*GESTIONE 4/02 - Fire

FEDERAZIONE ITALIANA 

PER L'USO RAZIONALE DELL'ENERGIA 

Luci ed ombre 

delle grandi 

turbine a gas 

Decreti per l’efficienza 

energetica: le potenzialità 

per gli Enti Locali 

Archivio fotografico 

ISNOVA 

Motore elettrico 

ad alta efficienza 

Effetti dell’applicazione 

dei decreti sull’efficienza 

energetica: esperienza 

comunitaria 

FABIANO srl - Via Ghignone 7 - 12058 S. Stefano Belbo (CN) - Trimestrale di informazione - Anno III - Spedizione in A.P. - 45% - Art. 2 comma 20/b, 

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gestione energia 

periodico di informazione tecnica per gli energy manager N. 4/2002 

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di articoli o parte di essi è consentita previa autorizzazione scritta della redazione. 

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GESTIONE ENERGIA è un’iniziativa realizzata congiuntamente 

da FIRE, ISNOVA, ENEA e Fabiano Editore, nell’ambito 

dei programmi di attività delle singole istituzioni suddette. 

ENEA (Ente per le Nuove tecnologie, l’Energia e 

l’Ambiente) è un ente di diritto pubblico operante nei 

campi della ricerca e della innovazione per lo sviluppo 

sostenibile, finalizzata a promuovere insieme gli obiettivi 

di sviluppo, competitività, occupazione e quello della salvaguardia 

ambientale. L’ENEA svolge, inoltre, altresì funzioni 

di agenzia per le pubbliche amministrazioni mediante 

la prestazione di servizi avanzati nei settori dell’energia, 

dell’ambiente e dell’innovazione tecnologica. 

ISNOVA (Istituto per la promozione dell’innovazione tecnologica) 

è una società consortile a responsabilità limitata 

costituita nel 1991, partecipata con quota maggioritaria 

dall’ENEA e da organismi di servizio del sistema bancario 

italiano (Società Servizi Interbancari, Siteba e SSB). ISNO- 

VA opera nei settori dell’innovazione e della promozione 

delle tecnologie con l’obiettivo di formare e trasferire capacità 

ed esperienze per la diffusione della conoscenza 

scientifica e tecnologica, con particolare riferimento alle 

esigenze delle piccole e medie imprese. 

FIRE (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia) 

è un’associazione tecnico-scientifica senza finalità di lucro 

per la promozione dell’uso razionale dell’energia e la diffusione 

delle relative informazioni del settore. La FIRE è stata 

costituita nel 1988 ed opera con la collaborazione 

dell’ENEA, di ISNOVA e dei Soci interessati a sviluppare 

attività nei vari settori. Scopo primario della Federazione è 

la promozione dell’uso razionale dell’energia anche attraverso 

azioni di supporto operativo, tecnico o scientifico nei 

confronti degli Energy Managers. Dal 1992 è operante un 

Accordo di Programma con il Ministero dell’industria, 

Commercio ed Artigianato che Incarica la FIRE delle attività 

di supporto al Ministero stesso per l’attuazione dell’art.19 

della legge 10 del 1991 che riguarda la figura del 

Responsabile dell’Energia.

FORMAZIONE & PROFESSIONE 

4 Luci ed ombre delle grandi turbine a gas dell’ultima generazione 

8 Uso razionale dell’energia: quale ruolo per l’aria compressa? 

12 Le società di servizi energetici “ESCO” – 1 a parte 

TECNOLOGIE & INIZIATIVE 

16 Progetto per la riduzione delle spese per l’illuminazione 

pubblica 

22 I motori elettrici ad alta efficienza 

REPERTORIO TECNOLOGICO 

28 Sistema informativo per Energy Manager 

POLITICHE, PROGRAMMI, NORMATIVE 

31 Le potenzialità per gli Enti Locali dei decreti per l’efficienza 

energetica 

– Opportunità per i Comuni 

38 Effetti dell’applicazione dei decreti sull’efficienza 

energetica anche alla luce delle esperienze comunitarie 

NEWS 

43 Note informative 

44 Comunicato stampa 

47 Appuntamenti 

RUBRICHE 

48 Normativa 

Sommario

Editoriale 

Il Supplemento Ordinario n°. 205 alla Gazzetta Ufficiale del 30/10/2002 ha pubblicato la 

Deliberazione CIPE concernente la “Strategia d’azione ambientale per lo sviluppo sostenibile 

in Italia”. Si tratta di un ampio e approfondito documento tecnico-politico, finalizzato alla 

definizione delle linee guida nazionali di azione ambientale, nel medio-lungo termine, i cui 

principi ispiratori vengono così identificati: 

• l’integrazione dell’ambiente nelle altre politiche; 

• la preferenza per stili di vita consapevoli e parsimoniosi; 

• l’aumento nell’efficienza globale dell’uso delle risorse; 

• il rigetto della logica d’intervento “a fine ciclo” e l’orientamento verso politiche di prevenzione; 

• la riduzione degli sprechi; 

• l’allungamento della vita utile dei beni; 

• la chiusura dei cicli materiali di produzione-consumo; 

• lo sviluppo dei mercati locali e delle produzioni in loco; 

• la valorizzazione dei prodotti tipici e delle culture della tradizione; 

• la partecipazione di tutti gli attori sociali alla determinazione degli obiettivi e degli impegni 

e alla corrispondente condivisione delle responsabilità. 

Tali principi trovano applicazione in quattro grandi aree tematiche prioritarie, le medesime indicate 

nel VI Piano d’Azione per l’ambiente dell’Unione Europea 2001-2010, ed esattamente: 

• cambiamenti climatici e protezione della fascia dell’ozono; 

• protezione e valorizzazione sostenibile della natura e della biodiversità; 

• qualità dell’ambiente e qualità della vita negli ambienti urbani; 

• prelievo delle risorse e produzione di rifiuti. 

Per l’attuazione degli interventi relativi a tali aree tematiche viene identificato un largo ventaglio 

di strumenti operativi, tra i quali sembrano assumere particolare importanza le misure relative 

all’adeguamento e applicazione della normativa di protezione ambientale, all’inserimento 

del fattore ambientale nelle politiche di settore e nei mercati, alla riforma fiscale con finalità 

ecologiche, alla promozione della partecipazione ed adesione volontaria, al coinvolgimento 

delle istituzioni finanziarie nello sviluppo sostenibile, alla ricerca scientifica e tecnologica. È da 

sottolineare che tra le esigenze attuative che emergono da questo quadro programmatico 

viene anche indicata la necessità di favorire un sistema nuovo di formazione professionale in 

chiave di sostenibilità ambientale, menzionando in particolare lo sviluppo delle professionalità 

degli Energy Manager anche in una prospettiva di crescita occupazionale. 

Naturalmente, i settori della produzione e consumo dell’energia, investendo trasversalmente 

le quattro aree tematiche, anche se con pesi differenti, risultano direttamente interessati 

e coinvolti nella strategia. 

Il documento, di sicura importanza per gli EM, merita grande attenzione e uno sforzo per 

approfondirne i contenuti non sempre di immediata comprensione. Per questi motivi e per 

arricchire il dibattito in merito, GE si rende disponibile ad ospitare contributi di analisi e commento 

sul documento stesso o su parti di esso. 

Ad una prima lettura il documento suggerisce alcune considerazioni. La strategia prevede un 

ampio arco di interventi settoriali e trasversali che presumibilmente necessiteranno di un rilevante 

volume di risorse finanziarie ed umane, da parte pubblica e privata. Ci si domanda se, 

vista l’emergenza dei problemi ambientali e la scarsezza di risorse immediatamente disponibili, 

non sia opportuno indirizzare le risorse stesse su un ristretto ventaglio di interventi secondo 

un piano di priorità. Inoltre, la strategia assegna un ruolo determinante alle Amministrazioni 

Regionali ed agli Enti Locali, che incontrano già grandi difficoltà nel fare fronte ai molteplici 

nuovi compiti loro assegnati. Preoccupa, oltre al vincolo finanziario, la carenza di competenze 

e strutture specialistiche da impegnare ai diversi livelli locali e nei differenti settori (economici 

e tecnologici), che occorrerebbe invece attivare in modo sistemico in tempi rapidi. 

Il documento non sembra considerare adeguatamente la possibilità di sviluppo di settori produttivi 

nazionali nel campo delle tecnologie ambientali, che attualmente sono in gran parte 

di importazione estera. In sostanza, nell’attuazione delle misure previste non appare al 

momento che l’industria nazionale possa avere un ruolo attivo come generatrice di tecnologie 

e quindi trarre da ciò occasione ed impulso di sviluppo. 

Infine, l’ultima notazione riguarda la ricerca scientifica e tecnologica, che sembra venire considerata 

essenzialmente compito delle strutture pubbliche di ricerca. Manca il riferimento alla 

ricerca industriale ed al trasferimento tecnologico dei risultati al mondo produttivo; e ciò in 

qualche modo conferma quanto osservato a proposito dell’industria al punto precedente. 

Paolo De Pascali

4 

N. 4/2002 


Negli ultimi anni si è assistito ad un rilevante 

progresso della tecnica delle 

grandi turbine a gas: le potenze unitarie 

sono ancora sensibilmente aumentate 

e nel contempo l’efficienza di conversione fra 

l’energia primaria del combustibile e la potenza 

meccanica disponibile sull’albero di uscita è risultata 

sensibilmente incrementata. Anche le emissioni 

specifiche, in termini sopra tutto di NOx e 

CO hanno segnato interessanti riduzioni, sino a 

scendere – per qualche modello particolarmente 

avanzato – al di sotto della decina di unità per 

milione nei gas di scarico. Questi importanti progressi 

sono da ascrivere principalmente, insieme 

a numerosi altri di minore importanza, ai provvedimenti 

presi in tre aree del sistema costituente la 

macchina turbogas: più alte temperature del gas 

di combustione all’ingresso, miglioramenti tecnologici 

nei bruciatori, impiego di vapore come 

mezzo di raffreddamento interno alla turbina (in 

luogo dell’aria) specialmente delle palettature 

esposte alla maggiori temperature. Questi interventi 

hanno permesso il raggiungimento di più 

alte potenze specifiche, quindi superiori potenze 

unitarie nominali. 

Attualmente, parecchi costruttori offrono modelli 

con potenze unitarie di diverse centinaia di MW, 

che consentono la realizzazione di impianti in 

ciclo combinato gas/vapore che si avviano a 


ALDO BUSCAGLIONE 

ECONERG 

Luci ed ombre 

delle grandi turbine a gas 

dell’ultima generazione 

I più importanti progressi degli ultimi anni 

superare la soglia dei 1000 MW con rendimenti 

elettrici dell’ordine del 55%. 

Tuttavia si vanno accumulando segnali provenienti 

dalla pratica esperienza operativa di queste 

grandi unità indicanti che non tutto fila liscio 

nel migliore dei modi possibili: in effetti le statistiche 

pubblicate di recente dalla stampa specializzata 

fanno emergere elementi di perplessità. In 

particolare negli USA dove – secondo la positiva 

tradizione di quel paese – fatti anche negativi 

vengono segnalati e discussi nella loro realtà 

obiettiva, varie risultanze dell’impiego delle unità 

suddette sono risultate piuttosto negative in termini 

di continuità dell’esercizio e – conseguentemente 

– di risultati economici operativi. 

È notorio che ogni nuova macchina attraversa di 

norma un periodo caratterizzato da “malattie 

dell’infanzia”, però le notizie sopra accennate 

inducono a pensare che questa infanzia – almeno 

per alcuni modelli di turbogas di grande 

potenza e di nuova generazione – sia alquanto 

più travagliata di quanto ci si poteva attendere. 

Le varie esperienze riportate da differenti fonti 

(congressi tecnici, articoli su riviste autorevoli in 

materia, statistiche pubblicate da organismi di 

ricerca, ecc.) evidenziano che le difficoltà riscontrate 

interessano praticamente tutte le principali 

imprese di costruzione di turbine a gas di notevole 

potenza a livello mondiale (General Electric, 

periodico di informazione tecnica per gli energy manager

Siemens, Alstom, Mitsubishi, ecc.), anche se 

sotto aspetti diversi. 

Dal punto di vista statistico generale, dai database 

della rivista specializzata “Power” – che 

riguardano un decennio di dati di esercizio di 

oltre 5000 impianti termoelettrici negli USA – si 

ricava, a proposito di una trentina di recenti 

impianti combinati di grande potenza entrati in 

servizio nel 1999 e nel 2000, che ben 25 di essi 

nei primi sei mesi di esercizio commerciale 

hanno manifestato inconvenienti che hanno 

causato in tale periodo un fattore di utilizzazione 

inferiore al 10%. Fra gli impianti considerati, la 

palma della migliore disponibilità è tenuta da un 

impianto in Louisiana da 423 MW, che ha raggiunto 

un fattore di utilizzazione del 91% nei 

primi 20 mesi di esercizio, ma all’estremità 

opposta della statistica si trova un impianto da 

350 MW nel Massachussett che nei primi sei 

mesi ha raggiunto una disponibilità di poco oltre 

il 2%. Altre aggiornate statistiche indicano che – 

prendendo a base il periodo degli ultimi cinque 

anni – gli impianti in ciclo combinato equipaggiati 

con turbogas dell’ultima generazione presentano 

nel loro insieme un’effettiva disponibilità 

dal 10 al 15% minore che quelli basati su macchine 

di tecnologia più matura. 

Gli esperti ritengono che questi fatti siano naturali 

e da ascrivere alla maggiore sofisticazione 

tecnica ed alle maggiori dimensioni delle recenti 

unità: più alte temperature di combustione, 

rotori di massa eccedente le 50 tonnellate, 

schemi elaborati di raffreddamento, impiego di 

leghe di nuovo tipo, bruciatori per basse emissioni 

di NOx, nuove soluzioni aerodinamiche, 

espongono maggiormente le turbine più avanzate 

a inconvenienti anche gravi, come la rottura 

di palette dei rotori o di bulloni di serraggio, 

fessurazioni nei dischi dei compressori, ritorni di 

fiamma nei bruciatori, vibrazioni dei rotori. Le 

elevate temperature di esercizio obbligano a più 

lunghi arresti per ispezione e a più brevi intervalli 

fra le ispezioni. Di conseguenza i costi di esercizio 

e manutenzione, anche in assenza di guasti 

gravi, si presentano in ascesa rispetto alle 

aspettative, e salgono a livelli di guardia nelle 

occasioni in cui tali guasti si presentino: per le 

grandi unità di cui qui si tratta il costo di una 

paletta di rotore può arrivare a 30.000 $, e la 

riparazione nel suo insieme può costare parecchi 

milioni di dollari. 

A fronte di questa situazione non tranquillizzante 

i principali costruttori hanno affrontato i problemi 

con grande impegno, studiando le cause 

periodico di informazione tecnica per gli energy manager 


degli incidenti e introducendo via via i provvedimenti 

opportuni per eliminarle. Tuttavia l’opinione 

generale è che non sarà una storia di breve durata, 

e che solo con affinamenti successivi e con 

una stretta cooperazione fra costruttori ed esercenti 

si verrà a capo dei vari problemi emersi. 

Qualche esempio concreto fornisce elementi 

per valutare gli sforzi in atto al fine di eliminare 

un certo numero di inconvenienti. 

Inconvenienti nella serie.3A di turbine della 

Siemens, che aveva introdotto una nuova tipologia 

di bruciatori in luogo di quella Siemens tradizionale 

al fine di consentire l’impiego anche di 

combustibili liquidi pesanti, hanno costretto la 

costruttrice ad intervenire con sensibili modifiche 

per evitare l’insorgere di forti vibrazioni e 

instabilità della fiamma agli alti carichi. 

L’intervento è consistito fra l’altro nell’aggiunta 

di un’estensione cilindrica alla bocca dell’originario 

nuovo tipo di bruciatore, messa a punto 

mediante sperimentazione pratica in laboratorio. 

Nel più recente modello W501G della stessa 

Siemens era stato introdotto il metodo del raffreddamento 

interno parzialmente a vapore, 

anziché ad aria, con l’intento di consentire più 

alte temperature di ingresso e quindi un’efficienza 

maggiore del ciclo combinato (obiettivo 

58%): ma la costruttrice ha dovuto intervenire 

ripetutamente a causa di comportamenti anomali 

per vibrazioni ad alta frequenza nei combustori 

e fessurazioni per fatica dinamica del 

materiale dei dischi del compressore. Ciò ha 

costretto da un lato a introdurre risuonatori 

accordati nel sistema di combustione e a rivedere 

il dimensionamento di varie parti del compressore. 

L’esperienza successiva avrebbe 

mostrato che i difetti sarebbero stati in buona 

parte eliminati. 

In casa Alstom, il nuovo sistema speciale di combustione 

“sequenziale” adottato nei modelli 

GT24/26 (ex ABB) al fine di raggiungere più alte 

temperature di ingresso in turbina ha manifestato 

inconvenienti non dissimili da quelli presentati 

dalle diverse tecnologie sviluppate dagli altri 

costruttori. Alstom ha affrontato l problema con 

l’istituzione di un ampio team di specialisti di vari 

settori, decidendo per una serie di impegnativi 

interventi (riduzione del numero totale dei bruciatori, 

impiego di bruciatori estraibili per renderne 

possibile l’ispezione e manutenzione durante l’esercizio, 

miglioramenti nella natura metallurgica 

del materiale delle palette, ed altri minori) che – 

alla luce della successiva esperienza – sembrano 

aver eliminato gli inconvenienti. 

gestione energia N. 4/2002 

5

6 



Nelle varie famiglie di turbogas di tipo avanzato 

della General Electric sembra che la tecnologia 

dei sistemi di combustione abbia risposto bene 

alle attese, anche nei riguardi dell’abbassamento 

delle emissioni specifiche. Difetti meccanici 

consistenti sono invece comparsi, ad esempio 

nei modelli 7F e 9F (quest’ultimo con potenza 

unitaria di 412 MW, per gli impianti a 50 Hz), a 

carico dei rotori di compressori e turbine, con 

fessurazioni e rotture nei relativi dischi di rotore. 

Questi inconvenienti sono stati affrontati con 

modifiche sia di progetto che di materiale, che 

hanno apportato miglioramenti sull’integrità e 

sulla disponibilità delle nuove centrali basate sui 

modelli di turbogas interessati. 

Secondo alcuni esperti del settore, i vari problemi 

insorti fanno assimilare sempre più il modo di 

impiego delle grandi turbine a gas a quello delle 

grandi turbine a vapore, via via che la potenza 

unitaria e la massa dei rotori delle prime vanno 

avvicinandosi ai livelli delle seconde. Questa 

similarità induce gli esercenti, d’intesa con i 

costruttori, ad adottare procedure di avviamento, 

arresto ed esercizio più prudenziali che per il 

passato; ad esempio vengono ora prescritte 

rampe di potenza più lente, un regime di prerotazione 

di almeno due ore e accorciati intervalli 

di revisione dei rotori. 

Nel frattempo costruttori ed esercenti studiano i 

mezzi per migliorare la loro collaborazione. Le 

principali società produttrici di turbogas di grande 

taglia tendono ora a realizzare in casa propria 

delle vere centrali elettriche operative collegate 

alla rete generale, al fine di provare i nuovi 

modelli nelle situazioni reali di funzionamento, 

con i connessi obblighi di fornitura; un esempio 

di questa tendenza è l’impianto in ciclo combinato 

realizzato dalla Mitsubishi nel suo stabilimento 

di Takasago (Giappone) nel quale il prototipo 

del modello M501G ha funzionato in 

parallelo alla rete per 11.000 ore entro la fine del 

2001, operato in base ai programmi di fornitura 

fissati dal dispacciamento della locale rete pubblica, 

con arresti ed avviamenti quasi quotidiani. 

L’esperienza così acquisita in proprio ha consentito 

alla Mitsubishi di eseguire vari interventi 

sul modello originario, con modifiche anche 

importanti nel progetto della palettatura e nel 

sistema di combustione, prima di immettere il 

modello stesso sul mercato. D’altro lato si manifesta 

la tendenza dei fornitori a mantenere per 

tempi più lunghi che nel passato la responsabilità 

diretta dell’esercizio effettivo del nuovo 

impianto con personale proprio prima di effet- 


tuarne la consegna formale al cliente. Ciò migliora 

l’affidabilità dell’impianto, facendo acquisire più 

approfondite esperienze al costruttore ed evitando 

al cliente impreviste e sgradevoli sorprese 

come quelle alle quali si è accennato più sopra, 

ma inevitabilmente prolunga i tempi di realizzazione 

dell’impianto, sfatando alquanto la diffusa 

convinzione che i moderni impianti a ciclo combinato 

abbiano tempi di consegna molto brevi. 

Un ultimo aspetto di non minore importanza è 

stato messo in luce dalle recenti esperienze operative 

delle grandi turbine a gas: e cioè che 

occorre valutare attentamente, in collaborazione 

con il costruttore ed i fornitori dei lubrificanti, le 

specifiche esigenze nelle caratteristiche di questi 

ultimi. Infatti i maggiori livelli termici nel ciclo dei 

gas, le maggiori dimensioni dei rotori e quindi dei 

cuscinetti, con le più alte pressioni specifiche, 

ecc., richiedono prescrizioni mirate per i lubrificanti 

da prescegliere per i loro gravosi compiti di 

protezione della macchina. 

La già citata rivista specializzata “Power” nel 

numero 5 di quest’anno ha pubblicato un’interessante 

serie di dati statistici relativi all’esercizio 

di numerosi impianti in ciclo combinato negli 

USA di potenza superiore a 300 MW, alimentati 

a gas naturale di rete (più di una sessantina 

per un totale di oltre 40.000 MW), riferiti alle 

caratteristiche di funzionamento nell’anno 2001, 

con potenze unitarie che arrivano sino al massimo 

di 1370 MW di una centrale del Midland. 

La potenza media di questo gruppo di impianti 

risulta di 598 MW. Di 58 di tali impianti sono 

riportati dettagliati dati riguardanti la potenza, la 

produzione nel 2001, il coefficiente percentuale 

di utilizzazione, il consumo di gas naturale, nonchè 

il costo unitario di generazione (combustibile 

più esercizio e manutenzione ordinaria), il consumo 

specifico di energia primaria e le emissioni 

totali di NOx. Vengono poi stabilite le classifiche, 

in funzione dell’efficienza e rispettivamente 

del costo di generazione, dei primi 50 impianti 

tratti dalla lista descritta. 

Si riportano nella tabella acclusa i dati relativi ai 

primi 10 impianti ed agli ultimi due di ciascuna 

delle due suddette classifiche. 

Esaminando queste tabelle, risulta evidente che 

non si verifica un legame diretto fra il valore dell’efficienza 

e del costo di generazione da un lato 

e il fattore di utilizzazione della potenza installata 

dall’altro. 

In relazione all’efficienza (parte A della tabella) 

solo il primo dei 10 migliori impianti giustifica le 

attese, poichè esso presenta il minore consumo 


specifico e la più alta utilizzazione; fra gli altri 

nove, i cui consumi specifici si trovano raccolti 

in un assai ristretto intervallo, il coefficiente di 

utilizzazione annuale varia fra un massimo di 

quasi 95% ed un minimo di poco più del 23%. 

Anche fra gli ultimi due impianti in coda alla classifica 

dei 50 vi è un netto contrasto fra i due 

parametri esaminati. 

Egualmente disattesa risulta una possibile correlazione 

fra il costo di generazione e la suddetta 

utilizzazione della potenza installata. Infatti (parte 

B della tabella) l’impianto in testa alla classifica 

per costo minimo ha registrato una utilizzazione 

che non arriva al 21%, ed i valori di tale parametro 

in questa seconda classifica sono ancora 

più dispersi che nella parte A della tabella. 

Le presenze nelle due tabelle non concordano 

che in parte (fra i primi 10 solo 4 impianti figurano 

in entrambe le liste, ma in posizioni assai differenti), 

e ciò – a parte altri fattori non noti – può 

dipendere dalle notevoli differenze del prezzo di 


IMPIANTI TERMOELETTRICI IN CICLO COMBINATO DI POTENZA >300 MW ALIMENTATI A GAS NATURALE NEGLI USA 

Dati dell’esercizio 2001 

a) Classifica in funzione dell’efficienza (i primi 10 e gli ultimi 2 di 50) 

Classif. Nominativo Ubicazione Potenza Utilizz. Cons. specif. 

(MW) (%) (MJ/kWh) 

1 Louisiana 1 Baton Rouge, LA 423 99,17 6,738 

2 South Point Bullhead City, AZ 545 64,91 7,232 

3 Hidalgo Edinburg, TX 510 58,41 7,292 

4 Maine Indip. Veazie, ME 510 73,66 7,423 

5 Rosenberg Elmendorf, TX 550 52,50 7,445 

6 Daniel Escatawpa, MS 1000 69,65 7,455 

7 Hermiston Hermiston, OR 472 94,97 7,471 

8 McClain Newcastle, OK 500 23,51 7,488 

9 St. Francis Maldem, MO 520 23,66 7,506 

10 

... 

Frontier Shiro, TX 830 59,92 7,538 

49 Hawtorn Kansas City, MO 304 18,39 10,114 

50 Linden Linden, NJ 779 56,46 10,13 

b) Classifica per costo di generazione (i primi 10 e gli ultimi 2 di 50) 

Classif. Nominativo Ubicazione Potenza Utilizz. Cons. specif. 

(MW) (%) ($/MWh) 

1 State Line Joplin, MO 502 20,92 22,03 

2 Hermiston Hermiston, OR 472 94,97 23,99 

3 Evangeline St. Landry, LA 767 20,02 26,29 

4 Daniel Escatawpa, MS 1000 69,65 26,62 

5 Louisiana 1 Baton Rouge, LA 423 99,17 29,63 

6 Fort ST.Vrain Platteville, CO 706 76,41 29,78 

7 Barry Bucks, AL 896 65,65 30,11 

8 Hinds Jackson, MS 510 30,08 32,71 

9 Millennium Charlton, MA 360 33,71 33,20 

10 

... 

South Point Bullhead city, AZ 545 67,91 33,29 

49 Hawtorn Kansas City, MO 366 18,39 52,84 

50 Beaver Clatskanie, OR 534 71,17 53,62 


mercato del gas naturale nel territorio degli USA 

Gli analisti di “Power” ritengono che la non correlazione 

dello sfruttamento dei singoli impianti 

con i due fondamentali parametri tecnico-economici 

considerati potrebbe dipendere – oltre 

che da fattori casuali o sistematici riguardanti gli 

eventi locali del mercato – più probabilmente 

dalla maggiore o minore disponibilità tecnica, 

condizionata dai vari inconvenienti di cui si è 

trattato nella prima parte di queste note. A parità 

di condizioni al contorno e nel regolare esercizio, 

è evidente che nel normale giuoco del mercato 

dell’offerta gli impianti a più alto rendimento 

e al minor costo proporzionale non dovrebbero 

in genere trovare ostacoli ad una piena utilizzazione 

della propria capacità produttiva. 

Un’ultima considerazione riguarda il fatto che su 

10 impianti di potenza superiore a 800 MW presenti 

nella lista generale, solo due si ritrovano in 

ciascuna delle classifiche dei 10 migliori impianti 

sopra riportate. 


7

8 



Di recente pubblicazione (2001) è un 

rapporto conclusivo redatto sotto l'egida 

della Commissione Europea in cui 

si riportano i risultati di una valutazione 

di mercato circa i potenziali risparmi energetici e 

possibili “policy actions” da indirizzare a riguardo 

del servizio aria compressa per alcuni Stati 

Membri, con estrapolazioni anche di carattere 

globale per tutta l’Unione [1] . 

Le conclusioni disegnano un panorama estremamente 

interessante per le potenzialità insite 

nella catena dalla generazione all’utilizzo dell’aria, 

con indicazioni, sebbene a carattere generale, 

relative alle misure di risparmio in questo 

settore, che si dimostrano altamente remunerative 

con tempi di ritorno inferiori ai 36 mes i[1,2] . 

Anche queste conclusioni supportano le motivazioni 

che hanno spinto i diversi attori di questo 

studio a focalizzare l’attenzione in questo 

campo. La collaborazione tra Fire, Università di 

Pavia e CSE intende contribuire con un analisi di 

maggior dettaglio alla problematica dell’uso 

razionale dell’energia in un ambito spesso trascurato 

dal management industriale per mancanza 

di sufficiente informazione e conoscenza. 

In questa sede si intende illustrare le linee guida 

dello studio attualmente in essere e che dovrebbe 

essere terminato entro gennaio 2003. 

La finalità sarà quella di individuare delle oppor- 


NORMA ANGLANI 1 

DAVIDE MARIANI 2 

GIOVANNI PETRECCA 1,2 

1Dipartimento Ingegneria Elettrica 

Università degli Studi di Pavia 

2CSE Srl 

Uso razionale dell’energia: 

quale ruolo per l’aria 

compressa? 

Introduzione ad uno studio di dettaglio 

tunità di risparmio energetico e business nell’ambito 

della generazione, trattamento, distribuzione 

ed utilizzo dell’aria compressa, con particolare 

enfasi nei confronti di quanto riportato 

nel decreto 24 Aprile 2001 [7] , che individua degli 

obbiettivi per l’incremento dell’efficienza energetica 

negli impieghi finali dell’energia elettrica. 

All’individuazione degli obbiettivi dovrà fare dunque 

seguito anche l’individuazione di certe aree 

di azione che siano particolarmente interessanti 

dal punto di vista non solo energetico ma anche 

del ritorno dell’investimento. 

Lo scopo primario dello studio attualmente in 

sviluppo è di inquadrare i consumi dedicati alla 

compressione dell’aria per alcuni settori industriali, 

che maggiormente sono sensibili a queste 

tematiche sia per l’incidenza percentuale dei 

consumi elettrici di queste macchine rispetto al 

globale consumo di stabilimento, sia in termini 

assoluti per quei settori in cui l’intensità energetica 

del processo produttivo richiede l’impiego di 

centrali di servizio e processo rilevanti e dunque 

di macchinari dalle potenzialità maggiori. 

Questo studio dovrà portare ad una valutazione 

ragionata di quanto incidono i consumi effettivamente 

allocati nella produzione di aria compressa 

per il settore industriale, o meglio una parte 

significativa di esso, a partire da informazioni, 

bibliografia disponibile, interviste, colloqui ed 


indagini nel mercato italiano e attraverso la 

costruzione di modelli di riferimento. Si intendono 

fornire dati di massima circa l’estensione e 

la crescita del mercato da qui al 2010 (definito 

secondo il protocollo di Kyoto, “commitment 

period”) fornendo proiezioni su crescita dei consumi 

e potenze installate e fattibilità dei risparmi 

in funzione dell’entità degli investimenti, al fine di 

individuare alcuni settori che risultino un obbiettivo 

di sicuro interesse per la fornitura di certi 

servizi energia. 

Struttura dello studio 

Per potere fare partire una discreta campagna di 

rilevazione dati, raggiungendo direttamente chi 

per nomina è preposto alla gestione dell’energia 

in uno stabilimento industriale, la FIRE ha messo 

a disposizione l’elenco degli energy manager 

Italiani. 

900 lettere, in cui si illustrano le finalità dello studio 

e attraverso cui si chiede la collaborazione 

degli interessati, sono da poco partite. Nel giro 

di un mese ci si attende una risposta, che se 

fosse già buona, dovrebbe arrivare al 10% dei 

contatti cercati. 

Il passo successivo sarà di organizzare un questionario 

in cui si richiederanno alle società partecipanti, 

alcuni dati di massima sullo stabilimento, 

secondo quanto riportato in bozza in 

tabella 1. 

Come primo passo ci si accinge ad estrapolare 

quelle informazioni che rendano ragione di un 

ulteriore approfondimento, per raffinare il nume- 

Tabella 1. Bozza primo questionario rivolto agli energy manager 

Tipo compressori C1/C2/C3/C4 … 

Anno installazione C1/C2/C3/C4 … 

Potenza C1/C2/C3/C4 … 

Pressione esercizio C1/C2/C3/C4 … 

Aria in mandata C1/C2/C3/C4 … 

Numero di linee di distribuzione (se più di una) 

Diametro condotto/i principale 

Serbatoi (numero e capacità) 

Classificazione attività produttiva 

Numero turni di lavoro/GG 

Ore turno 

gg /settimana 

Settimane/anno 

Produzione (unità congrua, tonnellate/anno, numero pezzi) 

Energia elettrica annua (kwh/anno riferimento) 

Potenza media assorbita stabilimento (kw) 

Costo medio energia elettrica (EUR/kwh, nell’anno di riferimento) 

Eventuale presenza di cogenerazione (SI/NO) 

Come ha saputo di questa indagine? (FIRE/altro) 



ro di aziende coinvolte in questa prima tornata 

di indagini. In un tempo successivo, in funzione 

della risposta ricevuta, verrà organizzato il primo 

elenco delle società/aziende ritenute di maggiore 

interesse per le ragioni sopra esposte. 

Poiché lo scopo dello studio è rintracciare possibilità 

di business nella fornitura di un servizio 

secondo l’ottica dei decreti sull’efficienza energetica, 

si prediligeranno quegli utenti in cui l’aria 

si impiega sia sul processo (entra direttamente 

nella produzione del prodotto) che sul servizio 

(attuatori, valvole, etc…). È probabile che questa 

prima indagine sia comunque limitata nel 

numero, per permettere un maggiore approfondimento 

delle problematiche legate a questo 

servizio, nelle diverse realtà produttive. 

Attraverso la collaborazione degli stessi produttori 

di compressori si stabiliranno delle campagne 

di acquisizione dati settimanali sulle macchine, 

laddove questo non sarà possibile si prevedranno 

delle riunioni e visite che serviranno 

per la raccolta dei dati. 

I primi risultati saranno a disposizione della FIRE 

da gennaio 2003. Un report finale concluderà 

questa prima parte dello studio. 

Metodologia di azione: un settore 

campione 

Uno dei problemi che si incontrano nell’inquadramento 

dei consumi di settore è capire se la 

classificazione merceologica e i rispettivi codici, 

da qui si traggono le principali informazioni statistiche, 

sono congruenti con altri dati provenienti 

da pubblicazioni del settore. 

Per quanto riguarda la produzione 

di EPS (polistirolo espanso) 

sotto forma di lastre e stampati, il 

codice impiegato da ISTAT non 

offre un corrispettivo nelle pubblicazioni 

del GRTN per evincere i 

consumi del settore. Si è deciso 

dunque di ricorrere all’impiego 

dei modelli elettrici costruiti per 

due aziende distinte del settore, 

una che produce lastre e stampati 

e una che produce solo 

stampati. 

Dal confronto tra indici specifici si 

è potuto estrapolare un consumo 

specifico di energia per la produzione 

di soli stampati, risultato di 

circa 1100 kWh/tSTAMPATO, e 

un consumo specifico per la pro- 


9

10 



duzione di sole lastre, pari a 460 kWh/tLASTRE. 

Rapportando questi valori alle statistiche nazionali 

(per ora aggiornate al 1998) circa le produzioni 

rispettive e confrontando il valore con quello 

risultante dall’impiego di indici specifici in funzione 

degli addetti (kWh/addetto) e dell’incidenza 

del prodotto EPS sul totale manufatti plastici, 

si è giunti a stimare i consumi del settore. 

Per la produzione di lastre e stampati di EPS si 

ritiene che in Italia si consumino tra gli 85 e i 100 

GWh/anno. Dallo studio del processo produttivo, 

secondo le varie fasi: stoccaggio, preespansione, 

stampaggio oppure ulteriore espansione 

e invio al reparto blocchi e taglio) si ritiene che 

in via conservativa il 30% dell’energia sia destinata 

al funzionamento dei compressori. 

Sia dalla bibliografia di settore che dal colloquio 

con i costruttori, che dalle dirette osservazioni 

sul campo e valutazioni caso per caso si ritiene 

che le misure elencate in [1] e [6] e [5] sarebbero 

in grado di assicurare risparmi nell’ordine del 

20-25% con tempi di rientro dell’investimento 

mediamente inferiori ai 36 mesi 

Commentando i primi risultati 

I primi risultati che provengono da indagini campione, 

non solo nel settore della trasformazione 

delle materie plastiche, ma anche nel settore alimentare 

e metalmeccanico [3] mostrano che la 

modalità con cui un sito industriale si evolve, fortemente 

influenza la gestione di una centrale di 

aria compressa. Le risorse vengono difficilmente 

ottimizzate durante lo sviluppo di uno stabilimen- 

Tabella 2. Elenco possibili interventi con relativa influenza sull’energia 

consumata a monte dai compressori 

Possibilità di riduzione dei consumi elettrici associati alla 

generazione dell’aria compressa nello stabilimento di riferimento 

Tipo di intervento Risparmi percentuali 

sui consumi elettrici 

Intero stabilimento [1] 

Riduzione delle perdite d’aria compressa 12-15% 

Definizione di rigorosa procedura di 

manutenzione del sistema 3-5% 

Adozione di un sistema di controllo 

avanzato dei compressori 10-15% 

Reparto di stampaggio [2] 

Sdoppiamento della linea di 

distribuzione dell’aria compressa [3] 15-25% 

Usi impropri (per esempio vuoto) 10% 

Adozione di sistema di controllo evoluto 5-10% 

1 Percentuali valutate sulla base dei consumi elettrici per la generazione dell’aria 

compressa utilizzata in tutto lo stabilimento 

2 Percentuali valutate sulla base dei consumi elettrici per la generazione dell’aria 

compressa utilizzata nel solo reparto di stampaggio 

3 Dipende dal tipo di macchinario 


Tabella 3. Valori specifici di riferimento per uno stabilimento 

di sola produzione EPS 

Possibilità di riduzione dei consumi elettrici associati alla generazione 

dell’aria compressa nello stabilimento di riferimento 

Tipo di intervento 

Intero stabilimento [1] kWh/t 

Riduzione delle perdite d’aria compressa 50,87 

Definizione di rigorosa procedura di 

manutenzione del sistema 12,72 

Adozione di un sistema di controllo 

avanzato dei compressori 42,39 

Reparto di stampaggio [2] kWh/t 

Sdoppiamento della linea di 

distribuzione dell’aria compressa [3] 63,59 

Usi impropri (per esempio vuoto) 42,39 

Adozione di sistema di controllo evoluto 21,20 

1 Percentuali valutate sulla base dei consumi elettrici per la generazione 

dell’aria compressa utilizzata in tutto lo stabilimento 

2 Percentuali valutate sulla base dei consumi elettrici per la generazione 

dell’aria compressa utilizzata nel solo reparto di stampaggio 

3 Dipende dal tipo di macchinario 

to, se non in fase di ristrutturazione. Molto raramente, 

come riportato in [1] viene considerata la 

possibilità di dare in gestione la centrale, acquistando 

quindi un servizio, soprattutto perché 

scarsa è la conoscenza del peso di questo tipo 

di servizio sulla fatturazione globale. Più facile 

invece risulta il conteggio dei costi di manutenzione 

che sono di più frequente conoscenza, in 

quanto sostituzione filtri, ricambi, ecc… rientrano 

nelle forme tipiche di contratti di assistenza postvendita. 

Nello specifico, per il settore sono stati 

riscontrati diversi ambiti su cui sarebbe possibile 

realizzare il risparmio quantificato nell’ordine del 

20-25%, considerando l’improbabile contemporaneità 

di intervento in ogni area segnalata. 

Queste stime sono riportate in tabella 2. 

Nella tabella tabella 3 si mostrano invece i corrispettivi 

specifici (kWh risparmiabile/t), valori 

ottenuti mediando i dati provenienti dalle indagini 

ancora in svolgimento. 

Conclusioni 

Dai primi risultati ottenuti si possono evincere 

alcune osservazioni interessanti e promettenti in 

merito all’esito dello studio ed ai risultati finali 

attesi. La gestione del servizio aria compressa è 

un elemento di non trascurabile importanza per 

diversi settori industriali, soprattutto laddove 

non esiste all’interno dell’azienda una direzione 

tecnica specializzata ad affrontare problematiche 

energetiche di non immediata visione e preparata 

ad esercire in modo ottimale ogni servizio 

di stabilimento, anche quelli non direttamen- 


te o visibilmente connessi con la produzione. 

Da una prima indagine si evince che spesso l’aria 

compressa è vista come un elemento su cui 

focalizzare l’attenzione solo nel momento in cui 

il sistema entra in crisi e quindi si deve gestire 

l’emergenza. La soluzione di più immediata 

applicazione risulta dunque aggiornare l’offerta 

del servizio (ossia pensare ad un up-grade di 

macchine e centrali) in seguito ad una modificazione 

nella domanda (per esempio variazione 

della configurazione di richiesta delle utenze 

finali, aggiunta di nuovi macchinari, etc.). Questo 

atteggiamento è di derivazione naturale dall’abitudine 

di considerare il servizio aria compressa 

alla stregua di altri servizi energia (elettricità, 

vapore, acqua calda, acqua gelida, ecc..), ignorando 

per la maggior parte delle volte che le 

variabili in gioco sono più numerose rispetto alle 

forniture tradizionali di energia. Livelli di pressione 

differenziati e trattamento dell’aria giocano 

invece un ruolo parimenti importante nella consegna 

di una certa volumetria di aria. 

I fattori che condizionano il rendimento globale 

del sistema (dalla generazione all’impiego finale) 

appartengono fondamentalmente a 2 tipologie: 

cadute di pressione e perdite di massa (concentrate 

e distribuite) e su di essi va concentrata l’attenzione, 

ricordando che per esempio da un foro 

da 5 mm. di diametro, in una linea di alta pressione 

(0,7 MPar), si perdono mediamente 5 kW 

(ossia il compressore assorbe in più al proprio 

asse 5 kW di potenza elettrica per comprimere 

dell’aria che non avrà alcun effetto utile [4] ). 

Le associazioni di categoria sembra possano 

rappresentare a pieno titolo un polo su cui focalizzare 

l’attenzione per capire come realizzare 

economie di scala anche nel campo del risparmio 

energetico. 

Difatti lo studio puntuale di un processo produttivo 

e la sua applicazione secondo diverse filosofie 

(quelle delle singole aziende) aiuta a caratterizzare 

seriamente le problematiche del settore 

al fine di non proporre dei risparmi che sussistano 

solo in via teorica, ma la cui reale fattibilità 

resta comunque un’incognita. 

Questo dovrebbe inoltre permettere sia di individuare 

un certo pacchetto di interventi con reale 

valenza di risparmio, sia di aiutare nell’individuazione 

di eventuali barriere all’implementazione 

delle migliorie. Infatti analisi di mercato tipo quella 

realizzata a livello europeo [1] hanno un valore 

notevole in quanto stimolano la percezione della 

gravità del problema, ma per essere poi di effettiva 

utilità devono anche essere seguite da uno 



studio più mirato alle singole identità, non solo 

settoriali, ma soprattutto nazionali. 

Da una prima analisi del settore della trasformazione 

della plastica, nella fattispecie produzione 

di stampati e lastre del polistirolo espanso (sottosettore 

del codice merceologico DH 25.2), 

analisi che intende proseguire con un auspicato 

feedback da parte dell’associazione di categoria, 

si evince che il settore potrebbe consumare 

circa 75-100 GWh/anno di energia elettrica, 

di cui minimo il 30% ossia 22 GWh sono da 

ritenersi consumati dai compressori. Ipotizzando 

una penetrazione da qui al 2010 del 50% 

delle tecnologie (misure e soluzioni) a migliore 

efficienza energetica con possibili risparmi tra il 

20-25%, valori che non sono comunque al di 

sotto rispetto a valori riscontrati a livello internazionale 

[1,5] , si potrebbe raggiungere un risparmio 

di circa 3 GWh/anno con tempi di ritorno dell’investimento 

mediamente inferiori ai 36 mesi. 

Gli interventi possono naturalmente variare da 

caso a caso, sia in [1] sia in [6] si offre un elenco 

adeguato delle possibili soluzioni. 

Alla luce dunque dei due decreti sull’efficienza 

energetica, indagare un campo quale quello dell’aria 

compressa, risulta di sicuro interesse 

soprattutto per i distributori e le ESCOs, che non 

hanno spesso conoscenza di cosa succede al di 

là del contatore, perché fino ad oggi questa 

conoscenza non creava nessun valore aggiunto. 

Bibliografia 

1. RADGEN P, BLAUSTEIN E. 2001. Compressed Air systems 

in the European Union: energy, emissions, savings 

potential and policy actions. LOG_X Verlag GmbH. 

Stuttgart. 

2. SPANÒ A. 2002. Risparmio energetico nel settore dell’aria 

compressa. Oleodinamica pneumatica. Tecniche Nuove. 

Milano. Febbraio. Pag. 60-67. 

3. ANGLANI N. 2002. Risparmio energetico, modalità di utilizzo 

e gestione dell’aria compressa nell’industria – I 

Quaderni dell’Aria Compressa. Anno VII. N. 3. Marzo. 

pag. 32-36. 

4. PETRECCA G. 1993. Industrial Energy management: principles 

and applications. Kluwer Academic publishers. 

The Nederlands. 

5. OFFICE OF INDUSTRIAL TECHNOLOGIES (USDOE). Compressed 

air challenge Sourcebook. www.oit.doe.gov/bestpractices/compressed_air/http://www.compressedairchallenge.org/content/library/sourcebook/index.htm 

6. BARBIERI G. 2001. Possibilità di risparmio energetico nella 

generazione di aria compressa nel settore industriale 

della produzione della plastica. Tesi di Laurea Dipartimento 

Ingegneria Elettrica, Università degli Studi di Pavia. 

7. MICA. 2001. Decreto 24 Aprile 2001: Individuazione degli 

obiettivi quantitativi per l’incremento dell’efficienza energetica 

negli usi finali ai sensi dell’art. 9, comma 1, del 

decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. http://www.fireitalia.it/primopiano/decreti.asp#decreti 

11 

gestione energia N. 4/2002

12 



Le società di 

servizi energetici 

”ESCO” 

Recenti avvenimenti, che di seguito indichiamo 

brevemente, richiamano l’attenzione 

sulle Società di servizi energetici, 

chiamate anche ESCO o “Energy Service 

Company”, di cui la nostra rivista ha riportato nei 

numeri passati diversi articoli che ne illustrano 

caratteristiche ed attività. 

Gli eventi in questione sono: 

• la stipulazione da parte della CONSIP Spa, in 

nome e per conto del Ministero dell’Economia 

e delle Finanze, di apposite Convenzioni per la 

fornitura del “Servizio Energia”, o servizio calore, 

da parte di società di servizi energetici 

aggiudicatarie, alla Amministrazione dello 

Stato ed a tutte le Pubbliche Amministrazioni 

sul territorio nazionale; tali procedure sono 

ampiamente illustrate nell’articolo sull’argomento 

pubblicato nel numero precedente di 

questa rivista; 

• la Sessione ESCO alla recente Conferenza 

IEECB 2002 (2 nd International Conference on 

“Improving Electricity Efficiency in Commercial 

Buildings”) del 27-31 maggio a Nizza, ed il 

Seminario dell’IEA (International Energy Agency) 

sulle ESCO, tenuto presso il CESI a Milano il 12 

giugno scorso nel quadro degli studi dell’IEA in 

tema di “Demand Side Management (DSM)”, di 

cui si sono date notizie sintetiche nelle rubriche 

del numero scorso della rivista; 

• la pubblicazione nel sito Internet del Pro- 


1 A PARTE 

MARIO DE RENZIO 

FIRE 

gramma europeo GreenLight dell’elenco degli 

“Endorsers” o Sostenitori del programma e di 

ESCO operanti in Italia ed in Europa, con una 

Scheda che ne definisce le caratteristiche; 

• la recente costituzione di una “Associazione 

Italiana ESCO” o AIESCO, che raccoglie una 

serie di società recentemente costituite e 

facenti capo ad un’unica società madre, che 

intendono operare soprattutto nel settore dell’illuminazione 

pubblica; questa associazione va 

ad aggiungersi alla preesistente associazione di 

categoria AGESI (Associazione dei Gestori di 

Servizi Integrati, già ASSOCALOR), dandosi 

così purtroppo la coesistenza in Italia di ben 

due associazioni, prima ancora che il business 

relativo sia ben avviato e consolidato; 

• l’iniziativa della Regione Toscana per la promozione 

delle ESCO e delle loro funzioni con 

un apposito Accordo Volontario; 

• ma soprattutto, “last, but not least”, il riconoscimento, 

nei recenti Decreti del 24.4.2001 

sul risparmio energetico, della funzione delle 

“Società di servizi energetici, cui possono 

essere rilasciati i “Titoli di efficienza energetica” 

commerciabili, istituiti in detti Decreti; su 

questi Decreti, sulle modalità di rilascio e commercio 

dei Titoli e sulla funzione delle ESCO si 

è già parlato negli articoli in materia negli ultimi 

numeri di questa rivista. 

Questa serie di iniziative sono indice di una 


maturazione dei tempi e ci offrono l’opportunità 

per un approfondimento aggiornato del tema 

delle Società di servizi energetici e del finanziamento 

tramite terzi, cui la FIRE ha da sempre 

dedicato attenta considerazione. 

Cosa fanno le ESCO – Definizione 

È opportuno anzitutto cercare di definire cosa si 

intenda per “Società di servizi energetici”, o 

ESCO, individuando le loro attività ed i servizi 

che vengono in genere offerti, che cerchiamo di 

elencare in seguito. 

• Diagnosi energetiche ed individuazione dei 

possibili interventi di miglioramento dell’efficienza 

energetica degli edifici ed impianti dei 

propri clienti. 

• Verifica della rispondenza alla normativa 

vigente degli impianti del cliente, definizione 

degli interventi per la messa a norma e successiva 

garanzia di rispondenza ai requisiti. 

• Elaborazione di studi di fattibilità con analisi 

tecnico-economica e scelta della soluzione 

più appropriata da offrire. 

• Progettazione, prima di massima poi esecutiva, 

degli interventi da realizzare, con la redazione 

delle specifiche tecniche. 

• Realizzazione degli interventi, con acquisto 

delle apparecchiature richieste, installazione, 

messa in esercizio e collaudo. 

• Finanziamento dell’intervento, con recupero 

dell’investimento effettuato in proprio tramite i 

risparmi conseguiti nei costi di esercizio storicamente 

sostenuti dal cliente (“finanziamento 

tramite terzi” o “Project financing”). 

• Esercizio degli impianti garantendone la resa 

ottimale. 

• Acquisto e fornitura dei combustibili e dell’energia 

elettrica necessari per il funzionamento 

degli impianti. 

• Manutenzione preventiva e correttiva, ordinaria 

e straordinaria degli impianti, assicurandone 

il mantenimento in efficienza. 

• Monitoraggio continuo degli impianti e verifica 

delle prestazioni e risultati conseguiti. 

• Garanzia contrattuale sulle prestazioni fornite 

ed i risultati conseguiti, con assunzione in proprio 

dei rischi connessi con la realizzazione e 

gestione degli impianti e l’eventuale mancato 

raggiungimento delle prestazioni garantite. 

• Pagamento dei servizi prestati sulla base dei 

risultati raggiunti e dei risparmi conseguiti. 

Queste attività possono essere svolte dalla 

ESCO in toto od in parte, sia direttamente che 

subappaltando alcune delle attività, sempre 

però assumendosene la piena responsabilità. 



Una società di servizi energetici o ESCO si può 

quindi definire come segue: “ESCO è una 

società che fornisce ai propri clienti (in genere 

utenti con significativi consumi di energia) un 

insieme di servizi integrati per la realizzazione, ed 

eventuale successiva gestione, di interventi per 

il risparmio energetico, garantendone i risultati 

ed i risparmi promessi, che viene compensata, 

in base ai risultati, con i risparmi conseguiti, 

eventualmente anche finanziando l’intervento.” 

Alcuni dei settori tipici di intervento delle ESCO 

con finanziamento di terzi sono: 

– impianti di riscaldamento e di produzione e 

distribuzione del calore, 

– impianti di condizionamento, 

– impianti di cogenerazione, 

– sistemi di illuminazione di edifici e pubblica, 

– servizi generali nell’industria (vapore, aria 

compressa, etc.), 

– sistemi di regolazione, automazione e telegestione. 

Le ESCO possono formarsi con origini e caratteristiche 

diverse, potendo essere ad esempio: 

– società impiantistiche, 

– società di gestione e manutenzione di impianti, 

– società sorte ad hoc, 

– utilities o fornitori di combustibili od energia 

elettrica, 

– fornitori di componenti ed apparecchiature, 

– agenzie energetiche pubbliche o a capitale 

misto pubblico/privato. 

Il Centro Comunitario di Ricerca di Ispra della 

Commissione Europea ha elaborato una scheda 

per la classificazione delle ESCO, disponibile sul 

sito www.eu-greenlight.org. 

Vantaggi offerti dalle ESCO 

I servizi che vengono offerti dalle ESCO presentano 

notevoli vantaggi per i committenti, in particolare 

per le Pubbliche Amministrazioni e nel 

settore terziario privato, che si possono sintetizzare 

come segue: 

• realizzare gli interventi senza la necessità di 

disporre o immobilizzare le risorse finanziarie 

richieste per l’investimento; 

• affidare la definizione e realizzazione dell’intervento 

a competenze tecniche specifiche, di 

cui probabilmente non si dispone; 

• affidare la gestione e manutenzione a competenze 

specializzate (“outsourcing”), con probabile 

riduzione dei costi globali e miglioramento 

della qualità; 

• conseguire la riduzione dei consumi e dei 

costi di gestione con il miglioramento tecnologico 

senza costi di investimento; 

13 


14 



• trasferimento dei rischi dell’iniziativa alla 

società di servizi che garantisce le prestazioni 

ed i risparmi promessi con costi e tempi definiti. 

Lo sviluppo delle ESCO in Italia – 

Sintesi storica 

Le prime Società di servizi energetici nascono in 

Italia nei primi anni 80 quando i fornitori di combustibili 

liquidi iniziano ad offrire il Servizio 

Calore, che in genere comprende: 

• interventi di miglioramento tecnologico, soprattutto: 

– nelle centrali termiche e frigorifere, 

– negli impianti di riscaldamento e condizionamento, 

– con la cogenerazione, ove conveniente, 

– con sistemi di regolazione e di supervisione 

e controllo (BEMS – Building Energy Management 

Systems); 

• il finanziamento dei costi di intervento, con il 

meccanismo del TPF (“Third Party Financing” 

o finanziamento tramite terzi); 

• la gestione operativa pluriennale; 

• il pagamento con contratti con canoni forfettari 

omnicomprensivi. 

Le forniture di Servizio calore sono indirizzate 

prevalentemente alla Pubblica Amministrazione, 

e tra queste particolarmente agli ospedali, grandi 

consumatori di energia e con condizioni particolarmente 

favorevoli per la cogenerazione. 

Vengono così realizzati intorno alla metà degli 

anni 80 diversi impianti di cogenerazione in 

ospedali (Sesto S. Giovanni, Sestri Levante, 

Suzzara, etc.). Le iniziative erano sorte in parte 

dall’intenzione di sottrarsi al meccanismo di 

pagamenti basati sulla lettura del contalitri e del 

prezzo nella libera concorrenza, ma soprattutto 

per ampliare il business con la fornitura di nuovi 

impianti e servizi aggiuntivi. 

Il meccanismo finanziario del TPF consente inoltre 

di aggirare le difficoltà delle Pubbliche 

Amministrazioni per la carenza endemica di 

fondi per gli investimenti, potendosi così realizzare 

interventi essenziali di adeguamento e 

miglioramento tecnologico, altrimenti irrealizzabili, 

trasferendo i costi di investimento sui costi 

di gestione. 

L’ENEA ha pubblicato in proposito nel marzo del 

1992 un fascicolo illustrante in dettaglio i meccanismi 

del TPF e le varie forme contrattuali 

possibili, come promossi dalla CEE. 

I complessi meccanismi contrattuali e finanziari 

del TPF, scarsamente compatibili con gli schemi 


rigidi della contabilità statale e connessi controlli, 

hanno però spesso portato a mancanza di 

chiarezza e trasparenza, con maggiore convenienza 

per i fornitori e meno per le P.A., con frequenti 

contenziosi e favorendo fenomeni corruttori. 

Si è così subito evidenziata la grande 

importanza delle modalità di appalto per la P.A., 

su cui ci addentreremo meglio in seguito. 

Dato lo sviluppo del nuovo business, si costituisce 

nel 1984 la ASSOCALOR, l’associazione 

italiana delle società che forniscono il Servizio 

calore. Tra le iniziative dell’associazione per il 

miglioramento dei servizi offerti si segnala in particolare 

la promozione delle certificazioni per la 

qualità ISO 9000 dei propri associati e lo studio 

di forme contrattuali appropriate per l’applicazione 

del TPF, collaborando con FIRE ed ENEA 

all’organizzazione di una serie di convegni e 

seminari nell’ambito dei programmi comunitari 

THERMIE e SAVE. 

A metà degli anni 90, anche a seguito del diffondersi 

della cogenerazione, ed espandendosi 

gradualmente la gamma dei servizi offerti dalle 

ESCO, il “Servizio Calore” evolve in “Servizio 

Energia” per dare piena attuazione a sopraggiunti 

disposti legislativi. Il contratto Servizio 

Energia è infatti il primo contratto che per legge 

deve tenere conto del risparmio energetico ed è 

il primo contratto garantito dalla normativa 

vigente che gode di una aliquota IVA ridotta 

(L.10/91, Dpr 412/93, Dpr 551/99, Circolari del 

Ministero delle Finanze per l’applicazione 

dell’IVA ridotta). 

L’ASSOCALOR diventa nel 1999 AGESI- 

Associazione dei Gestori di Servizi Integrati, che 

rappresenta le imprese di rilevanza nazionale, 

italiane e multinazionali, che forniscono servizi 

tecnologici integrati, tra cui il servizio energia, 

applicando anche contratti di “Global Service”. 

Il contratto di Global Service è stato individuato 

dalla legge finanziaria 1999 come la forma contrattuale 

più vantaggiosa rispetto ai tradizionali 

contratti di lavoro e forniture proprio perché 

consente l’investimento da parte del fornitore 

con il recupero degli investimenti tramite interventi 

di risparmio energetico e/o razionalizzazione 

del sistema. 

La diffusione di contratti pluriennali, l’aggregazione 

della domanda in grandi centri di acquisto, 

l’elevato valore economico dei contratti Global 

Service che si riferiscono a una pluralità di servizi 

tecnologici, hanno favorito le modifiche degli 

assetti societari delle società di gestione e l’ingresso 

in Italia delle multinazionali operanti nel 

settore. 


Fra il 1999 ed il 2000 si avvia il Programma 

europeo GreenLight per la promozione dell’efficienza 

nei sistemi di illuminazione negli edifici e 

pubblica, per cui la FIRE funge da Agente nazionale 

per l’Italia su spinta della Direzione 

Generale Energia e Trasporti – DG TREN – della 

Commissione Europea che lo ha lanciato e lo 

coordina. Data la scarsità di risorse per il mancato 

supporto istituzionale in Italia, la FIRE propone 

alla DG TREN di inserire nel Programma la 

figura del “Sostenitore”; nascono così gli 

“Endorsers”, operatori economici interessati al 

settore dell’illuminazione, che supportano e promuovono 

il programma: progettisti e consulenti, 

utilities, fornitori di componenti, ma soprattutto 

ESCO. A settembre 2002 gli Endorsers che 

hanno aderito al programma GreenLight erano in 

Europa 51 di cui 30 in Italia; di questi in Italia oltre 

24 si sono dichiarati ESCO, compilando la 

Scheda ESCO sopraccitata; va qui evidenziato 

che, pur esistendo in Italia riferimenti legislativi 

che consentono di proporre dei “contratti di servizio 

energia” da parte di ESCO, non esiste però 

una normativa che individui i requisiti minimi che 

identificano un’impresa ESCO, fatto salvo il 

richiamo alla certificazione ISO 9000 imposta dal 

DPR 551/99 agli operatori che propongono contratti 

di servizio energia. 

Ne consegue che andrebbe però accertata l’effettiva 

operatività delle Società autodichiarantesi 

ESCO. Gli elenchi sia delle ESCO che degli 

Endorsers GreenLight sono disponibili sul sito 

www.eu-greenlight.org. 

Si può ben affermare che il Programma 

GreenLight ha da un lato promosso la sensibilità 

alle possibilità di risparmio nel settore dell’illuminazione, 

ma ha anche dall’altro risvegliato 

l’interesse all’attività nei servizi energetici. 

Certamente l’evento più significativo per lo sviluppo 

delle ESCO è però l’emanazione dei già 

citati Decreti del 24.4.2001 sul risparmio energetico, 

su cui ci soffermeremo successivamente. 

È opportuno però qui evidenziare che la 

recente modifica costituzionale ha conferito alle 

Regioni la materia Energia, conservando allo 

Stato centrale la materia Ambiente, per cui 

attualmente allo Stato compete l’emanazione di 

provvedimenti di interesse ambientale, che tuttavia 

hanno una rilevanza significativa sul risparmio 

energetico inteso come strumento di salvaguardia 

dell’ambiente, mentre alle Regioni compete 

la legislazione sul risparmio energetico. 

Questa situazione crea di fatto lo sviluppo di due 

corpi legislativi che a volte possono essere concorrenziali 

fra loro e non complementari. 



In questo quadro la Regione Toscana ha avviato 

nel maggio scorso un piano per la promozione 

delle attività delle ESCO, basato su Accordi 

Volontari e sostegni finanziari per i progetti di 

risparmio energetico. L’Accordo della Regione 

Toscana prevede la partecipazione diretta delle 

ESCO, l’attivazione di strumenti finanziari innovativi 

(TPF), prevedendo anche la possibilità di 

aggregare allo scopo più progetti minori in un 

unico soggetto aggregante, e l’accesso ai titoli 

di efficienza energetica. 

Il primo articolo dell’Accordo definisce una 

ESCO e nel seguito vengono precisate le caratteristiche 

necessarie per l’inserimento nell’Elenco 

regionale delle ESCO. Queste comprendono: 

la presenza del “risparmio energetico” 

nell’oggetto sociale, e capacità dimostrate 

di auditing, progettazione, realizzazione e gestione 

di impianti, e di management energetico, 

economico, amministrativo e finanziario. Le 

capacità vanno dimostrate con la presentazione 

di ordini, contratti e fatture. Viene inoltre richiesta 

la certificazione ISO 14000 o EMAS acquisita 

entro 3 anni dall’iscrizione. Le ESCO si impegnano 

a utilizzare risorse e professionalità regionali, 

a comunicare tutti i dati dei progetti, ed a 

partecipare eventualmente ad un consorzio per 

l’aggregazione dei progetti. 

La Regione definirà soggetti certificatori e 

modalità per la certificazione dei consumi storici, 

dei risparmi ottenuti e della permanenza degli 

stessi. Provvederà inoltre ad istituire incentivi 

finanziari adeguati, prioritariamente ai progetti 

ed alle ESCO che aderiscono all’Accordo. 

Certamente connessa a questi eventi è anche, 

come già annunciato all’inizio, la recente costituzione 

di diverse ESCO, prevalentemente sul 

territorio della Toscana e che hanno aderito al 

programma GreenLight, e della AIESCO che le 

associa. 

Anche la Regione Lombardia sta elaborando 

delle procedure per facilitare l’avvio di appalti 

delle PA con contratti di prestazione con finanziamenti 

tramite terzi da parte di ESCO, fornendo 

un sostegno per le fasi iniziali di valutazione 

e di definizione dei contratti. 

Va infine segnalato che recentemente RENAEL, 

la Rete delle Agenzie Energetiche locali ha pubblicato, 

in collaborazione con il Ministero 

dell’Ambiente un interessante fascicolo che illustra 

le caratteristiche delle ESCO ed alcuni 

esempi di applicazione nazionali ed esteri. 

La 2 a parte di questo articolo 

proseguirà nel prossimo numero 

15 


16 



Le spese di Illuminazione Pubblica del 

Comune di Modena, le quali tuttavia 

ricomprendono anche gli oneri per la fornitura 

di elettricità, gestione e manutenzione 

degli impianti semaforici, hanno rappresentato 

nel 2001 un onere di circa 4.820.000 v 

(I.V.A. 20% compresa) che, da solo, rappresenta 

il 43% delle spese riconducibili ad utenze 

di rete di META S.p.A. 

Più dettagliatamente, dato atto che esse 

discendono da due fattori: 

1. Spese dal contratto di fornitura energia elettrica 

ai servizi I.P. (1.971.100 v) e semafori 

(211.800 v) per un totale di 2.183.030 v; 

2. Spese del Corrispettivo Produzione Servizio 

(1.639.614 v manutenzione e gestione, 

996.555 v ammortamento impianti) per un 

totale di 2.636.169 v; 

ne consegue che una riduzione dei costi corrispondenti 

si può ottenere: 

a. riducendo i consumi di E.E.; 

b. riducendo il costo della E.E.; 

c. riducendo la manutenzione della rete I.P.; 

d. riducendo i costi del Corrispettivo Produzione 

Servizio I.P. 

Riduzione dei consumi di E.E. 

Nel corso degli ultimi anni il consumo dovuto 

all'illuminazione pubblica é stato caratterizzato 

da un andamento costantemente crescente 


SANDRO PICCHIOLUTTO 

Responsabile per 

la Conservazione e 

l’Uso Razionale 

dell’Energia del 

Comune di Modena 

Progetto per la riduzione 

delle spese per l’illuminazione 

pubblica 

La proposta del Comune di Modena 

Archivio fotografico 

dovuto all'aumento dei punti luce e dell'illuminamento 

urbano richiesti dal Comune di 

Modena i quali hanno contrastato il notevole 

aumento di efficienza del parco lampade 

messo in atto da META S.p.A. nel corso dell'ultimo 

quinquennio. Si può così evidenziare 

come nella città di Modena l'efficienza dei 

corpi luminosi installati risulti già abbondantemente 

superiore alla media nazionale e tendente 

al limite fisiologico di mercato: ne consegue 

come qualsiasi programma di miglioramento 

di tale fattore abbia un valore economico 

assoluto marginale. 

Ciononostante nel corso del 2001 sono stati 

realizzati interventi di sostituzione lampade in 

grado di generare un ulteriore risparmio annuo 

di circa 10.000 v. 

Al fine di meglio inquadrare la condizione del 

Comune di Modena rispetto a questi ed altri 

indici nazionali e/o locali del servizio di 

Illuminazione Pubblica può essere opportuno il 

riferimento ad una recente (2000) indagine effettuata 

in campo nazionale da F.I.R.E. (Federazione 

Italiana per l'uso Razionale dell'Energia) 

in collaborazione con Federelettrica, la quale 

permette di evidenziare quanto segue: 

• il consumo specifico espresso in kWh per 

punto luce risulta di 643 kWh, del tutto inferiore 

(-15%) alla media della ricerca ovvero 

759 kWh; 


28000 

26000 

24000 

22000 

20000 

18000 

16000 

14000 

12000 

10000 

8000 

6000 

4000 

2000 

0 

Totale I.P. Semafori Punti luce 


abitante risulta di 93.5 kWh/pro capite, del 

tutto allineato alla media provinciale (94 

kWh/pro capite), regionale (93 kWh/pro 

capite) e nazionale (94 kWh/pro capite); 


kmq si attesta a 90.400 kWh per kmq contro 

valori di 52.500 (Parma), 86.600 (Verona), 

196.300 (Brescia), 187.000 (Trieste); 

• un ultimo fattore di interesse è il numero di 

punti luce per abitante che per il Comune di 

Modena si attesta a 0.15, contro un valore 

oscillante da 0.07 a 0.1 nelle grandi città per 

salire da 0.2 a 0.3 nei piccoli comuni. 

Un ulteriore fattore di notevole importanza per 

una azione di controllo e riduzione dei costi del 

servizio di Illuminazione Pubblica si ricollega 

alle modalità di determinazione del consumo 

fatturato: in altri termini a Modena come nella 

maggioranza delle principali città i consumi 

fatturati della illuminazione pubblica come 

della Semaforica non risultano misurati a contatore 

bensì desunti da un algoritmo di calco- 

102 

100 

98 

96 

94 

92 

90 

88 

86 

84 

82 



1993 1994 1995 1996 1997 1998 p.c. 1999 2000 2001 2002 

88 

lumen/W 

Consumi illuminazione pubblica in MWh/anno (consuntivo) 

90 

N.B. Per esigenze contabili il dato 1997 risulta riferito a 13 mesi. 

92 

92 

lo funzione delle ore di oscurità e della potenza 

installata. 

Al fine di raggiungere progressivamente la fatturazione 

di un importo derivante dalla effettiva 

contabilizzazione dei consumi sia dell'I.P. 

che del servizio semaforico, il vigente 

Contratto di Servizio ha perciò individuato 

come obiettivo la installazione entro la sua 

scadenza (anno 2003) di un adeguato numero 

di contatori. 

L’installazione di 91 contatori tra il 2000 ed il 

2001, rispettivamente 44 su 400 sulla I.P. (in 

termini di potenza contabilizzata: 600 kW su 

4.000) e 47 su 140 sugli impianti semaforici, 

ha potuto mostrare come l'algoritmo di valutazione 

dei consumi del servizio Semaforico 

fosse mediamente sovrastimato del 15% 

mentre, seppure si rilevi anche in questo caso 

una tendenza alla sovrastima, risultano tuttora 

contrastanti i dati sulla Illuminazione Pubblica 

propriamente detta. 

In altri termini, a partire dall'1.1.2001 il 

Comune di Modena ha goduto di una riduzio- 

Andamento efficienza parco lampade della Città di Modena 

95 

98 99 

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 

17 


18 


660 

650 

640 

630 

620 

610 

600 

590 

580 


648 

1998 

ne dapprima del 10% e successivamente di 

un ulteriore 5% i coefficienti per il calcolo dell'algoritmo 

consumi semafori con un risparmio 

annuo di circa 30.000 v. 

Al di la delle riduzioni di consumi acquisite 

attraverso l'affinamento delle modalità di calcolo 

dei consumi della rete, una "reale" riduzione 

di questi ultimi può essere realizzata attraverso 

lo spegnimento ovvero la riduzione del flusso 

luminoso in momenti chiaramente individuati 

come in zone omogenee e particolari della città 

(zone industriali, parchi e comunque viabilità di 

servizio ad aree non utilizzate la notte). 

Mentre risulta esulare da motivazioni puramente 

tecniche la determinazione delle aree 

ove il servizio di Illuminazione Pubblica possa 

essere parzializzato attraverso azioni di spegnimento, 

a causa delle inevitabili conseguenze 

in termini di sicurezza delle zone interessate, 

la ipotesi della riduzione del flusso luminoso 

risulta più facilmente percorribile (è provato 

come una riduzione ad es. del 20% del flusso 

luminoso in una strada non sia praticamente 

neppure rilevabile a vista). 

A tale proposito è importante notare come un 

lungimirante programma di ammodernamento 

della rete I.P. abbia fatto si che META S.p.A. 

negli scorsi anni avesse già installati a sue 

spese circa 140 regolatori di flusso su 400 

punti di allacciamento rete I.P. così che circa il 

50% del flusso luminoso urbano risulterebbe 

regolabile in questo modo. 

Purtroppo precedenti indicazioni del Comune 

di Modena hanno forzosamente limitato l'utilizzo 

di tali apparecchi come stabilizzatori di flusso 

non permettendo di utilizzare a pieno le loro 

potenzialità di risparmio energetico. 

Al fine di determinate l'effettivo peso di una iniziativa 

di riduzione del flusso luminoso, prove 

recentemente effettuate da META S.p.A. 


Andamento del consumo per punto luce della Città di Modena 

kWh/anno p.to luce 

631 

1999 

637 

2000 

643 

2001 

S.p.A. mostrano come i risparmi conseguibili 

attraverso questi apparecchi si aggirano sul 

30% dei consumi così che, ove si giungesse 

ad un pieno utilizzo degli impianti installati 

sarebbe fin d'ora raggiungibile un risparmio nei 

consumi sull'ordine dei 100.000 v annui. 

Si ricorda tuttavia che la riduzione del flusso 

luminoso può essere realizzata solamente con 

le modalità e nei limiti della norma UNI 10439 

recentemente modificata secondo il principio 

della possibilità da parte del responsabile della 

rete viaria di rapportare l'illuminamento stradale 

al flusso di traffico dell'asse considerato (più 

esattamente: ad una riduzione del traffico rilevato 

su di un'asta viaria pari al 50% del flusso 

massimo corrisponde una possibile riduzione 

del 25% applicabile alla luminanza della strada, 

analogamente ad una riduzione del 75% 

del flusso, un possibile dimezzamento). 

In tali ipotesi i risparmi conseguibili annualmente 

si riducono rispetto al massimo teorico, 

pur continuando a poter essere valutati tra i 50 

ed i 100.000 v. 

Al fine di applicare correttamente tale riduzione 

è pertanto necessario: 

• verificare la esistenza di zone impiantisticamente 

omogenee all'interno delle aree limitabili 

(a tal fine META S.p.A. ha già reso 

disponibile al Settore del Comune di 

Modena una specifica cartografia indicando 

un responsabile di riferimento); 

• l'adozione di un atto formale del Settore 

Traffico e Viabilità del Comune di Modena 

ove si provveda alla riclassificazione della 

viabilità urbana al fine della applicazione 

della riduzione dell'illuminamento; 

• un confronto con la parte politica al fine di 

soppesare i vantaggi economici con le 

eventuali ricadute, in termini di sicurezza 

urbana/servizio reso alla popolazione/imma- 


609 

2002

gine, risultanti dalla definizione di aree soggette 

a provvedimenti di riduzione del flusso 

luminoso. 

Si ritiene importante sottolineare come tale 

azione, seppure adottabile nel breve termine, 

debba necessariamente svilupparsi ed integrarsi 

in uno strumento più complesso e potente 

quale il Piano Urbano di Illuminazione, assente 

nella città di Modena ma del quale già nel 

Contratto di Servizio si auspica la redazione. 

Tal documento programmatico, al di la di un 

documento-traccia sviluppato dal Servizio 

Energia del Comune di Modena, non ha ancora 

visto un concreto avvio sia nella definizione 

dei referenti che soprattutto in termini di risorse 

economiche necessarie. 

Una differente linea di azione per la riduzione 

dei consumi si può sviluppare anche attraverso 

il telecontrollo al fine di permettere lo spegnimento 

per fasce temporali differenziate 

delle aree sottostanti la medesima centralina. 

Tale opzione implica la necessità di investimenti 

sul sistema di accensione della rete I.P.: 

oggi infatti a Modena l'accensione (e lo spegnimento) 

sono demandate esclusivamente 

ad un sistema di cellule crepuscolari agenti sui 

punti di allacciamento rete che, quando inefficienti, 

possono incrementare ingiustificatamente 

il periodo di accensione. A tale proposito 

se considereremo in prima istanza che l'illuminazione 

pubblica venga utilizzata circa 

4.000 ore/anno, un'accensione anticipata solo 

un quarto d'ora prima del necessario ed uno 

spegnimento ugualmente protratto un quarto 

d'ora dopo del dovuto corrisponde circa ad un 

5% (100.000 v) di spreco di energia elettrica. 

Esperienze effettuate da comuni ove sono 

stati installate apparecchiature per il telecontrollo 

dei punti luce mostrano come la riconversione 

dell'impianto può permettere di realizzare 

risparmi: 

• superiori al 10% dei consumi nelle aree interessate 

al provvedimento sfruttando la maggiore 

flessibilità gestionale di rete; 

• intorno al 10% nei costi di manutenzione. 

Le modalità ed i costi di realizzazione di un telecontrollo 

sugli impianti META S.p.A. risultano 

funzione di uno studio di fattibilità da commissionarsi 

alla Società sulle modalità di realizzazione 

e sulla conseguente verifica di compatibilità 

delle centraline esistenti al pilotaggio remoto. 

Il Comune di Modena, tuttavia, ha espressamente 

richiesto a META S.p.A. di prevedere 

per tutti i nuovi impianti l'utilizzo di apparecchiature 

telecontrollabili. 

Un discorso del tutto particolare deve essere 



riservato alla riduzione degli oneri della illuminazione 

semaforica (circa 200.000 v/anno 

relativamente ai soli consumi elettrici). 

Esso potrebbe essere ottenibile soprattutto 

attraverso una riconversione progressiva delle 

attuali lanterne asservite a lampade ad incandescenza 

con lanterne a L.E.D. (Light Emitting 

Diode) ottenendo così una drastica riduzione: 

– dei consumi elettrici (intorno all'85% in 

meno); 

– degli oneri di manutenzione dovuti alla maggior 

vita delle lampade (da 1 ad oltre 10 anni). 

Tale azione, potenzialmente in grado di ridurre 

le spese complessive del servizio di circa 

250.000 v, potrebbe essere attivata dal 2003, 

anno in cui si prevede la formale omologazione 

di tali apparecchiatura da parte della normativa 

tecnica italiana ma che, ovviamente, 

richiederebbe l'attivazione di uno studio di 

mercato sin dal corrente anno. Al momento 

l’unica esperienza di un certo spessore in questo 

campo è in corso nella città di Torino, con 

monitoraggio da parte del Politecnico. 

Al fine di sgombrare il campo da facili entusiasmi 

è necessario sottolineare come la riconversione 

richieda il passaggio a Bassa Tensione 

dell'impianto di alimentazione delle lanterne 

L.E.D. con investimenti anche pesanti ove le 

nuove apparecchiature risultassero incompatibile 

con i quadri di comando esistenti. 

Malgrado ciò esperienze effettuate in altri paesi 

europei e nell'ambito di uno progetto SAVE 

mostrano come l'intervento sia generalmente 

in grado di ripagarsi in circa un quinquennio 

contro una durata attesa di oltre 10 anni. 

Vale la pena infine di evidenziare che META 

S.p.A. S.p.A. sta acquisendo una nuova professionalità 

nella gestione di tali sistemi di 

segnalazione in quanto la nuova segnaletica 

viaria a servizio delle linee filoviarie urbane 

risulta già realizzata tramite L.E.D. 

È stata infine esaminata accuratamente la 

possibilità di ridurre gli esborsi legati alla illuminazione 

attraverso la alienazione delle utenze 

di grandi aree non strettamente collegate all'uso 

pubblico quali aree di parcheggio a servizio 

del Nuovo Polo Universitario ed i Centri 

Commerciali urbani. Nel primo caso è stata 

positivamente verificata la presenza fin d'ora di 

un regolatore di flusso in grado potenzialmente 

di ridurre l'illuminamento dell'area in orari di 

chiusura e/o non utilizzo; si è rilevato tuttavia 

come tale apparecchiatura verrebbe contestualmente 

a ridurre l'illuminamento della viabilità 

di contorno. 

Si è pertanto ritenuto di rimandare l'intervento, 

19 


20 



pur prioritario, alla prevista riclassificazione 

della viabilità urbana ai fini della applicazione 

della riduzione dell'illuminamento ai sensi della 

UNI 10439. 

Nel secondo caso è stata verificata con risultati 

negativi la possibilità di trasferimento in 

capo alle Società proprietarie di due grandi 

Centri Commerciali della periferia urbana degli 

oneri di illuminazione delle aree di parcheggio 

a servizio esclusivo dei medesimi. 

La confermata responsabilità del Comune di 

Modena su tali aree apre, per contro, la possibilità 

di operare sui medesimi azioni di riduzione 

del flusso luminoso durante gli orari di 

chiusura del Centri Commerciali stessi. In tale 

ipotesi è importante evidenziare come un'area 

sia già dotata di riduttore di flusso mentre tale 

apparecchio (del costo indicativo in opera di 

5.000 v) manca nell'altra, più piccola area 

commerciale. Nella ipotesi di ridurre il flusso al 

50% del teorico secondo le indicazioni della 

UNI 10439 il risparmio annuo raggiungibile per 

tali aree si aggirerebbe sui 18.000 v. 

Risultati acquisiti nel corso del 2001 e fino 

ad oggi 

Al fine di meglio evidenziare dal contesto di 

quanto sopra descritto quanto già risulta realizzato 

nel corso del 2001 e fino ad oggi nell'ambito 

della collaborazione del Servizio Energia ed 

impianti con META S.p.A. ed il Settore Traffico 

e Viabilità si sottolinea come siano stati già 

effettuati e risultino operativi i seguenti interventi 

in grado di generare un risparmio annuo in 

termini di minori consumi di circa 65.000 v: 

– conversione di circa 1000 delle rimanenti 

lampade a Mercurio con le più efficienti e 

durevoli a Sodio Alta Pressione; 

– disattivazione di alcuni punti luce non 

necessari; 

– eliminazione di lanterne semaforiche ridondanti; 

– ricalcolo (con una riduzione del 15%) dell'algoritmo 

consumi semafori. 

Sfortunatamente, i primi dati ottenuti dal programma 

di espansione e modifica della viabilità 

urbana in corso mostrano già un apprezzabile 

aumento delle lanterne di nuova installazione 

così da annullare in parte i risparmi 

appena ottenuti. 

Riduzione del costo della E.E. 

Le spese dal contratto di fornitura energia elettrica 

sono diretta conseguenza dalla struttura 

tariffaria la quale, si compone di una parte 


legata agli effettivi consumi di energia (per 

Modena circa 16.700.000 kWh per I.P. e 

1.500.000 kWh per Semaforica ed una parte 

legata alla potenza impegnata (circa 4.200 kW 

per I.P. e 540 kW per Semaforica). 

Sul fronte puramente tariffario, lo scorso 

decennio mostra per l'illuminazione pubblica 

un aumento, seppur moderato rispetto alle 

utenza normali. Si discosta in maniera marcata 

il dato dell'anno in corso dove una trattativa 

con META S.p.A., ha portato ad un congruo 

ritocco al ribasso della tariffa che, di fatto 

ricadendo in larghissima parte a favore del 

Comune, è attesa implicare una riduzione delle 

spese per l'anno 2002 valutabile in circa 

150.000 v. Si ricorda infatti che, a seguito dei 

vincoli imposti dalla Autorità per l'Energia, i 

prezzi di tale fornitura, nel caso di Modena, 

pur nel rispetto di alcuni vincoli dell'Autorità 

che tuttavia individuano limiti massimi, sono 

autonomamente determinati dalla società 

distributrice META S.p.A. intorno al mese di 

Luglio al fine di essere trasmessi per l'approvazione 

all'Autorità nel mese di Settembre ed 

entrare in vigore a partire dall'1 gennaio dell'anno 

successivo. 

È importante infine evidenziare come nell'ambito 

della riunione della Conferenza Stato – 

Città del 3 aprile u.s. sia stata formalizzata 

come "unico punto di fornitura" la rete delle 

utenze comunali caratterizzate da un fattore 

comune unificante (ad es. strade e/o pubblica 

illuminazione) sancendo così la possibilità per i 

Comuni che nel corso del 2001 abbiano consumato 

almeno 9.000.000 kWh (nel caso del 

comune di Modena si tratta di 18.200.000 solo 

per i servizi di I.P. e Semafori) di essere considerati 

"clienti idonei" all'accesso al mercato 

libero dell'energia. 

Una volta che il Comune di Modena riesca 

effettivamente ad acquisire dall'Autorità tale 

qualifica, potrà essere attivata una ricerca di 

mercato per valutare le conseguenti effettive 

possibilità di ulteriore risparmio economico che 

Federelettrica al momento valuta nell'ordine del 

10%. 

Risultati acquisiti nel corso del 2001 

Come evidenziato in precedenza il ritocco delle 

tariffe I.P. 2001 realizzato da META S.p.A.: 

– Costo del kWh –16.9 lire 

– Quota fissa kWh/anno + 790 lire 

riportati al consumo ed alla potenza impegnata 

del Comune di Modena, porterà una riduzione 

delle spese per l'anno 2002 valutabile in 

circa 150.000 v. 


450 

400 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

Riduzione della manutenzione sulla 

rete I.P. 

Una effettiva riduzione, al di là di una mera 

rinegoziazione, degli importi derivati dal contratto 

di servizio per gestione e manutenzione 

impianti attraverso una riduzione della attività 

attinenti la manutenzione può essere teoricamente 

realizzata: 

– attraverso la installazione di lampade, supporti 

ed armature tali da permettere intervalli 

di manutenzione più estesi (in pratica garantendo 

una maggiore vita utile degli apparecchi 

e dell'impiantistica relativa); 

– attraverso la installazione di sistemi di telecontrollo 

in grado di pilotare e monitorare 

centralmente il sistema I.P. come di fornire 

informazioni sullo stato dei corpi illuminanti 

permettendo agli operatori di realizzare 

risparmi interessanti sia con la attivazione di 

una manutenzione programmata che con 

una riduzione dei tempi di intervento manutentivo. 

Tenuto conto che prima di "bruciare" 

le lampade arrivano a diminuire la loro 

efficienza luminosa anche del 30%, la sostituzione 

programmata delle lampade si presenta 

come strumento in grado di generare 

anche interessanti riduzioni dei consumi (tra 

l'altro che il prezzo della lampada risulta 

generalmente trascurabile nei confronti della 

corrente consumata e della manodopera 

necessaria alla sostituzione). Ricordiamo 

infine che la costante pulizia delle parabole 

e degli schermi può generare un aumento 

del flusso luminoso fino al 15%. 

È tuttavia necessario evidenziare come ad 

oggi META S.p.A. già garantisca un elevato 

standard di qualità relativamente alla vita utile 

delle apparecchiature utilizzate soprattutto se 

rapportate agli interventi di manutenzione programmata 

applicata; si ritiene pertanto che 

apprezzabili incrementi di efficienza possano 



Dinamica dei prezzi medi per la fornitura di energia elettrica in lire per kXh (IVA inclusa) 

Utenze normali Illumin. pubblica 

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 

essere ricollegabili soprattutto allo sviluppo del 

telecontrollo. 

Riduzione dei costi del Corrispettivo 

Produzione Servizio I.P. 

Al fine di valutare più correttamente il notevolissimo 

(2.646.169 v nel 2001) importo liquidato 

a META S.p.A. dal Settore Traffico e 

Viabilità è necessario evidenziare come entro 

la voce "Corrispettivo di Produzione del 

Servizio" del vigente Contratto di Servizio, 

vadano a ricadere: 

a. quota degli oneri di ammortamento; 

b. conduzione; 

c. manutenzione ordinaria; 

d. manutenzione preventiva; 

e. pronto intervento; 

f. manutenzione impianti incidentati; 

g. rinnovo degli impianti. 

Al fine di acquisire opportuni parametri di confronto 

per tale importo è attualmente in corso 

una verifica con realtà urbane comparabili 

(Nord Italia, pianura, media dimensione) cui 

associare una analisi più approfondita dei reali 

costi imputati al servizio di manutenzione e 

gestione I.P. e semafori al fine di valutare gli 

effettivi margini di manovra. 

Si ritiene pertanto che il vigente Contratto di 

Servizio presenti gli strumenti perché il 

Comune di Modena possa valutare ed eventualmente 

sviluppare, in accordo con META 

S.p.A., un programma di manutenzione mirato 

alla riduzione del corrispettivo annuo del 

costo di produzione del servizio anche attraverso 

sperimentazioni in una zona omogenea 

del territorio di programmi di manutenzione 

differenti in grado di risultare meno onerosi 

rispetto ai parametri/scadenze attualmente 

previsti nel Contratto di Servizio, comunque di 

prossima scadenza. 

21 


22 



I motori elettrici 

ad alta efficienza 

Imotori elettrici ad alta efficienza sono poco 

conosciuti. O meglio, vengono citati nelle 

leggi nazionali, fanno parte di programmi 

di risparmio energetico dell'Unione Europea, 

alcune volte se ne parla nei convegni, ma i 

diretti interessati, gli industriali, spesso ne 

ignorano l’esistenza. Sarà perché i motori elettrici 

sono componenti molto affidabili, sarà 

perché sono infaticabili, il fatto è che, come 

accade sempre per le cose che non danno 

grane al nostro lavoro, di essi ci dimentichiamo 

e non ne seguiamo gli sviluppi tecnologici. 

Eppure, nel settore industriale, attraverso i 

motori spendiamo quasi il 74% della nostra 

bolletta elettrica. Due numeri per convincervi. 

In Italia i consumi elettrici relativi al settore 

industriale nell’anno 1995 [1] sono stati di circa 

124,8 TWh. Di questi circa 92,5 TWh sono 

stati consumati dai motori elettrici. Le stime al 

2010 dei valori percentuali (figura 1) rimangono 

pressoché invariate. 

Nonostante ciò, niente viene fatto per ridurre i 

loro consumi, pur sapendo che ci potrebbero 

essere potenziali risparmi che ammontano a 

diversi punti percentuali. Quanto detto ha 

ancora più valore se si pensa che quando 

acquistiamo un motore ci preoccupiamo solo 

del suo prezzo. Tutti ci dimentichiamo, invece, 

che un motore ha un costo di esercizio molto 


SIGFRIDO VIGNATI 

ENNIO FERRERO 

ENEA 

Unità di Agenzia 

per lo Sviluppo 

Sostenibile 

più elevato di quello di acquisto (figura 2). Per 

esempio un motore elettrico da 15 kW, ha un 

costo di circa 520 s, ed un costo di esercizio 

in dieci anni, considerando 3.500 ore anno e 

un costo dell’energia elettrica di 7 cs/kWh, di 

circa 32.000 s: quasi 60 volte il costo iniziale. 

Nonostante questo, tutti cercano di risparmiare 

sul costo di acquisto scegliendo motori scadenti, 

senza pensare che un piccolo extraprezzo 

finalizzato all’acquisto di un motore più 

efficiente potrebbe essere recuperato in pochi 

mesi di utilizzo. 

In questo articolo ci proponiamo di approfondire 

l’argomento, dando al lettore una serie di 

strumenti pratici per effettuare velocemente 

una prima valutazione di convenienza. 

Motori 

elettrici 

74% 

Figura 1. Principali consumi elettrici 

nel settore industriale 

Illuminazione 

4% 


Altri 

22%

100,0% 

80,0% 

60,0% 

40,0% 

20,0% 

0,0% 

La tecnologia 

Figura 2. Life Cycle Costing 

di un motore elettrico 

Energia 

elettrica 98% 

Manutenzione 0,3% 

Acquisto 1,3% 

I motori elettrici ad alta efficienza sono motori 

che hanno minori perdite rispetto a quelli tradizionali 

[2] . 

Le perdite in un motore elettrico sono di diversa 

natura: 

• perdite meccaniche, per attrito (nei cuscinetti 

e alle spazzole) e per ventilazione; 

• perdite nel ferro a vuoto (proporzionali al 

quadrato della tensione), costituite da perdite 

per isteresi consistenti nell’energia dispersa 

nei cambi di direzione del flusso, e perdite 

per correnti parassite causate dalle correnti 

circolanti entro il nucleo, indotte dai 

cambiamenti di flusso; 

• perdite per effetto Joule (proporzionali al 

quadrato della corrente), negli avvolgimenti 

di statore e rotore. 

Nei motori ad alta efficienza queste perdite 

sono state ridotte intervenendo sui materiali o 

modificando alcuni elementi costruttivi quali: 

• nucleo, realizzato con lamierini a basse perdite 

che diminuiscono le perdite a vuoto; 

• sezione maggiorata dei conduttori dello statore 

e del rotore per ridurre le perdite per 

effetto Joule; 

• attenta scelta del numero di cave e della 

geometria delle stesse. 

Figura 3. Efficienza di motori elettrici a 4 poli 

efficienza (%) 

100,0% 

95,0% 

90,0% 

85,0% 

80,0% 

75,0% 

70,0% 

eff2 

eff1 

eff3 

1 10 100 

Potenza (kW) 



Queste modifiche comportano, inoltre, una 

minore produzione di calore e di conseguenza 

l’impiego di ventole di raffreddamento più piccole 

e quindi minori perdite meccaniche. 

Si sono così ottenuti motori che a parità di 

potenza hanno un rendimento migliore di quello 

standard ed una curva del rendimento più 

piatta, tale cioè da garantire, anche in caso di 

spostamenti del carico, un rendimento sempre 

vicino a quello ottimale. 

Un accordo tra costruttori 

Non c’è una legge che impone standard minimi 

sui rendimenti dei motori elettrici. Ognuno 

può costruire il motore che vuole. Ultimamente, 

però, il CEMEP (Comitato Europeo Costruttori 

Macchine Rotanti e Elettronica di Potenza) e la 

Commissione Europea hanno raggiunto un 

accordo volontario sulla costruzione di motori 

elettrici [3] . Si sono stabilite tre classi di efficienza 

eff1, eff2 e eff3 (la eff1 è la migliore, la eff3 

la peggiore). Per ogni classe sono stati definiti 

i rendimenti minimi. I costruttori aderenti all’accordo 

si sono impegnati a rispettare questi 

valori minimi. Nel grafico di figura 31 sono riportati, 

per ciascuna classe di efficienza, i rendimenti 

minimi di un motore a 4 poli in funzione 

della potenza. Come si può 

facilmente dedurre dal grafico, 

man mano che aumenta la 

potenza le differenze di rendimento 

tra le classi si assottigliano. 

In virtù di tale accordo 

ogni motore avrà la sua marcatura 

(il simbolo della marcatura 

è riportato nella figura 4) a 

dimostrazione della classe di 

efficienza alla quale appartiene. 

Così, d’ora in poi, un industriale 

quando acquisterà un motore 

elettrico, scegliendo la classe 

di efficienza, avrà fatto una 

scelta ben precisa sui costi di 

esercizio. 

I motori attualmente montati nei nostri impianti 

ovviamente non rientrano in questo accordo 

perché antecedenti. Possiamo dire che il loro 

rendimento si trova sicuramente nella zona 

bassa del grafico contrassegnata da eff3. 

1 L’accordo si riferisce a motori asincroni trifase di bassa tensione, con 

rotore a gabbia in corto circuito unificati, autoventilati, in costruzione 

chiusa IP54 e IP55, alimentati a tensione di 400 Volt di linea e 50 Hz, 

in una gamma di potenza compresa tra 1,1 kW e 90 kW a 2 poli e a 

4 poli, per servizio continuo S1. 

Figura 4 

23 


24 


Cosa fare? 


Supponiamo di essere un Energy Manager e 

di avere saputo dell’esistenza dei motori elettrici 

ad alta efficienza. Come ci dobbiamo 

comportare? 

La prima cosa da fare è un inventario di tutti i 

motori presenti nello stabilimento. L’inventario 

non dovrà limitarsi ad un semplice elenco di 

motori come può essere quello presente presso 

il magazzino ricambi o il reparto manutenzione, 

esso dovrà contenere dati tecnici importanti 

quali: potenza, anno di installazione, rendimento, 

ore di funzionamento annue, fattore 

di carico, numero di avvolgimenti subiti, etc. 

Tutti questi dati ci permetteranno di conoscere 

l’energia elettrica consumata dal motore 

nell’arco dell’anno, l’incidenza percentuale sui 

consumi dell’azienda, quali motori hanno consumi 

importanti e meritano attenzione. Una 

volta completato l’inventario, il nostro scopo è 

verificare se e quando è conveniente utilizzare 

i motori ad alta efficienza. Per ogni motore dell’inventario 

simuliamo due alternative: la prima 

è che il motore si rompa, la seconda è che il 

motore anche se funzionante possa essere 

sostituito con uno ad alta efficienza. Se il 

motore si rompe (rottura degli avvolgimenti 

statorici o rotorici) abbiamo due possibilità: 

fare riavvolgere il motore, come abbiamo sempre 

fatto, oppure sostituirlo. Ma se dobbiamo 

sostituirlo, ci sembra giusto farlo (soprattutto 

dopo la lettura di questo articolo) con uno ad 

CALCOLO DEL PAYBACK 

( C hem − Criav) 

Payback = 

⎛ ⎛ 1 

⎜ P⋅Cc⋅h⋅c⋅⎜ ⎝ ⎝ eff − eff 

1 

− 

eff 

⎞⎞ 

⎟ 

⎠ 

⎟ 

⎠ 

Payback (anni) 

C hem : costo del motore ad alta efficienza 

(o), 

C riav : costo del riavvolgimento (o) 

P: potenza di targa dal motore (kW), 

C c : coefficiente di carico del motore, 

cioè la percentuale rispetto al pieno 

carico alla quale lavora il motore, 

h: numero di ore annue di 

funzionamento del motore (h/a), 

eff std : rendimento di un motore standard al 

punto di lavoro, 

eff riav : perdita di rendimento dovuta al 

riavvolgimento, 

eff hem : rendimento del motore ad alta 

efficienza, 

c: costo medio del kWh (co/kWh). 


std riav hem 

alta efficienza, anche se costa un po’ di più. 

Siccome con i soldi non si scherza è giusto, 

però, prima di prendere qualsiasi decisione 

fare due conti. Possiamo, per esempio, calcolare 

il payback dell’investimento e vedere se è 

compatibile con quello accettato nella nostra 

azienda. Se il payback è inferiore a quel valore 

acquisteremo il motore ad alta efficienza, in 

caso contrario porteremo il motore dal riparatore 

per farlo riavvolgere. Per calcolare il payback 

possiamo utilizzare la formula riportata 

nel riquadro. 

A proposito del calcolo, una cosa importante 

da non dimenticare è che un motore riavvolto 

ha un rendimento inferiore rispetto a quello 

dello stesso motore nuovo. Questa diminuzione 

può variare dallo 0,5%, se il riavvolgitore è 

particolarmente bravo, fino al 4%. Per il nostro 

calcolo utilizziamo un valore conservativo:1%. 

Se è la seconda volta che effettuiamo il riavvolgimento, 

il declassamento del rendimento 

sarà del 2% e così via. Di questo ne dobbiamo 

tenere conto nel calcolo. 

Anziché utilizzare la formula di cui sopra che, 

siamo sicuri, molti non gradiscono, abbiamo 

preferito mettere tutto in forma grafica in 

maniera da consentire di fare le vostre valutazioni, 

in modo sicuramente più veloce e più 

comodo, anche se meno preciso. Vorrà dire 

che, se le indicazioni provenienti dal grafico 

sono interessanti, si potrà procedere con un 

calcolo puntuale. 

Il grafico 2 di figura 5 mostra il numero minimo 

di ore annue richieste per poter affermare che 

è meglio in caso di rottura sostituire il motore 

con uno ad alta efficienza piuttosto che riavvolgerlo. 

È evidente che il grafico risente delle ipotesi 

assunte per i vari parametri, che abbiamo riassunto 

nella nota a piè di pagina, ma il nostro 

intento è quello di dare uno strumento operativo 

di valutazione immediato anche se meno 

preciso. 

Come si usa il grafico? Sull’asse orizzontale 

individuiamo la potenza del motore in questione. 

Ci muoviamo in verticale fino ad incontrare 

la curva corrispondente al nostro costo del- 

2 Il grafico è stato realizzato utilizzando i seguenti valori: tempo di ritorno: 

3 anni; coefficiente di carico: 0,75; efficienza del motore esistente 

pari alla massima di classe eff3 ridotta del 2% per potenze comprese 

tra 1,1 e 7,5 kW; 1,5% per potenze comprese tra 11 e 22 kW; 

1% per potenze maggiori di 22 kW; efficienza del motore ad alto rendimento 

pari a quella minima della classe eff1; riduzione dell’efficienza 

del motore in caso di riavvolgimento: 1%; costo del motore ad alta 

efficienza ricavato dal listino di importanti case costruttrici scontato 

del 50%; costo del riavvolgimento ricavato da fornitori specializzati. 


Ore annue di funzionamento (h/a) 

l’energia elettrica. Ora tracciamo una retta 

orizzontale e andiamo a leggere il numero 

minimo di ore che il motore deve lavorare in un 

anno perché sia conveniente effettuare l’acquisto 

di un motore ad efficienza eff1 anziché 

effettuare il riavvolgimento. 



Figura 5. Convenienza sostituzione motore fuori uso 

con motore ad alta efficienza 

8.000 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

- 

1 10 100 

Potenza (kW) 

5 cm/kWh 6 cm/kWh 7 cm/kWh 9 cm/kWh 

Figura 6. Convenienza sostituzione motore funzionante 

con motore ad alta efficienza 

9.000 

8.000 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

Figura 7. Convenienza acquisto motori nuovi ad alta efficienza 

2.000 

1.800 

1.600 

1.400 

1.200 

1.000 

800 

600 

400 

200 

- 

- 

1 10 

Potenza motori (kW) 

100 


1 10 

Potenza motori (kW) 

100 




Come si potrà notare dal grafico, 

per i motori piccoli (sotto gli 11 

kW) sono sufficienti poche 

migliaia di ore per rendere conveniente 

la sostituzione. Per i 

motori più grandi è necessario 

un maggior numero di ore. 

Anche il costo dell’energia ha, 

come è ovvio, la sua grande 

influenza. Il grafico mostra che 

più questo è basso e più aumenta 

il numero di ore di lavoro minimo 

per la convenienza. 

A questo punto possiamo 

toglierci anche un’altra curiosità. 

Cioè quella di vedere se conviene 

sostituire un motore funzionante con uno 

ad alta efficienza senza aspettare che questo 

si rompa. Beh, basta applicare la formula del 

payback con le dovute modifiche. A numeratore 

non apparirà più il costo del riavvolgimento 

del motore, ma solo il costo del motore ad 

alta efficienza. Non si dovrà più 

considerare il decremento del 

rendimento dovuto al riavvolgimento, 

ma solo il rendimento del 

motore in uso. 

A rigore dovremmo considerare 

a numeratore, nella formula di 

calcolo del payback, il costo del 

motore ad alta efficienza diminuito 

del valore economico del 

motore sostituito. Possiamo 

però dire che non esiste un mercato 

esteso dei motori usati e 

quindi abbiamo considerato 

questo valore pari a zero. Certo, 

in questo caso le condizioni di 

convenienza sono più difficili a 

realizzarsi. 

Come fatto precedentemente 

riassumiamo i risultati in un grafico 

3 (figura 6) lasciando a voi, in 

caso lo riteniate interessante, il 

calcolo puntuale. Dal grafico di 

figura 6 possiamo dedurre che in 

molte realtà i motori di piccola 

potenza possono essere sostituiti 

da subito senza aspettare 

che arrivino a rottura. 

E in caso di acquisto di un moto- 

3 Il grafico è stato realizzato utilizzando gli stessi 

valori di quello di figura 5. 

25 


26 



re nuovo, cosa dobbiamo fare? Conviene 

acquistare un motore standard o uno ad alta 

efficienza? Anche qui per fare le nostre valutazioni 

ci verrà in aiuto la formula del payback 

introdotta prima. Occorrerà operare i dovuti 

adeguamenti. In particolare a numeratore ci 

sarà la differenza di investimento tra motore ad 

alta efficienza e quello standard. Per il resto 

tutto rimane come nel caso precedente. I risultati 

sono riportati nel grafico di figura 7. 

I decreti sull’efficienza energetica 

Non possiamo parlare di motori ad alta efficienza 

senza citare i decreti sull’efficienza energetica 

negli usi finali del 24 aprile 2001 [4] . Cosa 

riguardano questi decreti? Essi sono connessi 

con la liberalizzazione del mercato elettrico in 

Italia: impongono ai distributori di energia elettrica 

e del gas di raggiungere determinati obiettivi 

di risparmio energetico incrementando l’efficienza 

energetica negli usi finali. I distributori 

soggetti a tale obbligo sono quelli con più di 

100 mila clienti. Ai risparmi conseguiti corrispondono 

dei riconoscimenti sotto forma di 

titoli di efficienza energetica (TEE) che saranno 

rilasciati dall’Autorità per l’energia e il gas 

(AEEG). I TEE sono negoziabili. Oltre ai distributori 

anche le ESCO (Energy Saving Company) 

potranno fare interventi di efficienza energetica. 

I decreti suggeriscono anche una lista di misure 

possibili. Una di queste misure è l’utilizzo 

CALCOLO DEL RISPARMIO ENERGETICO 

Se vogliamo sapere quanto si risparmia 

utilizzando un motore ad alta efficienza 

rispetto ad un motore standard basta 

applicare la seguente formula: 

⎛ 1 1 

R= P⋅Cc⋅h⋅⎜− ⎝ eff eff 

Dove: 

R: risparmio energetico annuo (tep) 

P: potenza di targa del motore (kW), 

C c : coefficiente di carico del motore, cioè 

la percentuale rispetto al pieno carico 

alla quale lavora il motore, 

h: numero di ore annuo di funzionamento 

del motore (h/a), 

eff std : rendimento di un motore standard al 

punto di lavoro, 

eff hem : rendimento del motore ad alta 

efficienza. 

Nella formula la conversione dei kWh in tep 

è stata effettuata utilizzando 1 kWh = 0,22 x 

10 -3 tep come riportato nei decreti. 


std hem 

⎞ 

− 

⎟ ⋅022⋅10 ⎠ 

3 

, 

dei motori ad alta efficienza in sostituzione di 

quelli standard. 

Ma quanti tep anno può risparmiare un motore 

ad alta efficienza rispetto ad uno standard? 

Vediamo di fare due conti e quindi dare un’indicazione 

sul contributo che questa misura 

può dare al rispetto dei decreti. Nella tabella di 

figura 8 abbiamo riportato per i motori a 4 poli 

che rientrano nell’accordo CEMEP il risparmio 

annuo, in funzione del numero di ore, ottenibile 

dalla sostituzione di un motore standard con 

uno ad alta efficienza. Anche in questo caso i 

valori sono indicativi ma validi per una prima 

valutazione. 

Allo stato attuale l’AEEG non ha ancora emesso 

la delibera attuativa. Per questo motivo non 

è possibile fare previsione su come sarà gestito 

il rapporto tra utenti finali (presso i quali nella 

maggiore parte dei casi saranno realizzati gli 

interventi) e i distributori che hanno l’obbligo di 

rispettare gli obiettivi. 

Al momento e con riferimento agli specifici interventi 

di risparmio energetico in esame, non è 

possibile valutare il vantaggio economico derivante 

dall’applicazione dei suddetti decreti alle 

aziende, mentre è quantificato in 150-200 t/tep 

il riconoscimento economico 4 che l’AEEG elargirà 

ai grandi distributori ed alle ESCO. 

Gli scenari futuri in cui i grandi distributori, le 

ESCO e gli utenti finali si troveranno ad operare, 

non sono prevedibili, per cui non è ad oggi 

quantificabile la quota di riconoscimento economico 

che andrà a beneficio degli utenti finali, 

né sono note le modalità operative per effettuare 

tale trasferimento. 

Se per ogni tep risparmiato sarà riconosciuto 

un valore di 150 t (ma non è detto) si può 

vedere per esempio che un motore da 15 kW 

che lavora 3.500 ore anno ottiene un beneficio 

annuo di 63 t contro un costo di acquisto di 

circa 520 t. Al beneficio dovrà essere aggiunto 

il flusso di cassa dovuto ai risparmi energetici 

che, per quanto detto prima, ammontano 

a circa 133 t anno se il costo dell’energia è 

di 7 centesimi di Euro. In pratica il tempo di 

ritorno dell’investimento, grazie ai decreti sull’efficienza 

energetica, passa da 3,9 a 2,7 

anni. Ci sembra che l’argomento sia degno di 

approfondimento. 

4 Per il calcolo abbiamo considerato gli stessi parametri descritti nella 

nota 2 come risulta al punto 7.6 del documento dell’AEEG uscito in 

inchiesta pubblica il 4 aprile 2002 dal titolo “Proposte per l’attuazione 

dei decreti ministeriali del 24 aprile 2001 per la promozione dell’efficienza 

energetica negli usi finali”. 


Figura 9 

Figura 8. Risparmio energetico in tep/anno 

Potenza 1800 3500 5500 8000 

kW Ore/anno Ore/anno Ore/anno Ore/anno 

1,1 0,05 0,10 0,15 0,22 

1,5 0,06 0,11 0,18 0,26 

2,2 0,07 0,14 0,22 0,31 

3 0,09 0,17 0,26 0,38 

4 0,10 0,19 0,31 0,44 

5,5 0,12 0,23 0,37 0,53 

7,5 0,15 0,29 0,45 0,66 

11 0,17 0,33 0,52 0,75 

15 0,22 0,42 0,66 0,96 

18,5 0,25 0,48 0,76 1,11 

22 0,29 0,55 0,87 1,27 

30 0,31 0,60 0,94 1,36 

37 0,35 0,68 1,07 1,55 

45 0,39 0,76 1,19 1,73 

55 0,41 0,81 1,27 1,84 

75 0,53 1,04 1,63 2,37 

90 0,64 1,24 1,94 2,83 

Motor Challenge Programme 

Anche l’Unione Europea sta dedicando risorse 

umane ed economiche ai motori ad alta efficienza. 

A tale proposito è in corso un progetto 

finanziato nell’ambito del programma SAVE 

denominato Motor Challenge Programme 

(MCP) [6,7]. Le finalità del 

progetto sono quelle di 

promuovere un programma 

per aiutare le industrie 

ad incrementare 

l’efficienza energetica dei 

motori elettrici e di alcuni 

sistemi azionati dai 

motori. Esso è su base 

volontaria ed è concepito 

in maniera molto 

semplice, secondo uno 

schema ormai collaudato 

da altri programmi 

simili. Alla messa a punto del progetto SAVE 

partecipano le Agenzie Nazionali per l’Energia 

di dieci paesi europei. Per l’Italia partecipa 

l’ENEA. 

Le aziende che vorranno partecipare al programma 

si impegnano ad identificare misure di 

efficienza energetica nell’ambito dei motori e 

dei sistemi che utilizzano motori elettrici e a 

realizzarle secondo un programma stabilito. 

A seguito di ciò le aziende potranno ottenere: 

• risparmi economici; 

• un pubblico riconoscimento per il loro contributo 

al raggiungimento degli obiettivi di 

politica energetica dell’Unione Europea; 



• miglioramento dell’immagine derivante dall’uso 

del logo (rappresentato in figura 9). 

Ogni industria può partecipare. Per questo, 

una volta ottemperate le richieste del programma, 

ogni industria potrà richiedere lo status 

di Partner. Tale status sarà conferito dalla 

Commissione previo verifica dei requisiti richiesti. 

Una volta ottenuto la status un’azienda 

potrà fregiarsi del logo simbolo dell’iniziativa. 

Al programma potranno aderire anche aziende 

che forniscono componenti e servizi nel 

campo degli azionamenti elettrici ed in questo 

caso essi riceveranno lo status di Endorser 

(sostenitore). In sostanza attraverso il Motor 

Challenge Programme si potrà da una parte 

risparmiare denaro investendo in motori ad 

alta efficienza e ottimizzando i sistemi da questi 

azionati, dall’altra si potrà migliorare l’immagine 

della propria azienda. 

Il programma sarà lanciato nei primi mesi del 

2003 e da quel momento chiunque, potenziale 

Partner e Endorser, potrà aderire. 

Comunque per chi ne volesse sapere di più, 

può consultare il sito internet: 

http://energyefficiency.jrc.cec.eu.int/. 

Conclusioni 

Crediamo di avere detto abbastanza sui motori 

elettrici ad alta efficienza. Qualcuno di voi sarà 

ancora scettico ed è lecito che lo sia. Non pretendiamo 

di avervi convinto. Il nostro intento era 

quello di fornirvi alcune informazioni importanti 

su questa tecnologia e soprattutto di avervi 

fatto venire la voglia di verificare all’interno della 

vostra azienda la possibilità di utilizzarla. 

Bibliografia 

1. FLORENTIN KRAUSE, La Risorsa Efficienza ANPA, Serie 

Documenti 11-1999. 

2. GREENWOOD P.B., Motori elettrici ad alto rendimento, 

ENEA Risparmio Energetico, n. 41b Luglio-Settembre1993. 

3. Voluntary Agreement of CEMEP, 1999. 

4. Decreto 24 aprile 2001, Individuazione degli obiettivi 

qualitativi per l’incremento dell’efficienza energetica 

negli usi finali ai sensi dell’art. 9, comma 1, del decreto 

legislativo 16 marzo 1999, n. 79. 

5. AEEG Proposte per l’attuazione dei Decreti Ministeriali 

del 24 aprile 2001 per la promozione dell’efficienza 

energetica negli usi finali. Documento di consultazione 

del 4 aprile 2002. 

6. European Commission, Directorate General Energy 

and Transport. Motor Challenge Programme - Partner 

Guidelines, 1 Gennaio 2003. 

7. European Commission, Directorate General Energy 

and Transport. Motor Challenge Programme – Drives 

Module, 1 Gennaio 2003. 

27 


28 



Sistema informativo 

per Energy Manager 

Per una corretta gestione aziendale 

Nella Gestione delle informazioni relative 

alla qualità energetica dei processi 

che coinvolgono l’Energy 

Manager si sta imponendo a diversi 

livelli l’uso di applicativi informatici complessi 

che vanno sotto il nome di Sistemi Informativi 

Gestionali. Tali sistemi hanno il compito di 

razionalizzare tutti i dati che possono servire 

alla corretta gestione aziendale e aggiornarli in 

tempo reale in funzione delle modifiche intercorse 

a seguito dei diversi processi. 

ARCHIBUS/FM, sviluppato negli Stati Uniti e 

distribuito in esclusiva per l’Italia da 

Openpl@n S.r.l., è da considerarsi 

il software leader 

mondiale nel settore 

del Facility Management. 

Elemento distintivo 

di questo sistema 

informativo avanzato, 

che è strutturato 

in diversi moduli 

in grado di coprire 

tutti gli aspetti 

della gestione immobiliare, 

dalle pratiche 

amministrative alla manu- 


REPERTORIO TECNOLOGICO 

MARCO RAPELLA 

FEDERICO CHIODAROLI 

OPENPL@N 

tenzione degli impianti, è l’integrazione “NATI- 

VA” con gli strumenti CAD di AutoDESK, 

attuale leader nel campo dei CAD tecnici, e la 

conseguente possibilità di gestire contemporaneamente 

informazioni in database ed elementi 

grafici dwg. 

Divisione Energy di Openpl@n 

Openpl@n S.r.l. ha scommesso da tempo 

sulla informatizzazione al servizio delle attività 

degli Energy Manager. A tal fine ha costituito 

ed avviato la Divisione Energy, che raccoglie 

professionalità interne e consulenti esterni con 

formazione specializzata in tematiche energetiche 

a livello impiantistico ed edilizio. 

La Divisione propone tre livelli di consulenza 

corrispondenti a diversi metodi e gradi di precisione 

di diagnosi energetica sul comportamento 

degli edifici: il primo (Entry Level) consiste 

nell’analisi e gestione dei dati storici di 

consumo energetico del patrimonio immobiliare 

oggetto di studio; il secondo (Medium 

Level) consiste nell’analisi del comportamento 

dinamico dell’edificio attraverso i più sofisticati 

software di simulazione (DOE-2 e 

Trnsys); ed il terzo (Advanced) prevede l’uso 

di sistemi di monitoring&control al servizio 


della gestione dell’energia che consentano di 

individuare gli sprechi di energia e proporre 

interventi migliorativi sull’involucro e sull’impianto. 

La soluzione integrata per Energy 

Managers 

La divisione Energy di Openpl@n 

ha recentemente sviluppato un nuovo modulo 

per la piattaforma software ARCHIBUS/FM: il 

Modulo Energy, pensato come strumento di 

gestione, analisi e supporto all’attività degli 

Energy Managers. Le sue funzionalità coprono 

tre aree tematiche riguardanti il sistema edificio-impianto, 

i consumi energetici (elettrici e 

termici), le forniture e i contratti. 

La gestione dell’immobile e del sistema tecnologico 

può quindi essere affrontata in modo integrato 

sotto l’aspetto del comportamento energetico 

sia per quanto riguarda l’involucro edilizio 

che per l’aspetto puramente impiantistico. 

Il nuovo modulo comprende tabelle, report e 

funzionalità per la definizione di ogni singolo 

elemento tecnico di involucro (o partizione 

interna) con la propria stratigrafia e proprietà 

termo-igrometriche. 

Il sistema impiantistico può essere descritto in 

ogni suo componente graficamente con rappresentazione 

e localizzazione sia all’interno di 

disegni planimetrici che in schemi funzionali 

d’impianto e in modo informativo all’interno 

del database mantenendo la gerarchia degli 

elementi (centrale, sottocentrale, circuito, terminali). 

I consumi energetici possono essere inseriti 

sia da lettura dei contatori che attraverso 

tabelle con dati mensili ed annuali. Energy permette 

l’inserimento di dati di previsione, elabora 

report specifici permettendo un’analisi 

dei consumi per voce di consumo, località, 

edificio. 

È possibile elaborare e confrontare trend percentuali 

sulla previsione di consumo o sui 

consumi degli anni precedenti. 

Il modulo è impostato secondo la Legge 

10/91, facilita la gestione dei dati di centrale 

ed il suo impiego permette di valorizzare la 

qualità energetica degli immobili gestiti. 

Un’ulteriore sezione del modulo è impostata 

per registrare i dati provenienti da sistemi di 

telecontrollo. La versione base prevede tabel- 



le per storicizzare allarmi, impostare programmi 

di controllo e memorizzare dati su apparecchi 

di controllo e grandezze/apparecchiature 

controllate. L’integrazione con il sistema di 

telecontrollo viene studiata ad hoc per ogni 

modello e su richiesta dei clienti. 

Due progetti informativi significativi 

Diverse soluzioni di notevole grado di complessità 

sono state realizzate nel quadro di 

contratti di Global Service. Descriviamo di 

seguito due progetti, uno ormai avviato ed efficiente 

ed uno in fase di start up. 

Il contratto Global Service di AUSL Città di 

Bologna 

Nell’ambito del contratto Global Service per la 

gestione dei due più importanti presidi ospedalieri 

di Bologna l’ATI che si è aggiudicata il 

servizio ha deciso, in base al progetto proposto 

in fase di gara e per rispettare le richieste 

della Stazione Appaltante, di fare del Sistema 

Informativo la chiave di volta di tutti i servizi 

previsti da capitolato. 

Tale sistema doveva permettere al Cliente 

finale di mantenere costantemente sotto 

osservazione il livello quantitativo e qualitativo 

del servizio erogato dall’ATI. Inoltre il sistema 

ha il compito di tenere aggiornate tutte le 

tavole grafiche relative agli immobili compresi 

nel servizio. 

Tali requisiti hanno trovato risposta nel Sistema 

Informativo ARCHIBUS/FM adeguatamente 

personalizzato. Infatti il livello di personalizzazione 

realizzato per questo progetto ha porta- 

29 

REPERTORIO 

TECNOLOGICO 


30 



to a riscrivere molte delle procedure standard 

dell’applicativo adeguandole alle esigenze 

puntuali del cliente finale e dell’ATI ed evidenziandone 

così anche l’elevatissimo livello di 

apertura e programmabilità. 

Il contratto Maintenance & Energy Service 

per Azienda Ospedaliera di Parma 

Openpl@n S.r.l. ha attivato per l’ATI che si è 

aggiudicato il contratto un progetto innovativo 

che impiegherà, oltre al sistema adottato nel 

progetto di Bologna, anche il nuovo modulo 

Energy con il preciso scopo di gestire più 

razionalmente le specifiche peculiarità energetiche 

dell’appalto. 


SCHEDA 

Per ulteriori informazioni 

Openpl@n Srl (Marco Rapella) – Divisione Energy 

Corso di Porta Nuova 13/15 • 20121 Milano 

Tel.: 02 62694252 • Fax: 02 29010531 

www.openplan.it • energy@openplan.it 

Nella fase attuale di avvio del progetto saranno 

definite concordemente le informazioni 

energetiche chiave che andranno ad arricchire 

le soluzioni manutentive. SIRAM in qualità di 

Capogruppo dell’ATI si è dimostrata particolarmente 

sensibile al tema del risparmio energetico 

e ai vantaggi dell’uso di uno strumento 

avanzato per l’energy management integrato 

in un pacchetto già consolidato e adottato in 

molteplici progetti con successo. 

Nello stesso progetto vedrà anche realizzato 

un sistema di telecontrollo al quale sarà collegato 

il modulo Energy per gestire, ove possibile, 

in tempo reale i dati energetici provenienti 

dagli impianti. 

È già Socio FIRE? SI ❑ NO ❑ 

Se la risposta è NO è bene sapere che 

l’adesione alla FIRE è aperta a tutti gli operatori del settore e offre i seguenti servizi: 

• partecipare ai convegni annuali FIRE su temi di interesse tecnico e professionale, 

• partecipare all’attività dei gruppi di lavoro; 

• ricevere gli atti dei convegni e richiedere le pubblicazioni FIRE disponibili; 

• usufruire e potenziare le esperienze messe a disposizione dai Soci e dagli operatori energetici; 

• essere informati in tempo reale sulle date di convegni ed incontri; 

• essere inseriti nella rete di collegamento tra gli Energy Manager anche nel caso in cui la nomina non fosse rinnovata. 

Le condizioni associative prevedono il versamento di una quota annuale a scelta tra le seguenti: 

❏ Socio sostenitore: € 10329,14 

❏ Socio ordinario: 

❏ Imprese - Amministrazioni Pubbliche - altra persona giuridica € 516,46 

❏ Associazione € 258,22 

❏ Persona fisica € 51,64 

Si prende atto che per il 2002 tali quote annuali sono state fissate dal Consiglio Direttivo della FIRE 

❏ Si trasmette in allegato assegno non trasferibile intestato a FIRE, Federazione Italiana per l’uso Razionale 

dell’Energia 

❏ Si allega copia dell’ordine di accredito sul conto corrente bancario n. 2627.41 

Monte dei Paschi di Siena, Agenzia n. 33, Viale del Pinturicchio 5, 00196 Roma 

Coordinate bancarie COD-ABI 01030 e COD-CAB 03233 intestato alla Federazione 

Data .......................................... Firma .............................................................................. 

Note: il bonifico deve riportare il nome del socio per cui si effettua il versamento; la presente scheda, unitamente all’assegno di bonifico, va spedita a: 

Sig.ra Ornella Micone - ENEA-FIRE Casaccia, Via Anguillarese 301, 00060 ROMA - Tel. 06 30483482-3626-3538 - Fax 06 30486449 

Per informazioni contattare: Segreteria FIRE 

Tel.: 06 30483482 - Fax: 06 30486449 

Inoltre, vi consigliamo di consultare il sito della FIRE www.fire-italia.it, che presenta un ampio panorama di informazioni 

sulle attività, gli obiettivi, i programmi della federazione. 


GIUSEPPE TOMASSETTI 

DARIO DI SANTO 

FIRE 

Gli Enti Locali, per quanto riguarda i 

consumi di energia, sono caratterizzati 

dall’avere un numero molto alto di 

punti di consumo, per i quali in genere 

pagano tariffe elevate. Pur tuttavia sia perché 

si tratta di entità quantitative, prese singolarmente, 

non molto elevate sia perché spesso il 

funzionamento è inglobato in una prestazione 

globale di servizio (es. edifici scolastici), si tratta 

in genere di consumi poco controllati e poco 

gestiti, quindi con larghi margini per interventi 

correttivi. Considerando l’effettivo esempio e la 

grande visibilità che hanno i comportamenti 

degli Enti Locali è importante che l’efficienza dei 

loro consumi energetici sia un tema affrontato 

con risorse culturali e finanziamenti adeguati; 

poiché gli Enti Locali danno inevitabilmente una 

priorità non elevata a questi problemi si è proposto 

che questo settore venga affrontato 

mediante le società di servizi energetici 

(E.S.Co.), adeguando a questo scopo la legislazione 

degli incarichi e degli appalti e riservando 

ai funzionari tecnici degli Enti Locali il compito di 

individuare le priorità, valutare le proposte e 

controllare gli interventi ed i risultati. Ci sono 

numerosi casi di successo sviluppati negli ultimi 

anni, essi però sono distribuiti a macchia di leopardo 

nel paese e non hanno coinvolto in modo 

omogeneo la maggior parte degli Enti Locali, 

per cui si pone la necessità di proporre un pro- 

Le potenzialità 

per gli Enti Locali 

dei decreti per 

l’efficienza 

energetica 



gramma di replicazione e diffusione di quanto di 

buono è già stato realizzato dalle aree e dalle 

persone più attive, più preparate e più capaci di 

cogliere le occasioni che si sono presentate. 

I decreti per l’efficienza 

A seguito della liberalizzazione del mercato dell’elettricità 

e del gas, il 24/04/2001 sono stati 

emessi due decreti destinati a favorire un mercato 

per gli interventi di efficienza energetica nei 

settori civili ed industriali. Questi decreti creano 

un obbligo per i distributori di elettricità e di gas 

naturale, di realizzare interventi per raggiungere 

definiti obiettivi annuali di incremento di efficienza 

o di comprare questi risultati da chi possa 

commerciarli, all’interno di un apposito mercato 

di titoli di efficienza, ed in particolare da una rete 

di E.S.Co.. Il costo dell’insieme delle attività sarà 

parzialmente ricoperto dai distributori mediante 

aumenti delle tariffe di distribuzione. Questo 

meccanismo offre così la possibilità ad un cliente 

consumatore finale di ottenere un contributo 

dalle società di distribuzione o dalle E.S.Co., in 

cambio del diritto all’emissione nei loro confronti 

da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il 

Gas di titoli di efficienza sui risparmi energetici 

ottenuti. 

L’Autorità stessa è incaricata di regolare il funzionamento 

di questi due decreti e di definire la 

valorizzazione del risultato (energia risparmiata) 


31

32 



ottenuto dai vari interventi. Un primo documento 

di consultazione è già stato emesso ed ha 

ricevuto osservazioni dai vari operatori. 

Le Regioni hanno spazio per definire, area per 

area, gli interventi prioritari e di aggiungere loro 

finanziamenti per indirizzare le scelte verso le 

aree di maggior interesse locale. 

Si tratta di scelte molto complesse, con obiettivi 

molto ambiziosi anche se non impossibili da 

raggiungere. Grande importanza viene data ai 

meccanismi di valutazione e valorizzazione dei 

risultati. Un sistema molto semplice rischia infatti 

di privilegiare gli interventi nel settore industriale, 

ove i maggiori fattori di carico e la maggiore 

dimensione degli interventi possono promuovere, 

da soli, la diffusione allargata delle tecnologie 

più efficaci; d’altra parte un sistema che 

volesse tenere conto delle tante specificità del 

settore civile rischierebbe di essere troppo complesso 

e costoso da gestire. 

Una opportunità per gli Enti Locali 

Per gli Enti Locali questi due decreti possono 

costituire una opportunità per rinforzare vecchi 

legami con i distributori, specie quando sono 

società partecipate ed avviare nuovi rapporti in 

un’ottica di mercato. Infatti gli Enti Locali sono i 

concessionari dei distributori del gas naturale e 

possono predisporre i relativi contratti in modo 

da dare un ruolo dimostrativo e didattico alle 

diminuzioni dei loro consumi e favorire così interventi 

delle aziende di distribuzione di energia su 

situazioni significative come replicabilità. Ugualmente 

le Regioni, sentiti gli Enti Locali nel definire 

le priorità per gli interventi di efficienza, possono, 

con differenti poteri nel settore elettrico ed 

in quello del gas, ai sensi dei due decreti, dare 

priorità a quelli effettuati presso gli Enti Locali, 

per la loro visibilità e per la ricaduta allargata dei 

benefici. Lo stesso atteggiamento può essere 

scelto dalle Regioni nell’allocare le loro risorse 

aggiuntive, privilegiando, per gli stessi motivi, gli 

interventi presso gli Enti Locali, la Sanità 

Pubblica e le altre sedi locali della Pubblica 

Amministrazione centrale. Infine gli Enti Locali 

possono accorpare i vari interventi singoli in 

pacchetti in programmi di attuazione scaglionata 

nel tempo in modo da ottimizzare l’utilizzo 

delle risorse evitando la estemporaneità tipica 

degli interventi nelle residenze. 

Tipologia degli interventi 

Gli interventi possono riguardare quasi tutti i settori 

delle attività degli Enti Locali, siano esse gestite 

in propria concessione o appaltate. In allegato 

sono riportate le aree principali già individuate. 


Opportunità 

per 

i Comuni 

IDecreti MICA 24 aprile 2001 fissano l'obbligo 

per i grandi distributori di energia 

elettrica e gas di effettuare interventi presso 

gli utenti finali al fine di ottenere nei 

prossimi anni un risparmio di energia primaria. 

A tal fine i distributori possono intervenire 

direttamente, tramite società controllate o 

possono acquistare titoli di efficienza energetica 

da ESCO che abbiano effettuato interventi 

fra quelli ammessi dai Decreti stessi. L’Autorità 

per l’Energia Elettrica ed il Gas ha il compito di 

elaborare le linee guida per l’attuazione dei 

Decreti. Si tratta di un meccanismo innovativo 

rispetto alle esperienze italiane, che avrà il 

compito di promuovere la diffusione di tecnologie 

collegate all’uso efficiente dell’energia ed 

al risparmio energetico, con i conseguenti 

effetti benefici per l’ambiente, la sicurezza 

degli approvvigionamenti e la società. 

Descrizione del meccanismo 

In sostanza il meccanismo base prevede che 

a fronte di ogni intervento effettuato presso gli 

utenti finali da un distributore o da una ESCO 

vengano emessi dei titoli di efficienza da parte 

dell’Autorità. Mediante queste attestazioni i 

distributori possono dimostrare il raggiungimento 

degli obiettivi previsti dai Decreti. Per 

finanziarsi l’esercente può attingere a eventuali 

fondi regionali e nazionali, può chiedere la partecipazione 

dell’utente beneficiario e può ricevere 

dei riconoscimenti in tariffa, secondo un 

tetto massimo stabilito dall’Autorità. Nel primo 


schema allegato (figura 1) è illustrata l’ipotesi di 

intervento diretto dell’esercente presso l’utente 

finale. Nel caso in cui sia una ESCO a svolgere 

l’intervento, come mostra il secondo schema 

(figura 2), il titolo ad essa rilasciato può essere 

ceduto ad un distributore ad un prezzo dipendente 

dalla situazione di mercato che si verrà a 

creare. Nella sezione dedicata ai decreti 24 

aprile 2001 nel sito web della FIRE (www.fireitalia.it) 

sono presenti articoli e schede illustrative 

e di approfondimento sull’argomento. 

I Comuni possono prendere parte al gioco in 

vari modi: 

• come utenti, accordandosi con i distributori 

locali di gas ed elettricità o con una ESCO 

per realizzare interventi di miglioramento 

degli impianti dei propri edifici a condizioni 

vantaggiose, nel rispetto della Legge 10/91 

e dei suoi regolamenti attuativi; 

• operando un ruolo di raccordo fra la popolazione 

residente sul territorio ed i distributori, 

affinché possano essere incentivati gli 

interventi presso tale tipologia di utenza; 

• costituendo società partecipate che operino 

come ESCO, in compartecipazione eventualmente 

con associazioni di categoria e/o 

distributori. 

Partecipazione dei Comuni come 

utenti 

Buona parte delle tipologie di interventi previste 

dai Decreti afferiscono ai settori terziario e 

residenziale. 

Titoli 

Acquisto titoli 



Nell’ultimo paragrafo sono riportati dei tipici 

ambiti di azione. 

Il ruolo dell’Ente Locale in questo caso è quello 

di prendere contatti con i distributori locali o 

con una ESCO per proporsi per uno o più 

interventi, considerando che in alcuni casi, a 

seconda del tipo di intervento e degli indici di 

convenienza economica relativi, potrà essere 

necessario attivare anche risorse proprie. 

Si fa comunque presente che in molti casi la 

realizzazione degli interventi proposti è comunque 

prevista da altri provvedimenti legislativi 

inerenti alla sicurezza ed all’uso razionale 

dell’energia. 

Partecipazione dei Comuni nel ruolo 

di raccordo fra distributori e cittadini 

Gli interventi relativi al settore residenziale e 

terziario possono costituire una buona opportunità 

per i distributori, considerato il numero 

di casi attivabili (esempio sostituzione elettrodomestici 

o lampade ad incandescenza con 

quelle fluorescenti compatte). 

Per consentire anche ai cittadini serviti da 

esercenti non compresi dal dispositivo normativo 

dei Decreti di prendere parte e beneficiare 

dell’iniziativa e per indirizzare le iniziative dei 

distributori e delle ESCO affinché sia raggiunto 

il massimo mutuo vantaggio, può svolgere 

un ruolo importante il Comune. Esso può infatti 

stipulare delle convenzioni con distributori o 

ESCO ed associazioni di consumatori per 

incentivare e diffondere interventi mirati sul ter- 

Figura 1. Intervento diretto dell’azienda di distribuzione 

Investimenti Ricavi di esercizio 

rilascia titoli effettua interventi 

Autorità Distributore 

Utente 

presenta titoli 

ottenuti 

trasferisce parte 

dei ricavi 

eventuali sanzioni quota in tariffa 

33 


34 



ritorio di sua competenza. 

A tal fine potrebbe operare direttamente o 

avvalendosi delle agenzie per l’energia. L’Ente 

Locale può anche stimolare la propria Regione 

affinché metta a disposizione risorse orientate 

al coinvolgimento del settore civile. 

A tale proposito si ricorda che i Decreti prevedono 

che i distributori di gas, la cui concessione 

è rilasciata dal Comune, operino in base 

alle modalità di raggiungimento degli obiettivi 

previste da appositi provvedimenti di programmazione 

regionale emanati in base ai Decreti, 

sentiti gli organismi di raccordo regioni-autonomie 

locali. 

Qualora tali provvedimenti non siano ancora 

stati emanati, il Comune può giocare un suo 

ruolo in tal senso. 

Partecipazione dei Comuni come 

ESCO 

Sebbene sia il caso meno probabile, alcuni 

Comuni potrebbero prendere in considerazione 

la possibilità di operare come ESCO attraverso 

una società loro controllata o partecipata 

(ad esempio la municipalizzata, se ancora di 

proprietà comunale). 

A tale riguardo si sottolinea che i Decreti stessi 

non danno alcuna indicazione su eventuali 

requisiti richiesti ad una società per svolgere 

tale ruolo, ferme restando le competenze tecniche, 

gestionali e finanziarie indispensabili per 

il buon esito dei progetti realizzabili. 


Titoli Investimenti 

Acquisto titoli 

Possibili interventi 

Si elencano qui esempi di interventi realizzabili 

nell’ambito dei Decreti, suddivisi per tipologie, 

relativi ad edifici e servizi gestiti direttamente o 

indirettamente dall’Ente Locale. Si tratta di una 

lista non esaustiva, ma comprensiva della 

maggior parte degli interventi effettivamente 

realizzabili in ambito comunale. 

Si ricorda che è comunque possibile individuare 

e realizzare campagne di formazione, 

informazione, promozione e sensibilizzazione 

degli utenti finali per la riduzione dei consumi, 

che possono ricevere un contributo nell’ambito 

dei Decreti sulla base del regolamento che 

verrà predisposto dall’Autorità per l’Energia 

Elettrica ed il Gas. 

Edifici adibiti ad uso ufficio 

• REALIZZAZIONE INTERVENTI NEL QUADRO DEL 

SERVIZIO ENERGIA 

Il servizio energia per definizione comporta per 

il fornitore la ricerca della massima efficienza, 

comportando la sostituzione degli impianti con 

altri più efficienti purché la durata del contratto 

lo consenta. In quest’ottica l’Ente Locale 

può prevedere in sede contrattuale la realizzazione 

di interventi di ammodernamento, anche 

approfonditi, di impianti o la ridefinizione eventuale 

delle condizioni dell’offerta all’atto del rinnovo 

per tener conto dei minori tempi di ritorno 

degli investimenti eventualmente conseguibili 

dal fornitore. 

Figura 2. Acquisto di titoli di efficienza energetica da una ESCO 

rilascia titoli 

Ricavi di esercizio 

Autorità Distributore 

titoli ESCO 

presenta titoli 

Borsa 

ottenuti 

eventuali sanzioni 

quota in tariffa 

trasferisce 

parte dei 

ricavi 

effettua 

interventi 

Utente 


• SOSTITUZIONE CALDAIA (TIPOLOGIA A CONDEN- 

SAZIONE E TAGLIA ADEGUATA ALL’UTENZA) 

L’intervento di sostituzione del parco caldaie 

relativo agli edifici di competenza del 

Comune rappresenta una tipica opportunità 

nell’ambito dei Decreti. In tal caso è opportuno 

che sia previsto un dimensionamento dell’impianto 

sulla base di opportune diagnosi 

energetiche, al fine di conseguire il massimo 

risultato utile. 

• PARZIALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO TERMICO E 

SISTEMA DI CONTROLLO 

Soprattutto in presenza di edifici occupati in 

modo diversificato nel corso della giornata, 

come ad esempio le scuole, in cui alcuni locali 

sono utilizzati anche il pomeriggio e la sera, è 

opportuno installare sistemi di modulazione e 

parzializzazione delle caldaie e di zonizzazione 

dell’edificio. In questo modo è possibile limitare 

il riscaldamento solo laddove effettivamente 

richiesto e far funzionare le caldaie nel modo 

più efficiente. 

• SISTEMI DI SCHERMATURA ESTERNA PER LA 

RIDUZIONE DEL CARICO ESTIVO DI CONDIZIONA- 

MENTO 

Fra gli interventi previsti dai Decreti rientrano 

quelli collegati all’architettura solare passiva. 

Un esempio che può essere implementato in 

alcuni casi riguarda i sistemi di schermatura 

delle finestre per ridurre l’apporto solare e 

quindi il carico di condizionamento. 

• SISTEMI DI ILLUMINAZIONE AD ALTA EFFICIENZA 

Interventi semplici da contabilizzare e con 

tempi di ritorno contenuti riguardano la sostituzione 

dei corpi luminosi e delle lampade con 

altri a maggiore efficienza e l’installazione di 

dispositivi per il controllo della tensione di alimentazione 

delle lampade e per quello della 

luminosità in funzione della luce naturale. 

• CONDIZIONAMENTO E RISCALDAMENTO A POMPA 

DI CALORE CON ACQUA DI FALDA O SIMILE 

Si tratta di un intervento che richiede un adeguato 

studio di fattibilità per valutarne la convenienza. 

• USO DI APPARECCHIATURE INFORMATICHE A 

BASSO CONSUMO 

Tutti gli interventi di sostituzione di dispositivi 

informatici con altri analoghi a minore consumo 

sono ammissibili. In particolare si sottolinea 

quello relativo alla sostituzione dei tradizionali 

monitor a tubi catodici con quelli LCD. 

Oltre a consumare meno elettricità, tali moni- 



tor presentano vantaggi negli ingombri limitati 

e negli aspetti sulla sicurezza correlati alla 

Legge 626 (assenza di radiazioni elettromagnetiche 

rispetto ai monitor tradizionali). 

• SISTEMI DI CONTABILIZZAZIONE 

Si tratta di un intervento previsto per legge nei 

nuovi edifici e in grado di assicurare il raggiungimento 

delle migliori efficienze di esercizio, 

abbinando un impianto centralizzando ai 

vantaggi del riscaldamento autonomo. 

Comporta tra l’altro il beneficio di sensibilizzare 

gli utenti ai propri consumi. Bisogna porre 

qualche attenzione nella suddivisione della 

contabilizzazione qualora le tubazioni calde 

attraversino locali non riscaldati, come garage 

e vani scale. 

• TELECONTROLLO DEGLI IMPIANTI TERMICI IN 

FUNZIONE DELLA TEMPERATURA ESTERNA E DI 

ALTRI PARAMETRI 

Il controllo degli impianti termici in funzione 

della temperatura esterna, consente tra l’altro 

la possibilità di non dover tener conto delle 

ore giornaliere di funzionamento, purché il 

sensore interno sia regolabile su due temperature 

diverse e sigillabile, ai sensi del DPR 

551/99. 

• PROMOZIONE DI MINI RETI DI RISCALDAMENTO 

CON CALORE DI RECUPERO DA FONTI RINNOVABI- 

LI O COGENERAZIONE 

Il ricorso al teleriscaldamento offre svariati vantaggi 

in termini di benefici energetici ed 

ambientali globali. Si tratta certamente di un 

intervento complesso dal punto di vista delle 

infrastrutture ed in taluni casi delle autorizzazioni 

per gli impianti di generazione. Può 

comunque essere il caso di considerarlo qualora 

sia prevista la manutenzione del sistema a 

rete del Comune (ad esempìo con riferimento 

a quella idrica o a quella del gas. 

• COIBENTAZIONE E SOSTITUZIONE DI INFISSI CON 

ALTRI A DOPPI VETRI O A GUADAGNO SOLARE 

Sono interventi da eseguire in caso di ristrutturazione, 

per i quali caso per caso va valutata 

la convenienza. 

• FOTOVOLTAICO 

I Decreti ammettono il riconoscimento del 

risparmio di energia primaria conseguito tramite 

il fotovoltaico solo per impianti di dimensioni 

inferiori ai 20 kW. L’accordo con le Regioni 

affinché parte dei fondi siano destinati a queste 

applicazioni è in tal caso necessario, visti i 

tempi di ritorno non brevi. 

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Edifici sportivi ad alta occupazione 

• MINI COGENERAZIONE 

Per la cogenerazione il risparmio ammesso dai 

Decreti riguarda il recupero termico, non la 

produzione di elettricità. Ciò nulla toglie alle 

possibilità di utilizzo della produzione combinata 

di energia elettrica e gas, specie in presenza 

di richiesta di calore estesa nel corso 

dell’anno ed importante, come ad esempio 

per le piscine. L’elettricità generata può essere 

impiegata per la rete di illuminazione pubblica 

e le utenze comunali (edifici, ospedali, 

depuratori, ecc), eventualmente costituendo 

un apposito consorzio. Particolare attenzione 

va però posta nella scelta e nel dimensionamento 

del sistema, cosa che presuppone la 

conoscenza e l’andamento orario per giorni 

tipici del prelievo di elettricità e calore nelle 

utenze considerate. 

• SOLARE TERMICO PER PRODUZIONE ACQUA CALDA 

Per le utenze estive (stabilimenti balneari, 

piscine, campeggi) possono essere proficuamente 

impiegati i pannelli solari in materiale 

plastico, caratterizzati da investimenti unitari 

contenuti e da tempi di ritorno brevi. Negli altri 

casi conviene ricorrere ai pannelli vetrati, più 

costosi ma in grado di assicurare buone prestazioni 

tutto l’anno. Per grandi impianti può 

essere conveniente richiedere la stipula di contratti 

a risultati garantiti. 

• ILLUMINAZIONE AD ALTA EFFICIENZA 

Oltre che l’illuminazione di interni, già trattata 

nella categoria precedente, gli interventi in 

questo possono riguardare l’illuminazione di 

esterni (campi da gioco e piazzali), con l’installazione 

di lampade e corpi luminosi più efficienti 

e di regolatori di flusso luminoso. 

• CALDAIE A CONDENSAZIONE E/O BIOMASSE 

Oltre alle già ricordate caldaie a condensazione, 

in questo caso, dopo aver valutato la 

disponibilità di spazi per le strutture di scarico, 

deposito ed alimentazione delle biomasse, 

può essere conveniente l’utilizzo di caldaie 

facenti uso di questo combustibile rinnovabile, 

in considerazione dei benefici ambientali e del 

costo del combustibile contenuto, soprattutto 

rispetto al gasolio ed al GPL. 

• CONTROLLO DELLE STRATIFICAZIONI TERMICHE 

Negli edifici con soffitti molto alti, quali posso- 


no essere quelli adibiti a campi da pallavolo e 

pallacanestro e le piscine, diventa fondamentale 

evitare la stratificazione termica dell’aria, al 

fine di contenere i consumi per il riscaldamento. 

A tal fine sono disponibili diverse tecnologie 

sul mercato, dai destratificatori al riscaldamento 

mediante pannelli radianti. Nel caso 

delle piscine, dove l’effetto è aumentato dall’evaporazione, 

si possono inoltre ottenere 

risultati eccellenti con l’adozione di sistemi di 

copertura notturna. 

• RECUPERO DEL CALORE DAGLI EFFLUENTI 

Il recupero di calore dagli effluenti è sempre 

una buona pratica in presenza di elevate temperature 

allo scarico e di utenze in grado di 

sfruttare il calore recuperato, come ad esempio 

il preriscaldamento dell’acqua sanitaria. 

• COIBENTAZIONE E SOSTITUZIONE DI INFISSI CON 

ALTRI A DOPPI VETRI O A GUADAGNO SOLARE 

Vale quanto detto per la categoria precedente. 

Illuminazione pubblica 

• SISTEMI AD ALTA EFFICIENZA 

Gli interventi realizzabili prevedono la sostituzione 

di lampade con altre più efficienti e l’installazione 

di dispositivi per il controllo del 

flusso luminoso dei punti luce. A tale proposito 

va notato che, essendo la riduzione dell’intensità 

luminosa ammessa funzione del traffico, 

i massimi risultati possono essere conseguiti 

in presenza di un piano comunale per il 

traffico. 

• SEMAFORI A LED 

I semafori a led consentono di contenere i 

consumi, ma richiedono la presenza di dispositivi 

per la regolazione del flusso luminoso. 

Ciclo dell’acqua 

• MOTORI ELETTRICI AD ALTA EFFICIENZA 

Si tratta di motori utilizzabili proficuamente nel 

caso di utenze con alto fattore di carico, come 

le pompe degli acquedotti o dei depuratori e 

le scale mobili. 

• MOTORI A VELOCITÀ VARIABILE 

L’installazione di sistemi di controllo a velocità 

variabile permette di ottenere ottimi risultati 

laddove il carico dell’utenza sia variabile (es. 

depuratori, alcuni acquedotti e scale mobili). 


• OTTIMIZZAZIONE DEL CARICO DA POMPAGGIO 

MEDIANTE TELECONTROLLO 

In alcune situazioni potrebbe essere impiegato 

il telecontrollo per la gestione remota ed ottimizzata 

dei carichi relativi ad uno o più impianti 

di pompaggio. 

• USO PLURIMO DELLE ACQUE DEPURATE 

In tal caso si potrebbe considerare il risparmio 

energetico associato alla captazione, trasporto 

e trattamento delle acque degli acquedotti 

e di falda non più utilizzate. 

Magazzini frigoriferi, mercati, 

mattatoi, ecc. 

• COIBENTAZIONE 

Vale quanto detto nelle categorie precedenti, 

esteso però anche a singoli locali frigoriferi. 

• RECUPERO DI ACQUA CALDA DA COGENERAZIO- 

NE E DA EFFLUENTI 

L’acqua calda recuperata può essere impiegata 

sia direttamente, sia per alimentare sistemi 

ad assorbimento. 

• SISTEMI AD ASSORBIMENTO 

Dove sia presente una sorgente di calore, da 

cogenerazione o da recupero, può essere 

conveniente l’adozione di sistemi ad assorbimento, 

la cui convenienza economica rispetto 

ai tradizionali gruppi a compressione va valutata 

caso per caso, tenuto conto dei benefici 

economici conseguibili grazie ai decreti. 

• INSTALLAZIONE DI MOTORI AD ALTA EFFICIENZA 

E/O A VELOCITÀ VARIABILE 

Vale quanto detto relativamente alla categoria 

precedente. 



Infrastrutture del trasporto 

• ILLUMINAZIONE PIAZZALI E DEPOSITI 

Vale quanto detto relativamente alle categorie 

precedentI. 

• DIFFUSIONE MEZZI ELETTRICI E A GAS NATURALE 

I Decreti riconoscono fra gli interventi ammessi 

ai riconoscimenti anche le iniziative volte alla 

diffusione di veicoli elettrici ed a gas naturale, 

già portate avanti in anni recenti da alcune 

amministrazioni comunali. 

• FOTOVOLTAICO PER ILLUMINAZIONE PUNTI DI FER- 

MATA O SEGNALAZIONE, SPECIE EXTRAURBANI 

Fra gli interventi ammessi ricade il fotovoltaico 

al di sotto dei 20 kW, utilizzabile per l’alimentazione 

di punti luce, cartelli stradali e fermate 

di mezzi pubblici non collegati alla rete elettrica 

(per i quali il costo evitato per la posa dei 

cavi e la connessione alla rete elettrica ripaga 

ampliamente i maggiori costi unitari dei dispositivi, 

con vantaggi di pubblica utilità). 

Sistema ospedaliero 

• ILLUMINAZIONE AD ALTA EFFICIENZA 

Vale quanto detto per le categorie precedenti. 

• RECUPERO ENERGIA DA EFFLUENTI 


• RECUPERO CALORE DA COGENERAZIONE ASSO- 

CIATO CON CONSUMI ELETTRICI 

Vale quanto detto per le categorie precedenti, 

ricordando la possibilità di costituire consorzi 

con le varie utenze comunali relativamente ai 

consumi elettrici. 

• PARZIALIZZAZIONE DELL’IMPIANTO TERMICO E 

SISTEMA DI CONTROLLO 


▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼▼ 

Annual Conference “Local Energy Action” 

Il 28-29 novembre a Bruxelles la direzione generale di Energia e Trasporto ha presentato l’annuale 

conferenza su “Local Energy Action” nell’ambito della nuova iniziativa “ManagEnergy” 

della Commissione. 

Il secondo annuale evento di “ManagEnergy” con la presenza di esponenti del mondo energetico 

locale ha coinvolto 1200 partecipanti e “delegati virtuali” nei due giorni di conferenza. 

384 partecipanti sono convenuti all’evento di Bruxelles e circa 100 tra dirigenti, attori energetici 

ed altri soggetti locali si sono incontrati nelle nove conferenze che si sono tenute contemporaneamente 

grazie alle nuove tecnologie nei paesi dell’Unione Europea ed in quelli candidati a 

entrarvi. “Delegati virtuali” hanno partecipato alla conferenza su Internet che ha registrato 705 

visite e 2170 richieste di diretta per i due giorni. 

Le registrazioni video dell’evento sono consultabili sul sito www.managenergy.net/conference/annualconf2002.html, 

che fornisce anche la registrazione video delle interviste ai partecipanti 

all’evento, le conclusioni scritte della conferenza ed altre informazioni. 

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38 



Il Governo Italiano sta dimostrando un 

impegno crescente per la riduzione delle 

emissioni in atmosfera, anche aldilà dell’aumentata 

sensibilità al tema da parte 

dei media e della pubblica opinione, legata ai 

fenomeni di inquinamento atmosferico che 

sempre più frequentemente si manifestano 

nelle città. Dal 1° giugno 2002, infatti, è operante 

la legge n. 120, che ratifica il protocollo 

di Kyoto. Il mercato dei certificati verdi, che 

tende a promuovere l’uso di fonti rinnovabili 

negli impianti di generazione elettrica è già 

avviato ed, entro il 2002, sarà operativo il relativo 

sistema di trading presso la Borsa Elettrica; 

sta anche avviandosi il trading internazionale 

dei certificati di emissione (per limitarsi 

ad un esempio, nel Novembre 2001 Enel 

Green Power ha ceduto in Ontario – Canada 

– diritti di emissione per 1,3 Mton di CO 2 ). 

In questo quadro il Governo ha anche adottato, 

negli ultimi due anni, provvedimenti intesi ad 

introdurre anche nel nostro Paese strumenti di 

controllo della domanda di energia (DSM: 

Demand Side Management). Tali strumenti, 

che mirano ad aumentare l’efficienza con cui 

l’energia viene consumata negli usi finali, stanno 

infatti dimostrando, nei paesi in cui sono 

stati applicati, di poter dare un loro contributo 


L. MAINA 

M. GUIDUCCI 

Italgas 

Effetti 

dell’applicazione 

dei decreti sull’efficienza 

energetica anche alla luce 

delle esperienze comunitarie 

Le considerazioni svolte nel presente articolo sono da attribuirsi esclusivamente e 

personalmente agli autori e non impegnano in alcun modo la Società Italiana per il Gas. 

alla riduzione delle emissioni in atmosfera. 

È ormai nota l’intenzione del governo di intervenire 

contemporaneamente sui mercati, 

ormai sempre più convergenti, dell’energia 

elettrica e del gas: il DLgs 79/99 (Bersani, Art. 

9 c.1) ed il DLgs 164/00 (Letta, Art.16 c.4) 

pongono in capo ai rispettivi distributori l’obbligo 

di perseguire detti aumenti di efficienza; i 

due DM, emanati dal Ministero delle Attività 

produttive e dell’Ambiente il 24 aprile 2001, 

fissano ai distributori di elettricità e gas obiettivi 

quantitativi di risparmio presso i consumatori 

finali per il quinquennio 2002-2005. 

Azioni tese al risparmio energetico si erano già 

prodotte – con risultati piuttosto modesti – 

negli anni ‘70 e ‘80, per far fronte a difficoltà di 

approvvigionamento dimostratesi contingenti. 

I nuovi provvedimenti rispondono invece ad 

esigenze ambientali più strutturali, di lungo 

periodo e di sicura valenza politica; per di più 

essi saranno attuati in un contesto di mercato 

dell’energia in corso di liberalizzazione. 

È importante sottolineare quest’ultimo aspetto, 

in quanto gli scarsi risultati ottenuti in passato 

sul fronte del risparmio energetico potevano 

anche attribuirsi al fatto che i venditori di 

energia – che sono i più vicini ai clienti finali e 

dunque quelli più in grado di condizionarne le 


scelte – operavano in regime di sostanziale 

monopolio e non avevano alcun interesse a 

promuovere azioni che avrebbero sortito l’unico 

risultato di ridurre le loro vendite. Oggi, 

invece, il risparmio di energia può rapidamente 

diventare un argomento di vendita col quale 

un fornitore di elettricità e gas cerca di sottrarre 

clienti all’altro. Il risparmio energetico potrà 

avere dunque come alleati gli stessi venditori 

di energia. 

Ciò emerge chiaramente se si analizzano i programmi 

attuati fin dal 1994 nel Regno Unito, 

dove le imprese elettriche e gas hanno ottenuto 

risparmi di energia tangibili con programmi 

di DSM attuati in ambiente di mercato regolato 

fino al 1999 e libero in seguito (si vedano 

i siti dell’”Office for gas and electricity markets” 

www.ofgem.gov.uk e dell’“Energy Saving 

Trust” www.est.org.uk). 

Gli obiettivi fissati dal Governo inglese con 

Decreto del Dicembre 2001 ai venditori di elettricità 

e gas per il periodo 2002-2005 sono, 

infatti, di molte volte superiori a quelli conseguiti 

nei primi anni. 

Le azioni previste in Gran Bretagna per conseguire 

detti obiettivi sono (sulla base dell’esperienza 

passata) del tipo seguente: 

– 810.000 interventi di isolamento pareti abitazioni, 

– 500.000 interventi di isolamento sottotetti, 

– 440.000 caldaie ad alta efficienza, 

– 630.000 apparecchi utilizzatori elettrici ad 

alta efficienza, 

– 240.000 sistemi regolazione impianto termico, 

– 26 milioni di lampade ad alta efficienza, 

– 1.200.000 isolamenti di apparecchi per la 

produzione di acqua calda, 

– 220.000 miglioramenti di tenuta dei serramenti. 

Per coprire i costi sostenuti dalle imprese elettriche 

per la promozione degli interventi attuati 

durante il programma 1994-1999 – in regime 

di mercato parzialmente regolato – si era 

autorizzato un prelievo in bolletta di 1.50 

v/cliente/anno. Per il programma 2002-2005, 

col mercato totalmente liberalizzato, la questione 

non è più posta in termini di ‘prelievo 

autorizzato in bolletta’ ma di ‘costo industriale’ 

che ogni venditore cercherà di minimizzare 

e dovrà essere, come tutti gli altri suoi costi, 

coperto dai ricavi da vendite gas/elettricità. 

Energy Saving Trust ed Ofgem hanno confer- 



mato nel gennaio 2002 stime di costo medio 

a carico dei venditori crescente, nei tre anni, 

da 3.80 a 8.00 v/cliente/anno. 

I DM 24/04/2001, assegnano ai Distributori di 

elettricità e gas italiani, nel quinquennio 2002- 

2006 (anni solari), obiettivi medi annui di 

risparmio pari a circa 300 milioni di m 3 /anno di 

metano equivalenti per il mercato gas, più 

altrettanti per il mercato elettrico; l’ordine di 

grandezza è lo stesso degli obiettivi assegnati 

dal governo inglese ai Venditori di elettricità e 

gas nel triennio 2002-2005 (anni termici); 

anche i consumatori finali sono circa lo stesso 

numero (intorno a 45 milioni; ogni utente può 

essere contato una volta come cliente gas ed 

una seconda volta come cliente elettrico). 

Sia in Gran Bretagna che in Italia sono previsti 

meccanismi di trading dei certificati attestanti 

l’avvenuto risparmio. In Italia si è introdotta, 

come elemento di ulteriore flessibilità, la possibilità 

che soggetti terzi indipendenti dai distributori, 

le “Energy Service Companies” 

(ESCO), possano perseguire risparmi di energia, 

ottenendo dall’AEEG e cedendo in seguito 

i relativi certificati. 

Come si vede, le iniziative da adottare per 

rispettare gli obblighi di legge dovranno svilupparsi 

sul mercato, attivando una molteplicità di 

operatori dei settori più svariati. 

I rapporti da strutturare con detti operatori e 

con le diverse Autorità (Regioni, AEEG, Enti 

Locali, Associazioni di categoria) e le risorse 

economiche da attivare per finanziare gli investimenti 

necessari per conseguire i risparmi 

attesi, dipenderanno dalle regole che ancora 

mancano per dare operatività ai provvedimenti 

già citati. 

Certificati Verdi, Titoli di efficienza 

energetica ed “Emission Trading 

Certificates” 

Il Governo e l’Autorità intendono ottemperare 

alla riduzione delle emissioni in atmosfera, 

sulla scorta di esperienze già avviate in altri 

paesi, anche attraverso misure con caratteristiche 

miste di comando/controllo e di ricorso 

al mercato. Esse riguardano: 

• la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, 

praticamente già regolamentata, 

• l’aumento dell’efficienza con cui l’energia è 

utilizzata dai clienti finali, in corso di regolamentazione, 

39 


40 



• la riduzione delle emissioni a parità di energia 

consumata/trasformata, non ancora 

regolamentata. 

In tutti i tre i casi vengono individuati soggetti 

obbligati (pena sanzioni) a rispettare determinati 

standard ed operatori che possono (in 

concorrenza tra loro) vendere ai soggetti obbligati 

i certificati attestanti il rispetto di quegli 

standard. Ci si aspetta che questo sistema 

misto minimizzi i costi da affrontare per adempiere 

all’obbligo. 

Nei primi due casi si è scelto di assoggettare 

ad obblighi pochi grandi soggetti e consentire 

la vendita di certificati ad operatori che non 

hanno obblighi e quindi possono solo trarre 

profitto dalla situazione. 

Il caso della promozione dell’efficienza energetica 

negli usi finali è poi l’unico in cui sia i soggetti 

obbligati, sia quelli cui è consentita la vendita 

di certificati, non possono raggiungere gli 

obiettivi complessivamente fissati operando su 

impianti di loro proprietà, ma devono spingere 

altri a farlo. Questa è una delle ragioni per cui il 

provvedimento, quando viene analizzato in linea 

di principio, viene accolto con scetticismo. 

Un’altra importante differenza tra Certificati 

Verdi e Titoli di Efficienza Energetica riguarda 

le modalità con cui gli obiettivi - rispettivamente 

di produzione di “energia verde” e di risparmio 

di energia primaria - possono essere certificati. 

Nel primo caso il GRTN sta già svolgendo i 

compiti necessari e molti impianti, anche di 

piccole dimensioni, sono già stati ammessi ai 

benefici previsti; nel secondo caso, invece, 

esistono oggettive difficoltà di valutazione nel 

comparare i consumi post e ante interventi. Le 

possibili tipologie di intervento sono infatti 

assai numerose e vi sono molteplici ostacoli, 

sia di natura concettuale, sia di natura pratica 

nel gestire le istruttorie. Non a caso nel Regno 

Unito il processo viene seguito da un’organizzazione 

appositamente costituita, l’”Energy 

Saving Trust”, cui hanno contribuito con risorse 

umane e finanziarie e con competenze specifiche, 

enti (governativi e non) e operatori 

industriali. La gestione “amministrativa” delle 

iniziative di risparmio ammesse a contribuire 

all’obiettivo nazionale incide sui costi complessivi 

per oltre il 20%. 

È auspicabile che, anche in Italia, la gestione 

tecnico-amministrativa dei provvedimenti in 

questione – ad esempio la redazione e la 


“manutenzione” delle schede di valutazione 

dei risparmi da attribuire ad ogni tipologia di 

iniziativa – avvenga in modo ugualmente interattivo. 

Un aspetto molto importante, che può influenzare 

il funzionamento degli strumenti sopra 

richiamati, riguarda l’entità, l’efficacia e la tempestività 

delle sanzioni previste, nonché le 

motivazioni in base a cui queste vengono 

comminate. 

Originariamente previste solo nell’ambito della 

promozione dell’efficienza energetica, le sanzioni 

per inadempienza sono ora proposte 

anche per il caso della produzione di energia 

da fonti rinnovabili (vedere il DDL Marzano 

sulla rivista “Energia”, numero luglio-agosto 

2002; la sanzione potrebbe essere pari a 1,5 

volte il valore dei certificati non ottenuti) ed è 

prevedibile che saranno introdotte anche nella 

futura normativa sul controllo delle emissioni. 

Sembra discutibile che nel caso del risparmio 

energetico possa essere sanzionato il puro e 

semplice non raggiungimento dell’obiettivo, 

quando questo spesso dipende, come si è 

visto, dalle decisioni di terzi. 

La normativa inglese anche su questo argomento 

è molto chiara e interessante: prevede 

obblighi di informazione alle Autorità delle azioni 

programmate intraprese e concluse per 

raggiungere gli obiettivi; solo nei casi in cui non 

si riscontri questa informazione o via sia palese 

negligenza nell’operare si ricorre alla sanzione 

amministrativa. 

Risulta che Ofgem al luglio 2002 non avesse 

ancora comminato sanzioni, anche se la relativa 

procedura era stata avviata nei confronti di 

qualche soggetto, senza però che si arrivasse 

alla multa. 

Può essere utile fare alcune considerazioni sul 

valore dei Certificati Verdi e dei Titoli di efficienza 

energetica. 

Nelle fasi di avviamento delle relative normative 

tale valore non può derivare dal mercato a 

causa della scarsa competitività sia dell’offerta 

che della domanda; nel caso dei Certificati 

Verdi è evidente, ad esempio, come le funzioni 

attribuite al GRTN ne condizionino il prezzo; 

nel caso dei TEE alcuni primi elementi economici 

sono stati introdotti dall’Autorità nel 

Documento di Consultazione del 4 aprile 

2002, dove si fa riferimento, da un lato all’entità 

dei possibili recuperi in tariffa e dall’altro a 

valori della sanzione che potrebbero condizio- 


nare il valore dei TEE in caso di scarsa offerta. 

In fase di avviamento l’offerta sarà effettivamente 

scarsa; non è però chiaro come il 

rischio di incorrere in sanzioni che non saranno 

attive prima del 2005-2006 possa determinare 

da subito il prezzo dei TEE. 

Riflettendo ancora sul valore dei certificati , si 

può osservare che la produzione di energia 

elettrica da fonti rinnovabili evita emissioni perché 

sostituisce un’equivalente produzione da 

fonti tradizionali; quindi evita un consumo di 

energia primaria in modo analogo a quanto 

avviene risparmiando consumi finali. Se si 

esprime il valore corrente dei Certificati Verdi 

(8.4 cs/kWh) in s per tep di energia primaria 

risparmiata e si considera che essi valgono 8 

anni mentre i TEE solo 5, si ottiene un valore 

dei Certificati Verdi pari a tre – quattro volte 

quello che l’Autorità ha proposto di riconoscere 

con le tariffe di distribuzione: 611 s/tep 

contro 150-200 s/tep . 

Si consideri inoltre che spesso l’investimento 

da sostenere per avere tali Certificati Verdi è 

molto più concentrato, a parità di energia 

risparmiata, che nel caso dei TEE; è pur vero, 

d’altra parte, che in entrambi i casi chi realizza 

l’investimento dispone di introiti di altra 

natura: quelli derivanti dalla vendita dell’energia 

elettrica, in un caso; quelli derivanti dal 

risparmio energetico, nell’altro. 

L’impatto economico sull’attività dei distributori 

gas soggetti agli obblighi di risparmio 

energetico sarà, vista l’entità degli obiettivi e 

le modalità di ripartizione degli stessi, importante. 

Se si conseguisse tutto l’obiettivo fissato, 

recuperando dalla tariffa di distribuzione gas 

200 s/tep, si avrebbe a regime un aumento di 

tale tariffa pari ad oltre 1 cs/m 3 (permanente, 

perché si prevede che gli obblighi rimarranno 

anche oltre il 2006, con un meccanismo per 

cui ogni anno si hanno nuovi obiettivi di risparmio 

da raggiungere per compensare quelli 

“scaduti”). Si tratta di una frazione importante 

(più del 10%) del margine cui hanno titolo i 

distributori, che riguarderebbe un’attività del 

tutto diversa dalla loro “mission” principale. 

Per quanto riguarda i venditori di gas, questi 

dovrebbero vedersi applicare l’aumento tariffario 

derivante da iniziative di risparmio energetico 

soltanto relativamente ai loro clienti allacciati 

a reti di distribuzione urbana e non per quelli 

direttamente connessi alla rete di trasporto. 



Appaiono quindi evidenti e marcate differenze 

rispetto al settore elettrico, dove l’aumento 

riguarda, invece, tutta l’utenza. 

I problemi derivanti dalla frammentazione del 

mercato gas potrebbero essere superati adottando 

un sistema di prelievo in tariffa simile a 

quello introdotto dalla delibera n° 152/02 

dell’Autorità 

Esso consente, tra l’altro, di recuperare in 

tempi ragionevoli e con modalità semplici i 

costi cui si ha titolo a fronte dei progetti ultimati. 

Sarebbe utile quindi costituire anche nel 

caso gas un fondo (magari, se giuridicamente 

possibile, presso la stessa Cassa Conguaglio 

del settore elettrico) in cui versare periodicamente 

una quota di aumento tariffario uguale 

per tutti i distributori (magari corrispondente 

all’obiettivo dell’anno), consentendo poi ad 

ogni Distributore di prelevare dopo la certificazione 

dei risparmi conseguiti, le somme che 

esso ha titolo a recuperare ai sensi delle 

disposizioni dell’Autorità. 

Non semplifica comunque la situazione l’aver 

attribuito l’obbligo ai distributori che, già oggi, 

nel caso del gas e in prospettiva in quello elettrico, 

hanno un ruolo “distante” dal cliente finale 

e difficilmente possono intraprendere azioni 

dirette presso di lui. Per farlo dovrebbero, 

quanto meno, porsi in concorrenza con gli 

stessi venditori di gas ai quali “affittano” le reti 

o con le ESCO che, in larga misura, acquistano 

gas o energia elettrica, nel cui prezzo è 

compresa la quota di vettoriamento da essi 

incassata. 

Se si comportassero in tale modo i distributori 

si troverebbero, tra l’altro, nella situazione 

“schizofrenica” di chi da un lato gestirebbe un 

servizio fortemente regolamentato, a bassi 

rischi e redditività con connotazioni di “pubblico 

servizio” e dall’altro, opererebbe in un 

settore di mercato concorrenziale puro. 

Se poi i distributori dovessero perseguire gli 

obiettivi di risparmio ad essi assegnati prevalentemente 

per questa via (azioni dirette), l’incidenza 

di questo tipo di attività sul loro fatturato 

complessivo sarebbe ancora più importante 

di quanto già stimato sopra. 

È quindi naturale che i distributori preferiscano 

operare indirettamente, promuovendo progetti 

in cui chi agisce nei confronti del cliente finale 

è un soggetto che già vende a quel cliente 

beni o servizi energetici o che, in alternativa, 

preferiscano acquistare titoli da terzi. 

41 


42 


PROGETTO 

ENERGIES FOR EUROPE 

LOCAL TRAINING TOOLS FOR 

EUROPEAN INTERNAL MARKET 

Il progetto Energies for Europe – Local 

Training Tools for European Internal Market 

muove dalla considerazione dei due grandi 

mutamenti normativi che configurano nuovi 

scenari economici e sociali del mercato dell’energia 

a livello comunitario e riguardano 

• il decentramento amministrativo verso gli enti 

locali dei poteri normativi e gestionali in 

campo energetico; 

• l’abbattimento dei monopoli per la creazione 

di mercati interni dell’energia (gas e energia 

elettrica). 

La combinazione delle suddette azioni politiche 

e normative comporta due esigenze primarie: 

• la creazione, o il potenziamento laddove esistenti, 

di strutture di competenze a servizio 

dei poteri locali; 

• la capacità di trasferire rapidamente a queste 

strutture nuove competenze capaci di analizzare 

ed implementare le complesse regole 

del gioco che sono ancora in via di definizione 

nei settori dell’energia elettrica e del gas 

naturale. 

Da queste esigenze deriva la necessità di sviluppare 

nuovi strumenti di formazione a favore 

di manager locali in grado di gestire i profondi 

cambiamenti in atto. 

In tale contesto la Provincia di Chieti ha promosso 

il Progetto Energies for Europe – Local 

Training Tools for European Internal Market, che 

è stato approvato all’interno del Programma 

Comunitario “Leonardo da Vinci”. 

Obiettivo principale del progetto è la creazione 

di un modello formativo flessibile e di una rete 

di sviluppo delle conoscenze in funzione: 

a. dell’ampliamento delle competenze dei 

gestori delle politiche energetiche territoriali e 

degli operatori delle tecnostrutture sia pubbliche 

che private; 

b. della finalizzazione professionale verso la 

figura del gestore e responsabile dell’energia 

dei percorsi formativi erogati a livello universitario 

o di scuola superiore, per quanti, in particolare 

giovani, scelgano di entrare con queste 

competenze nel mercato del lavoro. 

Lo stadio più avanzato di maturazione del mercato 

interno dell’energia elettrica, rispetto a 


quello del gas naturale, ha indirizzato la scelta 

di limitare, per il momento, l’oggetto formativo 

al mercato elettrico. 

La costituzione di un partenariato in grado di 

assicurare le necessarie competenze per 

affrontare le questioni peculiari del settore, ha 

indotto ad estendere l’obiettivo del pacchetto 

formativo rivolto ai funzionari delle tecno strutture 

locali e regionali e delle amministrazioni 

locali, agli studenti dell’istruzione superiore e 

della formazione universitaria, ai responsabili 

per l’uso razionale dell’energia (Energy 

Manager), ai vecchi e nuovi attori del mercato 

energetico. 

Oltre la Provincia di Chieti, per l’Italia sono partner 

la Regione Abruzzo, che fa della formazione 

una priorità di governo, la Federazione 

Italiana per l’Uso Razionale dell’Energia, che è il 

principale interlocutore nella formazione degli 

energy manager, l’associazione tecnico scientifica 

UNAPACE, che comprende oltre 200 produttori 

di energia, il Dipartimento Energia della 

Facoltà di Ingegneria dell’Università di L’Aquila, 

il sindacato CISL, con la partecipazione del sindacato 

di categoria, la Fabiano Editore ed 

Eliante che vantano una notevole esperienza 

nelle pubblicazioni a carattere scientifico e 

pedagogico nel settore dell’energia, l’Istituto “E. 

Fermi” di Fuscaldo (CS), attivo nel settore e già 

promotore lo scorso anno di un progetto 

Leonardo da Vinci su Energie ed ambiente. 

A livello internazionale, la scelta dei partner, in 

ragione dell’esperienza nonché della diversità 

dei mercati interni, è caduta sulla Agenzia 

Nazionale per l’Energia del Portogallo e sui 

partner spagnoli del programma SAVE II 

dell’Ayuntamiento di Ecija e di Alcoucer 

Consultores che, in collaborazione con 

l’Agenzia Andalusa Sodean e la Consejera de 

Educaion de la Junta de Andalusia, hanno 

condiviso in primis le esigenze evidenziate e, 

non ultimo, la FEDARENE, organismo europeo 

con sede operativa a Bruxelles che raggruppa 

oltre 80 agenzie europee per l’Energia. 

In un prossimo numero della rivista verranno 

presentati in forma più esaustiva i contenuti e lo 

stato di avanzamento del progetto. 


N E W S 

La Commissione ha pubblicato 

sulla GU CE C315 del 

17.12.2002 il testo dei primi 

bandi per la presentazione di progetti 

nell’ambito del Sixth Framework 

Programme (FP6). 

Centri di ricerca, Università ed 

imprese sono invitate a rispondere 

alla suddetta prima richiesta di 

proposte, che rappresenta una 

prima complessiva assegnazione 

bugdettaria/finanziaria di 5 miliardi 

di Euro. 

Parte dei quali (3.4 miliardi di 

Euro) saranno destinati alle sette 

priorità del Sixth Framework Programme. 

Il 70% di questa somma 

sarà riservata ai nuovi schemi di 

finanziamento come il “Network 

of Excellence” ed “Integrated 

Projects”, mentre almeno il 15% 

del totale alle imprese di media 

grandezza (SMEs). 

“Il nuovo programma sta ora 

decollando”, ha affermato il commissario 

europeo per la ricerca, 

Philippe Busquin. “È tempo di iniziare 

a lavorare sulle nuove priorità 

e con nuovi strumenti. Gli 

attori della Ricerca europea 

hanno già presentato 12.000 

espressioni di interesse – promettendo 

idee che ci hanno aiutato a 

formare i programmi di lavoro. Ma 

ora è sul serio. Mi aspetto che il 

Framework Programme sia una 

catalizzatore maggiore nel mobilitare 

le comunità scientifiche ed 

industriali europee, così come gli 

Stati membri ed Associati, che 

includono i paesi candidati ad 

entrare nell’U.E. Invito i ricercatori 

e gli imprenditori ad unirsi a 

questo tentativo e ad aiutarci a 

rendere il Framework Programme 

un successo”. 

La maggior parte di questo finanziamento 

del “Sixth Framework 

Programme” è indirizzata al programma 

“Integrare e rafforzare lo 

spazio europeo della ricerca” 

attraverso sette priorità: 

NOTA INFORMATIVA 

Programmi comunitari 

■ Integrare e rafforzare lo spazio europeo 

della ricerca 

■ Strutturare lo spazio europeo della ricerca 

Priorità 1. Scienze della vita, 

genomica e biotecnologia per la 

salute; 

Priorità 2. Tecnologie della società 

dell’informazione; 

Priorità 3. Nano tecnologie e 

nano scienza, conoscenza basata 

sui materiali multifunzionali, e 

nuovi processi di produzione e 

progetti; 

Priorità 4. Aeronautica e spazio; 

Priorità 5. Qualità e sicurezza del 

cibo; 

Priorità 6. Sviluppo sostenibile, 

cambiamento globale ed ecosistemi; 

Priorità 7. Cittadini e governo in 

una società basata sulla conoscenza. 

Queste priorità riflettono il risultato 

di una accurata consultazione 

con le autorità degli Stati membri 

così come con la comunità scientifica 

ed industriale dell’Unione 

europea. 

Lo scopo è di riunire le risorse 

disponibili per la formazione di 

una “critical mass” necessaria 

per avere successo nel contesto 

competitivo internazionale. 

Nell’ambito di questa prima 

richiesta di proposte, 460 milioni 

di Euro saranno riservati alla politica 

orientata alla ricerca, ad attività 

speciali che includano il 

SMEs, a speciali attività di cooperazione 

internazionale, ed al sostegno 

per il coordinamento delle 

attività nazionali. 

990 milioni di Euro saranno riservati 

alle risorse umane ed alla 

mobilità, alle infrastrutture ed al 

dialogo scienza/società. 

69 milioni di Euro andranno alla 

ricerca nucleare. 

Le scadenze per la presentazione 

dei progetti, molte delle quali 

saranno in Marzo ed Aprile 2003, 

sono specificate nei bandi. 

Gli strumenti di finanziamento del 

FP6 daranno priorità a due nuove 


strumenti di finanziamento: “Networks 

of Excellence” e “Networks 

of Excellence”. 

L’obiettivo a lungo termine del 

“Networks of Excellence” è creare 

una cooperazione tra quelle università 

e centri di ricerca che 

eccellono in un particolare campo. 

“Networks of Excellence” ha un 

obiettivo più a medio termine ed 

un mercato specifico. 

Altri schemi di finanziamento, già 

sperimentati, includono “Specific 

targeted research projects”, “Coordination 

actions” e “Specific 

support actions”. 

A differenza dell’”Integrated Projects”, 

“Specific targeted research 

projects” sosterranno maggiormente 

progetti di ricerca di portata 

minore. 

“Co-ordination actions” sosterrà 

la rete ed il coordinamento della 

ricerca e le attività di innovazione. 

“Specific support actions” forniranno 

misure di sostegno all’attuazione 

del FP6. 

Per ulteriori informazioni: il testo 

ufficiale dei bandi è stato pubblicato 

sulla GU C315 del 

17.12.2002; www.cordis.lu/fp6. 

Per chiarimenti in merito al framework 

Programme: 

Stéphane Hogan 

Press Officer, Research DG, 

European Commission. 

Tel.: +32.2.296.29.65 

Fax: +32.2.295.82.20 

E-mail: stephane.hogan@cec.eu.int 

Michael Delle Selve 

Communication Assistant 

RTD 2 – Information and 

Communication Unit 

Research DG 

Rue de la Loi 200/SDME 8 

e-mail address: 

Michael-Cristian.Delle-Selve@ 

cec.eu.int 

Tel.: +32 2 29 93684 

Fax: +32 2 29 58220 

43 


44 


N E W S 

I decreti 

I decreti ministeriali 24 aprile 2001 

impongono Nl’obbligo E W Salle 

aziende 

distributrici di energia elettrica e 

gas di realizzare interventi di miglioramento 

dell’efficienza energetica 

presso gli utenti finali, intervenendo 

direttamente, avvalendosi 

di società controllate o 

acquistando titoli di efficienza da 

una ESCO. 

L’Autorità ha il compito di definire 

le linee guida che completeranno 

il quadro di riferimento normativo; 

a tal fine ha pubblicato a marzo 

un documento di consultazione, 

cui sono seguite delle audizioni a 

giugno. Fra i punti salienti che 

l’Autorità si trova a dover sciogliere 

si segnalano: 

• le modalità di riconoscimento 

dei risparmi conseguiti, distinguendo 

fra interventi di sostituzione 

e ex-novo, considerate le 

tre modalità di valutazione dei 

progetti proposte (standardizzata, 

ingegneristica, a consuntivo); 

• la taglia minima degli interventi 

ammissibili, eventualmente accorpati 

(500-2000 tep/anno); 

• il costo medio riconosciuto per 

tep, al fine del recupero in tariffa 

da parte dei distributori della 

parte dei costi sostenuti non 

coperti attraverso incentivi e 

contributi (150-200 w/tep); 

• l’entità delle sanzioni da comminare 

alle aziende di distribuzione 

qualora non ottemperino 

agli obblighi previsti. 

Il regolamento dovrebbe essere 

emanato dall’Autorità fra fine dicembre 

ed inizio gennaio. Ulteriori 

ritardi alimenterebbero l’attuale 

clima di incertezza, che non può 

che essere dannoso per la credibilità 

del meccanismo ed introduce 

ritardi nell’attuazione che potrebbero 

non essere recuperati. 

Nel sito web della FIRE (www.fireitalia.it) 

sono disponibili vari documenti 

che illustrano lo schema di 

funzionamento dei due decreti. 


COMUNICATO STAMPA 

Attuazione dei decreti 24 aprile 2001: 

una nuova sfida per gli Energy Manager 

Ricicla Energia – 7 novembre 2002 

Relazione della giornata 

I decreti per l'efficienza energetica 

rappresentano un'ottima opportunità 

per la diffusione delle tecnologie 

per l'uso razionale dell'energia. 

La loro applicazione potrà 

comportare la crescita ed il rafforzamento 

delle società di servizi 

energetici (ESCO) e la ricerca di 

un ruolo nuovo per le aziende di 

distribuzione. Certi adempimenti 

di tipo ambientale potranno inoltre 

beneficiare di una sinergia con 

gli interventi promossi dai decreti: 

basti pensare alla direttiva IPPC 

ed all'abbattimento delle emissioni 

da COV. 

Per queste ragioni la FIRE ha 

deciso di organizzare un convegno 

in cui fossero illustrate alcune 

tecnologie implementabili nell'ambito 

dei due decreti, caratterizzate 

da buoni indicatori tecnico-economici, 

da replicabilità e 

da un grado di maturità tecnologica 

adeguato. 

L'incontro ha beneficiato di una 

larga partecipazione di pubblico, 

grazie all'argomento di interesse 

per energy manager ed operatori 

del settore. 

Dopo il saluto da parte del Presidente 

dell'Associazione, prof. 

Boffa, e dell'ing. Tomassetti, l'ing. 

Di Santo ha descritto sinteticamente 

il meccanismo di funzionamento 

dei decreti 24 aprile 2001, 

illustrando un possibile modo di 

operare di ESCO e distributori 

all'interno del meccanismo, con i 

relativi flussi di cassa nel caso di 

alcune tipologie di intervento 

standard proposte nelle schede 

del documento di consultazione 

dell'Autorità. I semplici conti 

hanno evidenziato come alcuni 

interventi siano comunque convenienti 

(lampade ad alta efficienza) 

ed altri siano interessanti in 

un'ipotesi operativa di finanziamento 

tramite terzi praticabile da 

una ESCO. È inoltre stato accennato 

il ruolo possibile per gli Enti 

Locali e l'opportunità di attivare 

dei contatti con le aziende di 

distribuzione e le Regioni, non 

trascurando la possibile sinergia 

con la direttiva IPPC. 

Il documento prosegue la descrizione 

degli interventi suddivisi fra 

le due sessioni mattutina, dedicata 

al settore industriale, e pomeridiana, 

dedicata a quello civile. Nel 

corso della prima ENEL Distribuzione 

e Italgas hanno inoltre 

illustrato il loro possibile modo di 

operare e una serie di interventi 

tipici nei loro settori di attività. 

Prima sessione 

L'ing. Torselli di ENEL Distribuzione 

ha parlato delle attività della 

sua azienda nel campo delle elettrotecnologie 

efficienti, approfondendo 

in particolare la compressione 

meccanica del vapore, in 

sostituzione degli evaporatori per 

la concentrazione di vari tipi di 

soluzioni, e le applicazioni degli 

infrarossi, sia per esigenze di 

riscaldamento, sia per applicazioni 

industriali. I tempi di ritorno del 

primo tipo di intervento possono 

essere inferiori all'anno senza 

ricorrere agli incentivi previsti dai 

decreti. Purtroppo la diffusione 

della tecnologia è rallentata dallo 

scarso interesse dei produttori, 

che preferiscono proporre tecnologie 

tradizionali, che consentono 

loro di conseguire maggiori margini 

di guadagno, unito alla mancanza 

di richieste da parte degli utenti, 

più che altro per mancanza di 

informazioni sui benefici connessi. 

Nell’intervento successivo l’ing. 

Canci di Italgas ha illustrato una 

comparazione fra i costi di investimento 

per tep risparmiata relativa 

ad alcuni interventi, confrontandoli 

con i possibili introiti derivanti 

dal recupero in tariffa. La 

relazione è proseguita mostrando 

in dettaglio un'ipotesi di sostituzione 

di caldaia tradizionale a gas 

con altra ad alta efficienza. Non è 

difficile ottenere tempi di ritorno 

compresi fra i 3 ed i 5 anni, come 


testimoniato anche dall'esperienza 

illustrata in occasione del convegno 

FIRE ad ExpoComfort 

2002 dall'energy manager del 

Comune di Modena. Le caldaie a 

condensazione permettono di 

conseguire i migliori risultati, a 

patto che ci si assicuri dalla stabilità 

della pressione di erogazione 

del gas naturale e si tenga conto 

della necessità di intervenire sulle 

canne fumarie. 

È stata quindi la volta dell'ing. 

Vignati dell'ENEA, che ha mostrato 

le opportunità di successo collegate 

all'installazione di motori 

elettrici ad alta efficienza e di 

variatori di velocità. Sono emersi 

vari aspetti particolarmente interessanti. 

Anzitutto l'acquisto di 

energia elettrica incide sul 98% 

circa dei costi associati al ciclo di 

utilizzo di un motore: è pertanto 

inutile e dannoso risparmiare sull'investimento 

iniziale. Sono stati 

quindi illustrati i tempi di ritorno di 

interventi di sostituzione analizzando 

il caso del fuori servizio, 

per cui è stato proposto il confronto 

con la soluzione del riavvolgimento, 

e quello di cambio 

anticipato del motore con uno ad 

alta efficienza. La convenienza 

nell'ambito dei decreti 24 aprile 

2001 risulta evidente nel campo 

delle potenze comprese fra 1 kW 

e 30 kW. Per quanto riguarda l'adozione 

di variatori di velocità i 

margini di risparmio sono ancor 

più elevati, prevalentemente in un 

campo di potenze complementare 

a quello precedente, ma più 

esteso e particolarmente conveniente 

specie per ventilatori e 

pompe. L'ing. Vignati ha inoltre 

descritto il progetto comunitario 

Motor Challenge Programme 

(http://energyefficiency.jrc.cec.eu. 

int), che potrà permettere ai partecipanti 

non solo una riduzione 

dei costi, ma anche il miglioramento 

di qualità, affidabilità ed 

immagine dell'azienda, grazie al 

logo rilasciato ai partner ed a 

varie iniziative pubblicitarie. 

L'ing. Bardelli della HRS Engineering 

ha parlato delle tecnologie 

inerenti al trattamento delle 

emissioni gassose contenenti 

composti organici volatili (COV), 

illustrando in particolare gli impianti 

di recupero termico ed elettrofiltrazione 

a secco, per effluenti 

contenenti particolato oleoso e 

polveri, e quelli di tipo catalitico 

recuperativo di ossidazione assistita 

da ionizzazione, adatto per 

trattare solventi. Sono stati illustrati 

alcuni casi di impianti realizzati 

in Italia ed all'estero. La prima 

tipologia presenta dei tempi di 

ritorno particolarmente interessanti 

(inferiori ai due anni), con 

costi indicativi per tep sui 400- 

600 r. L'altra tipologia di impianto 

è molto più costosa, ma rientra 

negli obblighi di legge di natura 

ambientale. I Decreti possono 

quindi offrire l'occasione per 

coniugare i due aspetti. 

L'ultimo intervento della mattinata 

è stato tenuto dall'ing. Mariani 

dell'Università di Pavia. Egli ha 

illustrato le modalità attuative 

dello studio che l'Università sta 

svolgendo su incarico della FIRE. 

Lo scopo è quello di caratterizzare 

i consumi di aria compressa in 

Italia, suddivisi per settore, al fine 

di individuare, eventualmente in 

collaborazione con le associazioni 

industriali, i migliori approcci di 

intervento per la razionalizzazione 

dei consumi energetici in tale 

ambito. Un'indagine preliminare 

nel settore della produzione di 

polistirolo espanso, per il quale 

sono stati individuati degli indicatori 

di riferimento, fa stimare la 

possibilità di realizzare interventi 

di riduzione delle perdite di distribuzione, 

di adozione di sistemi di 

controllo avanzati per i compressori, 

di utilizzo di più linee a pressioni 

diverse e di definizione ottimizzata 

degli interventi di manutenzione 

in grado di assicurare 

risparmi energetici del 20-25% 

con tempi di ritorno mediamente 

inferiori ai 36 mesi. Particolare 

riguardo sarà dato all'individuazione 

delle opportunità collegate 

al meccanismo dei decreti per 

l'efficienza energetica. 

Seconda sessione 

Il primo intervento del pomeriggio 

ha riguardato la piacevole "intrusione" 

dell'ing. Malosti dell'ENEA, 

rispetto al programma originale, 

che ha mostrato il trend di crescita 

dei consumi nel settore civile in 

fonti primarie, caratterizzato da 

un 2% tendenziale contro lo 1% 

del valore complessivo. In particolare 

è stato sottolineato il crescente 

peso del condizionamento 

estivo, soprattutto di quello fai da 


N E W S 

te, che presenta efficienze particolarmente 

scarse. L'intervento 

ha avuto come scopo la sensibilizzazione 

all'argomento ed ha 

evidenziato la necessità di promuovere 

l'uso razionale dell'energia 

nel settore. 

Il dott. Loreti del Policlinico 

Gemelli di Roma ha descritto la 

sua esperienza come energy 

manager della struttura nell'ultimo 

ventennio, nel corso del quale è 

stata cambiata la centrale termica, 

è stata valutata in più riprese 

l'opportunità di fare ricorso alla 

cogenerazione e sono stati installati 

sistemi ad assorbimento per il 

condizionamento. I primi studi 

riguardo la produzione combinata 

di energia elettrica e calore indicarono 

la soluzione come poco 

conveniente. La situazione si 

modificò in seguito e la realizzazione 

dell'impianto fu infine decisa 

nel 2000, per una taglia di 4,5 

MWe. La lettura del documento 

presentato dall'energy manager 

della struttura sanitaria è un caso 

molto interessante di energy 

management nel campo della 

sanità. Nel corso della presentazione 

sono inoltre stati forniti i dati 

relativi ai consumi energetici del 

Policlinico, con i diagrammi di 

carico giornalieri, che sono un 

dato essenziale per condurre uno 

studio di fattibilità inerente alla 

cogenerazione. Interessante è la 

continua crescita dei consumi 

elettrici negli ultimi anni, legata 

all'utilizzo del condizionamento 

estivo, che ha giocato un ruolo 

importante nella convenienza dell'impianto 

di cogenerazione, grazie 

ai sistemi ad assorbimento 

che ne allargano l’utilizzo al periodo 

estivo, ed all'installazione di 

nuove apparecchiature mediche. 

Gli interventi di razionalizzazione 

energetica nelle piscine sono stati 

trattati dall'ing. Picchiolutto, energy 

manager del Comune di Modena. 

Gli aggiornamenti impiantistici 

realizzati nel corso degli ultimi 

anni hanno consentito di ottenere 

risparmi energetici sensibili 

con tempi di ritorno compresi 

entro i 5 anni (cogeneratore) o 

addirittura sotto l'anno (recuperatore 

aria di scarico, recuperatori 

acqua piscine, filtraggio del pelo 

libero e installazione contatori). Gli 

ultimi due interventi mostrano la 

sinergia fra l'approccio derivante 

45 


46 


N E W S 

dalla procedura EMAS attivata dal 

Comune per ottenere la relativa 

certificazione e l'efficienza energetica. 

Il filtraggio del pelo libero, 

pur non essendo un intervento 

specificamente energetico, ha 

comunque comportato una riduzione 

dei consumi. Allo stesso 

modo l'installazione dei contatori 

in vari punti dell'impianto ha consentito 

l'individuazione di varie 

perdite nel circuito. I numeri forni- 

N E W S 

ti all'interno della presentazione 

sono molto interessanti ed indicano 

chiaramente la bontà della 

procedura e degli interventi realizzati, 

sebbene la replicabilità in 

altre struttura vada determinata 

caso per caso. 

L'ing. Castellazzi dell'ENEA ha 

illustrato quindi lo stato dell'arte 

della tecnologia del riscaldamento 

tramite biomasse ed i suoi 

benefici in termini economicoenergetico-ambientali. 

Le caldaie 

a biomasse hanno raggiunto ultimamente 

rendimenti fra lo 80 ed 

il 90%, a seconda della taglia, 

con alimentazione del combustibile 

(cippato, pellet, altro) automatica 

o semi-automatica. Sono 

stati illustrati dei casi studio ed il 

sito www.bioheat.info, realizzato 

in seno al progetto Bioheat della 

Comunità Europea. In esso sono 

riportate molte informazioni utili, 

da casi di successo, all'elenco 

dei produttori di caldaie ed ai fornitori 

di combustibili. L'attuale 

costo del combustibile per il 

riscaldamento civile rende queste 

applicazioni particolarmente interessanti, 

anche se vanno valutati 

con attenzione, per le grandi 

taglie, gli aspetti della garanzia 

della fornitura e della gestione 

dell'impianto. 

Le attività dell'Amga Energia di 

Cesena sono state descritte dall'ing. 

Massari, che ha mostrato 

come l'ingegno e l’intraprendenza 

nell'imprenditoria, insieme alla 

rapidità nel cogliere nuovi filoni di 

mercato, possano risultare vincenti, 

portando all'ottenimento di 

benefici energetici ed economici 

sia per la ESCO, sia per gli utenti. 

Le varie linee di azione di questa 

società di servizi energetici 

comprendono il servizio energia, 

sia con caldaie a metano, sia con 

quelle a pellet con fornitura del 

combustibile, la cogenerazione 

da scarti legnosi, l'illuminazione 


pubblica, il teleriscaldamento, la 

gestione delle lampade votive e 

altro ancora, interventi che possono 

essere inseriti all'interno del 

meccanismo dei decreti. 

L'ing. Gerbo del Gruppo SAN- 

PAOLOIMI ha illustrato la convenienza 

derivante dalla sostituzione 

dei monitor tradizionali a tubo 

catodico con quelli a cristalli liquidi 

(LCD). La relazione ha affrontato 

la tematica con riferimento sia 

agli aspetti energetico-ambientali 

ed economici, sia alle problematiche 

collegate all'ergonomia, agli 

spazi di lavoro ed agli effetti indotti. 

L'effetto derivante dalla sostituzione 

dei monitor tradizionali con 

quelli LCD all'interno del settore 

bancario può essere stimato cautelativamente 

nell'ordine dei 

10.000-15.000 tep/anno, con 

una riduzione delle emissioni di 

CO 2 di 20.000-30.000 t/anno e 

tempi di ritorno interessanti. Fra 

gli effetti positivi va anche compresa 

la riduzione delle esigenze 

di climatizzazione estiva, grazie al 

minor calore generato. Si aggiungono 

inoltre la riduzione degli 

ingombri per quanto riguarda gli 

spazi di lavoro e l'eliminazione 

delle emissioni elettromagnetiche 

dei monitor tradizionali e delle 

problematiche connesse. 

L'ultimo intervento della giornata è 

stato tenuto dall'ing. de Renzio 

della FIRE, che ha descritto una 

serie di interventi realizzabili nell'ambito 

dell'illuminazione di interni, 

che copre circa un terzo dei consumi 

di elettricità del settore terziario. 

Nella maggior parte dei casi i 

tempi di ritorno sono ottimi, ed alla 

riduzione dei consumi energetici e 

delle emissioni si associa il miglioramento 

delle prestazioni dell'impianto 

di illuminazione. L'ing. de 

Renzio ha poi illustrato il programma 

comunitario GreenLight ed i 

benefici ottenibili dalla partecipazione 

ad esso. Sono stati quindi 

mostrati alcuni casi studio inerenti 

all'Ipercoop di Montecatini, alla 

sede direzionale e ad alcuni negozi 

Dolce e Gabbana, ad Unicredito 

e al Comune di Sassari. 

Indicazioni emerse dal dibattito 

Nel corso della discussione sono 

emersi alcuni temi interessanti. 

Ad esempio è stata sottolineata la 

necessità per gli operatori del settore 

energetico di informare gli 

utilizzatori finali delle tecnologie 

disponibili per il miglioramento 

dell'efficienza energetica e delle 

opportunità connesse alla loro 

adozione. Ciò sia per pubblicizzare 

interventi che non vengono 

proposti dagli operatori solo perché 

non richiesti dai clienti e 

meno remunerativi delle applicazioni 

tradizionali (è il caso ad 

esempio della compressione 

meccanica del vapore), sia per far 

conoscere gli effettivi margini di 

risparmio energetico ed i tempi di 

ritorno economico presumibili, sia 

per sensibilizzare gli energy manager 

sull'opportunità di unire 

obblighi normativi e certificazioni 

energetico-ambientali (leggi ambientali, 

direttiva IPPC, Kyoto, 

EMAS, etc) con gli incentivi 

disponibili grazie al meccanismo 

dei decreti. 

Altro tema affrontato è stato il 

ruolo centrale che potrà avere la 

fornitura di servizi energetici nel 

prossimo futuro. Già energia elettrica 

e gas naturale, in seguito alla 

liberalizzazione dei relativi mercati, 

vanno assumendo sempre più 

la connotazione di commodities. 

Nel giro di qualche anno anche 

l'aria compressa potrà essere fornita 

da società terze, invece che 

prodotta all'interno dell'azienda. 

Si tratta di una pratica già adottata 

in Germania ed altri paesi e 

particolarmente efficace in presenza 

di aggregazioni di imprese 

con necessità simili, come quelle 

che si ritrovano nei distretti industriali. 

Del resto anche una razionalizzazione 

di altri servizi, come 

la pulizia e la sostituzione dei filtri 

dei dispositivi per la protezione 

dell’ambiente, possono comportare 

maggiore affidabilità ed economie 

di gestione notevoli. 

Regioni e Province, infine, cominciano 

a studiare o a mettere a 

disposizione incentivi per le tecnologie 

energeticamente efficienti 

e per le fonti rinnovabili. Si invitano 

pertanto ESCO ed energy 

manager a cercare di individuare 

gli opportuni canali di collegamento 

per mantenersi informati 

sulle opportunità offerte. 

In questo numero di Gestione 

Energia vengono pubblicate tre 

memorie presentate al convegno. 

Si rimandano i soci al sito internet 

(www.fire-italia.it) per visionare gli 

altri interventi. 


N E W S 

APPUNTAMENTI 

Appuntamenti 

16-18 Febbraio 2003 

MIDDLE EAST ELECTRICITY 2003 

Dubai International Exhibition Centre (United Arab Emirates) 

Yamini Bhat (Customer Services Manager) 

tel. +971-4-3365161 fax +971-4-3360137 

e-mail: enquiries@iirdubai.com 

http://www.iirdubai.com 

http://www.middleeastelectricity.com/page.cfm 


IDROGENO & FUEL CELLS 2003 

Solar Energy Group srl 

tel. +39 0266301754 fax +39 0266304325 

e-mail: info@idrogenoexpo.com http://www.idrogenoexpo.com/ 


EPQ ELECTRIC POWER QUALITY 2003 

Bologna – BolognaFiere 

Tel. +39 051282111 Fax +39 0516374014 

e-mail: epq@bolognafiere.it 

http://www.epq.bolognafiere.it 


CLEAN 2003 - INDIA INTERNATIONAL CLEAN ENERGY EXPO 2003 

Bangalore (India) 

PDA Trade Fairs (a division of Pradeep Deviah & Associates 

Pvt. Ltd.) 

tel. +91 80-5547434 (6 lines) Fax +91 80-5542258 

e-mail: pdaexpo@vsnl.com 

http://www.pdatradefairs.com 

http://www.cleanenergyexpo.com/ 

11-14 Marzo 2003 

ENERTEC - International Trade Fair for Energy 

Leipzig (Germany) 

Leiziger Messe GmbH (Leipzig Fair) 

Project-Team enertec 

tel. +(49) (0) (341) 678-82 98 fax: +(49) (0) (341) 678-82 92 

http://www.leipziger-messe.de/LeMMon/enertec_web_eng. 

nsf/pages/enertec-eng?OpenDocument 

19-23 Marzo 2003 

SUNWEEK 2003: la fiera delle energie rinnovabili 

Bologna 


tel. +39 0266301754 fax +39 0266304325 

e-mail: info@sunweek.it http://www.sunweek.it/ 

10-12 Aprile 2003 

EOLICA MEDITERRANEAN EXPO 2003 

Napoli 


tel. +39 0266301754 fax. +39 0266304325 

e-mail: info@eolicaexpo.com http://www.eolicaexpo.com/ 


2° Incontro GreenLight 

FIRE – Commissione Europea 

Fiera di Milano 

In occasione del World Light Show a 

INTEL 2003 si terrà il 21 maggio 2003 

alla Fiera di Milano il secondo incontro, 

dopo il precedente tenutosi nel maggio 

2001, per fare il punto sul Programma 

europeo GreenLight per la diffusione del 

miglioramento dell’efficienza dell’illuminazione. 

L’incontro è organizzato dalla 

Commissione Europea con la FIRE, 

Agente nazionale del Programma 

GreenLight, con la collaborazione di 

ANIE/ASSIL che ospita l’iniziativa. 

Verranno presentati i risultati ottenuti in tre 

anni di attività del programma ed illustrati 

i più significativi progetti di miglioramento 

realizzati, sia nazionali che europei. 

Verranno anche approfondite le modalità 

di connessione con i Titoli di efficienza 

energetica recentemente istituiti dai 

Decreti 24.4.2001, che possono essere 

rilasciati anche ai progetti GreenLight. 

A conclusione dell’incontro la Commissione 

Europea procederà all’assegnazione 

dei premi GreenLight. 

Verrà in seguito comunicato il programma 

dettagliato dell’incontro che si prevede 

concentrato nella seconda metà della 

giornata. 

1a Conferenza Europea sulle ESCO – 

Energy Service COmpanies 

Il 22 e 23 maggio 2003 si terrà alla Fiera 

di Milano, in occasione di INTEL 2003, la 

prima Conferenza europea sulle ESCO – 

Società di Servizi Energetici – organizzata 

dal Centro Comunitario di Ricerca 

della Commissione Europea, con la collaborazione 

dell’Autorità per l’Energia, di 

INTEL e della FIRE. La Conferenza ha lo 

scopo di riunire le ESCO europee, i 

potenziali clienti, esperti del ramo, banche 

ed Istituzioni per fare il punto della 

situazione, individuare opportunità ed 

ostacoli nel settore dell’efficienza, che si 

sta rapidamente modificando, e definire 

le strategie necessarie per l’auspicabile 

sviluppo del settore. Verrà in seguito 

pubblicato il programma dettagliato. 

Le informazioni preliminari si possono 

avere da: 

European Commission DG JRC 

ESCO Conference Secretariat 

TP – 450 

21020 Ispra (VA) 

http://energyefficiency.jrc.cec.eu.int/events 

e-mail: paolo.bertoldi@cec.eu.int 

tel: 0332 78 9299 / 0332 78 9113 

fax: 0332 78 9992 

47 


48 


RUBRICHE 

Decreto MINISTERO DELL'AMBIENTE 

E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO 24 

luglio 2002 

(Gazzetta Ufficiale n. 229 del 30 settembre 

2002) 

(http://gazzette.comune.jesi.an.it/2002/22 

9/gazzetta229.htm) 

Programma solare termico - Bandi regionali. 

Pag. 18. 

Decreto MINISTERO DELL'AMBIENTE 

E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO 24 

luglio 2002 

(Gazzetta Ufficiale n. 229 del 30 settembre 




Determinazione dei termini per la presentazione 

delle domande di autorizzazione 

integrata ambientale, per gli impianti di 

competenza statale, ai sensi del decreto 

legislativo n. 372/1999. Pag. 19. 

Decreto SUPPLEMENTO ORDINARIO 

N. 205 

DELIBERAZIONE COMITATO INTER- 

MINISTERIALE PER LA PROGRAMMA- 

ZIONE ECONOMICA 2 agosto 2002 

(Gazzetta Ufficiale n. 255 del 30 ottobre 


Delibera n. 163/02 - 4.9.02 

Rettifica delle delibere dell’Autorità per 

l’energia elettrica e il gas 27 settembre 

2000, n. 175/00 e 5 luglio 2001, n. 

151/01. 


Approvazione delle procedure di allocazione 

su base giornaliera della capacità di 

trasporto sulla rete di interconnessione tra 

l’Italia e la Francia per l’anno 2002. 


G.U. serie generale n. 235 del 7 ottobre 


Modifica dei moduli per la proposta delle 

opzioni tariffarie base, speciali e ulteriori, 

di cui all’Allegato n. 1 della deliberazione 

dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 

18 ottobre 2001, n. 228/01. 

Delibera n. 171/02 - Relazione tecnica 

- 25.9.02 

Proroga del termine per la proposta delle 

opzioni tariffarie base, speciali e ulteriori, 

per l’energia elettrica per l’anno 2003. 


G.U. serie generale n. 285 del 5 dicembre 


Avvio di istruttorie formali nei confronti 

degli esercenti del servizio distribuzione e 

vendita di gas a mezzo di reti urbane. 


Regolamento dell’Autorità per l’energia 

elettrica e il gas per le borse di studio e il 

praticantato. 


G.U. serie generale n. 253 del 28 ottobre 


Proroga dei termini per gli adempimenti 

della società Gestore della rete di trasmissione 

nazionale Spa di cui alla deliberazio- 


NORMATIVA 

Principali riferimenti normativi e legislativi 



Strategia d'azione ambientale per lo sviluppo 

sostenibile in Italia. 

(Deliberazione n. 57/2002). 

Decreto MINISTERO DELLE ATTIVITÀ 

PRODUTTIVE 6 agosto 2002 





Rilascio di concessioni e approvazione di 

convenzioni per l'esercizio della distribuzione 

elettrica. Pag. 60. 


PRODUTTIVE 25 settembre 2002 





Riconoscimento del titolo di formazione 

professionale posseduto dal sig. Meta Altin 

al fine dello svolgimento in Italia, in qualità 

di responsabile tecnico, dell'attività di 

installazione, trasformazione, ampliamento 

e manutenzione degli impianti di produzione, 

trasporto, distribuzione e utilizzazione 

dell'energia elettrica di cui all'art. 1, comma 

1, lettera a), della legge 5 marzo 1990, n. 

46. Pag. 19. 

Decreto MINISTERO DELLE AUTORITÀ 

PRODUTTIVE 30 settembre 2002 





Secondo elenco riepilogativo di norme 

armonizzate, adottate ai sensi dell'art. 3 

del decreto del Presidente della Repubblica 

23 marzo 1998, n. 126, concernente 

l'attuazione della direttiva 

94/9/CE in materia di apparecchi e sistemi 

di protezione destinati ad essere utilizzati 

in atmosfera potenzialmente esplosiva. 

Pag. 20. 


PRODUTTIVE 22 novembre 2002 

(Gazzetta Ufficiale n. 285 del 5 dicembre 


(http://www.gazzettaufficiale.it) 

Modalità per la vendita sul mercato, per 

l'anno 2003, dell'energia elettrica di cui 

all'art. 3, comma 12, del decreto legislativo 

16 marzo 1999, n. 79, da parte del 

Gestore della rete di trasmissione nazionale 

S.p.A. 

Deliberazioni dell’Autorità per l’energia elettrica 

ne dell’Autorità per l’energia elettrica e il 

gas 1 agosto 2002, n. 151/02. 


Modifica dello schema dei conti 

dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 

con istituzione di capitoli finanziari per la 

gestione contabile relativa all’organizzazione 

del Forum mondiale sulla regolazione 

dell’energia. 


G.U. serie generale n. 270 del 18 novembre 


Sospensione dei termini di cui all’articolo 

9 della deliberazione dell’Autorità per l’energia 

elettrica e il gas 29 dicembre 1999, 

n. 204/99. 


Avvio del procedimento per la determinazione 

dei prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso 

destinata alla vendita ai clienti del 

mercato vincolato per l’anno 2003. 


Estensione dell’efficacia del regolamento 

transitorio per l’allocazione fino al 31 

dicembre 2002 della capacità di trasporto 

sull’interconnessione tra Itala e Grecia. 


Allegato 

Intesa tra l’Autorità per l’energia elettrica e 

il gas e la Commission de régulation de 

l’électricité per l’assegnazione della capacità 

di trasporto sulla rete di interconnessione 

tra Italia e Francia per l’anno 2003. 


Allegato 

Modalità e condizioni per l’assegnazione 

della capacità di trasporto per l’importazione, 

l’esportazione e il transito di energia 

elettrica a mezzo della rete di trasmis- 

sione nazionale sulla frontiera elettrica settentrionale 

per l’anno 2003. 


Modalità per l’aggiornamento di componenti 

delle tariffe dell’energia elettrica in 

attuazione della legge 28 ottobre 2002, n. 

238 e modificazioni di deliberazioni dell’Autorità 

per l’energia elettrica e il gas. 


Modalità per l’aggiornamento della parte 

relativa al costo della materia prima delle 

tariffe del gas in attuazione della legge 28 

ottobre 2002, n. 238 e modificazione di 

deliberazioni dell’Autorità per l’energia 

elettrica e il gas. 


Rinvio del termine di conclusione del procedimento 

in materia di continuità del servizio 

per l’anno 2001. 


Applicazione di tariffe speciali per la fornitura 

di energia elettrica alle popolazioni 

colpite dagli eventi sismici verificatisi nelle 

province di Campobasso e Foggia il 31 

ottobre 2002. 

Delibera n. 202/02 - 12.12.02 

Approvazione del regolamento per l’assegnazione 

su base annuale della capacità di 

trasporto per la frontiera nord-occidentale. 

Delibera n. 203/03 - 12.12.02 

Determinazione per l’anno 2003 del prezzo 

all’ingrosso dell’energia elettrica destinata 

ai clienti del mercato vincolato. 


Allegato 

Procedure concorsuali per la cessione per 

l’anno 2003 dell’energia elettrica di cui 

all’articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 

16 marzo 1999, n. 79.

*GESTIONE 4/02 - Fire

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