revisione alla concessione. Dal 2013 c’è stata una variazione al Piano Economico Finanziario che non riguarda la parte tecnica ma interessa l’aspetto gestionale dell’impianto ed è dovuta a dei cambiamenti di alcuni aspetti normativi riguardanti: le accise sul carburante utilizzato per la cogenerazione (art. 3 bis D.Lgs 16/2012), l’azzeramento della tariffa CTR per il quadriennio 2012 – 2015 (Delibera ARG/elt/199/2011) e la riduzione del coefficiente di calcolo delle perdite dell’energia elettrica immessa nella rete (Delibera ARG/elt/175/2012/R/eel) che ci hanno comportato degli aggravi fiscali ed economici. Di comune accordo con l’Amministrazione abbiamo deciso di prolungare la convenzione di 5 anni in modo tale da compensare questa variazione economica dovuta al nuovo piano legislativo in materia e abbiamo concesso un piano progressivo di sconti a partire dal 2014, sia all’utenza pubblica che privata. Quali erano i termini di scadenza per la consegna dei lavori? Sono stati rispettati? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): i termini contrattuali erano differenziati in diverse scadenze, in funzione delle fasi in cui servire le diverse utenze. I termini sono stati rispettati, anche perché era essenziale dotare il nuovo comparto abitativo del servizio di teleriscaldamento fin dalle prime occupazioni delle abitazioni. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): come detto in precedenza i termini sono rispettati pienamente, in quanto la fornitura del servizio è avvenuta nella data prestabilita. La prima consegna della centrale e della rete di teleriscaldamento era prevista per il 15 ottobre 2008 ed è stata rispettata, la seconda consegna della turbina ORC era prevista per il 22 ottobre 2012 ed è stata eseguita il 18 ottobre 2012. Inoltre tra le due fasi è stato garantito il servizio di teleriscaldamento senza nessuna interruzione. Vista l’entità dell’opera il collaudo tecnico amministrativo è ancora in esecuzione e sarà terminato per fine luglio.

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Definizione tecnico funzionale dell’intervento: Come definisce il valore tecnico funzionale dell’intervento? E quello estetico? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): ritengo che l’intervento abbia raggiunto un buon livello tecnico funzionale e un discreto valore estetico, pur nell’esigenza del Concessionario di contenere i costi realizzativi. Non pienamente soddisfacente l’intervento di mitigazione con quinta alberata, a causa della mancanza di spazio utile nel lotto di intervento. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): da un punto di vista tecnico ed energetico l’opera ha una buona valenza in quanto si tratta di un piccolo impianto di produzione localizzato con un alto valore di rendimento. Da un punto di vista ambientale il valore dell’intervento scaturisce dal fatto che essendo un unico impianto dotato di un sistema di monitoraggio continuo ed apparecchiature efficienti sul controllo dell’emissioni degli inquinanti nell’atmosfera è di gran lunga più controllabile da parte degli Enti rispetto ad una moltitudine di impianti singoli nei vari condomini. L’Arpa viene saltuariamente a fare i controlli per verificare che tutto sia conforme. Quindi l’impianto permette un alta efficienza da un punto di vista energetico ed un facile esercizio, controllabile dal punto di vista emissivo. Per quanto riguarda il valore estetico l’impianto non ha un cattivo impatto visivo e certamente non assomiglia ai classici impianti di produzione che non seguivano alcun canone estetico. La sua realizzazione inoltre ha consentito di eliminare circa 50 canne fumarie dai condomini esistenti e di evitarne la costruzione nei nuovi edifici generando quindi un valore estetico indiretto. Il progetto esecutivo ha rispettato i requisiti tecnico funzionali precisati nello Studio di fattibilità? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): si, pienamente. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): si, pienamente con alcune varianti migliorative. Nel progetto di fattibilità era previsto un motore stirling e alcuni pannelli solari termici che non sono stati installati. L’energia generata da questi due componenti è talmente bassa rispetto all’impianto, pari al 2% circa, che l’ordine di grandezza non andava a giustificare l’opera. Diciamo che i requisiti tecnico funzionali dello Studio di fattibilità sono stati rispetti al 99%. Ci siamo orientati verso una turbina ORC, tecnologia molto recente. Questa turbina è del tutto simile da un punto di vista del ciclo funzionale ad una turbina a vapore, però anziché utilizzare il vapore utilizza un fluido organico, un olio siliconico che circola in un sistema a circuito chiuso. L’olio viene riscaldato dalla caldaia a biomassa, si espande in turbina producendo energia elettrica, poi si condensa e viene recuperato il calore nel circuito, di conseguenza non vi è un consumo di acqua perché si tratta di un circuito chiuso.

Valutazione in termini di gestione e redditività: Quali sono stati i parametri di individuazione dell’entità della domanda? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): la domanda è stata stimata in maniera certa sulla base delle volumetrie determinate dagli alloggi del nuovo comparto e dagli edifici pubblici da servire/allacciare. In maniera meno certa come percentuale di volumetria esistente che volontariamente si sarebbe allacciata al nuovo servizio, ma comunque controllata sulla base di un’analisi di sensitività che verificava la sostenibilità economico finanziaria dell’intervento nelle ipotesi più sfavorevoli. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): avevamo di fronte tre gruppi di utenza: quella comunale certa, che consisteva in circa 100 mila mc, quella del comparto in costruzione valutata a regime pari a 200 mila mc, un utenza altresì acquisita, poiché vi era un contratto unilaterale d’obbligo tra l’amministrazione pubblica ed il comparto tale per cui chiunque costruisse doveva allacciarsi obbligatoriamente al teleriscaldamento, e poi una terza utenza inserita all’interno del progetto di finanza che rappresentava un’opportunità, quella esistente; ovviamente di difficile stima poiché dipendente dall’eventuale adesione volontaria al servizio. L’utenza pubblica è stata ovviamente rispettata in base alla convenzione prestabilita. L’apporto del comparto in costruzione, come già detto è stato di gran lunga inferiore rispetto ai valori preventivati L’utenza esistente ha manifestato una buona risposta, nella prima zona abbiamo

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acquisito una ventina di condomini e nell’ultima espansione del 2012 un’altra decina ha scelto di allacciarsi all’impianto. Ora che l’opera è stata realizzata ritiene validi i parametri utilizzati? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): sì, e comunque il rischio di domanda è stato messo completamente in capo al Concessionario. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): si ritengo che i parametri siano stati certamente validi essendo state rispettate le aspettative sia della società sia degli utenti che peraltro non hanno dovuto pagare le spese di allacciamento al servizio in quanto è stato eseguito gratuitamente. L’offerta di energia termica prodotta dalla nuova centrale soddisfa la domanda? E quella di energia elettrica? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): l’incrocio fatto a monte tra stima della domanda di volumetria da riscaldare, come sopra descritta, e quantificazione dell’offerta di energia termica ha consentito un soddisfacimento equilibrato e controllato delle richieste di allacciamento. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): per l’energia termica si certo. C’è inoltre una quota margine che andrà a coprire anche la parte di immobili che verranno edificati nei prossimi anni. La produzione di energia elettrica è garantita sia dal motore di cogenerazione che ha una potenza di 2 MW elettrici, sia dalla turbina ORC che ha una potenza di 0,6 MW elettrici. Una piccola quantità di questa energia viene utilizzata per gli autoconsumi di centrale, il restante viene ceduto alla rete. Quanta dell’energia prodotta dalla centrale si può considerare rinnovabile da biomassa? Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): considerando l’annualità di riferimento 2012 la caldaia a biomassa ha prodotto circa 3.000 MWh di energia termica, pari al 15% della produzione totale e grazie alla turbina ORC sono stati prodotti circa 800 MWh di energia elettrica, pari al 6,4% della produzione totale. Quali sono i rischi associati alla realizzazione e alla gestione del sistema di teleriscaldamento? Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): dal punto di vista della gestione il rischio sostanzialmente riguarda le utenze esistenti in quanto dispongono di sistemi alternativi per cui potrebbero decidere di recidere il contratto di allacciamento al teleriscaldamento mentre è quasi nullo sia per il nuovo comparto in quanto non dispone di sistemi di riscaldamento alternativi, sia per edifici comunali perché rispettando la carta dei servizi e le condizioni contrattuali i rischi legati alla gestione sono veramente bassi. Per quanto riguarda la realizzazione dell’impianto di teleriscaldamento l’alea di rischio più importante riguarda i sottoservizi, purtroppo la maggior parte dei comuni in Italia non possiede una cartografia relativa ai sottoservizi. Per avere questa documentazione bisogna rivolgersi quindi a tutti gli Enti e molto frequentemente, quando dispongono della cartografia, non è attendibile in quanto durante i lavori di scavo si riscontra una difformità. A quanto ammonta l’intero importo dei lavori e in quanto tempo si stima che venga ammortizzato dai proventi della gestione? Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): fino all’annualità 2011 era di circa 12 milioni di euro a cui, all’inizio del 2012, si aggiungono ulteriori 4,8 milioni di euro per la turbina ORC raggiungendo un totale complessivo di circa 16,8 milioni di euro. Sicuramente si prevede un tempo d’ammortamento superiore ai 10 anni. Qual è la modalità di gestione? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): il Concessionario gestisce il servizio in tutte le fasi: ha sostenuto quasi integralmente l’investimento, eroga il servizio all’utenza, riscuote i proventi del servizio. L’Amministrazione controlla i livelli di qualità del servizio erogato e ne è garante rispetto all’utenza. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): la gestione è totalmente in capo alla società. Attualmente l’impianto ha una parte cogenerativa che funziona a metano e viene alimentato chiaramente dalla rete di distribuzione.

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Per la parte a biomassa abbiamo un contratto con un conferitore da filiera corta, sostanzialmente stiamo utilizzando della biomassa di legna vergine proveniente dalla provincia di Bologna già lavorata. Stiamo consegnando i documenti da sottoporre a screening per il progetto di realizzazione di una nuova piattaforma di gestione, adiacente alla centrale, per la trasformazione del materiale grezzo in biomassa, al fine di avere una gestione più diretta. Alla fine del prossimo anno dovremmo essere in grado di ricevere da un più ampio spettro di persone (dal nostro conferitore, dal Comune, dai singoli cittadini, dai giardinieri e dagli agricoltori) il materiale da trasformare in biomassa. In questo modo avremmo sia una gestione più diretta della biomassa, sia una più facile reperibilità del materiale che ci consentirebbe di evitarne il trasporto dall’attuale stazione di trasformazione alla centrale. Quant’è la durata della concessione? Ha subito delle modifiche? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): 20 anni ma ha già subito delle modifiche. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): inizialmente era di 20 anni, dal marzo 2011 al marzo 2031, poi col terzo addendum alla convenzione è stata prolungata di ulteriori 5 anni, fino a marzo 2036. Pensa che il nuovo sistema di teleriscaldamento stia garantendo un effettivo risparmio energetico e una riduzione dei consumi e dei costi? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): direi proprio di si. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): dal punto di vista della riduzione dei costi e del risparmio energetico globale sicuramente si. Il risparmio consuntivo annuo si aggira tra il 6 - 8% e il 22 - 24%, a seconda dell’impianto antecedente al teleriscaldamento. Da un punto di vista dei consumi per quanto riguarda l’utenza direi proprio di no in quanto il consumo specifico del condominio non varia con il nuovo sistema di teleriscaldamento, varierebbe con degli interventi volti a migliorare l’efficienza energetica della struttura; è chiaro però che l’energia necessaria per il riscaldamento viene prodotta in modo più efficiente, ovvero il quantitativo di materia prima necessario per produrre lo stesso quantitativo di energia è minore rispetto a prima Qual è l’importo delle tariffe applicate all’utenza pubblica e all’utenza privata? Ha delle considerazioni da fare a proposito di dette tariffe? Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): la tariffa è binomia, composta da una quota fissa(che dipende dalle dimensioni dell’edificio) che ha un’indicizzazione annuale su base ISTAT e da una quota variabile(che dipende dal consumo) che ha un’indicizzazione trimestrale sulla base del costo del metano del distributore locale. Nello specifico per il II trimestre del 2013 all’utenza privata è stata applicata una tariffa di 0,0883 €/kWh (quota variabile) e 0,575 €/anno/mc riscaldato (quota fissa) e all’utenza pubblica è stata applicata una tariffa di 0,07843 €/kWh (quota variabile) e 0,713 €/anno/mc riscaldato (quota fissa).

Valutazioni sul risultato finale in termini di qualità del servizio erogato: Quali sono le considerazione relative all’impatto ambientale del nuovo sistema di teleriscaldamento? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): impatto direi nullo: in luogo delle emissioni di tante piccole caldaie autonome abbiamo l’emissione da un unico punto controllata e certificata. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): da un punto di vista ambientale c’è un ottimo riscontro. Sono stati eliminati tanti punti di produzione di energia, a volte vecchi, a volte non efficienti, ma soprattutto non controllati e dall’entrata di esercizio dell’impianto alla fine del 2012 sono state risparmiate circa 4.300 Tep. Quant’è il risparmio nel consumo di gas metano e quante tonnellate di CO2 si eviteranno di emettere ogni anno grazie a questo intervento? Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): ogni anno si evitano di emettere circa 3.000 tonnellate di CO2.

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Sulla base dell’esperienza maturata: Che consigli potete dare per un miglioramento delle procedure di Partenariato Pubblico Privato? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): rispetto alle procedure del 2006 le modifiche legislative intervenute successivamente sembrano più snelle e flessibili. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): bisognerebbe semplificare molto il quadro normativo. Ci sono state grosse difficoltà procedurali per quanto riguarda la legislazione in materia. Abbiamo intrapreso la procedura della finanza di progetto e abbiamo costruito l’impianto sulla base del DM 24 ottobre 2005 che prevedeva i Certificati Verdi al teleriscaldamento, poi ci siamo trovati con la legge finanziaria 2007 che ha escluso la possibilità di qualificare e rilasciare Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento; spesso passano degli anni prima che il decreto legislativo diventi attuativo e questo comporta una mancanza di certezze sia nell’iter procedurale autorizzativo sia nella fase realizzativa dell’opera. Nel nostro settore l’incertezza e la “volatilità” normativa sono due fattori fortemente penalizzanti e destabilizzanti! Vi ritenete soddisfatti dell’esperienza di collaborazione tra pubblico e privato? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): c’è sempre una forte asimmetria informativa e di competenze tecniche e finanziarie tra privato, che possiede il knowhow e l’Amministrazione che non ha le competenze necessarie, soprattutto nella redazione e valutazione dei PEF. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): direi che ci troviamo di fronte ad un caso di ottima e proficua collaborazione. Cosa non funziona secondo voi? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): quando l’opera è “calda” i problemi sono minimi e la maggiore competenza tecnica del privato diventa una risorsa. Diversamente il partenariato diventa una forma alternativa di finanziamento delle opere, in un contesto di assenza di risorse pubbliche, che determina alla fine dei conti un maggiore costo per le amministrazioni. Ciò a maggior ragione quando i rischi sono condivisi. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): il principale ostacolo che noi abbiamo è l’incertezza normativa, ci sono stati addirittura dei disegni di legge che prevedevano degli incentivi troppo vantaggiosi, ad esempio nel caso del fotovoltaico. Resto del parere personale che in generale la forma incentivante sia un modo per drogare i mercati e che debba essere usata con molta cautela ed attenzione. Come si dovrebbe fare? Anna Maria Tudisco (Comune di Zola Predosa): dare alle amministrazioni strumenti operativi a supporto per le valutazioni di fattibilità e la valutazione dei PEF, con concretezza, al di là della letteratura teorica. Mettere a disposizione casi virtuosi cui fare riferimento. Paolo Galasso (Zola Predosa Teleriscaldamento Srl): al fine di essere competitivi bisognerebbe adottare una politica energetica ed una rotta certa a livello europeo. Questo perché di fatto già siamo legati, da un punto di vista energetico, a quelli che sono i criteri europei. Una volta definita la rotta si può demandare, con dei margini di azioni, la libertà, seppur limitata, di discrezionalità che varia a seconda della geografia e delle caratteristiche del singolo paese, quindi del sistema produttivo, della latitudine, del clima e delle esigenze energetiche. In Italia di fatto non esiste un Piano Energetico a medio o lungo periodo, questo è certamente un fattore molto penalizzante.

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4. “COME FARE PER”: PROCEDURE DI PPP PER IL TELERISCALDAMENTO E GLI IMPIANTI A BIOENERGIE 4.1. Definizione e procedure di PPP In collaborazione con l’Unità Tecnica Finanza di Progetto – DIPE – Presidenza del Consiglio dei ministri 4.1.1. Definizioni: Partenariato Pubblico Privato e Finanza di Progetto

Per Partenariato Pubblico Privato (“PPP”) si intende, generalmente, una forma di cooperazione a lungo termine tra il

settore pubblico e quello privato per l’espletamento di compiti pubblici (realizzazione di opere e gestione di servizi), nel

cui contesto le risorse necessarie sono poste in gestione congiunta ed i rischi legati ai progetti sono suddivisi tra i

partner in modo proporzionato, sulla base delle rispettive competenze di gestione del rischio.

La complessa tematica del PPP non ha condotto all’elaborazione di una disciplina uniforme a livello comunitario

mentre nell’ordinamento giuridico nazionale il D.L.gs. 12 aprile 2006 e ss.mm.ii. (Codice dei contratti pubblici)

prevede una definizione ad hoc di contratti di Partenariato Pubblico Privato.

L’art. 3, comma 15-ter1, del Codice dei contratti pubblici recita: “i «contratti di Partenariato Pubblico Privato» sono contratti aventi per oggetto una o più prestazioni quali la progettazione, la costruzione, la gestione o la manutenzione di un’opera pubblica o di pubblica utilità, oppure la fornitura di un servizio, compreso in ogni caso il finanziamento totale o parziale a carico di privati, anche in forme diverse, di tali prestazioni, con allocazione dei rischi ai sensi delle prescrizioni e degli indirizzi comunitari vigenti. Rientrano, a titolo esemplificativo, tra i contratti di Partenariato Pubblico Privato: la concessione di lavori, la concessione di servizi, la locazione finanziaria, il contratto di disponibilità, l’affidamento di lavori mediante finanza di progetto e le società miste. Possono rientrare altresì tra le operazioni di Partenariato Pubblico Privato l’affidamento a contraente generale ove il corrispettivo per la realizzazione dell’opera sia in tutto o in parte posticipato e collegato alla disponibilità dell’opera per il committente o per utenti terzi”. Nell’ambito del diritto comunitario la fattispecie del PPP è delineata nel Libro verde relativo ai partenariati pubblico-privati ed al diritto degli appalti pubblici e delle concessioni della Commissione europea del 30 aprile 2004 e dalle Comunicazioni

interpretative sul PPP2: il tema non ha invece una definizione e una disciplina nel diritto comunitario.

Il Libro verde individua le seguenti caratteristiche di un’operazione in PPP: a) la lunga durata del rapporto, che

implica una cooperazione tra i due partner sui vari aspetti del progetto da realizzare; b) il finanziamento del progetto

garantito in tutto o in parte dal settore privato; c) il ruolo strategico degli operatori economici privati, che partecipano a

tutte le fasi del progetto; d) la distribuzione dei rischi tra il partner pubblico e quello privato, da effettuarsi caso per

caso, in funzione della capacità delle parti di valutare, controllare e gestire gli stessi.

Nel documento vengono, inoltre, distinte due forme principali di PPP: il PPP di tipo contrattuale ed il PPP di tipo

istituzionalizzato. Nel primo caso il rapporto tra soggetto pubblico e soggetto privato si fonda su legami

esclusivamente convenzionali; nel secondo caso la cooperazione tra i due soggetti avviene nell’ambito di un’entità

1 Comma introdotto dall'art. 2, comma 1, lettera a), D.L.gs. n. 152 del 2008 (c.d. terzo decreto correttivo del Codice dei contratti pubblici) e modificato dall’art. 44,

comma 1, lettera b), decreto legge n. 1 del 2012 convertito dalla legge 24 marzo 2012, n. 27. 2 COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE, Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato Economico e Sociale europeo e al

Comitato delle Regioni sui partenariati pubblico-privati e sul diritto comunitario in materia di appalti pubblici e concessioni, Bruxelles 15.11.2005, COM(2005) 569 definitivo e Comunicazione interpretativa della Commissione sull’applicazione del diritto comunitario degli appalti pubblici e delle concessioni ai partenariati pubblico-privati istituzionalizzati (PPPI), Bruxelles 05.02.2008, 2008/C 91/02. Ulteriore riferimento normativo a livello comunitario è costituito dalle direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE recepite dal D.L.gs. n. 163/2006.

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distinta dotata di personalità giuridica propria e che consente al partner pubblico di conservare un livello di controllo

relativamente elevato sulla struttura, compatibilmente con l’applicazione del diritto societario.

Nell’ordinamento nazionale il citato art. 3, comma 15-ter del Codice dei Contratti Pubblici prosegue elencando, a titolo

esemplificativo, i contratti di PPP, quali: la concessione di lavori, la concessione di servizi, la locazione finanziaria, il

contratto di disponiblità, l’affidamento di lavori mediante finanza di progetto, le società miste, l’affidamento a

contraente generale, ove il corrispettivo per la realizzazione dell’opera sia in tutto o in parte posticipato e collegato alla

disponibilità dell’opera per il committente o per utenti terzi.

La predetta norma ricomprende dunque le procedure di cui all’art. 153 del Codice (Finanza di progetto) tra le tipologie

contrattuali del PPP, mentre l’art. 153 disciplina piuttosto norme specifiche per l’affidamento di un contratto di

concessione di lavori pubblici, che è uno dei contratti di PPP.

Per finanza di progetto (project financing) si può intendere “il finanziamento di una specifica unità economica mediante un’operazione in cui il finanziatore considera il flusso di cassa e gli utili di progetto come garanzia per il rimborso del debito e le attività dell’unità economica come garanzia collaterale.”3.

Principali caratteristiche di un’operazione finanziata in project financing sono le seguenti: i) l’iniziativa viene isolata

mediante una struttura di “ring fence” dal patrimonio dei promotori attraverso una società di progetto; ii) la valutazione

delle capacità di rimborso del debito è conseguentemente basata sulle previsioni, in termini quantitativi e temporali,

dei flussi di cassa generati (reddito) dall’iniziativa finanziata e non sull’affidabilità economico-patrimoniale dei

promotori; iii) le previsioni dei flussi di cassa di cui al punto precedente dipendono dalla corretta stima e allocazione

dei rischi tra stazione appaltante, soggetto aggiudicatario e finanziatori. 4.1.2. Classificazione delle opere da realizzare in PPP Ai fini della strutturazione di un’operazione in PPP è utile la distinzione delle opere e dei servizi connessi oggetto dei contratti di PPP nelle seguenti categorie: OPERE CALDE: iniziative dotate di un’intrinseca capacità di generare reddito attraverso ricavi da utenza nella fase di

gestione. In tal caso i ricavi commerciali consentono al settore privato un integrale recupero dei costi di investimento nell’arco della vita di una concessione. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, i termovalorizzatori, i cimiteri, gli impianti di produzione di energie rinnovabili, alcune autostrade a pedaggio.

OPERE TIEPIDE: progetti che richiedono una componente di contribuzione pubblica poiché i ricavi commerciali da

utenza sono di per sé stessi insufficienti a generare adeguati ritorni economici, ma la cui realizzazione genera rilevanti esternalità positive in termini di benefici sociali indotti dall’infrastruttura che giustificano il cofinanziamento pubblico. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, parcheggi, impianti sportivi, strutture turistico-culturali-ricettive, asili nido, RSA, depuratori, acquedotti, metropolitane, funicolari, aeroporti, porti turistici e commerciali, reti di teleriscaldamento e alcune autostrade a pedaggio.

OPERE FREDDE: progetti in cui il privato realizza e gestisce l’opera sulla base di pagamenti effettuati dalla Pubblica

Amministrazione. Fanno parte di questa categoria, a titolo esemplificativo, gli ospedali, le scuole, le carceri, le sedi di uffici pubblici e gli impianti di pubblica illuminazione.

3

P. K. NEVITT, Project financing, London, 1993, p.3.

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4.1.3. Iter da seguire per l’individuazione della forma di PPP più idonea: lo Studio di fattibilità ed il PPP test Per procedere ad un corretta individuazione della forma più idonea di PPP per la “progettazione, la costruzione, la gestione o la manutenzione di un’opera pubblica o di pubblica utilità oppure la fornitura di un servizio”, il documento principale da redigere è lo Studio di fattibilità (SdF)4. Esso dovrà prevedere: l’oggetto del contratto (progettazione, realizzazione e manutenzione dell’opera, gestione del servizio, ecc.); l’analisi della sostenibilità economico-finanziaria e giuridico-amministrativa; il c.d. PPP test; il livello degli standard qualitativi e quantitativi dei servizi; un’attenta analisi dei rischi di progetto. Lo scopo dello SdF è quello di analizzare le esigenze informative connesse allo sviluppo di un nuovo progetto definito in linea di massima nella fase di pianificazione, e giungere : alla individuazione di una o più alternative atte a cogliere modalità diverse di realizzazione dell’idea originaria; a fornire all’organo decisore gli elementi di valutazione necessari per prendere una decisione riguardo alla

realizzazione operativa del progetto; a proporre la soluzione tecnico organizzativa e finanziaria attraverso la valutazione di i) costi delle soluzioni, ii)

benefici ottenibili nel tempo, iii) rischi legati alla realizzazione, iv) conseguenze del mancato raggiungimento degli obiettivi progettuali;

a fornire indicazioni in merito alla scelta tra le forme tradizionali di appalto pubblico e il PPP utilizzando la predisposizione di un PPP test.

In particolare, tra i contenuti che lo SdF deve prevedere, il PPP test5 si può definire come l’insieme di una serie di analisi volte ad individuare la possibilità e il vantaggio per la PA di realizzare un progetto pubblico o di pubblica utilità con schemi di PPP. In primo luogo, il PPP test, ha l’obiettivo di rilevare la presenza di alcune condizioni necessarie all’utilizzo di schemi di PPP, in particolare: un quadro normativo e regolatorio compatibile; l’esistenza di rischi trasferibili al soggetto privato; la capacità organizzativa e la presenza del know how da parte dell’Amministrazione per intraprendere un’operazione

di PPP; la possibilità di praticare meccanismi di pagamento riconducibili a precisi livelli quantitativi e qualitativi di

performance del servizio; l’eventuale tariffabilità dei servizi da erogare e la verifica del consenso della collettività a pagare tali servizi.

In secondo luogo, il PPP test ha l’obiettivo di: confrontare la modalità scelta di PPP con le forme tradizionali di appalto pubblico per valutare il Value for Money per

l’Amministrazione; evidenziare il grado di appetibilità da parte del mercato per la gestione dei servizi impiegando l’Analisi di

Fattibilità Finanziaria (AFF); indicare la quantità ottimale di risorse finanziarie pubbliche da destinare ad ogni singolo progetto, laddove

richiesto un “prezzo” (contributo pubblico) per il raggiungimento dell’equilibrio economico-finanziario.

Sulla base degli esiti dello SdF l’Amministrazione dovrebbe avere a disposizione tutti gli elementi necessari per poter decidere la forma di PPP più adeguata per la realizzazione dell’opera o la gestione del servizio, scegliere la procedura di gara più idonea al caso concreto e pubblicare il bando per l’affidamento del contratto prescelto. All’Amministrazione spetterà comunque il compito di vigilare sulla corretta esecuzione delle obbligazioni contrattuali da parte dei soggetti privati.

4 Sui contenuti degli SdF cfr.: art.14 (“Studio di fattibilità”) del D.P.R. 207/2010 recante Regolamento di esecuzione ed attuazione del Codice dei

contratti pubblici e Determinazione dell’Autorità per la vigilanza sui contratti pubblici n. 1/2009 “Linee guida sulla finanza di progetto dopo l’entrata in vigore del c.d. “terzo correttivo” che, nella seconda parte, contiene: “Linee guida per la compilazione degli studi di fattibilità”.

5 Cfr.: UTFP, “100 Domande e Risposte”, 2009, in www.utfp.it.

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La redazione dello SdF dovrebbe orientare le amministrazioni verso la più corretta forma di PPP e ridurre il rischio di fallimento dell’operazione. Sarà il contratto di PPP a disciplinare, nel dettaglio, diritti ed obblighi delle parti nel caso di fallimento dell’operazione e a disciplinare i casi di riequilibrio del piano economico-finanziario e di aggiornamento del contratto al verificarsi di un evento di forza maggiore o di altri rischi che dovranno essere attentamente gestiti nel regolamento contrattuale.

Percorso decisionale della PA A monte della redazione dello SdF si può identificare una fase decisionale della Pubblica Amministrazione (PA), più ampia, quella della programmazione, all’interno della quale convivono una serie di analisi e decisioni che è necessario compiere prima di decidere di realizzare un investimento pubblico in PPP. A tal proposito si individua un percorso ideale che la PA dovrebbe compiere per giungere all’individuazione di un modello ottimale per la realizzazione di un investimento. Figura 4.1. - La fase della programmazione della PA

Fonte: Presentazione UTFP

Premesso che la fase della programmazione è determinante per una corretta impostazione di un investimento pubblico, in cui lo scopo della PA è di allocare le risorse nel migliore dei modi, il ricorso al PPP deve essere una scelta consapevole da effettuarsi sulla base dell’ottimizzazione di costi per la PA e della convenienza economica per il settore privato. In tale fase pertanto si sviluppa il processo di analisi e d’impostazione dell’infrastruttura da realizzare e la procedura più idonea da adottare, stabilendo inoltre se percorrere la strada della finanza tradizionale o impostare un modello di PPP. La PA si trova di fronte a due alternative nei confronti della collettività e dei bisogni pubblici da soddisfare: o mantenere lo status-quo in cui si trova, o in alternativa affidarsi ad una serie di valutazioni che porteranno a decidere se far ricorso per la realizzazione dell’iniziativa, a forme di PPP o alla finanza tradizionale. Il primo passo che la PA deve compiere è l’analisi del contesto socio economico, che si traduce nell’elaborazione dello SdF, all’interno del quale si effettua un’attenta analisi e valutazione della fattibilità economico-finanziaria e sociale

Analisi del contesto Analisi del contesto socio economicosocio economico

Realizzazione Realizzazione delldell’’interventointervento

Mantenimento Mantenimento dello Status Quodello Status Quo

Finanza Finanza tradizionaletradizionale

PPPPPP testtest

ANALISI FATTIBILITAANALISI FATTIBILITA’’FINANZIARIAFINANZIARIA

SISI

VALUTAZIONE CONGRUITAVALUTAZIONE CONGRUITA’’CONTRIBUTO PUBBLICOCONTRIBUTO PUBBLICO

STUDIO DI STUDIO DI FATTIBILITAFATTIBILITA’’

PUBLIC PUBLIC SECTOR SECTOR

COMPARATORCOMPARATOR

Analisi dei RischiAnalisi dei Rischi

Eurostat Eurostat testtestPPPPPP off balanceoff balance

on balanceon balance

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dell’intervento, si prosegue con l’utilizzo del PPP test, come sopra descritto, preferibilmente supportato dal calcolo del Public Sector Comparator (PSC) e successivamente si completa il percorso decisionale attraverso l’analisi dei rischi e l’Eurostat test. Nel caso di operazioni di PPP, nelle quali la gestione economica dell’investimento non sia sufficiente da sola a garantire l’equilibrio economico finanziario, e per il quale occorre dunque la partecipazione finanziaria della PA nella forma di contributo pubblico, è necessario inoltre procedere alla valutazione della congruità del contributo pubblico. L’analisi di fattibilità serve ad accertare se, e a quali condizioni, le diverse alternative progettuali prospettate siano materialmente realizzabili, finanziariamente sostenibili, coerenti con il quadro normativo esistente, compatibili con le capacità tecnico-amministrative del soggetto proponente. In particolare, l’analisi di convenienza sociale è volta ad individuare, tra le varie alternative progettuali fattibili, quella in grado di assicurare un adeguato “rendimento sociale”. In particolare due sono gli obiettivi a cui l’Amministrazione deve tendere. In primo luogo, ponendosi dal punto di vista dell’’Amministrazione Pubblica in quanto tutore dell’interesse collettivo, è necessario valutare le diverse alternative progettuali verificando quale di esse produca il miglior risultato in termini di benefici e costi sociali. In secondo luogo, ponendosi dal punto di vista dell’Amministrazione Pubblica che promuove l’intervento, è necessario verificare, attraverso un’analisi dei flussi finanziari e della ripartizione dei rischi, se un eventuale ricorso all’iniziativa privata sia conveniente in termini di costo; ovvero se le alternative progettuali che prevedono un PPP garantiscono un effettivo risparmio di risorse rispetto alle alternative interamente pubbliche e la creazione di valore (c.d. value for money utilizzato per descrivere il beneficio derivante dal ricorso a forme di PPP.). E’ inoltre necessario verificare l’analisi di convenienza e sostenibilità economico-finanziaria volta ad individuare tra le varie alternative progettuali la “convenienza economica” e la “sostenibilità finanziaria” di ciascuna alternativa. La “convenienza economica” è la capacità del progetto di creare valore nel proprio arco di vita, e generare un livello di redditività per il capitale investito congruo rispetto alle aspettative dell’investitore privato; la “sostenibilità finanziaria” è la capacità del progetto di generare flussi monetari sufficienti a garantire il rimborso del prestito. Strumenti di analisi e valutazione della fattibilità economico-finanziaria e sociale dell’intervento sono l’Analisi Costi - Benefici (ACB) e l’Analisi di Fattibilità Finanziaria (AFF). L’ACB, in generale valuta i costi e i benefici sociali, ed è una metodologia di valutazione della convenienza o meno di eseguire un investimento in funzione degli obiettivi che si vogliono raggiungere6 composta da un insieme di regole operative finalizzate a guidare le scelte del decisore pubblico tra ipotesi alternative di intervento. L’ACB permette al soggetto pubblico di valutare, in termini monetari, tutti gli svantaggi (costi) e tutti i vantaggi (benefici) che l’investimento genera in relazione ad uno specifico bacino di riferimento. I cosiddetti benefici non sono ricavi in senso stretto, ma consistono nella valorizzazione dell’effetto benefico che la nuova infrastruttura produrrà sulla collettività o sull’area di riferimento, incrementandone il livello di benessere. I prezzi reali utilizzati dal privato nell’ambito dell’analisi economico-finanziaria saranno modificati e trasformati nei cosiddetti “prezzi ombra” che rappresentano i prezzi in grado di rappresentare al meglio il punto di vista della collettività. I costi e benefici relativi a tutto l’arco temporale del progetto, dovranno poi essere attualizzati tramite un tasso di attualizzazione dei costi e dei benefici futuri7. All’interno dell’ACB si sviluppa l’AF, i cui risultati servono a valutare in termini monetari tutti gli svantaggi (costi) e tutti i vantaggi (benefici) che l’investimento genera in relazione ad uno specifico bacino di riferimento. L’obiettivo è giungere alla comparazione di benefici e costi associati alla realizzazione di un progetto, per determinare se il progetto

6 Esistono diversi testi e specifiche linee guida redatte dalla Commissione europea (EC, 2003 e 2008) per la realizzazione di una corretta ACB. 7 “Seguendo i principali metodi proposti dalla letteratura sull’analisi costi – benefici, il tasso può essere commisurato ad uno o ad una combinazione dei seguenti indicatori: a)

il tasso di rendimento del capitale privato; b) una proporzione (fissa o variabile) del tasso di crescita dell’economia di lungo termine; c) una media pluriennale del tasso d’interesse sui titoli pubblici a medio e lungo termine”. In La Valutazione dei progetti d’investimento pubblici, Quaderni del NUVV – 1/pp.78.

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produce un incremento o decremento nel livello di benessere di una collettività, tale da suggerirne o meno la realizzazione. In particolare l’AF è un metodo per l'analisi dei futuri flussi monetari generati dall’investimento che consente di valutare la convenienza economica e la sostenibilità finanziaria di un progetto tramite l'aggregazione delle voci del bilancio d’esercizio in un piano di conti integrato (c.d. piano economico-finanziario) sviluppato su più esercizi prospettici. L'analisi finanziaria ha, pertanto, come obiettivo quello di stabilire se il progetto sarà in grado di generare un sufficiente flusso di cassa tale da coprire le uscite finanziarie nel momento in cui si verificano, o se, al contrario, il progetto rischia l'insolvenza, e di prevedere inoltre una congrua remunerazione del capitale investito. Il metodo più comunemente utilizzato è quello dei flussi monetari scontati (Discounted Cash Flow Method): si registrano e aggregano tutti gli effettivi esborsi o ricavi monetari generati dal progetto nell'arco di vita e si scontano i valori futuri con un adeguato fattore di sconto. L’AF è un passaggio necessario per l’ACB, di cui è un’analisi più limitata, è la cerniera tra le analisi preliminari di mercato più la fattibilità tecnico-normativa e l’analisi economica vera e propria. La decisione finale inerente l’accettazione o il rifiuto del progetto sarà poi presa sulla base del valore attuale netto economico (VANE), dei benefici economici attualizzati, al netto dei costi economici attualizzati. Ovvero si intraprenderà il progetto se tale risultato è maggiore di zero. Un altro criterio che viene utilizzato è quello del cosiddetto tasso di rendimento interno economico (TIRE), che consiste nel calcolare il tasso di attualizzazione che eguaglia il valore dei costi e dei benefici economici attualizzati. Per valutare il grado di appetibilità da parte del mercato per la realizzazione e gestione dell’infrastruttura si procederà, quindi, all’Analisi di Fattibilità Finanziaria. Un altro strumento di ausilio per la decisione della PA, molto utile ma poco diffuso in Italia, è il calcolo del Public Sector Comparator (PSC). Tale modello valutativo misura la convenienza, in termini di costo-qualità, del ricorso ai capitali e alla collaborazione con i privati, e si basa sul trasferimento dei rischi che si ipotizza di contrattualizzare con il privato, e sui costi connessi alla realizzazione e gestione dell’investimento in PPP. Il PSC confronta la realizzazione diretta dell’investimento con la più efficiente realizzazione in PPP e quantifica la creazione di valore generata dall’opera (value for money). In sintesi la PA deve elaborare uno SdF al fine di individuare la procedura più adatta per la realizzazione di un investimento attraverso le analisi e valutazioni accennate, precisando che tali analisi sono effettuate anche a tutela dell’Amministrazione stessa e delle scelte poste in essere, considerato che gli elementi contenuti nello SdF potranno costituire un utile riferimento per la redazione del bando di gara (es.: eventuale contributo in conto prezzo che l’Amministrazione potrà erogare; durata massima della concessione; importo massimo dei canoni che l’Amministrazione potrà sostenere; etc.). Nello SdF, infine, oltre ad una parte tecnico-progettuale è prevista anche una parte giuridico-amministrativa volta a verificare – tra i vari elementi – il contratto di PPP più adatto al singolo caso concreto e la procedura di gara più idonea per l’affidamento del contratto stesso.

4.1.4. Procedure di PPP per il teleriscaldamento e gli impianti a bioenergie

In questo paragrafo sono descritte le procedure di PPP monitorate dall’Osservatorio e adottate dalla PA per l’affidamento dei contratti per la costruzione, manutenzione e gestione di reti per il teleriscaldamento e di impianti a bioenergie. In base al monitoraggio delle 80 operazioni di PPP, come si è visto nel Capitolo 2, le procedure di PPP a cui si è fatto maggiormente ricorso per la costruzione, manutenzione e gestione di reti per il teleriscaldamento e di impianti a bioenergie, sono:

le concessioni di lavori pubblici ad iniziativa pubblica e ad iniziava privata; le concessioni di servizi; la società mista.

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La concessione di lavori pubblici

Ove l’oggetto dell’affidamento sia costituito dalla realizzazione di lavori e dalla gestione di servizi, il contratto di PPP da affidare sarà un contratto misto qualificato come concessione di lavori ovvero di servizi sulla base dei criteri di prevalenza stabiliti dall’art. 14 del Codice (“contratti misti”). La concessione di lavori pubblici è definita dal Codice come un contratto avente ad oggetto la progettazione e/o l’esecuzione di lavori pubblici e la loro gestione funzionale ed economica nell’ambito del quale il corrispettivo è costituito dal diritto di gestione dell’opera ovvero da tale diritto accompagnato da un prezzo (cfr. artt. 3, comma 11 e 143 del Codice). Nell’ipotesi di ricorso al contratto di concessione di lavori pubblici, la scelta della procedura da adottare per l’aggiudicazione dipende in sostanza dal livello di approfondimento dei documenti preparatori a disposizione dell’amministrazione, nonché da una scelta discrezionale della Amministrazione, la quale:

I. avendone i mezzi (in termini di professionalità al proprio interno ovvero di risorse economiche per affidare l’incarico a terzi), può decidere di definire con maggiore dettaglio le caratteristiche dell’intervento prima di bandire la gara per l’aggiudicazione della concessione (attraverso la tradizionale procedura ad iniziativa pubblica ex art. 144 del Codice);

II. ovvero può valutare più opportuno lasciare un margine più ampio all’apporto dei privati in sede di gara demandando loro la specificazione degli elementi già individuati nello Studio di fattibilità a base di gara (attraverso la tradizionale procedura ad iniziativa privata ex art. 153 del Codice).

Nel caso sub I), l’Amministrazione deve avere a disposizione: il progetto di livello almeno preliminare, lo schema di contratto di concessione, il piano economico finanziario degli investimenti e della connessa gestione (d’ora in avanti anche PEF). In sostanza, l’Amministrazione deve predisporre tutta la documentazione da porre a base di gara, mentre il privato aggiudicatario procederà all’elaborazione della progettazione definitiva ed esecutiva, alla realizzazione e alla gestione dell’opera. Si tratta di una procedura di aggiudicazione indubbiamente snella rispetto a quella c.d. ad iniziativa privata, ma presenta forti elementi di criticità poiché l’amministrazione non possiede generalmente le conoscenze tecniche ed economiche per redigere il progetto preliminare, il piano economico-finanziario e la bozza contrattuale per la realizzazione di infrastrutture così complesse e ad elevato contenuto tecnologico ed innovativo. Nell’ipotesi sub II), l’Amministrazione provvede a redigere uno Studio di fattibilità con le caratteristiche indicate all’art. 14 del Regolamento di attuazione del Codice dei contratti pubblici (D.P.R. 207/2010), da porre a base di gara sulla base di una delle seguenti procedure:

la procedura ex art. 153 commi 1-14 (c.d. a gara unica) risponde ad un’esigenza di economicità di tempi e mezzi procedimentali;

la procedura ex art. 153, comma 15 (c.d. a doppia gara), nel caso in cui l’amministrazione ritenga utile, per i progetti, particolarmente complessi, un doppio confronto concorrenziale con un progressivo affinamento degli aspetti tecnico-economici del progetto proposto dal promotore e delle clausole della convenzione.

Diversamente è a dirsi con riferimento alle procedure disciplinate all’art. 153, comma 16 e comma 19 del Codice che presuppongono, rispettivamente, l’inerzia dell’amministrazione e l’assenza dell’opera oggetto della proposta privata negli atti di programmazione delle opere pubbliche (per approfondimenti cfr. UTFP Relazione annuale 2011).

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Concessioni di servizi ed il promotore di servizi

La concessione di servizi ex art. 3, comma 12 e art. 30 comma 1 del Codice è un contratto che presenta le stesse caratteristiche di un appalto pubblico di servizi, ad eccezione del fatto che il corrispettivo della fornitura dei servizi consiste unicamente nel diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente il servizio. Tale diritto può essere accompagnato da un prezzo versato dal concedente nel caso in cui quest’ultimo imponga al concessionario di praticare nei confronti degli utenti prezzi inferiori a quelli corrispondenti alla somma del costo del servizio o dell’ordinario utile di impresa, ovvero qualora sia necessario assicurare al concessionario il perseguimento dell’equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa gestione in relazione alla qualità del servizio da prestare. In linea di principio le concessioni di servizi sono sottratte alla disciplina del Codice, salvo quanto prescritto dall’art. 30 del Codice stesso. In particolare tale norma prevede che la scelta del concessionario di servizi debba avvenire nel rispetto dei principi di trasparenza, adeguata pubblicità, non discriminazione, parità di trattamento, mutuo riconoscimento, proporzionalità di cui al Trattato CE, invitando alla gara almeno cinque concorrenti e con predeterminazione dei criteri selettivi (fatte salve discipline specifiche che prevedano forme più ampie di tutela della concorrenza). L’Amministrazione dovrà quindi predisporre la documentazione da porre a base di gara per l’affidamento del contratto. L’istituto del promotore di servizi, disciplinato dall’art. 278 del Regolamento di attuazione del Codice dei contratti pubblici, prevede l’aggiudicazione della concessione di servizi attraverso una procedura di gara ad hoc avviata in seguito a proposte di soggetti privati che contengano uno Studio di fattibilità, una bozza di convenzione, un piano economico-finanziario asseverato, l’indicazione dei criteri di aggiudicazione dell’offerta economicamente più vantaggiosa, le garanzie offerte e le spese sostenute per l’elaborazione della stessa proposta. Le amministrazioni valutano la fattibilità delle proposte entro sei mesi dal ricevimento delle stesse, sotto il profilo della funzionalità, della fruibilità del servizio, della accessibilità al pubblico, del rendimento, del costo di gestione e manutenzione, della durata della concessione, delle tariffe da applicare, della metodologia di aggiornamento delle stesse, del valore economico del piano e del contenuto della bozza di convenzione. In caso di presentazione di più proposte queste vengono valutate comparativamente nel rispetto dei principi di trasparenza, adeguata pubblicità, non discriminazione, parità di trattamento, mutuo riconoscimento, proporzionalità, al fine di individuare un promotore. Successivamente all’individuazione del soggetto promotore, ai fini della scelta del concessionario, l’Amministrazione indice una gara informale – secondo le previsioni del citato articolo 30 del Codice - in cui viene invitato anche il promotore, ponendo a base di gara la proposta presentata dallo stesso. Il promotore ha il diritto di adeguare la propria offerta a quella giudicata più conveniente, risultando così affidatario della concessione (c.d. diritto di prelazione a favore del soggetto promotore). Tale procedimento consente all’ Amministrazione – pur in assenza di documentazione di dettaglio relativa al Progetto da realizzare - di ricevere una proposta di intervento privato e, una volta valutata di pubblico interesse, di porla a base di gara per la scelta del soggetto concessionario.

La società mista

La società mista è prevista dall’articolo 113 del D.L.gs 267/2000 (Testo unico delle leggi sull'ordinamento degli enti locali) che prevede, per la gestione delle reti e l’erogazione dei servizi pubblici locali di rilevanza economica, la facoltà di ricorrere “a società a capitale misto pubblico privato nelle quali il socio privato venga scelto attraverso l’espletamento di gare con procedure ad evidenza pubblica”. Il successivo art. 116 prevede inoltre società per azioni con partecipazione anche minoritaria di enti locali per l’esercizio di servizi pubblici e per la realizzazione delle opere necessarie al corretto svolgimento del servizio, e per la realizzazione di infrastrutture ed altre opere di interesse pubblico.

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L’articolo 1, comma 2, del Codice prevede poi che “Nei casi in cui le norme vigenti consentono la costituzione di società miste per la realizzazione e/o la gestione di un’opera pubblica o di un servizio, la scelta del socio privato avviene con procedure di evidenza pubblica”. Il successivo art. 3, comma 3, stabilisce che “Le società miste non sono tenute ad applicare le disposizioni del presente codice limitatamente alla realizzazione dell'opera pubblica o alla gestione del servizio per i quali sono state specificamente costituite, se ricorrono le seguenti condizioni:

la scelta del socio privato è avvenuta nel rispetto di procedure di evidenza pubblica; il socio privato ha i requisiti di qualificazione previsti dal presente codice in relazione alla prestazione per cui la società è stata

costituita; la società provvede in via diretta alla realizzazione dell'opera o del servizio, in misura superiore al 70% del relativo importo”.

Infine, l’articolo 3 del decreto legge 223/2006 (convertito in legge dalla Legge 153/2006) afferma che le società, a capitale interamente pubblico o misto, costituite o partecipate dalle amministrazioni pubbliche regionali e locali per la produzione di beni e servizi strumentali all'attività di tali enti in funzione della loro attività, con esclusione dei servizi pubblici locali e dei servizi di committenza:

devono operare esclusivamente con gli enti costituenti o partecipanti o affidanti ; non possono svolgere prestazioni a favore di altri soggetti pubblici o privati, né in affidamento diretto, né con

gara; non possono partecipare ad altre società od enti con sede nel territorio nazionale.

Il 9 agosto è terminato l'esame parlamentare del disegno di legge di conversione del decreto-legge 21 giugno 2013, n. 69, recante disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia (c.d. "decreto del fare"), che è stato approvato con numerose modifiche e integrazioni. Il provvedimento, convertito dalla legge n. 98/2013, è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 20 agosto.

La normativa in materia di PPP è stata recentemente modificata dal Decreto legge n° 69 del 21 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia” (c.d. “Decreto del Fare”), convertito, con numerose modifiche e integrazioni, dalla Legge n° 98 del 9 agosto 2013. L’articolo 19, comma 1 “Disposizioni in materia di concessioni e defiscalizzazione” del decreto introduce, infatti, sostanziali modifiche al D.L.gs.n° 163/2006 (Codice degli appalti).

Di seguito vengono riportati gli articoli del D.Lgs. 163/2006 riguardanti il PPP interamente riscritti in base alle recenti modifiche introdotte, in vigore dal 21 agosto 2013:

Articolo 143 “Caratteristiche delle concessioni di lavori pubblici”: 1. Le concessioni di lavori pubblici hanno, di regola, ad oggetto la progettazione definitiva, la progettazione esecutiva e l'esecuzione di opere pubbliche o di pubblica utilità, e di lavori ad essi strutturalmente e direttamente collegati, nonché la loro gestione funzionale ed economica eventualmente estesa, anche in via anticipata, ad opere o parti di opere in tutto o in parte già realizzate e direttamente connesse a quelle oggetto della concessione e da ricomprendere nella stessa. 2. Qualora la stazione appaltante disponga del progetto definitivo ed esecutivo, ovvero del progetto definitivo, l'oggetto della concessione, quanto alle prestazioni progettuali, può essere circoscritto al completamento della progettazione, ovvero alla revisione della medesima, da parte del concessionario. 3. La controprestazione a favore del concessionario consiste, di regola, unicamente nel diritto di gestire funzionalmente e di sfruttare economicamente tutti i lavori realizzati. 4. Tuttavia, il soggetto concedente stabilisce in sede di gara anche un prezzo nonché, eventualmente, la gestione funzionale ed economica, anche anticipata, di opere o parti di opere già realizzate, qualora al concessionario venga imposto di praticare nei confronti degli utenti prezzi inferiori a quelli corrispondenti alla remunerazione degli investimenti e alla somma del costo del servizio e dell'ordinario utile di impresa, ovvero qualora sia necessario

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assicurare al concessionario il perseguimento dell'equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa gestione in relazione alla qualità del servizio da prestare. Nella determinazione del prezzo si tiene conto della eventuale prestazione di beni e servizi da parte del concessionario allo stesso soggetto aggiudicatore, relativamente all'opera concessa, secondo le previsioni del bando di gara. 5. Le amministrazioni aggiudicatrici, previa analisi di convenienza economica, possono prevedere nel piano economico finanziario e nella convenzione, a titolo di prezzo, la cessione in proprietà o in diritto di godimento di beni immobili nella loro disponibilità o allo scopo espropriati la cui utilizzazione ovvero valorizzazione sia necessaria all'equilibrio economico-finanziario della concessione. Le modalità di utilizzazione ovvero di valorizzazione dei beni immobili sono definite dall'amministrazione aggiudicatrice unitamente alla approvazione ai sensi dell'articolo 97 del progetto posto a base di gara, e costituiscono uno dei presupposti che determinano l'equilibrio economico-finanziario della concessione. Nel caso di gara indetta ai sensi dell'articolo 153, le predette modalità di utilizzazione ovvero di valorizzazione sono definite dall'amministrazione aggiudicatrice nell'ambito dello Studio di fattibilità. All'atto della consegna dei lavori il soggetto concedente dichiara di disporre di tutte le autorizzazioni, licenze, abilitazioni, nulla osta, permessi o altri atti di consenso comunque denominati previsti dalla normativa vigente e che detti atti sono legittimi, efficaci e validi. 6. La concessione ha di regola durata non superiore a trenta anni. 7. L'offerta e il contratto devono contenere il piano economico-finanziario di copertura degli investimenti e della connessa gestione per tutto l'arco temporale prescelto e devono prevedere la specificazione del valore residuo al netto degli ammortamenti annuali, nonché l'eventuale valore residuo dell'investimento non ammortizzato al termine della concessione, anche prevedendo un corrispettivo per tale valore residuo. Le offerte devono dare conto del preliminare coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori nel progetto. 8. La stazione appaltante, al fine di assicurare il perseguimento dell'equilibrio economico-finanziario degli investimenti del concessionario, può stabilire che la concessione abbia una durata superiore a trenta anni, tenendo conto del rendimento della concessione, della percentuale del prezzo di cui ai commi 4 e 5 rispetto all'importo totale dei lavori, e dei rischi connessi alle modifiche delle condizioni di mercato. I presupposti e le condizioni di base che determinano l'equilibrio economico-finanziario degli investimenti e della connessa gestione, da richiamare nelle premesse del contratto, ne costituiscono parte integrante. Le variazioni apportate dalla stazione appaltante a detti presupposti o condizioni di base, nonché le norme legislative e regolamentari che stabiliscano nuovi meccanismi tariffari o che comunque incidono sull'equilibrio del piano economico-finanziario, previa verifica del CIPE sentito il Nucleo di consulenza per l'attuazione delle linee guida per la regolazione dei servizi di pubblica utilità (NARS), comportano la sua necessaria revisione, da attuare mediante rideterminazione delle nuove condizioni di equilibrio, anche tramite la proroga del termine di scadenza delle concessioni. In mancanza della predetta revisione il concessionario può recedere dal contratto. Nel caso in cui le variazioni apportate o le nuove condizioni introdotte risultino più favorevoli delle precedenti per il concessionario, la revisione del piano dovrà essere effettuata a favore del concedente. Al fine di assicurare il rientro del capitale investito e l'equilibrio economico-finanziario del Piano Economico Finanziario, per le nuove concessioni di importo superiore ad un miliardo di euro, la durata può essere stabilita fino a cinquanta anni. 8-bis. Ai fini della applicazione delle disposizioni di cui al comma 8 del presente articolo, la convenzione definisce i presupposti e le condizioni di base del piano economico-finanziario le cui variazioni non imputabili al concessionario, qualora determinino una modifica dell'equilibrio del piano, comportano la sua revisione. La convenzione contiene inoltre una definizione di equilibrio economico finanziario che fa riferimento ad indicatori di redditività e di capacità di rimborso del debito, nonché la procedura di verifica e la cadenza temporale degli adempimenti connessi. 9. Le amministrazioni aggiudicatrici possono affidare in concessione opere destinate alla utilizzazione diretta della pubblica amministrazione, in quanto funzionali alla gestione di servizi pubblici, a condizione che resti a carico del concessionario l'alea economico-finanziaria della gestione dell'opera. 10. Il concessionario partecipa alla conferenza di servizi finalizzata all'esame e all'approvazione dei progetti di loro competenza, senza diritto di voto. Resta ferma l'applicazione dell'articolo 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n. 241, e successive modificazioni.

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Articolo 144 “Procedure di affidamento e pubblicazione del bando relativo alle concessioni di lavori pubblici”: Le stazioni appaltanti affidano le concessioni di lavori pubblici con procedura aperta o ristretta, utilizzando il criterio selettivo dell'offerta economicamente più vantaggiosa. 2. Quale che sia la procedura prescelta, le stazioni appaltanti pubblicano un bando in cui rendono nota l'intenzione di affidare la concessione. 3. I bandi relativi alle concessioni di lavori pubblici contengono gli elementi indicati nel presente codice, le informazioni di cui all'allegato IX B e ogni altra informazione ritenuta utile, secondo il formato dei modelli di formulari adottati dalla Commissione in conformità alla procedura di cui all'articolo 77, paragrafo 2, direttiva 2004/18. 3-bis. I bandi e i relativi allegati, ivi compresi, a seconda dei casi, lo schema di contratto e il piano economico finanziario, sono definiti in modo da assicurare adeguati livelli di bancabilità dell'opera. Per le concessioni da affidarsi con la procedura ristretta, nel bando può essere previsto che l'amministrazione aggiudicatrice possa indire, prima della scadenza del termine di presentazione delle offerte, una consultazione preliminare con gli operatori economici invitati a presentare le offerte, al fine di verificare l'insussistenza di criticità del progetto posto a base di gara sotto il profilo della finanziabilità, e possa provvedere, a seguito della consultazione, ad adeguare gli atti di gara aggiornando il termine di presentazione delle offerte, che non può essere inferiore a trenta giorni decorrenti dalla relativa comunicazione agli interessati. Non può essere oggetto di consultazione l'importo delle misure di defiscalizzazione di cui all'articolo 18 della legge 12 novembre 2011, n. 183, e all'articolo 33 del decreto-legge 18 ottobre 2012, n. 179, convertito, con modificazioni, dalla legge 17 dicembre 2012, n. 221, nonché l'importo dei contributi pubblici, ove previsti. 3-ter. Il bando può prevedere che l'offerta sia corredata dalla dichiarazione sottoscritta da uno o più istituti finanziatori di manifestazione di interesse a finanziare l'operazione, anche in considerazione dei contenuti dello schema di contratto e del piano economico-finanziario. 3-quater. L'amministrazione aggiudicatrice prevede nel bando di gara che il contratto di concessione stabilisca la risoluzione del rapporto in caso di mancata sottoscrizione del contratto di finanziamento o in mancanza della sottoscrizione o collocamento delle obbligazioni di progetto di cui all'articolo 157, entro un congruo termine fissato dal bando medesimo, comunque non superiore a ventiquattro mesi, decorrente dalla data di approvazione del progetto definitivo. Resta salva la facoltà del concessionario di reperire la liquidità necessaria alla realizzazione dell'investimento attraverso altre forme di finanziamento previste dalla normativa vigente, purché sottoscritte entro lo stesso termine. Nel caso di risoluzione del rapporto ai sensi del primo periodo, il concessionario non avrà diritto ad alcun rimborso delle spese sostenute, ivi incluse quelle relative alla progettazione definitiva. Il bando di gara può altresì prevedere che in caso di parziale finanziamento del progetto e comunque per uno stralcio tecnicamente ed economicamente funzionale, il contratto di concessione rimanga valido limitatamente alla parte che regola la realizzazione e gestione del medesimo stralcio funzionale. 4. Alla pubblicità dei bandi si applica l'articolo 66 ovvero l'articolo 122. Articolo 153 “Finanza di progetto”: 1. Per la realizzazione di lavori pubblici o di lavori di pubblica utilità, ivi inclusi quelli relativi alle strutture dedicate alla nautica da diporto, inseriti nella programmazione triennale e nell'elenco annuale di cui all'articolo 128, ovvero negli strumenti di programmazione formalmente approvati dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della normativa vigente, ivi inclusi i Piani dei porti, finanziabili in tutto o in parte con capitali privati, le amministrazioni aggiudicatrici possono, in alternativa all'affidamento mediante concessione ai sensi dell'articolo 143, affidare una concessione ponendo a base di gara uno Studio di fattibilità, mediante pubblicazione di un bando finalizzato alla presentazione di offerte che contemplino l'utilizzo di risorse totalmente o parzialmente a carico dei soggetti proponenti. 2. Il bando di gara è pubblicato con le modalità di cui all'articolo 66 ovvero di cui all'articolo 122, secondo l'importo dei lavori, ponendo a base di gara lo Studio di fattibilità predisposto dall'amministrazione aggiudicatrice o adottato ai sensi del comma 19.

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2-bis. Lo Studio di fattibilità da porre a base di gara è redatto dal personale delle amministrazioni aggiudicatrici in possesso dei requisiti soggettivi necessari per la sua predisposizione in funzione delle diverse professionalità coinvolte nell'approccio multidisciplinare proprio dello Studio di fattibilità. In caso di carenza in organico di personale idoneamente qualificato, le amministrazioni aggiudicatrici possono affidare la redazione dello Studio di fattibilità a soggetti esterni, individuati con le procedure previste dal presente codice. Gli oneri connessi all'affidamento di attività a soggetti esterni possono essere ricompresi nel quadro economico del progetto. 3. Il bando, oltre al contenuto previsto dall'articolo 144, specifica: a) che l'amministrazione aggiudicatrice ha la possibilità di richiedere al promotore prescelto, di cui al comma 10, lettera b), di apportare al progetto preliminare, da questi presentato, le modifiche eventualmente intervenute in fase di approvazione del progetto, anche al fine del rilascio delle concessioni demaniali marittime, ove necessarie, e che in tal caso la concessione è aggiudicata al promotore solo successivamente all'accettazione, da parte di quest'ultimo, delle modifiche progettuali nonché del conseguente eventuale adeguamento del piano economico-finanziario; b) che, in caso di mancata accettazione da parte del promotore di apportare modifiche al progetto preliminare, l'amministrazione ha facoltà di chiedere progressivamente ai concorrenti successivi in graduatoria l'accettazione delle modifiche da apportare al progetto preliminare presentato dal promotore alle stesse condizioni proposte al promotore e non accettate dallo stesso. 4. Le amministrazioni aggiudicatrici valutano le offerte presentate con il criterio dell'offerta economicamente più vantaggiosa di cui all'articolo 83. 5. Oltre a quanto previsto dall'articolo 83 per il caso delle concessioni, l'esame delle proposte è esteso agli aspetti relativi alla qualità del progetto preliminare presentato, al valore economico e finanziario del piano e al contenuto della bozza di convenzione. Per quanto concerne le strutture dedicate alla nautica da diporto, l'esame e la valutazione delle proposte sono svolti anche con riferimento alla maggiore idoneità dell'iniziativa prescelta a soddisfare in via combinata gli interessi pubblici alla valorizzazione turistica ed economica dell'area interessata, alla tutela del paesaggio e dell'ambiente e alla sicurezza della navigazione. 6. Il bando indica i criteri, secondo l'ordine di importanza loro attribuita, in base ai quali si procede alla valutazione comparativa tra le diverse proposte. La pubblicazione del bando, nel caso di strutture destinate alla nautica da diporto, esaurisce gli oneri di pubblicità previsti per il rilascio della concessione demaniale marittima. 7. Il disciplinare di gara, richiamato espressamente nel bando, indica, in particolare, l'ubicazione e la descrizione dell'intervento da realizzare, la destinazione urbanistica, la consistenza, le tipologie del servizio da gestire, in modo da consentire che le proposte siano presentate secondo presupposti omogenei. 8. Alla procedura sono ammessi solo i soggetti in possesso dei requisiti previsti dal regolamento per il concessionario anche associando o consorziando altri soggetti, fermi restando i requisiti di cui all'articolo 38. 9. Le offerte devono contenere un progetto preliminare, una bozza di convenzione, un piano economico-finanziario asseverato da un istituto di credito o da società di servizi costituite dall'istituto di credito stesso ed iscritte nell'elenco generale degli intermediari finanziari, ai sensi dell'articolo 106 del decreto legislativo 1° settembre 1993, n. 385, o da una società di revisione ai sensi dell'articolo 1 della legge 23 novembre 1939, n. 1966, nonché la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione, e dare conto del preliminare coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori nel progetto; il regolamento detta indicazioni per chiarire e agevolare le attività di asseverazione ai fini della valutazione degli elementi economici e finanziari. Il piano economico-finanziario comprende l'importo delle spese sostenute per la predisposizione delle offerte, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell'ingegno di cui all'articolo 2578 del codice civile. Tale importo non può superare il 2,5 per cento del valore dell'investimento, come desumibile dallo Studio di fattibilità posto a base di gara. Nel caso di strutture destinate alla nautica da diporto, il progetto preliminare deve definire le caratteristiche qualitative e funzionali dei lavori ed il quadro delle esigenze da soddisfare e delle specifiche prestazioni da fornire, deve contenere uno studio con la descrizione del progetto ed i dati necessari per individuare e valutare i principali effetti che il progetto può avere sull'ambiente e deve essere integrato con le specifiche richieste nei decreti del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti 5 giugno 2009, nn. 10/09, 11/09 e 12/09 e successive modificazioni. 10. L'amministrazione aggiudicatrice:

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a) prende in esame le offerte che sono pervenute nei termini indicati nel bando; b) redige una graduatoria e nomina promotore il soggetto che ha presentato la migliore offerta; la nomina del promotore può aver luogo anche in presenza di una sola offerta; c) pone in approvazione il progetto preliminare presentato dal promotore, con le modalità indicate all'articolo 97, anche al fine del successivo rilascio della concessione demaniale marittima, ove necessaria. In tale fase è onere del promotore procedere alle modifiche progettuali necessarie ai fini dell'approvazione del progetto, nonché a tutti gli adempimenti di legge anche ai fini della valutazione di impatto ambientale, senza che ciò comporti alcun compenso aggiuntivo, nè incremento delle spese sostenute per la predisposizione delle offerte indicate nel piano finanziario; d) quando il progetto non necessita di modifiche progettuali, procede direttamente alla stipula della concessione; e) qualora il promotore non accetti di modificare il progetto, ha facoltà di richiedere progressivamente ai concorrenti successivi in graduatoria l'accettazione delle modifiche al progetto presentato dal promotore alle stesse condizioni proposte al promotore e non accettate dallo stesso. 11. La stipulazione del contratto di concessione può avvenire solamente a seguito della conclusione, con esito positivo, della procedura di approvazione del progetto preliminare e della accettazione delle modifiche progettuali da parte del promotore, ovvero del diverso concorrente aggiudicatario. Il rilascio della concessione demaniale marittima, ove necessaria, avviene sulla base del progetto definitivo, redatto in conformità al progetto preliminare approvato. 12. Nel caso in cui risulti aggiudicatario della concessione un soggetto diverso dal promotore, quest'ultimo ha diritto al pagamento, a carico dell'aggiudicatario, dell'importo delle spese di cui al comma 9, terzo periodo. 13. Le offerte sono corredate dalla garanzia di cui all'articolo 75 e da un'ulteriore cauzione fissata dal bando in misura pari al 2,5 per cento del valore dell'investimento, come desumibile dallo Studio di fattibilità posto a base di gara. Il soggetto aggiudicatario è tenuto a prestare la cauzione definitiva di cui all'articolo 113. Dalla data di inizio dell'esercizio del servizio, da parte del concessionario è dovuta una cauzione a garanzia delle penali relative al mancato o inesatto adempimento di tutti gli obblighi contrattuali relativi alla gestione dell'opera, da prestarsi nella misura del 10 per cento del costo annuo operativo di esercizio e con le modalità di cui all'articolo 113; la mancata presentazione di tale cauzione costituisce grave inadempimento contrattuale. 14. Si applicano ove necessario le disposizioni di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327, e successive modificazioni. 15. Le amministrazioni aggiudicatrici, ferme restando le disposizioni relative al contenuto del bando previste dal comma 3, primo periodo, possono, in alternativa a quanto prescritto dal comma 3, lettere a) e b), procedere come segue: a) pubblicare un bando precisando che la procedura non comporta l'aggiudicazione al promotore prescelto, ma l'attribuzione allo stesso del diritto di essere preferito al migliore offerente individuato con le modalità di cui alle successive lettere del presente comma, ove il promotore prescelto intenda adeguare la propria offerta a quella ritenuta più vantaggiosa; b) provvedere alla approvazione del progetto preliminare in conformità al comma 10, lettera c); c) bandire una nuova procedura selettiva, ponendo a base di gara il progetto preliminare approvato e le condizioni economiche e contrattuali offerte dal promotore, con il criterio della offerta economicamente più vantaggiosa; d) ove non siano state presentate offerte valutate economicamente più vantaggiose rispetto a quella del promotore, il contratto è aggiudicato a quest'ultimo; e) ove siano state presentate una o più offerte valutate economicamente più vantaggiose di quella del promotore posta a base di gara, quest'ultimo può, entro quarantacinque giorni dalla comunicazione dell'amministrazione aggiudicatrice, adeguare la propria proposta a quella del migliore offerente, aggiudicandosi il contratto. In questo caso l'amministrazione aggiudicatrice rimborsa al migliore offerente, a spese del promotore, le spese sostenute per la partecipazione alla gara, nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo; f) ove il promotore non adegui nel termine indicato alla precedente lettera e) la propria proposta a quella del miglior offerente individuato in gara, quest'ultimo è aggiudicatario del contratto e l'amministrazione aggiudicatrice rimborsa al promotore, a spese dell'aggiudicatario, le spese sostenute nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo. Qualora le amministrazioni aggiudicatrici si avvalgano delle disposizioni del presente comma, non si applicano il

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comma 10, lettere d) ed e), il comma 11 e il comma 12, ferma restando l'applicazione degli altri commi che precedono. 16. In relazione a ciascun lavoro inserito nell'elenco annuale di cui al comma 1, per il quale le amministrazioni aggiudicatrici non provvedano alla pubblicazione dei bandi entro sei mesi dalla approvazione dello stesso elenco annuale, i soggetti in possesso dei requisiti di cui al comma 8 possono presentare, entro e non oltre quattro mesi dal decorso di detto termine, una proposta avente il contenuto dell'offerta di cui al comma 9, garantita dalla cauzione di cui all'articolo 75, corredata dalla documentazione dimostrativa del possesso dei requisiti soggettivi e dell'impegno a prestare una cauzione nella misura dell'importo di cui al comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara ai sensi delle lettere a), b) e c) del presente comma. Entro sessanta giorni dalla scadenza del termine di quattro mesi di cui al periodo precedente, le amministrazioni aggiudicatrici provvedono, anche nel caso in cui sia pervenuta una sola proposta, a pubblicare un avviso con le modalità di cui all'articolo 66 ovvero di cui all'articolo 122, secondo l'importo dei lavori, contenente i criteri in base ai quali si procede alla valutazione delle proposte. Le eventuali proposte rielaborate e ripresentate alla luce dei suddetti criteri e le nuove proposte sono presentate entro novanta giorni dalla pubblicazione di detto avviso; le amministrazioni aggiudicatrici esaminano dette proposte, unitamente alle proposte già presentate e non rielaborate, entro sei mesi dalla scadenza di detto termine. Le amministrazioni aggiudicatrici, verificato preliminarmente il possesso dei requisiti, individuano la proposta ritenuta di pubblico interesse procedendo poi in via alternativa a: a) se il progetto preliminare necessita di modifiche, qualora ricorrano le condizioni di cui all'articolo 58, comma 2, indire un dialogo competitivo ponendo a base di esso il progetto preliminare e la proposta; b) se il progetto preliminare non necessita di modifiche, previa approvazione del progetto preliminare presentato dal promotore, bandire una concessione ai sensi dell'articolo 143, ponendo lo stesso progetto a base di gara ed invitando alla gara il promotore; c) se il progetto preliminare non necessita di modifiche, previa approvazione del progetto preliminare presentato dal promotore, procedere ai sensi del comma 15, lettere c), d), e) ed f), ponendo lo stesso progetto a base di gara e invitando alla gara il promotore. 17. Se il soggetto che ha presentato la proposta prescelta ai sensi del comma 16 non partecipa alle gare di cui alle lettere a), b) e c) del comma 16, l'amministrazione aggiudicatrice incamera la garanzia di cui all'articolo 75. Nelle gare di cui al comma 16, lettere a), b) e c), si applica il comma 13. 18. Il promotore che non risulti aggiudicatario nella procedura di cui al comma 16, lettera a), ha diritto al rimborso, con onere a carico dell'affidatario, delle spese sostenute nella misura massima di cui al comma 9, terzo periodo. Al promotore che non risulti aggiudicatario nelle procedure di cui al comma 16, lettere b) e c), si applica quanto previsto dal comma 15, lettere e) ed f). 19. Gli operatori economici possono presentare alle amministrazioni aggiudicatrici proposte relative alla realizzazione in concessione di lavori pubblici o di lavori di pubblica utilità, incluse le strutture dedicate alla nautica da diporto, non presenti nella programmazione triennale di cui all'articolo 128 ovvero negli strumenti di programmazione approvati dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della normativa vigente. La proposta contiene un progetto preliminare, una bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei soggetti di cui al comma 9, primo periodo, e la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione. Nel caso di strutture destinate alla nautica da diporto, il progetto preliminare deve definire le caratteristiche qualitative e funzionali dei lavori ed il quadro delle esigenze da soddisfare e delle specifiche prestazioni da fornire, deve contenere uno studio con la descrizione del progetto ed i dati necessari per individuare e valutare i principali effetti che il progetto può avere sull'ambiente e deve essere integrato con le specifiche richieste nei decreti del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti 5 giugno 2009, nn. 10/09, 11/09 e 12/09, e successive modificazioni. Il piano economico-finanziario comprende l'importo delle spese sostenute per la predisposizione della proposta, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell'ingegno di cui all'articolo 2578 del codice civile. La proposta è corredata dalle autodichiarazioni relative al possesso dei requisiti di cui al comma 21, dalla cauzione di cui all'articolo 75, e dall'impegno a prestare una cauzione nella misura dell'importo di cui al comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara. L'amministrazione aggiudicatrice valuta, entro tre mesi, il pubblico interesse della proposta. A tal fine l'amministrazione aggiudicatrice può invitare il proponente ad apportare al

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progetto preliminare le modifiche necessarie per la sua approvazione. Se il proponente non apporta le modifiche richieste, la proposta non può essere valutata di pubblico interesse. Il progetto preliminare, eventualmente modificato, è inserito nella programmazione triennale di cui all'articolo 128 ovvero negli strumenti di programmazione approvati dall'amministrazione aggiudicatrice sulla base della normativa vigente ed è posto in approvazione con le modalità indicate all'articolo 97; il proponente è tenuto ad apportare le eventuali ulteriori modifiche chieste in sede di approvazione del progetto; in difetto, il progetto si intende non approvato. Il progetto preliminare approvato è posto a base di gara per l'affidamento di una concessione, alla quale è invitato il proponente, che assume la denominazione di promotore. Nel bando l'amministrazione aggiudicatrice può chiedere ai concorrenti, compreso il promotore, la presentazione di eventuali varianti al progetto. Nel bando è specificato che il promotore può esercitare il diritto di prelazione. I concorrenti, compreso il promotore, devono essere in possesso dei requisiti di cui al comma 8, e presentare un'offerta contenente una bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei soggetti di cui al comma 9, primo periodo, la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione, nonché le eventuali varianti al progetto preliminare; si applicano i commi 4, 5, 6, 7 e 13. Se il promotore non risulta aggiudicatario, può esercitare, entro quindici giorni dalla comunicazione dell'aggiudicazione definitiva, il diritto di prelazione e divenire aggiudicatario se dichiara di impegnarsi ad adempiere alle obbligazioni contrattuali alle medesime condizioni offerte dall'aggiudicatario. Se il promotore non risulta aggiudicatario e non esercita la prelazione ha diritto al pagamento, a carico dell'aggiudicatario, dell'importo delle spese per la predisposizione della proposta nei limiti indicati nel comma 9. Se il promotore esercita la prelazione, l'originario aggiudicatario ha diritto al pagamento, a carico del promotore, dell'importo delle spese per la predisposizione dell'offerta nei limiti di cui al comma 9. 20. La proposta di cui al comma 19, primo periodo, può riguardare, in alternativa alla concessione, la locazione finanziaria di cui all'articolo 160-bis. 21. Possono presentare le proposte di cui al comma 19, primo periodo, i soggetti in possesso dei requisiti di cui al comma 8, nonché i soggetti dotati di idonei requisiti tecnici, organizzativi, finanziari e gestionali, specificati dal regolamento, nonché i soggetti di cui agli articoli 34 e 90, comma 2, lettera b), eventualmente associati o consorziati con enti finanziatori e con gestori di servizi. La realizzazione di lavori pubblici o di pubblica utilità rientra tra i settori ammessi di cui all'articolo 1, comma 1, lettera c-bis), del decreto legislativo 17 maggio 1999, n. 153. Le camere di commercio, industria, artigianato e agricoltura, nell'ambito degli scopi di utilità sociale e di promozione dello sviluppo economico dalle stesse perseguiti, possono aggregarsi alla presentazione di proposte di realizzazione di lavori pubblici di cui al comma 1, ferma restando la loro autonomia decisionale. 21-bis. Al fine di assicurare adeguati livelli di bancabilità e il coinvolgimento del sistema bancario nell'operazione, si applicano in quanto compatibili le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater. 22. Limitatamente alle ipotesi di cui i commi 16, 19 e 21, i soggetti che hanno presentato le proposte possono recedere dalla composizione dei proponenti in ogni fase della procedura fino alla pubblicazione del bando di gara purché tale recesso non faccia venir meno la presenza dei requisiti per la qualificazione. In ogni caso, la mancanza dei requisiti in capo a singoli soggetti comporta l'esclusione dei soggetti medesimi senza inficiare la validità della proposta, a condizione che i restanti componenti posseggano i requisiti necessari per la qualificazione. 23. Ai sensi dell'articolo 4 del presente codice, per quanto attiene alle strutture dedicate alla nautica da diporto, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano adeguano la propria normativa ai principi previsti dal presente articolo. Articolo 174 “Concessioni relative a infrastrutture”: 1. Il concessionario assume a proprio carico il rischio di gestione dell'opera. Il prezzo eventualmente da accordare al concessionario e la durata della concessione sono determinati, nel bando di gara, sulla base del piano economico finanziario e costituiscono, come previsto al successivo articolo 177, comma 4, parametri di aggiudicazione della concessione. Nella determinazione del prezzo si tiene conto dell'eventuale prestazione di beni e servizi da parte del concessionario allo stesso soggetto aggiudicatore, relativamente all'opera concessa, secondo le previsioni del bando di gara.

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2. Le procedure di appalto del concessionario e i rapporti dello stesso concessionario con i propri appaltatori o con il proprio contraente generale, sono regolate esclusivamente dalle:

norme regolanti gli appalti del concessionario di cui agli articoli da 146 a 151; norme di qualificazione degli appaltatori e subappaltatori di cui al regolamento; verifiche antimafia, da espletarsi nei confronti degli affidatari e subaffidatari di lavori. I rapporti tra

concessionario e appaltatore o contraente generale sono rapporti di diritto privato disciplinati dal contratto e dalle norme del codice civile.

3. I rapporti di collegamento del concessionario con le imprese esecutrici dei lavori sono individuati e regolati dall'articolo 149, comma 3. L'elenco limitativo di tali imprese è unito alle candidature per la concessione. Tale elenco è aggiornato in funzione delle modifiche che intervengono successivamente nei collegamenti tra le imprese. Ove il concessionario si avvalga per la realizzazione delle opere, di un contraente generale, ai rapporti tra concessionario e contraente generale si applicano i commi 7, 8 e 9 dell'articolo 176. Ove il contraente generale sia un'impresa collegata al concessionario, deve assicurare il subaffidamento a terzi delle quote ad essi riservate in sede di gara ovvero ai sensi del comma 4; il subaffidamento delle quote predette dovrà avvenire con la procedura prevista per gli appalti del concessionario dagli articoli da 146 a 151. 4. E' fatto divieto alle amministrazioni aggiudicatrici, di procedere ad estensioni dei lavori affidati in concessione al di fuori delle ipotesi consentite dall'articolo 147, previo aggiornamento degli atti convenzionali sulla base di uno schema predisposto dal Ministro delle infrastrutture. Di tale aggiornamento deve essere data comunicazione al Parlamento. 4-bis. Al fine di assicurare adeguati livelli di bancabilità e il coinvolgimento del sistema bancario nell'operazione, si applicano, in quanto compatibili, le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater. Articolo 175 “Promotore e finanza di progetto”: 1. Il Ministero pubblica nel sito informatico di cui al decreto del Ministro dei lavori pubblici 6 aprile 2001, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 100 del 2 maggio 2001, nonché nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e in quella dell’Unione europea, la lista delle infrastrutture inserite nel programma di cui all’articolo 161, comma 1, del presente codice, per le quali i soggetti aggiudicatori intendono ricorrere alle procedure della finanza di progetto disciplinate dal presente articolo. Nella lista è precisato, per ciascuna infrastruttura, l’ufficio del soggetto aggiudicatore presso il quale gli interessati possono ottenere le informazioni ritenute utili. 2. Ai fini dell’inserimento dell’intervento nella lista, i soggetti aggiudicatori rimettono lo Studio di fattibilità al Ministero, che ne cura l’istruttoria secondo quanto previsto dall’articolo 161, comma 1-quater. Il Ministero sottopone lo Studio di fattibilità al CIPE, che si esprime con la partecipazione dei presidenti delle regioni e delle province autonome eventualmente interessate e, in caso di valutazione positiva, indica, fra l’altro, le eventuali risorse pubbliche destinate al progetto, che devono essere disponibili a legislazione vigente. Dette risorse devono essere mantenute disponibili per i progetti approvati sino alla loro realizzazione. 3. Il Ministero aggiorna la lista di cui al comma 1, indicando gli interventi i cui studi di fattibilità sono stati approvati dal CIPE. 4. Il soggetto aggiudicatore, entro novanta giorni dalla data in cui diventa efficace la delibera del CIPE di approvazione dello Studio di fattibilità, provvede alla pubblicazione del bando di gara sulla base dello Studio di fattibilità. 5. Il bando, oltre a quanto previsto dall’ articolo 177, deve specificare che: a) le offerte devono contenere un progetto preliminare che, oltre a quanto previsto nell’allegato tecnico di cui all’allegato XXI, deve evidenziare, con apposito adeguato elaborato cartografico, le aree impegnate, le relative eventuali fasce di rispetto e le occorrenti misure di salvaguardia, e deve, inoltre, indicare ed evidenziare anche le caratteristiche prestazionali, le specifiche funzionali e i costi dell’infrastruttura da realizzare, ivi compreso il costo per le eventuali opere e misure compensative dell’impatto territoriale e sociale; una bozza di convenzione; un piano economico-finanziario asseverato ai sensi dell’ articolo 153, comma 9, primo periodo, nonché dare conto del preliminare coinvolgimento di uno o più istituti finanziatori nel progetto. Il piano economico-finanziario comprende l’importo delle spese sostenute per la predisposizione dell’offerta, comprensivo anche dei diritti sulle opere dell’ingegno di cui

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all’articolo 2578 del codice civile. Tale importo non può superare il 2,5 per cento del valore dell’investimento, come desumibile dallo Studio di fattibilità posto a base di gara; b) il soggetto aggiudicatore richiede al promotore scelto ai sensi del comma 6 di apportare al progetto preliminare, ed eventualmente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario, da esso presentati, le modifiche eventualmente intervenute in fase di approvazione del progetto preliminare da parte del CIPE. In tal caso la concessione è definitivamente aggiudicata al promotore solo successivamente all’accettazione, da parte di quest’ultimo, delle modifiche indicate. In caso di mancata accettazione delle modifiche indicate dal CIPE da parte del promotore, il soggetto aggiudicatore ha facoltà di chiedere ai concorrenti successivi in graduatoria l’accettazione, entro trenta giorni dalla richiesta, delle modifiche da apportare al progetto preliminare presentato dal promotore alle stesse condizioni proposte a quest’ultimo e non accettate dallo stesso. In caso di esito negativo o di una sola offerta, il soggetto aggiudicatore ha facoltà di procedere ai sensi dell’ articolo 177, ponendo a base di gara il progetto preliminare predisposto dal promotore, aggiornato con le prescrizioni del CIPE; c) il promotore, o eventualmente altro concorrente scelto ai sensi della lettera b) ai fini dell’aggiudicazione definitiva della concessione, deve dare adeguato conto dell’integrale copertura finanziaria dell’investimento, anche acquisendo la disponibilità di uno o più istituti di credito a concedere il finanziamento previsto nel piano economico-finanziario correlato al progetto preliminare presentato dal promotore ed eventualmente adeguato a seguito della deliberazione del CIPE. 5-bis. Al fine di assicurare adeguati livelli di bancabilità e il coinvolgimento del sistema bancario nell'operazione, si applicano, in quanto compatibili, le disposizioni contenute all'articolo 144, commi 3-bis, 3-ter e 3-quater. 6. In parziale deroga a quanto stabilito dall’articolo 177, il soggetto aggiudicatore valuta le offerte presentate con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, redige una graduatoria e nomina promotore il soggetto che ha presentato la migliore offerta; la nomina del promotore può aver luogo anche in presenza di una sola offerta. L’esame delle offerte è esteso agli aspetti relativi alla qualità del progetto preliminare presentato, al valore economico e finanziario del piano e al contenuto della bozza di convenzione. 7. Le offerte sono corredate delle garanzie e delle cauzioni di cui all’articolo 153, comma 13, primo periodo. 8. L’offerta del promotore è vincolante per il periodo indicato nel bando, comunque non inferiore a un anno dalla presentazione dell’offerta stessa. 9. Il soggetto aggiudicatore promuove, ove necessaria, la procedura di valutazione di impatto ambientale e quella di localizzazione urbanistica, ai sensi dell’ articolo 165, comma 3. A tale fine, il promotore integra il progetto preliminare con lo studio di impatto ambientale e con quanto necessario alle predette procedure. 10. Il progetto preliminare, istruito ai sensi dell’ articolo 165, comma 4, è approvato dal CIPE ai sensi dell’ articolo 169-bis, unitamente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario. La mancata approvazione del progetto preliminare da parte del CIPE non determina alcun diritto in capo all’offerente con riguardo alle prestazioni e alle attività già svolte. 11. Il soggetto aggiudicatore procede all’aggiudicazione e alla stipula del contratto di concessione nei termini e alle condizioni di cui al comma 5, lettere b) e c). Nel caso in cui risulti aggiudicatario della concessione un soggetto diverso dal promotore, quest’ultimo ha diritto al pagamento, a carico dell’aggiudicatario definitivo, dell’importo delle spese sostenute per la predisposizione dell’offerta e al rimborso dei costi sostenuti per le integrazioni di cui al comma 9. 12. Il soggetto aggiudicatario è tenuto agli adempimenti previsti dall’ articolo 153, comma 13, secondo e terzo periodo. 13. È facoltà dei soggetti di cui all’ articolo 153, comma 20, presentare al soggetto aggiudicatore studi di fattibilità relativi alla realizzazione di infrastrutture inserite nel programma di cui all’articolo 161, non presenti nella lista di cui al comma 1 del presente articolo. Ai fini dell’inserimento dell’intervento nella lista di cui al predetto comma 1, il soggetto aggiudicatore trasmette lo Studio di fattibilità al Ministero il quale, svolta l’istruttoria ai sensi dell’articolo 161, comma 1-quater, lo sottopone al CIPE per l’approvazione ai sensi del comma 2 del presente articolo. L’inserimento dell’intervento nella lista non determina alcun diritto del proponente al compenso per le prestazioni compiute o alla realizzazione degli interventi proposti.

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14. I soggetti di cui all'articolo 153, comma 20, possono presentare al soggetto aggiudicatore proposte relative alla realizzazione di infrastrutture inserite nel programma di cui all'articolo 161, non presenti nella lista di cui al comma 1 del presente articolo. Il soggetto aggiudicatore può riservarsi di non accogliere la proposta ovvero di interrompere il procedimento, senza oneri a proprio carico, prima che siano avviate le procedure di cui al sesto periodo del presente comma. La proposta contiene il progetto preliminare redatto ai sensi del comma 5, lettera a), lo studio di impatto ambientale, la bozza di convenzione, il piano economico-finanziario asseverato da uno dei soggetti di cui all'articolo 153, comma 9, primo periodo, nonché l'indicazione del contributo pubblico eventualmente necessario alla realizzazione del progetto e la specificazione delle caratteristiche del servizio e della gestione. Il piano economico-finanziario comprende l'importo di cui all'articolo 153, comma 9, secondo periodo; tale importo non può superare il 2,5 per cento del valore dell'investimento. La proposta è corredata delle autodichiarazioni relative al possesso dei requisiti di cui all'articolo 153, comma 20, della cauzione di cui all'articolo 75, e dell'impegno a prestare una cauzione nella misura dell'importo di cui all'articolo 153, comma 9, terzo periodo, nel caso di indizione di gara. Il soggetto aggiudicatore promuove, ove necessaria, la procedura di impatto ambientale e quella di localizzazione urbanistica, ai sensi dell'articolo 165, comma 3, invitando eventualmente il proponente ad integrare la proposta con la documentazione necessaria alle predette procedure. La proposta viene rimessa dal soggetto aggiudicatore al Ministero, che ne cura l'istruttoria ai sensi dell'articolo 165, comma 4. Il progetto preliminare è approvato dal CIPE ai sensi dell'articolo 169-bis, unitamente allo schema di convenzione e al piano economico-finanziario. Il soggetto aggiudicatore ha facoltà di richiedere al proponente di apportare alla proposta le modifiche eventualmente intervenute in fase di approvazione da parte del CIPE. Se il proponente apporta le modifiche richieste assume la denominazione di promotore e la proposta è inserita nella lista di cui al comma 1 ed è posta a base di gara per l'affidamento di una concessione ai sensi dell'articolo 177, cui partecipa il promotore con diritto di prelazione, di cui è data evidenza nel bando di gara. Se il promotore non partecipa alla gara, il soggetto aggiudicatore incamera la cauzione di cui all'articolo 75. I concorrenti devono essere in possesso dei requisiti di cui all'articolo 153, comma 8. Si applica l'articolo 153, commi 4 e 19, tredicesimo, quattordicesimo e quindicesimo periodo. Il soggetto aggiudicatario è tenuto agli adempimenti previsti dall'articolo 153, comma 13, secondo e terzo periodo.

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5. LE NORME CHE REGOLANO LA PRODUZIONE DI ENERGIA DA IMPIANTI DI BIOMASSA IN PARTENARIATO PUBBLICO PRIVATO 5.1. Normativa europea Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2003/30/CE dell'8 maggio 2003 “Promozione dell'uso dei biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili nei trasporti ricavati dalla biomassa proveniente dai prodotti agricoli e forestali nonché da residui e rifiuti della silvicoltura e dell'industria silvicola e agroalimentare”. Regolamento del Consiglio europeo 2003/1782/CE del 29 settembre 2003 “Norme comuni relative ai regimi di sostegno diretto nell'ambito della politica agricola comune e istituzione di regimi di sostegno a favore degli agricoltori” (articolo 56,comma 4; articolo 88; articolo 105,comma 3: “Aiuti per l'introduzione di colture pluriennali per la produzione di biomassa). Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2004/17/CE del 31 marzo 2004 “Coordinamento delle procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2005) 265 del 22 giugno 2005 “Libro Verde sull’efficienza energetica: fare di più con meno”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2005) 628 del 7 dicembre 2005 “Piano d’azione per la biomassa”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 34 dell’8 febbraio 2006 “Strategia dell’UE per i biocarburanti”. Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2006/32/CE del 5 aprile 2006 “Efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e recante abrogazione della Direttiva 93/76/CEE del Consiglio”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 302 del 15 giugno 2006 “Un piano d’azione dell’UE per le foreste” - Azione chiave 4: promuovere l’utilizzo della biomassa forestale per la produzione di energia. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2006) 545 del 19 ottobre 2006 “Piano d'azione per l'efficienza energetica: concretizzare le potenzialità”. Decisione del Parlamento e del Consiglio n° 1639 del 24 ottobre 2006 “Programma quadro per la competitività e l'innovazione 2007-2013 - Programma "Energia intelligente" 2007/2013”. Regolamento della Commissione europea (CE) n° 1974/2006 del 15 dicembre 2006 “Disposizioni di applicazione del regolamento (CE) n. 1698/2005 del Consiglio sul sostegno allo sviluppo rurale da parte del Fondo Europeo Agricolo per lo Sviluppo Rurale (FEASR)”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2008) 400 del 16 luglio 2008 “Appalti pubblici per un ambiente migliore”.

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Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2008) 772 del 13 novembre 2008 “Efficienza energetica: conseguire l'obiettivo del 20 %”. Direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio 2009/28/CE del 23 aprile 2009 “Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle Direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”. Relazione della Commissione delle Comunità europee COM(2010) 11 del 25 febbraio 2010 “Criteri di sostenibilità relativamente all'uso di fonti da biomassa solida e gassosa per l'elettricità, il riscaldamento e il raffreddamento”. Regolamento (UE) n° 1233/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio del 15 dicembre 2010 “Modifica il regolamento (CE) n. 663/2009 che istituisce un programma per favorire la ripresa economica tramite la concessione di un sostegno finanziario comunitario a favore di progetti nel settore dell’energia”. Regolamento (UE) n° 65/2011 della Commissione del 27 gennaio 2011 “Modalità di applicazione del regolamento (CE) n. 1698/2005 del Consiglio per quanto riguarda l'attuazione delle procedure di controllo e della condizionalità per le misure di sostegno dello sviluppo rurale”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2011) 31 del 31 gennaio 2011 “Energie rinnovabili: progressi verso gli obiettivi del 2020. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee dell’8 marzo 2011 “Piano di efficienza energetica 2011”. Parere del Comitato delle Regioni 2011/C - 104/08 “Sostenibilità della biomassa”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2010) 630 del 10 novembre 2011 “Energia 2020: Una strategia per un'energia competitiva, sostenibile e sicura”. Decisione della Commissione delle Comunità europee n° 1659 del 28 marzo 2012 “Modifica della Decisione C(2007)4584 che adotta il programma operativo per l'intervento comunitario del Fondo europeo di sviluppo regionale ai fini dell'obiettivo "Competitività regionale e occupazione” nella Regione Lazio in Italia”. Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2012) 271 del 6 giugno 2012 “Energie rinnovabili: un ruolo di primo piano nel mercato energetico europeo”. Regolamento (UE) n° 670/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio dell’11 luglio 2012“Modifiche alla Decisione n° 1639/2006/CE che istituisce un programma quadro per la competitività e l’innovazione (2007-2013) e il regolamento (CE) n. 680/2007 che stabilisce i principi generali per la concessione di un contributo finanziario della Comunità nel settore delle reti transeuropee dei trasporti e dell’energia”. Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 2012/27/UE del 25 ottobre 2012 “Efficienza energetica, che modifica le Direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le Direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE. Decisione di esecuzione della Commissione europea COM (2013) 375 del 24 gennaio 2013 “Approvazione della revisione del programma di sviluppo rurale della Regione Lazio per il periodo di programmazione 2007-2013 e modifica la Decisione della Commissione C (2008)708 del 15/02/2008 recante approvazione del programma di sviluppo rurale”.

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Comunicazione della Commissione delle Comunità europee COM (2013) 175 del 27 marzo 2013 “Relazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle Regioni sui progressi nel campo delle energie rinnovabili”. 5.2. Normativa nazionale Ministero delle politiche agricole e forestali "Programma nazionale energia rinnovabile da biomasse (PNERB)" del 24 giugno 1998. Comitato interministeriale per la programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 217 del 21 dicembre 1999 “Programma Nazionale per la valorizzazione delle Biomasse agricole e forestali”, (G.U. n° 59 dell’11 marzo 2000). Ministero delle politiche agricole e forestali, Decreto ministeriale n° 401 dell’11 settembre 1999 “Regolamento recante norme di attuazione dell'articolo 1, commi 3 e 4, del decreto legislativo 30 aprile 1998, n. 173, per la concessione di aiuti a favore della produzione ed utilizzazione di fonti energetiche rinnovabili nel settore agricolo”: articolo 1 “Finalità e ambito di applicazione (concessione di aiuti e di interventi diretti a favore della produzione e della utilizzazione di biomassa, (GU n. 260 del 5-11-1999). Comitato interministeriale per la programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 27 del 15 febbraio 2000 “Approvazione del programma nazionale "Biocombustibili" (Probio)”, (G.U. n° 113 del 17 maggio 2000). Decreto legislativo n° 387 del 29 dicembre 2003 “Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità”: articolo 5 “Disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse, dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas”, (G.U. n° 25 del 31 gennaio 2004). Ministero delle attività produttive, Decreto del 20 luglio 2004 “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili” – Certificati Bianchi - (“decreto “gas”): articolo 6, comma 1, lettera b “Promozione di prodotti, apparecchi e componenti di impianti nell'ambito delle iniziative”; Allegato 1 “Tipologie di interventi e misure per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nell'attività di distribuzione del gas naturale” - Tabella A: “Tipologia di intervento 4: installazione di impianti per la valorizzazione delle fonti rinnovabili presso gli utenti finali, tra le quali l’impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione di calore”, (G.U. n° 205 del 1° settembre 2004). Ministero delle attività produttive, Decreto del 20 luglio 2004, “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l'incremento dell'efficienza energetica negli usi finali di energia” – Certificati Bianchi - (“decreto elettrico”): articolo 6. “Promozione di prodotti, apparecchi e componenti di impianti nell'ambito delle iniziative”; Allegato 1 “Tipologie di interventi e misure per l'incremento della efficienza energetica negli usi finali di energia” - Tabella B “Tipologia di intervento 12: installazione di impianti per la valorizzazione delle fonti rinnovabili presso gli utenti finali, tra le quali l’impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione di calore”, (G.U. n° 205 del 1° settembre 2004). Decreto legislativo n° 152 del 3 aprile 2006 “Norme in materia di tutela dell'aria e di riduzione delle emissioni in atmosfera”: articolo 274 “Raccolta e trasmissione dei dati sulle emissioni dei grandi impianti di combustione”; articolo 293 “Combustibili consentiti”; Allegato X - Sezione 4 “Caratteristiche delle biomasse combustibili e relative condizioni di utilizzo”, (G.U. n° 88 del 14 aprile 2006).

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Legge n° 296 del 27 dicembre 2006 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2007)”: articolo 1, commi 368 – 382 “Interventi nel settore agro-energetico”, (G.U. n° 299 del 27 dicembre 2006). Decreto legge n° 159 del 1 ottobre 2007 “Interventi urgenti in materia economico-finanziaria, per lo sviluppo e l'equità sociale”, convertito dalla Legge n° 222 del 29 novembre 2007. Articolo 26, comma 4 bis: “Offerta di energia ottenuta da fonti rinnovabili (Certificati Verdi), (G.U. n° 279 del 30 novembre 2007). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 21 dicembre 2007 “Revisione e aggiornamento dei D.M. 20 luglio 2004, concernenti l'incremento dell'efficienza energetica degli usi finali di energia, il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili”, (G.U. n° 300 del 28 dicembre 2007). Legge n° 244 del 24 dicembre 2007 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008): articolo 2, commi 143, 148, 149, 152, “Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da impianti entranti in funzione dal 1° gennaio 2008” (Certificati Verdi), (G.U. n° 300 del 28 dicembre 2007). Legge n° 244 del 24 dicembre 2007 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008)”: articolo 2, comma 145 “Tariffa fissa onnicomprensiva, per un periodo di 15 anni, per gli impianti di potenza nominale media annua non superiore a 1MW”, (G.U. n° 300 del 28 dicembre 2007). Comitato interministeriale programmazione economica (CIPE), Deliberazione n° 66 del 2 aprile 2008 “Approvazione, con prescrizioni, del programma attuativo FAS «Programma interregionale energia rinnovabile e risparmio energetico”, (G.U. n° 237 del 9 ottobre 2008). Decreto legislativo n° 115 del 30 maggio 2008, “Attuazione della Direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici, e abrogazione della Direttiva 93/76/CEE”: articolo 7 “Incentivi e strumenti finanziari - Certificati bianchi”,(G.U. n° 154 del 3 luglio 2008). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 18 dicembre 2008 “Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244 “: articolo 5 “ Biomasse da filiera” (Certificati Verdi), (G.U. n° 1 del 2 gennaio 2009). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 23 luglio 2009, “Istituzione di un nuovo regime di aiuto in favore di investimenti produttivi ai sensi dell'articolo 1, comma 845, della legge 27 dicembre 2006, n. 296, riguardanti le aree tecnologiche individuate dal comma 842 del medesimo articolo e per interventi ad essi connessi e collegati”: Allegato 1 “Condizioni di ammissibilità alle agevolazioni per i programmi riferiti alle attività di produzione e distribuzione di energia elettrica e di calore”, (G.U. n° 278 del 28 novembre 2009). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 16 novembre 2009 “Disposizioni in materia di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da impianti, alimentati da biomasse solide, oggetto di rifacimento parziale”, (G.U. n° 278 del 28 novembre 2009). Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali – Decreto del 2 marzo 2010 “Attuazione della legge 27 dicembre 2006, n. 296, sulla tracciabilità delle biomasse per la produzione di energia elettrica – Certificati Verdi”, (G.U. n° 103 del 5 maggio 2010, n. 103).

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Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 10 settembre 2010 “Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”: articolo 12 “Interventi soggetti a denuncia di inizio attività e interventi di attività edilizia libera: dettaglio per tipologia di impianto” – “Impianti di generazione elettrica alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas”, (G.U. n° 219 del 18 settembre 2010). Decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011 “Attuazione della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle Direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”: articolo 24 “Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili - Meccanismi di incentivazione”; articolo 29 “Certificati Bianchi”; Allegato 2, punto 2 “Requisiti e specifiche tecniche degli impianti alimentati da fonti rinnovabili ai fini dell’accesso agli incentivi nazionali - Impianti alimentati da biomassa, in forma di pellet o cippato”, (G.U. n° 71 del 28 marzo 2011). Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali, Circolare n° 22083 del 7 novembre 2011 “Circolare esplicativa del sistema di tracciabilità delle biomasse da filiera di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b) e lettera e) del DM 2 marzo 2010 per la produzione di energia elettrica al fine del riconoscimento del coefficiente moltiplicativo dei Certificati Verdi pari a 1,8”. Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 13 dicembre 2011 “Bando adottato ai sensi dell'articolo 6, comma 2, lettera c) del decreto 23 luglio 2009 per interventi di attivazione di filiere produttive delle biomasse, secondo la Linea di attività 1.1 del POI Energie rinnovabili e risparmio energetico 2007-2013”, (G.U. n° 294 del 19 dicembre 2011). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 15 marzo 2012 “Definizione e qualificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle regioni e delle provincie autonome (c.d. Burden Sharing)”: Punto 3.3.5. FER-E: produzione da biomassa, (G.U. n° 78 del 2 aprile 2012). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 6 luglio 2012 “Attuazione dell'art. 24 del decreto legislativo n° 28 del 3 marzo 2011 recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici”, articolo 8: “Disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas, e bioliquidi sostenibili”, (G.U. n° 159 del 10 luglio 2012). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale del 9 agosto 2012 “Modificazioni al decreto 13 dicembre 2011, di adozione del bando per gli interventi di attivazione di filiere produttive delle biomasse”, (G.U. n° 199 del 27 agosto 2012). Circolare Ministero delle politiche agricole dell’8 novembre 2012, prot. n° 0003246 “Modalità per il riconoscimento della tracciabilità delle biomasse da filiera per il riconoscimento del coefficiente 1,8 dei certificati verdi - Anno 2012”. Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto del 28 dicembre 2012 “Incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinnovabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni”: articolo 4 “Tipologie di interventi incentivabili”, comma 2, lettera b: impianti alimentati da biomassa (Conto Termico), (G.U. n° 1 del 2 gennaio 2013). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto del 28 dicembre 2012 “Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei Certificati Bianchi”: Scheda tecnica n.

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40E “Installazione di impianto di riscaldamento alimentato a biomassa legnosa nel settore della serricoltura” e Scheda tecnica n. 37 E “Nuova installazione di impianto di riscaldamento unifamiliare alimentato a biomassa legnosa di potenza <=35kW”, (G.U. n° 2 del 2 gennaio 2013). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto dittatoriale del 22 marzo 2013 ”Approvazione graduatoria dei programmi ammissibili alle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione, rafforzamento e sostegno di filiere delle biomasse che integrino obiettivi energetici di salvaguardia dell’ambiente e sviluppo del territorio attraverso il riutilizzo e la valorizzazione delle biomasse”, (G.U. n° 85 dell’11 aprile 2013). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto ministeriale 27 febbraio 2013 “Integrazione dotazione finanziaria bando biomasse”, (G.U. n° 95 del 23 aprile 2013). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto dell’8 marzo 2013 “Approvazione del documento contenente la Strategia Energetica Nazionale”, (G.U. n° 73 del 27 marzo 2013). Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto Direttoriale del 22 marzo 2013 “Graduatoria dei programmi ammissibili alle agevolazioni in favore dei programmi di investimento riguardanti interventi di attivazione, rafforzamento e sostegno di filiere delle biomasse, ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del Decreto 13 dicembre 2011”, (G.U. n° 85 dell’11 aprile 2013). Decreto legge n° 63 del 4 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il recepimento della Direttiva 2010/31/UE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 maggio 2010, sulla prestazione energetica nell'edilizia per la definizione delle procedure d'infrazione avviate dalla Commissione europea, nonché altre disposizioni in materia di coesione sociale”, convertito dalla Legge n° 90 del 3 agosto 2013, (G.U. n° 181 del 53 agosto 2013). Decreto legge n° 69 del 21 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia”(c.d. “Decreto del Fare”), convertito dalla Legge n°98 del 9 agosto 2013. Articolo 19, comma 1: “Disposizioni in materia di concessioni e defiscalizzazione”, (G.U. n° 194 del 20 agosto 2013). 5.3. Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione 12 aprile 2010 EEN 09/10 - Scheda AEEG n° 22 T “Applicazione nel settore civile di sistemi di teleriscaldamento per la climatizzazione ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria”, (Allegato A alla Deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11). Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione 12 aprile 2010 EEN 09/10 - Scheda AEEG n° 26 T “Installazione di sistemi centralizzati per la climatizzazione invernale e/o estiva di edifici ad uso civile”, (Allegato A alla Deliberazione EEN 9/10 così come modificato dalle deliberazioni EEN 14/10 e EEN 9/11). Autorità per l’energia elettrica ed il gas, Deliberazione EEN 9/11 del 27 novembre 2011 “Linee guida operative per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti, e per la definizione dei criteri e modalità per il rilascio dei Certificati Bianchi. Autorità per l’energia elettrica e il gas, Deliberazione n° 53/2013/r/efr del 14 febbraio 2013 “Prime misure urgenti di aggiornamento dei regolamenti del mercato e delle transazioni bilaterali dei Titoli di Efficienza Energetica in coerenza con il disposto del Decreto ministeriale 28 dicembre 2012”.

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Autorità per l’energia elettrica ed il gas, Deliberazione n° 207/2013/r/efr del 16 maggio 2013 “Approvazione del contratto-tipo predisposto dal GSE ai fini dell’erogazione degli incentivi previsti per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili diverse dalla fonte solare”. 5.4. Normativa tecnica nazionale: norme UNI (Ente Nazionale Italiano di Unificazione) Norma UNI CEN/TS 15439 del 24 gennaio 2008 “Gassificazione di biomassa - Catrame e particolato nei gas prodotti - Campionamento e analisi”. La specifica tecnica descrive i metodi per il campionamento e l analisi di catrame e particolato per determinare il contenuto di questi contaminanti nei gas prodotti nella gassificazione di biomassa. Norma UNI EN 15316-4-7 del 19 marzo 2009 “Impianti di riscaldamento degli edifici - Metodo per il calcolo dei requisiti energetici e dei rendimenti dell’impianto - Parte 4-7: Sistemi di generazione per il riscaldamento degli ambienti, sistemi di combustione a biomassa. Norma UNI EN 14961-1 dell’11 febbraio 2010 “Biocombustibili solidi - Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 1: Requisiti generali”. La norma definisce le modalità di classificazione dei biocombustibili solidi provenienti dalle seguenti fonti: prodotti agricoli e forestali; rifiuti vegetali da attività agricole e forestali; rifiuti vegetali dall’industria di trasformazione alimentare; rifiuti di legno; rifiuti di sughero. Norma UNI EN 15440 del 12 maggio 2011 “Combustibili solidi secondari - Metodo per la determinazione del contenuto di biomassa”. La norma specifica tre diversi metodi per la determinazione del contenuto di biomassa nei combustibili solidi secondari, specificandone i limiti in funzione dell'uso. Norma UNI 10458 del 23 giugno 2011 “Impianti per la produzione e l'impiego di gas biologico (biogas) - Classificazione, requisiti essenziali, regole per l'offerta, l'ordinazione, la costruzione e il collaudo”. La norma definisce le modalità di classificazione, i requisiti costruttivi, le regole per l'offerta, la costruzione, l'ordinazione e il collaudo degli impianti per la produzione e l'utilizzo di gas biologico (biogas) da digestione anaerobica. La presente norma si applica a tutti gli impianti basati sul processo di digestione anaerobica della sostanza organica contenuta in biomasse, di varia provenienza con contemporanea produzione di biogas. Norma UNI EN 14961-2 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 2: pellet di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche del pellet di legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente il pellet di legno prodotto da determinate materie prime. Norma UNI EN 14961-3 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 3: Bricchette di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche per le bricchette di legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente le bricchette di legno prodotte da determinate materie prime. Norma UNI EN 14961-4 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 4: cippato di legno per uso non industriale”. La norma definisce le classi di qualità e le specifiche per il cippato di legno per uso non industriale. Essa riguarda solamente il cippato di legno prodotto da determinate materie prime. Norma UNI EN 14961-5 del 21 luglio 2011 “Biocombustibili solidi. Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 5: Legna da ardere per uso non industriale. La norma definisce le classi qualitative e le specifiche per la legna da ardere per uso non industriale”. La norma tratta solo la legna da ardere prodotta a partire dalle materie prime seguenti:- alberi interi privi di radici;- tronchi;- residui di potatura (ramaglia);- residui legnosi non trattati chimicamente.

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Norma UNI EN 14961-6 del 23 febbraio 2012 “Biocombustibili solidi - Specifiche e classificazione del combustibile - Parte 6: pellet non legnoso per usi non industriali. La norma definisce le classi di qualità del combustibile e le specifiche dei pellet non legnosi per usi non industriali. La norma riguarda solamente i pellet non legnosi prodotti dalle seguenti materie prime:- biomasse erbacee;- biomasse da frutta;- miscele di biomasse. Norma UNI EN 15234-2 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte 2: pellet di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del pellet di legno. La norma interessa tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale. Norma UNI EN 15234-3 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte 3: bricchette di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche delle bricchette di legno. La norma interessa tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale. Norma UNI EN 15234-4 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte 4: cippato di legno per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del cippato di legno. La norma interessa tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale. Norma UNI EN 15234-5 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte 5: legna da ardere per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche della legna da ardere. La norma interessa tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale. Norma UNI EN 15234-6 del 5 aprile 2012 “Biocombustibili solidi. Assicurazione di qualità del combustibile - Parte 6: pellet non legnoso per uso non industriale”. La norma definisce le procedure per rispettare i requisiti di qualità e descrive le misure per assicurare in maniera adeguata che le specifiche del pellet non legnoso. La norma interessa tutta la filiera produttiva, dalla fornitura della materia prima al punto di consegna all'utente finale. Norma UNI/TS 11446 del 24 maggio 2012 “Bioliquidi pirolitici. Classificazione e specifiche ai fini dell'utilizzo energetico”. Norma UNI EN 16214-1 dell’8 novembre 2012 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e bioliquidi per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 1: Terminologia. La norma europea definisce la terminologia da utilizzare in materia di criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e bioliquidi per applicazioni energetiche. Norma UNI EN 16214-3 dell’8 novembre 2012 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e bioliquidi per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 3: Aspetti ambientali e di biodiversità inerenti le finalità di protezione della natura”. La norma si applica alla produzione, coltivazione e raccolta di biomassa per la produzione di biocarburanti e bioliquidi. Norma UNI EN 16214-4 del 14 febbraio 2013 “Criteri di sostenibilità per la produzione di biocarburanti e bioliquidi per applicazioni energetiche - Principi, criteri, indicatori e verificatori - Parte 4: Metodi di calcolo del bilancio di emissioni di gas serra utilizzando un approccio basato sull’analisi del ciclo di vita”. La norma specifica una metodologia dettagliata che permetterà ad ogni operatore economico di una filiera di produzione di biocarburante o bioliquido di calcolare le emissioni reali di gas serra associate alle sue attività in modo normalizzato e trasparente,

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prendendo in considerazione tutti gli aspetti rilevanti. Essa include tutte le fasi della filiera, dalla produzione della biomassa alle operazioni di trasporto e distribuzione finale. 5.5. Normativa regionale – Regione Lazio Deliberazione del Consiglio regionale n° 45 del 14 febbraio 2001 “Approvazione del Piano Energetico Regionale (PER)”. Deliberazione della Giunta regionale n ° 686 del 20 ottobre 2006 “Programma attuativo degli interventi relativi all’energia da fonti rinnovabili, all’efficienza energetica ed alla utilizzazione dell’idrogeno, ai sensi dell’articolo 36 della Legge regionale del 28 aprile 2006 n. 4 – Legge Finanziaria regionale 2006”. Deliberazione del Consiglio regionale n° 39 del 3 aprile 2007 “Approvazione della proposta del Programma Operativo Competitività 2007-2013 della Regione Lazio”, (BURL n° 14 del 19 maggio 2007). Deliberazione della Giunta regionale n° 412 del 30 maggio 2008 - Allegato 1: “Disposizioni per l’attuazione delle misure ad investimento del PSR 2007/2013 del Lazio”. (BURL n° 21 del 7 giugno 2008). Deliberazione del Consiglio regionale n° 70 del 23 luglio 2008 “Approvazione del Piano Energetico Regionale e del relativo Piano d’Azione”. Deliberazione della Giunta regionale n° 611 del 5 agosto 2008 “Politica di sviluppo unitaria regionale 2007-13 – Approvazione degli indirizzi programmatici relativi alla individuazione dei settori strategici sui quali avviare la selezione delle operazioni, delle modalità attuative dell’Asse I Ricerca, innovazione e rafforzamento della base produttiva e dell’Attività 1 dell’Asse II Ambiente e prevenzione dei rischi del POR FESR Lazio 2007-2013 e delle Procedure di accesso alle agevolazioni”, (BURL n° 33 del 6 settembre 2008). Deliberazione della Giunta regionale n° 723 del 17 ottobre 2008 “Modifiche ed integrazioni dei bandi pubblici approvati con DGR n. 412/2008”. Deliberazione della Giunta regionale n° 359 del 15 maggio 2009 “Programma di Sviluppo Rurale 2007/2013 – Asse IV. Approvazione del Bando per la predisposizione, presentazione e selezione delle proposte di Piano di Sviluppo Locale”. Determinazione del Direttore della Direzione regionale ambiente e cooperazione n° 2016 del 19 maggio 2009 “POR FESR Lazio 2007-2013 - Obiettivo Competitività regionale e occupazione - Attuazione dell’Attività II.1 “Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili. Approvazione dell’avviso pubblico per la presentazione di richieste di contributo. Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energia rinnovabili”, (BURL n° 21 del 6 giugno 2009). Deliberazione della Giunta regionale n° 654 del 7 agosto 2009 “Programma di Sviluppo Rurale 2007/2013 - Approvazione dei bandi pubblici per l’attuazione delle misure ad investimento asse III . Presentazione domande individuali, domande inserite in Progettazioni Integrate Territoriali ed in Piani diSviluppo Locale (Leader)”. Deliberazione della Giunta regionale n° 62 del 29 gennaio 2010 “REG.(CE) n.1698/2005 - Presa d’atto dell’approvazione della revisione del PSR della Regione Lazio per il periodo 2007/2013”.

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Determinazione n° C1895 DEL 5 agosto 2010 “Reg. (CE) n. 1698/05 “Programma di Sviluppo Rurale per il periodo 2007-2013” - Modifica del Bando Pubblico per l’attuazione della misura 221 “Primo imboschimento dei terreni agricoli” di cui alla Deliberazione della Giunta regionale del 7 novembre 2008,n.816”. Deliberazione n° 520 del 19 novembre 2010 “Revoca delle deliberazioni di Giunta regionale nn. 517/2008 e 16/2010 inerenti l’approvazione e la modifica delle linee guida regionali per lo svolgimento del procedimento unico, relativo alla installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di cui al Decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e adozione delle disposizioni contenute nel Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 settembre 2010 anche per i procedimenti in corso”. Determinazione del Direttore della direzione regionale protezione civile n° A5338 del 23 maggio 2011: POR FESR Lazio 2007/2013 - Attività II.1 “Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili”. Avviso pubblico per la presentazione di richieste di contributo - Promozione dell’efficienza energetica e della produzione di energie rinnovabili. Approvazione della graduatoria delle domande di contributo ammesse e dell’elenco delle domande non ammesse, (BURL n° 20 del 28 maggio 2012). Legge regionale n° 16 del 16 dicembre 2011 “Norme in materia ambientale e di fonti rinnovabili”, (BURL n° 48 del 28 dicembre 2011). Determinazione del Direttore della Direzione regionale programmazione economica, ricerca e innovazioni del 24 maggio 2012 n° B03109 “POR FESR Lazio 2007/2013. Decisione della Commissione europea C(2012) 1659 del 28 marzo 2012 che adotta il Programma Operativo per l’intervento comunitario del Fondo Europeo di Sviluppo Regionale ai fini dell’obiettivo “Competitività Regionale e Occupazione» nella Regione Lazio in Italia”. 5.6. Le norme relative al Partenariato Pubblico Privato, aggiornate con le modifiche introdotte dagli ultimi provvedimenti approvati Decreto legge n° 69 del 21 giugno 2013 “Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia” - Decreto del “Fare”. (G.U. n° 144 del 21 giugno 2013). Modifiche al Decreto legislativo n° 163/2006:

articolo 19 “Disposizioni in materia di concessioni e defiscalizzazione”; articolo 27 “Semplificazione in materia di procedura CIPE e concessioni autostradali”.

Autorità per la Vigilanza sui Contratti Pubblici (AVCP), Determinazione n° 4 del 22 maggio 2013 “Linee guida sulle operazioni di leasing finanziario e sul contratto di disponibilità”, (G.U. n° 134 del 10 giugno 2013). Legge n° 134 del 7 agosto 2012, conversione in legge del Decreto legge n°83 del 6 giugno 2012 “Misure urgenti per la crescita del Paese”, G.U. n° 187 dell’11 agosto 2012. Titolo I “Misure urgenti per le infrastrutture l'edilizia ed i trasporti”: Capo I “Infrastrutture. “Misure per l'attrazione di capitali privati”: “Integrazione della disciplina relativa all'emissione di obbligazioni e di titoli di debito da parte delle società di

progetto - project bond” (articolo 1); “Disposizioni in materia di finanziamento di infrastrutture mediante defiscalizzazione” (articolo 2); “Conferenza di servizi preliminare e requisiti per la predisposizione degli studi di fattibilità nella finanza di

progetto” (articolo 3); “Percentuale minima di affidamento di lavori a terzi nelle concessioni” (articolo 4); Contratto di disponibilità (articolo 4 bis).

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Capo II “Infrastrutture. “Misure di semplificazione e accelerazione”: “Determinazione corrispettivi a base di gara per gli affidamenti di contratti di servizi attinenti all'architettura e

all'ingegneria” (articolo 5); “Utilizzazione crediti d'imposta per la realizzazione di opere infrastrutturali” (articolo 6); “Disposizioni urgenti in materia di gallerie stradali e ferroviarie e di laboratori autorizzati ad effettuare prove ed

indagini”(articolo 7).

Legge n° 35 del 4 aprile 2012 , conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge n° 5 del 9 febbraio 2012 “Disposizioni urgenti in materia di semplificazione e di sviluppo” (Decreto Semplifica Italia), (G.U. n° 82 del 6 aprile 2012): Sezione III - Semplificazioni in materia di appalti pubblici: “Banca dati nazionale dei contratti pubblici” (articolo 20, comma 1, lettera a); “Criteri di accertamento e di valutazione dei lavori eseguiti all'estero” (articolo 20, comma 3, lettera b); “Disciplina delle procedure per la selezione di sponsor” (articolo 20, comma 1, lettera h); “Responsabilità solidale negli appalti” (articolo 21, comma 1); “Procedura semplificata dell’adozione delle delibere CIPE estesa a tutti i progetti e ai programmi di intervento

pubblico” (articolo 22, comma 1, lettere a,b,c).

Legge n° 27 del 24 marzo 2012, conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge n° 1 del 24 gennaio 2012 “Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle infrastrutture e la competitività” (Decreto Cresci Italia), (G.U. n° 71 del 24 marzo 2012): Titolo II “Infrastrutture” - Capo I “Misure per lo sviluppo infrastrutturale”: “Emissioni di obbligazioni da parte delle società di progetto - project bond” (articolo 41); “Alleggerimento e integrazione della disciplina del promotore per le infrastrutture strategiche” (articolo 42); “Project financing per la realizzazione di infrastrutture carcerarie” (articolo 43); “Contratto di disponibilità” (articolo 44); “Documentazione a corredo del PEF - Piano Economico Finanziario” (articolo 45); “Disposizioni attuative del dialogo competitivo” (articolo 46); “Disposizioni in materia di concessioni di costruzione e gestione di opere pubbliche”: modifiche all’articolo 144

(Procedure di affidamento e pubblicazione del bando relativo alle concessioni di lavori pubblici) del Decreto legislativo 163/2006 - Codice degli appalti pubblici (articolo 50).

Legge n. 214 del 22 dicembre 2011, conversione in legge, con modificazioni, del Decreto legge n. 201 del 6 dicembre 201 “Disposizioni urgenti per la crescita, l'equità e il consolidamento dei conti pubblici (Decreto Salva Italia), (G.U. n. 284 del 6 dicembre 2012): Capo IV “Misure per lo sviluppo infrastrutturale: “Approvazione unica da parte del CIPE del progetto preliminare per le opere strategiche” (articolo 41, comma 2); “Misure per l'attrazione di capitali privati”: modifiche all’articolo 143 (Caratteristiche delle concessioni di lavori

pubblici) del Decreto legislativo 163/2006 - Codice degli appalti pubblici (articolo 42, comma 1, 2, 4); “Consultazione preliminare per i lavori di importo superiore a 20 milioni di euro” (articolo 44, comma 8); “Istituzione dell’elenco-anagrafe nazionale delle opere pubbliche incompiute” (articolo 44 bis).

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Legge n. 183 del 12 novembre 2011 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato – Legge di stabilità 2012”, (G.U. n. 265 del 14 novembre 2011): “Finanziamento di infrastrutture mediante defiscalizzazione della finanza di progetto” (articolo 18). Legge n. 180 dell’11 novembre 2011 “Norme per la tutela della libertà d'impresa - Statuto delle imprese”, (G.U. n. 265 del 14 novembre 2011): “Disciplina degli appalti pubblici: misure al fine di favorire l'accesso delle micro, piccole e medie imprese agli appalti pubblici di fornitura di servizi pubblici locali” (articolo 13). Legge n. 106 del 12 luglio 2011, conversione in legge, con modificazioni, del Decreto legge n. 70 del 13 maggio 2011- Decreto Sviluppo - concernente Semestre Europeo. Prime disposizioni urgenti per l'economia, (G.U. n. 160 del 12 luglio 2011): “Costruzione delle opere pubbliche”: modifiche all’articolo 153 (Finanza di progetto) del Decreto legislativo

163/2006 - Codice dei contratti pubblici (articolo 4, comma 2, lettera q); “Accordo bonario” (articolo 4, comma 2, lettera gg); “Riserve: tetto massimo del 20% dell’importo contrattuale e divieto di apporre riserve su aspetti progettuali

verificati” (articolo 4, comma 2, lettera hh); “Varianti migliorative in corso d’opera: facoltà per il soggetto aggiudicatore di approvare varianti non oltre il limite

del 50 per cento dei ribassi d’asta conseguiti” (articolo 4, comma 2, lettera n).

Legge n° 217 del 17 dicembre 2010, conversione in legge con modificazioni del Decreto legge n° 187 del 12 novembre 2010 “Misure urgenti in materia di sicurezza”, (G.U. n° 265, 12 novembre 2010): “Disposizioni interpretative e attuative delle norme dell'articolo 3 della legge n° 136 del 13 agosto 2010 in

materia di tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 6); “Modifiche alla legge n° 136 del 13 agosto 2010 in materia di tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 7).

Decreto del Presidente della Repubblica n° 207 del 5 ottobre 2010, “Regolamento di esecuzione ed attuazione del Decreto legislativo 12 aprile 2006, n. 163, recante “Codice dei contratti pubblici relativi a lavori, servizi e forniture in attuazione delle Direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE”, (GU n° 288 del 10 dicembre 2010- Supplemento ordinario n° 270). Legge 13 agosto 2010, n. 136, “Piano straordinario contro le mafie, nonché delega al Governo in materia di normativa antimafia”, (G.U. n° 196, 23 agosto 2010): “Tracciabilità dei flussi finanziari” (articolo 3). Decreto legislativo n° 163 del 12 aprile 2006, ”Codice dei contratti pubblici relativi a lavori, servizi e forniture in attuazione delle Direttive 2004/17/CE e 2004/18/CE” (comprensivo delle disposizioni correttive ed integrative riportate nei seguenti decreti: D.Lgs. n° 113 del 31 luglio 2007, D.Lgs. n° 6 del 26 gennaio 2007, D.Lgs. n° 152 dell’11 settembre 2008), (G.U. n° 100 del 2 maggio 2006 - Supplemento ordinario n° 107). Decreto legislativo n° 163 del 12 aprile 2006: ALLEGATI I – XXII. Decreto legislativo n° 267 del 18 agosto 2000, “Testo unico delle leggi sull'ordinamento degli enti locali”, (G.U.n° 227 del 28 settembre 2000). Decreto del Presidente della Repubblica n° 554 del 21 dicembre 1999, “Regolamento di attuazione della legge quadro in materia di lavori pubblici, ai sensi dell’articolo 3 della legge 11 febbraio 1994, n.109 e successive modificazioni”,(G.U. n°98 del 28 aprile 2000 – Supplemento ordinario n°66/L).

GLI IMPIANTI A BIOMASSE IN PARTENARIATO PUBBLICO PRIVATO · Le informazioni inerenti i bandi di...

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