L'Europa punta i riflettori sul taglio dei consumi - B2B24 - Il Sole 24 ...

Il Sole24Ore Spa - Via Carlo Pisacane, 1 - 20016 Pero (Milano)
I primi esperimenti
italiani per la cattura
della CO2 IV Conto energia: il punto
su bonus made in Europe
e Registro obbligatorio
Settembre 2011 - Anno 4 - Numero 38
24
L’Europa punta i riflettori
sul taglio dei consumi
Con la proposta di direttiva sull’efficienza, l’Ue rafforza il terzo pilastro della propria
politica energetica in vista degli obiettivi al 2020. L’Italia, intanto, è alle prese
con il recepimento delle norme comunitarie sulla certificazione degli edifici
pag. 43
I nuovi scenari post
referendum per gli operatori
del settore idrico
pag. 14 pag. 29 pag. 55

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9/2011 24
energia tradizionale
energia alternativa
Storia di copertina:
11 La CO 2 è calata solo per effetto
della crisi. Ora sarà più difficile
centrare gli obiettivi
13 Assocarboni: il 12% della nostra
elettricità va a carbone
14 Imprese a caccia di anidride carbonica.
Come catturarla senza spendere troppo
Focus:
16 Nel 2011 la spesa energetica dell’Italia
toccherà il record di 63 miliardi di euro
18 La crisi del settore petrolifero non ferma
i piani di ristrutturazione delle raffinerie
Storia di copertina:
29 Il fotovoltaico cambia pelle
con il bonus made in Europe
e il Registro obbligatorio
31 Le regole del Gse non convincono
l’industria del solare
32 Solon: bene il sostegno alla filiera
nazionale
il solare
35 Aumenta la convenienza del mini
nel fotovoltaico
36 Le biomasse convengono con la filiera
corta
5 Sommario 7 Energy map
Tecnologie&Soluzioni:
22 Con il ciclo combinato si risparmia
combustibile e si punta a diminuire
l’impatto ambientale
News&Mercati:
26 Offerte poco chiare: il mercato libero
dell’energia non convince gli italiani
27 Al via il ponte energetico sullo Stretto
gas
Tecnologie&Soluzioni:
38 Sulle coste italiane vanno in scena
le prove generali dell’energia
dalle onde
40 La tecnologia fotovoltaica
in evoluzione. Più energia e minori
costi di produzione
41 Al via la fabbrica di pannelli di Catania
5

6
24
ambiente sostenibile
Economia&Finanza
63 L’idroelettrico può colmare il vuoto lasciato dalla moratoria per il nucleare
Predictions
65 Gli investimenti punteranno sulle rinnovabili anche “grazie” allo stop del nucleare
67 La rivoluzione delle energie rinnovabili presuppone tecnologie e obiettivi di sistema
Premi&Sostenibilità
70 Nuova illuminazione a Led per i quadri della Pinacoteca Ambrosiana
Agenda
72 Il giusto mix energetico per il nostro Paese
Altri appuntamenti
Storia di copertina:
43 L’Ue in ritardo sul risparmio energetico.
Così la Commissione corre ai ripari
46
47 Certificazione energetica degli edifici.
C’è poco tempo per recepire
la direttiva Ue
50 Novabita, la cooperativa che costruisce
e riqualifica
52 La sostenibilità ambientale
è anche sociale per UniAbita
Informativa ex D. Lgs 196/3 (tutela della privacy).
Il Sole 24 ORE S.p.A., Titolare del trattamento, tratta, con modalità connesse ai fini, i Suoi dati personali, liberamente conferiti al momento della sottoscrizione
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società di Gruppo 24 ORE per il perseguimento delle medesime finalità della raccolta, a società esterne per la spedizione della Rivista e per l’invio di
nostro materiale promozionale.
Focus:
9/2011
55 Le aziende dell’acqua devono recuperare
efficienza per investire in infrastrutture
57 Al settore idrico il pubblico non basta.
La nuova linfa deve arrivare dal mercato
Esperienze&Carriere:
61
per il nuovo headquarter
Annuncio ai sensi dell’art 2 comma 2 del “Codice
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9/2011 24
IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Luogo: Cuneo
Tecnologia: copertura fotovoltaica completamente integrata
Potenziale produttivo: l’impianto è composto da due sezioni
di potenza pari a 2,02 e 1,78 MW, per un totale di oltre 16.500
moduli e un’estensione di circa 21.000 metri quadri sul tetto
degli stabilimenti di Agc Flat Glass. A pieno regime sarà in grado
di produrre circa 4.400 MWh/anno
Stato progetto: connesso alla rete
Progetto sviluppato da Kopernico, joint venture tra Solsonica
ed Espe
Note: il valore economico dell’impianto è di circa 11 milioni
di euro e consentirà un risparmio in termini di emissioni
pari a 1.500 tonnellate annue di CO 2
RIQUALIFICAZIONE
Luogo: Ancona
Tecnologia: bonifica e installazione di un impianto fotovoltaico
Potenziale produttivo: dalla copertura di undici capannoni
dell’ex Tubimar è stato rimosso l’amianto ed è stato realizzato
un impianto fotovoltaico da 3,2 MW per un’estensione
di 18.907 mq
Stato progetto: realizzato
Progetto sviluppato da Conscoop, Edra Ambiente
ed Energy Resources in accordo con l’Autorità portuale
di Ancona e la Holding Porto Ancona
Note: la Regione Marche ha aderito alla rete “Eternit free”
che promuove interventi di bonifica sul territorio
RIGASSIFICATORE
Luogo: Falconara Marittima (An)
Tecnologia: rigassificatore e nuova condotta sottomarina
per l’allacciamento alla rete esistente di trasporto nazionale
Potenziale produttivo: 4 miliardi di metri cubi l’anno di gas
Stato progetto: la Conferenza dei servizi ha dato il via libera
definitivo
Progetto sviluppato da Api Nova Energia
Note: l’impianto sarà realizzato mediante un adeguamento
dell’esistente piattaforma off shore posta a 16 km dalla costa
Impianti e siti regione per regione
Le novità segnalate da Energia24
IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Luogo: Parma
Tecnologia: tetto parzialmente integrato con moduli
fotovoltaici inclinati di 5 gradi
Potenziale produttivo: la potenza totale è di 929,28 kWp,
per un totale di 8.000 metri quadri di copertura dei due
magazzini dell’azienda Rodolfi Mansueto. La produzione annua
stimata è di circa 1.000.000 kWh
Stato progetto: realizzato
Progetto sviluppato da Isofoton con installazione da parte
di Fanfoni Impianti
Note: i pannelli sono stati fissati con strutture in acciaio zincato
a caldo, senza la sostituzione dei materiali esistenti
IMPIANTO EOLICO
Luogo: San Marco in Lamis (Fg)
Tecnologia: parco eolico
Potenziale produttivo: 13 aerogeneratori da 3,4 MW l’uno
per un totale di oltre 44 MW installati. La produzione a regime
sarà pari a 86 GWh/anno
Stato progetto: accordo sottoscritto
Progetto sviluppato da Renergy (controllata di Alerion Energie
Rinnovabili) in partnership con RePower Systems
Note: l’investimento sarà pari a circa 62 milioni di euro
IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Luogo: Torre Santa Susanna (Br)
Tecnologia: moduli solari con sistema a inseguimento
Potenziale produttivo: l’impianto è dotato di 32.202 moduli
per un totale di 7,567 MW installati
Stato progetto: connesso alla rete
Progetto sviluppato da Sanyo
Note: il progetto è stato implementato da un consorzio guidato
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9/2011 storia di copertina 24
MIX ENERGETICO
La CO 2 è calata solo per effetto della crisi
Ora sarà più difficile centrare gli obiettivi
Rinnovabili in crescita del 126%, calo del petrolio del 20% e aumento del gas
pari al 15%. Questo il probabile scenario italiano al 2025 secondo l’Up
Per l’Italia sarà difficile rispettare gli
impegni del protocollo di Kyoto, anche
se figura tra i Paesi che più stanno
migliorando nella riduzione delle emissioni
inquinanti, grazie anche a un sistema
di produzione di elettricità tra i più
moderni al mondo, nonostante la sua
elevatissima dipendenza dal gas (60%
circa). Resta centrale il problema della
pianificazione energetica, soprattutto
dopo lo stop definitivo al nucleare sancito
dal referendum.
Anche l’obiettivo europeo di riduzione
del 20% delle emissioni entro il 2020 è
passato un po’ in secondo piano, con il
“contributo” della crisi economica internazionale
che ha portato a una contrazione
dei consumi energetici e quindi a
un calo fisiologico delle emissioni, ma
«queste riprenderanno a crescere già nel
breve periodo, insieme ai consumi elettrici
- è stato l’avvertimento di Rita Pistacchio,
dell’Up, Unione petrolifera -.
Secondo le nostre previsioni, entro il
2025 ci sarà tuttavia un miglioramento
dell’efficienza delle centrali elettriche.
Sempre a quella data, in Italia cambierà
la domanda di energia primaria, con
un’impennata delle rinnovabili del
126%, un calo del petrolio del 20% (sulla
diminuzione della domanda peserà
per il 10% la diffusione dei biocarburan-
ti) e una crescita del gas pari al 15%. Nel
2020 le emissioni di CO saranno inferio-
2
ri del 7% rispetto al 2005, ma si assesteranno
su livelli superiori del 6% rispetto
al 1990».
Emerge quindi in modo chiaro la limitatezza
del protocollo di Kyoto, non sottoscritto
da Paesi grandi inquinatori come
gli Stati Uniti, mentre la Cina ha aderito
a Kyoto pur essendo esentata dai suoi
parametri, in qualità di nazione in via di
sviluppo. Ma sono proprio i Paesi emergenti
a emettere la quantità maggiore di
gas serra: si prevede che la Cina nel 2030
inquinerà il 79% in più rispetto al 2008,
l’India il 132%, il Medio Oriente il 70%.
Vanificando così gli sforzi altrui, con
l’Unione europea in testa.
«L’Europa si è posta l’obiettivo di ridurre
dell’80% i gas serra entro il 2050, ma
per ottenere dei risultati serve una politica
energetica globale - ha affermato
Luigi Michi, direttore divisione generazione
ed energy management di Enel -.
In Italia, dove la domanda elettrica alla
fine del 2011 sarà ancora inferiore a
quella del 2008, occorre lavorare sul mix
elettrico e sull’efficienza energetica. Per
ciò che riguarda la cattura e lo stoccaggio
della CO gli impianti ci sono, ma
2
11

12
24
sono ancora in fase embrionale». L’Italia
registra il dato migliore dell’Unione europea
per ciò che riguarda l’intensità
energetica (alta efficienza), un aspetto
importante, senza nulla togliere allo sviluppo
delle rinnovabili e alla riduzione
dei gas serra, prodotti, tra l’altro, per circa
il 50% dalla deforestazione e dal settore
agricolo. «Un aspetto di cui pochi
parlano ma su cui occorre investire, insieme
a quello della mobilità sostenibile
e dell’efficienza energetica degli edifici»,
ha ricordato Stefano Pastori, amministratore
delegato di Edipower.
Senza contare che anche l’Europa mostra
continue ambiguità, come dimostra
il dibattito, mai risolto, sull’eventualità di
alzare la posta per il 2020, con un obiettivo
di ridurre le emissioni del 30% che
però non piace a molti settori industriali.
La nuova proposta di direttiva sull’efficienza
energetica potrebbe aiutare, ma
le incognite su questo percorso sono ancora
tante. Tornando all’Italia, il 24 marzo
è stato approvato il decreto legislativo
Previsione dei consumi energetici in Italia
storia di copertina
Emissioni di CO 2 nel mondo
di recepimento della direttiva comunitaria
2009/31/Ce sullo stoccaggio della
CO per definire i contorni delle varie
2
fasi autorizzative, di scelta dei siti, della
dismissione degli impianti per la Ccs.
«Come Autorità vogliamo ridurre al minimo
i rischi autorizzativi, industriali e
del mercato - ha affermato Guido Borto-
Fonte: McKinsey
9/2011
ni, presidente dell’Autorità per l’energia
elettrica e il gas -. Sterilizzando il rischio
del mercato, chi investe in questi impianti
capital intensive è sicuro di non essere
sottoposto ai meccanismi delle oscillazioni
del prezzo e che l’investimento
sarà remunerato nel tempo».
Agnese Ananasso
Il nucleare sarebbe indispensabile
ma bisognerà fare i conti senza l’atomo
Fonte: McKinsey
«L’obiettivo della riduzione della CO 2 ha perso di importanza negli
ultimi tempi per effetto della crisi che ha ridotto i consumi energetici,
ma lo scenario cambierà». Questa è stata l’opinione di Davide Tabarelli,
presidente di Nomisma Energia. «Le emissioni riprenderanno a
crescere coi consumi, ma dimentichiamoci che nei prossimi anni cambieranno
i trend e i mix energetici. La domanda mondiale di gas crescerà
entro il 2030 di 500 milioni di Mtep (tonnellate equivalenti di
petrolio), quella di energia da fonti fossili di un miliardo di Mtep, mentre
le emissioni di gas serra cresceranno del 10%». Tabarelli ha evidenziato
che il nucleare sarebbe indispensabile perché non emette CO 2 ,
ma l’Italia dovrà ripensare completamente la sua politica energetica
post referendum. Per Tabarelli, infine, sarà già un buon obiettivo se al
2030 le emissioni mondiali di anidride carbonica si attesteranno a quota
40 miliardi di tonnellate, considerando una chimera l’obiettivo italiano
del 17% di produzione di energia da rinnovabili fissato per il
2020. E anche sulla Ccs non si è mostrato così ottimista, definendo lo
stoccaggio della CO 2 “un problema”.

9/2011 storia di copertina 24
DATI ASSOCARBONI
Il 12% della nostra elettricità va a carbone
La produzione di carbone continua
a conquistare spazio nello scenario
energetico mondiale. Stando agli ultimi
dati rilasciati da Assocarboni, infatti,
la produzione complessiva è aumentata
nel 2010 dell’8% rispetto all’anno
precedente, raggiungendo quota 6,5
miliardi di tonnellate.
Una crescita continua, con incrementi
del 7% anno su anno nell’ultima decade.
Fino ad arrivare oggi a coprire una
quota del 41% nella produzione mondiale
di energia elettrica. Una fetta
enorme se paragonata a quella del nucleare,
19%, e del gas, 16%.
Più contenuto il contributo del carbone
in ambito europeo (33%), mentre
il nucleare incide per il 30% sul mix
energetico del vecchio Continente.
Nella hit parade dei Paesi esportatori
troviamo l’Australia (300 milioni di
tonnellate, +10% rispetto al 2009),
l’Indonesia, con 240 milioni di tonnellate
(+20%), la Colombia a quota 75
milioni di tonnellate (+7%), la Russia
(90 milioni di tonnellate) e il Sudafrica
(63 milioni di tonnellate). Queste ultime,
però, non hanno fatto registrare
incrementi significativi dell’export
nell’ultimo anno. Da segnalare un dato
importante, ossia che la Cina importa
il 25% della quantità di carbone
esportata dall’Indonesia ed è sempre
più evidente come questa fonte sia
sempre più utilizzata nei Paesi in via di
sviluppo, in particolar modo in India, in
Cina e in Indonesia. Nell’Unione euro-
pea le importazioni sono rimaste più o
meno ferme ai valori del 2009, intorno
ai 189 milioni di tonnellate. In Italia il
carbone continua a rivestire un ruolo
costante ma marginale nella produzione
di energia elettrica: solo il 12%,
schiacciato dalla dipendenza dal gas.
Questo sarebbe un danno per l’economia
italiana perché, secondo Assocarboni,
lo sbilanciamento verso il gas fa
aumentare il peso della bolletta energetica
sul Pil. Nel 2010, infatti, la spesa
elettrica è aumentata del 18% rispetto
al 2009, arrivando a 51,7 miliardi di
euro, gravando sul Pil per il 3,3% (nel
2009 l’incidenza era del 2,7%). Un in-
cremento non giustificato perché i con-
sumi energetici sono ai livelli del 1998.
Arrivare in Italia a un mix energetico in
linea con quello europeo consentirebbe
una riduzione della fattura energetica
e anche una sicurezza in termini di
approvvigionamento. Tanto più che in
Italia le competenze per lo sviluppo di
un mercato del “carbone pulito” ci sono,
lo dimostrano le tredici centrali a
carbone che hanno un livello medio di
efficienza del 40%, paragonabile a
quelle del Nord Europa.
Agnese Ananasso
«Per fortuna che c’è il carbone - sostiene Andrea Clavarino di Assocarboni -
perché in ogni momento di crisi degli approvigionamenti è sempre stato una
certezza: quando c’è stata la crisi del gas in Ucraina, quando c’è stata la crisi
del nucleare in Francia, il carbone si è rivelato una fonte preziosa. E anche
adesso la situazione giapponese porterà a un ulteriore boom del carbone. Lo
dimostrano già i mercati, sia quello produttivo che borsistico. D’altra parte è
una fonte “democratica” perché, mentre le riserve di gas e petrolio sono nelle
mani di pochi (il 3% della popolazione controlla il 54% delle riserve), il carbone
ha un controllo più diffuso (la medesima percentuale di riserve è nelle mani
del 42% della popolazione). D’altronde ce n’è in abbondanza, non ha
problemi né di stoccaggio, né di trasporto. Noi siamo disposti a fare la nostra
parte in questo momento di difficoltà e se il Governo ce lo chiederà possiamo
accelerare l’avvio di tre/quattro nuovi siti».
13

14
24
In uno scenario futuro dove i consumi
di energia da fonti fossili sono destinati
ad aumentare, la cattura e lo stoccaggio
della CO (Ccs, carbon capture and
2
storage) diventa una fase importante e
necessaria per recuperare risorse e contrastare
l’aumento delle emissioni inquinanti.
Ma i costi della tecnologia sono
ancora alti e le aziende, italiane ed estere,
stanno cercando il modo di abbatterli,
unendo le forze per investire nelle
tecniche più efficaci ed economicamente
sostenibili.
Perciò la frontiera del cosiddetto “clean
carbon”, il carbone pulito, è ricca d’incognite
soprattutto per il rapporto tra
costi e benefici. Attualmente il fronte su
storia di copertina
SPERIMENTAZIONI
Imprese a caccia di anidride carbonica
Come catturarla senza spendere troppo
cui si sta lavorando è quello della gestione
integrata della CO e dell’idrogeno
2
nelle raffinerie, perché è nella produzione
di idrogeno che si genera una quantità
importante di anidride carbonica.
Technip e Geogreen hanno stretto una
partnership proprio per sviluppare dei
modelli che combinino tecnologie e risorse
per la cattura della CO nel ciclo
2
produttivo delle raffinerie, meno costoso
del recupero dai fumi.
Una tecnologia su cui stanno investendo
anche Tecnimont Kt ed Eni, che insieme
stanno sperimentando da quattro-cinque
anni la tecnica dell’ossidazione catalitica
parziale, che consente il processo
di “steam reforming” su gas naturale e
9/2011
Si sviluppano partnership per tecnologie non inquinanti ed economicamente
sostenibili. Le sperimentazioni di Technip, Geogreen, Tecnimont Kt, Enel ed Eni
Il progetto Vasco nel porto di Marsiglia
A lcuni spunti interessanti sulla Ccs vengono dall’estero. Uno dalla Francia per esempio,
dal porto di Marsiglia, dove Geogreen ha avviato il progetto Vasco, in cui sono coinvolte
aziende consorziate, non solo per la cattura e lo stoccaggio della CO 2 , ma anche per la sua
valorizzazione e l’utilizzo a beneficio della comunità locale. L’anidride carbonica verrebbe,
infatti, impiegata per la produzione di alghe per alimentare i pesci e per il trattamento delle
acque. La presenza del porto faciliterebbe il trasporto della CO 2 verso il sito di stoccaggio
(attualmente ne sono stati individuati sette) e consentirebbe di ottimizzare anche i costi nel
caso in cui nel viaggio di ritorno si trasportasse gas naturale o altro tipo di fonte fossile
estratto da giacimenti limitrofi al sito di stoccaggio. In effetti, quello del trasporto della CO 2
è un altro problema che le aziende stanno cercando di risolvere. E la tecnica di effettuare il
viaggio di ritorno trasportando altro carburante (Eor-enanced oil recovery) secondo Sofregaz
è, infatti, quella per ora più economica rispetto a quelle tradizionali, ma è stata giudicata
anche “supercritical” per il rischio di interazione dei componenti trasportati.
idrocarburi a temperature ridotte. «Stiamo
lavorando su due impianti, uno a
Milazzo (Me) e uno a Mantova - ha spiegato
Luca Basini di Eni -. Quello di Mantova
è un distributore di carburanti dove
abbiamo installato un reattore, sicuro,
piccolo e flessibile, che richiede quindi
anche un investimento contenuto. Le
dimensioni ridotte consentono di trasportarlo
e integrarlo facilmente anche
in impianti preesistenti, abbattendo i
costi di integrazione».
I costi sono, quindi, il tasto dolente della
Ccs, ma le prospettive di riduzione delle
voci di spesa nel medio-lungo termine ci
sono, a patto che, come ha evidenziato
Simone Mori, vice presidente Assoelettrica
e direttore regolamentazione, ambiente
e carbon strategy di Enel, «si renda
operativo un programma di dimostrazione
che incentivi le aziende, sollevandole
dal rischio di essere penalizzate
da un “first mover disadvantage”». Lo
scorso marzo, il Consiglio dei ministri ha
approvato un decreto sul Ccs, accogliendo
la direttiva comunitaria in materia,
ma siamo ancora lontani da un quadro
normativo omogeneo.
Sia Enel che Eni sono, in effetti, in attesa
del via libera del legislatore per procedere
alla fase di test per la procedura di
“storage” salino acquifero offshore.

9/2011 storia di copertina 24
Enel conta di effettuare l’iniezione della
prima tonnellata di CO entro il 2015, in
2
un raggio di 200 chilometri da Porto Tolle
(vedi box qui sotto). Eni e Stogit, invece,
ad aprile hanno ricevuto il via libera
dal ministero dell’Ambiente per avviare
il progetto pilota per l’iniezione e il sequestro
di CO nel giacimento di stoc-
2
caggio di Cortemaggiore (Pc).
Il test durerà al massimo tre anni con
l’obiettivo «di studiare le tecniche di
iniezione, il comportamento della CO , 2
ma anche lo studio della possibilità di
utilizzare l’anidride carbonica come “cushion
gas” per migliorare l’efficienza del
giacimento di stoccaggio», ha spiegato
Mario Marchionna di Eni.
«Ma sarebbe anche un modo per testare
l’interazione con autorità, cittadini, enti
e stakeholder -, ha poi aggiunto Mar-
Sul piatto finanziamenti per 100 milioni di euro
dall’Unione europea (attraverso l’European energy programme
for recovery), cui potrebbero aggiungersi altri 350
milioni di provenienza comunitaria. In tutto, comunque,
Enel ha intenzione di investire circa un miliardo di euro per
realizzare e gestire un impianto di cattura delle emissioni di
anidride carbonica. È questa la dote per il Ccs con cui do-
Fotosimulazione dell’impianto di stoccaggio Eni (Cortemaggiore)
chionna -. Quando si effettuano opera-
zioni del genere non basta la tecnologia:
è necessario conquistare la fiducia di
azionisti e cittadini, muovendosi nel rispetto
della normativa e del luogo dove
si agisce». Agnese Ananasso
Ecco i piani di Enel per la cattura della CO 2 : i siti di Brindisi e Porto Tolle
vrebbe partire il controverso progetto per la riconversione
a carbone della centrale di Porto Tolle (Ro), bocciato dal
Consiglio di Stato ma forse rimesso in pista da una modifica
della legge regionale del Veneto. Enel vorrebbe realizzare
un impianto su “scala industriale” capace di trattare
810mila metri cubi l’ora di fumi (il 40% di quelli di uno
dei tre gruppi da 660 MW con cui sarà equipaggiata la
centrale), separando fino a un milione di tonnellate l’anno
di CO , che saranno confinate in un acquifero salino nel
2
mare Adriatico. In realtà un prototipo è già in azione. Nei
mesi scorsi, infatti, è stato inaugurato il progetto pilota di
cattura della CO nella centrale Enel Federico II a Brindisi.
2
L’impianto sperimentale varato in Puglia è il primo in Italia
e uno dei primi sei in Europa di questo tipo. Consente di
trattare 10mila metri cubi l’ora di fumi provenienti dalla
centrale per separare 2,5 tonnellate l’ora di anidride carbonica,
fino a raggiungere un massimo di ottomila tonnellate
l’anno. La CO prodotta dall’impianto di Brindisi sarà
2
trasportata presso il sito Eni/Stogit di Cortemaggiore (Pc),
dove sarà iniettata e immagazzinata permanentemente
nel sottosuolo.
.com
15

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Nel 2010 la bolletta energetica
nazionale è aumentata nonostante
il calo dei consumi. L’Italia,
causa il caro greggio, ha speso infatti
lo scorso anno 53,9 miliardi di euro,
11,5 miliardi in più rispetto al
2009 (+27%) per l’acquisto di materie
prime destinate alla produzione di
energia. Ma il conto è destinato a salire
per l’esercizio in corso: secondo
le stime di Unione petrolifera (Up),
infatti, la bolletta toccherà nel 2011
il record di 63 miliardi. Per quanto
riguarda la sola fattura petrolifera
nel 2010 l’esborso è stato pari a 28,5
miliardi di euro (+8 miliardi rispetto
al 2009), mentre nel 2011 (con quotazioni
intorno ai valori attuali) po-
focus
FABBISOGNO
Nel 2011 la spesa energetica dell’Italia
toccherà il record di 63 miliardi di euro
trebbe arrivare addirittura vicino ai
36 miliardi di dollari. Eppure proprio
il petrolio, ha sottolineato nella sua
recente relazione annuale il presidente
di Up, Pasquale De Vita, «è
stata l’unica fonte che non ha recuperato
nulla di quanto perso nel
2009 a causa della crisi, come hanno
invece fatto energia elettrica e gas. Il
suo peso sul totale sul fabbisogno
energetico nazionale è così sceso intorno
al 39% rispetto al 41% del
2009, pur restando la nostra principale
fonte di energia. Complessivamente,
negli ultimi sei anni i consumi
petroliferi sono diminuiti più di quanto
avessero fatto in occasione del
secondo shock petrolifero (19,2 mi-
9/2011
Secondo l’Unione petrolifera, per effetto del caro greggio già nel 2010 la bolletta
pagata dal Sistema Paese è salita a 53,9 miliardi, 11,5 in più rispetto al 2009
La fattura energetica italiana
lioni di tonnellate in meno)». Questo
calo ha determinato un peggioramento
dei conti delle aziende operanti
nel settore del downstream,
che appare sempre meno remunerativo.
Nel 2010 le perdite in totale sono
ammontate a 650-700 milioni di
euro rispetto al miliardo perso nel
2009. Nonostante ciò, segnala l’Up,
negli ultimi quattro anni il settore ha
investito circa 6,4 miliardi di euro
(62% nella raffinazione) e circa il
55% di questi investimenti è andato
all’ammodernamento, al recupero di
efficienza e all’adeguamento ambientale
degli impianti. Nel prossimo
quadriennio sono previsti altri 5,1
miliardi di euro (oltre il 55% nella
Fonte: Unione petrolifera su dati Istat

Il 30%* di risparmio sulla
bolletta energetica dei vostri
edifici è solo l’inizio
Immaginate cosa potremmo fare per il resto dell’azienda
La gestione di edifici complessi e il conseguimento di obiettivi di efficienza energetica
non sono attività di poco conto. EcoStruxure, la nostra architettura per la gestione
dell'energia, è in grado di aiutarvi a raggiungere con precisione questi obiettivi attraverso
un'integrazione intelligente di sistemi per edifici su una singola piattaforma IP.
Risparmi ben oltre gli edifici
L’architettura di gestione dell'energia EcoStruxure di Schneider Electric è in grado
di offrire un risparmio energetico fino al 30%, mediante l'integrazione di sistemi per
l’efficienza energetica, come i sistemi HVAC, il controllo degli accessi, la gestione della
videosorveglianza e il controllo dell'illuminazione in tutta l'azienda. Un risparmio nell'ordine
del 30% sui costi dell'energia di un edificio rappresenta un inizio significativo e, grazie
all'architettura di gestione dell'energia EcoStruxure, i risparmi possono andare ben oltre.
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©2011 Schneider Electric. All Rights Reserved. Schneider Electric, EcoStruxure, and Active Energy Management Architecture from Power Plant to Plug
are trademarks owned by Schneider Electric Industries SAS or its affiliated companies. All other trademarks are property of their respective owners.
35 rue Joseph Monier, CS 30323, 95506 Rueil Malmaison Cedex (Francia) • 998-2758_IT
*L'architettura EcoStruxure riduce il consumo energetico fino al 30%.
L’architettura per la gestione attiva dell’energia,
dalla centrale alla presa elettrica
Data center
Dal rack alla fila, dal singolo ufficio
all’intero edificio, l'utilizzo e la
disponibilità di energia in questi ambienti
interconnessi vengono attentamente
monitorati e regolati in tempo reale.
Impianti industriali
L'utilizzo di protocolli standard aperti
consente di gestire processi automatizzati
nell’intero sistema con una riduzione dei
downtime, un miglioramento delle prestazioni
e un'ottimizzazione dell'efficienza energetica.
Edifici
L'integrazione intelligente di sicurezza,
alimentazione, illuminazione, distribuzione
elettrica, sistemi antincendio, sistemi HVAC,
IT e telecomunicazioni permettono una
riduzione dei costi di formazione, messa
in servizio, manutenzione, operativi ed
energetici.
30%

18
24
raffinazione)». In ogni caso, secondo
l’associazione dei petrolieri, le fonti
fossili rimarranno anche nel prossimo
futuro il principale driver energetico
a livello mondiale: i numeri parlano
di una domanda di energia mondiale
che nei prossimi anni è destinata ad
aumentare del 40% rispetto a oggi.
Il mix globale sarà caratterizzato dal
ruolo determinante delle fonti fossili
(petrolio, gas, carbone) che, anche
focus
PROGRAMMAZIONE
La crisi del settore petrolifero non ferma
i piani di ristrutturazione delle raffinerie
Diversi gruppi, tra cui Eni, hanno in agenda investimenti da decine di milioni
di euro sugli impianti della Penisola, per ottenere più efficienza e sostenibilità
Nonostante i cattivi conti economici
registrati anche nel 2010, il
settore italiano della raffinazione non
ha rinunciato ai piani di ristrutturazione
delle proprie strutture produttive.
Come evidenzia la relazione annuale
dell’Unione petrolifera (Up), per rilanciare
o migliorare gli impianti esistenti
sono in programma vari piani industriali
di investimento. Molto attivo è il
Gruppo Eni, che anche in questa fase
può contare su una disponibilità di
cassa maggiore rispetto a quella delle
altre società petrolifere. Innanzitutto
l’ex società pubblica ha presentato il
piano industriale per il rilancio della
raffineria di Livorno, rinunciando
quindi all’ipotesi di cessione. Più nel
nello scenario più virtuoso, copriranno
ancora tra il 60% e il 70% della
domanda totale. Ciò vale soprattutto
per il fabbisogno nei trasporti, che al
2035, tenuto conto di tutte le possibili
alternative, sarà soddisfatto per
l’80% ancora dal petrolio.
«Qualsiasi scenario si voglia prospettare
- ha concluso De Vita - resta il
ruolo insostituibile delle fonti fossili
in termini di disponibilità, versatilità,
dettaglio sono previsti 80 milioni di
euro per il consolidamento e l’integra-
zione dell’impianto con le altre installazioni
industriali del gruppo, interventi
di mantenimento strutturale,
manutenzione straordinaria, miglioramento
dell’efficienza produttiva, recupero
energetico e di sicurezza ambientale,
nonché la realizzazione del
progetto del nuovo passaggio degli
oleodotti che consentirà l’allargamento
del canale industriale del porto. In
Sicilia il Cane a sei zampe ha sottoscritto
un protocollo d’intesa con la
Regione per il rilancio della raffineria
di Gela (Cl): il piano industriale prevede
ingenti investimenti, pari a 650 milioni
di euro, per migliorare la produt-
9/2011
economicità e anche sicurezza. Ma
se da un lato bisogna fare i conti con
la concorrenza internazionale, la volatilità
dei prezzi del petrolio, i problemi
nel settore raffinazione, dall’altro
nel nostro Paese dobbiamo tenere
presente qualche vincolo in più,
rappresentato dal moltiplicarsi degli
adempimenti amministrativi e dalle
lungaggini burocratiche che si traducono
in maggiori costi».
tività e la logistica, a fronte del quale
la Regione concederà una nuova concessione
ventennale, quando l’attuale
arriverà a scadenza. Le attività saranno
volte ad assicurare sostenibilità,
sicurezza, recupero energetico e tecnologico
degli impianti, compresa la
copertura del petcoke. Eni ha poi destinato
quasi un miliardo di euro
all’adeguamento della raffineria di
Sannazzaro de’ Burgondi, in provincia
di Pavia, che utilizzerà una nuova tecnologia
in grado di trasformare greggi
pesanti ad alto contenuto di zolfo in
gasoli per autotrazione, grazie al processo
denominato Eni slurry technology
(Est). In programma c’è anche il
raddoppio del tasso medio annuo de-

Il 30%* di risparmio sulla bolletta
energetica dei vostri impianti
industriali è solo l’inizio
Immaginate cosa potremmo fare per il resto dell’azienda
Gestire l'ambiente operativo complesso di impianti industriali non è un'attività di poco
conto. Con il crescente aumento dei costi dell'energia e la comparsa di sempre nuove
disposizioni in materia di tutela ambientale, la riduzione al minimo dei downtime e
il conseguimento degli obiettivi di efficienza energetica rappresentano traguardi più
impegnativi che in passato. Schneider Electric ha la soluzione che fa al caso vostro:
EcoStruxure, l'architettura di gestione dell'energia progettata per ottimizzare le
prestazioni operative e la produttività dei siti industriali, proponendo nuovi livelli di efficienza
energetica. Oggi l'impianto di produzione, domani l'azienda nel suo insieme.
Risparmi energetici ben oltre l'impianto produttivo
Oggi, l'architettura EcoStruxure è in grado di fornire ai data center e agli edifici aziendali
un risparmio di energia fino al 30%. Un risparmio del 30% sui costi energetici di un
impianto industriale rappresenta un inizio significativo e, grazie all'architettura di gestione
dell'energia EcoStruxure, i risparmi possono andare ben oltre.
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Edifici
L'integrazione intelligente di sicurezza,
alimentazione, illuminazione, distribuzione
elettrica, sistemi antincendio, sistemi HVAC, IT
e telecomunicazioni permettono una riduzione
dei costi di formazione, messa in servizio,
manutenzione, operativi ed energetici.
Data center
Dal rack alla fila, dal singolo ufficio all’intero
edificio, l'utilizzo e la disponibilità di energia
in questi ambienti interconnessi vengono
attentamente monitorati e regolati in tempo
reale.
Impianti industriali
L'utilizzo di protocolli standard aperti
consente di gestire processi automatizzati
nell’intero sistema con una riduzione dei
downtime, un miglioramento delle prestazioni
e un'ottimizzazione dell'efficienza energetica.
30%
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*L'architettura EcoStruxure riduce il consumo energetico fino al 30%.
L’architettura per la gestione attiva dell’energia,
dalla centrale alla presa elettrica

20
24
gli investimenti della Ram, la raffineria
di Milazzo (joint-venture paritetica tra
Eni e Kupit), con interventi destinati
principalmente a innalzare il grado di
conversione, nonché a ottenere prodotti
a più elevata compatibilità ambientale
e massimizzare l’efficienza
degli impianti. A fronte dei 500 milioni
di euro investiti nella raffineria nel
decennio 2000-2009, nel periodo
2010-2015 sono previsti infatti ulteriori
investimenti per oltre 600 milioni,
dei quali circa il 40% riguarderà l’ambiente.
Ma le iniziative non riguarda-
focus
no soltanto la compagnia guidata da
Paolo Scaroni: nel Lazio la Petrolifera
Italo Rumena (Pir) e il Gruppo Gavio
hanno presentato il progetto “Darsena
energetica grandi masse”, in base
al quale il porto di Civitavecchia diventerà
il polo logistico di prodotti petroliferi
più all’avanguardia d’Italia. Il
piano ha un valore complessivo di 80
milioni di euro e ha l’obiettivo di incrementare
la flessibilità e ridurre i costi
di gestione dell’area, introducendo la
possibilità di ricezione in banchina di
navi fino a 50mila tonnellate. Tra i pia-
Consumi dei prodotti petroliferi e capacità di lavorazione delle raffinerie in Italia
9/2011
ni industriali di trasformazione la relazione
dell’Up menziona quello del
Gruppo Tamoil, che ha annunciato e
avviato la riconversione della raffineria
di Cremona in un moderno polo logistico
integrato di ricezione, stoccaggio
e distribuzione di prodotti petroliferi.
Il nuovo deposito sarà operativo dal
2012 e comporterà un investimento
complessivo di 65 milioni di euro. Nelle
Marche, infine, Api investirà nella
raffineria di Falconara (An) 80 milioni
di euro in sicurezza ordinaria e strutture
energetiche.
gi.to.
Fonte: Unione petrolifera su dati Istat

Il 30%* di risparmio sulla
bolletta energetica del vostro
data center è solo l’inizio
Immaginate cosa potremmo fare per il resto dell’azienda
Un risparmio del 30% sulla bolletta dell'energia elettrica del vostro data center non è una cosa da
poco e, dal momento che i prezzi dell'energia elettrica continuano a lievitare, ogni watt risparmiato
conta. I data center, infatti, non lavorano da soli; essi supportano e vengono supportati da altri
sistemi — processi, HVAC e sicurezza, per elencarne alcuni — che richiedono un altrettanto
elevato dispendio di elettricità.
Risparmi energetici per tutta l'azienda
Oggi, l’architettura EcoStruxure è in grado di fornire ai data center e agli edifici aziendali un
risparmio di energia fino al 30%. Una riduzione del 30% sui costi energetici di un data center è
davvero un buon inizio e, grazie all'architettura EcoStruxure, i risparmi non finiscono qui.
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dalla centrale alla presa elettrica
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sistema con una riduzione dei downtime,
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dei costi di formazione, messa in servizio,
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Data center
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edificio, l’utilizzo e la disponibilità di energia
in questi ambienti interconnessi vengono
attentamente monitorati e regolati in tempo reale.

22
24
Elevati rendimenti, un utilizzo più
efficiente dei combustibili e tecnologia
matura. Sono queste le caratteristiche
vincenti delle centrali a ciclo
combinato che accoppiano le due fasi
di gas e vapore ottenendo rendimenti
di conversione superiori rispetto
all’uso singolo delle due tecniche.
Nel ciclo combinato i gas di scarico in
uscita da una turbina a gas sono utilizzati
per il ciclo a vapore come fonte di
calore, dato che raggiungono temperature
elevate di circa 600°. Secondo
il principio del recupero, dunque, si
converte in energia ciò che altrimenti
andrebbe disperso.
Abbiamo già parlato nel numero di
giugno della centrale di Turano Lodigiano,
realizzata da Ansaldo Energia
per Sorgenia.
tecnologie&soluzioni
Ora approfondiamo il caso laziale
dell’impianto di Aprilia (Lt), attualmente
in costruzione da parte di Ansaldo
Energia sempre per il cliente
Sorgenia dopo l’assegnazione dell’ordine
per la sua realizzazione chiavi in
mano.
La potenza nominale in via di installazione
presso la centrale di Aprilia ammonta
a circa 1.400 MW termici e 805
MW elettrici, con un rendimento dichiarato
del 57% contro il 35-40% di
una centrale termoelettrica tradizionale.
All’interno dell’impianto sono
previste due turbine a gas da circa 270
MW ognuna e una turbina a vapore
da 260 MW. Due caldaie a recupero di
tipo orizzontale a tre livelli di pressione
sono utilizzate come generatori di
vapore. Il combustibile utilizzato è
9/2011
CENTRALI TERMOELETTRICHE
Con il ciclo combinato si risparmia combustibile
e si punta a diminuire l’impatto ambientale
Ansaldo Energia, Ge Energy e Siemens aumentano l’efficienza
dei nuovi impianti che funzionano con turbine a gas e vapore
Emissioni del ciclo combinato
Fonte: Sorgenia
Turbina a gas di Ansaldo energia (modello Ae94.2)
esclusivamente gas naturale, mentre
le risorse idriche necessarie per il funzionamento
della centrale sono prelevate
da pozzi, ma anche rifornite grazie
alla raccolta delle acque piovane.
Le emissioni saranno controllate e minori
rispetto a un impianto tradizionale,
aggirandosi intorno ai 360 g di CO2 per kWh. Per la centrale sono previste
anche opere infrastrutturali importanti:
attraverso l’accordo con Romana
Costruzioni e Ciet sono in fase di realizzazione
un metanodotto, lungo circa
9,5 km con condotta interrata a 1,5
metri di profondità e pressione di progetto
a 75 bar, e un elettrodotto di
collegamento con la rete di trasmissione
nazionale, interrato per circa 1,3
km, di proprietà di Sorgenia Power e
che connette la centrale con la stazione
di alta tensione di Terna. Ansaldo

9/2011 tecnologie&soluzioni 24
Energia, come general contractor, si
avvale di circa 20 imprese con appalto
diretto e 80 aziende in subappalto.
Ridotti i consumi di gas naturale
Anche Siemens è attiva sul ciclo combinato.
La società ha presentato recentemente
il risultato di 500 milioni
di euro di investimento: una nuova
turbina a gas (Sgt5-8000H), già operativa
presso l’impianto Irsching 4 in
Baviera, che con una potenza di oltre
578 MW, secondo i calcoli dell’azienda,
consuma un terzo in meno di gas
naturale per kWh rispetto alla media
delle centrali a ciclo combinato attualmente
attive. Di conseguenza anche le
emissioni di CO sono ridotte di un
2
terzo. L’investimento Siemens ha previsto
lo sviluppo della turbina e la costruzione
e messa in opera della centrale
prototipo di Irsching, in cui per
circa un anno e mezzo la turbina è stata
sottoposta a test e prove di funzionamento:
l’efficienza raggiunta supera
l’obiettivo del 60%, attestandosi
secondo le stime di Siemens intorno al
60,75%.
Le turbine con le rinnovabili
Un caso particolare è quello di Ge
Energy che sta investendo in turbine
per cicli combinati integrati con fonti
rinnovabili: recentemente ha applicato
la tecnologia FlexEfficiency presso
un’innovativa centrale elettrica sviluppata
dalla società turca MetCap Energy
Investments a Karaman. In questo
caso per produrre energia elettrica sono
utilizzati gas naturale, pale eoliche
e solare termico. Attraverso il sistema
di controllo Mark Vle, nella centrale
La parola a Guelfo Gheri - Ge Power and Water
Quali sono i risultati conseguibili con
lo sviluppo di una nuova tecnologia
per il ciclo combinato?
Il crescente utilizzo di energie rinnovabili a
cui stiamo assistendo rende critica la sfida
relativa alla stabilità della rete; inoltre gli
operatori sono sotto pressione per ottenere
sempre maggiori livelli di efficienza e minori
emissioni dalle centrali a gas naturale. Per
questo gli sviluppi della tecnologia delle
turbine a gas vanno nella direzione di una
combinazione tra efficienza e flessibilità
essenziale affinché l’energia rinnovabile si
integri nelle reti di distribuzione globali su
larga scala e in maniera economicamente
conveniente. È in quest’ottica che Ge ha
sviluppato la nuova centrale a ciclo combinato
FlexEfficiency 50 che raggiunge un’efficienza
di consumo di combustibile superiore
al 61%. Capace di reagire velocemente
alle fluttuazioni dell’energia eolica e solare,
il sistema favorirà l’integrazione di una
maggior quantità di risorse rinnovabili
all’interno della rete di distribuzione elettrica.
Le attuali centrali elettriche sono in grado
di garantire alternativamente flessibilità
o elevata efficienza; con questa nuova tecnologia
sarà invece possibile combinare
entrambi i vantaggi. Certamente oggi disporre
in Italia di alcune centrali FlexEfficiency50
metterebbe gli operatori in condizione
di lavorare con rendimenti top di
classe, riducendo i costi di esercizio, e di
utilizzare le caratteristiche
di flessibilità per
sopperire all’intermittenza
e all’incerta disponibilità
delle fonti
rinnovabili. Le centrali
FlexEfficiency50 consentirebbero,
inoltre, di
incrementare ulteriormente
il parco rinnovabile
assicurando stabilità
alla rete e riducendo
la dipendenza estera
nell’approvvigionameto
di combustibili.
È conveniente riconvertire il parco
delle vecchie centrali italiane e come
si può agire?
Certamente è conveniente. Infatti il “revamping”
di cicli termoelettrici tradizionali
in cicli combinati con turbogas alimentati a
gas naturale migliora notevolmente l’efficienza
della produzione termoelettrica permettendo
tra l’altro un drastico abbattimento
di emissioni inquinanti. Agli inizi del
2000, per esempio, un’importante Utility
italiana ha avviato un’azione di “revamping”
di centrali termiche a olio pesante
esistenti, attraverso la sostituzione della
caldaia a combustione diretta con un treno
di turbina a gas e caldaia di recupero, rendendo
le centrali di fatto dei cicli combinati
e in qualche caso anche aumentando la
potenza complessiva dell’impianto (repowering).
Esistono, inoltre, anche altre attività di service
tese a migliorare l’efficienza e l’impatto
ambientale dei cicli combinati esistenti,
come per esempio l’installazione di sistemi
di combustione Dln (Dry Low NOx) in grado
di ridurre le emissioni di ossidi d’azoto e
anidride carbonica, la sostituzione di turbogas
di tecnologia matura con macchine di
tecnologia più avanzata e più efficienti, o
l’applicazione di pacchetti di analisi delle
performance e modifiche impiantistiche
tese al miglioramento delle prestazioni degli
impianti.
23

24
24
turca operano una turbina a gas 9Fb a
50 Hz, una turbina a vapore, un generatore,
22 MW di turbine eoliche Ge e
50 MW di solare termico concentrato
eSolar. L’impianto, che sarà operativo
secondo le stime nel 2015 ha una potenza
di 510 MW, sufficienti ad alimentare
oltre 600mila abitazioni. L’investimento
di 500 milioni di dollari per
la ricerca e lo sviluppo sarà seguito da
altri 170 milioni di dollari per la realizzazione
di un impianto “prova” a Greenville,
nel South Carolina, in cui saranno
effettuati i test a pieno carico e
massima velocità.
Il repowering
Molto interessante, infine, è il discorso
relativo all’ammodernamento delle
vecchie centrali, nell’ottica di ridurre
l’impatto ambientale generale aumentando
nello stesso tempo il rendimento
e la potenza.
Questi interventi vengono definiti “repowering”
e ci sono varie possibilità di
azione: può essere modificata la caldaia
dell’impianto a vapore, apportando
maggiore combustibile in essa (ciclo
combinato fired) e agendo sull’acqua
di alimento oppure sull’aria di
combustione. In questi casi si eliminano
gli spillamenti delle sezioni di preriscaldo
dell’acqua di alimento oppure
si alimenta direttamente la caldaia con
i gas di scarico caldi della turbina che
contengono ancora una buona percentuale
di ossigeno. In altri casi possono
essere effettuati interventi di
sostituzione della caldaia con una a
recupero unfired, ma in questo caso è
necessario modificare strutturalmente
la turbina a vapore. È infine possibile
tecnologie&soluzioni
La parola a Massimo Gianfreda - Siemens
Quali sono i principi di base dai quali
siete partiti per sviluppare la nuova
tecnologia di ciclo combinato?
Alla base dello sviluppo di una nuova tipologia
di turbina abbiamo tenuto conto principalmente
di tre obiettivi da raggiungere:
un alto rendimento e di conseguenza un
minor consumo specifico di combustibile;
elevata potenza unitaria, dunque riduzione
dello spazio necessario per la realizzazione
di una nuova centrale con produzione più
alta; alta flessibilità di esercizio.
La combinazione di questi tre criteri determina
il miglioramento dell’impatto ambientale
di un grande impianto di generazione
con minori emissioni in termini assoluti
(in relazione alla potenza prodotta) e
una riduzione delle emissioni specifiche.
Per le sue caratteristiche la nuova turbina
8000H può essere pensata sia come elemento
centrale di un ciclo combinato flessibile,
in combinazione con una produzione
da energie rinnovabili altamente variabile,
sia come macchina stand alone in grado di
far fronte a richieste improvvise di carico
elettrico grazie alla sua capacità di entrare
in produzione con tempi ridottissimi di avviamento.
Il ciclo combinato può essere di supporto
per ridurre le emissioni inquinanti?
Gli obiettivi minimi da raggiungere sono
quelli imposti dalla normativa della Comunità
europea a cui l’Italia deve inevitabilmente
adeguarsi.
Il raggiungimento di tali obiettivi secondo
sviluppare il ciclo combinato utilizzando
combustibili solidi e non pregiati
(come residui della distillazione del
petrolio, carbone, biomasse o combustibile
derivato dai rifiuti) in un impianto
con turbina a gas nel quale si
predispone un processo di gassificazione
in condizioni pressurizzate. In
9/2011
Siemens può essere garantito dalla combinazione
dei seguenti approcci: intervenire
sugli impianti termoelettrici convenzionali
abbattendone le emissioni attraverso tecnologie
ormai collaudate quali DeNox, De-
Sox, e con l’ausilio di tecnologie più innovative
quali la Carbon capture and storage;
integrare in maniera sempre più importante
la generazione da fonti tradizionali con
fonti di generazione rinnovabili: eolico, fotovoltaico
e impianti a biomasse (anche
questi ultimi dotati di tecnologie di abbattimento
delle emissioni); affiancare alle
fonti di generazione rinnovabili, il cui apporto
diviene sempre più rilevante, centrali
di generazione basate su tecnologia turbogas
in grado di offrire performance ambientali
ottime e la cui flessibilità ben si
sposa con il ciclo assolutamente variabile
della produzione da fonti rinnovabili.
tal modo si realizza un impianto Igcc
(Integrated gassifier combined cycle)
che consente una riduzione delle
emissioni inquinanti rispetto alla combustione
diretta abbinata alla corretta
valorizzazione di combustibili alternativi
al petrolio, caro e in esaurimento.
Chiara Scalco

Anche l’energia ha i suoi grandi classici.
Spark Energy: passione e competenza nella cogenerazione dal 1988.
Con tre siti produttivi su territorio nazionale, Spark Energy si avvale di storicità,
esperienza ed innovazione per rispondere alle esigenze delle aziende.
Un ventaglio di soluzioni e una linea di prodotti completa:
microSpark per la micro-cogenerazione, blueSpark per la cogenerazione a metano,
bioSpark per la cogenerazione a biogas.
Spark Energy: un classico intramontabile nel mondo dell’energia.
Impianti di Cogenerazione
member of DSF GROUP
Spark Energy S.r.l. - Via Olivi, 66 - 31054 Possagno (TV), ITALY - Tel. +39 0423 9203 - +39 0423 920160 - Fax +39 0423 920420 - +39 0423 920163 - www.sparkenergy.it

26
24
Poco incline a cambiare fornitore e
poco informato. È il profilo del
consumatore italiano medio di elettricità
e gas emerso dalla quarta indagine
“Comportamento dei consumatori
domestici nel mercato liberalizzato
dell’elettricità e del gas in Italia”, a
cura di Rie (Ricerche Industriali ed
Energetiche) e Gmpr Group, presentata
a Roma presso la sede del Gse,
condotta su un campione di 2.000 famiglie
(1.000 per il mercato elettrico
e 1.000 per il mercato gas).
Nel settore elettrico sono 4,9 milioni i
clienti domestici (16% circa) che hanno
scelto il mercato libero, di cui 1,8
milioni hanno cambiato gestore. Nel
news&mercati
INDAGINI
Offerte poco chiare: il mercato libero
dell’energia non convince gli italiani
gas si scende a 2,2 milioni (anche qui
1,8 milioni hanno cambiato operatore,
con un’incidenza nettamente superiore).
Ma la propensione al cambiamento
è diminuita fortemente dal
2007 a oggi, scendendo dal 16 all’8%
nell’elettrico e dal 16 al 6% nel caso
del gas. «Da una parte c’è un consumatore
sempre meno informato e
spinto al cambiamento solo da un forte
risparmio economico (che non c’è),
dall’altra c’è un’offerta sempre meno
chiara e non comparabile - ha spiegato
Alberto Clò, ordinario all’Università
di Bologna -. Quello che succede nella
filiera è condizionato dai mercati internazionali:
l’aumento del prezzo del
9/2011
La propensione al cambiamento del contratto nel comparto domestico è calata
rispetto al 2007. Per l’elettricità solo il 16% ha compiuto questa scelta
Le principali motivazioni allo switch del contratto
Elettricità Gas
Per risparmiare 96,4%
Per avere
la tariffa
bioraria 2,0%
Risparmiare 97,7%
Per avere
bolletta
unica 1,2%
Per avere
informazioni
più chiare 0,4%
metano di aprile si è mangiato il risparmio
potenziale derivante dal cambio
di gestore».
Risparmi insignificanti
Mediamente, rispetto all’inizio delle
liberalizzazioni, è stato registrato un
aumento dell’offerta di sconti e oggi
si può risparmiare dal 3 al 5,5 % sulla
bolletta elettrica e circa il 2% su quella
del gas rispetto ai prezzi di riferimento
dell’Aeeg. Il 34% circa degli
intervistati che hanno effettuato lo
switch nell’elettrico, tuttavia, dice di
non aver registrato nessun risparmio,
(per il gas è il 26%); rispettivamente il
66% e il 40,6%, inoltre, si dice insod-
Per avere
bolletta unica
gas/elettricità
2,3%
Fonte: Rie-Grmp Group

9/2011
disfatto del cambio perché ha risparmiato
troppo poco. Per Clò, a influire
negativamente sui prezzi c’è anche un
surplus di capacità produttiva non assorbita
dalla domanda, sempre più
stagnante a causa dei consumi in calo
(i costi dell’eccesso di offerta ricadono
sui consumatori) e la presenza di un
Regolatore che condiziona la concorrenza:
«Bisogna finirla di pensare che
i prezzi dell’energia diminuiranno: i
prezzi devono aumentare - ha detto
Clò -. Smettiamola di pensare a come
riempire il “buco” del 25% lasciato
dal nucleare: quel buco non c’è perché
il nucleare non c’è mai stato. Qui
non si capisce se la poca concorrenza
è causa dell’intervento dell’Autorità o
viceversa. Sta di fatto che i prezzi rimangono
più o meno ancorati a quelli
dettati dal Regolatore».
Il ruolo di Acquirente unico
Un interrogativo legittimo quello sul
ruolo del Regolatore, in un Paese dove
il 95% dei consumatori non sa fare
una stima dei consumi energetici, do-
I tassi di switch in Europa - utenti domestici
news&mercati 24
ve il 70% ha cambiato operatore in
modalità pull (ossia perché spinto dal
venditore o dalla pubblicità), dove
quasi la metà non conosce nemmeno
le offerte commerciali e soprattutto
dove non si sa che esiste un prezzo
regolato (lo ignora il 95% nel gas e il
61% nell’elettricità). Inoltre, dall’indagine
emerge che solo una minima parte
(il 2 e l’8%, rispettivamente, nel gas
e nell’elettrico) sanno che ci sono a
disposizione strumenti come “Sportello
del consumatore” presso l’Acquirente
unico o il “Trova offerte”.
«A livello di switch siamo in linea con gli
altri Paesi Ue, ma noi siamo ancora
all’inizio, quindi è fisiologico che ci siano
difficoltà - ha affermato Paolo Vigevano,
amministratore delegato di Au; finché
l’offertà non diventerà più trasparente
e il cittadino non avrà ben chiari i
vantaggi nel passare al mercato libero,
occorre che ci sia un organismo come
Au ad assicurare un prezzo regolato e a
evitare disguidi nel cambio di gestore o
nel passaggio al mercato libero».
Agnese Ananasso
Fonti: Ergeg, Cre (Francia), Cne (Spagna), Bnetza (Germania), Ofgem (Uk); Aeeg; altri regolatori; Rie
In breve
.com
Al via il ponte energetico sullo Stretto
Entra nel vivo la costruzione del “Ponte
dell’energia” tra Sicilia e Calabria, la linea elettrica
Sorgente-Rizziconi che sarà realizzata da
Terna. L’elettrodotto è un’opera da 105 km di
lunghezza, di cui 38 in cavo sottomarino, 61
km in linea aerea e 5 km in cavo interrato. Nel
progetto è prevista la demolizione di oltre 170
km di linee aree esistenti nelle province di
Messina e Reggio Calabria. I lavori dovrebbero
terminare per la fine del 2013. La nuova linea
consentirà di esportare produzione rinnovabile
dalla Sicilia al Continente e renderà più efficiente
la gestione dei flussi delle centrali nel
Sud, permettendo un risparmio per imprese e
famiglie di circa 800 milioni di euro l’anno.
Bonus carburante per la Basilicata
I residenti muniti di patente della Regione Basilicata
riceveranno una carta prepagata, che
consentirà l’acquisto di carburante presso i
distributori abilitati. Il rilascio della tessera,
denominata Bonus idrocarburi, è reso possibile
dai i decreti interministeriali del 12 novembre
2010 e del 21 febbraio 2011, con cui si è
data attuazione all’articolo 45 della legge
99/09 che prevede un’aliquota di prodotto
aggiuntiva del 3% sulla produzione di idrocarburi
da destinare ai residenti nelle Regioni interessate.
Il giacimento della Val d’Agri in
Basilicata è il più grande d’Europa su terraferma
e rappresenta per l’Italia l’80% della produzione
nazionale di greggio.
In Francia è stop teorico per lo shale gas
Il Senato francese ha approvato la proposta di
legge che proibisce l’esplorazione dei giacimenti
non convenzionali di gas. Restano però
delle contraddizioni: secondo gli ambientalisti
francesi, infatti, la legge sarebbe inapplicabile
perché si limita a vietare la tecnica di estrazione
della “fratturazione idraulica” senza definirla
in modo univoco. Inoltre, si concede la
possibilità di compiere perforazioni a scopi
scientifici. Stando a un rapporto commissionato
dal Governo transalpino per valutare i rischi
ecologici dei giacimenti non convenzionali,
sarebbe necessario un programma nazionale
di perforazioni sperimentali, per stimare con
precisione le riserve potenziali di shale gas e
affinare la tecnologia.
27

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QUARTO CONTO ENERGIA
Il fotovoltaico cambia pelle con il bonus
made in Europe e il Registro obbligatorio
Il nuovo regime d’incentivazione prevede un 10% di incremento della tariffa
per i moduli comunitari, ma complica la realizzazione dei grandi impianti a terra
Le polemiche sul quarto Conto energia
sono ormai alle spalle, ma gli effetti del
nuovo sistema di incentivazione entrato in
vigore lo scorso primo giugno interesseranno
il settore sino alla fine del 2016. Tra le
tantissime novità introdotte dal regime incentivante
ce ne sono due, in particolare,
destinate a incidere profondamente nella
vita del fotovoltaico italiano: il bonus previsto
per i moduli made in Europe e il Registro
obbligatorio per i grandi impianti. Per
quanto riguarda il primo punto, il provvedimento
nasce per rispondere a una delle
principali accuse rivolte al solare italiano:
ovvero che gli incentivi messi a disposizione
dallo Stato per lo sviluppo di questa tecnologia
finiscano per arricchire più che altro i
Paesi esteri (Germania e Cina in testa), dal
momento che i componenti base degli impianti
(celle, moduli, silicio ecc.) sono realizzati
soprattutto al di fuori dei nostri confini.
Negli ultimi anni, in realtà, questa asserzione
è diventata abbastanza confutabile,
considerato il progressivo rafforzamento
della filiera industriale italiana del fotovoltaico,
oggi capace persino di esportare con
successo sui mercati esteri. Per rafforzare
ulteriormente questa tendenza, il quarto
Conto energia ha introdotto una maggiorazione
del 10% dell’incentivo per gli impianti
il cui costo di acquisto sia per non
meno del 60% riconducibile a una produzione
realizzata all’interno della Unione
europea. Ma cosa si deve intendere esattamente
per fabbricazione comunitaria? Un
chiarimento è arrivato dalle regole applicative
rilasciate a metà luglio dal Gse: in una
prima fase transitoria (sino al 30 giugno
2012), per quanto riguarda i classici moduli
in silicio cristallino, il bonus sarà riconosciuto
se si verificherà almeno una delle
due seguenti condizioni. La prima possibilità
è che all’interno del sito produttivo europeo
siano state effettuate le operazioni
di stringatura celle, assemblaggio/laminazione
e test elettrici. La seconda opzione,
valida per le produzioni realizzate nei Paesi
extra Ue, è che questi apparecchi contengano
almeno un componente (silicio cri-
stallino, wafer o celle) fabbricato in Europa.
Il Gse prevede condizioni simili per
l’attribuzione del bonus anche a inverter e
componentistica elettrica. Gli operatori
non potranno però autocertificare il rispetto
di questi requisiti, che dovranno invece
essere attestati attraverso un certificato di
ispezione di fabbrica (factory inspection),
rilasciato da un ente terzo appartenente
all’Iecee (Iec system of conformity assessment
schemes for electrotechnical equipment
and components). Sulle nuove regole
applicative decise dal Gse, Vittorio Chiesa,
direttore Energy & strategy group del
Politecnico di Milano, non nasconde però
alcune perplessità: «La proposta del bonus
mira a un obiettivo condivisibile, ovvero il
rafforzamento della filiera del fotovoltaico.
29

30
24
Le nuove linee guida mettono nero su
bianco che ci devono essere determinate
certificazioni ed esplicitano un po’ di più la
procedura. Resta il dubbio sull’applicabilità,
per esempio quando nel testo delle regole
applicative si leggono frasi del tipo
“Indicare le fasi produttive realizzate all’interno
del sito comunitario”. Dal momento
che la produzione è un qualcosa di estremamente
complesso e articolato, sarà difficile
assicurare che una parte significativa
di questo processo avvenga all’interno
dell’Ue». Fondamentale sarà comunque il
ruolo degli enti di certificazione: «Questi
istituiti sono destinati ad assumere un ruolo
sempre più importante per il fotovoltai-
I numeri del fotovoltaico italiano
storia di copertina
co, così com’è avvenuto per la tracciabilità
degli oli nel settore delle biomasse. Credo
dunque che la funzione svolta dalla certificazione
sarà fondamentale per la corretta
applicazione del bonus per i moduli made
in Europe» conclude Chiesa.
Il Registro grandi impianti
L’altro elemento del quarto Conto energia
destinato ad avere un impatto significativo
sul comparto fotovoltaico è il Registro
grandi impianti. Il nuovo regime di incentivazione
distingue nettamente tra piccole e
grandi installazioni: sono considerate piccole
quelle che - avendo una potenza sino
a un MW - vengono realizzate su edifici,
9/2011
nonché gli impianti fotovoltaici collocati a
terra sino a 200 kW e che cedono l’energia
prodotta alla rete secondo lo schema contrattuale
dello scambio sul posto. A prescindere
dalla potenza, sono in ogni caso
valutati come piccoli gli impianti realizzati
su edifici o aree di proprietà della Pubblica
amministrazione. In generale, le grandi installazioni
tendono a essere sfavorite dal
nuovo Conto energia sotto il profilo delle
tariffe; inoltre i grandi impianti che entrano
in esercizio dopo il 31 agosto 2011 ed entro
il 31 dicembre 2012, per accedere agli
incentivi devono essere iscritti in un apposito
Registro e risultare in posizione tale da
rientrare nei limiti specifici di spesa definita
Fonte: Gse (dati aggiornati al 31/05/2011)

9/2011 storia di copertina 24
per l’anno di riferimento (concorrono a
determinare il tetto per il 2011 anche gli
impianti che entrano in esercizio entro il 31
agosto 2011). In pratica, gli operatori non
hanno alcuna certezza di essere ammessi
al regime di incentivazione, che è subordinato
all’inclusione nelle graduatorie. «Il
Registro grandi impianti - spiega Vittorio
Chiesa - è stato un meccanismo introdotto
per regolare l’ammontare dei grandi impianti
ammessi agli incentivi e dunque tenere
sotto controllo la spesa, che è a sua
volta uno dei principali obiettivi del nuovo
Conto energia. Sicuramente questa norma
rende molto difficile la bancabilità delle
grandi installazioni: dal momento che
l’iscrizione al registro non rende automatica
la concessione degli incentivi, la banche
tenderanno a non finanziare questi investimenti.
Infatti, anche dopo l’approvazione
definitva del Conto, il decollo dei grandi
impianti è stato molto lento, perché gli istituti
di credito in questa fase sono ancora
piuttosto cauti. In definitiva, credo che con
questo provvedimento sarà molto difficile
realizzare in Italia parchi fotovoltaici a terra».
Chi difende il Registro sostiene che il
Governo abbia voluto fermare l’eccessiva
proliferazione dei grandi impianti, soprattutto
al Sud (si veda tabella a fianco). Non
è però d’accordo con questa impostazione
il segretario generale di Assosolare, Francesca
Marchini: «Il termine eccessivo è sempre
relativo. Che la potenza installata del
fotovoltaico abbia superato ampiamente
le previsioni ufficiali è stato detto da tutti.
Che il Salva Alcoa abbia fornito un’ulteriore
spinta al settore è un dato di fatto
anch’esso. Se però consideriamo che le
potenzialità che l’Italia può esprimere per
via del suo irraggiamento sono significative,
la crescita nei termini che abbiamo visto
Regimi di accesso all’incentivo
GRANDI IMPIANTI
Data di entrata in esercizio Incentivo Condizioni da rispettare
Entro il 31/08/2011 Accedono all’incentivo vigente nel mese Devono comunicare al Gse l’entrata
in cui avviene la data di entrata in esercizio
dell’impianto
in esercizio entro 15 giorni
Tra il 1/09/2011 e il 31/12/2011 Accedono all’incentivo vigente nel semestre Devono risultare inseriti nelle graduatorie
in cui avviene la data di entrata in esercizio stilate in seguito all’iscrizione al Registro
dell’impianto
grandi impianti. Gli impianti devono essere
completati entro sette mesi dalla
pubblicazione delle graduatorie.
Dal 1/01/2013 Accedono all’incentivo vigente nel mese Non esiste più l’obbligo di iscrizione
in cui avviene la data di entrata in esercizio
dell’impianto
PICCOLI IMPIANTI
al Registro
Data di entrata in esercizio Incentivo Condizioni da rispettare
Dalla data di entrata in vigore del decreto Accedono all’incentivo vigente nel mese (nel
2011) o nel semestre (dal 2012) in cui avviene
la data di entrata in esercizio dell’impianto
Accedono agli incentivi senza condizioni
non era poi così imprevedibile. In ogni caso
noi valutiamo negativamente il Registro
grandi impianti per come è stato organizzato:
si tratta di uno strumento che non dà
nessuna certezza sulla possibilità di ricevere
la tariffa perché tutto dipende dall’inserimento
nella graduatoria stabilita dal Gse.
Non basta, infatti, né l’entrata in esercizio,
né la certificazione di fine lavori, ma l’operatore
deve anche accertarsi di essere inserito
nella classifica. Dal momento che concorrono
all’ammontare dei limiti di spesa
complessivi anche gli impianti in esercizio
entro il 31 agosto, è probabile che già entro
il dicembre 2011 si brucerà il tetto di
spesa previsto per il secondo semestre
2012. Gli operatori che non riusciranno ad
accedere alla graduatoria entro il 2012 correranno
il rischio concreto di ricevere gli
incentivi soltanto nel 2013. In poche parole,
la dinamica di accesso al Registro è caratterizzata
da un’incertezza assoluta. Le
banche non possono fare previsioni, né
sapere se gli impianti saranno sovvenzionati
o meno e con quale tariffa». Sul Registro,
così come su altri elementi critici del
Conto energia che stanno frenando il settore,
Assosolare sta da tempo chiedendo
al Governo un deciso cambio di rotta.
Gianluigi Torchiani
Le regole del Gse non convincono l’industria del solare
Secondo l’Ifi, il Comitato industrie fotovoltaiche italiane, «ci sono molte luci e una grande ombra
nelle Linee guida - spiega Filippo Levati, presidente Ifi -. Siamo soddisfatti di come è stato definito
il calcolo del premio per il prodotto made in Europe. Sono indicazioni chiare, che premiano
la qualità della produzione continentale e di quella italiana, che rappresenta un’eccellenza nel
mondo. Ciò che ci rende però molto perplessi sono i contenuti della norma transitoria, che attribuisce
il premio anche a moduli in silicio cristallino extra Ue che contengano parti sostanziali di
origine comunitaria. Questa definizione risulta poco applicabile, mentre nella forma è piuttosto
generica e a tratti confusa. Inoltre, gli strumenti di verifica degli apparecchi extra Ue sono scarsi.
Dal nostro punto di vista il bonus deve essere un fattore di differenziazione della produzione
europea, ma la seconda parte delle regole applicative rischia di vanificare questa possibilità».
Fonte: Assosolare
31

32
24
storia di copertina
L
’ostilità del quarto Conto energia ai grandi impianti a terra va
vista come un cambiamento di strategia salutare per l’intero settore
del fotovoltaico, mentre il bonus previsto per i moduli made in
Europe può rappresentare una buona opportunità per la filiera italiana.
Su due delle questioni più delicate del nuovo sistema d’incentivazione
Wojciech Swietochowski, neo presidente e amministratore
delegato di Solon Italia (filiale del grande produttore tedesco), ha
pochi dubbi.
Qual è la vostra opinione sui bonus per i moduli made in
Europe?
La nostra opinione come produttore di moduli europeo può essere
soltanto positiva. Abbiamo accolto con soddisfazione questa nuova
normativa che favorisce le produzioni comunitarie. Bisogna ricordare
che l’Italia è l’unico Paese al mondo ad aver introdotto un regolamento
di questo tipo, la nostra stima verso il Governo italiano è
dunque doppia, perché ha avuto il coraggio di scoraggiare la concorrenza
sleale del mercato asiatico.
9/2011
Solon: bene il sostegno alla filiera nazionale
Il bonus per i moduli comunitari è un ostacolo alla libera circolazione
delle merci, mentre il Registro grandi impianti è destinato a
favorire soltanto pochi player. Il quarto Conto energia proprio non
piace a Pedro Pereira, managing director di Martifer Solar, che boccia
senza riserve i due provvedimenti previsti dal nuovo sistema di
incentivazione.
Come valutate il bonus previsto per i moduli comunitari?
Nonostante la pubblicazione delle regole applicative, rimaniamo
pieni di dubbi e perplessità su diversi aspetti del testo. Per esempio,
in questa fase transitoria, si devono possedere i certificati di origine
europea, elemento che sinora nessun cliente ci aveva mai richiesto.
Per quanto riguarda la concreta applicazione dell’incentivo, le regole
stabiliscono che il costo sostenuto debba essere provato con le
fatture dei componenti. Non è però chiaro a quali ricevute si faccia
riferimento. Se il Gse voleva intendere le spese sostenute dall’installatore,
si pone un problema di open book, perché di fatto si chiede
Perché parla di concorrenza sleale?
Se si ha l’opportunità di visitare i siti produttivi che ci sono in Cina ci
si può rendere facilmente conto di come lavorano le persone, di qual
è il rispetto dell’ambiente in queste fabbriche, che in teoria producono
tecnologia “rinnovabile e pulita” ma che, in realtà, inquinano più
di quanto si possa immaginare. Se aggiungiamo che tutta l’industria
asiatica è foraggiata con crediti statali a costo zero, concessi per
sgominare i competitor dai mercati globali, ritengo davvero che si
possa parlare di concorrenza sleale.
Le regole applicative rilasciate a metà luglio dal Gse per il
funzionamento del bonus sono abbastanze chiare?
Valutiamo molto positivamente l’emanazione di queste regole applicative
da parte del Gestore, che d’altronde rispecchiano quanto avevamo
auspicato nei mesi passati. D’ora in poi i moduli, per essere
riconosciuti come di fabbricazione europea, dovranno rispettare una
serie di condizioni molto chiare e ben definite dalle tabelle rilasciate
dal Gse a proposito della provenienza dei vari componenti. Se queste
caratteristiche saranno rispettate, penso proprio che non ci potrà
Martifer: il protezionismo non aiuta il solare
a un’azienda come la nostra una trasparenza totale sui propri conti.
Se invece si tratta del costo sostenuto dall’investitore (chi vuole
beneficiare del bonus - ndr) è difficile provarlo, perché siamo abituati
a firmare con i nostri clienti un contratto unico per tutta la commessa,
senza distinguere tra i singoli componenti come si chiede
nelle Linee guida. Inoltre, in linea di principio, non siamo favorevoli
alla discriminazione di alcuni mercati rispetto ad altri.
Lei dunque non pensa che ci sia concorrenza sleale da parte
dei Paesi asiatici?
Io sono molto favorevole all’apertura dei mercati e alla globalizzazione.
Il mondo non è più quello di un tempo: la concorrenza non è solo
tra Paesi confinanti, ma in qualsiasi attività economica si compete
con l’intero Pianeta, non soltanto con i player dei Paesi vicini. D’altronde
tutte le grandi aziende industriali occidentali praticano
l’outsourcing, basti pensare al settore automotive. I modelli di business
sono ormai questi, credo dunque che non si debbano prendere

9/2011 storia di copertina 24
essere nessuna speculazione sul bonus per i moduli made in Europe.
Si tratta, dunque, di una normativa che non piacerà per nulla ai
produttori asiatici, ma che premia giustamente la produzione italiana
ed europea. Per quanto ci riguarda siamo ulteriormente soddisfatti,
anche perché con queste regole ai nostri moduli potrà essere
applicato facilmente il marchio made in Europe.
Come considerate, invece, l’istituzione del Registro grandi
impianti?
Diciamo che è stato un modo molto elegante per introdurre un
cambiamento strategico del mercato fotovoltaico nazionale. Ovvero
chiudere finalmente con le grandi speculazioni per gli impianti
a terra e cominciare a parlare del fotovoltaico sostenibile. I terreni
agricoli devono essere occupati da coltivazioni, il fotovoltaico non
deve essere un’alternativa all’agricoltura ma essere utilizzato in
sinergia.
Siamo dunque favorevoli a questo cambio di rotta e siamo convinti
che il quarto Conto energia abbia finalmente indirizzato il mercato
nella giusta direzione. Speriamo che le promesse del Governo
siano mantenute sino al 2016 e non ci siano altri cambiamenti.
Piuttosto ora è importante una giusta comunicazione verso il mondo
bancario, che in questa fase ha chiuso i cordoni della borsa. Gli
dei provvedimenti che cercano di contrastare la realtà delle cose.
Qual è invece la vostra opinione a proposito del Registro
grandi impianti?
Anche in questo caso la mia opinione è molto chiara ed è decisamente
negativa. Il Registro avrà un effetto di fermo del settore che
si sta già avvertendo. Il 90% dei grandi impianti ha infatti bisogno
di finanziamenti bancari e questo Registro ovviamente non rende
bancabili i progetti in fase di costruzione. Le banche sono state con
noi piuttosto chiare: d’ora in poi saranno disponibili a finanziare i
progetti soltanto dall’ottenimento della tariffa in poi. In pratica,
soltanto le grandi aziende che hanno la liquidità necessaria per
poter investire senza ricorrere al credito - soprattutto le Utilities -
potranno costruire parchi fotovoltaici a terra con questo sistema. La
maggioranza degli operatori non avrà invece questa possibilità e
dovrà ripiegare sul fotovoltaico residenziale. Tra l’altro trovo incoerente
la distinzione tra grandi e piccoli impianti: un’installazione è
considerata dal quarto Conto energia grande se ha 201 kW di potenza
a terra. Se invece è sopra un edificio, è valutata come piccola
sino a un MW. Un decreto legislativo non può cambiare la classifi-
istituti di credito devono
però capire che per i piccoli
impianti occorre mantenere
una via aperta per il finanziamento.
Il décalage delle tariffe
del quarto Conto energia
si basa anche sull’assunto
di una forte riduzione
del prezzo dei moduli. La
ritiene possibile?
Dal nostro punto di vista i
costi di produzione e delle
materie prime sono già fortemente
diminuiti. Non vedo
ulteriori riduzioni all’orizzonte nei prossimi 6-12 mesi, i margini sono
calati lungo tutta la filiera. In futuro ci sarà ancora un abbassamento
del costo dei pannelli, ma non alla velocità che si è vista negli ultimi
due anni. Nel 2016 potrebbe essere raggiunta comunque la grid
parity nel residenziale e nella piccola industria.
gi.to.
cazione a seconda della tipologia
di installazione.
Wojciech Swietochowski
Pedro Pereira
Il quarto Conto energia
prevede una forte riduzione
del prezzo dei moduli.
La ritiene possibile?
È molto difficile che ci sia un
adeguamento dei prezzi per
arrivare a dei livelli adeguati
di profittabilità. Io sono
d’accordo con una spinta
all’abbassamento dei costi,
ma non si può passare
dall’80 all’8% da un giorno
all’altro. In generale, la nostra
opinione è molto negativa
per tutto il provvedimento, abbiamo avviato un’iniziativa giudiziaria
insieme ad altre sette aziende europee per la salvaguardia
dei nostri diritti acquisiti.
gi.to.
33

9/2011 focus 24
GENERAZIONE DISTRIBUITA
Aumenta la convenienza del mini eolico
Ma finora non è boom come nel fotovoltaico
Anche nell’idroelettrico si prospetta un’evoluzione interessante per i piccoli impianti:
quelli tra uno e dieci MW sono già cresciuti del 23% dal 2001 al 2009 nel nostro Paese
Ci sono tecnologie che anche in versione
“mini” possono garantire ottimi
risultati quanto a energia prodotta e remu-
nerazione del capitale investito. È il caso,
soprattutto, dell’eolico e dell’idroelettrico,
ma anche per il fotovoltaico e le biomasse
ci sono incentivi ad hoc per le installazioni
di minori dimensioni. Perché l’obiettivo è
sempre lo stesso: promuovere la generazione
distribuita con le fonti rinnovabili,
l’auto produzione di energia elettrica per
la propria abitazione o azienda. Secondo
Marco Comelli, partner della società di
consulenza Updating, il sistema italiano
degli incentivi favorisce ancora il solare a
scapito del mini eolico, in particolare perché
quest’ultimo «non rientra nel Conto
energia ma in una tariffa omnicomprensiva
e poi perché l’Italia non è considerata
una nazione con le caratteristiche migliori
per l’eolico. Siamo troppo urbanizzati e il
nostro vento non è costante. Ci sono, però,
delle zone che potrebbero essere sfruttate
come la costa e il primo entroterra fra
la Liguria e il Lazio, o gli sbocchi di alcune
valli alpine». La tariffa omnicomprensiva,
prevista dal decreto ministeriale 12/2008,
assegna 30 centesimi di euro per ogni
kWh immesso in rete, nell’arco di quindici
anni, agli impianti con una potenza massima
di 200 kW. La differenza tra gli incentivi
del mini eolico e del solare, però, è
destinata ad assottigliarsi in fretta. Con le
tariffe del quarto Conto energia, infatti,
già dal prossimo dicembre tutti gli impianti
solari (sia sugli edifici che a terra) di capacità
inferiore a un MW, riceveranno meno
di 30 centesimi di euro per kWh. Nonostante
i limiti ricordati da Comelli, i costi
delle mini turbine stanno diminuendo: ora
servono da tre a cinquemila euro per ogni
kW installato, considerando un impianto
da cinque a venti kW (dati Enel Green Power).
È molto difficile censire gli impianti in
funzione, perché moltissimi - in particolare
quelli di potenza inferiore a 20 kW - sono
dedicati all’autoconsumo e quindi, non
richiedendo incentivi, sono esclusi dalle
rilevazioni. Stando alle statistiche più recenti
(Gse 2009), sono 19 i sistemi mini
eolici che sfruttano la tariffa onnicomprensiva,
con una potenza totale pari a 866
kW. Un altro centinaio d’installazioni era
in progetto a quella stessa data, secondo
le stime di Updating. Uno degli ostacoli
allo sviluppo di questa fonte rinnovabile è
che le imprese italiane del settore sono
poche, di piccole dimensioni e importano
prevalentemente tecnologia estera.
Per quanto riguarda, invece, il mini idroelettrico,
gli impianti con potenza massima
fino a un MW ricevono una tariffa omnicomprensiva
(22 centesimi di euro per
ogni kWh), mentre quelli di taglia superio-
La turbina Bmp 30k prodotta da Gaia Wind
re rientrano nello schema dei Certificati
verdi. L’Italia è al primo posto in Europa
per energia prodotta con centrali idroelettriche
con capacità inferiore ai dieci MW:
poco più di 10mila GWh nel 2009 davanti
alla Francia e alla Germania. Considerando
gli impianti da meno di un MW, il nostro
Paese figura in seconda posizione con circa
2mila GWh generati nel 2009, dietro
alla Germania con più di 3mila GWh. La
potenza media delle 682 installazioni tra
uno a dieci MW in Italia è pari a 3,2 MW
per oltre 2mila MW complessivi, mentre la
potenza media della categoria “mini”
(1.270 centrali) è pari a circa 0,37 MW per
465 MW totali, come si vede dai dati più
recenti del Gse. Secondo elaborazioni
Aper su dati Terna, dal 2001 al 2009 il numero
degli impianti tra uno e dieci MW nel
35

36
24
nostro Paese è aumentato del 23,3%,
contro un +17,6% per la classe di potenza
inferiore a un MW; pressoché stabile, inve-
ce (+1,4%), il numero delle centrali idroelettriche
tradizionali da dieci o più MW. Il
Piano d’azione nazionale sulle rinnovabili
prevede che, da qui al 2020, la produzione
idroelettrica complessiva rimanga quasi
invariata a circa 42mila GWh. Ciò non significa
una stagnazione del settore, perché
al rallentamento delle installazioni di
maggiori dimensioni - dovuto, per esempio,
al progressivo interramento degli invasi
- corrisponderà una crescita di numero
e produzione per gli impianti di taglia minore.
Il Politecnico di Milano ritiene che il
mini idroelettrico possa crescere di mille
MW nei prossimi dieci anni, grazie per
esempio agli interventi sugli acquedotti
montani e sui piccoli salti d’acqua nelle
zone irrigue in pianura. Un contributo allo
sviluppo del mini idroelettrico potrebbe
arrivare anche dal progetto europeo
Ch2oice, che intende creare una certificazione
volontaria per impianti esistenti o da
realizzare, favorendo la corretta gestione
ambientale dei bacini idrici.
na.ta. / lu.re
focus
Le biomasse convengono con la filiera corta
9/2011
Le centrali a biogas si sono rivelate un buon investimento per molte imprese agricole in
difficoltà, grazie alla remunerazione di 28 centesimi di euro per kWh, a patto di alimentare
gli impianti con le colture autoprodotte. Un esempio è l’azienda Agrimora di Castelnuovo
Scrivia, che ha dovuto fronteggiare la crisi nelle coltivazioni della barbabietola da
zucchero. Con un investimento di cinque milioni di euro, ha realizzato un impianto da un
MW grazie ai finanziamenti di banche di credito cooperativo. «Al contrario, gli impianti
a biomasse solide sono destinati a coprire solo una nicchia del territorio italiano - avverte
Andrea Ventura, consigliere nazionale della Fiper, la federazione che riunisce i produttori
di energia rinnovabile -. Questi impianti sono ideali nelle comunità montane non
raggiunte dal metano, dove gli scarti delle locali segherie diventano, opportunamente
triturati, un combustibile, il cippato. In questo settore si favoriscono le installazioni di
piccola taglia e la filiera corta. In provincia di Trento, per esempio, il trasporto non deve
superare i 70 chilometri. Certo questo combustibile non è infinito e in Val di Fiemme
abbiamo deciso di valorizzare anche gli scarti del taglio forestale. Ci piacerebbe utilizzare
anche le potature del verde urbano che oggi, essendo classificate come rifiuti, sono
invece fuori della nostra portata. L’importante è che gli impianti abbinino sempre la
produzione di elettricità con il recupero del calore».
Impianti idroelettrici autorizzati in Italia, al 1/1/2010
Mini idroelettrico: il confronto con gli altri Paesi europei
a - piccoli impianti (1-10 MW) b - mini impianti (< 1 MW)
Germania Italia Francia Svezia Austria
Potenza media dei piccoli impianti (a) e mini impianti (b) in Europa.
Confronto fra Italia, Francia, Svezia, Germania e Austria. Dati in MW
Italia Francia Svezia Austria Germania
Fonte: Gse (2010)
Fonte: Esha-Hydi database

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38
24
Secondo le stime dell’Agenzia internazionale
dell’energia, il potenziale
teorico di energia ricavabile dal mare
varia dai 20mila ai 90mila TWh l’anno.
Si tratta, certo, di un potenziale molto
variabile, a seconda del mare e soprattutto
della distanza dalla costa in cui
viene installato l’impianto. Durante il
workshop “Prospettive di sviluppo
dell’energia dal mare per la produzione
elettrica in Italia”, organizzato a Roma
dall’Enea, si è cercato di fare il punto
sulla percorribilità di questa strada nel
nostro Paese, resa certamente più interessante
anche alla luce dello stop al
nucleare determinato dal referendum
dello scorso giugno.
In Italia sono state collocate 15 boe lungo
gli 8.000 chilometri di coste per studiare
il potenziale energetico del Mediterraneo.
«Stiamo realizzando dei modelli
e determineremo una mappatura
delle potenzialità del nostro mare, come
se avessimo collocato non 15 boe ma
200 - ha spiegato Gianmaria Sannino,
del dipartimento Enea Energy and modeling,
climate modeling and impact
Utmea-Clim -. La Sardegna occidentale
ha un potenziale altissimo, così come lo
stretto di Messina, anche se non è uniforme
in tutto lo stretto». La potenza in
Italia varia dai 10 kW per metro della
tecnologie&soluzioni
SPERIMENTAZIONI
Sulle coste italiane vanno in scena
le prove generali dell’energia dalle onde
9/2011
A Formia sarà realizzato il sistema a cassoni Rewec3, mentre a Messina è in funzione
la turbina Kobold. Intanto l’Enea sta mappando le acque del Mediterraneo
costa di Alghero ai 5 di Mazara del Vallo,
fino ai 2-3 kW per metro del mar Ionio-Tirreno,
ma, come sottolineato da
Diego Vicinanza, della Seconda Università
degli studi di Napoli, «ci sono dei
punti spot con buona concentrazione di
energia, anche intorno ai 200 kW per
metro. Va considerato che in Italia abbiamo
il 50% di giorni di mare calmo, a
differenza degli oceani».
Dagli studi condotti da Paolo Boccotti,
del dipartimento di Meccanica e mate-
riali dell’Università Mediterranea di
Reggio Calabria, si deduce tuttavia che
è proprio il moto delle onde di mare
lungo - e non le mareggiate - a produrre
una maggiore quantità di energia.
Boccotti, nel laboratorio naturale di ingegneria
marittima Noel, ha eseguito
una serie di esperimenti, l’ultimo dei
quali è una diga a cassoni Rewec3 (Reasonant
wave energy converter), che è
stata anche brevettata. Si tratta di una
tecnologia che consente di ricavare
Bisogna investire in tecnologia per abbassare i costi
e passare dai prototipi alla realizzazione commerciale
«L’energia marina è una fonte nuova di energia ed è da qui che potrebbe venire un impulso
importante per raggiungere l’obiettivo europeo del 50% di energia da fonti rinnovabili
entro il 2040» ha affermato Diego Vicinanza, del dipartimento di Ingegneria civile della
Seconda Università degli studi di Napoli. «Le due sfide da affrontare sono gli investimenti
in tecnologia e l’abbattimento dei costi. Questi due elementi spiegano perché dei 1.500
brevetti europei in questo settore (22 finanziati dall’Ue) solo due hanno trovato una realizzazione
commerciale, mentre gli altri sono ancora in fase sperimentale. Regno Unito,
Portogallo, Norvegia, Stati Uniti, Giappone e Canada investono già dagli anni Settanta
nella ricerca, in Italia si è iniziato da meno di vent’anni».
La Germania, che non dispone di 8.000 km di coste come l’Italia ma solo di 2.000, investe
milioni di euro per sviluppare questo tipo di tecnologie. Paesi come Cile, Australia e Sudafrica
hanno un enorme potenziale energetico dalle onde. In Europa sono stati realizzati o
avviati progetti commerciali in Portogallo, Scozia, Irlanda del Nord. La società Ponte di
Archimede ha ottenuto un finanziamento dall’Unido (United nations industrial development
organization) per realizzare un secondo impianto basato sulla turbina marina Kobold
in Indonesia. L’impianto, di 150 kW di potenza nominale a 3 metri al secondo, sarà varato
in autunno nell’isola di Lombok e darà energia elettrica a un piccolo villaggio che attualmente
non dispone di rete elettrica. Un secondo impianto, finanziato nell’ambito del programma
europeo Life+, è in fase di progettazione, in cooperazione con la società olandese
Bluewater: la piattaforma sarà ormeggiata nelle isole Orcadi, a nord della Scozia.

9/2011
energia elettrica dalla variazione di
pressione all’interno di una camera di
assorbimento, dove sono presenti una
massa d’acqua e una turbina per trasformare
l’energia ondosa in energia
elettrica. La variazione si ottiene grazie
all’interazione delle onde con la struttura
e con l’acqua contenuta nel cassone.
Nel 2005, per favorire lo sviluppo
industriale del brevetto, si è costituita la
società Wavenergy.it, spin off dell’Università
Mediterranea.
Una diga di questo genere richiede, in
generale, un investimento di circa 40
milioni di euro per chilometro. Il primo
cassone Rewec3 dovrebbe essere realizzato
al porto turistico di Formia “Marina
di Cicerone” entro un paio di anni.
«Dobbiamo pensare a questa soluzione
come a una parte del cosiddetto Green
port, a un modo per integrare la produzione
energetica locale, con un piccolo
costo aggiuntivo nella progettazione
dell’area portuale - ha sottolineato Felice
Arena, dell’Università Mediterranea
-. L’opera portuale non viene stravolta
perché il cassone si integra nei cassoni
tradizionali. Il costo in Italia può lievitare
un po’, nell’ordine del 5% per l’intervento
dell’ingegneria civile e di 5-10mila
euro per chilometro per spese di
elettromeccanica». Anche a Genova si
sta studiando il modo per integrare i
cassoni Rewec3 nel porto (al progetto
si è interessato anche Renzo Piano).
Nello stretto di Messina, ancorata al largo
della frazione Ganzirri, è già stata
installata, invece, una turbina marina
ad asse verticale chiamata Kobold e
progettata per lo sfruttamento delle
correnti. Il progetto, avviato nel 2001,
si chiama Enermar ed è il frutto di una
tecnologie&soluzioni 24
Stima della potenza dell’energia marina lungo i nostri litorali
lunga serie di studi condotti dalla società
Ponte di Archimede in collaborazione
con l’Università di Napoli Federico II
(dipartimento di Progettazione aeronautica).
L’impianto, collegato dal 2006
alla rete elettrica nazionale, ha una potenza
nominale di circa 80 kW conside-
Fonte: Elaborazioni Rse, Ricerca sul sistema energetico
rando una corrente di 3 metri per secondo.
Allo stato attuale, tuttavia, il
dato si riduce a circa 25 kW di potenza
massima, poiché il punto in cui è installata
la turbina non è raggiunto dalle
correnti più forti.
Agnese Ananasso
39

40
24
Con la nuova tecnologia Elps,
Canadian Solar ha aumentato
l’efficienza delle proprie celle solari.
L’annuncio del nuovo risultato è stato
dato nel corso della manifestazione
Intersolar Europe 2011 di Monaco,
durante la quale l’azienda ha
esposto i moduli Csp6 e le celle solari
Elps dotati dell’innovativa soluzione.
«Siamo passati da una percentuale di
efficienza del 17,6% al 19,5% per le
celle monocristalline e al 18% per le
policristalline - ha affermato Shawn
Qu, Ceo di Canadian Solar -. Ma non
finisce qui: entro due anni puntiamo
a raggiungere quota 20%, sempre
più concentrati sulla tecnologia a silicio,
con l’obiettivo di allungare la vita
delle celle e renderle più affidabili».
L’azienda prevede di consegnare i
moduli Elps a partire dagli ultimi mesi
di quest’anno; la loro lavorazione,
infatti, è stata integrata semplicemente
nelle linee di prodotto già esistenti,
riducendo i costi di produzione
per Watt: «Abbiamo calcolato che
aumentare l’efficienza dei moduli
dell’1% (per esempio passando dal
17% al 18%) significa risparmiare
circa il 10% dei costi di produzione»
ha spiegato Shawn Qu.
tecnologie&soluzioni
MODULI
La tecnologia fotovoltaica in evoluzione
Più energia e minori costi di produzione
Annunciati in occasione della fiera Intersolar 2011 i risultati raggiunti
da Canadian Solar e SunPower nella realizzazione di celle solari più efficienti
L’impianto di Rovigo si estende per 850mila metri quadri con una potenza installata di 70 MW
Canadian opera con otto impianti di
produzione in Canada e Cina. L’ultima
fabbrica da 200 MW è in via di
realizzazione nella città di Guelph
nell’Ontario. L’azienda ha installato
nel 2010 oltre 803 MW di potenza
totale: questa cifra dimostra una crescita
del 159% rispetto alle installazioni
del 2009.
L’Italia è uno dei Paesi su cui Canadian
punta molto: «I nostri maggiori
mercati sono rappresentati dall’Italia
e dalla Germania, molto simili tra loro
- ha sottolineato Shawn Qu -: l’Italia
ha una forte influenza sullo sviluppo
del solare. Nonostante lo stop&go
del Conto energia, anche quest’anno
9/2011
il Paese è rientrato nei nostri primi
cinque mercati mondiali (insieme a
Germania, appunto, Giappone, Usa e
Canada). Abbiamo l’obiettivo di diventare
un player locale molto importante,
con una forte presenza soprattutto
nel customer care».
L’azienda non dimentica, però, la
grande domanda in crescita da parte
del mercato cinese: il Ceo, infatti, ne
ha descritto la redditività, sottolineando
come sia per Canadian uno dei
pilastri fondamentali dello sviluppo
futuro, poiché questo Paese necessita
davvero di una grande quantità di
energia. E se anche l’Africa può essere
considerata un mercato emergen-

9/2011
te interessante, soprattutto per l’alto
livello di insolazione, non arriverà
mai a una richiesta (in termini di fabbisogno
energetico) equiparabile alla
Cina.
Tetto o terra?
Per Canadian ci sono target diversi a
seconda dei Paesi in cui si decide di
lavorare: in Italia le coperture su tetto
sono preferibili, per sfruttare superfici
altrimenti inutilizzate senza danneggiare
il territorio. Negli Stati Uniti
e in Canada, invece, dove la disponibilità
di grandi spazi è considerevole,
l’azienda predilige installazioni anche
tecnologie&soluzioni 24
Guinness World Record per SunPower
estese a terra. Uno degli ultimi lavori
ai quali Canadian ha contribuito è il
grande impianto fotovoltaico realizzato
da SunEdison in provincia di Rovigo,
precisamente a San Bellino: come
partner dell’iniziativa, l’azienda
ha fornito parte dei moduli che coprono,
in totale, una superficie di
850mila metri quadri. L’impianto,
completato recentemente dopo nove
mesi di lavoro, ha una potenza installata
di 70 MW e produrrà energia per
il fabbisogno di circa 16.500 famiglie,
con un risparmio annuale di
40mila tonnellate di CO . 2
Chiara Scalco
SunPower si è aggiudicata il Guinness World Record per il pannello solare
più efficiente sul mercato commerciale. La cerimonia di premiazione
ha avuto luogo durante Intersolar 2011 e ha certificato l’efficienza del
22,4% della cella solare e del 20,07% del modulo battezzato E20. Il
prototipo è stato sviluppato grazie ai fondi stanziati dal dipartimento
dell’Energia Usa (Doe) nell’ambito del programma Solar America Initiative
e il National renewable energy lab del Doe ne ha confermato il rendimento
nominale. I nuovi pannelli solari E20, disponibili nelle versioni
da 333 e 327 Watt, sono composti da 96 celle fotovoltaiche brevettate
Maxeon: «È la prima volta che si supera la barriera del 20% di efficienza
- ha affermato Tommaso Calosso, product marketing manager Europe
di SunPower -. Ma i vantaggi non si fermano all’efficienza: dobbiamo
considerare anche la tolleranza positiva nominale in grado di garantire
che ogni pannello abbia una potenza generata uguale o superiore alla
cifra nominale.
Inoltre è molto
importante anche
la possibilità
di connettere
qualsiasi tipo di
inverter, anche
quelli senza trasformatore,leggeri
e di semplice
installazione».
In breve
.com
Al via la fabbrica di pannelli di Catania
È stata inaugurata a luglio a Catania la più
grande fabbrica italiana di pannelli fotovoltaici,
che sarà gestita dalla joint venture paritetica
tra Enel Green Power, Sharp e STMicroelectronics.
L’investimento complessivo è di circa
400 milioni di euro, assicurati dal Cipe e da tre
istituti di credito (Banca Imi, Centrobanca e
Unicredit). La capacità produttiva iniziale dello
stabilimento sarà pari a 160 MW l’anno, per
poi raggiungere i 480 MW. Secondo l’amministratore
delegato di Enel, Fulvio Conti, la
nuova maxi fabbrica «permetterà di ridurre le
importazioni di pannelli dall’estero, contribuendo
a creare una filiera verticalmente integrata
lungo tutta la catena del valore che potrà
essere competitiva sul mercato nazionale e
internazionale».
Il Marocco sosterrà Desertec
Sarà il Marocco il primo banco di prova per
l’attività di Desertec, il consorzio composto da
oltre 55 aziende che scommettono sulla possibilità
di sfruttare le potenzialità offerte dall’irraggiamento
solare africano. La Desertec industrial
initiative (Dii) ha infatti sottoscritto un
memorandum d’intesa con la Moroccan agency
for solar energy (Masen), che rappresenta il
primo passo concreto per verificare la fattibilità
dell’esportazione dell’energia africana in
Europa. L’accordo costituisce inoltre un test
chiave per il futuro di Desertec, che finora ha
ottenuto il sostegno del mondo industriale,
ma era invece ancora in attesa di ricevere un
segnale da parte dei governi africani.
Alstom investe nell’energia marina
L’energia marina sta attirando una crescente
attenzione da parte del mondo industriale.
Recentemente il colosso francese Alstom ha
acquisito il 40% dell’azienda scozzese Aws
Ocean Energy, entrando così a pieno titolo
nella produzione di energia elettrica dalle onde
e dalle maree. Alstom sta già sviluppando
un prototipo di turbina da un MW (denominato
Beluga 9) per sfruttare i movimenti delle
maree, mentre la società scozzese si è concentrata
su un dispositivo galleggiante (Aws-III)
da 2,5 MW, in grado di convertire in energia il
moto delle onde grazie a diverse turbine ad
aria collegate a generatori.
41

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NORMATIVE
L’Ue in ritardo sul risparmio energetico
Così la Commissione corre ai ripari
La proposta di direttiva sull’efficienza dei consumi si concentra su due punti:
riqualificazione degli edifici pubblici e tagli annuali pari all’1,5% dei volumi di elettricità
e gas per tutti i distributori. Mancano però obiettivi vincolanti per i singoli Stati
ancora presto per capire se la
È montagna ha partorito un topolino:
certo è che sulla proposta di direttiva
per l’efficienza energetica,
l’Europa si gioca una buona fetta della
sua politica ambientale verso il
2020. Basterà per rivitalizzare il settore
più sottovalutato del noto pac-
chetto 20-20-20? Per quanto concerne
i primi due pilastri, gli Stati membri
stanno procedendo nella giusta
direzione. Tra meno di dieci anni, con
ogni probabilità, avremo ridotto del
20% le emissioni di CO e aumentato
2
del 20% la produzione di energia con
le fonti rinnovabili, rispetto ai livelli
del 1990; il risparmio energetico, invece,
è un tallone d’Achille. È il terzo
pilastro finora accantonato da Bruxelles,
che rischia di far crollare l’intero
edificio. Il Vecchio Continente dovrebbe
tagliare del 20% i consumi di
energia primaria rispetto alla tendenza
calcolata per il 2020 in uno scena-
43

44
24
rio “business as usual”, come ha
spiegato Samuele Furfari, della direzione
generale Energia della Commissione
europea. Significa risparmiare
368 milioni di tonnellate equivalenti
di petrolio (Mtep).
Tuttavia, secondo le proiezioni più
recenti, potremmo raggiungere soltanto
metà dell’obiettivo. Per colmare
il fossato che ci separa dal 2020, la
Commissione ha elaborato delle iniziative
in tutti i settori - Pubblica amministrazione,
servizi, produzione di
energia, famiglie e industrie - in buona
parte riprese dal piano per l’efficienza
energetica dello scorso marzo.
Stando ai calcoli, la proposta di direttiva
comporterà numerosi vantaggi.
Si è ipotizzato di far risparmiare fino
a mille euro l’anno a ogni nucleo familiare,
di rafforzare la competitività
dell’industria europea creando circa
due milioni di posti di lavoro aggiun-
-20
I TRE OBIETTIVI DA RAGGIUNGERE NEL 2020
Ridurre del 20%
i livelli
di gas serra
Tendenza
attuale
per il 2020
storia di copertina
Portare al 20%
la quota delle fonti
rinnovabili
20
tivi, di ridurre le emissioni inquinanti
e la dipendenza energetica dai Paesi
extra Ue.
Certificati bianchi
in Europa
I punti principali del nuovo provvedimento
sono due, ha illustrato Furfari.
Il primo riguarda il settore pubblico, le
cui attività incidono per il 19% sul Pil
europeo e i cui edifici costituiscono il
12% dell’intero parco edilizio del Vecchio
Continente. Secondo la proposta
di direttiva, gli enti pubblici dovranno
rinnovare ogni anno almeno il 3% della
superficie totale dei loro uffici
(esclusi quelli inferiori ai 250 metri
quadrati), rispettando gli standard minimi
di efficienza energetica e non più
le migliori tecnologie disponibili come
inizialmente si era pensato.
C’è anche un capitolo sul “Green public
procurement”, gli acquisti verdi
-10
Tendenza
attuale
per il 2020
Ridurre del 20%
i consumi
di energia
Tendenza
attuale
per il 2020
Fonte: Commissione europea
9/2011
della Pubblica amministrazione: si dovranno
scegliere prodotti e servizi capaci
di abbassare i consumi. Il secondo
punto è l’obbligo per gli Stati membri
di stabilire degli schemi per l’efficienza
energetica, prevedendo che tutti i distributori
di elettricità e gas sul territorio
nazionale ottengano risparmi annuali
pari all’1,5% del volume di energia
venduto l’anno precedente. Per
arrivarci, dovranno promuovere interventi
di efficienza presso i clienti finali,
come l’isolamento termico dei tetti e
l’installazione di doppi vetri. L’obiettivo
- ha chiarito Furfari - è diffondere a
livello europeo il sistema italiano dei
Certificati bianchi.
Questi certificati, lo ricordiamo, attestano
i risparmi ottenuti dai distributori;
sono gestiti dal Gme (Gestore del
mercato elettrico) all’interno di uno
specifico mercato. Le società elettriche
e del gas devono consegnare ogni anno
all’Autorità per l’energia un numero
di titoli di efficienza energetica che
sia equivalente all’obiettivo obbligatorio,
eventualmente acquistando i certificati
mancanti sul mercato.
Con un’aggiunta dell’ultimo minuto al
testo europeo, però, si consente agli
Stati di raggiungere lo stesso traguardo
(1,5% di risparmi annuali) con altre
misure non meglio specificate, da comunicare
alla Commissione entro il
primo gennaio 2013. Rimangono delle
incertezze: l’efficienza riuscirà a
compensare un eventuale aumento
dei consumi? L’1,5% è una soglia
troppo risicata per conseguire dei risultati
apprezzabili? Ci sono, infine,
provvedimenti per famiglie e imprese:
in particolare, le bollette dovranno es-

9/2011
sere più frequenti e calcolate sui consumi
reali e si dovranno installare i
contatori elettronici individuali. Le
aziende di maggiori dimensioni dovranno
eseguire audit energetici per
individuare gli sprechi e ridurre di conseguenza
i consumi; si cercherà di sviluppare
la cogenerazione e il teleriscaldamento
con piani nazionali decennali.
Le contraddizioni
della proposta
Ci sono altre contraddizioni. Il risparmio
energetico è l’unico obiettivo non
vincolante. Ciò ha permesso un certo
lassismo, anche perché il concetto di
“risparmio” evoca timori. Molte industrie,
per esempio, si domandano come
sia possibile coniugare la crescita
produttiva con una diminuzione
dell’energia impiegata.
Non bisogna confondere i termini. Risparmiare
energia è come spegnere
una lampadina e rimanere al buio; efficienza
significa tenere accesa quella
lampadina consumando meno elettricità,
per esempio sostituendola con
una a basso consumo. In altri termini:
produrre la stessa quantità di beni e
servizi ma senza sprechi. Spesso è più
facile a dirsi che a farsi. Per tagliare i
storia di copertina 24
IL GAP DA COLMARE NEL RISPARMIO ENERGETICO
Proiezioni del 2007
Proiezioni del 2009
Obiettivo di risparmio energetico del 20%
consumi energetici senza impoverirsi,
occorre definire dei piani di efficienza
e investire in nuove tecnologie, che
siano le lampadine o l’isolamento termico
degli edifici o motori a elevato
rendimento. Le misure proposte seguono
questa logica - risparmio attraverso
l’efficienza - e sono vincolanti,
tuttavia senza fissare degli obiettivi obbligatori
per i vari Stati al 2020.
La Commissione deciderà nel 2014,
dopo aver valutato i progressi nazionali:
se i risultati saranno troppo scarsi,
Bruxelles potrà diventare più severa.
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Stato
attuale
Obiettivo
del -20%
Fonte: Commissione europea
Intanto, dalle discussioni nel Consiglio
e nel Parlamento europeo potranno
uscire modifiche anche profonde al
testo proposto.
L’approvazione definitiva dovrebbe
arrivare nel 2012; considerando un
anno per il recepimento negli ordinamenti
nazionali, si passerà al 2013. Il
rischio è che nel 2014 la situazione
sarà cambiata di poco. Così la nuova
Commissione che sostituirà l’attuale
Barroso II si ritroverà con la patata
bollente.
Luca Re
PH: DANIELEDOMENICALI.COM
45

46
FINANZIAMENTI
24
storia di copertina
Nasce il Fondo europeo per l’efficienza
Grazie al contributo di Commissione europea, Banca
europea per gli investimenti (Bei), Deutsche Bank e
Cassa Depositi e Prestiti, è stato istituito il Fondo di investimento
per l’efficienza energetica. Il capitale iniziale è di 265
milioni di euro (elargiti secondo questa suddivisione: 125
milioni di euro dalla Commissione europea, 75 milioni dalla
Bei, 60 milioni dalla Cassa Depositi e Prestiti e 5 milioni
da Deutsche Bank) ed esteso a livello geografico ai 27 Paesi
membri dell’Ue. «Si tratta di un veicolo di investimento
con registrazione a Lussemburgo - ha spiegato Silvia Kreibiel,
vice presidente lead analyst di Deutsche Bank -. È previsto
che ci siano ulteriori investimenti da parte del settore
privato. Sono già in corso incontri per favorire ciò e riteniamo
si possa raggiungere un ammontare totale pari a 700-
800 milioni di euro». La strategia del fondo è stata impostata
per finanziare soprattutto interventi di efficienza
energetica, che occuperanno circa il 70% del totale; il 20%
sarà dedicato all’utilizzo delle energie rinnovabili e il 10%
al trasporto pulito.
Potranno fare richiesta di finanziamento enti pubblici o imprese
private che agiscono per conto di istituzioni pubbliche.
«Vogliamo incentivare anche lavori portati avanti da organismi
come le Esco - ha aggiunto Silvia Kreibiel -. I principali
criteri di selezione sono sicuramente il risparmio energetico
ottenibile e la riduzione delle emissioni. Altri indicatori
saranno il livello di innovazione tecnologica del progetto, la
fattibilità economica e il rispetto di indicazioni legislative».
Il meccanismo prevede investimenti diretti, ma anche attraverso
l’intervento di istituti di credito intermediari. La durata
massima del finanziamento è stata fissata per un periodo
di 15 anni, ma a seconda del progetto si potrà arrivare a
coprire fino a 20 anni.
Il soggetto che fa richiesta di finanziamento deve presentare
una proposta di progetto al Fondo. Il feedback viene
dato entro due settimane, cercando di snellire il processo.
Dopo questo screening iniziale si procede a creare la due
diligence e si presenta alla Commissione la decisione di pro-
9/2011
cedere all’investimento. Un volta presa la decisione definitiva
si approva il progetto e l’intero processo può completarsi
nel giro di sei mesi.
Il secondo Piano d’azione italiano
Il fondo europeo è uno strumento utile per supportare le
azioni del nostro Governo: secondo la Direttiva europea
2006/32/Ce, infatti, gli Stati membri devono redigere un piano
d’azione per l’efficienza energetica che miri a conseguire
un obiettivo nazionale di risparmio energetico. Nel 2007 l’Italia
ha previsto il primo Piano d’azione (Paee 2007), grazie al
quale sono stati conseguiti risparmi per 47.711 GWh/anno
al 2010. Attualmente è stata stilata la bozza per il secondo
Piano d’azione, per il quale è stata aperta anche una consultazione
pubblica per raccogliere commenti e osservazioni
prima dell’elaborazione del programma definitivo. Questo
sarà approvato dal ministro dello Sviluppo economico, di
concerto con il ministro dell’Ambiente e d’intesa con la Conferenza
Stato-Regioni-Province autonome. Il secondo Piano
d’azione aggiorna le misure di efficienza energetica da adottare,
mantenendo al 9,6% l’obiettivo generale al 2016.
Gli ambiti dei progetti finanziabili:
I beneficiari:

9/2011
storia di copertina 24
IMMOBILI
Certificazione energetica degli edifici
C’è poco tempo per recepire la direttiva Ue
Le norme comunitarie dovranno essere accolte entro il 2012.
Ma il nostro Paese deve ancora finire di attuare le indicazioni del 2002
La certificazione energetica degli edifici
non è solo un adempimento di legge,
ma un atto essenziale nella fase di compravendita
degli immobili.
La direttiva europea sull’argomento, la
2010/31/Ue pubblicata a giugno 2010,
stabilisce precise norme in proposito.
I Paesi europei hanno tempo fino al 2012
per recepire le norme e l’applicazione è
prevista tra gennaio e luglio 2013.
Secondo quanto è emerso durante il 1°
forum nazionale sulla certificazione energetica
degli edifici, svoltosi a Milano, l’impatto
stimato della direttiva dovrebbe
portare a risparmi del 5-6% sul consumo
energetico entro il 2020 e a una diminuzione
del 5% delle emissioni di CO . Le 2
nuove norme, in pratica, rendono più efficaci
i principi fondamentali della precedente
direttiva 2002/91. Si prevede l’adozione
di una metodologia di calcolo, la
fissazione di requisiti minimi di prestazione
e una forte spinta per arrivare alla costruzione
di edifici a consumo “quasi zero”.
Inoltre è obbligatorio comunicare l’indicatore
delle prestazioni energetiche, contenuto
nel certificato di efficienza energetica,
in tutti gli annunci di vendita e affitto
non appena l’immobile è immesso sul
mercato. Gli Stati membri, infine, sono
tenuti a introdurre controlli a campione su
un certo numero di certificati e a produrre
rapporti di ispezione. «La priorità numero
uno della strategia europea “Energia
2020” è l’efficienza energetica - afferma
Robert Nujl, rappresentante della Commissione
europea (Policy offer - direttorato
generale per l’energia) -. Gli edifici e i trasporti
sono considerati i settori chiave per
il futuro. Dal 1° gennaio 2012 tutti gli Stati
membri dovranno includere standard di
efficienza energetica nelle specificazioni
tecniche per le gare d’appalto finalizzate
alla costruzione di edifici e alla fornitura di
servizi. Inoltre, secondo un documento
adottato l’8 marzo 2011, è stata definita
una roadmap per un’economia a basse
emissioni di CO e saranno necessari inve-
2
stimenti ulteriori per 270 miliardi di euro
all’anno fino al 2050». Buoni i propositi
dell’Unione europea: ma l’Italia come si
colloca all’interno di questo grande tema
dell’efficienza energetica degli edifici? Secondo
Pietro Torretta, vice presidente Ance,
«non abbiamo ancora finito di attuare
la direttiva precedente, quella del 2002.
Manca attualmente il decreto attuativo
relativo ai certificatori energetici».
Italia a macchia di leopardo
Per cercare di fare il punto sul nostro mercato,
il Cti (Comitato termotecnico italiano),
in collaborazione con il Politecnico di
Milano, ha condotto un’indagine su Re-
gioni e Province autonome per raccogliere
tutte le leggi e le norme emanate fino a
maggio 2011. La situazione italiana è praticamente
spaccata in due: il punto di divisione
è l’entrata in vigore delle Linee
guida nazionali. Dunque c’è una situazione
“prima” e una “dopo”, ma non tutte
le Regioni hanno un regolamento regionale
di attuazione. E c’è un grande buco,
rappresentato da Veneto, Lazio, Marche,
Abruzzo, Molise, Umbria, Sardegna,
Campania, Calabria e Basilicata.«Le Regioni
che hanno recepito le linee guida
nazionali fanno riferimento al modello di
certificazione proposto in modo univoco
- ricorda Giuliano Dall’O’, presidente del
Sottocomitato 1 “Trasmissione del calore
e fluidodinamica” del Cti e professore del
Politecnico di Milano -; le altre utilizzano
attestati diversi, che rendono difficile confrontare
gli standard: la classe A di una
Regione può essere differente dalla classe
A di un’altra Regione». Nello specifico,
sono 14 le Regioni che utilizzano il modello
di Ace (attestato di certificazione energetica)
proposto dalle Linee guida nazionali,
mentre le altre producono un documento
personalizzato. Solo quattro Regioni,
inoltre, hanno istituito il Catasto
energetico, pensato per raccogliere tutte
le informazioni e consentire di decidere le
linee d’azione. Un’altra problematica ri-
47

48
24
guarda l’autocertificazione: in molte Regioni
italiane, al posto della certificazione
ufficiale è ancora utilizzata questa alternativa,
che prevede un’autodichiarazione
dello stato energetico dell’immobile da
parte del proprietario nel momento della
vendita. Il certificato energetico previsto
dalla legge si basa, invece, su un sistema
di classificazione degli edifici in base alle
loro prestazioni energetiche: a tal fine
nell’attestato deve essere riportato l’indice
di prestazione energetica globale (EP ) gl
basato su climatizzazione invernale (EP), i
produzione di acqua calda sanitaria (EP ), acs
climatizzazione estiva (EP ) e illuminazione
e
storia di copertina
artificiale (EP ). La somma di questi quat-
ill
tro parametri ne definisce le prestazioni
globali. Attualmente la certificazione
energetica viene, però, limitata alla valutazione
dell’indice di prestazione per climatizzazione
invernale e acqua calda sanitaria.
Solo Lombardia, Valle d’Aosta e provincia
autonoma di Bolzano hanno deciso
di includere nel certificato anche gli altri
due parametri (vedi tabella sottostante).
Sulla questione dei tecnici certificatori,
infine, il quadro italiano è molto variegato,
poiché sono previsti titoli di studio
differenti, oltre a quelli universalmente
riconosciuti. Alcune Regioni, infatti, han-
Indici di prestazione energetica utilizzati dalle Regioni italiane
EPgl = EPi + EPacs + EPe + EPill
EPi è l’indice di prestazione energetica per la climatizzazione invernale;
EPacs è l’indice di prestazione energetica per la produzione dell’acqua calda sanitaria;
Epe è l’indice di prestazione energetica per la climatizzazione estiva;
EPill è l’indice di prestazione energetica per l’illuminazione artificiale.
9/2011
no deciso di allargare l’accesso alla professione
anche a figure non specializzate.
I requisiti per diventare certificatore non
sono universalmente gestiti, ma sono
previsti diversi corsi, con differenti quantità
di ore e costi.
Chiara Scalco
Per approfondire
.com
Regioni e Province autonome EPi EPacs EPe EPill
Abruzzo
Basilicata
Bolzano 7
Calabria
Campania
Emilia Romagna
Friuli Venezia Giulia
Lazio
Liguria
Lombardia 8
Marche
Molise
Piemonte
Puglia
Sardegna
Sicilia
Toscana
Trento
Umbria
Valle d’Aosta
Veneto
7 Gli EP vengono calcolati con metodologie di calcolo specifiche. Il rispetto del limite “Epgl = EPi + EPacs” viene verificato in rapporto all’
allegato C del D.Lgs. 29/12/2006, n.311.
8 Metodologia applicata a edifici con destinazione d’uso non residenziale. Tiene conto della potenza elettrica installata e, in maniera
semplificata, della disponibilità di luce naturale, delle modalità di occupazione e della presenza di eventuali sistemi di controllo
sull’accensione del sistema di illuminazione. Il fabbisogno di energia elettrica per illuminazione viene valutato, su base mensile,
suddividendo ciascuna zona termica in ambienti con caratteristiche illuminotecniche omogenee.
Fonte: Cti

9/2011
storia di copertina 24
Recepimento della certificazione energetica nazionale a livello regionale
Regioni e
Province
autonome
Regolamentazione
Regionale Obbligatorietà dell’ACE
1 2 3 4
Abruzzo Secondo normativa nazionale.
Basilicata Secondo normativa nazionale.
Bolzano Dal 29/09/2004 per gli edifici nuovi;
dal 26/06/2009 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 26/06/2009 per la locazione di unità immobiliari.
Calabria Dal 01/07/2009 per la compravendita di unità immobiliari.
Campania Secondo normativa nazionale.
Emilia Dal 01/07/2008 per gli edifici interi;
Romagna
dal 01/07/2009 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 01/07/2010 per la locazione di unità immobiliari.
Friuli Venezia Dal 31/10/2011 per nuove costruzioni, ampliamenti, manutenzioni straordinarie, interventi che
Giulia
modificano le prestazioni energetiche dell’edificio;
dal 01/01/2012 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 01/01/2012 per la locazione di unità immobiliari.
Lazio Dal 01/07/2009 la compravendita di unità immobiliari.
Non obbligatoria per le locazioni di unità immobiliari
Liguria Dal 06/07/2007 per edifici di nuova costruzione, edifici oggetto di ristrutturazione integrale con
superficie utile superiore a 1000 m2 ;
dal 08/05/2009 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 08/05/2009 per la locazione di unità immobiliari.
Lombardia Dal 01/09/2007 per interventi di nuova costruzione, demolizione e ricostruzione in
ristrutturazione, ristrutturazione edilizia (sempreché coinvolga più del 25% della superficie
disperdente), ampliamento volumetrico (sempreché sia superiore al 20% dell’esistente) e
recupero di sottotetti a fini abitativi;
dal 01/09/2007 per il trasferimento a titolo oneroso dell’intero edificio;
dal 01/09/2007 per accedere agli incentivi e alle agevolazioni di qualsiasi natura;
dal 01/01/2008 nel caso di contratti Servizio Energia e Servizio Energia “Plus”, nuovi o rinnovati;
dal 22/12/2008 per tutti i contratti, nuovi o rinnovati, relativi alla gestione degli impianti termici di
climatizzazione degli edifici pubblici o nei quali figura comunque come committente un Soggetto
pubblico;
dal 01/07/2009 nel caso di trasferimento a titolo oneroso delle singole unità immobiliari;
dal 01/07/2010 nel caso di contratti di locazione, locazione finanziaria e di affitto di azienda;
dal 01/09/2007 ed entro il 01/07/2011 per edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico la
cui superficie utile sia superiore a 1.000 m2 Marche
.
Secondo normativa nazionale.
Molise Secondo normativa nazionale.
Piemonte Dal 01/10/2009 per la compravendita e le locazioni.
Puglia Dal 10/02/2010 per la compravendita e le ristrutturazioni.
Sardegna Dal 01/07/2009 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 01/07/2009 per la locazione di unità immobiliari.
Sicilia Dal 01/07/2009 per la compravendita di unità immobiliari.
Non obbligatoria per le locazioni di unità immobiliari
Toscana Dal 18/03/2010 per gli edifici interi;
dal 18/03/2010 per la compravendita di unità immobiliari;
dal 18/03/2010 per la locazione di unità immobiliari.
Trento Dal 14/07/2010.
Umbria Secondo normativa nazionale.
Valle d’Aosta Dal 23/07/2008 per gli edifici di nuova costruzione, interessati da totale demolizione e
ricostruzione o sottoposti a ristrutturazione edilizia ai sensi della L.R. 11/1998, trasferimenti di
proprietà a titolo oneroso di intero edificio o singole unità immobiliari. Specifiche ulteriori
contenute nell’allegato D della D.G.R. 1062/2011.
Non obbligatoria per le locazioni di unità immobiliari.
Veneto Compravendita unità immobiliari: Secondo l’art.6 D.lgs 192/2005.
Legenda - Regolamentazione regionale
La certificazione degli edifici:
[1] È stata recepita con una Legge regionale autonoma
[2] Non è stata ancora recepita
[3] È stato emanato un Regolamento regionale per l’attuazione delle Linee guida nazionali
[4] Non è stato emanato un Regolamento regionale per l’attuazione delle Linee guida Nazionali
Fonte: Cti
49

50
24
storia di copertina
Modelli di attestato di certificazione energetica
Redazione dell’ACE
g
L’ACE viene emesso da:
Modello delle Modello Software Piattaforma Piattaforma
Regioni e Province autonome linee guida regionale certificato gestita dalla gestita
nazionali
Regione dall’Organismo
di abilitazione
Abruzzo
Basilicata
Bolzano
Calabria
Campania
Emilia Romagna
Friuli Venezia Giulia
Lazio
Liguria
Lombardia
Marche
Molise
Piemonte
Puglia
Sardegna
Sicilia
Toscana
Trento
Umbria
Valle d’Aosta 9
Veneto
La Regione/ Provincia autonoma non ha compilato il relativo campo.
In corso di definizione.
9 Dal 20 luglio 2011.
CASE HISTORY/1
La cooperativa che costruisce e riqualifica
Seguendo lo standard CasaClima, Novabita gestisce tutte le fasi:
dal progetto alla realizzazione, occupandosi anche dell’iter autorizzativo
Novabita, cooperativa edilizia costituita
da quattro ingegneri e un architetto,
progetta e realizza risanamenti energetici
degli edifici esistenti, edifici di nuova
costruzione a basso consumo energetico
e impianti di produzione di energia da fonti
rinnovabili, gestendo in toto anche gli
iter autorizzativi. «Per le nostre realizzazioni
edili - spiega Sonia Calò, socia di Novabita
- partiamo dal presupposto che la
miglior energia è quella non usata, nel senso
che un edificio per essere sostenibile
deve cercare di far tendere a zero il proprio
fabbisogno energetico. Una volta che, tramite
una corretta progettazione termotecnica,
si è giunti a ridurre in modo sostanziale
l’energia necessaria al raggiungimento
del comfort interno, allora si interviene
alimentando l’edificio tramite impianti che
utilizzano fonti rinnovabili e quindi larga-
9/2011
Fonte: Cti
mente disponibili in natura, pulite e gratuite».
Novabita costruisce edifici seguendo
lo standard CasaClima e riqualifica il patrimonio
esistente. Dove richiesto utilizza
criteri dettati dalla bio edilizia, puntando
sempre sul recupero e la valorizzazione di
ciò che è già costruito: «Le tecnologie per
ristrutturare abitazioni più parsimoniose
dal punto di vista energetico sono già disponibili
da molto tempo: è dunque ora di

9/2011
applicarle in modo da ridurre le emissioni
di sostanze inquinanti e di gas a effetto
serra» conferma Sonia Calò. Approfondiamo
insieme a lei alcuni aspetti.
Quali sono i passaggi per riqualificare
un edificio?
Nell’ambito delle riqualificazioni energetiche
partiamo da un attento check up
dell’edificio e delle risorse disponibili.
Successivamente studiamo soluzioni ad
hoc per il caso, a seconda delle disponibilità
economiche, dei risultati energetici che
il cliente vuole raggiungere e del comfort
globale desiderato. Alla base dei nostri interventi
ci sono materiali dalla qualità certificata
in grado di garantire elevate prestazioni
tecniche. Preferiamo materiali
naturali prodotti tramite processi energeticamente
efficienti e in luoghi a noi vicini.
Prediligiamo impiantistica ad alta efficienza
che utilizza energia ottenuta da fonti
rinnovabili quali il fotovoltaico, il geotermico,
il solare termico o, dove possibile, il
mini e micro-idro e mini e micro-eolico.
Non abbiamo soluzioni predefinite che
adattiamo al caso, ma di volta in volta cerchiamo
la soluzione tecnica che meglio ci
permette di raggiungere gli obiettivi concordati.
Per fare ciò è indispensabile la formazione
continua e il tenersi aggiornati
sugli sviluppi del mercato nel campo delle
tecnologie e dei materiali disponibili.
Come interagisce la cooperativa con le
aziende installatrici?
Novabita ha instaurato un rapporto di fiducia
con una piccola rete di artigiani specializzati
nelle lavorazioni richieste che
hanno imparato a conoscere quali siano le
nostre esigenze e i nostri standard di posa
e sono ora in grado di affrontare con espe-
storia di copertina 24
rienza ogni criticità caratteristica delle alte
prestazioni energetiche. Le modalità di
collaborazione si basano su subappalto
diretto e bilaterale, nel senso che spesso
siamo anche noi subappaltatori per lavorazioni
che l’artigiano non è in grado di
compiere con le proprie competenze.
Quali sono le ultime realizzazioni?
Nel campo della riqualificazione energetica
di recente ne abbiamo effettuata una
alla “Fattoria il Gambero”, un’azienda vinicola
situata in Valle Versa, nel cuore
dell’Oltrepò Pavese, nel comune di Santa
Maria della Versa. L’azienda è costituita da
diversi corpi di fabbrica divisi in due nuclei,
quello produttivo e, poco distante, quello
residenziale. È un complesso costruito negli
anni 70 che, come la maggior parte
degli edifici realizzati in questo periodo,
presentava diversi problemi termici. Nella
parte relativa all’impianto produttivo abbiamo
rimosso e ricostruito le coperture, le
abbiamo isolate tramite l’inserimento di
cellulosa insufflata nel sottotetto e sul
nuovo manto di copertura abbiamo realizzato
un impianto fotovoltaico integrato da
38 kWp che copre interamente il fabbisogno
energetico dell’azienda. Il consumo
annuo dell’azienda prima dell’intervento
era di 35.000 kwh; ora l’impianto fotovoltaico
di kWh ne produce circa 40.000.
Nella residenza della proprietà la dispersione
termica avveniva soprattutto tramite i
sottotetti non correttamente isolati e attraverso
le superfici a contatto con l’esterno
del piano interrato adibito a sala giochi.
Abbiamo isolato i sottotetti tramite il posizionamento
di fibra di cellulosa stabilizzata
dallo spessore di 20 cm. Nell’interrato, per
risolvere problemi di umidità, abbiamo installato
un impianto a elettrosmosi inversa
La riqualificazione della Fattoria Il Gambero in Valle Versa
nelle pareti. Successivamente sulle strutture
perimetrali, sui pavimenti verso locali
non riscaldati e sui soffitti verso l’esterno,
abbiamo realizzato un cappotto di isolamento
interno ricoperto da strato di apposito
intonaco. Grazie a questi interventi
abbiamo ottenuto un risparmio pari al
30% annuo sul consumo di gas e un miglioramento
energetico globale nell’ordine
di ben due classi energetiche Cened. Altro
intervento è stato su un’abitazione monofamiliare
a Pavia nei pressi del Naviglio Pavese:
qui abbiamo progettato e realizzato
un sistema di riscaldamento a pavimento
alimentato tramite un impianto geotermico
a sonde verticali, con pompa di calore e
impianto fotovoltaico integrato nella copertura.
L’intervento sugli impianti si inserisce
in una riqualificazione totale dell’edificio
che lo porta in classe energetica A+
Cened. Grazie al Conto energia e alla detrazione
fiscale del 55%, i maggiori costi
affrontati verranno ammortizzati in meno
di 10 anni. Dopo questo periodo rimarranno
ancora altri 10 anni di incentivo del
Conto energia e il risparmio sul consumo
annuo di energia. A seconda del caso utilizziamo
le tecnologie che meglio si adattano
alla situazione, cerchiamo di privilegiare
tecnologie che comportino un basso costo
di gestione, prodotte su territorio nazionale
o europeo e che hanno già dato buoni e
testabili risultati.
chi.sca.
51

52
CASE HISTORY/2
24
storia di copertina
9/2011
La sostenibilità ambientale è anche sociale
I progetti della cooperativa di abitanti UniAbita prevedono classe energetica A,
utilizzo di rinnovabili e connessione alla rete di teleriscaldamento
Un patrimonio immobiliare di oltre
2.700 alloggi e 18mila soci. Sono
questi i numeri della cooperativa di abitanti
UniAbita, attiva nei comuni di Cinisello
Balsamo, Sesto San Giovanni e
Monza. Per rendere Green i propri edifici,
la cooperativa, che gestisce e fornisce
alloggi sia in vendita che in affitto, ha
investito nel 2010 più di un milione e
300mila euro: ha installato impianti solari
termici e fotovoltaici in grado di far risparmiare
103.506 kg annui di CO2 emessa. «La nostra realtà - racconta Gian
Matteo Marangoni, presidente della
cooperativa nata nel 1903 - ha obiettivi
ben precisi di carattere mutualistico. Vogliamo
che tutti abbiano il diritto di possedere
un’abitazione, ma soprattutto
non abbiamo intenti speculativi, ma di
solidarietà e responsabilità sociale. Ecco
perché desideriamo tenere conto anche
della sostenibilità ambientale. Per fare
questo collaboriamo con installatori, co-
Il sistema cooperativo degli abitanti
struttori e fornitori di tecnologia, isti-
tuendo gare d’appalto per la conduzione
dei lavori». Molti alloggi sono connessi
alla rete di teleriscaldamento di Cinisello
Balsamo, alimentata da una centrale di
cogenerazione elettrica e termica, sviluppata
dalla società Smec (della quale
UniAbita detiene una quota del 27%). Il
progetto è in divenire e sempre più abitazioni
si riforniranno di energia pulita.
«A Sesto San Giovanni stiamo partecipando
al progetto di riqualificazione urbanistica
e abitativa dell’area della Cascina
Bergamella, territorio di 240mila metri
quadri - spiega Marangoni -: in collaborazione
con A2a, stiamo studiando un
piano di mix energetico che comprende
teleriscaldamento abbinato a diverse altre
tecnologie Green, in ottica di integrazione
energetica sostenibile. L’area sarà
dotata di tutti i servizi per i cittadini, ma
la maggior parte, circa 200mila metri
quadri, sarà convertita in spazio verde,
-
Gian Matteo Marangoni
connesso al parco regionale dell’Alta Valle
del Lambro».
Tutti i nuovi immobili della cooperativa
saranno pensati in ottica di efficienza e
sostenibilità energetica: «In Bicocca, per
esempio, stiamo realizzando appartamenti
tutti in classe energetica A - conferma
Marangoni -. Un altro progetto
interessante riguarda la riqualificazione
dell’area Falk, per la quale ci sono circa
160mila metri quadri di Slp (Superficie
lorda complessiva) vincolati dal comune
per l’edilizia convenzionata: il nostro
obiettivo è quello di acquistare gli immobili
per poi destinare 35/40mila mq all’affitto
e la restante parte in vendita al prezzo
di circa 2.300 euro al metro quadro.
L’idea è quella di pianificare la costruzione
di abitazioni efficienti e autonome dal
punto di vista energetico con l’utilizzo di
tecnologie a basso impatto ambientale
soprattutto in termini di emissioni inquinanti».
Chiara Scalco

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9/2011
focus 24
ANALISI COMPARATIVA
Le aziende dell’acqua devono recuperare
efficienza per investire in infrastrutture
Althesys fa i conti in tasca ai gestori dei servizi idrici nel nostro Paese: eliminando
gli sprechi si potrebbero risparmiare oltre 19 miliardi di euro in sei anni
L
’efficienza è oggi una strada obbligata,
dopo il risultato dei referendum
sull’acqua dello scorso 12 giugno,
per tutti gli operatori, sia privati sia pubblici,
che si occupano di gestione idrica
integrata per sostenere le loro future
politiche d’investimento. In attesa di
una decisione legislativa che dovrà risolvere
- in modo non contraddittorio con
il risultato della consultazione - il nodo
della nuova determinazione delle tariffe
idriche, le aziende del settore devono
comunque fare i conti con uno scenario
cambiato. Più difficile da affrontare sul
fronte del recupero delle risorse, ma che
può essere anche un’occasione per rivedere
profondamente assetti consolidati
e affrontare in modo sostanziale il tema
degli sprechi.
I margini di miglioramento non mancano.
Infatti, se tutti i gestori degli acquedotti
italiani seguissero gli standard delle
aziende migliori del settore, il nostro
Paese risparmierebbe oltre 19,3 miliardi
di euro nei prossimi sei anni. Una cifra
non certo indifferente, che servirebbe
anche da volano per alimentare i 60 miliardi
di euro che anche il Governo stima
come necessari per compiere quegli investimenti
per modernizzare il “sistema
acqua” italiano nei prossimi dieci anni.
La cifra di 19,4 miliardi di risparmi da
maggiore efficienza nasce da uno studio
di Althesys, presentato (prima del
referendum) a Milano in occasione di un
convegno promosso da Metropolitana
Milanese, la società che dal 2003 gestisce
il servizio idrico integrato del capoluogo
lombardo.
L’analisi ha selezionato dei casi di eccellenza
tra gli operatori che gestiscono
l’acqua nelle aree di Torino, Cremona,
Novara, Milano e larga parte dell’Emilia
Romagna: «Abbiamo scelto un gruppo
d’imprese tra le migliori, con dimensioni
e con assetti azionari diversi, e le abbiamo
confrontate con la media degli altri
servizi idrici italiani - ha spiegato Alessandro
Marangoni, Ceo di Althesys e
capo del team di ricerca -. Dai casi di
eccellenza nella gestione dell’acqua è
possibile stimare il potenziale beneficio
per la collettività».
Da dove è necessario ripartire
dopo i referendum
Oggi il risultato del referendum ha cambiato
le carte in tavola, rendendo le cose
Dove si può risparmiare ottimizzando la gestione idrica
Mancati costi per minori perdite 5.439,7
Mancati oneri per minori tariffe 1.075,8
Benefici per uso acqua depurata in irrigazione 4.746,4
Minori costi per interventi non programmati:
Costo del lavoro 1.412,7
Costo impatti esterni 6.658,9
Costi ambientali evitati 21,1
Totale 19.354,6
Il valore dell’efficienza, in miliardi di euro, che si potrebbe ottenere in sei anni se tutte le aziende
idriche italiane allineassero le loro pratiche ai casi di eccellenza (aziende che gestiscono il servizio idrico
integrato nelle aree di Torino, Cremona, Novara, Milano e larga parte dell’Emilia Romagna).
Fonte: Althesys, maggio 2011
55

56
24
più difficili, ma non impossibili: «Se il
sistema tariffario finora esistente permetteva
di programmare gli investimenti
più consistenti nell’adeguamento delle
infrastrutture, oggi la strada del miglioramento
dell’efficienza può invece
essere intrapresa partendo dagli interventi
che non necessitano di finanziamenti
così elevati. Se ne possono mettere
in atto vari anche in breve tempo»
ha affermato Marangoni, che tra questi
cita: la rivisitazione dei processi interni
alle aziende, l’attivazione dei sistemi di
monitoraggio delle reti idriche e l’ottimizzazione
degli interventi di manutenzione
non programmati.
Proprio in quest’ultimo caso, lo studio
sottolinea che in Italia in un anno sono
3,18 gli interventi effettuati per ogni
chilometro di rete gestita, mentre la
media calcolata sui casi di eccellenza
presi in considerazione da Althesys risulta
essere pari a 0,57. Un divario
notevole che, se colmato, produrrebbe
minori costi per interventi non programmati
superiori agli 8 miliardi di
euro (1,41 per costo del lavoro, 6,66
per impatti esterni).
Alessandro Marangoni
Ceo di Althesys
focus
Le qualità dei servizi idrici a confronto
A rischio le innovazioni
per la depurazione
Più difficile, invece, intervenire oggi sul
fronte dell’ammodernamento delle infrastrutture,
dove i benefici per la riduzione
delle perdite sarebbero pari a 5,44
miliardi, e sull’utilizzo in agricoltura
dell’acqua in uscita dai depuratori, attività
che farebbe registrare un teorico
nuovo fatturato per 4,75 miliardi di euro.
In questo caso, le aziende che già
depurano l’acqua proveniente dalle fognature
riuscirebbero a mettere sul
mercato dell’irrigazione agricola questo
“oro blu” piuttosto che riversarlo direttamente
nei fiumi e nei mari italiani.
Il problema semmai si apre per quelle
realtà che oggi stanno ancora investendo
proprio sul fronte della depurazione:
«Ancora oggi, tre italiani su dieci non
usufruiscono di un depuratore e due
italiani su dieci non sono collegati alla
fognatura - ha aggiunto Erasmo D’Angelis,
presidente di Publiacqua, la società
a maggioranza pubblica che gestisce
il servizio idrico integrato nella Toscana
centrale - e dal 2016 su questi fronti il
9/2011
Tutta Italia Casi di eccellenza
Perdite idriche 40,6% 22,3%
Numero interventi non programmati 3,18 0,57
per chilometro di rete all’anno
Qualità dell’acqua Cod*: 125 mg/l Cod*: 51,25 mg/l
Depurata Bod**: 25 mg/l Bod**: 14,3 mg/l
Legenda: *Cod (Chemical Oxigen Demand) e **Bod (Biochemical Oxygen Demand) sono misure della
richiesta chimica di ossigeno, parametri usati per la misurazione della qualità dell’acqua
Fonte: Althesys, maggio 2011
nostro Paese sarà a rischio sanzioni da
parte dell’Unione europea». Ma oggi lo
stop degli investimenti più importanti,
come quelli relativi al capitolo depurazione,
è purtroppo molto concreto e
tutti gli operatori stanno aspettando
che il legislatore intervenga con una
nuova disciplina delle tariffe per colmare
il vuoto legislativo apertosi dopo i
referendum.
Anche a fronte della necessità di continuare
a garantire gli investimenti più onerosi
e complessi, la strada dell’efficienza
si conferma ineludibile, sostiene Lanfranco
Senn, presidente di Metropolitana
Milanese: «L’unica condizione importante
che deve avere una Utility è l’efficienza,
a prescindere dalla proprietà: la capacità,
cioè, di erogare un servizio con ritorni di
redditività tali da consentire investimenti
in infrastrutture e in qualità. Dotarsi di un
servizio efficiente vuol dire anche assicurare
la disponibilità del bene acqua alle
fasce di popolazione più deboli, introducendo
tariffe graduali in base alla capacità
di spesa dei consumatori».
Ruggero Vota

9/2011
focus 24
FINANZIAMENTI
Al settore idrico il pubblico non basta
La nuova linfa deve arrivare dal mercato
Le risorse private possono affiancarsi per risolvere le urgenze d’investimento:
dal corporate finance al private equity, fino ai fondi rotativi sul modello Usa
Di fronte agli investimenti richiesti
in Italia per ammodernare il
settore del Servizio Idrico Integrato
(Sii) pensare di contare solo su finanziamenti
pubblici è un falso mito. In
epoca di risorse scarse e di stringenti
vincoli di finanza pubblica, è necessario
attrarre in questo sforzo anche
il capitale privato, nonostante un risultato
referendario che in molti interpretano
come la volontà di ricondurre
tutto il tema dell’acqua sotto
OPINIONI/1
l’ombrello pubblico. Questa è l’opinione
di Angela Casiraghi, origination
corporate finance della Cassa
Depositi e Prestiti, l’entità statale che
con la trasformazione in Spa, avvenuta
nel 2003, all’attività di raccolta
di risorse per finanziare gli investimenti
pubblici ha affiancato il finanziamento
di aziende o società di progetto
per la fornitura di servizi pubblici,
alimentato dalla raccolta dal
mercato.
Esistono oggi nuovi strumenti che
possono essere messi in gioco per
Erasmo D’Angelis, presidente di Publiacqua
Come accade troppe volte in Italia, abrogata una norma c’è il vuoto
legislativo. E quello che si è aperto dopo il risultato del referendum
sta paralizzando l’intero settore delle aziende idriche italiane che al 70%
sono interamente pubbliche e solo per il 3% sono private.
Oggi non sappiamo ancora come elaborare le prossime bollette: tenendo
conto del risultato del referendum e quindi diminuendo contestualmente
la tariffa da applicare, oppure continuando con il vecchio sistema
di calcolo, rischiando però di essere sommersi dalle class action di cittadini
e associazioni. Ma il vero problema, cancellata la remunerazione
del capitale investito, è il rischio del blocco degli investimenti per acquedotti,
fognature e depurazione e di mandare a casa i lavoratori. A fine
2010, i sindaci dell’area di Publiacqua hanno deliberato un programma
d’investimenti decennale del valore di 740 milioni di euro con un piano
tariffario bancabile. Questo ci ha permesso di attivare istruttorie per
mutui con il sistema bancario per anticipi importanti, i cui interessi oggi
sono impossibili da pagare, dopo l’abolizione della norma che prevede
la remunerazione del 7%. Non è sufficiente intervenire sull’efficienza
interna, come comunque stiamo facendo, o incidere sull’utile di esercizio
(14 milioni di euro nel 2010 con 52 milioni di opere realizzate). In
finanziare gli investimenti nel settore
idrico italiano, il cui fabbisogno, come
ha ricordato il ministro dell’Ambiente,
è stato stimato per i prossimi
10 anni tra i 50 e i 60 miliardi di euro
ripartiti tra nuove opere e interventi
di manutenzione straordinaria, con
prevalenza nel Mezzogiorno.
Non è solo un problema
di tariffa
Se la tariffa ha rappresentato fino al
referendum la fonte principale per il
finanziamento degli investimenti, co-
Italia c’è un rischio enorme
per infrastrutture
ambientali urgentissime
come la depurazione di
metà Firenze, un cantiere
già avviato, del costo di
71,5 milioni di euro, attivato
per chiudere lo
scandaloso scarico in Arno
dei liquami che l’Europa
dal 2016 ci sanzionerà. Speriamo si risolva presto l’impasse legislativo,
intanto studiamo l’emissione di obbligazioni e confidiamo nel ricorso
al prestito della Cassa Depositi e Prestiti.
Pubbliacqua gestisce il servizio idrico intregrato nelle province di Firenze,
Prato, Pistoia e una parte di quella di Arezzo. La società è controllata
al 60% dai Comuni e al 40% da soci industriali di cui il più importante
è Acea.
57

58
24
prendo il 45% del fabbisogno, anche
con nuovi interventi legislativi è pro-
babile che questa fonte di autofinan-
ziamento ridurrà in ogni caso la sua
portata, ed è per questo che emerge
ancora di più l’importanza del ricorso
a capitale proveniente dal mercato.
Una nuova norma sulla politica tariffaria
nei servizi idrici è comunque
attesa dagli operatori che chiedono
un metodo certo, chiaro in termini di
interpretazione e applicazione e duraturo
nel tempo. Il settore, infatti, è
ancora disciplinato da meccanismi
obsoleti che raramente sono stati aggiornati
nei tempi e nelle modalità
previste, generando incertezza negli
operatori, negli investitori e scarsa
chiarezza per i cittadini.
Una soluzione auspicabile dovrebbe
essere quella di definire regole tariffarie
semplici, uniformi sul territorio
OPINIONI/2
focus
nazionale, di facile applicazione e verifica,
trasparenti e aggiornate. Questo
consentirebbe: una maggiore
tutela del cliente in merito all’efficienza
del servizio e alla trasparenza
del costo; più garanzie al gestore di
una corretta remunerazione del capitale
investito; una migliore valutazione
della bancabilità degli investimenti
e l’individuazione di modalità esplicite
per supportare agevolazioni e
bonus per le famiglie e le fasce più
deboli della popolazione.
Ma l’intervento legislativo potrebbe
anche dare più certezza e chiarezza
sul fronte degli affidamenti, superando
la stratificazione della disciplina
in materia. Secondo Casiraghi,
infatti: «Affidamenti di lungo periodo
sarebbero garanzia di investimenti
e interventi strutturali sulla rete».
È inoltre opportuno dare efficienza
alle fonti di finanziamento di origine
pubblica che, pur essendo sempre
Alessandro Ramazzotti, presidente di Cap Holding
120 milioni di euro per i nuovi investimenti previsti dal piano trienna-
I le d’intervento 2011-2013 di Cap Holding non sono a rischio nonostante
il risultato referendario. La società riuscirà ad autofinanziarsi con
le tariffe esistenti che, per un accordo con l’Ato della Provincia di Milano,
non comprendevano già in precedenza la remunerazione del capitale
investito al 7%, ovvero la norma abolita con il secondo quesito referendario
dello scorso giugno.
Questo non toglie la volontà della società di procedere con continue
iniziative di efficientamento che consentono di razionalizzare il consumo
di acqua potabile e in definitiva di ridurre i costi di gestione.
La prima è il progetto InformaRe attivato all’inizio dell’anno, che prevede
di rilevare le reti di fognatura, organizzare e condividere le banche
dati di tutte le società di gestione presenti sul territorio della provincia
di Milano e aggiornare il Sistema informativo territoriale.
Una seconda iniziativa, partita a fine giugno, è il finanziamento ai Comuni
che attiveranno i pozzi di prima falda, di cui il territorio lombardo
è particolarmente ricco, e oggi risultano inutilizzati. L’acqua di questi
pozzi che non viene potabilizzata potrà essere usata per irrigare campi
sportivi, parchi, giardini e aiuole comunali, con un doppio risparmio: per
9/2011
più esigue alla luce dei vincoli imposti
dalle regole del patto di stabilità
agli enti pubblici locali, rappresentano
comunque una certezza sulla
quale fare riferimento come volano
per riuscire ad attrarre capitali da altri
settori.
Le due principali strade
di finanziamento
Corporate e project finance sono le
due tipologie di finanziamento a cui
potrebbero rivolgersi le aziende del
settore idrico in questa nuova fase.
Questi due modelli si presentano
spesso sotto diverse varianti. Il modello
corporate è quello più classico
ed è principalmente utilizzato per finanziare
interventi di manutenzione
straordinaria.
Prevede accensione di linee di credito,
debito a lungo termine, emissione
di bond, operazioni di finanza
straordinaria come fusioni e acquisi-
il Comune che non utilizzando
acqua potabile
avrà un consistente risparmio
in bolletta e per
Cap Holding che razionalizzerà
il ciclo di potabilizzazione
dell’acqua.
Se gli investimenti di pochi
milioni di euro vengono
coperti dall’autofinanziamento,
quelli più consistenti, come probabilmente i 25 milioni di
euro previsti nei prossimi anni per il Comune di Monza, grazie all’intervento
della Provincia di Milano vengono normalmente supportati dalla
Banca europea per gli investimenti.
Cap Holding è interamente a capitale pubblico; opera nelle province di
Milano, Monza e Brianza, Lodi e Pavia. Serve oltre 200 comuni per una
popolazione di circa due milioni di abitanti.

9/2011
zioni, aumenti di capitale e reinvesti-
mento di utili di esercizio. La sosteni-
bilità del finanziamento è garantita
dal rating della società e dalla sua
solidità finanziaria e patrimoniale.
Finanziamenti corporate sono quindi
più facilmente attivabili per realtà
aziendali in cui sono presenti enti
pubblici o multiutilities di grandi dimensioni,
preferibilmente quotate in
Borsa, con solidi valori finanziari e
buon merito di credito.
Il project finance, invece, è preferibile
per i nuovi investimenti, perché
adotta una logica diversa, secondo
la quale il progetto è considerato a
sé stante come una realtà giuridica
ed economica ad hoc che incorpora
i rischi dell’operazione, gli impieghi
finanziari e i futuri ricavi. Bisogna
però ricordare che nell’ambito del
Sii, il project finance tende a limitar-
OPINIONI/3
si a specifici ambiti facilmente circoscrivibili,
come per esempio gli impianti
di depurazione, con concessioni
sufficientemente lunghe e certezza
di futuri ricavi.
Tuttavia, se nel settore idrico il modello
di project finance è sostenibile
- in quanto le tariffe sono predeterminate
e stabili -, Casiraghi fa osservare
che il Sii in Italia presenta alcune
caratteristiche negative poco
conciliabili con le logiche di questo
tipo di finanziamento. Fra queste, vi
sono: lo stato di conservazione delle
reti, che necessita d’ingenti investimenti
ammortizzabili nel lungo o
lunghissimo periodo; la complessità
del nostro sistema tariffario; la frammentazione
e la complessità del sistema
normativo e regolatorio; infine,
la difficoltà a individuare il perimetro
del progetto e i condizionamenti
di natura ambientale e geomorfologica.
Risulta quindi necessa-
Stefano Cetti, direttore generale di Metropolitana Milanese
Il risultato del primo quesito referendario non ha creato problemi
a Metropolitana Milanese che, come società in house, oggi può
continuare a operare nel rispetto delle norme europee.
Sul fronte degli investimenti, inoltre, l’ambizioso piano 2010-2020
che prevede la mobilitazione di ben 800 milioni di euro oggi non è
a rischio né di rallentamenti, né tanto meno di stop. Ma se si dovesse
prolungare a lungo il vuoto legislativo, allora potrebbero emergere
dei problemi a iniziare dal 2013. È necessario che il legislatore
prenda al più presto decisioni in merito al nuovo schema tariffario
che dovrebbe governare il settore dei servizi idrici integrati.
Gli investimenti che necessitano di finanziamenti attraverso i tradizionali
mutui bancari sono quelli di più elevata entità, dai 7 agli 8 milioni
di euro, tipicamente legati al rifacimento dei condotti fognari. La
depurazione non è invece un problema poiché sono attivi già da tempo
gli impianti necessari a garantire una totale copertura della richiesta.
Sul fronte dell’efficientamento interno, volto a liberare risorse per
gli investimenti, MM è ora concentrata sulla riduzione del consumo di
energia elettrica, che rappresenta il 20% dei costi di gestione per una
spesa annuale di circa 18 milioni di euro. È stata fatta una gara che
focus 24
rio rafforzare queste due forme di
finanziamento con altre leve.
Le opportunità offerte
dal private equity
I fondi di private equity possono rispondere
a questa esigenza, apportando
capitali alle società veicolo
impegnate nella realizzazione di progetti
infrastrutturali. Nel settore idrico
i fondi possono operare su due
livelli. Da una parte possono investire
nel capitale di rischio di società di
progetto, costituite per la realizzazione
di determinate infrastrutture
sulla base di partnership pubblico
privato contrattuali come il project
finance. Alternativamente possono
investire il loro capitale in società
operanti nella gestione del servizio
idrico integrato. Altre soluzioni sono
comunque immaginabili, spiega Casiraghi:
«Potrebbero essere studiate
per la più congrua e opportuna ap-
ha consentito un risparmio
del 6%, mentre ora
l’azienda sta cercando di
gestire le operazioni di
sollevamento e pompaggio
dell’acqua.
Da questa azione MM
prevede di risparmiare
un’altra quota stimabile
tra il 5% e il 7,5%. Fino
a oggi non è stato preso in esame l’utilizzo di nuovi strumenti finanziari
a supporto degli investimenti, al di là dei mutui bancari esclusivamente
utilizzati, ma la situazione potrebbe modificarsi in futuro.
Dal 2003, sulla base di una convenzione che scade nel 2027, il Comune
di Milano ha affidato a Metropolitana Milanese la captazione, la potabilizzazione
e la distribuzione dell’acqua, oltre alla raccolta degli scarichi
fognari e il coordinamento delle attività di depurazione.
59

60
24
plicazione di modalità quali la creazione
di fondi rotativi sul modello
degli State revolving fund (Srf) utilizzati
con successo nel servizio idrico
degli Stati Uniti». Gli Srf sono fondi
vincolati che hanno come obiettivo
l’erogazione di finanziamenti agevolati,
a bassi tassi fissi, o garanzie su
prestiti e/o emissioni obbligazionarie.
Gli elementi caratteristici di questi
fondi sono la rotazione, in quanto
il rimborso della quota capitale e degli
interessi vengono impiegati per
focus
IL PARERE DELLA FEDERAZIONE
Adolfo Spaziani, direttore generale di Federutility
L
’esito referendario di giugno sull’acqua
ha prodotto un consolidamento delle
concessioni in essere; il grosso delle imprese,
quindi, continuerà a operare fino alla
scadenza naturale delle stesse. La norma
abrogata dal primo referendum, l’articolo
23bis, invece, obbligava entro poco tempo
a cedere quote oppure a mettere a gara il
servizio di gestione. Rimane comunque
valida per le amministrazioni pubbliche la
possibilità di affidare “in house” la gestione
del servizio idrico integrato, o a terzi o
a una partnership pubblico-privato.
L’abrogazione della norma rimanda oggi
alla legislazione comunitaria e ci attendiamo
che venga svolta un’analisi sulle caratteristiche
delle società in house per verificarne
la conformità con i vincoli comunitari.
Una verifica effettuata in passato
dall’Autorità di vigilanza dei lavori pubblici
non aveva evidenziato grandi problemi a
tal proposito. L’affidamento in house
esclude la possibilità di partecipare a gare
fuori dal proprio ambito. Auspichiamo che
in futuro il legislatore intervenga con norme
differenziate per i settori acqua, raccolta
dei rifiuti e trasporti che sono stati oggetto
del referendum.
La criticità più pesante concerne, invece,
finanziare nuove opere, così da assicurare
fonti finanziarie costanti nel
tempo e l’utilizzo vincolato delle risorse
prestate. Queste possono essere
impiegate esclusivamente per il
finanziamento di specifici progetti
nel settore idrico, della potabilizzazione
e della depurazione/fognatura.
Negli Usa la capitalizzazione di questi
fondi è costituita in parte da risorse
del Governo federale e in parte da
risorse dei diversi Stati. In Italia, tale
strumento risponderebbe all’esigen-
l’abrogazione della remunerazione
del capitale investito, che riguarderà
i futuri investimenti, quelli cioè che
dovranno essere finanziati dai nuovi
cicli tariffari che entreranno in vigore
alla fine di quelli attualmente in corso.
Normalmente un ciclo tariffario
ha una durata di tre o cinque anni.
Un possibile effetto negativo del risultato
referendario, assolutamente
da evitare, è che l’aumento del livello
d’incertezza attuale sui destini del
settore e della tariffa si traduca in un
aumento da parte del sistema bancario
del costo degli oneri finanziari
per i mutui accesi e per quelli da contrarre
sugli investimenti da realizzare. A pagare
un prezzo salato sarebbero soprattutto le
aziende pubbliche, che hanno generalmente
una bassa capitalizzazione e che
non dispongono di una politica di gestione
finanziaria di tipo “corporate”. Prima finirà
questa fase d’incertezza, prima eviteremo
la fuga degli investitori e la distruzione
di competenze industriali nate nel settore
dalla legge Galli in poi. Inoltre, sarà necessario
introdurre nel dibattito politico
del Paese il tema di come potrà essere finanziato
un piano di tutela ambientale
9/2011
za di una maggiore responsabilizza-
zione degli enti locali e una maggiore
efficienza degli investimenti pubblici.
Per le esigenze della realtà italiana è
indispensabile un mix finanziario che
risponda alle urgenze d’investimen-
to: «Probabilmente la scelta vincente
non sarà univoca - pensa Casiraghi -;
ma per mitigare il rischio e attrarre
più soggetti è importante una corret-
ta combinazione di risorse sia pubbli-
che che private da mettere in campo
in tempi comunque brevi».
Ruggero Vota
della risorsa idrica senza rinviare i costi
alle future generazioni. La salvaguardia
del patrimonio ambientale è essenziale
per un Paese come l’Italia. Solo così sarà
possibile evitare ulteriori sanzioni a livello
europeo.
Federutility è la federazione che riunisce le
aziende di servizi pubblici locali che operano
nei settori energia elettrica, gas e acqua.
Sono 237 le aziende e gli enti del
settore idrico associati a Federutility che
attualmente forniscono acqua a circa il
76% della popolazione italiana.

9/2011
esperienze&carriere 24
SEDI AZIENDALI
Bassi consumi energetici e mobilità
per il nuovo headquarter di Microsoft Italia
Tre edifici immersi nel verde, materiali ecocompatibili, teleriscaldamento e cloud
computing: questi gli ingredienti del complesso realizzato a Peschiera Borromeo
Da luglio Microsoft Italia si è trasferita
a Peschiera Borromeo (Mi) in
una sede tutta nuova, progettata e costruita
nel rispetto dei valori aziendali e
dell’ambiente, che è stata battezzata
Innovation campus per sottolineare
l’ispirazione ai campus universitari
americani.
Attenzione ai materiali
e alle dotazioni tecnologiche
Il complesso utilizza materiali ecocompatibili,
infissi e vetrate a basso coefficiente
di trasmittanza, ha numerosi
brise-soleil per ridurre l’impatto del sole,
è riscaldato via teleriscaldamento e condizionato
utilizzando l’acqua della falda.
Come risultato, il consumo energetico
dell’edificio è globalmente la metà di
quello di un edificio paragonabile vecchio
di 20 anni. Inoltre, le dotazioni informatiche
individuali sono costituite da
notebook e tablet in cloud computing:
ciò ha permesso di ridurre a due i server
per tutta la sede con conseguente risparmio
energetico e riduzione di emissione
di calore. Grazie a tutto ciò, l’Innovation
campus di Microsoft è stato il
primo complesso italiano di questa tipologia
ad aver ottenuto la certificazione
Leed (Leadership in energy and environmental
design).
La nuova sede, inoltre, fa un uso intenso
della tecnologia, a cominciare da quella
targata Microsoft, per creare un ambiente
di ufficio con la massima contiguità
possibile con l’ambiente extra ufficio
in modo da garantire un’ideale
compenetrazione dei momenti lavorativi
e non. Così, da un lato la nuova sede
offre strutture come aree relax, una palestra,
un campo di calcetto, un percorso
running, un asilo nido, un minimarket,
un ristorante (oltre alla tradizionale
mensa aziendale) da cui si possono prelevare
pasti pronti da consumare altrove.
Dall’altro l’organizzazione del lavoro
prevede l’assoluto dominio della mobilità
e la capacità per il dipendente di distribuire
il lavoro in ufficio e fuori-ufficio
in autonomia, con la possibilità perciò di
ridurre al massimo gli spostamenti e di
concentrarli, come minimo, nei periodi
di minor traffico. Con benefici sia per il
dipendente che per l’ambiente per la
riduzione delle emissioni CO , che do-
2
vrebbe arrivare al 20% in quattro anni.
Cinquantamila metri quadri
inseriti nel verde
Il nuovo Innovation campus di Peschiera
Borromeo è il terzo di questo tipo che
Microsoft ha aperto in Europa dopo
quelli di Parigi e di Amsterdam. Si com-
La nuova sede di Microsoft Italia
pone di tre edifici di quattro piani e di un
auditorium per un totale di 50mila metri
quadri inseriti in un’area a verde di
62mila metri quadri ai bordi del parco
agricolo Sud Milano.
All’interno lo spazio è strutturato in modo
vario a seconda delle diverse tipologie
di posti di lavoro ed è particolarmente
luminoso, non solo per l’ampiezza
delle vetrate, ma anche per la riduzione
dell’impiego di pareti opache che sono
state sostituite, quando possibile, da
pannelli in vetro operato con vari livelli
di trasparenza. In totale, lo spazio risulta
ben superiore a quello necessario a
ospitare i dipendenti milanesi di Microsoft
perché è stato progettato come un
luogo di lavoro in comune con i partner
e di incontro con i clienti.
Luciano Barelli
61

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9/2011 24
NUOVI SCENARI PER IL MIX ENERGETICO MONDIALE
L’idroelettrico può colmare il vuoto
lasciato dalla moratoria per il nucleare
Secondo l’Iea, la fonte rinnovabile più "antica" ha una potenzialità produttiva
teorica di 40.500 TWh l’anno. Ma bisogna fare i conti con gli ostacoli ambientali
Dopo il tempo delle reazioni emotive al
disastro di Fukushima, è arrivato
quello - più produttivo - delle ricerche e
delle analisi. Che in questi mesi risultano
particolarmente importanti, perché il disastro
nucleare non ha solo modificato in
profondità la sensibilità dell’opinione pubblica
mondiale (in Italia, lo testimonia con
chiarezza l’esito del referendum), ma richiede
ora decisioni che avranno effetti
strutturali di lungo periodo.
Un buon punto di partenza per la riflessione
può essere lo studio, realizzato dalla
Hong Kong and Shanghai Banking Corporation
(Hsbc) dopo il grave incidente in
Giappone, che disegna lo scenario energetico
mondiale al 2050, in caso di prolungata
moratoria per la costruzione di impianti
nucleari. Si scopre subito che dal punto di
vista economico occorre fare i conti con
una difficoltà rilevante. Come facilmente
intuibile, la conseguenza della moratoria
nucleare è la necessità di fare massiccio ricorso
alle energie rinnovabili. Dal punto di
vista tecnico e da quello delle risorse ener-
getiche, ciò risulta effettivamente possibile:
il potenziale mondiale, secondo Hsbc, ammonta
infatti a 186mila TWh. Per avere un
termine di paragone, nel 2009 la produzione
ha superato di poco i 20 TWh. Il problema,
però, è che le fonti rinnovabili diventano
competitive solo in presenza di quotazioni
del petrolio molto elevate (il punto di
convenienza varia a seconda del tipo di
fonte, ma arriva fino al vertiginoso livello di
600 dollari al barile nel caso del solare fotovoltaico).
Ed ecco che, come talora succede,
l’antico acquista un sapore nuovo. In
questo caso, è l’acqua a sollecitare attenzione.
Per questa fonte rinnovabile di energia
sono infatti disponibili larghi margini di
crescita: si stima che il settore idroelettrico
sia sfruttato in misura molto inferiore alle
sue potenzialità e a ciò si aggiunge un
buon livello di compatibilità economica. La
fotografia della situazione è stata scattata
dall’Agenzia internazionale dell’energia
(Iea): nel mondo l’energia idroelettrica prodotta
ammonta a circa 3.300 TWh, un
dato che si confronta con una potenzialità
di Guido Plutino
teorica annua pari a 40.500 TWh (anche se
quella effettivamente sfruttabile supera di
poco i 14mila TWh). Alla quantità abbondante
si aggiunge una distribuzione relativamente
omogenea nelle diverse aree
geografiche. Oltre 150 Paesi su 175 analizzati
dall’Iea, infatti, dispongono di risorse
idroelettriche. Inoltre, le tecnologie per lo
sfruttamento sono mature e ampiamente
disponibili (tranne che per gli Stati più poveri).
Tuttavia in questo caso il principale
ostacolo da risolvere è di natura ambientale.
Negli ultimi anni nell’opinione pubblica
si è consolidata una certa diffidenza (quando
non addirittura ostilità) nei confronti
delle grandi centrali e degli invasi di maggiori
dimensioni. A ciò si aggiunge la posizione
spesso contraria delle popolazioni e,
in particolare, degli agricoltori in Paesi come
India, Vietnam e Cambogia. Risultato:
la risposta perfetta al problema energetico
ancora non c’è. Purtroppo le soluzioni winwin,
che tanto piacciono agli americani, si
trovano più spesso nei manuali di management
che nel mondo reale.
Utilizzo dell’idroelettrico nella produzione globale di elettricità
AREE MONDIALI PRODUZIONE TOTALE DI ELETTRICITÀ (TW/H) CONSUMI IDROELETTRICI (TW/H) PESO %
Nord America 5.041,7 699,7 13,9
Centro e Sud America 1.082,3 700,1 64,7
Europa ed Ex Urss 5.070,1 804,2 15,8
Medio Oriente 756,3 10,8 1,4
Africa 631 97,2 15,4
Asia e Oceania 7.512,1 959,6 12,8
Totale 20.093,5 3.271,6 16,3
Fonte: Bp, World economic outlook 2010
63

11° ITALIAN ENERGY
SUMMIT 2011
Quale futuro per il nuovo energy mix?
Milano - 26, 27 e 28 settembre 2011
Sede Il Sole 24 ORE - Via Monte Rosa, 91
Intervengono
Paolo Abati, Estra
Maria Andreetta, Energia24
Miguel Antoñanzas, E.ON Italia
Giovanni Apa, Aiget
Ennio Arlandi, Borsa Italiana
Carlo Bagnasco, Energetic Source
Massimo Bello, DSE
Massimo Bertoncini, Engineering
Alessandro Bianchi, Nomisma Energia
Alberto Biancardi, Autorità per l’energia elettrica e il gas
Danilo Bonato, ReMedia
Guido Bortoni, Autorità per l’energia elettrica e il gas
Fabio Caiazzi, Gala Energia
Luca Valerio Camerano, GDF SUEZ Energie
Carlo Maria Capè, BIP
Stefano Casertano, Universitá di Potsdam
Aldo Chiarini, GDF SUEZ Energia Italia
Gianpaolo Chimenti, PwC Strategy Group
Alessandro Clerici, WEC
Matteo Codazzi, CESI
Marco Codognola, Falck Renewables
Monica Colombera, Legance Studio Legale Associato
Massimo Comina, Prysmian Group
Mimmo Costanzo, Cogip
Stefano da Empoli, I-Com – Istituto per la Competitività
Partner: In collaborazione con:
Con la partecipazione di:
Fornitore uffi ciale:
Servizio Clienti
tel. 02 5660.1887
fax 02 7004.8601
info@formazione.ilsole24ore.com
Sponsor uffi ciale:
Con il contributo di:
Carlo Del Conte, Studio Legale Pavia e Ansaldo
Domenico Dispenza, Eni Gas & Power
Nicolò Dubini, Harebell
Walter Facciotto, Conai
Francesco Gagliardi, KPMG Advisory
Diego Ganz, Azienda Energetica Trading
Paolo Luca Ghislandi, AIGET
Claudio Gianotti, World Energy
Jacopo Giliberto, Il Sole 24 ORE
Michele Governatori, AIGET
Heinz Peter Hager, Hager & Partners
Katarzyna Kacperczyk, Ministero degli Affari Esteri
della Polonia
Laura La Posta, Il Sole 24 ORE
Carlo Leoni, Peugeot Automobili Italia
Nino Lo Bianco, BIP
Francesco Lo Passo, NERA
Mattia Losi, Business Media
Roberto Malaman, Autorità per l’energia elettrica e il gas
Carla Mambretti, Lombardi Molinari e Associati
Studio Legale
Piero Manzoni, Falck Renewables
Cornelius Matthes, Desertec Industrial Initiative (Dii)
Maurizio Melis, Radio 24, Il Sole 24 ORE
Aldo Molino, Corporance Finanza d’Impresa
Programma dettagliato, iscrizioni e partnership: www.formazione.ilsole24ore.com/energy2011
Massimo Nicolazzi, Centrex Europe Energy & Gas
Massimo Orlandi, Sorgenia
Lorenzo Parola, Dewey & LeBoeuf Studio Legale
Paul Pasteris, TAP
Mauro Pisapia, Lombardi Molinari e Associati
Studio Legale
Michele Pizzolato, ENI Gas & Power
Massimo Ricci, Autorità per l’energia elettrica e il gas
Andrea Roncoroni, ESSEC Paris
Massimo Rosini, Indesit Company
Fabio Santorum, Openlogs
Andrea Sasso, EDF ENR Solare
Livio Scalvini, Intesa Sanpaolo
Barbara Scampuddu, Hager & Partners
Oliver Schulte, RWE Innogy Italia
Massimo Simone, Hager & Partners
Giuseppe Sofi a, Conergy
Ulrich Stofner, Business Location Südtirol –
Alto Adige (BLS)
Carlo Tamburi, Enel
Marco Tecchio, Elettronica Santerno
Valeria Termini, Autorità per l’energia elettrica e il gas
Chicco Testa, Forum Nucleare Italiano
Catia Tomasetti, Bonelli Erede Pappalardo Studio Legale
Winter/Ullstein bild/Archivi Alinari
Il Sole 24 ORE Formazione ed Eventi
Milano - via Monte Rosa, 91
Roma - piazza dell’Indipendenza, 23 b/c
Organizzazione con sistema di qualità certifi cato ISO 9001:2008

9/2011 24
FUSIONI & ACQUISIZIONI
Gli investimenti punteranno sulle rinnovabili
anche “grazie” allo stop dell’atomo
Lo sostiene lo studio pubblicato da Merger Market con Rödl & Partner,
che ha valutato l’andamento di merger & acquisition nella prima parte dell’anno
Nei prossimi mesi il settore delle
energie rinnovabili sarà interessato
da crescenti movimenti di capitali,
accordi e mutamenti di assetti
societari, a conferma di una vitalità
del settore resa ancora più dinamica
dalla crisi del nucleare seguita al disastro
di Fukushima. È quanto emer-
Aspettative di investimento nelle rinnovabili
Percentuale di intervistati
13%
65%
18%
4%
ge dal rapporto pubblicato da Merger
Market in collaborazione con lo
studio legale e tributario internazionale
Rödl & Partner. L’indagine,
giunta alla sua seconda edizione, è
stata condotta su un campione di
100 professionisti senior dell’M&A
appartenenti al mondo delle impre-
13%
65%
18%
4%
Decremento
Stabile
Incremento
Consistente incremento
Fonte: Rödl & Partner
se, degli advisor finanziari, del private
equity di Europa, Africa, Asia,
Nord, Sud e Centro America che operano
nel settore delle energie rinnovabili.
Me se c’è un sostanziale accordo
tra gli intervistati sul fatto che
il catastrofico evento giapponese
contribuirà a spostare capitali dal nucleare
verso le fonti pulite, non c’è
altrettanta concordanza di vedute
sugli effetti della crisi del Nord Africa:
in questo caso quasi la metà del
campione non prevede particolari
conseguenze.
Lo studio evidenza la spinta crescente
degli investimenti verso le energie
alternative attraverso la valutazione
e la previsione della portata delle
operazioni di merger & acquisition.
A questo proposito, nella prima metà
del 2011 si sono registrate 51 operazioni
per un valore totale di 10,6 miliardi
di euro. L’offerta di Iberdrola
per rilevare il 20% di Renovables Sa
Iberdrola è stato stimato il più grande
affare dell’anno, in termini economici,
con un valore di 2,6 miliardi
di euro, seguito dai 1,5 miliardi di
euro offerti da France Sa Electricité
per il controllo del 50% di Edf Energies
Nouvelles.
65

66
24
Il 72% degli intervistati si aspetta che
le operazioni di merger & acquisition
nel settore delle energie alternative
aumenteranno nei prossimi mesi,
una percentuale inferiore a quella
registrata lo scorso anno (era il 78%),
ma che comunque evidenzia la predominanza
di aspettative positive.
Secondo il 67% sarà l’Europa il bacino
territoriale più in fermento, grazie
alla spinta alle rinnovabili che viene
esercitata a vario titolo da molti suoi
Paesi membri verso i propri settori
“best seller”: i Paesi nordici per l’eolico,
l’Italia, la Spagna e la Grecia per
il solare, l’Europa continentale per il
geotermico e le biomasse. Per queste
ultime, tra l’altro, lo studio prevede
ottime fortune anche in Italia, un
mercato finora dominato dal fotovoltaico.
Una percentuale analoga ha
anche indicato l’importanza dei mercati
emergenti per le attività di M&A
nel settore delle rinnovabili. Secondo
l’indagine, le attività di fusioni e acquisizioni
per eolico e solare saranno
le più numerose, ma le biomasse
guadagneranno sempre maggiore
rilevanza. Gli aiuti governativi sono
ovviamente ancora considerati fondamentali
(dal 72% del campione)
per conferire impulso al settore, e il
31% degli intervistati è convinto che
la forma di sussidio più efficace, ai
fini di direzionare gli investimenti, sia
quella delle tariffe incentivanti, dunque
sul modello italiano.
I principali freni agli investimenti sono
individuati nelle incertezze e nelle
lacune normative (che evidentemente
non affliggono solo il nostro Paese)
anche se la percentuale di quanti
puntano il dito contro questo “neo”
è scesa in maniera consistente dal
2010 al 2011, passando dal 42 al
34%. Anche il problema dell’accesso
ai finanziamenti sembra molto meno
stringente rispetto a quanto segnalato
dalla scorsa indagine: in questa
edizione dello studio, solo il 29% degli
intervistati ha affermato che si
tratta di un ostacolo significativo,
contro il 70% del 2010. Una vera e
9/2011
propria minaccia, invece, viene ravvisata
per il futuro del settore delle
rinnovabili se i prezzi del greggio tornassero
vicini ai 60 dollari al barile,
portandosi quindi a livelli di competitività
oggi irraggiungibili dalle fonti
Green: in questo caso gli investimenti
nelle fonti pulite potrebbero essere
a rischio. Ma si tratta, al momento, di
una minaccia alquanto remota.
ma.an.
Nel fotovoltaico italiano potrebbero andare avanti
solamente progetti autorizzati “nudi”
Il decreto per il quarto Conto energia ha ridisegnato completamente lo scenario
degli investimenti nel settore fotovoltaico in Italia, sia per l’ulteriore riduzione delle
tariffe, sia per il nuovo meccanismo d’incentivazione, che crea grande incertezza sul
se, sul quando e su quali incentivi un progetto fotovoltaico avrà diritto, anche considerando
che viene per la prima volta fissato un plafond costituente l’importo massimo
che lo Stato può di semestre in semestre stanziare.
Una volta esauriti tutti i progetti attualmente in corso di costruzione, andranno probabilmente
avanti solamente progetti fotovoltaici autorizzati “nudi”, ovvero non costruiti,
restando non prevedibile se e come saranno ammessi all’incentivazione. Altri
limiti sono ravvisabili nella più rigida applicazione dei criteri per la sottoposizione a
Valutazione di impatto ambientale degli impianti fotovoltaici a terra e, allo stato attuale,
nell’assenza di una disciplina normativa uniforme su tutto il territorio nazionale
in materia di regolamentazione della fase autorizzativa.
Dall’estero guardano comunque con interesse al nostro Paese per le sue eccezionali
qualità di irraggiamento solare, oltre al fatto che l’Italia rimane comunque uno dei
pochi Paesi che incentiva con fondi pubblici, e dunque di sicura erogazione. Si ritiene
comunque che le banche finanzieranno solo quei progetti per i quali sia pianificabile
un determinato ritorno dell’investimento e quindi che saranno certamente ammessi
alle tariffe più convenienti.
Considerando lo stato delle cose, un investitore può prevedere, in alcuni casi, che
siano sospesi gli effetti del contratto che viene stipulato per l’acquisto dell’impianto,
fino a quando non vengano ottenuti i necessari permessi o autorizzazioni mancanti e
comunque risolte le problematiche rilevate con l’attività di due diligence, il tutto entro
un termine massimo. Altra garanzia è costituita dalla costituzione di un deposito fiduciario
del prezzo dell’impianto, che potrà essere incassato solamente nel momento in
cui si risolvano i problemi rilevati in sede di due diligence, momento nel quale si stabilisce
che la proprietà dell’impianto passi all’acquirente.
Roberto Pera - managing partner Roedl & Partner
Piergiorgio Zettera - associate Roedl & Partner

9/2011 24
SCENARI
La rivoluzione delle energie rinnovabili
presuppone tecnologie e obiettivi di sistema
Il passaggio dalle fonti fossili a quelle pulite comporta la rivisitazione di logiche
globali. Bassa densità energetica e variabilità delle fonti sono le sfide da affrontare
L
’ultimo rapporto dell’International
energy agency (Iea) sulle prospettive
energetiche globali, reso pubblico alla fine
del 2010, conteneva una conferma largamente
anticipata da molti esperti, ma passata
generalmente in sordina sui mezzi di
informazione di massa. Eppure, le sue
conseguenze avranno un impatto radicale
sull’economia mondiale nel lungo periodo.
Il picco di estrazione del greggio
convenzionale è stato raggiunto nel 2006,
e la produzione mondiale non potrà che
decrescere gradualmente, non importa
quante risorse tecniche ed economiche
saranno messe in campo. Semplicemen-
te, le riserve mondiali si stanno esaurendo
(si veda la figura in basso). Ciò non significa
una fine imminente dell’era dei combustibili
fossili che hanno plasmato la società
moderna dall’inizio dell’era industriale,
perché le riserve di greggio non
convenzionale, di gas naturale e di carbone
potranno supplire alla domanda crescente
nei prossimi decenni. Ma la transizione
dal sistema energetico attuale, basato
per l’82% su fonti fossili, sarà inevitabile.
Tuttavia, il passaggio verso un sistema
energetico alternativo che sfrutti le fonti
rinnovabili sarà un processo molto più
Previsione della produzione mondiale di greggio
lungo e complesso di quanto generalmente
non si pensi. Le straordinarie proprietà
dei combustibili fossili (alta densità
energetica, facilità di estrazione e di trasporto,
possibilità di immagazzinamento
su larga scala) hanno plasmato la struttura
stessa del mondo moderno, caratterizzato
da un’agricoltura altamente meccanizzata
e dipendente da massicci input di
fertilizzanti (che sono prodotti a partire
dal gas naturale mediante sintesi dell’ammoniaca),
da una produzione industriale
di beni di consumo e, infine, da un’elevata
mobilità di merci e persone.
Persino l’organizzazione del territorio,
Greggio non convenzionale
Gas naturali liquidi
Giacimenti ancora
non scoperti
Giacimenti ancora
non sfruttati
Giacimenti attualmente
sfruttati
Fonte: Iea, World Energy Outlook 2010
67

68
24
con la concentrazione crescente della
popolazione umana in mega agglomera-
ti urbani ad altissima densità, riflette e
ben si coniuga con la densità energetica
caratteristica dei combustibili fossili.
Non basta, quindi, sostituire una centrale
termoelettrica a carbone con un parco
eolico. L’intera struttura della società
moderna deve essere adattata alle caratteristiche
radicalmente diverse delle fonti
rinnovabili. Si tratta di una transizione
su enorme scala, resa ancora più urgente
dall’impatto ambientale crescente, in
termini di emissioni, dovuto alla combustione
e alla trasformazione delle fonti
fossili.
Una valutazione a 360 gradi
A questo proposito, osserviamo che il riscaldamento
globale dovuto alle emissioni
di gas serra è solo un aspetto
dell’impatto ambientale. La realtà è che
qualsiasi sistema energetico ha un impatto
ambientale, misurabile su molteplici
dimensioni, e che la scala del fabbisogno
energetico attuale ci costringerà a com-
Confronto multidimensionale tra due sistemi energetici alternativi
Sistema 1
Valutazioni
9/2011
promessi difficili. Diviene quindi fondamentale
adottare un metodo il più possibile
completo per confrontare sistemi
energetici alternativi secondo una molteplicità
di dimensioni di valutazione. Questo
“approccio multidimensionale”, che
abbiamo adottato, per esempio, nella definizione
di piani energetici comunali,
consente di presentare ai decisori politici
un insieme più ricco di informazioni su cui
basare le proprie scelte. La figura sottostante
mostra la valutazione di due soluzioni
possibili per ottenere lo stesso obiet-
Sistema 2
Efficienza industria Efficienza industria
Elettrodomestici Cogenerazione
Biomasse dedicate
Elettrodomestici
Biomasse
Biomasse
Area verde
Solare termico
Solare fotovoltaico
Area verde
Solare
termico
Valutazioni
Efficienza energetica Efficienza energetica
Economicità Rinnovabilità Economicità
Rinnovabilità
Riutilizzo/
smaltibilità
Riqualificazioni
edili
Riduzione
delle emissioni
Riutilizzo/
smaltibilità
Solare fotovoltaico
Densità energetica Densità energetica
Cogenerazione
Riduzione
delle emissioni
Riqualificazioni
edili
Fonte: Cefriel

9/2011 24
tivo di riduzione delle emissioni. In questo
caso, due sistemi energetici alternativi sono
stati valutati in base a sei criteri di merito,
per ciascuno dei quali la metodologia
assegna un voto tra 0 e 10. La rappresentazione
grafica mediante un semplice diagramma
radar evidenzia a colpo d’occhio
la valutazione complessiva del sistema
energetico, mostrandone i punti di forza
e di debolezza.
Le peculiarità delle rinnovabili
Un sistema energetico basato su fonti rinnovabili
dovrà essere progettato tenendo
conto delle loro caratteristiche peculiari, in
particolare bassa densità energetica, variabilità
e geo-localizzazione. Le fonti rinnovabili,
infatti, hanno generalmente una bassa
densità energetica, ciò significa che necessitano
di ampie estensioni per soddisfare
un dato fabbisogno (si veda la figura in
questa pagina). Per esempio, i parchi eolici
moderni producono circa 2 Watt per metro
quadrato e generano elettricità per non
più del 25% del tempo (rispetto, per esempio,
al 70% di una centrale a carbone). Se
volessimo coprire il fabbisogno mondiale di
elettricità con turbine eoliche, avremmo
bisogno di un’area di circa 4 milioni di chilometri
quadrati, pari a tredici volte la superficie
dell’Italia. La bassa densità energetica
non si riflette soltanto sull’occupazione
di territorio, ma anche sulla necessità di
costruire le infrastrutture necessarie per
concentrare l’energia così prodotta e distribuirla
agli utilizzatori finali (l’industria, il
residenziale e i trasporti), che sono in larga
parte strutturati in agglomerati ad altissima
densità di consumo.
La variabilità e la geo-localizzazione pongono
ulteriori requisiti strutturali. Rimanendo
sul caso dell’energia eolica, occorre
realizzare migliaia di chilometri di linee di
trasmissione per trasmettere l’energia prodotta
dalle regioni ventose (le zone centrali
negli Stati Uniti, il Mare del Nord in Europa)
agli utilizzatori finali (le fasce costiere
del Nord America e le zone altamente industrializzate
dell’Europa centrale). La variabilità
intrinseca della fonte primaria potrebbe
essere poi attenuata grazie a infrastrutture
ancora più complesse, come una
rete elettrica altamente interconnessa su
scala nazionale o meglio continentale, in
grado di distribuire in modo intelligente
l’energia generata in eccesso in una data
zona geografica in modo da supplire alla
carenza di generazione in un’altra zona.
Oltre agli inevitabili impatti sul territorio
dell’imponente infrastruttura necessaria
(torri eoliche, cabine di trasformazione, linee
ad alta tensione, strade di accesso), la
costruzione e manutenzione di un tale apparato
richiederà enormi flussi di materiali,
con problemi intuibili di disponibilità
delle materie prime, estrazione, trasformazione,
smaltimento.
Il ruolo delle tecnologie digitali
Un sistema energetico basato prevalentemente
su flussi rinnovabili si configura quindi
come un sistema altamente interconnesso,
decentralizzato, alimentato da una
molteplicità di fonti di svariate dimensioni,
dal pannello solare su scala residenziale agli
immensi campi eolici marini con capacità
paragonabili a una centrale nucleare. Una
struttura di questo tipo richiede intrinsecamente
un sistema di controllo intelligente,
distribuito e in tempo reale per gestirne la
complessità, coordinare la generazione con
il fabbisogno, ottimizzare le prestazioni e
ridurre i costi operativi e di manutenzione.
Solo le moderne tecnologie digitali possono
Densità energetica delle fonti
fossili e delle rinnovabili
Fonte: Cefriel
realizzare tale sistema di controllo. Per questo
motivo, sono ormai divenute essenziali
nelle recenti trasformazioni che coinvolgono
tutti i settori energetici. Ciò si riflette
nella nostra esperienza professionale, nei
progetti che realizziamo a ogni livello della
catena di trasformazione dell’energia,
dall’ottimizzazione dei consumi residenziali
e industriali, alle reti di distribuzione “intelligenti”
di elettricità, gas e acqua, ai cicli
di raccolta e smaltimento dei rifiuti, alla mobilità
elettrica. Ma l’intelligenza digitale, per
quanto sofisticata, non può fissare gli obiettivi
del sistema, che devono essere stabiliti
dai decisori politici in base al mandato della
società civile. L’auspicio è che siano fissati in
modo non ideologico, ma basandosi su informazioni
e metodi di valutazione il più
possibile completi, scientifici e trasparenti.
Diego Ragazzi
manager Green Ict di Cefriel
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70
24
EFFICIENZA ENERGETICA
Nuova illuminazione a Led
per i quadri della Pinacoteca Ambrosiana
L’installazione, sponsorizzata da Eon, permette di risparmiare energia e riduce
i costi di manutenzione, consentendo una miglior fruizione delle opere d’arte
Valorizzare le opere esposte attraverso
una miglior illuminazione,
ottenendo nel contempo un considerevole
risparmio energetico: è quanto si è
proposta Eon Italia sponsorizzando, nella
Biblioteca Pinacoteca Ambrosiana di
Milano, un nuovo impianto a Led (Light
emitting diode), che promette una migliore
efficienza energetica tagliando i
consumi del 70%.
L’installazione è stata realizzata, per il
momento, in sei sale della Pinacoteca,
ma è prevista in futuro anche in altre
sezioni. Le soluzioni a Led utilizzate, come
ha sottolineato l’amministratore delegato
della società Luca Dal Fabbro,
hanno una potenza inferiore rispetto al
vecchio sistema di illuminazione alogena
Una delle sale della Pinacoteca Ambrosiana rinnovata con la nuova illuminazione
(da 71 Watt a 6,5 Watt) e presentano
numerosi vantaggi, tra i quali, per esempio,
l’assenza di sostanze tossiche, con
componenti facilmente smaltibili, e una
maggior durata delle lampade (circa
Anche la Pa punta sui diodi per abbattere i consumi
L’impegno di Eon si sta concentrando anche sullo sviluppo di progetti di efficienza per le
Pubbliche amministrazioni e le aziende. In particolare, Eon sta realizzando un nuovo impianto
di illuminazione stradale per il Comune di Bellegra, in provincia di Roma. Per
questo progetto Eon si è affidato a Gelbison Electronics, realtà salernitana che opera nel
settore dell’illuminazione a Led,
con la quale l’azienda ha siglato un
accordo. Sono stati sostituiti 534
corpi illuminanti con la tecnologia
a Led e messi in sicurezza gli impianti,
con l’obiettivo di abbattere
i consumi del 70% e di ridurre i
costi di manutenzione di 18.000
euro all’anno, grazie alla maggior
durata delle luci.
9/2011
30mila ore), con conseguente riduzione
dei costi di manutenzione e sostituzione
dei corpi illuminanti.
Dal nuovo impianto trae beneficio anche
la conservazione delle opere d’arte,
in quanto la luce a Led non scalda, poiché
il calore viene dissipato nella parte
posteriore del corpo illuminante.
La maggior difficoltà incontrata nell’installazione
è stata valorizzare ogni singola
opera adattando l’illuminazione a
dimensioni e soggetti molto diversificati,
facendo risaltare il quadro su uno
sfondo murale tenuto volutamente in
ombra. Tra i progetti futuri di Eon c’è,
oltre all’ampliamento del progetto ad
altre sale della Pinacoteca, l’illuminazione
della facciata. l.m.m.

Il Sole 24 ORE S.p.A.
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denominata Informativa Economica di Settore.
ATTIVITÀ
31.12.2010 31.12.2009
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari 80.929 86.125
Avviamento 18.233 513
Attività immateriali 35.708 18.915
Partecipazioni in società collegate e joint venture 1.320 1.320
Attività finanziarie disponibili per la vendita 875 2.875
Altre attività finanziarie non correnti 19.724 19.168
Altre attività non correnti 119.062 150.668
Attività per imposte anticipate 37.623 18.092
Totale
Attività correnti
313.474 297.676
Rimanenze 5.645 10.770
Crediti commerciali 152.767 149.408
Altri crediti 10.821 8.291
Altre attività finanziarie correnti 9.928 21.420
Altre attività correnti 5.320 5.459
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 68.873 87.383
Totale 253.355 282.731
Attività destinate alla vendita - 1.591
TOTALE ATTIVITÀ 566.828 581.998
CONTO ECONOMICO
BILANCIO AL 31.12.2010
STATO PATRIMONIALE
2010 2009
Ricavi quotidiani, libri e periodici 134.006 146.642
Ricavi pubblicitari 182.637 161.554
Altri ricavi 101.732 99.007
Totale ricavi 418.375 407.203
Altri proventi operativi 17.833 13.604
Costi del personale (157.647) (153.756)
Variazione delle rimanenze (6.821) (1.842)
Acquisti materie prime e di consumo (19.519) (28.596)
Costi per servizi (224.051) (213.046)
Costi per godimento di beni di terzi (27.860) (25.680)
Oneri diversi di gestione (10.689) (9.561)
Accantonamenti (3.048) (2.396)
Svalutazione crediti (7.181) (5.623)
Margine operativo lordo (20.608) (19.693)
Ammortamenti attività immateriali (6.594) (3.369)
Ammortamenti attività materiali (10.300) (10.005)
Minusvalenze/Plusvalenze (2.008) 225
da cessione attività non correnti
Risultato operativo (39.509) (32.842)
Proventi finanziari 1.840 3.199
Oneri finanziari (602) (472)
Totale Proventi (Oneri) finanziari 1.238 2.727
Altri proventi (oneri) da attività (4.074) (20.642)
e passività di investimento
Risultato prima delle imposte (42.346) (50.757)
Imposte sul reddito 6.660 4.321
Risultato netto (35.686) (46.436)
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
A) Patrimonio netto 31.12.2010 31.12.2009
Patrimonio netto
Capitale sociale 35.124 35.124
Riserve di capitale 180.316 180.316
Riserve di rivalutazione 20.561 20.561
Riserve di copertura e di traduzione (339) (333)
Riserve - Altre 26.638 35.385
Utili (Perdite) portati a nuovo 62.190 99.252
Utile (Perdita) dell'esercizio (35.686) (46.436)
Totale Patrimonio netto 288.804 323.869
B) Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti 7.481 10.144
Benefici ai dipendenti 33.189 32.041
Passività per imposte differite 6.562 740
Fondi rischi e oneri 14.944 13.717
Altre passività non correnti 34 34
Totale 62.211 56.676
C) Passività correnti
Scoperti e finanziamenti bancari scadenti entro l’anno 2.663 3.143
Altre passività finanziarie correnti 478 4.162
Passività finanziarie detenute per la negoziazione 468 459
Debiti commerciali 150.510 140.244
Altre passività correnti 5.177 4.398
Altri debiti 56.519 49.047
Totale 215.813 201.453
Passività destinate alla vendita - -
Totale passività 278.024 258.129
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ 566.828 581.998
PROSPETTO DI DETTAGLIO DELLE VOCI DI BILANCIO
PUBBLICATO AI SENSI DELL'ART. 9
DELLA DELIBERA 129/02/CONS DELL'AUTORITÀ
PER LE GARANZIE NELLE COMUNICAZIONI,
DENOMINATA INFORMATIVA ECONOMICA DI SISTEMA
01 Vendita di copie 123.866.427,61
02 Pubblicità 133.977.577,78
03 - Diretta 133.977.577,78
04 - Tramite concessionaria -
05 Ricavi da editoria online 424.843,71
06 - Abbonamenti 424.843,71
07 - Pubblicità -
08 Ricavi da vendita e di informazioni -
09 Ricavi da altra attività editoriale 43.106.788,43
10 Totale voci 01+02+05+08+09 301.375.637,53
ELENCO DELLE TESTATE IN ESCLUSIVA PUBBLICITARIA
PER L'ANNO 2010

72
EVENTI
24
giunto all’undicesima edizione
È l’Italian Energy Summit, l’appuntamento
annuale che Il Sole 24 Ore propone
agli operatori del settore per offrire
una panoramica del mercato
energetico a livello nazionale e internazionale.
Articolato in tre giornate, il 26, 27 e 28
settembre, nella sede di Milano del
Gruppo 24 Ore, in Via Monte Rosa 91,
quest’anno sarà incentrato sull’argomento
“Quale futuro per il nuovo
energy mix?”.
Lo svolgimento dell’evento prevede
una conferenza inaugurale dal titolo
“Energy mix: la gara tra le fonti. Lo
sviluppo del sistema italiano tra elettrico,
petrolio, carbone, gas e rinnovabili”,
seguita, nelle prime due giornate,
da momenti di approfondimento
sulle seguenti tematiche: il mercato
del gas, il mercato elettrico, il
mercato delle rinnovabili e le dinamiche
di sistema, efficienza energetica
e ottimizzazione dei consumi in
azienda.
Il giorno 28, invece, sono in programma
due workshop: il primo, al mattino,
9/2011
a cura di Laura Marinoni Marabelli
Il giusto mix energetico per il nostro Paese
Se ne parlerà presso l’Italian Energy Summit, dal 26 al 28 settembre a Milano
14-16 settembre
Nella Capitale cinque fiere sull’energia alternativa
In settembre, alla Fiera di Roma, sono in mostra Zeroemission Rome,
dedicato a energie rinnovabili, sostenibilità ambientale
ed emission trading, che si svolge in concomitanza con Eolica Expo
Mediterranean, sull’energia eolica, CO2 Expo, sul mercato dei crediti
di carbonio, Pv Rome Mediterranenan, sulle tecnologie fotovoltaiche,
e Solartech, dedicato a solare a concentrazione
e termico. Il sito Internet per avere ulteriori dettagli è
www.zeroemissionrome.eu/it_zer.
23-25 settembre
Klimaenergy è alla quarta edizione
Klimaenergy, il salone internazionale delle energie rinnovabili,
si presenta quest’anno a Fiera Bolzano con un ampio spazio
espositivo, un programma di eventi collaterali (workshop e
conferenze) e i tour guidati a impianti già realizzati che utilizzano
energie rinnovabili. Nell’ambito del salone, vi è il Klimaenergy
Award, il concorso organizzato da Fiera Bolzano e Fondazione Cassa
di Risparmio, che premia i più validi progetti nel campo delle energie
rinnovabili che Comuni, Province e Regioni realizzano per coprire il
Altri appuntamenti
sugli aspetti contabili e fiscali degli investimenti
e dei prodotti del mercato
delle rinnovabili, mentre il pomeriggio
sarà dedicato alla sessione sul trading
di energia.
Maggiori informazioni sul programma,
sulle quote di partecipazione e sulle modalità
di acquisto sono reperibili sul sito
www.formazione.ilsole24ore.com/st/
energy2011/.
Per iscriversi al Summit e ai workshop
occorre telefonare allo 0256601887 o
inviare una mail al seguente indirizzo:
iscrizioni@formazione.ilsole24ore.com.
proprio fabbisogno energetico. Altre informazioni sono sul sito
www.fierabolzano.it/klimaenergy.
5-6 ottobre
Un Forum sul Billing nel capoluogo lombardo
I modelli, le soluzioni e i sistemi per gestire la fatturazione
nelle società energetiche: sono gli argomenti del Billing & Crm
Forum, la mostra convegno organizzata dall’Istituto
internazionale di ricerca che si svolge all’Ata Hotel Executive. Il
programma dettagliato e la quota di iscrizione
sono reperibili all’indirizzo www.iir-italy.it.
5-8 ottobre
Tre aree tematiche per il Saie 2011
All’insegna del motto “Innovare, integrare, costruire”, Saie,
il salone internazionale dell’edilizia, in programma a Bologna
Fiera, si articola in tre aree tematiche: Saienergia & sostenibilità,
Saiecantiere & produzione e Saieservizi, con diversi percorsi
espositivi. Le Piazze di Saie e e le aree Demo, punto d’incontro
per i vari operatori, sono corredate da un ampio calendario di
convegni e seminari. Per altre informazioni collegarsi al sito
www.saie.bolognafiere.it.

Gruppo 24 ORE
Il Sole 24 ORE S.p.A.
Sede legale e Amministrazione: Via Monte Rosa 91 - 20149 Milano - Tel. 02 3022.1 - www.ilsole24ore.com
Capitale Sociale Euro 35.123.787,40 i.v. - n. 00777910159 di Cod. Fisc., P.IVA e iscrizione nel Registro Imprese di Milano -
R.E.A. n. 694938 pubblicato ai sensi dell'articolo 9, della delibera 129/02/CONS dell’Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni,
denominata Informativa Economica di Settore.
BILANCIO CONSOLIDATO AL 31.12.2010
ATTIVITÀ
31.12.2010 31.12.2009
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari 84.769 90.523
Avviamento 73.111 72.867
Attività immateriali 89.958 100.511
Partecipazioni in società collegate e joint venture 3.091 3.098
Attività finanziarie disponibili per la vendita 1.179 2.903
Altre attività finanziarie non correnti 19.766 19.227
Altre attività non correnti 1.218 773
Attività per imposte anticipate 41.336 29.617
Totale 314.428 319.519
Attività correnti
Rimanenze 9.952 15.433
Crediti commerciali 178.662 193.537
Altri crediti 13.141 12.517
Altre attività correnti 6.222 6.847
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 76.713 95.277
Totale 284.690 323.611
Attività destinate alla vendita - 2.992
TOTALE ATTIVITÀ 599.118 646.122
Gruppo 24 ORE
2010 2009
Ricavi quotidiani, libri e periodici 137.421 155.443
Ricavi pubblicitari 182.804 187.559
Altri ricavi 161.746 159.700
Totale ricavi 481.971 502.702
Altri proventi operativi 18.030 14.359
Costi del personale (189.975) (203.207)
Variazione delle rimanenze (6.154) (2.966)
Acquisti materie prime e di consumo (24.795) (34.299)
Costi per servizi (235.415) (243.605)
Costi per godimento di beni di terzi (35.463) (33.443)
Oneri diversi di gestione (13.081) (14.290)
Accantonamenti (3.469) (2.286)
Svalutazione crediti (8.426) (7.650)
Margine operativo lordo (16.777) (24.685)
Ammortamenti attività immateriali (18.101) (19.776)
Ammortamenti attività materiali (11.456) (11.565)
Perdita di valore di attività materiali e immateriali - (11.716)
Plus/minusvalenze da cessione att. non corr. (1.489) 272
STATO PATRIMONIALE
CONTO ECONOMICO
Valori in migliaia di euro
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
31.12.2010 31.12.2009
A) Patrimonio netto
Patrimonio netto attribuibile ad azionisti della controllante
Capitale sociale 35.124 35.124
Riserve di capitale 180.316 180.316
Riserve di rivalutazione 20.561 20.561
Riserve di copertura e di traduzione (339) (333)
Riserve - Altre 25.995 34.961
Utili/(Perdite) portati a nuovo
Utile (Perdita) attribuibile ad azionisti
35.609 78.799
della controllante (40.100) (52.564)
Totale 257.166 296.864
Patrimonio netto attribuibile a partecipazioni di minoranza
Capitale e riserve attribuibili
a partecipazioni di minoranza
608 1.497
Utile (perdita) attribuibile a partecipazioni di minoranza (312) (779)
Totale 296 718
Totale Patrimonio netto
B) Passività non correnti
257.462 297.581
Passività finanziarie non correnti 8.109 10.886
Benefici ai dipendenti 37.051 38.786
Passività per imposte differite 19.047 20.997
Fondi rischi e oneri 16.789 19.209
Altre passività non correnti 74 34
Totale
C) Passività correnti
81.070 89.912
Scoperti e finanziamenti bancari scadenti entro l’anno 3.084 3.633
Passività finanziarie detenute per la negoziazione 468 459
Debiti commerciali 162.649 161.077
Altre passività correnti 9.675 8.792
Altri debiti 84.711 84.195
Totale 260.586 258.156
Passività destinate alla vendita - 472
Totale passività 341.656 348.540
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ 599.118 646.122
Valori in migliaia di euro
2010 2009
Risultato operativo (47.824) (67.470)
Proventi finanziari 1.761 3.046
Oneri finanziari (699) (596)
Totale Proventi (Oneri) finanziari 1.061 2.450
Altri proventi (oneri) da attività (1.884) (555)
e passività di investimento
Utili (perdite) da valutazione partecipazioni (12) (1.168)
Risultato prima delle imposte (48.659) (66.743)
Imposte sul reddito 8.247 13.400
Risultato delle attività in funzionamento (40.412) (53.343)
Risultato delle attività cessate - -
Risultato netto (40.412) (53.343)
Risultato attribuibile a partecipazioni di minoranza (312) (779)
Risultato attribuibile ad azionisti della controllante (40.100) (52.564)
Utile per azione-base in euro (0,32) (0,39)
Utile per azione-diluito in euro (0,32) (0,39)

74
Ne abbiamo parlato a pagina:
A A2a - 52
Acea - 57
Acquirente unico - 27
Aeeg - 26
Agenzia internazionale
dell’energia - 38, 63, 67
Alstom - 41
Althesys - 55
Ance - 47
Ansaldo Energia - 22
Aper - 35
Api Nova Energia - 7
Assocarboni - 13
Assoelettrica - 14
Assosolare - 31
Auprema - 52
Autorità per l’energia elettrica
e il gas - 12, 27, 44
Aws Ocean Energy - 41
B Banca europea per gli
investimenti - 46, 58
Banca Imi - 41
Bluewater - 38
C Camagni Olmini - 52
Canadian Solar - 40
Cap Holding - 58
Cassa Depositi e Prestiti - 46, 57
Centrobanca - 41
Ciet - 22
Cipe - 41
Comitato termotecnico
italiano - 47
Conscoop - 7
D Desertec industrial initiative - 41
Deutsche Bank - 7, 46
E Edf Energies Nouvelles - 65
Edipower - 12
Edra Ambiente - 7
Enel - 11, 14, 15
Enel Green Power - 35, 41
Energy Resources - 7
Indice inserzionisti pubblicitari
Bologna Fiere - 10
CanadianSolar - IV di cop.
Dsf Spark Energy - 25
Energy Resources - 37
Fiera Bolzano - 54
Fiera Milano - III di cop.
Icenova - 28
Eni - 14, 18
Eon Italia - 70
eSolar - 24
Espe - 7
F Fanfoni Impianti - 7
Federutility - 60
Fiera Bolzano - 72
Fiper - 36
Fondazione Cassa di risparmio - 72
France Sa Electricité - 65
G Ge Energy - 22, 23
Ge Power and Water - 23
Gelbison Electronics - 70
Geogreen - 14
Gme - 44
Gmpr Group - 26
Gruppo Gavio - 20
Gruppo Tamoil - 20
Gse - 26, 29, 35
H Hong Kong and Shanghai
Banking Corporation - 63
I Iberdrola - 65
Ifi - 31
Isofoton - 7
Istituto internazionale
di ricerca - 72
K Kopernico - 7
L Legacoop Abitanti - 52
Legacoop Abitanti Lombardia - 52
M Martifer - 32
Merger Market - 65
MetCap Energy Investments - 23
Metropolitana Milanese - 55, 58
Microsoft Italia - 61
Moroccan agency for solar
energy - 41
N Nomisma Energia - 12
Novabita - 50
Icim - II di cop.
Iml Impianti - 8, 9, 42
Schneider - 17, 19, 21
Schott Solar - 4
Troyer - 53
W.T.E. Waste to Energy - 34
P Petrolifera Italo Rumena - 20
Politecnico di Milano - 29, 36, 47
Ponte di Archimede - 39
Publiacqua - 56, 57
R Renergy - 7
Renovables Sa Iberdrola - 65
RePower Systems - 7
Rie - 26
Rodl & Partner - 65
Romana Costruzioni - 22
S Sanyo - 7
Seconda Università degli studi
di Napoli - 38
Sharp - 41
Siemens - 22, 24
Smec - 52
Sofregas - 14
Solon - 32
Solsonica - 7
Sorgenia - 22
Sorgenia Power - 22
STMicroelectronics - 41
Stogit - 15
SunEdison - 41
SunPower - 40
T Technimont Kt - 14
Technip - 14
Terna - 22, 27, 35
U UniAbita - 52
Unicredit - 41
Unido - 38
Unione petrolifera - 11, 16, 18
Università di Bologna - 26
Università di Napoli Federico II - 39
Università Mediterranea
di Reggio Calabria - 38
Updating - 35
W Wavenergy.it - 39
anno IV - n. 38 - settembre 2011
DIRETTORE RESPONSABILE:
Mattia Losi
REDAZIONE:
Maria Andreetta (Caposervizio)
SEGRETERIA DI REDAZIONE:
Laura Marinoni Marabelli
COLLABORATORI:
Agnese Ananasso, Luciano Barelli,
Guido Plutino, Luca Re, Chiara Scalco,
Nadia Tadioli, Gianluigi Torchiani,
Ruggero Vota
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claudio.codazzi@creativebrain.it
DIRETTORE EDITORIALE BUSINESS MEDIA:
Mattia Losi
PROPRIETARIO ED EDITORE:
Il Sole 24 ORE S.p.A.
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PRESIDENTE: Giancarlo Cerutti
AMMINISTRATORE DELEGATO: Donatella Treu
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Associato a:
24

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