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0 10. Dipartimento Tutela Ambientale e del Verde – Protezione Civile

Direzione: Promozione e Tutela Qualità Ambientale

U.O.: Progetti Europei e Pianificazione Ambientale

Ufficio: Promozione della Prestazione Energetica nell’Edilizia

Direttore: Dott. Tommaso Profeta

Impianti fotovoltaici sugli edifici del

Corpo della Polizia Roma Capitale

da realizzare con l’istituto della finanza di progetto

(art. 153 e seg., del D.Lgs n. 163/2006)

STUDIO DI FATTIBILITA’ ECONOMICO – FINANZIARIA (approvato dalla Giunta Capitolina con deliberazione n. 349 del 19.10.2011)

elaborato posto a base di gara

Il Dirigente di U.O. Il Responsabile dell’Ufficio Promozione della

(Dott. Giovanni Monastra) Prestazione energetica nell’edilizia

(Ing. Luigino Tocca)

REDATTO A CURA DELL’UFFICIO PROMOZIONE DELLA PRESTAZIONE ENERGETICA NELL’EDILIZIA

Studio di Fattibilità – Impianti fotovoltaici sugli edifici del Corpo della Polizia Roma Capitale

2

I N D I C E

PAR. ARGOMENTO PAG

1 PREMESSA GENERALE 3

1.1 Cenni sui siti interessati 3

1.2 Integrazione allo studio di fattibilità del 3/10/2011 4

1.3 Cenni sulla nuova analisi economico-finanziaria 16

1.4 Finalità e vantaggi del fotovoltaico 17

2 DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI E SCELTA DELLA MODALITA’ DI VALORIZZAZIONE DELL’ENERGIA PRODOTTA 19

2.1 Dimensionamento degli impianti 19

2.2 Scelta della modalità di valorizzazione dell’energia prodotta 19

3 MOTIVAZIONE DELLA SOLUZIONE PRESCELTA (FINANZA DI PROGETTO) IN RELAZIONE AI BISOGNI DA SODDISFARE 23

3.1 Superfici interessate agli interventi di impermeabilizzazione 23

3.2 Considerazioni strutturali 24

4 SCHEMA CONCESSORIO E VANTAGGI PER L’AMMINISTRAZIONE 24

4.1 Schema concessorio 24

4.2 Vantaggi per l’Amministrazione 26

5 TIPOLOGIA IMPIANTI – DESCRIZIONE – MODALITA’ D’ISTALLAZIONE 26

5.1 Qualità degli impianti 27

5.2 Posizionamento dei moduli sugli edifici 28

6 STIMA DEI COSTI 33

7 ENERGIA PRODOTTA 35

8 VALORIZZAZIONE DELL’ENERGIA PRODOTTA - RICAVI 35

8.1 Convenzione per il ritiro dell’energia elettrica 36

9 ANALISI ECONOMICO – FINANZIARIA 40

9.1 Metodologia di valutazione della sostenibilità economica e finanziaria 40

9.2 Sviluppo dell’Analisi 44

10 QUADRO ECONOMICO-FINANZIARIO 52

10.1 Utile netto per l’Amministrazione 54

11 CONCLUSIONI 55

12 ESTENSIONE DELLA VALIDITA’ DELLO STUDIO AL I SEMESTRE 2013 56

13 ELEMENTI PER L’INDIZIONE DELLA GARA 61

13.1 Lavorazioni di cui si compone l’intervento 61

13.2 Criteri di aggiudicazione 61

13.3 Pesi e sottopesi – criteri e sub-criteri 61

A ALLEGATO - DESCRIZIONE DEI SITI 62


3

1. PREMESSA GENERALE

In data 3 ottobre 2011, veniva redatto, a cura di questo Ufficio, un primo studio di fattibilità, preliminare, finalizzato all’inserimento dell’opera in

argomento nella programmazione triennale dei Lavori Pubblici dell’Amministrazione, ai sensi dell’art. 128, comma 2, del D.Lgs 163/2006,

successivamente approvato con delibera di Giunta Capitolina n. 349 del 19 ottobre 2011 .

Tale studio prevedeva la realizzazione, presso alcuni Comandi del Corpo della Polizia Roma Capitale, di impianti fotovoltaici sulle coperture

degli edifici e loro pertinenze, per una potenza totale installata di 5,302 MW , da finanziare, in PPP con il metodo della finanza di progetto di cui

all’art. 153 e seguenti del Decreto Legislativo 12 aprile 2006, n. 163 e s.m.i.

L’intervento veniva inserito nel programma triennale dei lavori pubblici 2011 – 2013, approvato con deliberazione dell’Assemblea Capitolina n. 72

del 30 novembre 2011 (annualità 2012 - n. OP 1117570001 – Risorse a totale carico dei privati).

L’equilibrio economico finanziaria dell’investimento, analizzato con lo studio di fattibilità allora effettuato, veniva conseguito assumendo i ricavi

derivanti dagli incentivi del IV Conto Energia (Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico datato 5 maggio 2011 - pubblicato sulla GURI – serie

generale n. 109 del 12.5.2011), assumendo le tariffe dell’incentivo riferite al I semestre 2012 come riportate nella Tabella 3 dell’Allegato 5 del DM e

dalla vendita dell’ elettricità prodotta al GSE, al prezzo minimo garantito, secondo la formula del ritiro dedicato regolamentato dalla deliberazione

dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas del 6 novembre 2007, n 280/07 e s.m.i.

Tale equilibrio economico finanziario, pur confermando la valutazione conclusiva di sostenibilità economico-finanziaria per l’investitore privato,

va ripreso in considerazione di una diminuzione della potenza installabile, dello spostamento al II semestre 2012 della entrata in esercizio degli

impianti e della riduzione dei costi di installazione unitari, nonché di ulteriori considerazioni e dettagli che integrano e completano tale studio di

fattibilità, al fine di renderlo idoneo per porlo a base di gara per l’affidamento in concessione, ai sensi dell’art. 153, comma 1, del D.Lgs

163/2006.

1.1 Cenni sui siti interessati

Le sedi del Corpo di Polizia Locale di Roma Capitale sono ubicate nei territori dei rispettivi Municipi - vedi ALLEGATO - DESCRIZIONE DEI SITI – di

proprietà dell’Amministrazione capitolina e nelle disponibilità di uso della Polizia di Roma Capitale in maniera esclusiva o in condivisione con altri

Uffici dell’Amministrazione capitolina (sedi municipali, scuole, ecc.). In particolare sono state esaminate le sedi con un adeguato grado di fattibilità

in funzione dell’esposizione e della economicità dell’intervento. La maggior parte dei lastrici solari sono posti a copertura di edifici utilizzati da

Uffici delle diverse Strutture capitoline, sia centrali che decentrate, pur rimanendo la manutenzione sempre a carico dell’Amministrazione centrale.

Viste le attuale condizioni d’uso, la preventiva impermeabilizzazione dei lastrici solari, senza necessità di dover rimuovere gli impianti per successivi

interventi (atti a garantire la funzionalità degli stessi per almeno 25 anni), è stata stimata per il 25 % delle superfici a copertura di edifici per un

totale di 5537 mq.

L’ALLEGATO – DESCRIZIONE DEI SITI, da cui sono stati desunti i dati di superficie per la successiva analisi tecnico-economica, è stato redatto e

messo a disposizione del presente Studio di Fattibilità dall’ Ufficio Tecnico del Corpo della Polizia Roma Capitale.


4

Con apposita Conferenza dei Servizi, indetta ai sensi dell’art. 14 della Legge 241/90, sono stati acquisiti i pareri, necessari anche ai sensi dell’art. 6

del D. Lgs n. 28/2011 e dell’art. 3, della L.R. n. 16/2011, per agevolare l’ottenimento dei successivi nullaosta alle installazioni. Ciò anche al fine di

accertare preventivamente quali edifici e quali aree siano da escludere dall’inserimento nel bando di gara, preventivamente inserite nel primo

studio d fattibilità, per diverse ragioni, e/o stabilire, in alternativa alla totale esclusione, su quali edifici, o parti di essi, si renda necessaria la

realizzazione di impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, di cui al TITOLO III del DM. 5.5.2011 e s.m.i., come ad esempio l’utilizzo

di tegole fotovoltaiche per la mitigazione dell’impatto visivo. Per i 12 edifici presi in considerazione nel presente studio si è tenuto conto del parere

espresso dalla Sovrintendenza Capitolina, presente alla Conferenza dei Servizi, che si è pronunciata con parere favorevole su 13 dei 18 siti proposti

per l’installazione degli impianti fotovoltaici così come del parere richiesto al Dipartimento Patrimonio con riguardo alla effettiva proprietà degli

edifici sottoposti a parere. Il Dipartimento Patrimonio, I U.O. Conservatoria, ha confermato la piena proprietà di tutti gli immobili presi in

considerazione al’infuori di quello situato in Circonvallazione Ostiense 191 per il quale non risulta risulta, alla data di redazione del presente Studio

di Fattibilità, ancora concluso l’iter di trasferimento della proprietà del Demanio Statale all’Amministrazione capitolina. Tutti pareri espressi in sede

di conferenza di servizi saranno resi disponibili presso l’Ufficio del RUP.

1.2 Integrazione allo studio di fattibilità del 3/10/2011

Vediamo nel dettaglio quali sono le ipotesi tecniche, presupposte nello studio di fattibilità già svolto, che hanno subito variazioni o che sono state

trascurate in prima analisi.

1) Superficie disponibile

Nello studio del 3/10/2011 è stata fatta l’assunzione, nel calcolare la potenza installata complessiva, che la superficie disponibile, dichiarata

dall’Ufficio Tecnico del Corpo della Polizia di Roma Capitale, complessivamente pari a 45.658 mq per i 19 impianti considerati, tra superfici su

edifici (27.108 mq) e altre superfici (18.550 mq), sia stata fornita al netto delle superfici non utilizzabili a causa di una loro non idonea esposizione.

Tale dato ha subito, sulla base di nuove valutazioni e calcoli effettuati dall’Ufficio Tecnico del Corpo della Polizia di Roma Capitale nonché dei pareri

forniti in sede di Conferenza dei servizi, una ridistribuzione delle superfici per i 12 impianti attualmente previsti, portando a 22.149 mq la superficie

sui lastrici solari e sulle coperture a falda e a 2.024 mq la superficie delle aree esterne pertinenziali, che risultano drasticamente diminuite, per

complessivi 24.173 mq di superficie disponibile idonea per le installazioni (come risulta dalla Tabella 1).

2) Resa superficiale dei pannelli e potenza installata

Nel primo studio di fattibilità è stata ipotizzata una resa superficiale di 8 mq/kWp applicata sull’85% della superficie disponibile sugli edifici,

portando di fatto la resa superficiale, rispetto alla superficie disponibile, a 9,5 mq/kWp, e ancora di 8 mq/kWp sull’80% della superficie disponibile

a terra, portando di fatto la resa superficiale, rispetto alla superficie disponibile a terra, a 10 mq/kWp . Tale resa superficiale risulta in realtà ancora

sovrastimata, in particolare per le istallazioni a terra, per le quali in genere si considera un valore della resa in potenza installata pari a circa 20

mq/kWp della superficie disponibile (questo dato tiene conto di tutte le aree esterne alla proiezione dei pannelli: strade, cabine, interdistanza tra


5

le file). Sulla base dei nuovi valori assunti per le rese sugli edifici (10 mq/kWp) e a terra (20 mq/kWp), la potenza di picco minima installabile

calcolata risulta pari a 2.316,1 kWp (vedi Tabella 1). Il valore di potenza installabile proposto da ciascun concorrente sarà anch’esso oggetto di

valutazione comparativa in sede di gara, considerando come valore minimo da raggiungere quello appena stimato.

Tabella 1

MUNICIPIO INDIRIZZO

SUPERFICIE DISPONIBILE

PER SITO (mq)

INCIDENZA % SUPERFICI PER SITO

SUPERFICIE DISPONIBILE

(mq) ALLOCAZIONE RESA

(kWp/mq)

POTENZA NOMINALE PER SITO

(kWp)

INCIDENZA % POTENZA

NOMINALEI PER SITO

4 Via Flavio Andò 12 1881 7,78% 1881 LASTRICO SOLARE 0,1 188,1 8,12%

6 Via Torre Annunziata 1 779 3,22% 779 LASTRICO SOLARE 0,1 77,9 3,36%

7 Viale Palmiro Togliatti 987 1535 6,35% 1535 LASTRICO SOLARE 0,1 153,5 6,63%

8 Via Ferdinando Conti 7 2922 12,09% 2922 LASTRICO SOLARE 0,1 292,2 12,62%

8 Via Vincenzo Bonifati 1614 6,68% 1017 LASTRICO SOLARE 0,1 161,4 6,97%

8 Via Vincenzo Bonifati 597 COPERTURA A FALDA 0,1

9 Via Macedonia 120 4106 16,99% 2602 LASTRICO SOLARE 0,1 335,4 14,48%

9 Via Macedonia 120 1504 AREA ESTERNA 0,05

11 Viale Aldo Ballarin 120 2333 9,65% 932 LASTRICO SOLARE 0,1 207,3 8,95%

11 Viale Aldo Ballarin 120 881 COPERTURA A FALDA 0,1

11 Viale Aldo Ballarin 120 520 AREA ESTERNA 0,05

15 Via Poggio Verde 389 5331 22,05% 5331 LASTRICO SOLARE 0,1 533,1 23,02%

16 Via Donna Olimpia 43 1925 7,96% 1925 LASTRICO SOLARE 0,1 192,5 8,31%

18 Via Aurelia 470 990 4,10% 990 LASTRICO SOLARE 0,1 99 4,27%

19 Via Federico Borromeo 67 284 1,17% 284 LASTRICO SOLARE 0,1 28,4 1,23%

20 Via Federico Caprilli 11/23 473 1,96% 473 LASTRICO SOLARE 0,1 47,3 2,04%

TOTALI 24173 100,00% 24173 2316,1 100,00%


6

POTENZA NOMINALE PER SITO (kWp)

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POTENZA NOMINALE PERSITO (kWp)


7

3) Producibilità annua iniziale

Assumendo, quale producibilità annua di energia, per ogni kWp installato, un valore medio, calcolato con una media, pesata con le superfici per i

diversi orientamenti, paria a 1.231,4 kWh/(kWp*anno) (vedi tabella 2) [ottenuto come media pesata dei valori di producibilità considerando i dati

PVGIS alla latitudine di ROMA, per le varie esposizioni previste alla migliore inclinazione (30°), con riduzione del 14% per perdite di efficienza a

causa della temperatura, inverter, cavi, ecc.] otteniamo un valore di energia prodotta il primo anno, di entrata in esercizio degli impianti, pari a

2.852.047,54 kWh.

4) Costo delle installazioni

Rispetto al primo studio di fattibilità, effettuato sui dati del I° semestre 2010, c’è da dire che si è potuto riscontrare una drastica diminuzione dei

costi, sia di moduli e inverter che di istallazione. Difatti, da una indagine di mercato si è potuto osservare che i prezzi dei moduli fotovoltaici nel

periodo I semestre 2011, prodotti all’interno dell’Unione Europea, hanno subito un riduzione consistente; considerando inoltre pannelli in silicio

policristallino anziché monocristallino, ipotesi a base del primo studio, si ottiene una riduzione consistente dei costi complessivi passando agli

attuali 2.500 €/kWp per l’installazione “chiavi in mano” di moduli in silicio policristallino, più economici e solo di poco meno efficienti rispetto a

quelli in silicio monocristallino. Questo implica che il nuovo importo del costo di istallazione complessivo dei 12 impianti, comprensivo anche dei

costi amministrativi per la richiesta delle necessarie autorizzazioni, risulta pari a 2.316,1 * 2500 = € 5.790.250 (vedi Tabella 3).

Ai fini del calcolo dei costi e dei ricavi verrà sviluppata più avanti un’analisi di maggior dettaglio, rispetto a quanto già anticipato, comprensiva

anche dei costi di realizzazione delle impermeabilizzazioni del 25 % delle coperture nonchè degli ulteriori costi da tenere in considerazione.

5) Costi di esercizio, manutenzione ed assicurazione “all risk”

Nello primo studio di fattibilità presentato si è fatta l’approssimazione che il costi di esercizio e manutenzione incidono per circa l’1% sul costo di

installazione. Alla luce della riduzione del costo del kWp installato, non è più trascurabile l’incidenza dei costi di esercizio e manutenzione che,

secondo indagini di mercato effettuate, oscilla tra i 35 e i 40 €/kWp installato. Data la dimensione media degli impianti in discussione, pari a

2.316,1/12 = 193,0 kWp, assumeremo questi costi pari a 40 €/kWp riferiti a fine 2012, ciò comporta un costo annuo complessivo pari a 40

€/(kWp*anno) * 2.316,1 kWp = 92.644,00 €/anno. A questo costo operativo va sommato il costo di 11.000 €/MWp, di assicurazione “all risk”,

ovvero 2.316,1 MWp * 11 €/MWp = 25.477,10 €/anno per complessivi 92.644,00 + 25.477,10 = 118.121,10 €/anno di costi O&M e assicurazione

“all risk” . Nello stabilire il valore del premio assicurativo da corrispondere alle assicurazioni, che dipende anche del rischio furto dei pannelli, si

potrà tener conto che, nel caso in esame, tutti gli impianti si trovano di fatto su edifici presidiati in h24 da personale in servizio del Corpo della

Polizia Roma Capitale. Ciò può determinare una riduzione del premio assicurativo annuo applicato dagli istituti assicurativi.


8

Tabella 2

MUNICIPIO INDIRIZZO

POTENZA NOMINALE PER SITO

(kWp)

INCIDENZA % POTENZA NOMINALEI PER SITO

PRODUCIBILITA' PER kWp

(kWh/anno)

PRODUZIONE PER SITO 1°

ANNO (kWh/anno)

INCIDENZA % PRODUZIONE

PER SITO

PRODUZIONE PER

SUPERFICIE 1° ANNO

(kWh/anno)

PRODUZIONE DEI SITI IN 20 ANNI (kWh)


EMISSIONI DI CO2

EVITATE IN 25 ANNI

(Kg)


EMISSIONI DI CO2

EVITATE IN 30 ANNI

(Kg)

4 Via Flavio Andò 12 188,1 8,12% 1230 231363 8,11% 231363 4257079 5205668 2264465 6107983 2656973

6 Via Torre Annunziata 1 77,9 3,36% 1250 97375 3,41% 97375 1791700 2190938 953058 2570700 1118255

7 Viale Palmiro Togliatti 987 153,5 6,63% 1250 191875 6,73% 191875 3530500 4317188 1877977 5065500 2203493

8 Via Ferdinando Conti 7 292,2 12,62% 1180 344796 12,09% 344796 6344246 7757910 3374691 9102614 3959637

8 Via Vincenzo Bonifati 161,4 6,97% 1235 199329 6,99% 125600 3667654 4484903 1950933 5262286 2289094

8 Via Vincenzo Bonifati 1235 73730

9 Via Macedonia 120 335,4 14,48% 1250 419250 14,70% 325250 7714200 9433125 4103409 11068200 4814667

9 Via Macedonia 120 1250 94000

11 Viale Aldo Ballarin 120 207,3 8,95% 1230 255499 8,96% 114636 4701182 5748728 2500696 6745174 2934151

11 Viale Aldo Ballarin 120 1230 108363

11 Viale Aldo Ballarin 120 1250 32500

15 Via Poggio Verde 389 533,1 23,02% 1235 658379 23,08% 658379 12114164 14813516 6443880 17381192 7560819

16 Via Donna Olimpia 43 192,5 8,31% 1250 240625 8,44% 240625 4427500 5414063 2355117 6352500 2763338

18 Via Aurelia 470 99 4,27% 1230 121770 4,27% 121770 2240568 2739825 1191824 3214728 1398407

19 Via Federico Borromeo 67 28,4 1,23% 1250 35500 1,24% 35500 653200 798750 347456 937200 407682

20 Via Federico Caprilli 11/23 47,3 2,04% 1190 56287 1,97% 56287 1035681 1266458 550909 1485977 646400

TOTALI 2316,1 100,00% 2852048 100,00% 2852048 52477674 64171069 27914415 75294054 32752913

Media pesata 1231,40


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PRODUZIONE DEI SITI IN 20ANNI (kWh)


10

TABELLA 3

MUNICIPIO INDIRIZZO

POTENZA INSTALLATA

PER SITO (kWp)

COSTO UNITARIO

(€/kWp)

COSTO PER SITO

(€)

INCIDENZA % COSTO PER

SITO

4 Via Flavio Andò 12 188,1 2500 470250 8,12%

6 Via Torre Annunziata 77,9 2500 194750 3,36%

7 Viale Palmiro Togliatti 987 153,5 2500 383750 6,63%

8 Via Ferdinando Conti 7 292,2 2500 730500 12,62%

8 Via Vincenzo Bonifati 161,4 2500 838500 14,48%

9 Via Macedonia 120 335,4 2500 403500 6,97%

11 Viale Aldo Ballarin 120 207,3 2500 518250 8,95%

15 Via Poggio Verde 389 533,1 2500 1332750 23,02%

16 Via Donna Olimpia 43 192,5 2500 481250 8,31%

18 Via Aurelia 470 99 2500 247500 4,27%

19 Via Federico Borromeo 67 28,4 2500 71000 1,23%

20 Via Federico Caprilli 11/23 47,3 2500 118250 2,04%

TOTALI 2316,1 5790250 100,00%


11

RIEPILOGO SUPERFICI E COSTI

ELEMENTO FISICO UNITA' VALORE COSTO

UNITARIO COSTO (€)

Superficie complessiva mq 24173

Resa in potenza media ponderata mq/kWp 10,44

Potenza kWp 2316,1

Producibilità annua per kWp kWh/(kWp*anno) 1231,4

Costo di installazione €/kWp 2500 €/kWp € 5.790.250,00

Percentuale di superficie su coperture di edifici % 91,62%

Superficie su edifici mq 22.149

Percentuale di superficie su lastrici da impermeabilizzare % 25,00%

Superficie su lastrici da impermeabilizzare mq 5.537

Costo per opere di impermeabilizzazione €/mq 30 €/mq € 182.843,60

Percentuale di superficie a falda % 5%

Superficie su falda mq 1477,693

Percentuale di superficie a terra 7,26%

Superficie a terra 2024,16


12

6) Efficienza dell’impianto e produzione annua effettiva

Non è stata considerata, nel citato studio di fattibilità, la riduzione dell’efficienza dei moduli fotovoltaici che, nell’arco dei 25 (30 se correttamente

mantenuti) anni di vita dell’impianto, non è affatto trascurabile e verrà assunta pari allo 0,9%/anno, con effetti progressivi e cumulativi sulla

riduzione della produzione annua di energia a partire dal secondo anno di esercizio. In particolare la frazione di cui verrà ridotta l’energia prodotta

all’anno i-esimo ammonterà a (1- 0.009)i-1

. Per esemplificare, al 25-simo anno di funzionamento la riduzione nella produzione di energia rispetto

all’anno di entrata in esercizio ammonterà a (1-e)N-1

= (1-0.009)24

= 0,80 ovvero all’ 80 % del valore iniziale (valore garantito dai produttori dopo 25

anni di esercizio). Poiché vale la relazione ∑−

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Ni

q

qq , posto q = 1-e, sommando la serie per gli N anni di produzione e dividendo per lo stesso

numero N di anni si ottiene la formula:

∑−

=

−−=−

1

0

)1(1)1(

1 N

i

Ni

Ne

ee

N

dove

e: diminuzione annua di efficienza dei moduli;

N: numero di anni di vita produttiva dell’impianto;

i: anno di esercizio – 1 (“–“ è il segno “meno” algebrico).

Il secondo membro della formula scritta restituisce la frazione dei energia annua, mediamente prodotta durante gli anni di vita produttiva

dell’impianto, rispetto a quella prodotta nell’anno di entrata in esercizio. Tale riduzione è dovuta ad una diminuzione costante e progressiva

dell’efficienza dei moduli, con diminuzione di efficienza annua, assunta costante e pari ad e, durante tutti gli N anni di vita produttiva dell’impianto.

Per N = 25 (vita media produttiva degli impianti) ed e = 0,009 (riduzione annua di efficienza) si ottiene dalla formula che, mediamente, ogni anno la

resa è ridotta di circa il 10 %. Questo comporta che l’efficienza media, calcolata sui 25 anni di vita dell’impianto, è del 90% e, mediamente, l’energia

prodotta annualmente, supposta virtualmente costante, corrispondente a 64,17 GWh in 25 anni (efficienza media rispetto al primo anno = 90%) di

vita produttiva (vedi tabella 2) a 52,48 GWh in 20 anni (efficienza media rispetto al primo anno = 92%) di vita produttiva e a 75,29 GWh in 30 anni

(efficienza media rispetto al primo anno = 88%) di vita produttiva.

7) Tariffe incentivanti applicate e calcolo del contributo annuo spettante

Per una valutazione economica di dettaglio occorre stabilire la potenza installata in ciascun impianto distinguendo quelli con potenze comprese tra

20 kWp e 200 kWp da quelli con potenze installate superiori ai 200 kWp, in quanto cambia l’incentivo riconosciuto per kWh di energia prodotta

(vedi Tabella 4).


13

Ai coefficienti stabiliti nella TABELLA 3 dell’Allegato 5 del DM IV Conto Energia è stata applicata la maggiorazione del 10% nella ipotesi che si

utilizzino materiali prodotti, per almeno il 60%, all’interno dell’Unione Europea, come meglio specificato all’art. 14, comma 1, lettera d) del IV

Conto Energia.

Le tariffe prese in considerazione, riferite al II° semestre 2012 e, per le diverse tipologie di impianto, incrementate del 10%, sono le seguenti:

a) impianti con potenza installata inferiore ai 200 kWp installati su edifici, tariffa: 0,214 (1+0,1) = 0,235 €/kWh

b) impianti con potenza installata superiore ai 200 kWp installati su edifici, tariffa: 0,202 (1+0,1) = 0,222 €/kWh

c) impianti con potenza installata inferiore ai 200 kWp installati a terra, tariffa: 0,155 (1+0,1) = 0,171 €/kWh

L’incentivo complessivo al primo anno, sommando tutti i contributi, risulta pari a € 641.966,66 (vedi Tabella 4).

La tariffa media, pesata con i diversi contributi in potenza di ciascun impianto con la tariffa corrispondente applicata, risulta pari a 0,225 €/kWh

(vedi tabella 4).

Il valore complessivo calcolato, come già detto, rappresenta l’incentivo spettante il primo anno di entrata in esercizio degli impianti. Dal secondo

anno in poi l’incentivo diminuirà in ragione della diminuzione di producibilità elettrica a causa della perdita di efficienza nella conversione

fotovoltaica dei pannelli.

8) Corrispettivo per il ritiro dedicato

Tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza attiva nominale fino ad 1 MW hanno diritto a prezzi minimi garantiti, differenziati per

scaglioni ed aggiornati annualmente dall’AEEG. I prezzi minimi garantiti risultano sempre vantaggiosi rispetto a quelli zonali di mercato. Infatti se su

base annua dovesse risultare che i prezzi di mercato avrebbero potuto fruttare di più al produttore, il GSE provvede ad effettuare un conguaglio a

suo favore.

Con la formula del ritiro dedicato, che si è scelto di adottare, il Gestore di Rete riconosce un prezzo minimo, pari a 0,0783 €/kWh (Comunicato

AEEG del 30.01.2012 di “Aggiornamento dei prezzi minimi garantiti per l’anno 2012, ai sensi della Deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica

e il gas 6 novembre 2007, n 280/07)”. Il corrispettivo della vendita dell’energia, con la formula del ritiro dedicato ammonta, pertanto, a €

223.315,32 (vedi Tabella 4).

9. Totale dei ricavi nel primo anno di entrata in esercizio

La somma del contributo del IV Conto Energia e della vendita dell’energia con la formula del ritiro dedicato ammonta, nell’anno di entrata in

esercizio degli impianti, a € 641.966,66+ € 223.315,32= € 865.281,98.

Tale importo corrisponde al flusso di cassa dei ricavi, al lordo dei costi e delle imposte, relativi alla gestione economica nel primo anno di esercizio

dell’impianto.


14

Tabella 4

MUNICIPIO INDIRIZZO

PRODUCIBILITA'

SUPERFICIE (kWh/anno)

POTENZA IINSTALLATA

PER SITO (kWp)

POTENZA INSTALLATA

> 200 (kWp)

IMPIANTO SU

EDIFICIO

TARIFFA II° SEM.

2012 (€/kWh)

TARIFFA + 10%

(€/Kwp)

INCENTIVO PER SITO

(€) INCENTIVO

(€)

VENDITA PER SITO

(€) VENDITA

(€)

RICAVO PER SITO

(€)

INCIDENZA % RICAVO PER SITO

4 Via Flavio Andò 12 231363 188,1 NO SI 0,214 0,235 € 54.370,31 € 54.370,31 € 18.115,72 € 18.115,72 € 72.486,03 8,38%

6 Via Torre Annunziata 1 97375 77,9 NO SI 0,214 0,235 € 22.883,13 € 22.883,13 € 7.624,46 € 7.624,46 € 30.507,59 3,53%

7 Viale Palmiro Togliatti 987 191875 153,5 NO SI 0,214 0,235 € 45.090,63 € 45.090,63 € 15.023,81 € 15.023,81 € 60.114,44 6,95%

8 Via Ferdinando Conti 7 344796 292,2 SI SI 0,202 0,222 € 76.544,71 € 76.544,71 € 26.997,53 € 26.997,53 € 103.542,24 11,97%

8 Via Vincenzo Bonifati 125600 161,4 NO SI 0,214 0,235 € 88.279,50 € 29.515,88 € 32.827,28 € 9.834,44 € 121.106,78 14,00%

8 Via Vincenzo Bonifati 73730 161,4 NO SI 0,214 0,235 € 17.326,43 € 5.773,02

9 Via Macedonia 120 325250 335,4 SI SI 0,202 0,222 € 46.842,32 € 72.205,50 € 15.607,46 € 25.467,08 € 62.449,78 7,22%

9 Via Macedonia 120 94000 335,4 SI NO 0,155 0,171 € 16.074,00 € 7.360,20

11 Viale Aldo Ballarin 120 114636 207,3 SI SI 0,202 0,222 € 55.063,28 € 25.449,19 € 20.005,57 € 8.976,00 € 75.068,85 8,68%

11 Viale Aldo Ballarin 120 108363 207,3 SI SI 0,202 0,222 € 24.056,59 € 8.484,82

11 Viale Aldo Ballarin 120 32500 207,3 SI NO 0,155 0,171 € 5.557,50 € 2.544,75

15 Via Poggio Verde 389 658379 533,1 SI SI 0,202 0,222 € 146.160,03 € 146.160,03 € 51.551,04 € 51.551,04 € 197.711,06 22,85%

16 Via Donna Olimpia 43 240625 192,5 NO SI 0,214 0,235 € 56.546,88 € 56.546,88 € 18.840,94 € 18.840,94 € 75.387,81 8,71%

18 Via Aurelia 470 121770 99 NO SI 0,214 0,235 € 28.615,95 € 28.615,95 € 9.534,59 € 9.534,59 € 38.150,54 4,41%

19 Via Federico Borromeo 67 35500 28,4 NO SI 0,214 0,235 € 8.342,50 € 8.342,50 € 2.779,65 € 2.779,65 € 11.122,15 1,29%

20 Via Federico Caprilli 11/23 56287 47,3 NO SI 0,214 0,235 € 13.227,45 € 13.227,45 € 4.407,27 € 4.407,27 € 17.634,72 2,04%

TOTALI 2852048 € 641.966,66 € 641.966,66 € 223.315,32 € 223.315,32 € 865.281,98 100,00%

MEDIA PESATA 0,22509


15

€ 0,00

€ 50.000,00

€ 100.000,00

€ 150.000,00

€ 200.000,00

€ 250.000,00

Via

Flav

io A

ndò

12

Via

Torre

Ann

unzia

ta 1

Vial

e Pa

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liatti

987

Via

Ferd

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Via

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20

Vial

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20

Via

Pogg

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Via

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Via

Aure

lia 4

70

Via

Fede

rico

Borro

meo

67

Via

Fede

rico

Capr

illi 1

1/23

VENDITA PER SITO

(€)

INCENTIVO PER SITO

(€)


16

In sintesi lo studio prevede la realizzazione presso 12 siti, in corrispondenza di alcuni dei Comandi del Corpo della Polizia Roma Capitale, di

impianti fotovoltaici sulle coperture degli edifici e loro pertinenze, per una potenza totale di picco minima installabile pari a 2.316,1 kWp,

con potenza media calcolata per impianto pari a 193,0 kWp/impianto e per un importo lavori stimato in circa 5,79 milioni di euro per quanto

riguarda il solo costo di installazione e messa in esercizio degli impianti esclusi oneri per la sicurezza e progettazioni.

L’investimento complessivo, come previsto con Delibera di Giunta Capitolina n. 349 del 19 ottobre 2011, verrà finanziato con il metodo della

finanza di progetto di cui all’art. 153 e seguenti del Decreto Legislativo 12 aprile 2006, n. 163.

1.3 Cenni sulla nuova analisi economico finanziaria

Facendo riferimento ai calcoli tecnico-ingegneristici completati in seguito, e in parte sopra anticipati, è stata successivamente svolta una analisi

della sostenibilità economico-finanziaria dell’intervento che va a sostituire quella svolta con lo studio redatto nell’ottobre 2011, avente peraltro

altre finalità (quelle dell’art. 128, comma 2, del D. Lgs 163/2006).

Nella attuale previsione che gli impianti possano entrare in esercizio entro dicembre 2012, i ricavi da conto energia sono stati calcolati sulla base

delle tariffe incentivanti riferite al II° semestre della Tabella 5 del D.M. 5 maggio 2011 (Piccoli Impianti di cui al Titolo II del DM), che, per potenze

maggiori a 20 kWp e non superiori a 200 KWp è di 0,214 per ogni KWh di energia prodotta su edifici, mentre per impianti con potenze

maggiori a 200 kWp e non superiori a 1000 KWp, è di 0,202 per ogni KWh di energia prodotta su edifici e di 0, 155 per ogni KWh di energia

prodotta a terra. Tutte le tariffe sono state maggiorare del 10% nella ipotesi di utilizzare materiali prodotti all’interno dell’Unione Europea (vedi

Tabella 3).

La tariffa media ponderata calcolata risulta, come già anticipato, pari a € 0,225 per kWh di energia prodotta.

La nuova analisi, in parte già svolta al paragrafo 1.2 e per la restante parte sviluppata nei successivi paragrafi, ha evidenziato come, rispetto al

primo studio di fattibilità:

- ottenere una forte riduzione dei costi iniziali d’impianto rispetto alla precedente analisi del 3/10/2011;

- ottenere ricavi dalla vendita di energia con la formula del ritiro dedicato;

- considerare i costi di gestione e manutenzione post realizzazione (o&m);

- considerare la coperture assicurativa “all risk”;

- il progetto riesce, sotto le diverse ipotesi, a raggiungere livelli di redditività accettabili;

- fatto salvo l’obiettivo di suscitare l’interesse del mercato, l’intervento è in grado di assicurare all’Amministrazione capitolina un congruo beneficio

economico dato:

1) dalla riscossione anticipata, “up front”, del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici;

2) risparmio, dato da costi evitati poiché sostenuti dal privato Concessionario, dovuto all’investimento economico in impermeabilizzazioni del

25% (5.537 mq) del totale delle superfici degli edifici considerati, come meglio specificato, anche nell’intervento minimo richiesto,

nell’ALLEGATO – DESCRIZIONE DEI SITI.


17

1.4 Finalità e vantaggi del fotovoltaico

Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, come quella fotovoltaica, sono oggetto di una disciplina di favore volta al conseguimento degli obiettivi

di politica energetica nazionale e comunitaria in tema di incremento delle fonti energetiche alternative e pulite.

La programmazione dell’intervento in argomento è finalizzata ad ottemperare agli obblighi comunitari e nazionali in materia di efficienza

energetica mediante la produzione di energia da fonti rinnovabili con conseguente riduzione delle emissioni di CO2 nell’atmosfera.

Il quadro normativo è costituito dal D. Lgs. 29/12/2003 n. 387, con il quale è stata data attuazione alla Direttiva 2001/77/CE, e dal D Lgs 3/03/2011,

n. 28, di attuazione della Direttiva 2009/28/CE.

Con il presente studio, che costituisce un aggiornamento di quello base redatto nel mese di ottobre 2011, si prevede di installare 13 impianti

fotovoltaici sugli edifici e pertinenze di alcuni dei Comandi della Polizia Roma Capitale per una potenza calcolata installata complessivamente

stimata in 2.316 kWp, capace di produrre energia elettrica, nell’anno di entrata in esercizio dell’impianto, per circa 2852047,5 kWh, corrispondenti

a complessivi 49357847,3 kWh per i successivi 25 anni tenendo conto della perdita di efficienza subita dai moduli fotovoltaici.

Se si considera che il surriscaldamento del Pianeta è uno dei problemi più urgenti che l’umanità dovrà affrontare nei prossimi anni, dal punto di vista

ambientale, installare un impianto fotovoltaico è una delle soluzioni più efficaci per ridurre le emissioni di CO2 in atmosfera, poiché l’energia

elettrica è attualmente prodotta prevalentemente tramite combustibili fossili.

I benefici ambientali ottenibili dall’adozione di sistemi fotovoltaici sono proporzionali alla quantità di energia prodotta, supponendo che questa vada

a sostituire l'energia altrimenti fornita da fonti convenzionali non rinnovabili.

Per produrre un kWh elettrico vengono emessi nell'aria, per il mix italiano di combustibili fossili utilizzati nella produzione di energia elettrica, circa

0,435 kg di anidride carbonica. Si può affermare pertanto che ogni kWh prodotto dal sistema fotovoltaico evita quindi l'emissione di 0,435 kg di

anidride carbonica.

Riduzione di CO2 immessa in atmosfera

La realizzazione degli impianti in argomento porta ad un vantaggio sia ambientale che sociale, in termini di CO2 non immessa in atmosfera, pari a

complessivi (64.171.069 x 0,435 =) 27.914 ton. se si considera che la vita di un impianto fotovoltaico è mediamente di circa 25 anni e a complessivi

(75.294.054 x 0,435 =) 32.753 ton. se si considera che la vita di un impianto fotovoltaico può arrivare a 30 anni se correttamente mantenuto

(Tabella 2).

Vantaggi economici per l’Amministrazione

Oltre il vantaggio ambientale, grazie alle minori emissioni di CO2 nell’atmosfera che si possono ottenere delle installazioni di impianti fotovoltaici,

per l’Amministrazione capitolina è possibile avere i seguenti vantaggi economici:

1) valorizzazione del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici dove verranno installati gli impianti, commisurato al valore economico

di mercato dell’impianto una volta realizzato;


18

2) investimento iniziale, a carico del Concessionario, necessario per far fronte agli interventi di impermeabilizzazione di alcune coperture che

presentano problemi di infiltrazioni di acqua e la cui spesa viene quantificata nella stima sommaria dei costi.

A monte della scelta su quali vantaggi economici chiedere ed in quale misura, in cambio della Concessione, fatta eccezione per gli interventi di

impermeabilizzazione comunque necessari, saranno considerati ulteriori aspetti quali:

1) distribuzione del rischio tra soggetto Concedente e soggetto Concessionario;

2) certezza che flussi di cassa derivanti dalla gestione operativa siano con un trend, costante, crescente o decrescente, prevedibile e con

oscillazioni contenute entro limiti accettabili dai soggetti finanziatori;

3) rapporto tra mezzi propri (equity) e debito contratto con le banche (senior debt) sull’investimento totale messo in campo dal soggetto

investitore tale da garantire una adeguata copertura del debito;

4) tasso di interesse applicato dalle banche sul capitale chiesto in prestito, fisso o variabile, e in quest’ultimo caso, scelta fatta nello sviluppo

del successivo PEF, dall’EURIBOR a 3 mesi e dallo spread applicato dalle banche per il finanziamento;

5) tasso di interesse di remunerazione del capitale investito degli azionisti della società Committente, in una misura almeno pari alla

remunerazione tipica degli investimenti dell’azienda aventi lo stessa rischiosità e la stessa leva finanziaria ( rapporto dei mezzi propri/debito

contratto).

La determinazione della misura del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici, oltre alle necessarie impermeabilizzazioni, in cambio

della gestione economica dell’impianto da parte del Concessionario, dipenderà da analisi di sensibilità sulla convenienza economica e sostenibilità

finanziaria dell’operazione, intrapresa dall’investitore privato, prendendo a riferimento indici temporali quali il PBT (Pay Back Time) e DPBT

(Discounted Pay Back Time), indici di redditività economica quali VAN di progetto (Valore Attuale Netto) e TIR di progetto (Tasso Interno di

Rendimento) e finanziari di bancabilità quali ADSCR (Annual Debt Service Cover Ratio) e LLCR (Loan Life Cover Ratio).

Da una analisi di mercato su analoghe iniziative di PPP nel settore del fotovoltaico, sono state riscontrate delle criticità, con le attuali tariffe 2012, su

quale contropartita economica chiedere per l’Amministrazione. Si è optato per la riscossione anticipata di un corrispettivo attualizzato per l’uso

degli spazi pubblici, che consenta comunque il raggiungimento del congruo vantaggio economico sia per l’Amministrazione concedente che per il

privato Concessionario.

Infatti, con tale scelta l’Amministrazione concedente ha il vantaggio di usufruire anticipatamente di risorse economiche non trascurabili, per

superfici che non avrebbero potuto avere altra utilizzazione economica per produrre reddito, soprattutto in una situazione contingente di tagli delle

risorse economiche che dallo Stato vengono destinate agli Enti Locali. Tale valore, soggetto comunque a rialzo in sede di gara, verrà fissato nel

bando pari a quello che ancora permetta di remunerare, secondo il mercato di riferimento del settore, il capitale degli investitori con congrui valori

degli indicatori economico-finanziari presi in considerazione, quali quelli dei tempi di ritorno dell’investimento iniziale PBT e DPBT, della

convenienza economica (redditività) VAN e TIR e della sostenibilità finanziaria (bancabilità) DSCR e LLCR, consentendo comunque il raggiungimento

dell’equilibrio economico-finanziario dell’operazione da parte del Concessionario che si aggiudicherà la gara.

Il Concessionario, sotto queste ipotesi, ha il pieno controllo dell’impianto e la piena disponibilità di tutta l’energia prodotta per rivenderla al GSE,

avendo così garantito un congruo margine di profitto dell’iniziativa di investimento, quando comparata ad analoghe iniziative nel settore delle


19

energie rinnovabili, nel rispetto di “adeguati” livelli di remunerazione del capitale investito, al netto del corrispettivo attualizzato per l’uso degli

spazi pubblici, riconosciuto in anticipo, “up-front”, all’Amministrazione capitolina, come stabilito nella successiva analisi economico-finanziaria.

Per avere dei valori di riferimento del mercato basta ricordare che le acquisizioni di impianti già realizzati comportano un significativo margine di

guadagno nella vendita, “mark-up” di 300-500.000 €/MW, rispetto ai costi di realizzazione tipicamente finanziati da un project financing con leva

finanziaria 5 (20/80) - Fonte “Bancabilità del Fotovoltaico nel IV Conto Energia”, CENTROBANCA Gruppo UBI Banca Venezia, 23 giugno 2011.

Pertanto, le analisi sulla convenienza economico- finanziaria dell’operazione, basata sugli indici finanziari sopra richiamati, porteranno ad individuare

il controvalore economico del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici posto a base della gara, che sia ancora in grado di remunerare il

capitale investito, secondo valori congrui con il mercato di riferimento, esprimibile a sua volta anche in €/MWp e quindi confrontabile anche con il

margine di guadagno che si ricaverebbe in caso di rivendita dell’impianto.

2. DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI E SCELTA DELLA MODALITA’ DI VALORIZZZIONE DELL’ENERGIA

2.1 Dimensionamento degli impianti

Gli impianti sono stati individuati in relazione ai punti di consegna dell’energia di ACEA corrispondenti ai 12 siti prescelti.

Il dimensionamento dell’impianto ha tenuto conto delle superfici disponibili dei terrazzi piani o con coperture a falde leggermente pendenti, nonché

delle aree a terra disponibili per le installazioni. La taglia media dei 12 impianti è pari a 2.316,1 / 12 = 193,0 kWp, dei quali 4 sono con potenza

stimata superiore a 200 kWp e nessuno è con potenza, sempre stimata, inferiore ai 20 kWp.

2.2 Scelta della modalità della valorizzazione dell’energia

Esistono due diverse modalità per valorizzare l’energia prodotta, che si aggiungono all’incentivo stabilito nel IV Conto Energia.

a) Il ritiro dedicato è una modalità semplificata a disposizione dei produttori per la vendita dell’energia elettrica immessa in rete, in alternativa ai

contratti bilaterali o alla vendita diretta in borsa. Consiste nella cessione, dell’energia elettrica immessa in rete, al Gestore dei Servizi Energetici

– GSE S.p.A. (GSE), che provvede a remunerarla, corrispondendo al produttore un prezzo per ogni kWh ritirato.

b) Lo scambio sul posto, regolato dalla Delibera ARG/elt 74/08, è una particolare modalità di valorizzazione dell’energia elettrica che consente, al

Soggetto Responsabile di un impianto, di realizzare una specifica forma di autoconsumo immettendo in rete l’energia elettrica prodotta ma non

direttamente autoconsumata, per poi prelevarla in un momento differente da quello in cui avviene la produzione.

Sono interessati a proporre istanza al GSE per lo scambio sul posto coloro nella cui disponibilità o titolarità vi sia uno o più impianti:

1) alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kWp;

2) alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kWp (se entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007);

3) di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kWp.


20

Data la presenza, come risulta nel presente studio, di cinque impianti con potenze superiore ai 200 kWp di potenza installabile, per i quali non è

possibile ipotizzare lo scambio sul posto, si è optato, per ragioni di semplificazione della gestione delle procedure autorizzative e di interesse ad

investire da parte degli operatori del settore, di scegliere la formula di valorizzazione dell’energia che prevede il ritiro dedicato. Infatti il solo

incentivo del IV Conto Energia, dalle simulazioni effettuate con i parametri e costi assunti nel modello, qualora si fosse scelto, per i siti in cui fosse

stato applicabile, lo scambio sul posto, non sarebbe stato in grado di remunerare, secondo i parametri del settore di mercato di riferimento,

l’investimento del privato Concessionario, dal momento che l’energia tutta l’energia prodotta in modalità di scambio sul posto sarebbe stata

consumata dal Concedente.

D’alta parte in regime di ritiro dedicato l’energia può essere totalmente immessa in rete dal produttore o, in alternativa, in parte autoconsumata dal

Concedente, simultaneamente alla produzione e per la restante parte immessa nella rete, configurando così una cessione al Concedente di una

parte dell’energia prodotta per l’autoconsumo, quella che quest’ultimo riesce a consumare contestualmente alla produzione.

Con l’applicazione delle tariffe per i Piccoli Impianti di cui al Titolo II° del IV Conto Energia, si godrebbe di un regime tariffario agevolato per

impianti installati su edifici pubblici, in quanto non vi è per questi ultimi un limite alla potenza installabile con queste tariffe di favore. Di converso,

l’Ente potrebbe chiede in cambio o energia in autoconsumo o un risparmio sul prezzo dell’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente

consumata, dando ulteriore impulso al ricorso all’istituto della concessione per la realizzazione e gestione di opera pubblica come meglio

specificato all’art. 43, comma 9, del Codice dei Contratti –“Le amministrazioni aggiudicatici 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”.

Inoltre, la scelta di introdurre o l’autoconsumo o un ribasso sul prezzo di cessione dell’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente

consumata dall’Ente è in linea con quanto auspicato con Determinazione n. 6/2011 “Linee guida per l’affidamento della realizzazione di impianti

fotovoltaici ed eolici” dell’AVCP – “Le buone capacità di autofinanziamento consentono di ipotizzare anche meccanismi di retrocessione dei ricavi o

di energia a favore del partner pubblico”.

Nel paragrafo 9.2 è stata effettuata una simulazione sulla percentuale di autoconsumo dell’energia prodotta, in modalità di ritiro dedicato, che

rendesse ancora finanziariamente sostenibile l’investimento. Al solo scopo di analisi di sensibilità effettuata con il modello di simulazione in

adozione si è andati a calcolare quale percentuale di autoconsumo fosse possibile introdurre nel modello in favore dell’Amministrazione capitolina

in alternativa al corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici. Per tale scopo nel simulatore sono state introdotte diversi valori percentuali

alla voce autoconsumo sino all’individuazione del valore della frazione di autoconsumo limite massima di 0,25, corrispondente ad un autoconsumo

del 25%, che consente ancora il raggiungimento dell’equilibrio economico finanziario, tale da suscitare l’interesse del mercato . Infatti, dalla

simulazione risulta che tale frazione di autoconsumo da luogo a dei valori accettabili di redditività e di bancabilità.

Nella simulazione del PEF, per l’energia venduta è stato assunto il prezzo unitario, calcolato nel paragrafo 8.1, pari a 0,877 €/kWh, che tiene anche

conto tanto delle perdite in BT e MT che del servizio del trasporto (CTR). Da questa terza simulazione, in assenza di corrispettivi per

l’Amministrazione, risultano valori economico-finanziari più che soddisfacenti rispetto alle attese dell’investitore privato.

Tale valore, però, non è compatibile con l’ipotesi di effettuare l‘autoconsumo dell’energia simultaneamente prodotta poiché, anche se non si è in

possesso del profilo completo dei consumi elettrici delle utenze dei singoli Comandi, trattandosi di edifici frequentati h24 per motivi di servizio, per


21

quei dati di cui si è riusciti a venire in possesso, e con estrapolazione per quelli mancanti, è stato possibile desumere che la percentuale di

autoconsumo si sarebbe attestata intorno a valori oscillanti tra il 40% - 70%, valori ben superiori rispetto a quello al limite della redditività e della

bancabilità dell’investimento (del 25%). In questo senso per effettuare una stima corretta della quota di autoconsumo sarebbe necessario disporre

delle bollette elettriche delle diverse utenze con il profilo di consumo per le fasce F1, F2 e F3 da correlare con la produzione generata dai singoli

impianti fotovoltaici (variabile secondo il mese dell’anno). Inoltre l’autoconsumo in regime di ritiro dedicato, certamente possibile applicando le

norme, non è praticabile per una percentuale da stabilire, giacché tutta l’energia prodotta dall’impianto, se pervenisse al quadro elettrico principale,

verrebbe autoconsumata istantaneamente per tutta la quota possibile e non potrebbe mai essere limitata tecnicamente.

In considerazione del fatto che l’autoconsumo dell’energia prodotta dall’impianto, in regime di Ritiro Dedicato, deve essere necessariamente

simultaneo alla produzione e non può essere né parcellizzato né accumulato, se il punto di immissione e prelievo coincidono (presupposto per

l’autoconsumo), la percentuale minima di autoconsumo su cui si dovrebbe eventualmente basare la valutazione dell’offerta, oltre a dipendere dalla

potenza installata, dipende anche dal profilo dei consumi dell’Ente, è quindi tecnicamente difficile poterne garantire l’entità o i limiti (soprattutto

un valore del rialzo sopra il valore posto a base di gara).

In sede di gara sarebbe più sostenibile, eventualmente, chiedere un’offerta a ribasso sul prezzo di cessione dell’energia prodotta dall’impianto e

simultaneamente consumata dall’Ente (un dato espresso in €/kWh per l’energia autoconsumata), che svincolerebbe l’offerta dalla quantità

assoluta di energia prelevata in autoconsumo.

L’opzione di chiedere una riduzione del prezzo di cessione dell’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dall’Ente viene

motivata dalle seguenti considerazioni.

Per determinare il valore del ribasso minimo sul prezzo di vendita dell’energia simultaneamente consumata dall’Ente, da porre eventualmente a

base d’asta, è stato introdotto l’artificio di trasformare la percentuale calcolata del 25 %di energia autoconsumata in una corrispondente

diminuzione percentuale del prezzo di cessione dell’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dall’Ente.

In particolare, il corrispettivo della vendita di energia ceduta R ,in € , può esprimersi come segue:

R’ = X’ * p = [X *(1-a)] * p = X * [p * (1-a)] = X * p’

dove

R’ = ricavo dalla vendita di energia ceduta all’Ente;

X = energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dall’Ente (autoconsumo);

a = frazione dell’ energia autoconsumata a titolo gratuito dall’Ente;

X * a = energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dall’Ente a titolo gratuito in kWh;

X’ = X * (1-a ) = energia prodotta dall’impianto e venduta a prezzo pieno di mercato all’Ente in kWh;

p = prezzo pieno di vendita dell’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dell’Ente in regime di libero mercato;

p’ = p (1-a) = prezzo di cessione applicato all’energia prodotta dall’impianto e simultaneamente consumata dall’Ente da porre a base d’asta;


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E’ possibile pertanto determinare il ribasso sul prezzo di acquisto dell’energia ceduta all’Ente, da porre eventualmente a base d’asta, ipotizzando di

ridurre il prezzo di vendita p dell’energia della stessa percentuale (a*100 %) di energia che il modello di simulazione ha permesso di determinare

per l’autoconsumo gratuito. Così, la frazione a di autoconsumo è diventata la frazione di riduzione del prezzo di acquisto dell’energia ceduta

all’Ente, che nella simulazione effettuata corrisponde appunto al 25%.

Dall’analisi svolta risulta un controvalore per l’Amministrazione capitolina pari ad una riduzione del 25% del prezzo dell’energia ceduta all’Ente.

L’Ente potrebbe, in sede di gara, porre a base d’asta il valore percentuale di ribasso sul prezzo dell’energia appena determinato (25%).

Pur tuttavia una tale scelta avrebbe introdotto un elemento di incertezza insostenibile per gli investitori, e soprattutto per gli istituti di credito

incaricati dell’asseverazione finanziaria del Business Plan, a causa dalla variabilità del profilo dei consumi dell’Ente, quand’anche mitigato dall’aver

spostato sul prezzo di acquisto dell’energia ceduta la percentuale da retrocedere all’Ente.

Pertanto, per ragioni di riduzione dei margini di incertezza dell’analisi e di semplificazioni nelle valutazioni sia per gli investitori ai fini della

formulazione di un Piano Economico finanziario sufficientemente robusto nelle sue previsioni così a lungo termine, compatibilmente con la

prevedibilità delle variabili comunque in gioco, che per gli istituti di credito che dovranno asseverarlo, il presente Studio di Fattibilità prenderà in

considerazione la sola ipotesi di retrocessione più sostenibile per Concessionario e Concedente, quella cioè del corrispettivo attualizzato per l’uso

degli spazi pubblici, pari a € 200,00 €/kWp, valore unitario determinato nelle simulazioni al paragrafo 9.2, soggetto peraltro a rialzo in sede di gara.

infatti in tal modo :

- l’Amministrazione capitolina ne otterrà un vantaggio economico significativo in un momento di difficile contingenza economica, di taglio nei

trasferimenti di risorse dallo Stato centrale agli Enti Locali, senza ulteriori oneri;

- il concorrente è in grado di formulare un Piano Economico – Finanziario con minori incertezze, anche ai fini dell’asseverazione da parte degli

istituti di credito; mentre il futuro Concessionario non avrà altri rischi se non quello della realizzazione e gestione dell’opera e non, anche,

quello determinato dalla incertezza ed imprevedibilità del profilo dei consumi dell’Ente, a cui avrebbe dovuto eventualmente cedere

l’energia prodotta dall’impianto e da questo simultaneamente consumata, sia pure ad un prezzo scontato come si è ipotizzato.

Un’altra importante ragione per non considerare l’ipotesi dell’autoconsumo nel ritiro dedicato deriva dal fatto che tutti gli impianti alimentati da

fonti rinnovabili di potenza superiore ai 20 kWp, tutti quelli dei 12 siti, sono tenuti a presentare la denuncia di “Officina elettrica” (Legge

133/1999) quando consumano una parte dell’energia elettrica prodotta dall’impianto, per quanto piccola possa essere la quota autoconsumata,

ai fini del pagamento delle accise all’Agenzia delle Dogane, complicando ulteriormente le procedure autorizzative. Pertanto non verrà

considerato l’autoconsumo neanche nella modalità del ritiro dedicato.

3. MOTIVAZIONE DELLA SOLUZIONE PRESCELTA (FINANZA DI PROGETTO) IN RELAZIONE AI BISOGNI DA SODDISFARE


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La realizzazione di impianti fotovoltaici in appalto di lavori prevede normalmente una serie di valutazioni e di impegni progettuali realizzativi

e di rispetto di norme e procedimenti amministrativi che comportano tempistiche dell’ordine di diversi mesi. Occorre inoltre reperire ed inserire

in bilancio i fondi necessari nella consapevolezza che i tempi di ammortamento saranno medio-lunghi.

In considerazione delle problematiche finanziarie legate al piano di rientro in atto dell’Ente, si è ritenuto opportuno ricorrere, con D.G.C. 349/2011,

al formula di Partenariato Pubblico Privato della Finanza di Progetto di cui all’art. 153 e seg. del D.Lgs n. 163/2006 e s.m. e i., che prevede il ricorso

totale a capitali privati (cosiddetta opera calda).

In breve, con la soluzione prescelta il privato realizza e gestisce l’impianto a proprie spese e lo sfrutta economicamente per la durata di 20 anni,

secondo le previsioni di ricavo del IV Conto Energia, mediante la valorizzazione dell’energia prodotta derivante sia dall’incentivo statale che, nel

caso in esame, dalla vendita di energia in regime di ritiro dedicato. Allo scadere dei 20 anni l’impianto viene riconsegnato all’Ente che lo potrà

sfruttare per circa altri 5-10 anni, atteso che mediamente la vita media di un impianto è previsto sia di almeno di 25 anni, che diventano 30 se

correttamente manutenuto. I ricavi di questi ultimi 5-10 anni saranno in parte destinati a coprire i costi relativi allo smantellamento e smaltimento

dei pannelli fotovoltaici e dei relativi componenti elettrici, salvo le eventuali economie che derivano dall’adesione delle aziende produttrici di

moduli fotovoltaici all’organizzazione PV_CYCLE, che assicura lo smaltimento garantito dei moduli a fine vita. In tal caso il solo costo risultante a

carico dell’Ente sarebbe quello dello smontaggio e smaltimento dei supporti metallici, lasciando in tal modo ulteriori margini di guadagno per

l’Ente, successivamente quantificati.

I lastrici dei terrazzi che ospiteranno gli impianti, ove ritenuto opportuno o già previsto, dovranno essere impermeabilizzati con idonei materiali in

modo tale da evitare il successivo smontaggio dei pannelli con conseguente interruzione della produzione e conseguente perdita economica per il

gestore privato.

Da una prima stima sono emersi problemi di infiltrazioni d’acqua per alcune coperture dove occorre intervenire con opere di preventiva

manutenzione ordinaria su 5.537 mq a carico del soggetto Concessionario.

Questo significa che il bisogno dell’intervento di impermeabilizzazione su questi terrazzi di copertura viene soddisfatto senza spesa alcuna per

l’Amministrazione capitolina e nell’interesse anche del gestore, per non avere interruzione di disponibilità di energia a causa di futuri interventi di

impermeabilizzazione, che proprio per questo conviene anticipare.

3.1 Superfici interessate agli interventi di impermeabilizzazione

Si è stimato di impegnare una superficie complessiva di 24.173 mq, dei quali 22.149 mq per le superfici poste su lastrici solari e sulle coperture a

falda, e 2.024 mq per le superfici poste su aree esterne agli edifici, (8,4 % del totale).

Della superficie destinata a copertura e lastrici solari si prevede che il 25 % (5.537 mq.) necessiti di interventi di impermeabilizzazione preventiva,

con valutazione dell’ intervento minimo opportuno, tale da garantire l’assenza di infiltrazioni per almeno 30 anni, da determinare da parte dei

proponenti delle offerte anche in considerazione delle indicazioni fornite nell’ALLEGATO – DESCRIZIONE DEI SITI.

3.2 Considerazioni strutturali


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Il tipo di impianto prescelto per gli edifici, (moduli a tecnologia silicio policristallino montati su struttura poggiata al lastrico solare con opportuni

contrappesi o fissata sulle falde), comporta un nuovo peso, che andrà a gravare sul solaio piano di copertura, di circa Kg 40 per ogni kWp. Tale

peso, in linea di massima, è quasi trascurabile anche se in ogni caso i soggetti proponenti delle offerte dovranno eseguire le necessarie verifiche

di idoneità statica dei solai e stabilire se gli stessi siano capaci di sopportare il maggiore carico, anche in relazione alle eventuali sollecitazioni

trasversali che verrebbero a determinarsi.

4. SCHEMA CONCESSORIO E VANTAGGI PER L’AMMINISTRAZIONE

4.1 Schema concessorio

Le attività preliminari che si richiedono all’investitore privato si articolano come segue:

- sopralluogo e analisi preliminare dei siti oggetto di realizzazione degli impianti al fine di valutare tutti gli aspetti, sia tecnici (miglior orientamento,

eventuale presenza di ombre ed ostacoli, intervento minimo per le impermeabilizzazioni, staticità) che del vigente regime vincolistico a cui sono

sottoposti, anche alla luce dei pareri espressi in sede di Conferenza dei Servizi all’uopo indetta;

- valutazione economica degli impianti e realizzazione del relativo business plan prevedendo di intervenire con l’integrazione architettonica dei

pannelli ove le caratteristiche del sito lo richiedano;

- definizione della proposta per la realizzazione e gestione degli impianti, attraverso la presentazione della documentazione prevista dalle vigenti

norme per gli interventi da realizzare con procedura di project financing.

Dopo la scelta della proposta economicamente più conveniente con l’individuazione del soggetto Concessionario, lo stesso dovrà provvedere, a

proprie cure e spese, alla:

- progettazione definitiva-esecutiva dei singoli impianti per un numero complessivo di moduli fino a raggiungere la massima potenza installabile in

ogni singolo impianto;

- realizzazione integrale degli impianti fotovoltaici, compreso le necessarie opere di impermeabilizzazione dei lastrici solari e le piccole

manutenzioni preventive degli stessi;

- gestione delle pratiche tecnico - amministrative di allaccio alla rete elettrica con il Distributore e per l’attivazione della Convenzione del Ritiro

Dedicato;

- gestione delle pratiche per l’ottenimento delle tariffe incentivanti del Conto Energia vigente all’entrata in esercizio degli impianti, in conformità

alle direttive deI GSE, ed ogni altro adempimento amministrativo correlato richiesto;

- disbrigo di tutte le pratiche finanziarie per la gestione della copertura finanziaria dell’operazione;

- attivazione di un sistema telematico di monitoraggio e tele-gestione degli impianti fotovoltaici anche ai fini della pubblicazione dei dati sulla

produzione di energia e di riduzione di emissioni di gas clima-alteranti su web;


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- collaudo definitivo degli impianti;

- pagamento dell’organo di collaudo in corso d’opera degli impianti i cui componenti saranno scelti dal Concedente, computato sulla base del

Tariffario per Ingegneri ed Architetti, congruamente scontato. Sono a carico del Concessionario le spese per il personale e le attrezzature

necessarie per eseguire le operazioni di riscontro, compreso quanto necessario al collaudo statico, che il collaudatore riterrà necessari;

- pagamento dell’organismo di controllo per la verifica (validazione) di cui all’art. 112 del D.Lgs 163/2006 e dell’art. 47 del D.P.R. 554/99

propedeutica alla validazione del progetto esecutivo da parte del Responsabile Unico del Procedimento;

- pagamento dell’incentivo ai sensi dell’art. 92 del D. Lgs 163/2006 pari allo 0,5 % dell’importo lavori + oneri di sicurezza;

- gestione funzionale degli impianti per 20 anni a partire dalla data di entrata in esercizio degli impianti, previo collaudo;

- manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti per tutta la durata della gestione;

- costituzione di apposita polizza assicurativa “all risk” per gli impianti;

- restituzione, al termine del periodo di gestione, degli impianti a Roma Capitale che beneficerà direttamente dei proventi della vendita dell’energia

(seconda fase).

Il Concessionario, quale risultante dall’offerta economicamente più vantaggiosa, in sede di aggiudicazione della gara, con apposita Convenzione si

dovrà impegnare a:

a) trasferire al Concedente (Roma Capitale), la somma derivante dal corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici per i successivi 20 anni,

come stabilito in sede di gara, con modalità e tempi da citare nella bozza di convenzione;

b) provvedere, in tempi certi e con penali prestabilite, qualora dovessero rendersi necessari interventi di impermeabilizzazione, nell’arco dei 20

anni, sia che questi derivino da problematiche comunque riconducibili all’impianto, sia che risultino da una non adeguata impermeabilizzazione,

effettuata o non effettuata, prima dell’istallazione dell’impianto stesso sulle superfici sulle quali insistono l’impianto e le relative linee di

connessione.

c) per ogni impianto offrire garanzia sul valore medio della producibilità minima annua in kWh, Pm, per kWp installato e per i successivi 20 anni

dall’entrata in esercizio degli impianti, pari a Pm = 1300 (1-e)N-1

kWh/kWp, dove e = 0,009 e N è l’anno di calcolo.

Trasparenza, controllo di qualità della gestione e divulgazione dei dati sulla produzione di energia per fini socio-educativi

Il Concessionario dovrà inoltre garantire con trasparenza, attraverso la pubblicazione delle corrispondenti letture, anche sul portale web di Roma

Capitale, la qualità della gestione degli impianti nel tempo rendendo pubblici i dati sulla produzione energetica e sulla riduzione delle emissioni di

CO2 rendendo fruibile, sia per ogni singolo impianto che in modo aggregato, le seguenti informazioni:

1) la produzione ed il rendimento degli impianti a valle degli inverter, in corrispondenza del misuratore GSE, calcolato sulla base

dell’irraggiamento avutosi nel periodo di riferimento;

2) la quantità di CO2 che si è evitato di immettere, sulla base del mix energetico italiano, da aggiornare annualmente.

Tutte le rilevazioni dei precedenti punti dovranno tutte essere fornite con le seguenti finestre temporali:


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- come valore medio calcolato sulla finestra temporale mobile, nell’ultima ora, nelle ultime 24 ore e negli ultimi 30 giorni;

- come interpolazione lineare dei valori annuali misurati a partire dall’entrata in esercizio degli impianti;

- come valori attuali cumulati calcolati nel periodo che va dall’entrata in esercizio degli impianti sino al momento dell’ultimo dato disponibile.

4.2 Vantaggi per l’Amministrazione

I vantaggi per l’Ente sono molteplici e sinteticamente riepilogabili come segue:

- nessuna necessità di impegnare fondi di bilancio, né in conto investimento né in conto gestione annua, essendo il costo dell’impianto fotovoltaico

e gli oneri relativi (assicurazione, manutenzione, ecc.) compresi nella gestione del soggetto Concessionario;

- nessun impegno di personale interno per gestione di complesse procedure tecnico amministrative, tantomeno per interventi di manutenzione e

di gestione delle letture dell’energia prodotta dall’impianto e/o autoconsumata;

- gestione finanziaria positiva dell’intervento, determinata dal risparmio del costo che l’Ente dovrebbe sostenere per l’impermeabilizzazione dei

lastrici solari delle coperture degli edifici che presentano necessità di intervento;

- gestione economica positiva dell’iniziativa derivante dalla valorizzazione economica con corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici,

per superfici che non avrebbero potuto altrimenti generare reddito, e la cui redditività è allineata al margine di guadagno che si ricaverebbe dalla

vendita degli impianti, al netto dei costi di realizzazione, una volta realizzati e correttamente avviati;

- in ultimo, ma non per importanza, la concreta possibilità di ridurre in maniera sensibile le emissioni di CO2 determinata dalla sostituzione

degli attuali consumi elettrici da fonti non rinnovabili con energie rinnovabili.

Inoltre, le risorse economiche liberate in tale operazione possono essere a loro volta reinvestite dall’Ente per l’efficientamento energetico del

patrimonio edilizio, contribuendo così ulteriormente al risparmio energetico dell’Ente. Ciò consentirebbe di prolungare nel tempo i benefici

potenzialmente insiti dall’iniziativa, con ulteriore risparmio di risorse pubbliche, permettendo così l’ammodernamento delle strutture edilizie a costo

zero, a beneficio soprattutto della qualità degli ambienti di lavoro e al contempo ridurre ulteriormente le emissioni di CO2.

5. TIPOLOGIA DEGLI IMPIANTI – DESCRIZIONE – MODALITA’ D’INSTALLAZIONE

Gli impianti fotovoltaici ed i relativi componenti, devono rispettare le prescrizioni contenute nelle norme tecniche di cui all’art. 11 commi 2, 3, 4, 5

e 6 del D.M. 5.05.2011 ed s.m.i. e relativo Allegato 1. Ove si preveda l’installazione di impianti con caratteristiche innovative finalizzate

all’integrazione architettonica occorre fare riferimento anche alle caratteristiche costruttive riportate all’art. 15 e relativo Allegato 4 D.M. 5.5.2011

ed s.m.i.

E’ prevista l’installazione di moduli fotovoltaici (pannelli) con tecnologia a silicio policristallino montati su struttura di supporto poggiante con

contrappesi direttamente sul lastrico solare senza necessità di ancoraggi. In sede di gara si terrà conto delle tecnologie innovative proposte,


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anche di integrazione architettonica ove proposte (TITOLO III e Allegato 4 del DM 5.05.2011), nel rispetto della potenza complessiva

programmata e dimostrando il conseguimento dell’equilibrio economico-finanziario dell’investimento.

Si richiama inoltre il rispetto della “Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici – Edizione 2012” emanata dal Dipartimento dei Vigili del

Fuoco, del Soccorso Pubblico e della Difesa Civile (DCPREV) - Prot n.1324 del 7 febbraio 2012 – Ministero degli Interni- che recepiscono i contenuti

del D.P.R. 1 agosto 2011,n. 151 in materia di normativa antincendio.

5.1 Qualità degli impianti

Moduli fotovoltaici

I moduli fotovoltaici dovranno:

- essere preferibilmente realizzati in Europa ;

- possedere una efficienza maggiore o uguale a 130 W/m2;

- essere certificati secondo la normativa IEC 61215;

- essere dotati di garanzia di almeno 25 anni per quanto concerne le prestazioni.

Strutture di supporto dei moduli fotovoltaici

Le strutture di supporto dei moduli fotovoltaici dovranno essere realizzate in acciaio zincato a caldo, o alluminio o materie plastiche resistenti agli

agenti atmosferici e dovranno svolgere la loro funzione per tutti gli anni di vita degli impianti, che sono stimati in 25-30 anni.

E’ consigliabile utilizzare sistemi di ancoraggio delle strutture al lastrico solaio senza eseguire perforazioni del mattonato.

Si dovranno prendere, durante il montaggio delle strutture, tutti gli opportuni accorgimenti per non danneggiare l’integrità del lastrico

solare dei terrazzi degli edifici in modo da evitare eventuali future infiltrazioni di acqua all’interno degli stessi che comporterebbero interventi

di manutenzioni durante la vita produttiva degli impianti.

Convertitori statici c.c./c.a.

I convertitori dovranno:

- essere dotati di garanzia di almeno 10 anni contro i difetti di fabbricazione e di materiale direttamente dichiarati dalla casa costruttrice;

- possedere una efficienza minima maggiore o uguale al 95%.

Quadri elettrici

I quadri elettrici dovranno contenere le apparecchiature di manovra e protezione, a norme CEI 23-3 o CEI 17-5, e gli scaricatori di sovratensione.

Tali quadri dovranno essere provvisti di targa d’identificazione composta da:

- tipo numero o altro mezzo d’identificazione;

- marcatura CE.


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Condutture elettriche

La connessione elettrica fra i moduli fotovoltaici, prevista in posa a vista, dovrà essere realizzata tramite cavi unipolari attestati, con connettori

rapidi stagni, ai corrispondenti connettori già assemblati in fabbrica sulle cassette di terminazione dei moduli stessi. Tali cavi saranno sottoposti ai

raggi UV e ad alte temperature, pertanto dovranno essere di tipo “solare”, unipolari con conduttori in rame stagnato e isolamento e guaina in

gomma, tensione nominale 600/1000 Volt. La sezione dei cavi non dovrà essere inferiore ai 4 mm2.

Le rimenanti condutture dovranno essere realizzate con cavi sprovvisti di conduttore di protezione, contenuti in canali chiusi e/o tubi in materiale

isolante (per tutti i percorsi in vista che non presentino pericolo di danneggiamento meccanico) e/o metallici zincati a caldo (per tutti i percorsi in

vista che presentino pericolo di danneggiamento meccanico) con grado di protezione almeno IP4X e che offrano specifiche garanzie di

comportamento all'incendio (resistenti alla prova del filo incandescente a 850 C°).

Per tutti i percorsi non lineari a vista e per il raccordo di cassette e quadri elettrici si dovranno utilizzare guaine flessibili, armate ove vi sia la

presenza di pericoli di danneggiamento meccanico. Le connessioni dovranno essere eseguite con appositi morsetti. Non sono ammesse connessioni

entro tubi di sezione circolare o di altra forma. Sono ammesse connessioni entro canali porta cavi ammesso che i morsetti siano del tipo IPXXB.

Sistema di sicurezza

Al fine di garantire la dovuta sicurezza nella fase di manutenzione, i terrazzi sprovvisti di parapetto (balaustra), ovvero provvisti ma di altezza

inferiore a quella stabilita dalle norme vigenti, dovranno essere muniti di linee vita o di altri sistemi di sicurezza idonei.

5.2 Posizionamento dei moduli sugli edifici

I moduli devono essere posizionati sugli edifici secondo le modalità di cui agli ALLEGATI 2 e 4 al D.M. 5.5.2011.

Devono essere rispettate le modalità di posa di seguito indicate:

a) Moduli installati sui tetti piani ovvero su coperture con pendenze fino a 5°: qualora sia presente una balaustra perimetrale, la quota massima,

riferita all’asse mediano dei moduli, deve risultare non superiore all’altezza minima della stessa balaustra. Qualora non sia presente una balaustra

perimetrale l’altezza massima dei moduli rispetto al piano non deve superare i 30 cm.

b) Moduli installati su tetti a falda: I moduli devono essere installati in modo complanare alla superficie del tetto con o senza sostituzione della

medesima superficie.

c) Moduli installati per integrare e sostituire elementi architettonici: i moduli devono sostituire componenti architettonici degli edifici.

In assenza di elementi perimetrali o in presenza di elementi perimetrali alti fino a 30 cm da terra (H <= 30 cm),

l’altezza massima dei moduli (H1) rispetto al piano non deve superare i 30 cm (vedi figura che segue).


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In caso di presenza di una balaustra, l’altezza Hm del modulo fotovoltaico o della schiera dei moduli fotovoltaici,

misurata da terra fino all’asse mediano degli stessi,


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non deve superare l’altezza della balaustra perimetrale misurata nel suo punto più basso (vedi figura che segue).

I moduli, al fine di risultare complanari alle coperture a falda,


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dovranno essere montati mantenendo la stessa inclinazione della superficie che li accoglie;

E’ necessario, inoltre, che la distanza tra la superficie dei moduli e la superficie di copertura sia ridotta al minimo indispensabile.

In ogni caso, i moduli non dovranno sporgere rispetto alla falda di copertura (vedi figura che segue).


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Nelle aree di tutela architettonica e paesaggistica gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, di cui al TITOLO III del DM

5.5.2011, utilizzano moduli non convenzionali e componenti speciali sviluppati specificamente per integrarsi e sostituire elementi architettonici

(vedi figura seguente)


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6. STIMA DEI COSTI

Sono previsti n. 12 Impianti fotovoltaici di potenza variabile, per un totale calcolato di 2.316,1 KWp.

Il costo complessivo dell’investimento ammonta ad € 6.771.075,58 (IVA esclusa) così ripartito:

- Costo Impianti fotovoltaici compreso apparecchiature elettriche e collegamenti = € 5.790.250,00 (vedi Tabella 3);

- Costo di impermeabilizzazione lastrici solari secondo le tariffe (30 €/mq) del prezzario lavori (si prevede di intervenire sul 25 % della superficie di

installazione dei pannelli sugli edifici) = € 166.104,77

Totale Lavori = € 5.956.354,77

Oneri di sicurezza = € 77.432,61;

Totale lavori + oneri sicurezza = € 6.033.787,38

Altre spese:

- Spese tecniche (progettazione definitiva ed esecutiva) e spese generali (2 % del totale lavori + oneri sicurezza) = € 120.675,75

- Spese per predisposizione proposta project financing (1 % del totale lavori + oneri sicurezza) = € 60.337,87

- Spese varie per allacciamenti e pratiche GSE ed ACEA (1 % del costo degli impianti) = € 57.902,50

- Eventuali imprevisti (3 % dell’importo lavori per impermeabilizzazioni) = € 4.983,14

- Somma da destinare all’Amministrazione capitolina per incentivo e funzionamento commissione aggiudicatrice (0,5 % del totale lavori + oneri di

sicurezza – art. 92 c. 5 e art. 84 comma 11 del D.Lgs. 163/06) = € 30.168,94

Totale altre spese = € 274.068,20

Versamento iniziale in favore dell’Amministrazione capitolina del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici (corrispettivo unitario =

200,00 €/kWp), che, per una potenza minima installabile calcolata pari a 2.316,1 kWp, fornisce un valore minimo da corrispondere inizialmente

all’Amministrazione di 2.316,1*200 = € 463.220,00.

Pertanto, le offerte economiche dei concorrenti saranno proporzionali alle potenze che si ipotizza di riuscire ad installare.

Il corrispettivo di 200 €/kWp installato, come determinato in sede di sviluppo dell’analisi (vedi par. 9.2), sarà soggetto, in sede di gara, a rialzo.

Nello stabilire il costo dei materiali fotovoltaici si è tenuto conto che trattasi di quantità considerevoli per le quali le aziende produttrici praticano

sconti speciali.

Di seguito si riportano i costi che entrano a far parte del quadro economico per la determinazione dell’investimento complessivo dell’intervento da

inserire nel Disciplinare di Gara.


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QUADRO ECONOMICO

COSTO LAVORI QUANTITACOSTO UNITARIO IMPORTO

Lavori installazione impianti 2316,1 kWp 2500 €/kWp € 5.790.250,00

Lavori di impermeabilizzazione 5.537 mq 30 €/mq € 166.104,77

Totale lavori € 5.956.354,77

VALORE %

Oneri di sicurezza 1,30% € 77.432,61

SUB TOTALE PER IMPORTO LAVORI + ONERI SICUREZZA € 6.033.787,38

Lavori installazione impianti: Categoria OG9 66,36% € 3.842.409,90

Oneri sicurezza installazione impianti: Categoria OG9 1,3% € 49.951,33

Spese di Progettazione su lavori + oneri sicurezza: Categoria OG9 2,0% € 77.847,22

Lavori installazione impianti: Categoria OG11 33,64% € 1.947.840,10

Oneri di sicurezza installazione impianti: Categoria OG11 1,3% € 25.321,92

Spese di Progettazione su lavori + oneri sicurezza: Categoria OG11 2,0% € 39.463,24

Lavori impermeabilizzazioni: Categoria OS8 € 166.104,77

Oneri di sicurerra impermeabilizzazione: Categoria OS8 1,3% € 2.159,36

Spese di Progettazione su lavori + oneri sicurezza: Categoria OS8 2,0% € 3.365,28

COSTI ACCESSORI VALORE %COSTO

Spese di progettazione (tecniche e generali) 2,0% € 120.675,75

Spese Predisposizione proposta di Project Financing 1,0% € 60.337,87

Spese per spese varie per allacciamenti e pratiche GSE ed ACEA 1,0% € 57.902,50

Spese per eventuali imprevisti 3,0% € 4.983,14

Somme da destinare all'Amministrazione capitolina per incentivo 0,5% € 30.168,94

SUB TOTALE PER COSTI ACCESSORI € 274.068,20

INVESTIMENTO PARZIALE € 6.307.855,58

CORRISPETTIVO PER L'AMMINISTRAZIONE QUANTITA’'COSTO UNITARIO COSTO

Corrispettivo attualizzato per utilizzo di spazi pubblici 2316,1 kWp 200 €/kWp € 463.220,00

INVESTIMENTO TOTALE € 6.771.075,58


35

7. ENERGIA PRODOTTA

La producibilità elettrica annua è stata stimata, in base alle caratteristiche di esposizione al sole, impianto per impianto, considerando i valori di

producibilità annua ricavati dal Photovoltaic Geographical Information System (sito web: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis) per la latitudine della

città di Roma, per una inclinazione di 30°, per i diversi orientamenti ipotizzati, per pannelli fotovoltaici in silicio policristallino, tenuto conto delle

temperature medie di funzionamento e delle varie perdite di sistema (perdite dovute a cablature, inverter, ecc) stimate in una percentuale del 14%

(vedi Tabella 1). Quindi per un impianto di 2.316,1 kWp, pari a circa 2,3 MWp, di potenza si ottiene una producibilità annua iniziale di

2.852.047,5 kWh, pari a poco più di 2,85 GWh.

8. VALORIZZAZIONE DELL’ENERGIA PRODOTTA - RICAVI

Il conto energia costituisce la fonte di ricavo principale per il soggetto responsabile dell’impianto fotovoltaico poiché comporta l’erogazione di un

incentivo, proporzionale alla produzione di energia elettrica, costante per i successivi 20 anni.

L’incentivo stabilito per impianti che entrino in esercizio entro il II° semestre 2012, è quello stabilito dal D.M. 5.5.2011 – Allegato 5 – TABELLA 3 –

Piccoli Impianti di cui al Titolo II, che, per potenze maggiori a 20 kWp e non superiori a 200 kWp è di 0,214 per ogni kWh di energia prodotta da

impianti su edifici, mentre per impianti con potenze maggiori a 200 kWp e non superiori a 1000 kWp è di 0,202 per ogni kWh di energia prodotta

su edifici e di 0, 155 per ogni kWh di energia prodotta a terra. Tutte le tariffe sono da maggiorare del 10% qualora si utilizzino materiali prodotti

all’interno dell’Unione Europea (vedi tabella 4).

Un’ulteriore fonte di ricavo è costituita dalla valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto che può essere autoconsumata, con lo scambio sul

posto, o immessa in rete e quindi venduta, in tutto o in parte, al mercato.

La vendita dell’energia può avvenire in modo indiretto, mediante la stipula di una convenzione di ritiro dedicato con il GSE, ovvero in modo diretto

attraverso la vendita in borsa o a un grossista con contratto bilaterale.

Nel calcolo dei ricavi si è optato per il tipo di vendita indiretta dell’energia prodotta e immessa in rete dai vari impianti, sia per semplicità

gestionale che per la maggiore redditività dei prezzi minimi garantiti rispetto ai prezzi di mercato. Tutti gli impianti alimentati da fonti

rinnovabili di potenza attiva nominale fino a 1 MW hanno diritto ai prezzi minimi garantiti, differenziati per scaglioni e aggiornati annualmente

dall’AEEG. I prezzi minimi garantiti risultano sempre vantaggiosi rispetto a quelli zonali di mercato. Infatti, se su base annua dovesse risultare che i

prezzi di mercato avrebbero potuto fruttare di più al produttore, il GSE provvede ad effettuare un conguaglio in suo favore.

Il prezzo minimo dell’energia fotovoltaica venduta nel 2012 al gestore, garantito per impianti con potenza installata inferiore a 1 MW, è stabilito

con Comunicato AEEG del 30/01/2012 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas – TABELLA 1- ed è così scaglionato:

fino a 3.750 kWh 102,7 €/MWh

oltre 3.750 kWh fino a 25.000 kWh 92,4 €/MWh

oltre 25.000 kWh fino a 2.000.000 kWh 78,3 €/MWh


36

Dalla Tabella 4 si evince che i singoli impianti hanno, per ciascuno dei 13 siti considerati, produzioni annue tutte comprese nella terza fascia della

citata TABELLA 1 del Comunicato, pertanto il prezzo minimo garantito dal gestore ammonta a 78,3 €/MWh.

8.1 Convenzione per il ritiro dell’energia elettrica

Oltre a riconoscere al produttore il prezzo minimo garantito ovvero il prezzo zonale, il contratto semplificato di Ritiro Dedicato prevede una serie di

compensazioni attive e passive calcolate percentualmente sull’energia immessa in rete. Entrambe le perdite di debito e credito entrano nel “conto”

intestato al produttore, dove vengono accreditati anche gli importi per la cessione di energia.

Ai fini della remunerazione, l’energia elettrica immessa in rete ed oggetto della Convenzione con il GSE, di cui all’ art. 13, commi 3 e 4, del D. Lgs n.

387/03 e art. 1, comma 41 della Legge n, 239/04, è incrementata, nel caso di punti di immissione in bassa e media tensione, di un fattore

percentuale secondo le stesse modalità previste dall’art. 12, comma 6, lettera a), dell’Allegato A alla delibera AEEG n. 111/06 e successive modifiche

ed integrazioni.

A tal proposito l’art. 2 comma 4 del Testo Integrato sulle Connessioni Attive (TICA) stabilisce che il livello di tensione a cui è erogato il servizio di

connessione è determinato sulla base delle seguenti condizioni:

a) per potenze in immissione richieste fino a 100 kW, il servizio di connessione è erogato in bassa tensione (BT);

b) per potenze in immissione richieste fino a 6.000 kW, il servizio di connessione è erogato in media tensione (MT), fatto salvo quanto previsto alla

lettera a).

La Convenzione tra produttore e GSE regola le condizioni economiche relative al ritiro dedicato, nonché le condizioni economiche relative al servizio

di trasporto e di dispacciamento in immissione.

Nell’ambito della convenzione, il GSE, dando separata evidenza alle diverse voci:

a) riconosce i prezzi minimi per l’energia elettrica oggetto del ritiro dedicato (prezzo praticato nel 2012 di 78,3 €/MWh);

b) applica i corrispettivi di cui all’articolo 17, comma 17.1, e all’articolo 19 del Testo integrato – Componente CTR per il servizio di trasmissione per le

imprese distributrici di cui alla Tabella 6 – Delibera ARG/elt 228 -10 (prezzo praticato nel 2011 pari a 0,00416 €/kWh);

c) per i soli impianti di potenza attiva nominale superiore a 50 kW, applica i corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni

di cui all’articolo 36, comma 36.1, della deliberazione n. 111/06;

d) per i soli impianti alimentati da fonti programmabili, applica i corrispettivi di sbilanciamento;

e) applica un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore, di cui alla lettera a), dell’energia elettrica ritirata ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del

decreto legislativo n. 387/03 e del comma 41 della legge n. 239/04, a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo di 3.500 euro all’anno per

impianto.

Si elencano separatamente i corrispettivi passivi e i corrispettivi attivi tenendo in considerazione che l’immissione in rete può avvenire in BT (bassa

tensione) o in MT (media tensione).

Corrispettivi Passivi


37

1. Corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell’energia elettrica ritirata. Rimborsa il GSE per i costi amministrativi di gestione del servizio

e non può superare, per ogni impianto, la cifra annua di 3.500 € (articolo 4, comma 2, lettera e), delibera 280/07);

2. Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni per i soli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 50 kW

(art. 4, comma 2, lettera c ), delibera 280/07);

3. Corrispettivo di sbilanciamento per i soli impianti alimentati da fonti programmabili – non è il caso del fotovoltaico - (art. 4, comma 2,

lettera d) delibera 280/07);

Tutte queste voci passive rappresentano comunque dei costi contenuti, che non incidono in maniera significativa sui proventi economici della

vendita di energia.

Corrispettivi attivi

1. Prezzo dell’energia elettrica prodotta (Prezzo minimo garantito, pari nel caso in esame a 0,0783 €/kWh) aumentato del coefficiente di

perdita in MT e BT (Tabella 8 della Delibera AEEG 350/07 di modifica alla Delibera 111/06);

2. Agli impianti connessi in bassa tensione (BT) o in media tensione (MT), il GSE riconosce, per l’energia elettrica immessa in rete, un rimborso

per costi non sostenuti, e cioè il corrispettivo, t, di trasporto CTR, pari a 0,00416 €/kWh per il 2011. Tale corrispettivo tiene anche conto

delle perdite di rete, ed è quindi aumentato di un fattore percentuale, f , del 4,2 % per la MT e del 9,9% per la BT.

A sua volta il GSE riceve tale componente dalle imprese distributrici (art. 13, comma 1, lettera b, della Delibera dell’AEEG n. 348/2007 e smi

– Allegato A).

Calcolo del corrispettivo per ritiro dedicato

Energia prodotta annualmente, X, (pari a 2.852.047,5 kWh nel primo anno)

Immissione in rete [con fattore di perdita, p, pari a 0,051 (5,1%) in MT e 0,108 (10,8 %) in BT] = X (1+p)

Per il primo anno il valore medio pesato del fattore di perdita in BT e MT vale p = 0,0572 (5,72 %) (vedi Tabella 5)

Calcolo corrispettivi attivi per vendita energia: X (1+p) c = 2.852.047,5* (1 + 0,0572) 0,0783 = €236.092,12 (vedi Tabella 5);

Sempre per il primo anno il valore medio pesato del corrispettivo per il trasporto in MT e BT vale f = 0,0482 (4,82 %) (vedi Tabella 5);

Corrispettivo per il trasporto C.T.R. : X (1+f) * t = 2.852.047,5 * (1+0,0482) * 0,00416 = € 12.436,56 (vedi Tabella 5).

Trascurando i corrispettivi passivi il totale di ricavo R dalla vendita di energia il primo anno corrisponde complessivamente a R = 236.092,12 +

12.436,56 = € 248.528,68. Questo ricavo da vendita di energia tiene già conto del corrispettivo per il servizio di trasporto e del fattore di perdita in

BT e MT.

Pertanto, tenuto conto che le immissioni in rete avvengono in BT e in MT, a ciò corrisponde un prezzo di vendita minimo calcolato, p, al lordo del

fattore di perdita e del corrispettivo di trasporto CTR, pari a R/X = 0,0871 €/kWp anziché 0,0783 €/kWp riconosciuto dal GSE (vedi Tabella 5). E’

come se per ogni kWh prodotto si corrispondono (0,0871 – 0,783) = 0,0088 ≅ 0,01 €/kWh per il solo fatto di immettere in BT e MT, ovvero, si

corrispondano mediamente circa (0,0088 * 2.852.047,5 /2.316,1=) 10,80 €/(kWp*anno) durante i primi 20 anni di vita produttiva dell’impianto.

Tale ulteriore contributo è quindi da imputarsi ai costi non sostenuti dall’impresa distributrice di energia per consegnare l’energia alla MT e BT e

che per questo riconosce al produttore che immette in MT e BT, attraverso GSE con la convenzione per il ritiro dedicato.


38

TABELLA 5

MUNICIPIO INDIRIZZO PROD'

(kWh/anno)

POTENZA NOMINALE

(KwP)

TENSIONE DI

IMMISSIONE

FATTORE DI

PERDITA

PRODUZIONE CALCOLATA

(kWp)

PRZZO MINIMO (€/kWh)

RICAVO DA VENDITA

(€) FATTORE DI TRASPORTO

CONTRIBUTO CTR (€)

VENDITA + CTR PER

SITO (€)

INCIDENZA % VENDITA + CTR PER

SITO

4 Via Flavio Andò 12 231363,0 188,10 MT 1,0510 243162,51 0,0783 € 19.039,62 1,0420 € 1.002,89 € 20.042,52 8,06%

6 Via Torre Annunziata 1 97375,0 77,90 BT 1,1080 107891,50 0,0783 € 8.447,90 1,0990 € 445,18 € 8.893,09 3,58%

7 Viale Palmiro Togliatti

987 191875,0 153,50 MT 1,0510 201660,63 0,0783 € 15.790,03 1,0420 € 831,72 € 16.621,75 6,69%

8 Via Ferdinando Conti 7 344796,0 292,20 MT 1,0510 362380,60 0,0783 € 28.374,40 1,0420 € 1.494,59 € 29.868,99 12,02%

8 Via Vincenzo Bonifati 125599,5 161,40 MT 1,0510 132005,07 0,0783 € 10.336,00 1,0420 € 544,44 € 36.318,80 14,61%

9 Via Macedonia 120 325250,0 335,40 MT 1,0510 341837,75 0,0783 € 26.765,90 1,0420 € 1.409,87 € 17.267,48 6,95%

11 Viale Aldo Ballarin 120 114636,0 207,30 MT 1,0510 120482,44 0,0783 € 9.433,77 1,0420 € 496,91 € 22.133,37 8,91%

15 Via Poggio Verde 389 658378,5 533,10 MT 1,0510 691955,80 0,0783 € 54.180,14 1,0420 € 2.853,89 € 57.034,03 22,95%

16 Via Donna Olimpia 43 240625,0 192,50 MT 1,0510 252896,88 0,0783 € 19.801,83 1,0420 € 1.043,04 € 20.844,87 8,39%

18 Via Aurelia 470 121770,0 99,00 BT 1,1080 134921,16 0,0783 € 10.564,33 1,0990 € 556,71 € 11.121,04 4,47%

19 Via Federico Borromeo

67 35500,0 28,40 BT 1,1080 39334,00 0,0783 € 3.079,85 1,0990 € 162,30 € 3.242,15 1,30%

20 Via Federico Caprilli

11/23 56287,0 47,30 BT 1,1080 62366,00 0,0783 € 4.883,26 1,0990 € 257,34 € 5.140,59 2,07%

TOTALI 2852047,5 3015225,05 € 236.092,12 € 12.436,56 € 248.528,68 100,00%

MEDIE PESATE 1231,40085 1,0572 1,0482

PREZZO UNITARIO CALCOLATO PER kWh 0,0871404


39

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Via F

lavio

Andò

12

Via T

orre

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unziat

a 1

Viale

Palm

iro T

oglia

tti 9

87

Via F

erdina

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Con

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Via V

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Boni

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Via M

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120

Viale

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120

Via P

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Verd

e 38

9

Via D

onna

Olim

pia

43Via A

urel

ia 4

70

Via F

eder

ico

Bor

rom

eo 6

7

Via F

eder

ico

Cap

rilli 11

/23

CONTRIBUTO CTR (€)

RICAVO DA VENDITA (€)


40

In definitiva i corrispettivi attivi per il Concessionario, previsti nella stima dei ricavi sono (vedi paragrafo 1.2), quindi, costituiti da:

- Conto energia (tariffa incentivante II semestre anno 2012);

- Vendita energia immesse in rete a prezzo minimo garantito secondo la formula del ritiro dedicato tenuto conto del fattore di perdita;

- Servizio di trasporto, dato dall’energia immessa in rete per il coefficiente di trasporto (CTR), determinato dai costi non sostenuti dal Gestore di

Rete e da questi pertanto rimborsati al produttore di energia.

Questi ricavi, vengono ceduti al privato Concessionario il quale rientra così dei costi sostenuti per l’investimento iniziale e per la connessa gestione

durante tutto l’arco della durata della concessione (20 anni).

9. ANALISI ECONOMICO – FINANZIARIA

I progetti d’investimento infrastrutturale, per poter sollecitare l’interesse di mercato e prefigurare, pertanto, l’attivazione di capitali privati e dei

finanziamenti bancari strutturati in project financing, devono esprimere livelli di redditività e di bancabilità considerati accettabili per il settore sia

dai soggetti promotori che finanziatori.

In seguito vengono stabiliti i livelli di accettabilità assunti con il presente studio di fattibilità:

Redditività:

- TIR progetto soglia netto minimo: 5% (posto pari al costo medio ponderato del capitale – WACC);

- TIR azionisti soglia netto minimo: 8,00% (posto pari al costo opportunità del capitale proprio - rendimento del capitale investito atteso dal

privato);

- VAN di progetto: superiore allo zero.

Bancabilità:

- Indice MADSCR (Medium Annual Debt Service Cover Ratio) minimo: 1,20.

- Rapporto debito-equity sul costo totale dell’intervento: 80/20 (leva finanziaria (230+80)/20= 5).

9.1 - Metodologia di valutazione della sostenibilità economica e finanziaria

Le condizioni di convenienza economica e di sostenibilità finanziaria sono state verificate attraverso il calcolo di indici di redditività e bancabilità,

facendo riferimento al metodo più diffuso che è quello dei flussi monetari scontati (Discounted Cash Flow Method), dove si registrano e


41

aggregano tutti gli effettivi esborsi e ricavi monetari generati dal progetto nell’arco di vita e si scontano i valori futuri con un appropriato

fattore di sconto (tasso d’attualizzazione).

I tassi d’attualizzazione utilizzati:

Per i flussi di cassa degli azionisti è stato ipotizzato un tasso di soglia (TIR azionisti soglia) pari all’ 8,00%. Esso rappresenta il TIR azionisti minimo

richiesto per operazioni similari nello stesso settore (rm). Tale tasso entra nel calcolo del costo opportunità Ke del capitale proprio (Equity)

anticipato dagli azionisti nel progetto:

( )K r r re f m fβ= + −

dove:

rf = tasso di rendimento privo di rischi (BOT, CCT);

rm = rendimento atteso del mercato azionario (TIR azionisti);

rm – rf = premio mediamente richiesto dai portatori di capitale di rischio;

β = indice di rischio relativo alla posizione che si vuole assumere nei confronti del mercato (0,5<β<2) con β>1 se l’investimento è più rischioso della

media.

Per l’investimento allo studio è ragionevole assumere β =1 (rischio nella media) e pertanto d’ora innanzi si riterrà Ke = rm (tasso opportunità = TIR

azionisti).

Per i flussi di cassa del progetto è stato utilizzato come tasso di attualizzazione (TIR progetto soglia) il WACC, che risulta pari a 5,00% e rappresenta

il TIR di progetto netto minimo richiesto per operazioni similari. Il WACC (Weighted Average Cost of Capital), ovvero il costo medio ponderato del

capitale, può essere calcolato con la seguente formula:

(1 )e d

E DWACC K K t

E D D E= + −

+ +

dove:

E = Equity, ovvero i mezzi propri del proponente, pari a € 1.354.215,12 (20% del costo investimento + costi finanziamenti);

D = Mezzi di terzi, ovvero il capitale di debito, pari a € 5.416.860,47 (80% del costo d’investimento + linea IVA).

Ke = costo opportunità (costo del capitale proprio), ovvero il rendimento atteso del privato che è stato considerato pari al TIR azionisti (8%).

Kd = costo dell’indebitamento assunto a tasso variabile pari al 6,3% (EURIBOR A 3 MESI 1,1% + SPREAD 5,2 %)

t = aliquota fiscale, pari al 31,40% (IRES 27,50 + IRAP 3,90).

I ricavi provenienti dalla vendita dell’energia, a partire dal 2° anno sono stati rivalutati annualmente per tenere conto dell’inflazione (FOI) calcolata

dall’Istat ed assunta pari al 3,2% - periodo Gennaio 2012 (FOI senza tabacchi).


42

IMPIEGHI DEL CAPITALE DELL’INVESTIMENTO TOTALE

INVESTIMENTO TOTALE € 6.771.075,58

IMPIEGHI DEL CAPITALE DI INVESTIMENTO TOTALE VALORE % COSTO

LEVA FINANZIARIA

Percentuale degli impieghi pagata con capitali propri (Equity) 20%

Equity € 1.354.215,12

Percentuale degli impieghi pagata con debito bancario (Senior Debt) 80%

Senior Debt € 5.416.860,47

VOCI DI COSTO DEL FINANZIAMENTO

Percentuale dell'investimento totale per commissioni bancarie gestione del debito 0,10%

Commissioni bancarie per gestione del debito € 6.771,08

Percentuale del debito per erogazione del debito 1%

Erogzione del debito € 54.168,60

Percntuale per imposta sostitutiva sulle erogazioni 0,25%

Imposta sostitutiva sulle erogazioni € 13.542,15

Percentuale sul debito per interessi di preammortamento (90 gg) 1,16%

Interessi di preammortamento € 62.835,58

COSTI PER FINANZIAMENTO € 137.317,41

Totale impieghi (IVA esclusa) € 6.908.393,00

Mezzi propri (20% costi di investimento + costi finanziamento) € 1.491.532,53

VOCI DI COSTO IVA

Percentuale IVA su costi di costruzione 10%

Fabbisogno IVA per costi di costruzione € 603.378,74

Percentuale IVA su altre spese di investimento 21%

Fabbisogno IVA su altre spese di investimento € 51.218,85

Totale fabbisogno IVA € 654.597,58

TOTALE IMPIEGHI (IVA compresa) € 7.562.990,58

Mezzi di terzi (80% costi di investimento + lina IVA) € 6.071.458,05


43

Per la valutazione della convenienza economica, espressa in termini di redditività si è fatto riferimento al Valore Attuale Netto (VAN) ed al Tasso

Interno di Rendimento (TIR).

Un VAN positivo indica la capacità del progetto di generare flussi monetari sufficienti a ripagare l’esborso iniziale, remunerare i capitali impiegati

nell’operazione e lasciare eventuali risorse disponibili per ulteriori scopi. Il “TIR di progetto” esprime la redditività dell’investimento, prima e dopo

le imposte, mentre il “TIR azionista” misura la redditività che gli azionisti riusciranno ad ottenere dal capitale proprio investito. Il valore soglia del

TIR progetto netto (post tax, post finance), affinché il progetto sia considerato economicamente conveniente, è supposto superiore al tasso di

sconto del 5,00% calcolato con la formula del WACC, mentre il valore soglia del TIR azionisti, è stato posto pari all’ 8,00% e rappresenta il

rendimento minimo atteso per il capitale proprio investito per operazioni similari nello stesso settore. Nel caso specifico il TIR azionisti conseguito

è relativo all’ipotesi in cui tutti gli utili (flussi di cassa post tax e post finance) vengano impiegati per il rimborso ai soci finanziatori.

20 20

20

0 0

0(1 ) (1 )

t t

t Tt t

CF CFVAN

WACC WACC

+ −

= =

= − >+ +

∑ ∑ 20 20

20 20

0 020 20

: 0(1 ) (1 )

t t

t tt t

CF CFTIR VAN

TIR TIR

+ −

= =

= − =+ +

∑ ∑

La valutazione dei tempi di ritorno dell’investimento del privato è stata effettuata tramite il parametro Pay Back Time (PBT), che considera il

tempo di rientro dall’investimento considerando i flussi di cassa fino a che la loro somma non pareggia e supera per la prima volta il capitale

investito inizialmente, e il Discounted PBT (DPBT) che rappresenta il PBT scontato al tempo zero dell’investimento iniziale, corrispondente all’anno

in cui il VAN assume per la prima volta un valore positivo.

1

1 1

: ( 0; 0)n n

i i

i i

PBT n NCF NCF−

= =

= < >∑ ∑ 1: ( 0; 0)n nDPBT n VAN VAN−= < >

Per la sostenibilità finanziaria si è fatto riferimento al Debt Service Cover Ratio (DSCR – indicatore di bancabilità del servizio del debito annuo) e al

Loan Life Cover Ratio (LLCR – indicatore di bancabilità del servizio del debito residuo). La struttura finanziaria dell’operazione è stata ipotizzata con

un rapporto debito-equity sull’investimento (IVA esclusa) pari a 80/20. Il capitale proprio (equity) è stato ipotizzato come prestito soci, mentre per

il capitale di debito è stato ipotizzato il ricorso a un mutuo a tasso variabile per il finanziamento principale. Gli indici di copertura del servizio del

debito (DSCR e LLCR) per essere accettabili non devono mai essere inferiori all’unità (solitamente il DSCR minimo è di 1,20-1,30 mentre quello

medio è di 1,30-1,40 mentre LLCR risulta di poco inferiore all’DSCR); i livelli imposti dipendono dal profilo di rischio del progetto: maggiore è il

rischio, più alto è il livello richiesto. Il valore medio degli indici DSCR e del LLCR indicano la capacità dell’iniziativa di generare flussi di cassa

sufficienti alla copertura del flusso richiesto dal debito e alla remunerazione del capitale privato. Nel caso specifico, trattandosi di investimento

privo di rischio, l’indice DSCR medio soglia è stato posto a 1,20.


44

( _ )

( )

tt

t

NCF AFDSCR

RATA=

15

15

( _ )

(1 )

( )

(1 )

s

ss t

t

s

ss t

NCF AF

iLLCR

RATA

i

=

=

+=

+

∑

∑

Il modello utilizzato per l’analisi economico-finanziaria simula un tipo di rimborso a rata variabile con DSCR e TIR di progetto netto a loro volta

variabili. Questa modalità permette di adeguare il valore del corrispettivo per l’uso della superficie minimo, che adegua automaticamente la quota

di capitale di debito rimborsata al flusso di cassa disponibile per il debito, in modo da garantire, per tutta la durata del rimborso del prestito, un

valore medio dell’indice di bancabilità non inferiore a 1,20, dato il basso livello di rischiosità che un progetto nel fotovoltaico intrinsecamente

presenta. In questo modo è stato possibile attribuire quel valore del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici e di durata del rientro

dal debito che allo stesso tempo evita di ipotizzare modalità di rimborso non compatibili con i flussi di cassa conseguiti.

I risultati conseguiti attengono alle ipotesi progettuali assunte in quanto, in questa fase, la struttura finanziaria del soggetto affidatario è

indeterminata, così come indeterminata è la scelta fra la realizzazione del progetto in base a un modello societario di tipo project financing oppure

a una più convenzionale soluzione societaria. Ne consegue che, in questa fase, non è possibile determinare la composizione delle passività del

soggetto gestore fra mezzi propri e finanziamento a debito e, quindi, calcolare l’effettivo costo del capitale sostenuto da tale soggetto,

quantunque nello schema di Piano Economico Finanziario adottato siano state formulate delle ipotesi che, comunque, sono in grado di

documentare la sostenibilità economica-finanziaria dell’idea progettuale secondo lo scenario ipotizzato e costituiscono documento utile per i

proponenti nel formulare le proprie scelte.

9.2 - Sviluppo dell’analisi

Se si considera come massima perdita di efficienza garantita dei costruttori di pannelli, l’80% dopo N=25 anni, la formula (1-e)N-1

= (1-e)24

= 80 ci

restituisce e=0,009 ovvero un coefficiente di perdita annuo pari al 0,9 %. Tale valore nella perdita di efficienza viene inoltre compensato dall’aver

sottostimato la producibilità per kWp che è stata considerata mediamente pari a 1231,4 kWh/(kWp*anno) ma che in realtà, con un orientamento

ottimale dei pannelli, potrà raggiungere 1260/(kWp*anno) (ultimo dato PVGIS per la latitudine di Roma con orientamento a sud ed inclinazione

30°).


45

L’analisi economica finanziaria è stata sviluppata in base ai seguenti dati tecnici:

- Potenza installata complessivamente = 2.316,1 kWh;

- Producibilità annua iniziale di 1kWp = 1.231,4 kWh;

- Decadimento produzione 0. 9 %/anno a partire dal secondo anno;

- Totale investimento “chiavi in mano” = € 6.771.075,58;

- “Corrispettivo unitario attualizzato per l’utilizzo di spazi pubblici” = 200,00 €/kWp;

- Tariffa incentivo IV Conto Energia = € 0,225 €/kWh (media ponderata calcolata sui 12 impianti);

- Prezzo di cessione dell’energia al GSE = 0,0871 €/kWh (valore calcolato sommando alla tariffa di 0,0783 €/kWh e il corrispettivo per il

trasporto e tenendo in considerazione delle perdite in MT e BT riconosciute ai produttori dal GSE);

- Tasso di sconto del capitale = 5% (calcolato con la formula del WACC assumendo TIR azionsti dell’ 8%);

- Rapporto Equity/Debito = 20/80 (leva finanziaria = 5 = 100/20);

- Periodo finanziamento = 15 anni (180 mesi);

- Inflazione = 3,2% (indice ISTAT FOI Gennaio 2012 senza tabacchi);

- Tasso di interesse del capitale di debito = 6,3 % (EURIBOR A 3 MESI - Gennaio 2012 = 1,1 % + SPRED = 5,2%);

- Aliquota fiscale = 31,40 % ( IRES = 27,50 %, IRAP = 3,90%);

- Spese generali per O&M = 40 €/(kWp*anno);

- Assicurazione “all risk” = 11 €/(kWp*anno).


46

Definizioni e formule di calcolo dei parametri tecnici economici e finanziari utilizzati nel simulatore EXCEL e nei grafici che seguiranno:

FLUSSI DI CASSA POSITIVI: CF+ = Pi Pa [(1-e) exp(j)] [ tar+(1-a)pr(1+fi)exp(j)]

FLUSSI DI CASSA NEGATIVI: CF- = Pi (o&m+ar) [(1+fi)exp(j)]

FLUSSO DI CASSA OPERATIVO LORDO, ANTE FINANCE: CF OP AF = (CF+) - (CF-)

FLUSSO DI CASSA OPERATIVO LORDO, POST FINANCE: CF OP PF = (CF OP PF) – (RATA)

FLUSSO DI CASSA NETTO, ANTE FINANCE: NCF AF = (CF AP AF) (1-tass)

FLUSSO DI CASSA NETTO, POST FINANCE: NCF = (CF OP PF) (1-tass)

POTENZA INSTALLATA: Pi (kWp)

PRODUCIBILITA' ANNUA: Pa (kWh)

PERDITA DI EFFICIENZA ANNUA: e

AUTOCONSUMO: a (kWh)

FATTORE DI INFLAZIONE: fi

TARIFFA INCENTIVO: tar (€/kWh)

PREZZO ENERGIA: pz (€/kWh)

COSTO ANNUO GESTIONE E MANUTENZIONE: o&m (€)

ASSICURAZIONE ALL RISK: ar

INCIDENZA DELLA TASSAZIONE: tass

RATA DEBITO ANNUO: RATA


47

NUMERO DI ANNI DI ESERCIZIO -1: j

TABELLA DI SINTESI DEI DATI INSERITI NEL SIMULATORE

POTENZA INSTALLATA: Pi (kWp) 2316,1 Corrispettivo (€/kWp) 200,00

PRODUCIBILITA' ANNUA: Pa (kWh) 1231,4

INVESTIMENTO: In (€) 6.307.855,58

DIRITTO DI SUPERFICIE: Ds (€) 463220 TOTALE INV. + DIR. SUP.: Ti (€) 6.771.075,58

PERDITA DI EFFICIENZA ANNUA: e 0,009 1- e 0,991

FATTORE DI INFLAZIONE: fi 0,032 1+fi 1,032

TARIFFA INCENTIVO: tar (€/kWh) 0,225 pz (1+fi) 0,0898872

PREZZO ENERGIA: pz (€/kWh) 0,0871 tar+ pr(1+fi) 0,3148872

COSTO ANNUO MANUTENZIONE: o&m (€) 40

ASSICURAZIONE ALL RISK: ar 11 o&m+ar 51

IRES 0,275 TASSAZIONE: tass 0,314

IRAP 0,039 1-tass 0,686

FRAZIONE EQUITY (fe) 0,2 EQUITY (€) 1.354.215,12

FRAZIONE DEBITO (fd) 0,8 DEBITO (€) 5.416.860,46

EURIBOR 1,10%

SPRED 5,20% INTERESSE SUL DEBITO: i=Kd 6,30%

PERIODO FINANZIAMENTO 180 RATA (€) 568.718,88

TASO OPPORTUNITA': Ke 8

fe Ke 1,6

fd i (1-t) 3,45744 WACC 5,05744


48

L’ipotesi, sviluppata secondo un modello sintetico, che costituisce l’elaborato tecnico-economico che segue, prevede la progettazione, costruzione

e gestione funzionale degli impianti con spese a totale carico del privato al quale viene riconosciuto il diritto, per anni 20, allo sfruttamento

economico derivante dalla valorizzazione dell’energia i cui proventi derivano dall’erogazione dell’incentivo, secondo la tariffa del II° semestre 2012

(D.M. 5.5.2011), e dalla vendita dell’energia immessa in rete, secondo le modalità del ritiro dedicato, al prezzo minimo garantito dal GSE

(comprensivo della quota per il servizio di trasporto - CTR).

Dalla simulazione del PEF - piano economico finanziario -, senza considerare un corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici, emerge un

livello di redditività che si ritiene superiore alle attese del privato investitore ed ai valori soglia di redditività a cui si è fatto prima cenno. In

particolare nella prima simulazione è stato ricavato per il parametro DSCR un valore medio di 1,28, per il parametro LLCR un valore medio di 1,27,

un VAN di € 1.307.608,01 e per il TIR progetto netto (post tax, post finance) il valore 13,09%, un PBT di 7 anni e un DPBT di 11 anni. Pertanto si è

proceduto a calcolare quale possa essere il valore minimo del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici, considerato

complessivamente per tutti gli impianti, nel rispetto dell’equilibrio economico finanziario degli investimenti, che costituirà il maggiore beneficio

economico conseguito dall’Amministrazione comunale nell’operazione di PPP.

Al fine di stabilire quale possa essere il valore minimo di tale corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici, si è proceduto per tentativi

mediante l’inserimento di una valore variabile, fino a stabilire che, nel rispetto dell’equilibrio economico-finanziario dell’investimento del privato, il

livello minimo di valore da corrispondere “up-front” all’Amministrazione capitolina, debba essere di 200 €/kWp (pari a 463.220,00 € per i 2.316,1

kWp che si è ipotizzato di poter installare). Applicando tale valore, il progetto raggiunge livelli adeguati di sostenibilità economico finanziaria in

ragione dell’obiettivo minimo prefissato di sollecitare l’interesse del mercato. In particolare con questa seconda simulazione sono stati ricavati per

il VAN di € 939,001,61 e per il TIR progetto netto (post tax, post finance) il valore 10,41%, parametro DSCR un valore medio di 1,21, per il

parametro LLCR un valore medio di 1,20, un un PBT di 10 anni e un DPBT di 16 anni.

Le modalità di rimborso del finanziamento principale (senior debt = 80% dell’investimento) è modulato in funzione delle disponibilità finanziarie

che si generano nel corso della gestione dell’opera.

Nella simulazione del PEF il rimborso avverrà tra il 1° ed il 15° (180 mesi) anno di durata della concessione.

In sintesi con il modello utilizzato la rata di mutuo (capitale + interessi) è rimborsabile in coincidenza con i ricavi, che danno luogo ad un flusso

operativo lordo tale da garantire la copertura del debito con un margine di sicurezza del 21% almeno (MDSCR = 1,21).

Nello stesso periodo, una volta soddisfatto il servizio del debito, resta un margine sufficiente per il rimborso ai soci del capitale investito

opportunamente remunerato.

Di seguito si riportano gli andamenti dei flussi di cassa operativi (ante finance: CF OP AF e post finance: CF OP PF) e netto (post finance: NCF),

nonché gli indici dei tempi di ritorno dell’investimento Pay Back Time (PBT) e Discounted Pay Back Time (DPBT) e dell’andamento nel tempo degli

indici di bancabilità.


49

FLUSSI DI CASSA NEI PRIMI 20 ANNI

€ 0,00

€ 100.000,00

€ 200.000,00

€ 300.000,00

€ 400.000,00

€ 500.000,00

€ 600.000,00

€ 700.000,00

€ 800.000,00

€ 900.000,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

CF OP AT

CF OP PF

NCF

CF OP AF = FLUSSO DI CASSA OPERATIVO LORDO (ANTE FINANCE)

CF OP PF = FLUSSO DI CASSA OPERATIVO LORDO (POST FINANCE)

NCF = FLUSSO DI CASSA NETTO (POST FINANCE)


50

TEMPI DI RITORNO DELL’INVESTIMENTO E INDICI DI REDDITIVITA’ A 20 ANNI

-€ 1.500.000,00

-€ 1.000.000,00

-€ 500.000,00

€ 0,00

€ 500.000,00

€ 1.000.000,00

€ 1.500.000,00

€ 2.000.000,00

€ 2.500.000,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

VA OP PF

VAN

PBT (PAY BACK TIME) = 10

DPBT (DISCOUNTED PBT ) = 16

VAN20 = € 939.001,61

TIR20 = 10,41 %


51

INDICI DI BANCABILITA’ NEI 15 ANNI DI PAGAMENTO DEL DEBITO

1,15

1,16

1,17

1,18

1,19

1,20

1,21

1,22

1,23

1,24

1,25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

DSCR

LLCR

DEBT SERVICE COVER RATIO MEDIO = 1,21

DEBT SERVICE COVER RATIO MINIMO = 1,20

LOAN LIFE COVER RATIO MEDIO = 1,18


52

LOAN LIFE COVER RATIO MINIMO = 1,18

10. RIEPILOGO DEL QUADRO ECONOMICO-FINANZIARIO

Per l’ultima simulazione del PEF è stato adottato un modello sintetico in cui sono stati assunti i seguenti dati di input:

DURATA

- Periodo di affidamento della concessione, progettazione e realizzazione delle opere: tutto 2012

- Entrata in esercizio degli impianti: entro il 30 dicembre 2012.

- Periodo di durata della gestione funzionale e sfruttamento economico degli impianti fotovoltaici: anni 20.

PARAMETRI FINANZIARI ADOTTATI

- Tempo di rientro dal debito = 15 anni;

- Tasso di attualizzazione (WACC) = 5,00% calcolato;

- TIR azionista soglia per il calcolo del WACC = 8 %;

- Tasso di inflazione: 3,2% (Indice Istat-FOI Gennaio 2012);

- Tasso di interesse per il ricorso al debito: Finanziamento principale (senior debt) 6,3% (EURIBOR A 3 MESI 1,1% + SPRED 5,2 %);

Modalità di pagamento degli investimenti e del corrispettivo per l’uso di superfici: ad ultimazione degli impianti (100% anno 2012):

- Rapporto debito – equity del costo dell’intervento: 80/20

PARAMETRI FISCALI:

- IVA:

sui lavori : 10%

sulle spese tecniche e spese generali d’investimento: 21%;

sui ricavi di gestione da vendita diretta dell’energia ritiro dedicato: 10%;

sui costi di gestione funzionale: 21%;

- TASSE:

I.R.A.P. = 3,90%

I.R.E.S. = 27,50%


53

Dalla simulazione da ultimo effettuata si ricavano i seguenti valori degli indicatori economici e finanziari (Vedere Allegato III – Quadro Tecnico

Economico e Finanziario) :

DSCR minimo = 1.18

DSCR medio = 1.21

LLCR minimo = 1.18

LLCR medio = 1.20

Pay Back Period = 10 anni

Discounted Pay Back Period = 16 anni

VAN progetto = € 939.001,61

TIR progetto netto = 10,41 %

Questi dati sono sufficienti a dimostrare la convenienza economica e la sostenibilità finanziaria dell’investimento e della connessa gestione,

elementi che inducono a postulare la fattibilità dell’opera in Partenariato Pubblico Privato con il metodo della finanza di progetto.

In sintesi dall’analisi sviluppata si evince come il progetto, dal punto di vista strettamente economico-finanziario, riesca a:

- Raggiungere livelli di sostenibilità economico finanziaria accettabili in ragione dell’obiettivo di sollecitare l’interesse del mercato, vale a

dire che il progetto ipotizzato è suscettibile di attrarre capitali privati;

- Prevedere una valorizzazione di superfici, altrimenti incapaci di produrre reddito, con riscossione immediata da parte dell’Amministrazione

capitolina di 200,00 €/kWp installato (pari a 2.316,1 *200 = € 463.220,00 per la potenza installabile calcolata) soggetta peraltro a rialzo in sede di

gara;

- Prevedere la realizzazione di interventi di impermeabilizzazione per un valore pari a € 168.264,13, da tradurre in costi non sostenuti da parte

dell’Amministrazione.


54

FABBISOGNO FINANZIARIO:

IMPIEGHI Euro FONTI DI COPERTURA Euro %

INVESTIMENTO TOTALE € 6.771.075,58 Capitali propri privati (eqity + costo

fin.)

€ 1.491.532,53 19,72%

Commissioni bancarie per la gestione del debito (0,1%

dell’investimento)

€ 6.771,08 Finanziamento principale (senior debt) € 5.416.80,47 71,62%

Commissioni bancarie per erogazione del debito: (1% del debito) € 54.904,09

Imposta sostitutiva sulle erogazioni: (0,25% del debito) € 13.542,15 Linea I.V.A (VAT facility) € 654.597,58 8,66%

Interessi di preammortamento (gg 90) € 62.835,58

Sub totale costi finanziari € 137.317,41 TOTALE FONTI (I.V.A. compresa) € 7.562.990,58 100%

Totale impieghi (IVA esclusa) € 6.908.393,00

Fabbisogno IVA su costo di costruzione: 10% € 603.378,74

Fabbisogno IVA su altre spese di investimento: 21% € 51.218,85

Totale fabbisogno I.V.A. € 654.597,58

TOTALE IMPIEGHI (IVA compresa) € 7.562.990,58

10.1 – Utile netto per l’Amministrazione

Il beneficio economico che, nell’operazione di PPP ipotizzata, deriverebbe per il concedente (Roma Capitale), è costituito dalla realizzazione delle

impermeabilizzazioni sugli edifici e dal corrispettivo dell’uso della superficie.

L’importo per il corrispettivo di superficie, pari a € 463.220,00, soggetto a rialzo in sede di gara, a cui vanno aggiunti i costi non sostenuti

dall’Amministrazione Capitolina per l’impermeabilizzazione di alcune coperture di importo pari a € 168.264,13, per un totale pari a € 631.484,13,

corrisponde alla corresponsione di un equivalente canone annuo, per i successivi 20 anni di durata della concessione, assumendo un tasso di

sconto del capitale pari al 5 %, pari a:

( )

n

0

n

C i qa

q q 1=

− = € 48.295,00

dove:

C0 = Capitale iniziale = € 631.484,13

a = annualità ricercata;

n = 20 numero di annualità;


55

i = 0,05 tasso di sconto del capitale al 5%

q = 1+i = 1,05

qn = 2,65

Ciò equivale a un controvalore in diritto annuo di uso delle superfici, per MWp di potenza installata, pari a 48.295,00/2,3161 = 20.892,36 €/MWp,

(costo del MWp per il Concessionario per l’uso delle superfici), ovvero un canone annuo per mq pari a 48.295,00/24.173 = 2,00 €/mq per i

successivi 20 anni (canone annuo al mq introitato dall’Ente per la sola concessione d’uso delle superfici).

A partire dall’anno successivo a quello della scadenza della concessione, gli impianti verranno restituiti a Roma Capitale che potrà gestirli e

sfruttarli economicamente per almeno altri ulteriori 5 anni (10 se correttamente manutenuti), atteso che la vita utile dei pannelli previsti si aggira

intorno a 25 - 30 anni. Questi ulteriori ricavi sono in grado di coprire i costi di smantellamento e smaltimento degli impianti e costituire ulteriore

fonte di reddito quantificabile in valore netto attualizzato, come segue:

a) Valore attualizzato dell’energia prodotta dopo 5 anni dall’inizio della seconda fase = (VAN25 - VAN20) = 1.222.122,49 – 939.001,61= €

283.120,88;

b) Valore attualizzato dell’energia prodotta dopo 10 anni dall’inizio della seconda fase = (VAN30 - VAN20) = 1.376.602,93 – 939.001,61= €

437.601,32.

11. CONCLUSIONI

Dalle analisi svolte risulta che sommando il corrispettivo per l’uso di superficie pubblica con il vantaggio economico derivante dalle

impermeabilizzazioni, possiamo determinare, al tempo di entrata in esercizio dell’impianto, il corrispettivo complessivo e in ultimo quello

unitario, in €/MW, per la potenza installata che risulta essere pari a 631.484,13/2,3161 = 272.649,77 €/MWh, sostanzialmente allineato al

margine di guadagno, rispetto al costo di realizzazione, che ne ricaverebbe il Concessionario in caso di vendita dell’impianto. Tale considerazione

economica mette in evidenza che, la somma del corrispettivo attualizzato per l’uso degli spazi pubblici, peraltro soggetto al rialzo in sede di gara,

e i costi evitati per le impermeabilizzazioni consentono una congrua remunerazione per l’Amministrazione nell’aver scelto tale forma di PPP.

D’altronde, tale vantaggio economico viene ottenuto mettendo a disposizione del Concessionario superfici di cespiti dell’Amministrazione che

non sarebbero stati altrimenti in grado produrre reddito. Ciò è possibile pur nella capacità del progetto di attirare l’interesse del mercato delle

società che operano nel settore delle fonti di energie rinnovabili (TIR > 10%).

E’ importante inoltre osservare che, dai calcoli e simulazioni effettuate, l’utile netto calcolato per l’Amministrazione (€ 631.484,13),

corrispondente al controvalore di 200 €/kWp soggetto a rialzo in sede di gara più le il valore delle impermeabilizzazioni, non è di molto inferiore

al Valore Attuale Netto (VAN = € 939.001,61), ricavato per il Concessionario nella simulazione effettuata, a riprova del fatto che con le ipotesi

poste alla base del presente studio di fattibilità è stato raggiunto un equilibrio nel vantaggio economico che ciascuna delle parti conseguirà da

questa operazione di PPP.


56

Se consideriamo poi anche il valore attualizzato della vendita di energia nella seconda fase, successiva ai 20 anni di gestione del privato , ricaviamo

un guadagno netto per l’Amministrazione capitolina pari a 631.484,13+ 283.120,88= € 914.605,01 per 5 anni di durata della seconda fase e pari a

631.484,13+ 437.601,32= € 1.069.085,45 per 10 anni di durata della stessa, entrambe di tutto rispetto.

12. ESTENSIONE DELLA VALIDITA’ DELLO STUDIO AL I SEMESTRE 2013

Se, come sembra molto probabile, gli impianti dovessero entrare in esercizio nel I SEMESTRE del 2013, con le tariffe omnicomprensive previste nel

IV Conto Energia, o, come sembra altrettanto probabile, con le tariffe omnicomprensive del V Conto Energia, occorre verificare che il corrispettivo

minimo unitario attualizzato per l’uso degli spazi pubblici per ogni kWp installato, soggetto a rialzo in sede di gara, pari a 200 €/kWp, calcolato con i

dati di ingresso adottati nel paragrafo 9.2, sia ancora sostenibile in seguito a tale riduzione tariffaria. Si dimostra la sostenibilità di tale importo

grazie alla continua riduzione del costo di installazione “chiavi in mano” degli impianti vincolato, a sua volta, alla progressiva diminuzione del costo

dei moduli fotovoltaici. In particolare si dimostra come i costi di impianto si riducano nella stessa misura con cui viene ridotta la tariffa

omnicomprensiva, confermando così che l’investimento risulta ancora economicamente conveniente e finanziariamente sostenibile. D’altra parte

la riduzione del contributo pubblico è proprio legata alla necessità di consentire al settore delle rinnovabili il graduale raggiungimento della

cosidetta “grid parity”. In particolare, la nuova analisi sarà tesa a dimostrare che si ha comunque il rispetto dei seguenti vincoli su parametri di

redditività e di bancabilità:

1) 200 ≤ CORRISPETTIVO UNITARIO (€/kWp) ≤ 40 (TIR20 DI PROGETTO – WACC );

2) VAN20 DI PROGETTO ≥ CORRISPETTIVO UNITARIO (€/kWp) x POTENZA INSTALLATA (kWp)

3) MDSCR ≥ 1,2

In particolare la 1) e la 2) vincolano il corrispettivo per l’Amministrazione al rispetto di congrui valori degli indici di redditività ventennale del

progetto di investimento: TIR20 e VAN20 (valori di PROGETTO).

Il valore del corrispettivo di cui al punto 1) assumerà il valore più prossimo al segno “=”nella seconda disequazione pur nel rispetto dei vincoli di cui

ai punti 2) e 3).

In caso di mantenimento del valore minimo pari a 200 €/kWp del corrispettivo di cui al punto 1), non si terrà conto dei vincoli di cui ai punti 2) e 3).

Il valore del corrispettivo dipende naturalmente, oltre che dalle tariffe incentivanti, anche dal costo dei moduli, in continua diminuzione. Tale

diminuzione nel costo dei moduli inciderà, in una misura da determinarsi, sui costi di installazione “chiavi in mano”, dando luogo ad una variazione

nei parametri di redditività che inevitabilmente inciderà sul valore del corrispettivo unitario in €/kWp.


57

Si farà anche l’ipotesi di diminuzione della voce di costo (o&m) del costo della manutenzione degli impianti che passa da 40 €/kWp a 35 €/kWp e,

per semplicità nei calcoli sarà assunta una producibilità annua di 1260 kWh/(kWp*anno) in luogo del valore stimato 1231,4 kWh/(kWp*anno).

Una ipotetica riduzione dei parametri di redditività calcolati in base alle tariffe in vigore nel conto energia del I SEMESTRE 2013, rispetto a quelli

calcolati con le tariffe del IV conto energia del II SEMESTRE 2012, si giustificherebbe con il fatto che le tariffe omnicomprensive, assunte con valori

costanti durante i 20 anni di incentivazione, quindi non agganciate al tasso d’inflazione, non ammettendo più la vendita dell’energia ad un prezzo

minimo garantito, non consentono di ancorare più il prezzo dell’energia immessa in rete al tasso d’inflazione, come avviene ora con la vendita di

energia al GSE in modalità di ritiro dedicato, mentre a tale tasso vi restano comunque assoggettati i costi di manutenzione e di assicurazione, con

crescita esponenziale di tali costi nel tempo, non più contrastata da analoga crescita del prezzo dell’energia venduta al GSE.

Si farà inoltre la comparazione con l’ipotesi peggiore, cioè di entrata in vigore già dal I SEMESTRE 2013 del V Conto Energia con una riduzione della

tariffa, che nel frattempo è divenuta omnicomprensiva, di 1/3 rispetto a quella del II SEMESTRE 2012, assunta nel presente Studio di Fattibiltà.

Tale circostanza , di peggioramento della gestione economica con la tariffa omnicomprensiva, viene meglio evidenziata dal fatto che nella gestione

operativa, il flusso di cassa operativo lordo (CF+)-(CF-), attualmente è pari a:

(CF OP)INC+VEN = (CF+)-(CF-)= Pi {Pa [(1-e) exp(j)] [ tar+pz(1+fi)exp(j)] - (o&m+ar) [(1+fi)exp(j)]}

dove è possibile osservare che il tasso di inflazione è presente sia nel flusso di cassa positivo (CF+) che in quello negativo (CF-).

Passando alla sola tariffa omnicomprensiva si ha:

(CF OP)TAROMN = (CF+)-(CF-)= Pi {Pa [(1-e) exp(j)] (tar_omn) - (o&m+ar) [(1+fi)exp(j)]}

Come si può osservare con la tariffa omnicomprensiva mentre il primo termine, dei flussi di cassa positivi, diminuisce esponenzialmente nel tempo

in ragione della riduzione di efficienza dei moduli, il secondo termine, dei flussi di cassa negativi, cresce in ragione del tasso d’inflazione, facendo

diminuire in ragione esponenziale ulteriormente il flusso di cassa operativo.

Per quantificare tali riduzioni si farà uso della seguente corrispondenza di formule: ∑−

= −

−=

1

0 1

1N

i

Ni

q

qq .

Per q= 1-e si ha∑−

=

−−=−

1

0

)1(1)1(

N

i

Ni

e

ee ; con e = 0 0,009 e N = 20 la sommatoria fornisce una produzione complessiva dell’energia prodotta nei

primi 20 anni pari a 38,18009,0

)009,01(1 20

=−−

volte quella dell’anno di entrata in esercizio, che significa una riduzione complessiva pari al (20-18,38) =

1,62 volte quella prodotta il primo anno, corrispondente ad una riduzione media annua pari a 1,62/20 = 0,081 ovvero del 8,1 %;


58

Per Per q= 1+fi si ha∑−

=

−+=+

1

0

1)1()1(

N

i

Ni

fi

fifi ; con fi = 0 0,032 (inflazione al 3,2 %: dato ISTAT gennaio 2012) e N = 20 la sommatoria fornisce un

aumento nei costi di gestione ed assicurazione nei primi 20 anni pari a 20(1 0,032) 1

27,420,032

+ −= volte quelli del primo anno di entrata in esercizio,

che significa un aumento complessivo dei costi pari al (27,42-20) = 7,42 volte quelli sostenuti il primo anno, corrispondente ad aumento medio

annuo pari a 7,42/20 = 0,371 ovvero del 37,1 %, che nel IV conto energia viene contrastato da un analogo incremento medio nel prezzo di vendita

dell’energia, peraltro destinato a salire più dell’inflazione media calcolata dall’ISTAT.

Determiniamo i pesi che ciascun contributo crescente con il tempo, (1+fi), e decrescente, (1-e), presenta nelle 2 situazioni descritte.

INC+VEN (IV CONTO ENERGIA 2012)

Peso di (1-e): Pa x [tar + pz x med(1+fi) exp(j)]= 1260 x (0,224 + 0,0877 x 1,371) = 433,74

Peso di (1+fi): - Pa x pz x med[(1-e) exp(j)] + (o&m+ar) = - 1260 x 0,0877 x 0,919 + 46= - 101,55 + 46 = -55,55

Media pesata dei decrementi: 433,74/(433,74+55,55) x 8,1 – 55,55/(433,74+55,55) x 37,1 = 0,89 x 8,1 – 0,11 x 37,1 = 7,21 – 4,09 = 3,12 %

Valore medio nei 20 anni del flusso operativo lordo di 1kWh: (tar+pz)(1-decr)=(0,224+0,0877) x (1 - 0,0312) = 0,3117 x 0,9688 = 0,3020 €/kWh

Valore del flusso operativo lordo prodotto in 20 anni da 1 kWp di potenza : Pa x 0,3020 x 20 = 1260 x 20 x 0,3020 = 7610,40 €/kWp

TAROMN (IV CONTO ENERGIA 2013: TARIFFA 0,299 €/kWh)

Peso di (1-e): Pa [tar_omn]= 1260 x (0,224/0,235 x 0,299) = 359,10

Peso di (1+fi): (o&m+ar) = 46

Media pesata dei decrementi: 359,10/(359,10+46) x 8,1 + 46/(359,10 x 42) = 0,89 x 8,1 +0,11 x 37,1 = 7,21+4,09 = 11,30 %

Valore medio nei 20 anni del flusso operativo lordo di 1kWh: (tar_omn)(1-decr) = (0,224/0,235 x 0,299) x (1 – 0,1130) = 0,2850 x 0,887 = 0,2528

€/kWh

Valore del flusso operativo lordo prodotto in 20 anni da 1 kWp di potenza : Pa x 0,2528 x 20 = 1260 x 0,2528 x 20 = 6370,53 €/kWp

TAROMN (IPOTESI V CONTO ENERGIA 2013: TARIFFA 0,199 €/kWh )

Peso di (1-e): Pa [taromn]= 1260 x (0,224/0,235 x 0,199) = 239,00

Peso di (1+fi): (o&m+ar) = 46

Media pesata dei decrementi: 239,00/(239,00+46) x 8,1 + 46/(239,00+46) x 37,1= 0,84 x 8,1 +0,16 x 37,1 = 6,80 + 5,94 = 12,74 %

Valore medio nei 20 anni del flusso operativo lordo di 1kWh: (tar_omn)(1-decr) = (0,224/0,235 x 0,199) x (1 – 0,1274) = 0,1897 x 0,873 = 0,1655

€/kWh

Valore del flusso operativo lordo prodotto in 20 anni da 1 kWp di potenza : Pa x 0,1655 x 20 = 1260 x 0,1655 x 20 = 4171,41 €/kWp


59

Dai calcoli effettuati risulta che nel passaggio dal sistema del ritiro dedicato del IV conto energia 2012 al sistema della tariffa omnicomprensiva

dello stesso conto energia, il valore del flusso operativo lordo di 1 kWp di potenza, prodotto in 20 anni, passa da 7610,40 €/kWp a 6370,53 €/kWp

con una riduzione percentuale pari a [(7610,40 – 6370,53)/ 7610,40= 0,1629] 16 %, mentre nel passaggio ad un ipotetico V conto energia con

tariffa omnicomprensiva pari a 0,199 si ha che valore del flusso operativo lordo di 1 kWp di potenza prodotto in 20 anni si riduce a 4171,41 €/kWp,

con una riduzione percentuale di tale valore pari a [(7610,40-4171,41)/7610,40 = 0,4519] 45 % corrispondente ad un riduzione del margine

operativo lordo di poco inferiore alla metà di quello attualmente determinabile.

Ma il dato più saliente è il maggior peso sulla riduzione percentuale del margine operativo lordo assunto con il passaggio alla tariffa

omnicomprensiva già del IV conto energia, pari al (11,30-3,12/3,12 = 2,62) 262 %, rispetto a quello ottenibile con una riduzione di un terzo della

stessa tariffa omnicomprensiva, pari a (12,74-11,30/11,30= 0,1274) 13%. Ciò si spiega con il fatto che in assenza della vendita di energia, il cui

prezzo è sempre agganciato all’inflazione, non viene contrasta più la crescita inflattiva collegata ai costi di gestione e di assicurazione.

Mentre il passaggio dall’attuale sistema del ritiro dedicato con vendita dell’energia al GSE, con prezzo minimo garantito, ad una tariffa

omnicomprensiva ipotizzata di 0,199 €/kWh, per impianti su edifici con potenze comprese tra 20 e 200 kWp, porta ad una riduzione del margine

operativo lordo pari al 45 % rispetto all’attuale IV conto energia per il II semestre 2012, ovvero il 29 % in più rispetto a quella (16%) che si sarebbe

avuta passando alla tariffa omnicomprensiva di 0,299 €/kWh, per la medesima fascia di potenze su edifici, prevista dal IV conto energia per il 2013.

Ciò si spiega con la riduzione del [(0,299-0,199)/0,299 = 0,334] 33 % della tariffa omnicomprensiva, mitigata dalla maggiore riduzione assoluta (

quella percentuale è invece inferiore del 12,74 - 11,30 = 1,44 %) che subisce il flusso operativo lordo con valore della tariffa più elevata (0,299), fino

a portare la differenza nei margini operativi lordi al 29% (- 4 %).

Il flusso operativo lordo deve consentire di ripagare il debito contratto con le banche, coprire i cosi finanziari e gli oneri fiscali e remunerare il

capitale investito dagli azionisti secondo il valore del mercato di riferimento garantendo al contempo un congruo valore del corrispettivo in

favore dell’Amministrazione capitolina. Con il passaggio alla tariffa omnicomprensiva ed una sua eventuale riduzione, con la conseguente

riduzione del flusso operativo lordo, si otterrà una corrispondente riduzione degli indici di remunerazione del capitale investito (VAN e TIR) fino

a raggiungere, assumendo i costi di impianto riferiti al primo semestre 2011, i livelli minimi di sostenibilità (VAN = 0, TIR PROGETTO = WACC = 5

%) e del corrispettivo attualizzato per l’Amministrazione (pari a 0 €/kWp). Va di contro rilevato che tale riduzione della tariffa

omnicomprensiva, come anche la perdita del guadagno che derivava dalla vendita di energia, è controbilanciata da una corrispondente

diminuzione del costo dei moduli fotovoltaici, in continua decrescita, con una corrispondente diminuzione dei costi di installazione”chiavi in

mano”.

Proprio grazie a questa diminuzione nei costi di installazione nel passaggio dal I semestre 2011 (periodo assunto a riferimento per i costi unitari

assunti nel presente studio) al I semestre 2013, mantenendo il corrispettivo per kWp installato pari a 200 €/kWp, è possibile ottenere ancora

adeguati indici si redditività e di sostenibilità finanziaria dell’investimento, nel rispetto dei vincoli imposti con le 1), 2) e 3).


60

Ciò può essere desunto dal precedente grafico, pubblicato sul sito del Ministero delle Infrastrutture e dello Sviluppo economico, dove è possibile

osservare un trend di decrescita del prezzo dei moduli in silicio cristallino, che si è ridotto di 1/3 in un anno passando dai 180 €/kWp del novembre

2010 ai circa 120 €/kWp del novembre 2011, che lascia ritenere, nell’ipotesi di mantenimento del trend di decrescita, che nel I SEMESTRE 2013 si

riduca di un altro terzo portandosi a 600 €/kWp. Supponendo che i pannelli vengano acquistati poco prima della loro installazione, per sfruttare la

decrescita del costo del kWp appena descritta, e tenuto conto che il costo di installazione “chiavi in mano” è circa il doppio del costo dei pannelli,

si può ipotizzare un costo di installazione del kWp pari a 1200 €/kWp pari a poco meno del 50% di quello considerato nel presente studio (2500

€/kWp), riferito per la verità al periodo di entrata in esercizio del IV conto energia, senza dubbio comparabile con a diminuzione di guadagno data

dal passaggio alla tariffa omnicomprensiva e alla eventuale riduzione di 1/3 circa della stessa con il subentro anticipato del V Conto Energia.

Con i costi di istallazione e la tariffa omnicomprensiva appena ipotizzati, di 1200 €/kWp e di 0,199 €/kWp rispettivamente, per impianti fino a 200

kWp, se, nella peggiore ipotesi, quest’ultima tariffa venisse confermata nel’eventuale Decreto V Conto Energia nel I SEMESTRE 2013, applicando il

modello di simulazione sin qui adottato, il corrispettivo attualizzato unitario per l’Amministrazione già previsto di 200 €/kWp risulterebbe ancora

congruo.


61

13. ELEMENTI PER L’INDIZIONE DELLA GARA

13.1 Lavorazioni di cui si compone l’intervento

Le lavorazioni, comprensive degli oneri della sicurezza, di cui si compone l’intervento sono riportate nella tabella a seguire:

Lavorazioni + on. sic. Categoria Qualificazione SOA Importo € % Indicazioni

Impianti per la

produzione di energia

elettrica

OG9

Per classifica

V

obbligatoria

€ 3.892.361,23

64,51%

Prevalente Subalpattabile

Al max 30%

Impianti tecnologici

OG11

Per classifica

IV

obbligatoria

€ 1.973.162,02

32,70%

Scorporabile Subalpattabile

Al max 30% della cat. prevalente

Opere di

impermeabilizzazione

OS8

Per classifica

I

obbligatoria

€ 168.264,13

2,79%

Scorporabile Subalpattabile

Al max 30% della cat. prevalente

13.2 Criteri di aggiudicazione

L'aggiudicazione della gara sarà effettuata con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art. 83 del D. Lgs. n. 163/2006.

Ai fini della valutazione delle offerte, i punteggi saranno espressi con tre cifre decimali e l'individuazione dell'offerta economicamente più

vantaggiosa sarà effettuata con il metodo aggregativo compensatore di cui all'Allegato "G" del D.P.R. n. 207/2010 in ragione di quella più

favorevole per l'Amministrazione attraverso l'assegnazione dei punteggi e dei criteri stabiliti nel disciplinare di gara allegato al relativo bando.

13.3 Pesi e sottopesi - criteri e sub-criteri

Peso complessivo attribuito all’offerta – Prospetto dei criteri e sotto-criteri:

L'offerta risulterà determinata dagli elementi qualitativi: aspetti tecnici e gestionali – manutentivi e dagli elementi quantitativi: aspetti economici e

temporali, secondo criteri e sotto criteri e corrispondenti pesi e sotto pesi riportati nel disciplinare di gara allegato al bando.

Vedi disciplinare allegato al bando di gara

Il progettista ing. Luigino Tocca


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ALLEGATO

DESCRIZIONE DEI SITI (a cura dell’Ufficio Tecnico del Corpo della Polizia Roma Capitale)

Oggetto di valutazione nell’apposita Conferenza dei Servizi


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INSTALLAZIONE SISTEMI PANNELLI FOTOVOLTAICI

STUDIO DI FATTIBILITA’ PER LE SEDI DEL CORPO DI POLIZIA LOCALE DI ROMA CAPITALE

QUADRO DI SINTESI

U.O. - INDIRIZZO ORIENTAMENTO SUPERFICI USO IMPERMEAB. RINGH.

MUN. PRINCIPALE DISPONIBILI (mq) PREVENTIVA PARAP.

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

1° Via della Greca 5 SE 781,00 (L.S.) promiscuo (1° Municipio, Uff. Assemblea SI SI

Capitolina, Dip.to Risorse Tecnologiche, F. 498, P. 226, ibu 6475 Gabinetto Sindaco)

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

1° Viale Trastevere 18 S 206,00 (L.S.) esclusivo SI SI

F. 497, P. 589, ibu 4019

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 1° - 16° Via delle Mura Portuensi 11 * S 1299,00 (C.) esclusivo NO NO

F. 449, P. 67 - 261, ibu 47216-47217

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 4° Via Flavio Andò 12 * SSE 1881,00 (L.S.) promiscuo (4° Municipio) SI NO

F. 258, P. 520, ibu 4124 -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

6° Via Torre Annunziata 1 S 779,00 (L.S.) promiscuo (6° Municipio) - SI

F. 625, P. 1055, ibu 4131

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 7° Viale Palmiro Togliatti 987 * S 1535,00 (L.S.) promiscuo (7° Municipio) NO SI

F. 646, P. 338, ibu 3358

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

8° Via Fernando Conti 7 SE 2922,00 (L.S.) promiscuo (8° Municipio) - -


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F. 1052, P. 2244, ibu 4143-45550

Via Vincenzo Bonifati (Roma Est) * SSO 1017,00 (L.S.) esclusivo NO NO 597,00 (C.) esclusivo NO

F. 661, P. 1001

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 9° Via Macedonia 120 * S 2602,00 (L.S.) esclusivo NO SI/NO 1504,00 (A.E.)

F. 900, P. 435, ibu 2859

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

10° Piazza Cinecittà 11 SO 4326,00 (L.S.) promiscuo (10° Municipio, AMA, ecc.) NO SI/NO

F. 956, P. 30, ibu 4015

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

11° Viale Aldo Ballarin 102 * SO / SSE 932,00 (L.S.) esclusivo NO SI

881,00 (C.) promiscuo (11° Municipio) NO NO

F. -, P. -, ibu - S 520,00 (A.E.) esclusivo

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 15° Via Poggio Verde 389 * SSO 5331,00 (L.S.) promiscuo (15° Municipio, ecc.) NO NO

F. 769, P. 634, ibu 46752

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 16° Via Donna Olimpia 43 * S / SO 1925,00 (L.S.) promiscuo (16° Municipio, Scuola, ecc.) - SI

F. 456, P. 10, ibu 2915

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

17° Via del Falco 6 S 281,00 (L.S.) esclusivo NO SI

F. 476, P. 22, ibu 17568

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

18° Via Aurelia 470 SSE 990,00 (L.S.) promiscuo (18° Municipio, ecc.) SI SI

F. 375, P. 601, ibu -

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 19° Via Federico Borromeo 67 * S 284,00 (L.S.) esclusivo NO SI

F. 352, P. 1702, ibu 3406

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

20° Via Federico Caprilli 11/23 * SO 473,00 (L.S.) esclusivo SI NO

F. 236, P. 107-108, ibu 17749-17751


65

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- GPIT- 11°Circ.ne Ostiense 191 * SSO / S 3708,00 (L.S.) promiscuo (Dip.ti Ambiente, Comunicazione, SI NO ecc.)

F. 821, P. 56, ibu 45730

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

INSTALLAZIONE SISTEMI PANNELLI FOTOVOLTAICI

STUDIO DI FATTIBILITA’ PER LE SEDI DEL CORPO DI POLIZIA LOCALE DI ROMA CAPITALE

RELAZIONE DESCRITTIVA

Le sedi del Corpo di Polizia Locale di Roma Capitale sono ubicate nei territori dei municipi e possono essere utilizzate in maniera esclusiva o in

promiscuità con altri soggetti dell’Amministrazione Capitolina (uffici municipali, scuole, ecc.). In particolare sono state esaminate le sedi con un alto

grado di fattibilità in funzione dell’esposizione e della ottimizzazione dell’intervento. La maggior parte dei lastrici solari sono posti a copertura di

edifici utilizzati da soggetti diversi, ma la manutenzione rimane sempre a carico dell’A.C. Ne consegue un necessario coinvolgimento delle strutture

organizzative interessate dai singoli interventi.

Viste le attuali condizioni d’uso, la preventiva impermeabilizzazione dei lastrici solari senza dover rimuovere gli impianti per successivi interventi

(necessaria a garantire la funzionalità degli stessi per circa 25 anni) è stata stimata e ritenuta necessaria per alcune sedi per un totale di 8039,00

mq pari al 24 % circa della superficie totale con modalità da concordare caso per caso con la D.L.

Si raccomanda inoltre l’osservanza del D.P.R. 151/11 per gli impianti con tensione in corrente continua (c.c.) non superiore a 1500 V (vedi guida per

l’installazione impianti fotovoltaici – ed. 2012) a cura del Dipartimento Vigili del Fuoco.

Di seguito vengono riportate le sedi interessate dall’intervento con una descrizione sommaria del sito e degli eventuali interventi propedeutici

all’installazione dell’impianto fotovoltaico.

1) Via della Greca 5 - 1° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 781,00, posto al quinto piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sudest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. L’edificio viene utilizzato da varie strutture dell’Amministrazione Capitolina. Al piano

terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze elettriche. Sul lastrico solare si evidenzia la presenza di

varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura. L’impermeabilizzazione si presenta in cattivo stato manutentivo e

necessita di intervento con la rimozione preventiva degli attuali manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei materiali. Necessita una

valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli impianti.


66

2) Viale Trastevere 18 - 1° Municipio

Lastrico solare con una porzione disponibile di mq 206,00, posto al quarto piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sud con alberature prospicienti di altezza superiore sul lato nord. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al

piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in discreto stato manutentivo.

Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione degli impianti.

3) Via delle Mura Portuensi 11 - 1° e 16° Municipio

Porzione della copertura a falde del capannone pari a 1300,00 mq circa. La copertura è costituita da pannelli in lamiera grecata coibentata sostenuta

dalla struttura metallica del capannone stesso. Orientamento principale volto a sud con alberature prospicienti di altezza superiore sul lato nord.

L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale come autorimessa. Sono in corso lavori di consolidamento delle

strutture. Sul lato sud dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle utenze elettriche. La copertura si presenta in discreto stato manutentivo.

Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione degli impianti.

4) Via Flavio Andò 12 - 4° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 1881,00, posto al secondo piano fuori terra senza parapetti e ringhiere e con un orientamento

principale volto a sud sudest. L’edificio viene utilizzato dal 4° Municipio e dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i

punti di consegna delle utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in pessimo stato manutentivo e necessita di intervento con la

rimozione preventiva degli attuali manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei materiali.

5) Via Torre Annunziata 1 - 6° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 779,00, posto al ottavo piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sud. L’edificio viene utilizzato dal 6° Municipio e dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle

utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in discreto stato manutentivo e necessita di verifica preventiva degli attuali manti bituminosi.

6) Viale Palmiro Togliatti 987 - 7° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 1535,00, posto al quinto piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sud. L’edificio viene utilizzato dal 7° Municipio e dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle

utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in discreto stato manutentivo e necessita di verifica preventiva degli attuali manti bituminosi.

7) Via Fernando Conti 7 - 8° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 2922,00 distribuiti su più corpi di fabbrica posti al sesto con parapetti e secondo piano fuori terra

senza parapetti con un orientamento principale volto a sudest. L’edificio viene utilizzato dal 8° Municipio e dal Corpo di Polizia Roma Capitale e


67

come autorimessa per il corpo laterale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si

presenta in discreto stato manutentivo e necessita di verifica preventiva degli attuali manti bituminosi.

8) Via Vincenzo Bonifati (Roma Est) - 8° Municipio

Copertura a falde del padiglione di 597,00 mq. Orientamento principale volto a sud sudovest. Lastrico solare dell’edificio uffici di 1017,00 mq.

L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Sono in corso lavori di consolidamento delle strutture. Sul lato est

dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle utenze elettriche. La copertura si presenta in buono stato manutentivo.

9) Via Macedonia 120 - 9° Municipio

Lastrico solare con una superficie disponibile di mq 2602,00 distribuiti su più livelli (sesto, quinto e secondo piano fuori terra) con parapetti con un

orientamento principale volto a sud. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono

ubicati i punti di consegna delle utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in buono stato manutentivo. Vengono interessate anche due

porzioni di area esterna di pertinenza poste a ridosso dei confini di lotto per un totale di 1504,00 mq e prive di utilizzo.

10) Piazza Cinecittà 11 - 10° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 4326,00 distribuiti su più livelli (settimo, quarto e secondo piano fuori terra), con e senza parapetti

e con un orientamento principale volto a sudovest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. L’edificio viene utilizzato da varie

strutture dell’Amministrazione Capitolina. Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze

elettriche. Sul lastrico solare si evidenzia la presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura e lucernari.

L’impermeabilizzazione si presenta in alcuni casi in cattivo stato manutentivo e necessita di intervento con la rimozione preventiva degli attuali

manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei materiali. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli

impianti.

11) Viale Aldo Ballarin 102 - 11° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 932,00 distribuiti su due corpi di fabbrica al quarto piano fuori terra, con parapetti e con un

orientamento principale volto a sudovest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo

di Polizia Roma Capitale. Coperture a falde di edifici facenti parte della struttura con una superficie disponibile di mq 881,00 distribuiti su due corpi

di fabbrica ed utilizzati da varie strutture dell’Amministrazione Capitolina. Viene interessata una porzione della corte compresa tra i due corpi di

fabbrica con una superficie disponibile di mq 520,00.

Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze elettriche. Sul lastrico solare si evidenzia la

presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura e pannelli di impianti solari termici attualmente non

funzionanti. L’impermeabilizzazione si presenta in buono stato manutentivo. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento

degli impianti.


68

12) Via Poggio Verde 389 - 15° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 5331,00 distribuiti su tre corpi di fabbrica al primo e secondo piano fuori terra, senza parapetti e

con un orientamento principale volto a sud sudovest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. Gli edifici vengono utilizzati dal

Municipio e dal Corpo di Polizia Roma Capitale.

Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze elettriche. Sul lastrico solare si evidenzia la

presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura. L’impermeabilizzazione si presenta in discreto stato

manutentivo. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli impianti.

13) Via Donna Olimpia 43 - 16° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 1925,00 distribuiti su più livelli (sesto e secondo piano fuori terra), con parapetti e con un

orientamento principale volto a sudovest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. L’edificio viene utilizzato da varie strutture

dell’Amministrazione Capitolina. Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze elettriche. Sui

lastrici solari si evidenziano la presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura. L’impermeabilizzazione

si presenta in discreto stato manutentivo. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli impianti.

14) Via del Falco 6 - 17° Municipio

Lastrico solare con una porzione disponibile di mq 281,00, posto al quinto piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sud. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle

utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in cattivo stato manutentivo. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione degli

impianti.

15) Via Aurelia 470 - 18° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 990,00 distribuiti su due corpi di fabbrica paralleli al secondo piano fuori terra, con ringhiere e con

un orientamento principale volto a sud sudest con un edificio limitrofo di altezza superiore. L’edificio viene utilizzato dal Municipio e dal Corpo di

Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna delle utenze elettriche. Sui lastrici solari

si evidenziano la presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in muratura. L’impermeabilizzazione si presenta in

pessimo stato manutentivo e necessita di intervento con la rimozione preventiva degli attuali manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei

materiali. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli impianti.

16) Via Federico Borromeo 67 - 19° Municipio

Lastrico solare con una porzione disponibile di mq 284,00, posto al terzo piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sud. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. Al piano terra dell’edificio sono ubicati i punti di consegna delle


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utenze elettriche. L’impermeabilizzazione si presenta in discreto stato manutentivo. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione degli

impianti.

17) Via Federico Caprilli 11/23 - 20° Municipio

Lastrico solare con una porzione disponibile di mq 473,00, posto al secondo piano fuori terra con parapetti e con un orientamento principale volto a

sudovest. L’edificio viene utilizzato esclusivamente dal Corpo di Polizia Roma Capitale. I punti di consegna delle utenze elettriche sono ubicati

all’ingresso dell’area. L’impermeabilizzazione si presenta in pessimo stato manutentivo e necessita di intervento con la rimozione preventiva degli

attuali manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei materiali.

18) Circ.ne Ostiense 191 – 11° Municipio

Lastrici solari con una superficie disponibile di mq 3708,00 distribuiti su più livelli (quinto, quarto e secondo piano fuori terra) e più corpi di fabbrica,

senza parapetti e con un orientamento principale volto a sud sudovest senza edifici prospicienti o limitrofi di altezza superiore. L’edificio viene

utilizzato da varie strutture dell’Amministrazione Capitolina. Al piano terra dell’edificio è ubicata la cabina di trasformazione e i punti di consegna

delle utenze elettriche. Sul lastrico solare si evidenzia la presenza di varie unità esterne di impianti di climatizzazione posati su piedestalli in

muratura. L’impermeabilizzazione si presenta in alcuni casi in pessimo stato manutentivo e necessita di intervento con la rimozione preventiva degli

attuali manti bituminosi e il successivo rifacimento con idonei materiali. Necessita una valutazione per l’eventuale integrazione ed inserimento degli

impianti.

SUPERFICI DISPONIBILI TOTALI 29973,00 - Lastrici Solari

2777,00 - Coperture

2024,00 - Aree Esterne

34774,00 - Superficie disponibile totale


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