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PIANO ENERGETICO REGIONALE

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PIANO ENERGETICO

DELLA REGIONE ABRUZZO

VOLUME 3

PARTE I

INDIRIZZI E PROPOSTE DI AZIONE DEL PIANO

INDIRIZZI GENERALI


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INDICE Indice.......................................................................................................................................... 2

1 Energia da Biomasse .......................................................................................................... 5

1.1 Introduzione................................................................................................................. 5

1.1.1 Biomassa derivante da residui organici................................................................7

1.1.2 Biomassa derivante da colture dedicate ............................................................... 9

1.2 Tecnologie di conversione......................................................................................... 11

1.3 Il biodiesel ................................................................................................................. 12

1.3.1 Il processo di realizzazione ................................................................................ 15

1.3.2 Parametri caratteristici per la valutazione del biodiesel..................................... 18

2 Energia eolica................................................................................................................... 20

2.1 Introduzione............................................................................................................... 20

2.1.1 Scenario attuale e pianificazione........................................................................ 20

2.2 Energia derivante dal vento: tecnologie .................................................................... 21

3 Energia geotermica........................................................................................................... 32

3.1 Introduzione............................................................................................................... 32

3.2 Energia geotermica: tecnologie ................................................................................. 35

4 Energia idroelettrica ......................................................................................................... 42

4.1 Introduzione............................................................................................................... 42

4.2 Energia idroelettrica: tecnologie................................................................................ 43

5 l’energia solare ................................................................................................................. 47

5.1 Solare Termico .......................................................................................................... 47

5.1.1 Il mercato europeo del solare termico ................................................................ 47

5.1.2 Il mercato italiano del solare termico................................................................. 52

5.1.3 Sviluppi e tendenze del ST a bassa temperatura ................................................ 56

5.1.4 Sviluppi e tendenze del ST ad alta temperatura ................................................. 58

5.2 Solare Fotovoltaico.................................................................................................... 60

6 La cogenerazione.............................................................................................................. 63


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6.1 Vantaggi e limiti della cogenerazione ....................................................................... 64

6.2 Tipologie di motori primi .......................................................................................... 64

6.3 Campi di applicazioni dei vari tipi di cogeneratori...................................................65

6.4 Utilizzi dei cogeneratori ............................................................................................ 65

6.5 Cogenerazione e teleriscaldamento ........................................................................... 66

6.6 Esercizio di un cogeneratore...................................................................................... 67

6.7 La trigenerazione e le macchine ad assorbimento ..................................................... 68

6.8 Agevolazioni economiche e di prelievo per la cogenerazione .................................. 69

6.9 Potenzialità della cogenerazione nella Regione Abruzzo.......................................... 73

6.9.1 Settore industriale............................................................................................... 74

6.9.2 Settore terziario .................................................................................................. 78

7 Il risparmio energetico e l’uso razionale dell’energia...................................................... 80

7.1 “Fare di più con meno”: gli indirizzi dell’Unione europea ....................................... 80

7.2 Tecnologia efficienti di risparmio energetico............................................................ 81

7.2.1 Residenziale -Teriziario – Quadro nazionale ..................................................... 81

7.2.1.1 I Dlgs n.192/05 e n.311/06 – La Certificazione Energetica........................ 84

7.2.2 Residenziale-terziario – Quadro regionale......................................................... 91

7.2.2.1 Potenzialità di risparmio nel settore residenziale........................................ 91

7.2.2.2 Potenzialità di risparmio nelle strutture ospedaliere................................... 94

7.2.3 Settore industriale............................................................................................... 95

7.3 Interventi nel settore edilizio ..................................................................................... 96

7.3.1 Coibentazione..................................................................................................... 96

7.3.2 Ponti termici ....................................................................................................... 96

7.3.3 Umidità............................................................................................................... 97

7.3.4 Isolamento a cappotto......................................................................................... 97

7.3.5 Isolamento termico di solai, tetti e coperture ..................................................... 97

7.3.6 Inerzia termica delle strutture............................................................................. 98

7.3.7 Protezione dalla radiazione solare...................................................................... 98


4

7.3.8 Uso di vetri doppi............................................................................................... 98

7.4 Ventilazione naturale................................................................................................. 99

7.5 Interventi sugli impianti............................................................................................. 99

7.5.1 Le caldaie a condensazione ................................................................................ 99

7.5.2 Le pompe di calore........................................................................................... 101

7.5.3 Impianto di illuminazione ................................................................................ 101

7.5.4 I motori elettrici ad alta efficienza e gli inverter.............................................. 102

7.6 La Finanziaria 2007 e l’ efficienza energetica......................................................... 103

7.7 Altre iniziative e opportunità per il risparmio energetico........................................ 106

7.7.1 Il Sole a Scuola................................................................................................. 106

7.7.2 Progetto ESI –Edilizia Sostenibile Innovativa ................................................. 107

7.7.3 La CasaClima di Bolzano................................................................................. 107

7.7.4 Casa3litriRoma................................................................................................. 107

7.7.5 Riscaldamento a pavimento .............................................................................107

8 Indice delle figure........................................................................................................... 109

9 Indice delle tabelle ......................................................................................................... 110


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1 ENERGIA DA BIOMASSE

1.1 INTRODUZIONE

La definizione di biomassa viene specificata all’interno del Decreto Legislativo 29 dicembre

2003, n.387, secondo il quale è da ritenersi biomassa “la parte biodegradabile dei prodotti,

rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla

silvicoltura e dalle industrie connesse, nonchè la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e

urbani” .

Le biomasse rappresentano una fonte di energia polivalente il cui impiego trova spazio nel

settore della generazione elettrica, della produzione di calore e dei trasporti come

biocarburante. La biomassa vede il suo più importante contributo alla riduzione

dell’inquinamento atmosferico nell’abbassamento delle emissioni di CO2, in quanto la CO2

prodotta durante la combustione delle biomasse è controbilanciata dalla CO2 assorbita dalle

piante durante la loro crescita. Il bilancio di carbonio per il ciclo della biomassa è nullo, ossia

tutto il carbonio immesso in atmosfera nella combustione viene riassorbito dalla materia

organica vegetale in tempi molto brevi, se paragonati con il tempo necessario affinché il

carbonio liberato dalla combustione dei fossili rientri nel ciclo degli stessi.

Inoltre l’energia ricavata dalle piante ha una serie di vantaggi rispetto ai combustibili di

origine fossile, a seconda delle tecnologie utilizzate, come:

• Assenza di piombo, zolfo e altri inquinanti;

• Assenza o bassa quantità di idrocarburi incombusti, CO;

• Biodegradabilità dei combustibili;

• Capacità di sostituzione di componenti di combustibili liquidi tradizionali.

Oltre all’evidente vantaggio ambientale, alle biomasse è associato anche un vantaggio di tipo

socioeconomico: infatti è possibile creare una filiera che, partendo dal recupero di territori

marginali, porti fino alla produzione di energia, con la possibilità di impiego anche di quelle

zone rurali in cui si incontrano maggiori difficoltà economiche e che si avviano a un lento

processo di spopolamento.

Le biomasse vengono divise in due macro categorie:


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• la biomassa vegetale insieme all’ossigeno costituisce il prodotto della fotosintesi

clorofilliana delle piante e pertanto rappresenta biomassa che deriva direttamente da

questa attività;

• la biomassa animale rappresenta quella parte della biomassa che attraverso le catene

alimentari passa dal mondo vegetale al mondo animale.

È possibile operare una ulteriore distinzione:

• Biomasse residuali;

• Biomasse da colture energetiche.

Le prime comprendono i residui ed i sottoprodotti delle colture erbacee ed arboree, residui

derivanti dalla manutenzione forestale, scarti della lavorazione del legno, residui agro-

industriali, rifiuti solidi urbani. Queste hanno valenza energetica per il loro contenuto di

energia chimica che le rende utilizzabili come combustibili.

Le biomasse da colture energetiche, o anche biomasse vergini, comprendono, invece, specie

vegetali coltivate ad hoc, non sottoposte a lavorazione industriale ma destinate esclusivamente

alla produzione di energia.

Dalle distinzioni sopra esposte, si comprende che nel termine biomassa sono raggruppati

materiali che possono essere anche molto diversi tra loro per caratteristiche chimiche e

fisiche; di conseguenza anche le loro utilizzazioni, a fini energetici, possono essere molteplici.

I processi di conversione biochimica permettono di ricavare energia attraverso reazioni

chimiche dovute alla presenza di enzimi, funghi e altri microrganismi che si formano nella

biomassa mantenuta in particolari condizioni; i processi di conversione termochimica hanno

come fondamento l’azione del calore che permette lo sviluppo delle reazioni chimiche

necessarie a trasformare la materia in energia. Le tecnologie di conversione della biomassa

hanno lo scopo di produrre energia elettrica, termica e biocarburanti, medianti opportuni

processi, la cui resa è variabile in funzione dei parametri chimico-fisici delle biomasse; tra

questi, quelli da controllare maggiormente sono: umidità “U” (su base umida), cenere (Res),

elementi chimici fondamentali (C, H, N e S). Dalla conoscenza di questi è possibile definire

oltre che, per differenza, la percentuale di O, il rapporto carbonio/azoto (C/N) che costituisce

con l’umidità U, il parametro discriminante per la scelta del tipo di trasformazione energetica,

il cui valore dipende da numerosi fattori, quali:

• tipo di coltura,


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• composizione chimica del sottoprodotto,

• epoca e modalità di raccolta del prodotto,

• periodo utile di recupero,

• tempo di permanenza del sottoprodotto colturale in campo in relazione alle condizioni

ambientali.

L’umidità, inoltre, impone scelte tecniche precise nella fase di post-raccolta (conservazione e

immagazzinamento del materiale): quanto minore è il valore di U, tanto più facile e meno

laboriose sono le modalità operative di stoccaggio e viceversa.

Il rapporto C/N e l’umidità influenzano in modo diretto il parametro essenziale nella

valutazione delle qualità combustibili di una determinata biomassa: il Potere Calorifico Netto

(PCN). Esso dipende dal Potere Calorifico Inferiore della sostanza secca (PCI), ovvero dalla

quantità di energia termica che si sviluppa dalla combustione di un kg di sostanza secca di

biomassa, senza conteggiare l’apporto energetico dovuto alla condensazione del vapor

d’acqua formatosi durante la combustione dall’idrogeno contenuto nel combustibile. Inoltre,

vi è da considerare che, al momento dell’impiego, tutti i combustibili vegetali contengono

umidità (U in %) che, riducendo la quantità sostanza secca e causando lo “spreco” di parte del

calore sviluppato durante la combustione per l’essiccazione completa, penalizza l’attitudine

alla combustione della stessa biomassa.

1.1.1 Biomassa derivante da residui organici I sottogruppi principali rappresentanti la biomassa derivante da residui organici sono suddivisi

in forestali, agricoli e rifiuti solidi urbani.


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Figura 1: Classificazione dei residui organici

Per quanto riguarda le biomasse di origine forestale, l’Inventario Forestale Nazionale (IFN)

evidenzia che il tasso di utilizzazione sulla superficie boscata è di circa 1m3/ha/anno mentre

l’accrescimento risulta di oltre 3 m3/ha/anno. L’accrescimento della massa legnosa non è

sempre un dato positivo poiché, spesso, è il risultato di un abbandono del bosco, il quale

diventa soggetto in misura maggiore ad incendi e malattie e in molti casi non è più in grado di

svolgere l’importante funzione stabilizzante dei versanti. I regolari tagli di maturità,

accompagnati da interventi colturali come le ripuliture, i diradamenti e, in alcune realtà, le

potature, risultano fondamentali per accompagnare lo sviluppo e la crescita forestale ed

evitare eventi distruttivi. La quantità di legname utilizzabile annualmente può essere

quantificata in 25 milioni di m3 . Di questo potenziale, una parte (circa 10 Mm3) è destinata,

per le sue caratteristiche tecnologiche, a legname da lavoro; dalla lavorazione di tale legname

è possibile però ottenere almeno il 30% di materiale destinabile ad uso energetico (si parla di

residui forestali). In termini quantitativi, la destinazione d’uso del totale del legname può

essere così suddivisa: 2,486 Mm3/anno è utilizzato come legname da lavoro mentre 5,217

Mm3/anno vengono utilizzati come legna per combustibili.

Dalle attività agricole e agro-industriali, d’altro canto, derivano una serie di scarti, di

diverse tipologie, che sono potenzialmente utilizzabili per la produzione di energia, ma dei

quali attualmente non sono note con precisione né la quantità, in quanto manca un lavoro

analitico a livello nazionale, né la destinazione. In questa categoria di scarti rientrano:

- le potature degli alberi da frutto;

- le paglie dei cereali, gli steli, le foglie e i residui in genere di varie coltivazioni;


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- le vinacce, le sanse, i noccioli e gusci di frutta.

Si tratta di materiale abbandonato sul campo o accumulato durante le operazioni di selezione

e pulizia dei prodotti agricoli. Il potenziale energetico di questi residui è di difficile

valutazione poiché le loro caratteristiche presentano una notevole variabilità in funzione del

tipo di coltivazione, della regione geografica di produzione, del tipo di lavorazione a cui sono

sottoposti i prodotti principali. Per determinare la quantità secca annua disponibile di residui è

necessario conoscere la produzione annuale della specie agricola principale, il fattore

residuale ottenibile da essa, la frazione effettivamente recuperabile in campo e il rapporto fra

peso secco e peso totale della biomassa; il prodotto di queste quantità fornisce la grandezza

cercata.

Individuata la frazione organica e stimato il suo potere calorifico, che per i rifiuti organici si

attesta comunque intorno a 3500-4000 kcal/kg, risulta infine determinabile il contenuto

energetico del residuo. Nella valutazione del potenziale energetico dei residui, più che in altre,

è importante analizzare il costo da sostenere per realizzare le necessarie operazioni di

trasporto all’impianto di valorizzazione energetica, poiché l’ampia dispersione sul territorio

rende la voce di raccolta e trasporto particolarmente significativa nel bilancio complessivo

energetico ed ambientale, in conseguenza anche delle ridotte masse volumiche che

caratterizzano questa fonte. Inoltre, nella maggior parte dei casi, i residui agricoli vengono già

sfruttati direttamente nelle aziende, come ammendante per il terreno, alimentazione o lettiere

per gli animali.

Appartengono all’ultima categoria le biomasse derivanti dai rifiuti solidi urbani e da

liquami zootecnici; da entrambi i materiali viene prodotto, attraverso processi biochimici e

fermentazione rispettivamente, biogas, ovvero un gas costituito per il 50-70% da metano e per

la restante parte soprattutto da CO2 e avente un potere calorifico medio dell’ordine di 23000

KJ/Nm3. Inoltre, la frazione secca dei rifiuti solidi urbani viene utilizzata per la produzione di

energia elettrica e calore (termovalorizzazione), mentre i reflui zootecnici trovano larga

utilizzazione come fertilizzanti.

1.1.2 Biomassa derivante da colture dedicate La biomassa può essere prodotta da specifiche attività di coltivazione, su terreni dedicati; tale

tipo di coltivazione, definita energetica, punta l’attenzione su una serie di problematiche che


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riguardano il miglioramento genetico, l’ottimizzazione del ciclo produttivo, la logistica, lo

stoccaggio, i processi avanzati di conversione energetica, in modo tale da ottenere una

biomassa avente caratteristiche energetiche ottimali e qualità specifiche di raccolta e

immagazzinamento ideali. Tali colture, inoltre, determinano consistenti benefici ambientali

dato che contribuiscono a ridurre l’erosione del suolo agricolo e il dilavamento dei nutrienti.

Per di più, le colture energetiche trovano valide alternative al surplus delle terre coltivate e

danno l’opportunità di utilizzare in modo economico le aree agricole abbandonate. Le colture

energetiche sono coltivazioni specializzate per la produzione di biomassa ad uso energetico e

possono riguardare sia specie legnose sia erbacee; le coltivazioni energetiche erbacee, a loro

volta, possono essere annuali oppure poliennali.

Figura 2: Suddivisione delle colture energetiche

Fra le erbacee si distinguono:

� specie annuali, ad esempio girasole, colza, sorgo da fibra, kenaf;

� specie perenni, ad esempio canna comune e miscanto.

Alle specie legnose destinate ad uso energetico appartengono gli alberi caratterizzati dalla

capacità di accrescere molto velocemente la propria massa, fornendo così elevate rese

produttive. Tali specie vengono coltivate intensivamente e raccolte in maniera meccanica

dopo pochissimi anni (3-6), quando la loro altezza non supera i 3-6 m ed il loro diametro è di

appena qualche centimetro. Questa particolare forma di coltivazione costituisce una delle

tecniche tipiche della silvicoltura: la short-rotation-forestry (SRF).

Un’ulteriore possibile distinzione fra le diverse colture può essere operata su una base

qualitativa, individuando così:


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• colture oleaginose: girasole, colza, soia;

• colture alcooligene: sorgo zuccherino, barbabietola da zucchero, cereali;

• colture lignocellulosiche: SRF, canna, miscanto, kenaf.

Alcune piante offrono un prodotto indistinto, da tagliare integralmente, mentre altre danno

prodotti differenziati da valorizzare adeguatamente (frutti, semi, steli, tutoli). Una stima di

facile lettura fa ammontare a 1 milione di ettari il territorio che potrebbe essere destinato alla

riconversione a colture annuali o poliennali per la produzione di biomassa da energia.

Il contributo complessivo della biomassa nel campo energetico può essere riassunto nel modo

seguente:

Figura 3: Potenziale energetico delle fonti bioenergetiche (Mtep/anno)

In Italia, sommando i contributi delle diverse fonti, la produzione di energia da materia prima

di origine biologica dovrebbe aggirarsi intorno a 25 Mtep/anno. Bisogna comunque

considerare che l’effettiva disponibilità e possibilità di raccolta e approvvigionamento è

naturalmente inferiore dato che alcune biomasse trovano già altri utilizzi e per molte altre la

raccolta, il confezionamento e il trasporto risultano difficili ed onerosi. La percentuale di

effettiva disponibilità varia dal 30% al 70% a seconda del tipo di biomassa e della sua

localizzazione. Tuttavia, come ordine di grandezza, si può affermare che almeno il 50% del

totale stimato può essere utilizzato per usi energetici.

1.2 TECNOLOGIE DI CONVERSIONE

Quando la biomassa viene raccolta, non possiede alcun valore energetico; per essere

utilizzabile ai fini energetici, ovvero per la produzione di energia elettrica, termica e


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biocombustibili, deve essere sottoposta a opportuni processi di trasformazione che possono

essere raggruppati in due grandi categorie: processi di conversione biochimici e termochimici.

I processi biochimici permettono di ricavare energia attraverso reazioni chimiche dovute al

contributo di enzimi, funghi e microrganismi, che sotto particolari condizioni vengono a

prodursi. Tali processi di conversione vengono impiegati per una biomassa avente il rapporto

C/N inferiore a 30 e umidità alla raccolta superiore al 30%. Per tale motivo, risultano idonei

alla conversione biochimica le colture acquatiche, alcuni sottoprodotti colturali (foglie, steli di

barbabietola, ortive, patata), i reflui zootecnici e alcuni scarti di lavorazione (borlande, acqua

di vegetazione), nonché la biomassa eterogenea immagazzinata nelle discariche controllate. I

trattamenti biologici possono essere divise in tali metodologie:

• la digestione anaerobica;

• la digestione aerobica;

• l’idrolisi (alcalina, enzimatica o acida);

• estrazione di oli e produzione di biodiesel.

I processi termochimici sono basati sull’azione del calore che permette lo svolgersi delle

reazioni chimiche necessarie a trasformare la materia in energia. Tali processi di

trasformazione sono utilizzabili per i prodotti e i residui cellulosici e legnosi in cui il rapporto

C/N abbia valori superiori a 30 ed il contenuto di umidità non superi il 30%. Le tipologie di

biomassa più adatte a subire processi di conversione termochimica sono la legna e tutti i suoi

derivati (segatura, trucioli), i più comuni sottoprodotti colturali di tipo ligno-cellulosico

(paglia di cereali, residui di potatura della vite e dei frutteti) e taluni scarti di lavorazione

(lolla, pula, gusci, noccioli). I processi termochimici applicati in impianti disponibili sul

mercato sono:

• combustione diretta (“ossidazione”);

• pirolisi (“distillazione”);

• gassificazione (“ossidazione-distillazione”)

• steam explosion.

1.3 IL BIODIESEL

Il Biodiesel è un combustibile di origine naturale con caratteristiche chimico-fisiche molto

simili a quelle del gasolio di origine minerale, tant’è che i due prodotti sono facilmente

miscibili in tutte le proporzioni. Esso può essere utilizzato come alternativa ai combustibili


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tradizionali o ai combustibili da riscaldamento, e se paragonato al gasolio, il biodiesel offre

innumerevoli vantaggi:

• riduzione delle emissioni di CO2 (per ogni kg di gasolio sostituito si ha un

risparmio di 2,5 kg di CO2 emessa);

• migliore combustione dovuta alla maggiore presenza di ossigeno nella molecola;

• assenza di idrocarburi policiclici aromatici e di zolfo;

• minore produzione di particolato fine (PM10);

• minore emissione di composti aromatici (cancerogeni);

• totale biodegradabilità.

Il biodiesel dal punto di vista chimico è costituito da una miscela di esteri metilici ottenuti dal

processo di esterificazione di una molecola di acido grasso (acido carbossilico) ed una di

alcool metilico. Nel prodotto finale oltre agli esteri metilici, sono inevitabilmente presenti

altre sostanze (alcool metilico come materia prima, glicerina come sottoprodotto,

monogliceridi, digliceridi e trigliceridi come intermedi di reazione, nonché additivi vari)

variabili in quantità e qualità a seconda del tipo e della efficacia del processo di produzione.

Gli esteri metilici si possono ricavare da tutti i vari tipi di sostanze grasse (olio vegetale,

grasso animale, olio acido, olio da frittura) purché dispongano di un acido grasso (acido

carbossilico).

Attualmente l’industria italiana produce il 20% del Biodiesel prodotto in tutta Europa, anche

se gli oli vegetali utilizzati (principalmente soia, colza e girasole) provengono solo per 1/3 dal

territorio nazionale, in particolare quello di colza è quasi completamente importato da Paesi

come Francia e Germania.

Sebbene il biodiesel sia una realtà in crescita, esistono difficoltà di penetrazione del mercato;

le cause che penalizzano una massiccia diffusione di questo biocombustibile sono molteplici:

da un lato sicuramente le industrie petrolifere ne frenano la commercializzazione attraverso la

loro rete distributiva; le aziende di produzione e commercializzazione di biodiesel hanno fatto

ben poco per pubblicizzare il prodotto; inoltre, alcune case automobilistiche, nonostante le

comprovate prove scientifiche, sconsigliano l’utilizzo di questo nuovo combustibile

minacciando anche, in alcuni casi, il decadimento della garanzia sull’autovettura.

Inoltre, per effetto degli elevati costi di produzione (l’olio vegetale rappresenta l’80% del

valore del prodotto finito), di stoccaggio delle materie prime, e dei costi di distribuzione


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finale, la competitività del biodiesel è possibile solo se il prezzo viene compensato

dall’esenzione d’accisa, il cui valore, nella normativa italiana, ammonta a 413 € ogni 1000

litri, se eccede la quantità contingentata. Poiché la produzione di combustibili da oli vegetali

tramite il processo di transesterificazione non è economicamente vantaggiosa, al fine di

immettere nel mercato delle quote di Biodiesel, seppur ancora molto piccole, si è concessa

l’esenzione dal pagamento dell’accisa purché la produzione sia limitata a 200.000 tonnellate

all’anno. Va anche detto che nel 2005 il limite delle 200.000 t è stato fissato dalla manovra

finanziaria (Art.1 commi 521 e 522 Legge finanziaria 2005) riducendo le precedenti 300.000

t.

Le caratteristiche fisiche del Biodiesel affinché venga fiscalmente riconosciuto tale sono

anch’esse imposte dalle legislazione che ha fissato dei parametri, minimi o massimi, entro cui

le analisi del combustibile devono rientrare; tali caratteristiche fiscali sono riassunte nella

tabella sottostante, in cui si indicano anche quali sono le misurazioni effettuate e con quale

criterio.

Tabella 1: Caratteristiche fiscali del biodiesel e metodi di prova

A livello comunitario si sono susseguite diverse direttive volte a favorire la produzione del

biodiesel all’interno degli Stati Membri, la più nota delle quali è sicuramente la Direttiva del

Parlamento Europeo e del Consiglio, n. 2003/30/CE dell’8 maggio 2003, sulla promozione

dell’uso dei bio-combustibili o di altri combustibili rinnovabili nei trasporti (G.U. CE, L 123

del 17/5/2003).

A livello nazionale, l’immissione del biodiesel sul mercato è regolamentata dal D.M. del

25/07/2003 n.256, il quale prevede due tipi di impiego: l’utilizzo in rete ed extra-rete; con la


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definizione “in rete” s’intende la distribuzione nei tradizionali distributori di combustibile

dislocati lungo la rete stradale, invece con la dicitura “extra-rete” si indicano tutte le rivendite

di biocombustibile che non si rivolgono direttamente all’autotrazione. Nel D.M., nello

specifico, si prevedono due tipi di miscela:

1. fino al 5%, che viene stoccata insieme al gasolio in un’unica soluzione e può

essere venduta in rete ed in extra-rete;

2. al 25%, che invece può essere venduta solo nell’extra-rete.

Il fatto che in rete il biocombustibile possa essere miscelato fino al 5% con il normale

combustibile di origine fossile implica che già oggi nonostante il consumatore non ne sia a

conoscenza, immetta nel serbatoio della propria automobile una quantità di biocombustibile,

anche se molto limitata, senza che il funzionamento del motore venga minimamente inficiato.

Le percentuali di miscelazione del biocombustibile nei combustibili minerali sono state

modificate dalla Direttiva Biocombustibili, 8 maggio 2003:

1. il 2% entro il 31/12/2005;

2. il 5,75% entro il 31/12/2010.

Tale direttiva è stata però recepita in Italia con il Decreto Ministeriale del maggio 2005 n.128,

in cui le percentuali di biocombustibili nei combustibili minerali da utilizzare previste sono le

seguenti:

1. l’1% entro il 31/12/2005;

2. il 2% entro il 31/12/2010.

La produzione pro-capite di biodiesel in Italia risulta essere, infatti, tra le più basse tra gli

Stati che hanno un clima favorevole alla coltivazione delle colture oleaginose, questo proprio

per l’abbassamento delle quote esenti da accise.

L’ulteriore difficoltà che affligge la produzione di Biodiesel è la mancanza di coltivazioni di

colza, però c’è la possibilità di specializzare zone povere o abbandonate del nostro territorio

nella produzione di piante oleaginose, stimolando così anche il circuito del lavoro locale.

1.3.1 Il processo di realizzazione Il Biodiesel si può ricavare da qualsiasi sostanza che contenga acidi grassi liberi o legati;

questi sono principalmente gli oli vegetali (colza, girasole, soia) grezzi o raffinati, i grassi

animali e gli oli esausti (oli fritti). Teoricamente il biodiesel si può ricavare da diverse

sostanze grasse, però vi sono fattori che restringono l’uso ad una ristretta cerchia di prodotti:


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1) costo compatibile con il prezzo sul mercato del prodotto finito;

2) reperibilità per l’alimentazione degli impianti e qualità costante della fonte di

approvvigionamento;

3) compatibilità chimico-fisica del biodiesel ottenuto con l’uso previsto.

Partendo da semi di piante oleaginose, gli oli ottenibili sono sostanzialmente tre a seconda

degli interventi tecnologici sequenziali:

• oli grezzi;

• oli rettificati;

• oli transesterificati.

Sinteticamente possiamo considerare i seguenti processi per ottenere le diverse tipologie di

oli: spremitura meccanica dei semi (ad esempio con una pressa a vite) o utilizzo dei solventi

per ottenere l’olio grezzo. Questo può essere privato degli eventuali residui ligno-cellulosici e

impurità (mucillagini, gomme, cere) mediante opportuni trattamenti, può essere corretto nel

valore del pH, che deve essere quasi neutro, ed eventualmente subire processi di

decolorazione. Si ottiene così l’olio rettificato con procedimenti tipici dell’olio alimentare.

Sia l’olio grezzo che rettificato sono poco adatti come combustibili per M.C.I. ad accensione

spontanea per autotrazione. Per l’utilizzo degli oli vegetali in questa tipologia di motori si

ricorrere al processo di transesterificazione mediante il quale si ottiene un estere. Tale

processo consiste nella reazione dell’olio vegetale rettificato con un alcool, secondo lo

schema emplificato riportato di seguito:

Figura 4: Schema del processo di transesterificazione

Il bilancio di massa semplificato dell’intero processo è il seguente:

1000 kg di olio raffinato + 100 kg metanolo = 1000 kg biodiesel + 100 kg glicerolo.


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Gli alcool, usati nell’esterificazione, sono alcoli primari e secondari monoidrici alifatici; si

possono usare: metanolo ed etanolo che sono i più utilizzati in quanto hanno delle ottime

caratteristiche chimico-fisiche, propano e butano. Per effettuare una reazione di

transesterificazione stechiometrica è necessario un rapporto molare di 3:1 tra alcool e

trigliceridi; in pratica, però, la frazione deve essere più alta per guidare l’equilibrio verso la

massima produzione di estere.

Di seguito viene riportato uno schema di impianto di transesterificazione:

Figura 5: Schema di un impianto di transesterificazione

La quantità degli scarti, costituiti prevalentemente da glicerolo, dipende dal tipo di olio che

viene usato nel processo; se l’olio che si intende esterificare ha un basso contenuto di acidità

(inferiore all’1%) ed è stato sottoposto a trattamenti di depurazione, allora il quantitativo di

glicerolo è davvero irrisorio e la quantità di catalizzatore da usare diminuisce notevolmente.

Per quanto riguarda gli oli vegetali utilizzati, è necessario sottolineare alcuni aspetti: il

girasole è sì una coltura da cui ricavare biodiesel, ma in realtà è quella meno utilizzata in

quanto è la pianta dai costi di gestione più elevati, e quindi è prevalentemente immessa sul

mercato alimentare per meglio recuperare gli investimenti. Inoltre sono circa 15 le varietà di

girasole attualmente coltivate sulle quali non sono ancora stati effettuati studi per individuare

quale sia la più adatta al settore alimentare e con buone rese ( ≥ 1 t/ha olio). Principalmente,

quindi, si utilizzano olio di soia e di colza prodotti da coltivazioni dedicate, situate per la


18

maggior parte nel Nord Europa e in futuro nei paesi dell’ex blocco Sovietico. La colza infatti

ha bisogno di climi freddi e poco soleggiati, poco compatibili con il clima italiano, ed anche

la soia, che meglio potrebbe adattarsi alle nostre condizioni ha nel nord europeo il suo

principale serbatoio.

Per quanto riguarda lo studio delle rese delle colture agricole, e nella fattispecie della soia,

della colza e del girasole, bisogna far riferimento a dati della letteratura, considerando però

che i rendimenti possono variare anche in base a come viene coltivata la pianta, all’abilità

cioè dell’agricoltore stesso; inoltre le nuove tecniche, che fanno uso di semi selezionati

geneticamente, sono ancora un campo da scoprire in quanto la sperimentazione non è ancora

giunta a risultati definitivi.

Per ciò che riguarda la raccolta della Soia, dalla sua coltivazione si ricavano circa 30

piante/mq a fronte di una semina di 80 kg/ha di semi. Da ogni ettaro di Soia si possono

ricavare da 2 a 4 t/ha di prodotto.

La Colza, invece, ha una resa di 415 kg di biodiesel per ogni tonnellata di semi impiantati, che

secondo la Coldiretti corrispondono a 850 kg di biodiesel/ha o anche a 1,45 t/ha di

combustibile. In termini di olio, invece, se ne può ricavare 3-3,5 t/ha.

Il Girasole infine ha una resa di 1,8 t/ha se si pratica una coltura asciutta, e può arrivare fino

alle 2,8 t/ha in coltura irrigua, a fronte di una piantagione media di 5-6 piante/mq.

1.3.2 Parametri caratteristici per la valutazione del biodiesel È necessario considerare tutta una serie di parametri per capire se il biodiesel derivante da

processo di esterificazione possa essere utilizzato all’interno di un motore diesel di vecchia

generazione ma soprattutto di nuova generazione (common rail con alte pressioni di

iniezione); tra queste grandezze quelle di maggiore importanza sono: l’acidità totale (circa 0,5

mg KOH/g), il numero di cetano (variabile tra 46 e 62 a seconda dell’olio utilizzato nel

processo di esterificazione), il numero di iodio (variabile tra 5 e 110, con valori anche

superiori), il Potere Calorifico Inferiore (37-38 MJ/kg), la viscosità, il punto di infiammabilità

e il contenuto di acqua.

Di seguito si riporta una tabella contenente le caratteristiche del Biodiesel confrontate

secondo le diverse norme tecniche di riferimento, e l’indicazione del metodo di prova per tali

determinazioni:

PROPRIETA’ UNITA’ DI BIODIESEL secondo UNI

BIODIESEL secondo UNI

METODO DI PROVA


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MISURA 14214 14213

Massa volumica a 15°C (Densità)

kg/m3 860-900 860-900 EN ISO 3675

EN ISO 12185

Viscosità a 40 °C mm2/s 3.5-5.0 3.5-5.0 EN ISO 3104

CFPP °C - come UNI 6579 EN 116

Punto di scorrimento °C - 0 (min) ISO 3016

CFPP °C 0 (estate)

-10 (inverno)

- UNI EN 116

Punto di infiammabilità °C 120 (min) 120 (min) pr EN ISO 3679

Contenuto di metanolo % (m/m) 0.2 (max) - EN 14110

Contenuto di acqua mg/kg 500 (max) 500 (max) EN ISO 12937

Glicerolo libero % (m/m) 0.02 (max) 0.02 (max) EN 14105

EN 14106

Glicerolo totale % (m/m) 0.25 (max) - EN 14105

Contenuto di esteri % (m/m) 96.5 (min) 96.5 (min) EN 14103

Contenuto di monogliceridi % (m/m) 0.80 (max) 0.80 (max) EN 14105

Contenuto di digliceridi % (m/m) 0.20 (max) 0.20 (max) EN 14105

Contenuto di trigliceridi % (m/m) 0.20 (max) 0.20 (max) EN 14105

Numero di cetano 51 (min) - EN ISO 5165

Valore di acidità mg KOH/g 0.5 (max) 0.5 (max) EN 14104

Valore di Iodio gI2/100 g 120 (max) 130 (max) EN 14111

Estere metilico di acido linolenico

% (m/m) 12 (max) - EN 14103

Esteri metilici di acidi polinsaturi con 4 o + doppi legami

% (m/m) 1 (max) 1 (max) da valutare

Contenuto di zolfo mg/kg 10 (max) 10 (max) prEN ISO 20846

prEN ISO 20884

Metalli alcalini

gruppo I (Na+K)

mg/kg 5 (max) - EN 14108 (Na)

EN 14109 (K)

Metalli alcalini

gruppo II (Ca+Mg)

mg/kg 10 (max) - EN 14538

Contenuto di fosforo mg/kg 10 (max) - EN 14107

Contaminazione totale mg/kg 24 (max) 24 (max) EN 12662

Corrosione su lamina di rame (3h a 50 °C)

indice Classe 1 - EN ISO 2160

Calore specifico inferiore (calcolato)

MJ/kg - 35 DIN 51900:89

DIN 51900-1:98

DIN 51900-2:77

DIN 51900-3:77

Stabilità termica --- - - da valutare

Stabilità termico-ossidativa (110 °C)

ore 6 (min) 4 (min) EN 14112

Residuo carbonioso (sul 10% residuo distillazione)

% (m/m) 0.3 (max) 0.3 (max) EN ISO 10370

Contenuto di ceneri solfatate % (m/m) 0.02 (max) 0.02 (max) ISO 3987

Tabella 2: Confronto delle caratteristiche del Biodiesel secondo le indicazioni delle varie


20

norme tecniche

2 ENERGIA EOLICA

2.1 INTRODUZIONE

L’utilizzo dell’energia eolica nella sua forma attuale rappresenta il perfezionamento di una

tecnologia di produzione energetica già impiegata dall’uomo nel corso di molti secoli.

L’energia del vento è infatti stata sfruttata dall’uomo sin dall’antichità sia per la propulsione a

vela, sia per la produzione di energia meccanica attraverso i primi rudimentali mulini a vento

che azionavano macine e sistemi per il sollevamento dell’acqua.

Alla fine del XIX secolo, la scoperta dell’energia elettrica portò allo sviluppo dei primi mulini

a vento per l’azionamento di generatori elettrici. L’avvento dell’economia dei combustibili

fossili ed il rapido sviluppo degli impianti a vapore, dei motori a combustione interna e delle

turbine a gas hanno successivamente rallentato moltissimo lo sviluppo delle turbine eoliche,

che hanno conosciuto una effettiva diffusione solamente negli ultimi decenni.

2.1.1 Scenario attuale e pianificazione Attualmente, la potenza eolica installata a livello mondiale è pari a circa 47300 MW e cresce

con tassi annui molto elevati, tanto che nel 2003 sono stati installati nel mondo nuovi impianti

per 8133 MW. Di questa potenza il 67% è stata installata in Europa.

Il paese leader nel settore eolico, sia a livello europeo che mondiale, è la Germania con un

totale di 16630 MW installati, seguita dalla Spagna con 8260 MW. Sviluppi molto importanti

si sono riscontrati negli ultimi anni anche in Danimarca (3120 MW totali al 2004), Italia

(1260 MW) e Olanda (1080 MW). Importanti quote di eolico sono anche presenti negli Stati

Uniti (6750 MW) e in India (3000 MW).


21

Figura 6: Potenza eolica installata nel mondo nel corso del 2003

Per quanto riguarda più nel dettaglio l’Italia, nel 2004 sono stati installati 357 MW di nuovi

impianti eolici, con un tasso annuo di crescita di circa il 40%. La Campania, con circa 290

MW, è la Regione con la maggiore potenza eolica installata, seguita a ruota dalla Puglia (253

MW), dalla Sardegna (242 MW), dalla Sicilia (178 MW) e dall’Abruzzo (158 MW). Le

principali macchine installate nel nostro paese sono turbine Vestas e Gamesa, con una forte

predominanza di turbine da 600-850 kW, anche se non mancano installazioni con alcune

decine di turbine con potenza di 1,5 e 2,0 MW. Dei circa 1900 aerogeneratori presenti

attualmente in Italia viene stimata una produzione elettrica annua pari a circa 2,5 TWh,

corrispondente all’1% della produzione elettrica nazionale.

È importante mettere in risalto il fatto che in tutta la nostra Penisola si stanno conducendo

studi anemometrici in molti siti, allo scopo di potenziare la produzione di energia elettrica da

tale fonte rinnovabile e il risultato è abbastanza incoraggiante, proprio per la conformazione

geografica dell’Italia, che la espone, in alcune zone, a venti di intensità e costanza tali da poter

pensare di realizzare degli impianti eolici.

2.2 ENERGIA DERIVANTE DAL VENTO : TECNOLOGIE

L’energia eolica viene comunemente utilizzata per la produzione di energia elettrica,

mediante l’utilizzo di pale eoliche, localizzate nelle zone in cui la risorsa può essere

proficuamente sfruttata.

L’energia eolica deriva direttamente dall’energia solare e l’energia che il Sole invia sulla

Terra è stimabile tramite la costante solare:

Errore. Non si possono creare oggetti dalla modifica di codici di campo.

che esprime la potenza che il Sole invia su una superficie unitaria disposta fuori


22

dall’atmosfera terrestre e orientata normalmente ai raggi solari. Essendo il raggio medio

terrestre pari a circa 6370 km, si ha che la potenza solare intercettata dalla Terra è pari a:

174,2*1015 W, ovvero una quantità di energia annua pari a circa 5,5*1024 J/anno, che

corrispondono a circa 131000 miliardi di tep/anno. Tenendo conto della rotazione della Terra

intorno al proprio asse e del rapporto fra la superficie terrestre e la superficie del disco che

effettivamente intercetta l’energia solare, la potenza solare media per unità di superficie

terrestre è pari al 25% della costante solare, ovvero circa 342 W/m2. Tuttavia, non tutta questa

radiazione raggiunge la superficie terrestre; il 30% circa della radiazione solare viene infatti

riflessa dall’atmosfera e dal suolo, e prende il nome di albedo. Una quota pari a circa il 25%

viene assorbita dall’atmosfera, mentre il rimanente 45% riesce ad attraversare l’atmosfera e

raggiunge la superficie terrestre. La potenza solare che giunge al suolo è stimata pari a circa

50000 TW, ovvero circa 38000 miliardi di tep/anno, quindi circa 3800 volte i consumi

mondiali di energia. Dell’energia inviata dal Sole sulla Terra, una frazione pari a circa lo

0,2% viene convertita in energia meccanica del vento e delle correnti marine, mentre circa lo

0,02% viene convertita in energia chimica delle biomasse mediante il meccanismo della

fotosintesi clorofilliana. Tali flussi di energia vengono schematicamente riportati nella figura

sottostante:

Figura 7: Bilancio energetico semplificato della terra

Pertanto, l’energia solare convertita in energia cinetica dell’aria (vento) e dell’acqua (correnti

marine) può essere stimata pari a circa 350÷400 TW (corrispondenti a circa 260÷300 miliardi

di tep/anno).


23

In generale, quindi, il vento può essere definito come una massa d’aria che si muove in

direzione essenzialmente orizzontale per effetto del diverso riscaldamento della superficie

terrestre, a causa del quale, unitamente all’effetto della rotazione terrestre, si vengono a creare

delle celle di circolazione di masse d’aria, come mostrato nella figura seguente:

Figura 8: Celle di circolazione sulla terra

Ovviamente poi, passando dalla scala globale a quella locale, la direzione e l’intensità dei

venti presenta molte peculiarità in funzione delle caratteristiche della zona considerata; anche

l’orografia della zona in esame contribuisce notevolmente all’instaurarsi di regimi di vento

che, per intensità, direzione e frequenza determinano la formazione dello specifico

microclima locale.

Appare evidente che per poter sfruttare il vento come fonte energetica, è necessario condurre

analisi anemometriche per poter valutare la possibilità di realizzare un impianto eolico in un

determinato sito, determinando la potenza ricavabile dal vento rispetto a quella disponibile.

Infatti, la potenza cinetica resa disponibile da una prefissata portata massica d’aria che si

muove con velocità u è data dalla seguente relazione:

muPD&⋅= 2

2

1

Poiché la portata massica dipende poi dalla sezione di passaggio S, dalla densità dell’aria ρ e

dalla sua velocità u, si ha anche:



24

La corrispondente energia messa a disposizione in un prefissato intervallo di tempo T (per

esempio un anno) risulta infine pari a:

dtuSdtPETT

DD ⋅⋅⋅⋅=⋅= ∫∫0

3

0 2

1 ρ

Tale relazione evidenzia come l’energia eolica disponibile dipenda dalla velocità del vento (al

cubo), dalla sezione di passaggio (ovvero dal quadrato del diametro della turbina) e dalla

densità dell’aria (quindi dalla sua temperatura e dalla sua pressione). Le difficoltà che si

incontrano nel valutare l’energia disponibile, e di conseguenza quella producibile dalla

turbina eolica, una volta che ne siano note le caratteristiche, sono legate alla aleatorietà della

sorgente eolica, essendo il vento una grandezza fortemente dipendente dal tempo e dal luogo,

con differenze anche sostanziali in relazione alla distanza dal suolo ed alle caratteristiche

orografiche del sito. La velocità istantanea del vento u’(t) può essere scomposta in una

componente responsabile del trasporto di massa u e in una componente legata ai moti

turbolenti u*:


Poiché le componenti turbolente nelle tre direzioni spaziali sono per loro natura casuali, il

loro valore medio tende ad annullarsi considerando un intervallo temporale sufficientemente

elevato.

Ai fini della valutazione delle potenzialità energetiche dei siti eolici, viene di solito utilizzata

una velocità del vento mediata su intervalli di tempo dell’ordine di 10 minuti.

Per rilevare la velocità del vento si usa uno strumento detto anemometro, la cui velocità di

rotazione è legata alla velocità del vento. Gli anemometri utilizzati per rilevare la velocità del

vento eseguono campionamenti con frequenza dell’ordine di 1 Hz; dai dati raccolti si può poi

calcolare il valore medio su 10 minuti, orario, giornaliero, mensile e annuale, nonché i

rispettivi valori massimi all’interno di ciascun intervallo.

Inoltre, la velocità del vento varia sensibilmente anche al variare della quota: la presenza di

ostacoli e di rugosità superficiali determinano una progressiva diminuzione (strato limite)

della velocità del vento rispetto alla velocità del flusso indisturbato. L’andamento della

velocità del vento u in funzione della quota z (profilo verticale di velocità, o wind shear)

viene solitamente espresso attraverso relazioni del tipo:



25

dove u1 è la velocità del vento misurata alla quota z1 (un valore tipico è 10 m) e α (wind shear

exponent) è un parametro che dipende dalla classe di rugosità del suolo e dalle condizioni di

stabilità dell’aria, ed è generalmente compreso tra 0,1 e 0,4. La figura sottostante riporta, con

riferimento a condizioni di stabilità atmosferica, il valore dell’esponente α in funzione della

altezza caratteristica z0 degli ostacoli al suolo. Ai fini della valutazione delle caratteristiche

anemometriche, le diverse zone vengono solitamente classificate in funzione della rugosità

del suolo.

Figura 9: Esponente del profilo di velocità del vento in funzione della rugosità del suolo

Per poter effettuare una stima delle potenzialità anemometriche di siti fra loro vicini ma

caratterizzati da diversa orografia, è necessario ipotizzare che la velocità del vento geostrofico

si mantenga sostanzialmente costante in due siti vicini, in quanto si suppone che ad alta quota

il vento non sia influenzato dall’orografia e dalla rugosità del suolo. Fissata una altezza zgeo

(300÷500 m), in corrispondenza della quale la velocità del vento ha raggiunto un valore

sostanzialmente costante, nota la velocità del vento u1A misurata alla quota z1 di un sito A con

parametro αA,essa sarà correlata alla velocità del vento u1B misurata ancora alla quota z1 di un

sito B caratterizzato da un parametro αB mediante la relazione:


L’orografia rappresenta pertanto un elemento estremamente rilevante ai fini della valutazione

delle potenzialità eoliche di un sito. Infatti, a parità di vento geostrofico, un suolo liscio

determina velocità maggiori al suolo.


26

Quando si eseguono le rilevazioni della velocità del vento, le misure ottenute, ovvero i valori

mediati su un intervallo di tempo di 10 minuti (che rappresenta lo standard comunemente

utilizzato anche nelle curve di prestazione delle turbine eoliche fornite dai costruttori), si

organizzano in classi di velocità (bins) di data ampiezza. Ogni classe è definita da un valore

medio delle velocità del vento appartenenti alla classe stessa, al quale è associato il

corrispondente numero di ore/anno di persistenza della velocità del vento all’interno del

relativo intervallo. Questa distribuzione di velocità del vento, che diviene tanto più

rappresentativa quanto maggiore è il numero di campagne annue di sperimentazione che sono

state utilizzate per costruirla, presenta andamento tipico, con un valore massimo localizzato in

corrispondenza di velocità del vento prossime a quella media. Oltre che in termini di

ore/anno, tale distribuzione viene anche proposta in termini di frequenza relativa fi che si

esprime analiticamente attraverso il seguente rapporto:


essendo ni il numero di ore/anno di persistenza della velocità del vento all’interno della classe

considerata e nTOT il numero totale di ore a disposizione nell’anno (convenzionalmente 8760).

Figura 10: Distribuzione relativa di frequenza della velocità del vento

Dalla distribuzione della velocità del vento si può facilmente calcolare la velocità media

annua del vento uM che rappresenta un primo parametro per la valutazione delle potenzialità

eoliche di un sito. Essa è infatti la media pesata delle velocità del vento, assumendo come pesi

le relative frequenze:


La potenza disponibile in un tubo di flusso avente sezione trasversale pari ad S, velocità u e

densità ρ vale:



27

La corrispondente energia messa a disposizione annualmente dipende dalla distribuzione di

frequenza del vento e risulta pari a:


La potenza PE effettivamente prodotta (in forma meccanica o elettrica) da un convertitore

eolico è correlata alla potenza disponibile mediante un coefficiente di potenza CP:


Tale coefficiente definisce una sorta di rendimento globale di conversione dell’energia eolica

in energia meccanica attraverso il relativo aerogeneratore.

Una turbina eolica riesce a convertire annualmente in energia elettrica circa il 20÷25%

dell’energia globalmente messagli a disposizione dal vento (a titolo di esempio una turbina

avente una potenza nominale di 1 MW produce annualmente circa 2000÷2500 MWh/anno di

energia elettrica).

Nel complesso, quindi, l’energia utile prodotta da una turbina eolica dipende sia dal sito nel

quale è installata, attraverso la densità dell’aria (e quindi attraverso la pressione e la

temperatura ambiente) e la distribuzione di velocità del vento, sia dalla macchina, attraverso

le sue dimensioni, il suo coefficiente di potenza (che varia con la velocità del vento) e la sua

disponibilità.

Alla luce di quanto esposto, la potenza resa disponibile dal vento è pari a:


ma quella che effettivamente si può estrarre da una vena fluida risulta inferiore a tale valore; a

giustificazione di ciò, è stato definito un coefficiente di potenza CP:


e consente di valutare la massima potenza che può essere estratta da una vena fluida tramite

una turbina eolica (limite di Betz).

Una volta valutato il valore massimo della potenza estraibile dal vento, occorre individuare la

forma più conveniente per il dispositivo di conversione; le prime macchine eoliche erano ad

asse verticale e di fatto sfruttavano semplicemente la spinta prodotta dal vento. Alla luce delle

attuali conoscenze in campo aerodinamico, si può dimostrare che questo non è il modo

migliore per ricavare energia da una vena fluida, ma risulta molto più conveniente utilizzare

un profilo alare, ossia sfruttare l’effetto della portanza piuttosto che l’effetto indotto dalla

resistenza.


28

Rimane da valutare il valore del coefficiente di potenza del rotore CPR nel suo complesso,

ovvero il rapporto fra la potenza meccanica che il rotore trasferisce all’esterno e la potenza

cinetica messa a disposizione dal vento, quest’ultima variabile in funzione della componente

tangenziale del flusso di aria, dell’attrito fra fluido e superfici palari, dai fenomeni vorticosi

intorno alle pale. Peraltro, una ulteriore causa di diminuzione del coefficiente di potenza

rotorico è da ricercarsi nel fatto che le pale sono in numero finito (generalmente 3).

Nel momento in cui si considerano tutti gli effetti realmente presenti in una turbina eolica, si

rileva che il CPR, oltre a risultare inferiore al limite di Betz, non risulta neppure costante, ma

varia con la velocità del vento. In particolare, nel settore delle turbine eoliche è invalso l’uso

di esprimere il CPR in funzione del rapporto cinetico fondamentale λ, rappresentato dal

rapporto fra la velocità periferica del rotore all’apice della pala e la corrispondente velocità

del vento (questo rapporto nella terminologia anglosassone viene indicato come tip-speed

ratio):


Tale coefficiente presenta un andamento dapprima crescente e poi decrescente con λ, con un

valore massimo dell’ordine di 0,40÷0,45. Peraltro, tale massimo è localizzato per rapporti λ

crescenti al diminuire del numero di pale; inoltre, ciascun rotore è ottimizzato per un ben

determinato valore di λ. Questo implica che se la velocità di rotazione della macchina è

costante, esisterà un unico valore della velocità del vento che massimizza il coefficiente di

potenza rotorico.

Per mantenere costante il CPR entro un significativo intervallo di velocità del vento sarà

necessario ricorrere a rotori con velocità variabile (crescente all’aumentare della velocità del

vento) oppure a sistemi che consentano di variare la geometria della pala (ovvero variare

l’angolo di attacco α). In effetti questi sistemi si ritrovano installati soprattutto nelle macchine

di grande taglia (oltre 600-800 kW) e di recente realizzazione, mentre le macchine di piccola

taglia, per ragioni di costo, sono di solito prive di tali dispositivi di regolazione.

La potenza meccanica effettivamente prodotta dalla turbina PE viene quindi calcolata a partire

dalla potenza resa disponibile dal vento PD e dal coefficiente di potenza rotorico CPR. Inoltre,

attraverso il CPR è possibile determinare la curva di potenza della macchina, ovvero la curva

che indica la potenza meccanica prodotta in funzione della velocità del vento.

La variabilità del vento determina condizioni nelle quali la potenza erogata dalla macchina


29

presenta delle oscillazioni: nasce la necessità di introdurre un sistema di regolazione in grado

di mantenere costante la potenza erogata. Il problema della regolazione viene attualmente

risolto in diversi modi a seconda della tipologia e della taglia della macchina. Infatti, nelle

turbine più piccole e più economiche, nonché in quelle di meno recente concezione, si utilizza

la regolazione per stallo, ovvero si cerca di mantenere fissi sia la posizione sia la velocità di

rotazione delle pale e si dimensiona la macchina, e quindi il generatore elettrico, per la

massima potenza che risulta dal coefficiente di potenza rotorico così ottenuto. La forma delle

pale viene disegnata in maniera tale da ottenere uno stallo progressivo dalla radice fino

all’apice delle pale, e in maniera tale da ottenere una curva di potenza quanto più piatta

possibile per velocità del vento superiori a quella nominale. In ogni caso, tale tipo di

regolazione, sebbene semplice ed economico, non consente di sfruttare al meglio la

disponibilità di energia alle elevate velocità del vento. Nelle macchine più recenti e di

maggiore taglia, la regolazione della potenza viene invece effettuata in maniera più efficace

attraverso la variazione del passo palare, e quindi della geometria della macchina, in cui il

coefficiente di potenza rotorico presenterà un diverso andamento in funzione della velocità

del vento e a variare dell’angolo di pitch θ; quest’ultimo rappresenta l’angolo formato fra la

direzione della velocità di avanzamento del profilo e l’asse del profilo stesso. All’aumentare

della velocità del vento, l’angolo θ può aumentare progressivamente al fine di mantenere

l’angolo di attacco costante e il CPR elevato. Una volta che è stata raggiunta la potenza

massima della turbina, questa viene mantenuta costante agendo ancora sull’angolo di pitch. Il

vantaggio nell’utilizzo di tale sistema consiste nel fatto che la regolazione per pitch consente

di mantenere costante la potenza prodotta fino al valore limite della velocità del vento.

Nelle macchine più recenti, la regolazione del passo palare e della velocità di rotazione

vengono utilizzate entrambe al fine di ottimizzare al meglio le prestazioni della turbina eolica,

sia dal punto di vista energetico, sia dal punto di vista delle emissioni acustiche. Fra i sistemi

di regolazione delle turbine eoliche, è anche incluso il sistema che consente di ruotare il rotore

in relazione alla direzione del vento, in maniera tale che il piano di rotazione sia sempre

disposto normalmente alla direzione del vento.

Infine, fra gli altri parametri delle turbine che influenzano le prestazioni della macchina può

anche essere annoverato il numero di pale, anche se quasi tutte le attuali turbine eoliche sono

tripala. All’aumentare del numero delle pale il coefficiente di potenza rotorico presenta valori

massimi più elevati e spostati verso minori rapporti cinetici λ. Al contrario, le macchine con


30

poche pale risultano più adatte a lavorare con elevati valori di λ, ovvero con minori velocità

del vento.

Ai fini dello sviluppo degli impianti eolici, rivestono attualmente un notevole interesse gli

impianti off-shore, ovvero gli impianti installati a mare. L’interesse per tale tipologia di

impianto è legata alla maggiore produzione di energia rispetto agli impianti installati sulla

terra ferma (circa il 25% in più a parità di turbina) grazie alle maggiori velocità medie del

vento (legate al minore esponente del profilo verticale di velocità). Ovviamente, il rovescio

della medaglia è costituito dal maggiore costo di realizzazione, che attualmente è circa il 50%

maggiore rispetto agli impianti realizzati a terra. Infatti, la progettazione degli impianti off-

shore è molto più complessa perché bisogna tenere conto di fattori come l’effetto del moto

ondoso e della salsedine; inoltre le fondazioni devono resistere alle correnti marine e agli

agenti corrosivi, quindi devono essere realizzate secondo specifiche molto rigorose. Per

compensare gli elevati costi di realizzazione, dovuti in modo particolare alla costruzione delle

fondazioni, alle linee di trasmissione e alla manutenzione, si scelgono macchine di grossa

taglia (da 2 a 3 MW, dunque con diametri dell’ordine di 80-100 m). Il vantaggio di questo

tipo di installazione sta nel fatto che la vena fluida del vento non è disturbata da ostacoli,

essendo la superficie del mare molto liscia, tranne che nelle situazioni di forte moto ondoso.

Pertanto, grazie al basso coefficiente α, non si ha una rilevante variazione della velocità del

vento con la quota, cosicché è possibile optare per torri non particolarmente alte (di solito,

circa il 75% del diametro palare, dunque dell’ordine di 70-80 metri). In relazione alle

caratteristiche del sito si hanno anche minori effetti di turbolenza, dovuti al fatto che ci sono

piccole differenze di temperatura tra le masse d’aria alle diverse altitudini sopra la superficie

del mare rispetto a quelle presenti sopra la terra ferma. Questa caratteristica comporta una vita

utile dell’impianto generalmente maggiore rispetto agli impianti eolici di terra, anche se c’è

da considerare che i costi di manutenzione sono rilevanti per via del più difficile ambiente

operativo.

Un breve cenno viene fatto allo strumento che consente di convertire l’energia del vento per

scopi energetici: le turbine eoliche. Queste sono attualmente raggruppate in due grandi

categorie: le macchine per la produzione di energia elettrica da immettere in rete (tra queste vi

rientrano le turbine di maggiore potenza-fino a 2 MW, utilizzabili per la realizzazione di

impianti a terra o a mare) e le macchine per la produzione di energia per l’alimentazione di

utenze isolate (sono mediamente più piccole, al massimo100÷200 kW ed utilizzate


31

singolarmente in sistemi che prevedono una qualche forma di accumulo energetico o

l’integrazione con altre fonti primarie di energia). In relazione alla tipologia della macchina,

le turbine eoliche possono essere classificate in funzione di diversi parametri, come la

disposizione dell’asse (orizzontale o verticale), la taglia di potenza, il numero di pale, il tipo

di energia prodotta. In relazione a quest’ultimo aspetto, si parla più propriamente di

aeromotori quando la catena cinematica collegata al rotore eolico viene impiegata

direttamente per azionare una macchina operatrice, come per esempio una pompa per acqua.

Le macchine che azionano invece un generatore elettrico sono più propriamente indicate

come aerogeneratori e sono attualmente quelle più diffuse.

Dal punto di vista delle dimensioni, le macchine si suddividono in: macchine di piccola taglia

(potenza 5÷100 kW; diametro rotore 3÷20 metri; altezza mozzo 10÷20 metri); macchine di

media taglia (potenza 100÷800 kW; diametro rotore 25÷50 metri; altezza mozzo 25÷50

metri); macchine di grande taglia (potenza 800÷2500 kW; diametro rotore 55÷70 metri;

altezza mozzo 60÷80 metri).

Inoltre, in relazione al tipo di rotore si distinguono: rotori ad asse verticale in cui il rotore

gira con un asse perpendicolare alla direzione del vento, mentre le pale si muovono nella

stessa direzione (bassa velocità di rotazione, momento motore elevato, modesto coefficiente

di prestazione, non devono orientarsi secondo la direzione del vento); rotori ad asse

orizzontale in cui l'asse del rotore è parallelo alla direzione del vento e ruota su un piano

perpendicolare alla direzione (alta velocità di rotazione, area frontale utilizzata totalmente,

elevato coefficiente di prestazione); rotori ibridi che costituiscono la famiglia più recente e

derivano dal tentativo di riunire in un'unica soluzione i vantaggi dei due tipi precedenti.

Generalmente hanno delle pale aerodinamiche (derivate dalle eliche), che si muovono su un

asse verticale. Con questo tipo di rotori è possibile ottenere elevate velocità di rotazione, non

devono essere orientati nel vento, hanno coefficienti di prestazione vicini al valore teorico.

I vantaggi connessi nell’uso di grandi turbine possono essere così riassunti:

� macchine più grandi sono in grado di produrre elettricità a costi minori. Questo perché

i costi per le infrastrutture, la connessione alla rete e di alcuni componenti del sistema

sono indipendenti dalle dimensioni.

� I generatori eolici richiedono una grande quantità di spazio. Quindi in aree dove è

difficile trovare spazio per più di una turbina, rotori più grandi e più alti fanno un uso

più efficiente della risorsa vento.


32

I vantaggi derivanti dall’uso di piccole e medie turbine sono riportati di seguito:

� la rete locale può non essere in grado di sostenere l’elettricità immessa da una grande

turbina.

� Le fluttuazione dell’elettricità prodotta da diversi aerogeneratori è inferiore a quella di

una sola turbina più grande.

� Il rischio di guasto temporaneo si distribuisce tra tutte le turbine presenti.

3 ENERGIA GEOTERMICA

3.1 INTRODUZIONE

Il calore è una forma di energia e, in senso stretto, l’energia geotermica è il calore contenuto

nell’interno della Terra; esso è all’origine di molti fenomeni geologici di scala planetaria.

Tuttavia, l’espressione “energia geotermica” è generalmente impiegata, nell’uso comune, per

indicare quella parte del calore terrestre, che può, o potrebbe essere, estratta dal sottosuolo e

sfruttata dall’uomo a scopi energetici.

L’energia termica della Terra è enorme, ma soltanto una parte di essa può essere sfruttata.

Sino ad oggi, l’utilizzazione di questa energia è stata limitata a quelle aree nelle quali le

condizioni geologiche permettono ad un vettore (acqua in fase liquida o vapore) di

“trasportare” il calore dalle formazioni calde profonde alla superficie o vicino ad essa,

formando le cosiddette risorse geotermiche. Nuove vie potrebbero però essere aperte in un

futuro prossimo da metodi innovativi e tecnologie d’avanguardia, alcuni già in fase di

sperimentazione.

Il primo tentativo di produrre elettricità dall’energia contenuta nel vapore geotermico è stato

fatto a Larderello nel 1904. Il successo di questo esperimento mostrò il valore industriale

dell’energia geotermica e segnò l’inizio di una forma di sfruttamento, che è ora diffuso in

molti paesi.

Le nazioni che utilizzano l’energia geotermica per produzione di elettricità sono elencate

nella tabella sottostante, che mostra la potenza geotermoelettrica installata nel mondo nel

1995 (6.833 MWe), nel 2000 (7.974 MWe) e l’aumento tra il 1995 ed il 2000, nonchè la

potenza elettrica installata al 2003 (8402 MWe). Nei paesi in via di sviluppo, la potenza

geotermoelettrica installata nel 1995 era il 38% di quella mondiale ed il 47% nel 2000.

Inoltre, in alcuni paesi l’energia geotermica svolge un ruolo significativo nel bilancio


33

energetico nazionale: nel 2001 l’elettricità prodotta da risorse geotermiche rappresentava il

27% dell’elettricità totale prodotta nelle Filippine, il 12,4% in Kenya, l’11,4% in Costa Rica e

il 4,3% in El Salvador.

Paese 1995

(MWe)

2000

(MWe)

1995-2000

(aumento in

MWe)

%

aumento

(1995-2000)

2003

(MWe)

Argentina 0.67 - - - -

Australia 0.15 0.15 - - 0.15

Austria - - - - 1.25

Cina 28.78 29.17 0.39 1.35 28.18

Costa Rica 55 142.5 87.5 159 162.5

El Salvador 105 161 56 53.3 161

Etiopia - 7 7 - 7

Francia 4.2 4.2 - - 15

Germania - - - - 0.23

Guatemala - 33.4 33.4 - 29

Islanda 50 170 120 240 200

Indonesia 309.75 589.5 279.75 90.3 807

Italia 631.7 785 153.3 24.3 790.5

Giappone 413.7 546.9 133.2 32.2 560.9

Kenya 45 45 - - 121

Messico 753 755 2 0.3 953

Nuova Zelanda 286 437 151 52.8 421.3

Nicaragua 70 70 - - 77.5

Papua Nuova Guinea - - - - 6

Filippine 1227 1909 682 55.8 1931

Portogallo 5 16 11 220 16

Russia 11 23 12 109 73

Tailandia 0.3 0.3 - - 0.3

Turchia 20.4 20.4 - - 20.4

USA 2816.7 2228 - - 2020

Totale 6833.35 7972.5 1728.54 16.7 8402.21

Tabella 3: Potenza elettrica di fonte geotermica installata nel mondo nel 1995 e 2000

Per quanto riguarda gli usi non elettrici dell’energia geotermica (o usi diretti del calore

geotermico), la tabella riportata in basso dà la potenza installata (15.145 MWt) e l’energia

utilizzata (190.699 TJ/anno) nel mondo nel 2000. Inoltre, l’uso non elettrico più diffuso nel

mondo (come potenza installata) è rappresentato dalle pompe di calore (34,80%), seguito da

balneologia (26,20%), riscaldamento di ambienti (21,62%), serre (8,22%), acquacoltura


34

(3,93%) e impieghi industriali diversi (3,13%).

Paese Potenza

(MWt)

Energia

(TJ/anno)

Algeria 100 1586

Argentina 25.7 449

Armenia 1 15

Australia 34.4 351

Austria 255.3 1609

Belgio 3.9 107

Bulgaria 107.2 1637

Canada 377.6 1023

Caraibi 0.1 1

Cile 0.4 7

Cina 2282 37 908

Colombia 13.3 266

Croazia 113.9 555

Republica Ceca 12.5 128

Danimarca 7.4 75

Egitto 1 15

Finlandia 80.5 484

Francia 326 4895

Georgia 250 6307

Germania 397 1568

Grecia 57.1 385

Guatemala 4.2 117

Honduras 0.7 17

Ungheria 472.7 4086

Islanda 1469 20170

India 80 2517

Indonesia 2.3 43

Israele 63.3 1713

Italia 325.8 3774

Giappone 1167 26933

Giordania 153.3 1540

Kenya 1.3 10

Corea 35.8 753

Lituania 21 599

Macedonia 81.2 510

Messico 164.2 3919

Nepal 1.1 22

Olanda 10.8 57

Nuova Zelanda 307.9 7081

Norvegia 6 32

Perù 2.4 49


35

Filippine 1 25

Polonia 68.5 275

Portogallo 5.5 35

Romania 152.4 2871

Russia 308.2 6144

Serbia 80 2375

Republica Slovacca 132.3 2118

Slovenia 42 705

Svezia 377 4128

Svizzera 547.3 2386

Tailandia 0.7 15

Tunisia 23.1 201

Turchia 820 15756

Gran Bretagna 2.9 21

USA 3766 20302

Venezuela 0.7 14

Yemen 1 15

Totale 15145 190699

Tabella 4: Usi non elettrici dell’energia geotermica nel mondo (2000): potenza termica

installata (MWt) e energia utilizzata (TJ/anno)

3.2 ENERGIA GEOTERMICA : TECNOLOGIE

L’energia geotermica è l’energia contenuta come calore all’interno della Terra. L’origine di

tale calore è connesso con la struttura interna del nostro pianeta e con i processi fisici che vi si

realizzano. Nonostante tale calore sia presente in notevoli e praticamente inesauribili quantità

nella crosta terrestre, esso non è uniformemente distribuito, è raramente concentrato, e spesso

è a profondità troppo elevate per essere industrialmente utilizzato.

Il calore si muove dall’interno della Terra verso la superficie e viene quindi dissipato; la

temperatura delle rocce aumenta pertanto con la profondità, con un gradiente termico medio

di 30°C/km di profondità. Ci sono tuttavia aree della crosta terrestre, accessibili attraverso

perforazioni, in cui tale gradiente è ben al di sopra del valore medio. Ciò si verifica laddove,

non lontano dalla superficie (pochi chilometri), ci sono corpi magmatici che cedono calore

durante il loro raffreddamento e che si trovano ancora allo stato fluido o nel processo di

solidificazione. In altre parti, in cui non esistono attività magmatiche, l’accumulo di calore è


36

dovuto a particolari condizioni geologiche della crosta tali che il gradiente geotermico

raggiunge in modo anomalo valori elevati.

L’estrazione e l’utilizzazione di questa grande quantità di energia termica richiede un fluido

vettore che sia in grado di trasferire tale calore verso profondità accessibili al di sotto della

crosta terrestre. Questi fluidi originano essenzialmente da acque meteoriche che sono

penetrate nella crosta terrestre dalle aree di ricarica, sono state riscaldate dalle rocce calde e

sono accumulate in acquiferi, occasionalmente ad elevate pressioni e temperature (fino a circa

300 °C).

Sistemi geotermici possono formarsi in regioni con gradiente geotermico normale o poco più

alto e, soprattutto, nelle regioni prossime ai margini delle zolle crostali, dove il valore del

gradiente geotermico può essere anche notevolmente superiore a quello medio. Nel primo

caso, questi sistemi hanno temperature basse, di solito non più di 100°C a profondità

economicamente utili, mentre nel secondo caso, si può avere una vasta gamma di temperature,

da basse sino ad oltre 400°C.

Nello specifico, un sistema geotermico può essere definito schematicamente come “un

sistema acqueo convettivo, che, in uno spazio confinato della parte superiore della crosta

terrestre, trasporta il calore da una sorgente termica al luogo, generalmente la superficie, dove

il calore stesso è assorbito (disperso o utilizzato)”; esso è formato da tre elementi: la sorgente

di calore, il serbatoio ed il fluido, che è il mezzo che trasporta il calore. La sorgente di calore

può essere una intrusione magmatica a temperatura molto alta (›600°C), che si è posizionata a

profondità relativamente piccola (5-10 km), oppure, come in certi sistemi a bassa temperatura,

il normale calore della Terra. Il serbatoio è un complesso di rocce calde permeabili nel quale i

fluidi possono circolare assorbendo il calore; esso generalmente è ricoperto da rocce

impermeabili e connesso a zone di ricarica superficiali dalle quali le acque meteoriche

possono sostituire, totalmente o parzialmente, i fluidi perduti attraverso vie naturali (per

esempio sorgenti) o che sono estratti mediante pozzi. Il fluido geotermico, nella maggioranza

dei casi, è acqua meteorica in fase liquida o vapore, in dipendenza dalla sua temperatura e

pressione. Quest’acqua spesso trascina con se sostanze chimiche e gas, come CO2, H2S ed

altri. La figura seguente riporta una schematizzazione grafica di un sistema geotermico.


37

Figura 11: Schematizzazione grafica di un sistema geotermico

La sorgente di calore è l’unico dei tre elementi di un sistema geotermico che deve essere

naturale. Gli altri due elementi, se esistono le condizioni adatte, possono essere “artificiali”.

Per esempio, i fluidi geotermici estratti dal serbatoio per alimentare la turbina di una centrale

elettrica, dopo averne sfruttato l’energia, possono essere immessi di nuovo nel serbatoio

attraverso appositi pozzi di reiniezione; in questo modo la ricarica naturale del serbatoio è

integrata dalla ricarica artificiale.

Per individuare sulla superficie terrestre la presenza di sistemi geotermici vengono condotte

delle campagne di esplorazione i cui obiettivi sono: identificare i fenomeni geotermici,

accertare l’esistenza di aree con produzione geotermica sfruttabile, valutare la dimensione

delle risorse, determinare il tipo dei campi geotermici, localizzare le zone produttive,

determinare il contenuto termico dei fluidi, compilare una base di dati che possa servire di

riferimento per i futuri monitoraggi, determinare prima di iniziare lo sfruttamento i parametri

sensibili per l’ambiente e individuare le caratteristiche che potrebbero creare problemi durante

lo sfruttamento del campo.

Una volta individuata la presenza di un sistema geotermico, si analizzano i risultati forniti

dalle campagne d’indagine e si decide, sulla base delle caratteristiche chimico-fisiche del

campo, il tipo di utilizzo tecnicamente ed economicamente più conveniente. La produzione di

elettricità è la forma di utilizzazione più importante delle risorse geotermiche ad alta


38

temperatura (›150°C). Le risorse a temperatura medio – bassa (‹150°C) sono adatte a molti

tipi di impiego. Il diagramma di Lindal mostra i possibili usi dei fluidi geotermici alle varie

temperature:

Figura 12: Diagramma di Lindal sui possibili usi dei fluidi geotermici alle varie temperature

Per quanto concerne l’energia elettrica, questa è prodotta in impianti convenzionali o a ciclo

binario, secondo le caratteristiche delle risorse geotermiche disponibili. Gli impianti

convenzionali richiedono fluidi con una temperatura di almeno 150°C e sono disponibili nel

tipo a contropressione (più semplici e meno costosi) con scarico diretto nell’atmosfera e a

condensazione. Il vapore, proveniente direttamente dai pozzi, se questi producono vapore

secco, oppure dopo la separazione della parte liquida se i pozzi producono vapore umido,

passa attraverso la turbina ed è poi scaricato nell’atmosfera, secondo quanto rappresentato

schematicamente di seguito:


39

Figura 13: Schema di un impianto a contropressione per la produzione di energia elettrica

Con questo tipo di impianto il consumo di vapore (alla stessa pressione di ingresso) per

kilowattora prodotto è circa il doppio di quello di un impianto a condensazione, i quali,

tuttavia, sono molto utili come impianti pilota, come impianti temporanei collegati a pozzi

isolati di portata modesta, e per produrre elettricità da pozzi sperimentali durante lo sviluppo

di un campo geotermico. Essi sono utilizzati anche quando il vapore ha un contenuto elevato

di gas incondensabili (›12% in peso).

Le unità a contropressione hanno a loro vantaggio il fatto che possono essere costruite ed

installate molto rapidamente e messe in servizio 13÷14 mesi dopo la data dell’ordine o poco

più; si tratta di impianti di piccole dimensioni (2,5÷5 MWe).

Le unità a condensazione, che richiedono più impiantistica ausiliaria, sono più complesse di

quelle a contropressione e, anche per le loro maggiori dimensioni, è necessario un tempo

almeno doppio per la loro costruzione ed installazione. Il consumo specifico delle unità a

condensazione è, tuttavia, circa la metà di quelle a contropressione; attualmente sono molto

diffusi impianti a condensazione della potenza di 55÷60 MWe, ma recentemente sono state

costruite ed installate anche unità da 110 MWe.

Figura 14: Schema di un impianto a condensazione

I notevoli progressi, realizzati negli ultimi decenni, nella tecnologia dei cicli binari hanno reso

possibile produrre elettricità, sfruttando fluidi geotermici a temperatura medio-bassa ed acque

calde di scarico emesse dai separatori nei campi geotermici ad acqua dominante. Gli impianti

binari utilizzano un fluido secondario di lavoro, di solito un fluido organico a un basso punto

di ebollizione ed un’elevata pressione di vapore a bassa temperatura rispetto al vapore acqueo.


40

Il fluido secondario lavora in un ciclo Rankine convenzionale: il fluido geotermico cede

calore al fluido secondario attraverso uno scambiatore di calore, nel quale questo fluido si

riscalda e poi vaporizza; il vapore prodotto aziona una normale turbina a flusso assiale

collegata ad un generatore, è poi raffreddato, passando allo stato liquido, ed il ciclo comincia

di nuovo.

Figura 15: Rappresentazione schematica di un impianto a ciclo binario per produzione di

elettricità

Scegliendo opportunamente il fluido secondario, è possibile costruire impianti binari, che

sfruttano fluidi geotermici con temperature comprese tra 85° e 170°C. Il limite superiore è

imposto dalla stabilità termica dei fluidi organici di lavoro, il limite inferiore da fattori

tecnico-economici: sotto questa temperatura, gli scambiatori di calore dovrebbero avere una

dimensione talmente grande da rendere il progetto non economico. Gli impianti binari

operano in circuiti chiusi, possono essere impiegati quando si vuole impedire che il fluido

geotermico passi, con la diminuzione di pressione, dalla fase liquida a quella di vapore

(flashing), evitando fenomeni di incrostazione, e sono di solito costruiti in unità modulari di

potenza compresa tra poche centinaia di kWe ed alcuni MWe.

Altra possibilità di sfruttamento della risorsa geotermica è costituita dall’utilizzazione diretta

del calore: si tratta della forma di sfruttamento dell’energia geotermica più antica, più

diversificata e versatile e più comune. La balneologia, il riscaldamento urbano e di ambienti,

gli usi agricoli, l’acquacoltura ed alcuni impieghi industriali sono le utilizzazioni meglio

conosciute, ma le pompe di calore sono la forma d’uso più diffusa (nel 2000 rappresentavano

il 12,5% dell’energia totale impiegata in usi diretti): si tratta di macchine che spostano il

calore in direzione opposta a quella in cui tenderebbe a dirigersi naturalmente, cioè da uno


41

spazio o corpo più freddo verso uno più caldo. Molte pompe di calore sono reversibili ed il

loro funzionamento può essere invertito, potendo operare alternativamente come unità

riscaldanti o raffreddanti; richiedono energia elettrica per funzionare, ma, in condizioni

climatiche adatte e con un buon progetto, il bilancio energetico è positivo. Per realizzare

questi sistemi sono stati utilizzati terreni e masse idriche con temperature tra 5° e 30°C. La

figura seguente rappresenta uno schema di una pompa di calore in posizione di riscaldamento:

Figura 16: Schema di una pompa di calore in posizione di riscaldamento

È stato già evidenziato il fatto che la quantità di energia termica esistente nel sottosuolo è

enorme. Un gruppo di esperti ha stimato il potenziale geotermico di ciascun continente,

distinguendo le risorse ad alta e bassa temperatura (International Geothermal Association,

2001). I risultati di tale stima sono riportati di seguito:

Risorse ad alta temperatura adatte per generazione di elettricità

Risorse a bassa temperatura adatte per usi diretti del calore TJ/a x 106(limite

inferiore)

Tecnologia

convenzionale

TWh/a di

elettricità

Tecnologia

convenzionale e binaria

TWh/a di elettricità

Europa 1830 3700 > 370

Asia 2970 5900 > 320


42

Africa 1220 2400 > 240

Nord America 1330 2700 > 120

America Latina 2800 5600 > 240

Oceania 1050 2100 > 110

Potenziale

mondiale 11 200 22 400 > 1400

Tabella 5: Stima del potenziale geotermico di ciascun continente e mondiale

L’energia geotermica, se è sfruttata correttamente, può certamente assumere un ruolo

significativo nel bilancio energetico di numerosi paesi. In alcune situazioni, anche risorse

geotermiche di dimensioni modeste sono in grado di risolvere numerosi problemi locali e di

migliorare lo standard di vita di piccole comunità isolate.

4 ENERGIA IDROELETTRICA

4.1 INTRODUZIONE

Energia idroelettrica è il termine usato per definire l’energia elettrica ottenibile a partire da

una caduta d’acqua, convertendo con apposito macchinario l’energia meccanica contenuta

nella portata d’acqua trattata.

L'energia idroelettrica è stata la prima fonte rinnovabile ad essere utilizzata su larga scala, il

suo contributo alla produzione mondiale di energia elettrica è, attualmente, del 18%. In Italia

le centrali idroelettriche producono circa il 20% dell'energia elettrica immessa in rete con

circa 20.000 MW di impianti installati. Studi recenti dimostrano che le tecnologie della mini e

micro-idraulica possono far aumentare la potenza installata di centrali idroelettriche dagli

attuali 20.000 MW a 30.000 MW, quindi il maggiore potenziale sarebbe di un 50% circa (solo

da impianti mini e micro- a bassissimo impatto ambientale). Alcune analisi tecniche-

energetiche evidenziano che, oltre alle centrali, sarebbe possibile installare milioni di

"nanocentrali" da alcuni kW di potenza, ad opera di comunità montane e/o privati, nell'ordine

di almeno 15.000 MW di potenza totale. Inoltre, all' interno di un possibile e necessario

riassetto del sistema idrogeologico per prevenire ed ovviare agli eventi alluvionali, si potrebbe

attuare un migliore e potenziato sistema idroelettrico di centrali superiori ai 100 MW,

attraverso un sistema di bacini a dispersione ma anche "aggiornando" con più moderne

tecnologie, le centrali esistenti, sopratutto quelle ad acqua fluente. Il maggiore potenziale da

tali sistemi potrebbe essere di 8.000÷10.000 MW. Adottando sistemi per il recupero della

energia dissipata nelle ore notturne si potrebbero avere recuperi di circa 3.000 MWh al giorno


43

solo dall' idroelettrico nel caso fossero installati gli impianti potenzialmente possibili.

Inoltre, altra possibilità è quella di sfruttare l'energia delle onde del mare, delle maree, delle

correnti marine e di marea e del gradiente termico tra fondale e superficie; in Italia c'è una

qualche concreta possibilità di sfruttamento delle correnti marine, sopratutto ma non solo

nello Stretto di Messina, dove è calcolato un potenziale di 15.000 MW.

4.2 ENERGIA IDROELETTRICA : TECNOLOGIE

L'energia del sole fa evaporare l'acqua dagli oceani; il vapore, sottoforma di pioggia o

neve, cade sulla terraferma acquistando energia potenziale nonché energia cinetica. Si può

dire che l'acqua è il fluido in una enorme macchina termica alimentata dal Sole.

L'energia si ottiene sfruttando la caduta d'acqua attraverso un dislivello, oppure sfruttando la

velocità di una corrente d'acqua; è una risorsa rinnovabile, disponibile ovunque esista un

sufficiente flusso d'acqua costante. Gli impianti idroelettrici attuali sfruttano l'energia

potenziale meccanica contenuta in una portata di acqua che si trova disponibile ad una certa

quota rispetto al livello cui sono posizionate le turbine. Pertanto la potenza di un impianto

idraulico dipende da due fattori:

� la portata, ovvero il passaggio di una massa d'acqua attraverso un punto per un'unità di

tempo;

� il salto, ovvero dislivello esistente fra la quota a cui è disponibile la risorsa idrica

svasata e il livello a cui la stessa viene restituita dopo il passaggio attraverso la

turbina.

La potenza di un impianto che utilizza una corrente d'acqua, invece, dipende dalla velocità

della corrente e dalla superficie attiva della turbina collocata, similmente a quanto avviene

nella generazione di energia elettrica con un impianto eolico; però a parità di velocità della

corrente e di superficie della turbina un sistema idrico sviluppa una potenza 10 volte maggiore

rispetto ad un sistema eolico.

Gli impianti possono essere:

� ad acqua fluente.

Questo tipo di impianti era molto più usato all'inizio del secolo scorso, sopratutto per azionare

macchine utensili in piccoli laboratori; oggi il potenziale di questi impianti è sotto utilizzato,

l'impatto ambientale può essere contenuto e limitato. Non dispongono di alcuna capacità di

regolazione degli afflussi, per cui la portata sfruttata coincide con quella disponibile nel corso


44

d'acqua (a meno di una quota detta deflusso minimo vitale, necessaria per salvaguardare

l'ecosistema); quindi la turbina produce con modi e tempi totalmente dipendenti dalla

disponibilità del corso d'acqua. Data la loro facilità di arresto-avvio sono utilizzati per

regolare il sistema della rete di trasmissione dell'energia elettrica, questo però determina una

considerevole dissipazione di energia.

� A bacino (a deflusso regolato).

Sono impianti a bacino idrico naturale (laghi) o artificiale, come nel caso di molti serbatoi, a

volte sono bacini naturali nei quali si aumenta la capienza con sbarramenti, in molti casi gli

sbarramenti consistono in dighe alte molte decine di metri. Sono ad oggi gli impianti

idroelettrici più potenti e più sfruttati, hanno però un notevole impatto ambientale, possono

essere usati come "accumulatori" di energia da utilizzare nelle ore di punta pompando acqua

da valle a monte nelle ore notturne; sono provvisti di una capacità di invaso alla presa del

corso d'acqua atta a modificare il regime delle portate utilizzate dalla centrale. In genere

queste centrali sono superiori ai 10 MW di potenza e arrivano a potenze enormi.

Figura 17: Schema di impianto idroelettrico a bacino

� Ad accumulo o a serbatoio.

Sono impianti con tutte le caratteristiche degli impianti tradizionali ma che ricavano la

disponibilità di acqua nel serbatoio superiore mediante sollevamento elettromeccanico (con

pompe o con la stessa turbina di produzione). Questo tipo di impianto consiste in due serbatoi

di estremità, collocati a quote differenti, collegati mediante i manufatti tipici di un impianto

idroelettrico: nelle ore diurne di maggior richiesta (ore di punta) dell'utenza, l'acqua

immagazzinata nel serbatoio superiore è usata per la produzione di energia elettrica; nelle ore

di minor richiesta (ore notturne) la stessa viene risollevata al serbatoio superiore. In questo

modo l'uso della corrente elettrica per pompare l'acqua nel serbatoio superiore viene restituita

quasi integralmente in una forma di maggior pregio perché restituita nelle ore di maggior


45

richiesta. La diffusione di un gran numero di questi impianti, anche se di dimensioni medie e

piccole, permetterebbe da un lato una maggiore ritenzione di acqua nel territorio, cosa sempre

utile, e dall’altro la possibilità di attenuare i fenomeni alluvionali: infatti, nel caso di

abbondanti piogge, i serbatoi sarebbero riempiti senza la necessità di pompare acqua da valle

a monte, con corrispondente guadagno netto di energia elettrica. Gli impianti idroelettrici a

serbatoio o ad accumulo sono attualmente il miglior sistema di accumulo di energia, se tali

sistemi fossero adottati in un numero maggiore, ciò permetterebbe da un lato la necessità di

un minor numero di centrali termoelettriche, oggi necessarie per soddisfare i fabbisogni di

punta, dall'altro lato permetterebbero il massimo rendimento delle stesse centrali

termoelettriche e anche delle centrali ad acqua fluente nonché dei sistemi eolici, solari e dei

sistemi derivati dalle fonti di energia rinnovabili in genere.

Figura 18: Schema di impianto ad accumulo

Nell'ultimo decennio si stanno sviluppando sistemi da installare in un contesto marino,

utilizzando il potenziale delle onde, delle maree, delle correnti marine o del gradiente di

temperatura tra fondo e superficie degli oceani.

Una interessante possibilità solo di recente presa in considerazione dai tecnici progettisti sono

gli impianti inseriti in un canale o in una condotta per approvvigionamento idrico. L'acqua

potabile è approvvigionata ad una città adducendo l'acqua da un serbatoio di testa mediante

una condotta in pressione. Solitamente in questo genere di impianti la dissipazione

dell'energia all'estremo più basso della tubazione, in prossimità dell'ingresso all'impianto di

trattamento acque, viene conseguito mediante l'uso di apposite valvole: un'alternativa

interessante è quella di inserire una turbina che recuperi l'energia che altrimenti verrebbe

dissipata. Si ha così un recupero energetico, che può essere effettuato anche in altri tipi di


46

impianti: sistemi di canali di bonifica, circuiti di raffreddamento di condensatori, sistemi idrici

vari.

Attualmente si stanno sviluppando altre tecnologie per la produzione di energia elettrica da

fonte idrica: sono la mini e la micro idraulica, che sfruttano piccoli salti.

La micro-idraulica è una fonte rinnovabile ancora ampiamente da sfruttare, comprende gli

impianti inferiori ai 100 kW di potenza e fino a pochi MW. E' sufficiente avere salti di 7÷20

metri, con poca o pochissima portata o piccoli salti con buona e costante portata d'acqua;

inoltre, esistono in commercio piccolissimi sistemi idroelettrici integrati, a partire da 0,2 kW

di potenza, facilmente installabili in moltissime situazioni con salti e portate minime. Il

vantaggio di questi piccolissimi sistemi è la non necessaria autorizzazione al prelievo delle

acque e un inesistente impatto ambientale, naturalmente devono essere applicati con un

minimo di buon senso per evitare comunque uno spreco di acqua potabile che rimane una

fonte preziosa.

Per produrre energia elettrica da tale fonte, è necessario un dispositivo meccanico in grado di

convertire l’energia potenziale e cinetica dell'acqua in energia meccanica: la turbina idraulica;

questa è essenzialmente costituita da un organo fisso, il distributore, e da uno mobile, la

girante.

Il primo ha tre compiti essenziali: indirizza la portata in arrivo alla girante imprimendovi la

direzione dovuta, regola la portata mediante organi di parzializzazione, provoca una

trasformazione parziale o totale in energia cinetica dell'energia di pressione posseduta dalla

portata. L'entità di questa trasformazione è l'elemento più importante per la classificazione

delle turbine: quando la trasformazione da potenziale a cinetica avviene completamente nel

distributore, si parla di turbine ad azione, altrimenti di turbine a reazione. La girante infine

trasforma l'energia potenziale e/o cinetica dell'acqua in energia meccanica resa sull'albero

motore.

La scelta della turbina idraulica da utilizzare viene effettuata sulla base della portata di acqua

e al salto totale disponibile.

La prescrizione generale sulle centrali idroelettriche più rilevante riguarda il rispetto dei valori

della portata da restituire al corso d'acqua dopo la derivazione per non compromettere la vita

acquatica e l'ambiente circostante (DMV – Deflusso Minimo Vitale); ciascuna regione

italiana sta provvedendo ad emanare una specifica normativa in merito.


47

5 L’ENERGIA SOLARE

Il DPEF relativo al triennio 2008-2011, in considerazione dell’aumento delle emissioni di

CO2 di circa il 13% rispetto al 1990 a fronte di una riduzione del 6,5% prevista dal Protocollo

di Kyoto1, prevede l’adozione ulteriori misure per corrispondere agli impegni sottoscritti. Ove

questi non fossero rispettati, per ogni tonnellata di emissione in più è prevista una sanzione

pari a 100 € in aggiunta al costo di acquisto sul mercato delle emissioni.

Tra le misure da adottare nel campo delle rinnovabili sono previste:

� la revisione dei meccanismi di incentivazione nella produzione elettrica da fonti

rinnovabili attraverso l’erogazione di certificati verdi e il conto energia;

� la stabilizzazione degli incentivi in conto energia per sostenere la produzione di

energia da fonte solare fotovoltaica e solare termodinamica a concentrazione;

� la produzione di almeno 500 MW da fonte solare termodinamica a concentrazione;

� la stabilizzazione degli incentivi volti alla promozione del solare termico per la

produzione di acqua calda sanitaria, riscaldamento e raffrescamento;

� la promozione del teleriscaldamento per grandi utenze da solare termico

(solarthermie);

� incentivi all’auto-imprenditorialità nel comparto della produzione di componenti e

tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili;

� sviluppo della piattaforma nazionale per la produzione di idrogeno da fonti

rinnovabili;

5.1 SOLARE TERMICO

5.1.1 Il mercato europeo del solare termico

L’energia solare è la candidata ideale per rompere il circolo vizioso tra il progresso

economico e le sue ripercussioni ambientali e sociali ed infatti, fin dal 1990, il mercato del

solare termico (ST) ha subìto un notevole sviluppo. Alla fine del 2001 risultavano installati

1 Il taglio del 19,5% delle emissioni entro il 2012 implica una riduzione complessiva pari a 98 milioni di

tonnellate annue nel periodo 2008-2012.


48

100 milioni di metri quadrati di collettori solari nei 26 paesi: Fonte IEA2. In milioni di m2 di

collettori solari che hanno permesso di raggiungere una superficie totale installata pari a 52

milioni di m2. Il mercato cinese del solare termico coinvolge più di 1.000 aziende, con

150.000 addetti, relativi solamente alle 33 maggiori imprese, ed un giro d’affari di circa 1.000

M€.

Secondo le stime ESTIF3, alla fine del 2005, erano installati in Europa circa 16 milioni di m2

di collettori solari per una capacità termica complessiva di 11,2 GWt.

Nel solo anno 2006 si è registrata una crescita tumultuosa del 47% rispetto al 2005 pari a 2,1

GWt (3 milioni di m2 di superficie di collettori installata) per una potenza totale di 13,5

milioni di GWt (19,2 milioni di m2 di collettori) .

Le previsioni per il 2007 per l’UE27 insieme alla Svizzera indicano una crescita più moderata

dell’ordine del 17% come mostra il grafico

Diversi fattori hanno contribuito a questo risultato di rilievo tra cui l’aumento dei contributi

nazionali, la forte riduzione verificatasi in gennaio del gas naturale proveniente dalla Russia,

l’aumento vertiginoso del costo dei prodotti petroliferi, non ultimi i segni visibili dei

mutamenti climatici a livello planetario.

2 International Energy Agency

3 European Solar Thermal Industry Federation


49

Tab. 1 - Market Size in terms of capacity in kWth - (1 m2 = 0,7 kWhth)

La tabella 1 riporta in dettaglio per ciascun paese la potenza installata in kWt al 2006, le

nuove installazioni negli anni 2004, 2005 e 2006 (in quest’ultimo caso suddivise tra collettori

piani e collettori sottovuoto), la crescita 2005/2006 nonché le proiezioni al 2007. Come si può

notare il mercato europeo è dominato dalla Germania con oltre 5,64 GWt nel 2006 pari a

seguita da Grecia (2,3 GWt) e Austria (1,82 GWt).

Una analoga tabella evidenzia la medesima situazione in termini di superdicie di collettori.


50

Tab.2 - Market Size in terms of collector area m2

Le nuove potenze installate pro-capite rappresentano un forte indicatore per lo sviluppo del

mercato in ciascuno paese dell’UE. Primeggia l’Austria con un incremento annuo di 25,2 kWt

per 1000 abitanti, doppio di quello tedesco e sestuplo rispetto alla media europea (4,3 kWt).

Spicca altresì, per Spagna e Francia, un potenziale di crescita (10-12%) che va esaurendo la

sua spinta dopo i notevoli incrementi registrati negli anni precedenti.


51

Diverso è il panorama se si osserva la potenza termica installata4 pro-capite: al primo osto

troviamo nettamente Cipro con 530 kWt per 1000 abitanti, seguita da Austria (225 kWt) e

Grecia (208 kWt), mentre la media UE27 insieme alla svizzera è stata di 27 kWt per 1000

abitanti.

4 Il dato si riferisce agli impianti solari realizzati dopo 1989 assumendo una vita tecnica dei medesimi di 20 anni.


52

5.1.2 Il mercato italiano del solare termico

Il mercato italiano, erroneamente sottostimato fino al 2006, è il terzo paese come superficie

installata (circa 855.000 m2 nel 2006 con una previsione di superare 1.140.000 m2 alla fine del

2007). Tuttavia, il dato pro-capite al 2007 è modesto (19,2 m2 per 1000 abitanti) se

confrontato con quello di altri paesi come Grecia (338) e Austria (316). Tali stime nascono da

uno studio sistematico del mercato italiano condotto nel 2006 al fine di colmare, da un lato,

uno storico gap di dati statistici in questo settore e, dall’altro, di poter disporre di dati certi e

monitorati nel tempo per supportare le pubbliche amministrazioni nelle politiche energetiche

e per spingere ad invesire le imprese del settore.

Dalle tabelle 1 e 2 si osserva che la potenza installata nel 2006 è stata di 130 MWt ossia di

186.000 m2, mentre il basso valore pro-capite di 14,4 m2/1000 abitanti nel 2006 e quello

previsionale di 19,2 m2/1000 abitanti nel 2007 anche in forza degli sgravi fiscali del 55%

previsti dalla finanziaria 2007, evidenzia un notevole potenziale di sviluppo del ST per i

prossimi anni.

La ripartizione dei pannelli solari tra collettori piani vetrati e collettori evacuati è stata del

84% e 14% dove il restante 2% corrisponde ai collettori piani non vetrati, mentre gli impianti


53

solari sono per 2/3 a circolazione forzata e per 1/3 a circolazione naturale.

Sempre nel 2006 l’industria nazionale, distribuita in 9 regioni per la produzione e in 12

regioni considerando anche l’importazione, ha coperto il 23% delle vendite. Dei 130 MWt

installati, 34,6 MWt sono di produzione nazionale ripartita tra Nord (19,3), Centro (7,2) e Sud

(8,1). La commercializzazione è invece prevalentemente concentrata nel Nord (109,8) contro i

13 del Centro e i 7,2 del Sud.


54

Il volume di affari è stato di 78 M€ (415 €/m2 di collettore) che ha visto impegnati 2000

impiegati a tempo pieno. Nella previsione di un incremento del 54% per il 2007 il fatturato

salirebbe a 120 M€ e l’occupazione a 3000 dipendenti5. Notevole è stato anche l’indotto nel

connesso settore termoidraulico della componentistica e nella crescita delle rete di installatori

e manutentori. Si prevede per i prossimi anni un forte trend di sviluppo soprattutto in vista

degli obiettivi di Kyoto e dei target fissati per il 2020 sulla copertura dei consumi da FER.

.


55

Il Summit dei principali Paesi dell’UE tenutosi il 9/3/2007 ha fissato come target per il 2020

una copertura da fonti rinnovabili pari al 20% dei consumi energetici totali. Si tratta di un

obiettivo ambizioso in quanto triplica lo share attuale e, in quest’ottica, il solare termico non

svolge più un ruolo di nicchia come in passato. E’ previsto infatti il varo nel 2007 di una

Direttiva UE sulle FER che lo includerà in modo esplicito.

L'obiettivo per l'industria del solare termico è di riuscire ad avere entro il 2020 un metro

quadrato di collettori per ogni cittadino europeo. Impresa realizzabile a patto che i legislatori

nazionali continuino a sostenere chiare politiche d’incentivazione nel settore. L'ESTIF punta

ad alimentare, almeno in parte, con energia rinnovabili il riscaldamento e il raffreddamento di

tutti gli edifici, sia di nuova costruzione, che in ristrutturazione. Il successo registrato nel

2006, secondo l'ESTIF, va attribuito ad una serie di fattori. Giocano, da una parte, la

soddisfazione di milioni di consumatori e una presenza crescente dell'industria termica solare

grazie anche alla Road Map tracciata dalla ESTTP (European Solar Thermal Technology


56

Platform) appositamente creata per catalizzare l’interesse degli operatori del settore

(stakeholders) verso l’innovazione tecnologica. Dall'altra, influiscono in modo positivo gli

schemi di sostegno pubblico, come l'obbligo del solare termico introdotto recentemente in

Spagna o i vari tipi di incentivi finanziari adottati da molti paesi dell'UE.

5.1.3 Sviluppi e tendenze del ST a bassa temperatura

Il solare termico a bassa temperatura comprende tutte quelle applicazioni in cui viene

prodotta, grazie all’energia solare, energia termica a tempeatura medio-bassa (max 120-

150°C); tali applicazioni sono essenzialmente la produzione di acqua calda sanitaria (ACS) e

l’integrazione al riscaldamento degli edifici. I pannelli solari possono essere utilmente

impiegati per la produzione di acqua calda sanitaria, che viene erogata ad una temperatura

(40-45°C) raggiungibile agevolmente dai pannelli piani e a maggior ragione da quelli a tubi

evacuati. Diverso è il discorso per l’integrazione al riscaldamento ambientale in quanto la

temperatura dell’acqua dipende dal tipo di terminali usati; la resa migliore si ha con impianti a

bassa temperatura quali i pavimenti radianti e sistemi a Fan-Coil.

In generale, un sistema solare termico per produzione di ACS e/o integrazione al

riscaldamento ambientale prevede sempre, oltre ai pannelli, un accumulatore termico,

tubazioni e componentistica idronica (valvole, vaso di espansione, separatori d’aria...) del

circuito solare (collegamento pannelli-accumulo) e dei circuiti dell’ACS e del riscaldamento,

gruppi di spinta e dispositivi di regolazione.

Lo sviluppo della tecnologia ST si orienterà verso la realizzazione di grandi impianti di

produzione termica per usi indusriali e nella climatizazione elioassistita (SAC6). Con la

denominazione di Solar Cooling si indicano tutti quei processi in cui grazie ad apposite

macchine alimentate ad energia solare (macchine ad assorbimento ad acqua/bromuro di litio

Li-Br o ad acqua/ammoniaca H2O-NH3) si ottiene come effetto utile energia frigorifera; lo

schema seguente riassume le principali tecnologie di Solar Cooling.

6 Solar-Assisted Cooling and Air-Conditioning


57

L’idea di utilizzare l’energia solare per alimentare macchine per la

refrigerazione/raffrescamento nacque negli anni ’70, stimolata anche dalla crisi energetica del

1973; il vantaggio principale del Solar Cooling risiede nel fatto che la maggiore disponibilità

di energia solare coincide temporalmente con il presentarsi dell’esigenza di raffrescamento,

ossia durante la stagione estiva, mentre ad esempio questo non si verifica quando si sfrutta il

solare termico per il riscaldamento.

I partner europei si sono impegnati ad operare, anche attraverso la Piattaforma ESTPP, in

modo sinergico nella Ricerca e Sviluppo per raggiungere entro il 2030 l’obiettivo di

tecnologie solari avanzate. Tra gli esempi più importanti di SAC sono da citare la scuola

tedesca a Barcellona realizzata da CONERGY e la palazzina per uffici a La Coruňa costruita

da SunTechnics.

Un sistema solare misto riscaldamento/raffrescamento (Combi+System) si trova a Bolzano ed

è in grado di riscaldare 1200 m2 e raffrescare 400 m2 utilizzando 150 m2 di collettori solari

piani. Il gruppo frigorifero è costituito da una macchina ad assorbimento da 15 kWf.

La compagnia israeliana Solel Solar Systems ha costruito presso il proprio centro solare

termico di Beit Shemesh in Israele, un impianto solare di 800 m² per alimentare il sistema di


58

condizionamento degli ambienti di un edificio destinato a uffici. L'impianto, della potenza di

50 kWf, copre completamente il fabbisogno di energia per gli impianti di condizionamento, il

10% della richiesta di elettricità per l'illuminazione e parte dell'energia termica necessaria al

riscaldamento invernale.

5.1.4 Sviluppi e tendenze del ST ad alta temperatura

Il più grande impianto solare termodinamico attualmente in esercizio è il SEGS (Solar

Electric Generating System) di Kramer Junction, nel deserto del Mojave in California,

progettato dalla Luz Industries (Israele) ed entrato in funzione nel 1984; tale impianto,

costituito da nove unità per una potenza complessiva di 354 MW, sfrutta collettori solari del

tipo PTC (Parabolic Trough Collector) ad inseguimento zenitale. Anche se gli impianti di

Kramer Junction hanno prodotto dal 1984 ad oggi più di 13 TWh di energia elettrica, essi non

costituiscono una soluzione ottimale in quanto, utilizzando un fluido termovettore

infiammabile e tossico (non accumulabile per motivi di sicurezza), funziona solo nelle ore di

irraggiamento e con combustibile fossile nelle restanti ore.

Il SEGS non è stato però il primo impianto solare termodinamico del mondo; nel 1981 a

Daggett, circa 80 km da Kramer Junction, entrò in esercizio il Solar One, un impianto pilota

progettato dal Dipartimento per l’Energia (DOE) degli Stati Uniti e da altri enti quali la

Commissione Energia della California. Il Solar One era un impianto solare a torre centrale,

costituito da 1818 riflettori detti eliostati (superficie riflettente totale pari a 72500 m²) che

concentravano la radiazione solare su un unico ricevitore collocato appunto su una torre che

sorgeva al centro del campo eliostatico. Nel ricevitore scorreva il fluido termovettore che,

riscaldato, veniva inviato ad un generatore di vapore che alimentava una turbina; il vantaggio

rispetto al SEGS era quello di utilizzare un sistema con fattore di concentrazione più elevato

che consentiva di raggiungere temperature maggiori. Il Solar One, operativo fino al 1986,

produceva 10 MW elettrici; nel 1995 fu convertito nel Solar Two, caratterizzato da 108

ulteriori eliostati da 95 m² ciascuno (superficie riflettente totale 82760 m²) ed un nuovo fluido

termo-vettore costituito da una miscela di sali fusi (nitrati di sodio e potassio). La principale

innovazione risiedeva nel fatto che il fluido termovettore poteva essere stoccato, cosa che

permetteva di accumulare energia e di utilizzarla anche in assenza di radiazione solare; inoltre

con i sali fusi si potevano raggiungere temperature dell’ordine dei 550°C, con relativo

incremento di rendimento del ciclo termodinamico. Il Solar Two operò con successo fino al


59

1999, anno in cui fu convertito in un osservatorio astronomico per lo studio dei raggi che

colpiscono l’atmosfera terrestre.

I risultati ottenuti dal Solar Two hanno spinto alla realizzazione di altri impianti solari a torre

centrale; è in fase di progettazione un impianto da 17 MWe che sorgerà a Fuentes de

Andalucìa, presso Siviglia, e che prenderà il nome di Solar Très. L’impianto, alimentato a sali

fusi, prevede 2590 eliostati per una superficie riflettente di 298000 m², ed una torre centrale

alta 130 m; l’inizio dei lavori è previsto entro la fine del 2007.

La Spagna non è nuova alla realizzazione di impianti pionieristici, dato che dal 1977 la

Plataforma Solar de Almerìa (PSA) costituisce il centro di riferimento europeo per quanto

concerne ricerca, sviluppo e prove nell’ambito delle tecnologie a concentrazione solare; ad

Almeria sono stati sviluppati svariati progetti nell’ambito del solare termodinamico, tra cui

due impianti da circa 500 kW ciascuno (uno a torre centrale, l’altro con collettori PTC), un

impianto a torre centrale da 1 MW ed una fornace solare da 60 kW per trattamenti sui metalli.

Recentemente (Giugno 2007) è entrato in esercizio presso Boulder City nel Nevada (USA) il

Nevada Solar One, un impianto a concentrazione solare da 64 MW equipaggiato con collettori

PTC; l’impianto, in cui l’impresa spagnola Acciona Energia ha investito 262 milioni di $,

prevede quale fluido termovettore olio minerale riscaldato a circa 400°C.

Per quanto riguarda l’Italia, i principali progetti rientrano nell’ambito del Grande Progetto

Solare Termodinamico portato avanti dall’ENEA; il programma ENEA copre le fasi che

vanno dalla ricerca di laboratorio fino allo sviluppo e all’industrializzazione in

compartecipazione con soggetti industriali. Fra i risultati ad oggi ottenuti si possono citare la

realizzazione di un prototipo di collettore solare adatto all’impiego in centrali solari di

potenza, la brevettazione di un rivestimento selettivo con tecnologia CERMET di elevate

caratteristiche fototermiche ed in grado di operare fino a 550 °C, nonchè l’esperienza

acquisita nell’impiego di sali fusi7 come mezzo di trasporto e accumulo del calore a basso

costo (l’impianto di prova principale si trova nel Centro Ricerche di Casaccia, presso Roma).

Il primo impianto solare termodinamico in Italia fu quello di Adrano, in provincia di Catania;

7 L’utilizzo di sali fusi permette di ottenere i vantaggi precedentemente citati, ma crea problemi di corrosione

sulle tubazioni e sulla componentistica; inoltre i sali solidificano a temperature (variabili con la composizione)

comprese tra 140°C e 240°C, per cui vanno mantenuti costantemente allo stato liquido con opportuni dispositivi.


60

si trattava di un impianto pilota a torre centrale da 1 MW che entrò in esercizio nel 1980 e fu

dismesso nel 1985. Attualmente è in fase di realizzazione il Progetto Archimede, tramite il

quale verrà affiancato alla centrale Enel di Priolo Gargallo, presso Siracusa, un impianto con

collettori PTC; la centrale è stata rimodernata nel 2004 con l’introduzione di un ciclo

combinato, ed è composta attualmente da una due sezioni da 380 MW ciascuna (gruppo

turbogas da 250 MW e gruppo vapore da 130 MW). Con la presenza dell’impianto solare

(circa 179000 m² di superficie riflettente, accumulo termico di capacità pari a 500 MWh) la

potenza dei gruppi vapore aumenterà di circa 28

MW; i risparmi di energia primaria e di emissioni sono valutati rispettivamente in 11835 tep/a

e 36306 t CO2/a.

Lo scorso Marzo è stato siglato l’accordo ENEA-Enel per la realizzazione del primo modulo

da 5 MW, la cui entrata in servizio è prevista per il 2009; l’investimento nel progetto è di

circa 40 milioni di Euro.

5.2 SOLARE FOTOVOLTAICO

5.2.1 Il mercato del solare fotovoltaico

Per far fronte ad una domanda crescente e in presenza di adeguate politiche di incentivazione,

le previsioni di sviluppo al 2010 del mercato mondiale (fonte EPIA8), si attestano su una

potenza installata pari a 5,5 GWp. Viene dunque confermato un trend molto dinamico

dell’industria del fotovoltaico che è destinato a permanere tale anche per i prossimi anni. Le

prime stime relative al 2006 confermano una crescita piuttosto contenuta tra il 10 e il 15%

quale conseguenza di una fase di transizione nella produzione del silicio, soprattutto

policristallino e a film sottile.

L’industria, che per l’80% sarà ancora basata sulla tecnologia del silicio, dovrà essere in

condizioni di produrre 30000 tonnellate all’anno9 di wafer di spessore dell’ordine di 100-130

m e al costo di 30-40 €/kg, al fine di poter soddisfare la domanda di 5,5 GWp al 2010.

8 European Photovoltaics Industrial Association

9 La stima si basa su un’efficienza del modulo fotovoltaico del 17%


61

Uno scenario inerziale (pessimistico) del mercato europeo supportato da una ricerca di

mercato condotta da EPIA evidenzia le seguenti previsioni fino al 2010:


62

L’Italia con 85 MWp su un totale di 1736 MWp ha una quota modesta, inferiore al 5%. In

presenza invece di adeguate politiche di incentivazione lo scenario (virtuoso) muta

radicalmente: a fronte di una produzione totale di 2701 MWp, l’Italia con 500 MWp avrebbe

uno share dell’ordine del 18%.

La Germania si conferma ancora come mercato trainante con oltre il 40% di share anche se

Spagna, Italia e Grecia potranno giocare un ruolo non più marginale.


63

6 LA COGENERAZIONE

Secondo la più classica delle definizioni, per cogenerazione di intende la produzione combinata di

energia meccanica/elettrica e calore.

In ogni ciclo termodinamico motore, che generi energia elettrica utilizzando come fonte energetica

calore ad alta temperatura (in particolare quello generato dalla combustione di un combustibile

fossile), è necessario cedere calore a più bassa temperatura, in genere all’ambiente. Se questo calore

viene recuperato perché esiste un utilizzatore termico, si realizza una cogenerazione e l’efficienza

dell’intero ciclo migliora, consentendo un risparmio energetico significativo rispetto alla generazione

separata delle due forme energetiche.

PRODUZIONE SEPARATA PRODUZIONE IN COGENERAZIONE

Figura 6.1: Diagrammi di Sankey in assenza e in presenza di un processo cogenerativo

Per ottenere separatamente 38 unità di energia elettrica (dalla rete pubblica) e 45 di energia termica

(bruciando gas in una caldaia) occorrono in media 148 unità. La stesse quantità ottenute in unità

cogenerativa ne occorrono solo 100, con un risparmio di energia primaria primaria (metano) del 48%.


64

6.1 VANTAGGI E LIMITI DELLA COGENERAZIONE

6.2 TIPOLOGIE DI MOTORI PRIMI

I sistemi di cogenerazione si classificano sostanzialmente sulla base dei motori primi utilizzati:

� motori alternativi, a ciclo Otto e Diesel (ηe=32÷40%;ηt=65÷90%), da cui viene recuperato il

calore del circuito di raffreddamento del motore e dell’olio lubroficante a bassa temperatura

(da 50° a 90° C) e quello dei gas di scarico ad alta temperatura (circa 400÷500° C). Se i

motori sono sovralimentati, come avviene per elevate potenze, si aggiunge anche un ulteriore

recupero termico dell’aria compressa;

� turbine a gas (ηe=23÷33%;ηt=70÷80%), i cui gas di scarico in gran volume e ad alta

temperatura (oltre 500°C) producono il calore richiesto in una caldaia a recupero, oppure

vengono utilizzati direttamente in processo, come ad esempio nei processi di essiccamento;

� turbine a vapore a contropressione oppure a condensazione e spillamento

(ηe=18÷20%;ηt=80÷90%), alimentate con vapore surriscaldato, che dopo aver attraversato la

turbina producendo energia elettrica, viene scaricato a bassa pressione per alimentare le utenze

termiche.


65

6.3 CAMPI DI APPLICAZIONI DEI VARI TIPI DI COGENERATORI

6.4 UTILIZZI DEI COGENERATORI

Il calore di scarto è fruibile a diversi livelli termici e di conseguenza può essere utilizzato dalle utenze

più disparate, a patto però che si verifichi la condizione fondamentale per la cogenerazione, ovvero la

contemporaneità delle richieste elettriche e termiche.

� Per usi civili (soprattutto ospedali): l’acqua calda prodotta può soddisfare i fabbisogni di

acqua sanitaria e di riscaldamento degli ambienti, o alimentare reti di teleriscaldamento; i

consumi elettrici sono elevati a causa del gran numero di apparecchiature elettriche.

� Per il settore terziario (centri commerciali e turistici) in modo similare al punto precedente,

bisogna valutare caso per caso la possibilità di funzionamento estivo, mancando in genere le

richieste termiche.

� Per usi industriali: il vapore prodotto può alimentare reti di teleriscaldamento o essere sfruttato

per i processi produttivi (azionamento di presse, presenza di macchine asciugatrici, forni di

essiccazione); gli assorbimenti elettrici sono generalmente elevati.

� Per usi energetico-produttivi: il vapore può generare una ulteriore quota di energia elettrica

mediante un ciclo combinato.

Necessitando di importanti investimenti iniziali, per ripagarsi in un arco di tempo ragionevolmente

breve l’intervento di cogenerazione deve funzionare più ore all’anno possibile, in modo da generare


66

dei congrui risparmi in esercizio. Spesso però il problema fondamentale è trovare una utilizzazione del

calore nel periodo estivo, in modo da poter tenere in funzione l’impianto tutto l’anno. A questo scopo

spesso si utilizzano macchine frigorifere ad assorbimento, che sono capaci di produrre energia

frigorifera (necessaria in estate) a partire da una fonte di calore.

6.5 COGENERAZIONE E TELERISCALDAMENTO

Oltre la contemporaneità, altra condizione essenziale per l’applicabilità della cogenerazione è la

vicinanza del sistema di generazione energetica alle utenze termiche ed elettriche, in particolare per

quanto riguarda la rete di distribuzione del calore a causa delle perdite termiche nel trasporto.

In accordo con queste regole, la cogenerazione è stata spesso abbinata al teleriscaldamento, sistema

che si compone di una centrale di produzione del calore, di una rete di trasporto costituita da speciali

condotte sotterranee e da un insieme di sottocentrali, tutti messi al servizio contemporaneamente di più

edifici. In generale il calore distribuito dalla reti di teleriscaldamento può provenire dai combustibili

fossili utilizzati in modalità cogenerativa, da fonti rinnovabili o da reflui industriali. Gli impianti

possono essere del tipo a produzione semplice (solo calore) e del tipo a produzione combinata (calore

+ energia elettrica). I primi producono calore in forma di vapore, acqua calda, acqua surriscaldata, olio

diatermico; i secondi invece funzionano attraverso un ciclo a vapore, a spillamento o a

contropressione, oppure per mezzo di motori a combustione interna, con turbine a gas, o a ciclo

combinato. In quest’ultimo caso l’energia elettrica prodotta nella centrale di cogenerazione, al netto

degli autoconsumi, viene immessa nella rete di distribuzione cittadina, per essere utilizzata localmente.

In genere i fluidi termovettori usati sono acqua calda (80-90°C) o acqua leggermente surriscaldata

(110-120°C).

Il sistema di distribuzione può essere diretto o indiretto. Nel primo caso, un unico circuito idraulico

collega la centrale di produzione con il corpo scaldante (termosifone o piastra) dell’utente. Viceversa,

nel secondo caso, sono presenti due circuiti separati, mantenuti in contatto attraverso uno scambiatore

di calore; questo elemento di disconnessione permette all’acqua della rete di trasferire all’acqua

dell’impianto interno il calore necessario per riscaldare gli ambienti. Alla fine di questo processo,

l’acqua ormai raffreddata a circa 70°C ritorna in centrale per essere nuovamente riscaldata. L’acqua

calda per gli usi igienico sanitari viene distribuita agli edifici allacciati alla rete tramite un circuito

distinto. In ogni singolo edificio, grazie a uno “scambiatore rapido”, si produce l’acqua domestica alla

temperatura di 45°C.

Il sistema diretto comporta un minore investimento e minori perdite di calore. Il sistema indiretto più

utilizzato in Italia, a fronte di maggiore costi di investimento e di esercizio, comporta una serie di

vantaggi significativi: consente, infatti, di utilizzare componenti a bassa pressione per l’impianto


67

dell’utente, prevede una manutenzione meno nerosa e garantisce l’individuazione delle perdite. Inoltre

rende più efficiente la regolazione e la contabilizzazione del calore.

6.6 ESERCIZIO DI UN COGENERATORE

Un impianto di cogenerazione è tradizionalmente esercito secondo tre modalità di funzionamento:

generazione a potenza imposta,

inseguimento del carico elettrico;

inseguimento del carico termico.

A ognuna di esse corrispondono differenti quantità di energia termica ed elettrica disponibili, per cui

vanno di volta in volta considerati i benefici e gli svantaggi relativi al funzionamento adottato. Infatti,

inevitabilmente, si presenteranno esuberi e/o deficit di energia che obbligheranno a ricorrere ad

adeguati sistemi di integrazione. A guidare la scelta è comunque il livello di contemporaneità dei

carichi termoelettrici e il tipo di tecnologia adoperato per la cogenerazione.

Potenza imposta - Con questa modalità di funzionamento non si tenta di soddisfare il massimo carico

elettrico o termico richiesto dall'utenza; infatti il verificarsi del massimo assorbimento energetico va

considerato un evento occasionale, poco significativo ai fini progettuali. Altresì si procede col

tentativo di soddisfare le esigenze medie, ed in tale condizione massimizzare lo sfruttamento del

calore di processo. Si ha chiaramente un funzionamento in parallelo alla rete, prevedendo di poter

cedere ad essa l'eccesso di energia elettrica prodotta ed acquistare quella mancante. Il soddisfacimento

dell'utenza termica è così subordinato alla imposta marcia del cogeneratore, per cui è senz'altro

necessaria una caldaia di integrazione.

La potenza prescelta potrebbe anche essere imposta da aspetti tecnici legati alla tecnologia utilizzata:

ad esempio si potrebbe scegliere una marcia che ottimizzi le prestazioni della macchina cogenerativa.

Inseguimento elettrico - Optando per tale soluzione si richiede al cogeneratore di seguire

costantemente il carico elettrico dell'utenza asservita. Non viene prevista quindi la possibilità di cedere

energia elettrica alla rete, ma rimane comunque la necessità dell'allacciamento ad essa per sopperire ad

eventuali deficit di potenza programmati od imprevisti (manutenzione, guasti). Tale scelta è in ogni

modo strettamente legata al tipo di motore primo utilizzato: un motore diesel, ad esempio, si adatta

male a questa modalità di funzionamento potendo inseguire il carico non al di sotto di metà della

potenza nominale, pena un forte degrado del rendimento. Anche la tipologia di utenza svolge un ruolo

determinante ai fini della scelta di tale modalità di funzionamento: un andamento del diagramma di

carico elettrico molto altalenante può costituirne un deterrente.


68

La presenza di una caldaia di integrazione è indispensabile, potendo sfruttarsi in cogenerazione il solo

calore prodotto durante l'inseguimento elettrico, indipendentemente dalle necessità termiche

dell'utenza.

Inseguimento termico - Tenuto conto che difficilmente eventuali eccedenze di calore sono cedibili

all'esterno e la tecnologia disponibile non consente un accumulo vantaggioso in termini economici, in

questa configurazione si da assoluta priorità al soddisfacimento del carico termico. Si ha quindi la

possibilità di svincolarsi quasi interamente da sistemi di integrazione del calore, anche se vanno

sempre tenute presenti le soste programmate (manutenzione) o accidentali (guasti) dell'impianto.

La connessione in parallelo alla rete elettrica prevede l'acquisto e l'eventuale cessione di energia.

Nella applicazione a piccole utenze di tale modalità di funzionamento occorre a volte

sovradimensionare la taglia del cogeneratore rispetto alle esigenze elettriche dell'utenza per poter

disporre di adeguate quantità di calore di processo.

Presupposto spesso imprescindibile per tale esercizio è un grande numero di ore di utilizzazione

dell'energia termica ed una spiccata contemporaneità dei carichi termoelettrici.

6.7 LA TRIGENERAZIONE E LE MACCHINE AD ASSORBIMENTO

Un impianto di cogenerazione è costituito schematicamente dai seguenti elementi:

• un motore primo (per esempio una turbina a gas, un motore alternativo a combustione interna,

fuel cell);

• un sistema di recupero termico dai gas di scarico e/o dal circuito di raffreddamento del motore

primo, con produzione di calore utile.

L’aggiunta di una o più macchine frigorifere (a ciclo inverso a compressione o ad assorbimento)

caratterizza il caso degli impianti trigenerativi, applicati per soddisfare utenze caratterizzate dalla

compresenza delle tre richieste energetiche (energia elettrica - calore - freddo). Questi diversi

fabbisogni possono presentarsi sia separatamente, per esempio in relazione a cicli stagionali

inverno/estate (con richiesta di energia elettrica e calore in inverno e di energia elettrica e freddo in

estate), sia contemporaneamente. Alcuni esempi di utenze di questo tipo spaziano dal settore civile e

terziario (utenze residenziali, palazzi per uffici, centri commerciali, ospedali, aeroporti, alberghi, centri

sportivi) al settore industriale.

In tali casi la possibilità di aggiungere un effetto utile alla generazione di calore ed energia elettrica

può consentire di migliorare considerevolmente la redditività e il ritorno economico dell’investimento,

ovvero di ridurre i costi della bolletta energetica dell’utenza più di quanto non si possa fare con la sola


69

cogenerazione. .Infatti la trigenerazione si avvantaggia del fatto che, in presenza di differenti

andamenti stagionali dei singoli carichi, la copertura dei carichi frigoriferi può consentire di sfruttare a

pieno il sistema anche nella stagione estiva, quando i carichi termici legati al riscaldamento vengono

meno.

In questi casi il sistema trigenerativo aumenta notevolmente il numero di ore equivalenti di

funzionamento annuale, come pure migliora l’IRE10 dell’impianto, che è calcolato su base annua.

Sfruttando tali vantaggi, il sistema trigenerativo può rendere quasi indipendente dal punto di vista

energetico un’utenza, sostituendo il tradizionale sistema di approvvigionamento dei servizi energetici

basato sulla produzione centralizzata e successiva distribuzione di energia elettrica e sulla generazione

di calore e freddo tramite caldaie (o in taluni casi tramite reti di teleriscaldamento) e impianti

frigoriferi.

Negli ultimi anni gli impianti ad assorbimento sono stati oggetto di un rinnovato interesse da parte del

mercato sia perché consentono di essere alimentati con qualsiasi tipo di sorgente termica, compreso il

calore di scarto di un cogeneratore, sia perché costituiscono un’alternativa alle macchine frigorifere

alimentate a idrocarburi alogenati. Inoltre vengono impiegati con alimentazione a gas naturale

(modelli a fiamma diretta), in applicazioni dove è richiesta alta affidabilità e continuità di servizio

anche in caso di black-out elettrico, come per esempio nell’industria alimentare, nella produzione di

componenti elettronici e con sempre maggior frequenza nelle moderne strutture ospedaliere.

6.8 AGEVOLAZIONI ECONOMICHE E DI PRELIEVO PER LA COGENERAZIONE

La Delibera 42/02 dell’AEEG11 ha stabilito per la cogenerazione, tecnologia assimilata alle fonti

rinnovabili dalla legge n. 10/91, criteri univoci di riconoscimento. La cogenerazione è stata appunto

definita come la produzione combinata di energia elettrica e calore quando è caratterizzata da un

indice di risparmio energetico superiore al 10%. L’IRE (equivalente all’indice Primary Energy Saving

o PES, stabilito dalla direttiva europea UE 2004/8/CE) confronta il consumo dell’impianto

cogenerativo con quello che deriverebbe dalla generazione convenzionale separata di elettricità e

calore:

10 L’IRE è un indice di risparmio energetico che caratterizza l’efficienza energetica complessiva dell’impianto

cogenerativo. Si vedrà in seguito la sua definizione.

11 Autorità per l’Energia e il Gas, istituita nel 1995.


70

1001

,,

xQ

xP

E

EIRE

rifth

th

gridrifel

el

fuel

ηη+

−=

dove Efuel è il consumo di combustibile dell’impianto cogenerativo, Eel l’energia elettrica generata, Qth

il calore utile generato, mentre ηel,ref e ηth,ref sono due rendimenti di riferimento per la generazione di

energia elettrica e calore. Il primo è differenziato per tipo di combustibile usato e per la taglia

dell’impianto, il secondo è pari a 0,8 per le applicazioni di tipo civile, pari a 0,9 per gli altri casi. Il

fattore Pgrid tiene conto delle perdite di trasmissione sulla rete, definite in relazione al livello di

tensione al quale l’impianto è allacciato alla rete elettrica.

Al fine di evitare soluzioni definite cogenerative prive di una effettiva produzione combinata di

energia elettrica e calore o troppo sbilanciate sulla produzione di energia elettrica, con questa delibera

l’indice energetico IEN introdotto dal CIP 6/92 viene sostituito dal Limite Termico LT (LTmin=15%),

definito come rapporto tra l’energia termica utile Eth e l’effetto utile complessivamente generato, pari

alla somma dell’energia elettrica e dell’energia termica utili (Eel+Eth).

Per un impianto che soddisfi questi due parametri di riferimento e che quindi possa essere qualificato

come cogenerativo, il Decreto Bersani (n. 79/99) aveva previsto sia la priorità di dispacciamento (vale

a dire la precedenza accordata da parte di Terna S.p.a., come gestore della rete di trasmissione, nella

chiamata in produzione dell’impianto), sia l’esenzione dall’obbligo (previsto per produttori e

importatori di energia elettrica) di immettere in rete una percentuale di energia elettrica da fonti

rinnovabili o di acquistare in proporzione certificati verdi sul mercato (inizialmente il 2% dell’energia

totale prodotta o importata, oggi il 3.5%).

Sul fronte del combustibile, la cogenerazione può godere di una parziale defiscalizzazione del

combustibile utilizzato; nel caso del gas naturale non viene praticamente applicata l’accisa su 0,25 Sm3

di gas ogni kWh prodotto12 (tutto il gas risulta quindi defiscalizzato se l’impianto ha un rendimento

elettrico maggiore o uguale a al 40%).

Riguardo l’energia elettrica prodotta e non usata, è essenziale per la redditività di un investimento

cogenerativo una valorizzazione adeguata dell’energia in esubero e quindi cedibile alla rete. La

Delibera AEEG n.34/05 stabilisce quindi per un impianto di potenza elettrica installata inferiore a 10

MVA, che rispetti le condizioni di IREmin>10% e LTmin>15% precedentemente illustrate, la possibilità

di vendere l’energia in eccesso a un prezzo per fasce orarie stabilito dall’Acquirente Unico e

aggiornato mensilmente. La delibera ribadisce inoltre l’obbligo da parte del distributore locale di

12 Se l’energia elettrica prodotta è autoconsumata si paga un’accisa di c€ 0,004494, pari al 30% di quella

applicata ai produttori di energia elettrica (c€ 0,01498)


71

ritiro, a queste condizioni di prezzo, dell’energia elettrica ceduta alla rete da cogenerazione. Le tariffe

di vendita sono quindi stabilite, mentre quelle di acquisto delle quote di energia mancante sono

vincolate alle regole di mercato. Al prezzo di vendita si aggiunge la componente CTR, diversificata

per fasce, riconosciuta agli impianti che producono in bassa (BT) o media tensione (MT) e applicata

all’energia elettrica immessa in rete. Questa costituisce un ricavo per l’utente: viene restituita dal

distributore e tiene conto dei costi di trasporto evitati sulle linee di alta tensione.

Invece dal punto di vista degli oneri, l’impianto di cogenerazione è soggetto al pagamento al GSE di

un corrispettivo per il servizio di trasmissione in BT e in MT, per ogni kWh immesso in rete: il valore

di tale componente viene aggiornato annualmente e pubblicato dall’AEEG. Da ultimo, il cogeneratore

deve pagare gli oneri (componente CCT) relativi al servizio di trasporto e dispacciamento. Il quadro

che ne risulta è fortemente penalizzante: confrontando i valori di vendita e di acquisto nell’anno 2005,

si nota che il primo è sempre inferiore al secondo almeno della metà, con l’eccezione delle ore in

fascia F1.

Visto che in passato i contributi finora elencati si sono dimostrati insufficienti, per dare impulso a

questo tipo di fonte energetica assimilata si è pensato ad altri tipi di incentivazione. Innanzitutto la

cogenerazione ad alto rendimento è stata inserita tra le tecnologie aventi diritto a Titoli di Efficienza

Energetica o Certificati Bianchi. Gli operatori della distribuzione dell’energia elettrica e del gas con

oltre 100.000 clienti possono raggiungere gli obiettivi di energy saving loro imposti (D.L. MAP 20

luglio 2004) attuando da sé iniziative o comprando equivalenti certificati bianchi da altre società più

virtuose o dalle E.S.CO., società qualificate per progettare e gestire iniziative di risparmio energetico.

Il valore dei certificati è stato fissato al 2005 in 100 €/tep risparmiata (direttiva AEEG n.219/04).

Attualmente è in atto una riorganizzazione dei criteri per l’assegnazione dei certificati bianchi alla

cogenerazione ad alto rendimento tale da renderla più appetibile. Uno dei sistemi allo studio del

Ministero dell’Ambiente e del Ministero delle Politiche agricole e forestali potrebbe essere la

maggiore durata/quantità dei certificati bianchi emessi, consentendo così di ottenere maggiori ricavi

dalla vendita sul mercato dei CB, in modo da recuperare più velocemente i costi di investimento.

Sempre in un decreto ministeriale di prossima approvazione è prevista l’estensione graduale del diritto

di accesso ai CB anche a soggetti diversi da quelli menzionati nell’attuale disciplina (distributori,

società di servizi energetici comprese le imprese artigiane).

Diverso il discorso per i certificati verdi attribuiti alla cogenerazione abbinata al teleriscaldamento. La

legge Marzano (23 agosto 2004, n. 239) e poi il suo decreto attuativo MAP del 24 Ottobre 2005

avevano esteso a questo tipo di impianti gli stessi diritti precedentemente stabiliti per gli Impianti

Alimentati a Fonte Rinnovabile (IAFR), a condizione che la rete di teleriscaldamento soddisfacesse

contestualmente le seguenti condizioni:


72

� alimentare tipicamente, mediante una rete di trasporto dell’energia termica, una pluralità di

edifici e ambienti;

� essere un sistema aperto ovvero, nei limiti di capacità del sistema, consentire l’allacciamento

alla rete di ogni potenziale cliente secondo principi di non discriminazione;

� la cessione dell’energia termica a soggetti terzi deve essere regolata da contratti di

somministrazione, atti a disciplinare le condizioni economiche di fornitura del servizio e di

interesse pubblico, nell’ambito delle politiche per il risparmio energetico.

Pur mancando i criteri di conteggio dei CV ottenuti, si stabiliva che questi avessero una validità di otto

anni consecutivi a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto, al netto dei

periodi di fermata degli impianti causati da eventi calamitosi dichiarati tali dalle autorità competenti).

Il D.lgs. 07/02/2007 fa chiarezza sulla situazione, tutelando i diritti acquisiti dagli impianti entrati in

esercizio nel periodo che va dall’approvazione della legge Marzano a quella della Finanziaria 2007,

degli impianti autorizzati in questo stesso periodo purché entrino in esercizio entro il 31/12/2008. Oltre

agli impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, è stata esclusa la possibilità di qualificare

e rilasciare CV agli impianti alimentati a idrogeno ed a celle a combustibile. Il provvedimento era

essenziale per privilegiare e salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili al 100%.

Sempre su questa scia, il decreto stabilisce inoltre che i soggetti che hanno l’obbligo di rifornirsi di CV

(produttori o importatori di energia elettrica da fonti convenzionali) devono farlo approvvigionandosi

di CV da fonti rinnovabili per una quota almeno pari all’80% di tale obbligo tramite certificati verdi

provenienti da fonti rinnovabili pure. Il restante 20% può essere coperto da certificati verdi provenienti

da cogenerazione abbinata al teleriscaldamento.

.Negli ultimi anni la normativa ha allargato il privilegio dello scambio sul posto dai tetti fotovoltaici di

piccola taglia (<20 kWe), per cui era nato (Del. AEEG 224/00), agli impianti di cogenerazione,

dapprima di potenza inferiore a 20 kWe (Del.AEEG Luglio 2005) e oggi anche a quelli di potenza non

superiore a 200 kWe (D.lgs. 07/02/2007).

Lo scambio sul posto consente a un consumatore di energia elettrica che contemporaneamente produce

energia tramite la cogenerazione di immettere in rete l’energia prodotta e non consumata. Un’azione

che permette al soggetto di pagare solo la differenza tra l’energia consumata e quella immessa in rete.

Nel caso in cui l’energia immessa in rete è superiore a quella consumata, il cliente ha diritto a un

equivalente credito di energia elettrica da utilizzare successivamente. Nei decreti attuativi alla

Finanziaria 2007 si prefigura entro 6 mesi l’emanazione della disciplina sulle condizioni tecnico-

economiche per rendere operativo questo servizio, tenendo conto della valorizzazione dell’energia

elettrica scambiata con il sistema elettrico nazionale, degli oneri e delle condizioni per l’accesso alle

reti.


73

Infine nel prossimo futuro è prevista una semplificazione delle procedure autorizzative per

l’installazione e l’esercizio di unità di piccola e microcogenerazione (potenza elettrica compresa tra 50

kW e 1 MW).

In conclusione, sia la generazione distribuita da fonti rinnovabili, sia quella tramite

microcogenerazione stentano a decollare soprattutto per motivi economici e il loro sviluppo, aldilà dei

pur importanti progressi tecnologici attesi, è inevitabilmente legato all’esistenza di un quadro

autorizzativo-normativo-tariffario realmente incentivante. L’emergenza ambientale che si va

profilando costituirà un forte fattore di accelerazione in questa direzione.

6.9 POTENZIALITÀ DELLA COGENERAZIONE NELLA REGIONE ABRUZZO

Dal bilancio energetico di sintesi della Regione Abruzzo riferito al 2005, si osserva che, in

attesa dell’entrata in funzione della centrale a ciclo combinato di Gissi di potenza pari a 785

MWe, l’offerta di energia elettrica 6731,8 GWhe risulta così suddivisa:

� Importazione: 1403,0 GWhe (20,8%)

� Produzione da FR: 2082,4 GWhe (30,9%)

� Autoproduzione: 3202,4 GWhe (47,6%)

� Fonti convenzionali 44,0 GWhe (0,65%)


74

Importazione gas naturale

Produzione gas naturale

Importazione en. elettrica

Produzione prodotti petroliferi

Importazione prodotti petroliferi

CONSUMO PRODOTTI PETROLIFERI

1.275,42 ktep

Ind

ustria

Terziario

Resid

enziale

Ag

ricoltura

Au

totra

zione

Ind

ustria

diretta

Reti

seco

nd

arie

1.430,06 ktep

18,02 ktep

1.275,42 ktep

0

3.749,80 GWh

1.615,30 GWh

1.288,40 GWh

78,30 GWh

4,93 ktep

310,16 ktep

564,83 ktep

Settori di consumo finaleSettori di distribuzione

1.403,00 GWh

Cogenerazione

2.082,36 GWh

568,16 ktep

3.202,44 GWh

Ind

ustria

Terziario

Resid

enziale

Ag

ricoltura

49,63 kep

1.133,68 ktep

20,35 ktep

71,76 ktep

Settori di consumo finale

CONSUMO GAS NATURALE

879,92 ktep

CONSUMO ENERGIA ELETTRICA

6.731,80 GWh

44,00 GWh

Produzione en. elettrica da fonti

rinnovabili


convenzionali

Produzione en. termica

107,12ktep1.275,42

ktep 879,92 ktep 6.731,80

GWh

Importazione gas naturale

Produzione gas naturale

Importazione en. elettrica

Produzione prodotti petroliferi

Importazione prodotti petroliferi

CONSUMO PRODOTTI PETROLIFERI

1.275,42 ktep

Ind

ustria

Terziario

Resid

enziale

Ag

ricoltura

Au

totra

zione

Ind

ustria

diretta

Reti

seco

nd

arie

1.430,06 ktep

18,02 ktep

1.275,42 ktep

0

3.749,80 GWh

1.615,30 GWh

1.288,40 GWh

78,30 GWh

4,93 ktep

310,16 ktep

564,83 ktep

Settori di consumo finaleSettori di distribuzione

1.403,00 GWh

Cogenerazione

2.082,36 GWh

568,16 ktep

3.202,44 GWh

Ind

ustria

Terziario

Resid

enziale

Ag

ricoltura

49,63 kep

1.133,68 ktep

20,35 ktep

71,76 ktep

Settori di consumo finale

CONSUMO GAS NATURALE

879,92 ktep

CONSUMO ENERGIA ELETTRICA

6.731,80 GWh

44,00 GWh


rinnovabili


convenzionali

Produzione en. termica

107,12ktep1.275,42

ktep 879,92 ktep 6.731,80

GWh

Figura 6.2: Il bilancio energetico della Regione Abruzzo (2005)

L’offerta di 6731,8 GWhe è ripartita tra i quattro macrosettori nelle seguenti proporzioni:

� Industria: 3749,8 GWhe (55,7%)

� Terziario: 1615,3 GWhe (24,0%)

� Residenziale: 1288,4 GWhe (19,1%)

� Agricoltura: 78,3 GWhe ( 1,2%)

6.9.1 Settore industriale Considerando il settore industriale e alla luce delle considerazioni sulle agevolazioni per la

cogenerazione svolte nel paragrafo precedente, si può ragionevolmente ipotizzare che il

settore industriale possa dotarsi di impianti di cogenerazione ad alto rendimento,

individualmente o in aziende consorziate, per una percentuale dei consumi totali del settore

pari al 10%.


75

Tale stima è basata in primo luogo sulla convenienza economica insita in questa tecnologia di

risparmio che consente, anche senza agevolazioni, tempi di ritorno degli investimenti

relativamente brevi.

Un secondo fattore di stimolo, ma che è anche un vincolo, nasce dal Piano Nazionale di Allocazione

delle emissioni (NAP). Si tratta di uno strumento previsto dalla direttiva 2003/87/CE sul controllo e il

commercio delle emissioni di gas serra, per mettere ogni Paese dell'Unione Europea nelle condizioni

di attuare le indicazioni contenute nel Protocollo di Kyoto per fronteggiare il riscaldamento globale.

Introduce il principio che i grandi impianti operanti nel settore dell'energia e dell'industria, siano

vincolati a permessi annuali di emissioni il cui ammontare viene definito dal Piano. Nell’assegnazione

delle quote a livello di impianto si è tenuto conto del potenziale tecnologico attraverso l’utilizzo di un

indice di efficienza ambientale. Attualmente le tecnologie pulite nella forma di attività di

cogenerazione sono già oggetto di normativa specifica avente l’obiettivo di favorirne l’adozione.

Ciononostante, il ruolo positivo di queste tecnologie è stato comunque riconosciuto nell’ambito

dell’assegnazione prevista dal NAP2008-2012. In particolare la presenza di impianti cogenerativi

contribuisce positivamente all’indice di efficienza sia nel caso di indice di benchmarking (riducendo le

emissioni per unità di prodotto) sia nel caso di indice di azioni precoci13.

Nell’ipotesi dunque di coprire, entro il 2012, il 10% del fabbisogno elettrico annuo del settore

industriale, vale a dire 0,1 x 3750(GWhe) = 375 GWhe, da impianti di cogenerazione

distribuita e considerando in media 5000 ore di funzionamento all’anno, cui corrisponde una

potenza media complessiva di 75 MWe, si ottiene la seguente tabella.

13 Con “azioni precoci” si intendono quelle azioni finalizzate alla riduzione delle emissioni dei gas ad effetto

serra intraprese prima dell’assegnazione. Un loro adeguato riconoscimento nell’ambito del meccanismo di

assegnazione risulta critico in termini di mantenimento degli incentivi a ridurre emissioni impliciti al sistema di

scambio di emissioni.


76

Tabella 6.1: Copertura dei fabbisogni elettrici da cogenerazione nel settore industriale

In funzione della percentuale di copertura dei fabbisogni elettrici del settore da cogenerazione

distribuita, sono stati stimati nell’ordine:

� la potenza elettrica media installata basata sull’inseguimento elettrico;

� il rendimento elettrico dei motori endotermici di potenza medio-alta;

� il rendimento termico;

� il consumo termico dei motori;

� la potenza termica cogenerata;

� l’indice elettrico dei motori potenza elettrica/potenza termica;

� ore effettive annue di funzionamento;

� l’energia termica annua consumata;

� l’energia elettrica annua prodotta;

� l’energia termica annua prodotta (cogenerata);

% imp. Cogen. 5,0% 6,0% 7,0% 8,0% 9,0% 10,0% 11,0% 12,0%Potenza media

MWe

ηel 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

ηt 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47

ConsumoMWt

PT cogMWt

Indice ElettricoPE/PTOre eff

hETconsMWhtEEcogMWheETcogMWht

Consumo ETktep

Risparmio EEktep

Risparmio ETktep

Risp. teoricoktep

Fatt. Riduz%

Risp. Effettivoktep

45,9

264,8

45 52,5 60 67,5 75 82,5 90

30,6 34,4 38,3 42,1

0,75

225

106

0,75 0,75 0,75 0,75

188 206

53

41

113 131 150 169

46 51 56

45

61

62 71 79 88

30 34 38 42

0,85 0,85

75

97

84 94 103

5000

0,85 0,85 0,85 0,850,85

5000 5000 5000

113

5000 5000

562500 656250 750000 843750 937500 1031250 1125000

5000

375000 412500 450000225000 262500 300000 337500

440625 484688 528750264375 308438 352500 396563

81 89 9748,4 56 65 73

19,1 23,0 26,8

0,75 0,75 0,75

30,6 36

46,9

18,9

25,5

56,3 66

22,7 27

37,5

94

44

0,85

468750

40,3

220313

187500

5000

Coperrtura dei fabbisogni elettrici da cogenerazione - Settore Industriale

176,5 198,6 220,7 242,7Emissioni ktCO2 110,3 132,4 154,5


77

� l’equivalente in ktep dell’energia consumata;

� l’equivalente in ktep dell’energia elettrica prodotta (risparmio);

� l’equivalente in ktep dell’energia termica prodotta (risparmio);

� risparmio teorico in ktep di energia primaria;

� il fattore di riduzione che tiene conto che non tutto il calore cogenerato viene utilizzato

dall’utenza;

� il risparmio netto in ktep di energia primaria.

Pe un grado di copertura del 10% del fabbisogno elettrico complessivo il risparmio energetico stimato

è di 38,3 ktep, mentre le emissioni di gas serra ammonterebbero a 220,7 ktCO2 (utlima riga della

tabella)..Quest’ultimo dato è stato calcolato utilizzando i criteri adottati dal NAP2008-2012 per gli

impianti cogenerativi:

Q = (Pe*h* α + Pt*h* λ)(1-IRE) T/1000

dove:

� Qi denota la quota di emissione espressa in tonnellate metriche di CO2;

� Pe denota la potenza elettrica, come risultante dal collaudo, dichiarata dal gestore

dell’impianto (in MW);

� α denota il coefficiente di emissione pari a 358 kgCO2/MWhe);

� λ denota il fattore di emissione per la produzione di calore pari a 350 kgCO2/MWht;

� Pt denota il calore utile in potenza, come risultante dal collaudo, dichiarata dal gestore

dell’impianto (in MWt);

� IRE denota l’Indice di Risparmio Energetico fissato al 15%;

� h denota le ore annuali di funzionamento convenzionali per combustibilie/tecnologia per

l’anno 2008 assunto paria 5000;

� T denota il coefficiente per l’andamento della produzione energetica assunto pari a 0,9 (valor

medio nel periodo 2008-2012).

Il NAP2008-2012 prevede un’assegnazione gratuita di quote ai nuovi impianti soggetti al D.Lgs. 4 aprile

2006, n. 216 fino all’esaurimento della riserva ed è effettuata sulla base del criterio “first come, first

served” (il primo venuto è prima servito, ossia vengono evase le richieste seguendo l’ordine

cronologico) prendendo come riferimento l’entrata in esercizio effettiva dell’impianto.

Tale riserva, che ammonta complessivamente a 18,26 MtCO2/anno, è destinata per 15,84

MtCO2/anno al settore termoelettrico e per 2,42 MtCO2/anno ai settori diversi dal termoelettrico.


78

Assumendo che la Regione Abruzzo possa contare sul 2% della quota di emissione nazionale di 18,26

MtCO2, ossia circa 315 ktCO2, e ripartendo la quota spettante tra industria e terziario nella stessa

proporzione dei rispettivi fabbisogni14, si prospetta la situazione seguente:

� Settore industria: 220 ktCO2

� Settore terziario: 95 ktCO2

La quota di emissione del 2% (315 ktCO2) della riserva nazionale (15,26 MtCO2) per impianti

cogenerativi, da costruire ex novo nel periodo 2008-2012, è congruente con un a copertura potenziale

del 10% (75 MWe prodotti da cogenerazione industriale cui corrispondono appunto emissioni

dell’ordine di 220 ktCO2 ).

6.9.2 Settore terziario In modo del tutto analogo è possibile stabilire una quota di potenza prodotta da cogenerazione nel

settore terziario. Dalla tabella si desume che assumendo 2500 ore di funzionamento annuo degli

impianti cogenerativi, la quota di emissione “assegnabile” è rispettata per una potenza complessiva

installata nel periodo 2008-2012 di 65 MWe.

14 Dal BER 2005 si desume che i fabbisogni elettrici del settore industriale ammontano a 3750 GWhe (70%) e

quelli del terziario a 1615 GWhe (30%)


79

Tabella 6.2: Percentuale di aziende del terziario che si dotano di un impianto di

cogenerazione

In conclusione, le potenzialità stimate per la cogenerazione nel quinquennio 2008-2012 nei settori

dell’industria e del terziario, compatibilmente con il Piano d’Assegnazione Nazionale delle quote di

emissione (NAP2008-2012), sono rispettivamente 75 MWe e 65 MWe. I risparmi di energia primaria

ammontano a 38,3 ktep e 16,5 ktep con evidenti vantaggi ambientali.

% imp. Cogen. 5,0% 6,0% 7,0% 8,0% 9,0% 10,0% 11,0% 12,0%Potenza media

MWe

ηel 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

ηt 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47

ConsumoMWt

PT cogMWt

Indice ElettricoPE/PTOre eff

hETconsMWhtEEcogMWheETcogMWht

Consumo ETktep

Risparmio EEktep

Risparmio ETktep

Risp. teoricoktep

Fatt. Riduz%

Risp. Effettivoktep

Percentuale di aziende idel terziario che si dotano di un impianto di cogenerazione

104,6 114,1Emissioni ktCO2 47,5 57,0 66,5 76,0 85,6 95,1

8,2 9,9 11,5 13,2 14,8 16,5 18,1 19,8

0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75

11,0 13,2 15,4 17,6 19,8 22,0 24,2 26,4

8,2 9,8 11,4 13,1 14,7 16,3 18,0 19,6

20,2 24,2 28,3 32,3 36,3 40,4 44,4 48,5

17,4 20,8 24,3 27,8 31,3 34,7 38,2 41,7

94899 113879 132858 151838 170818 189798 208778 227757

80765 96918 113071 129224 145377 161530 177683 193836

201913 242295 282678 323060 363443 403825 444208 484590

2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500

0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85

38 46 53 61 68 76 84 91

81 97 113 129 145 162 178 194

64,6 71,1 77,538,8 45,2 51,7 58,232,3


80

7 IL RISPARMIO ENERGETICO E L ’USO RAZIONALE DELL ’ENERGIA

7.1 “F ARE DI PIÙ CON MENO ”: GLI INDIRIZZI DELL ’UNIONE EUROPEA Il ruolo giocato negli ultimi anni dalle E.S.Co. si è dimostrato strategico per la promozione

dell’efficienza energetica. Questa è stata una conseguenza diretta del regime concorrenziale del

mercato dei servizi energetici: a parità di servizio offerto, l’obiettivo di queste società. è

l’ottimizzazione del costo totale, in modo da risultare più competitive rispetto agli altri fornitori.

Spesso tale ottimizzazione è ottenuta mediante la diminuzione della quantità di energia consumata per

fornire il servizio, il cui costo rappresenta una parte preponderante del totale. Questa minimizzazione

dei costi energetici, a parità di comfort richiesto, presuppone una particolare attenzione alla

diagnostica energetica e uno spiccato interesse alle tecnologie a basso impatto ambientale, unito a un

uso intelligente delle stesse.

A sottolineare il potenziale strumento del “servizio energia” nella diffusione del risparmio energetico,

è stata per la prima volta la Commissione europea con il Libro Verde “Fare di più con meno”

presentato nel 2005. In questo documento si afferma che con consumi più intelligenti e una maggiore

efficienza, i paesi della UE potrebbero risparmiare in tempi brevi il 20% dell’energia attualmente

utilizzata, valore corrispondente a circa 60 miliardi di euro all’anno.

L’obiettivo che si vuole perseguire prevede una diminuzione del 10% del fabbisogno energetico

intervenendo in materia di servizi energetici, di prestazioni degli impianti o delle apparecchiature e

nell’edilizia, senza quindi agire sul quadro normativo e amministrativo. L’altro 10% invece dovrebbe

essere conseguito agendo in ambito legislativo, dando vita a una serie di misure di sostegno e a una

politica di incentivi per imprese e privati in tutti i settori (produzione e utilizzazione finale, industria,

servizi e trasporti). E’ perciò possibile, senza ridurre gli standard prestazionali, ridurre il consumo

energetico di almeno un 20% senza costi netti aggiuntivi – e in molti casi a costi negativi – poiché

l’energia risparmiata ha un valore sufficiente a rimborsare il costo degli investimenti in un tempo

ragionevole, entro la durata della vita tecnica del progetto, e a coprire le spese per gli interessi. Questi

risparmi avrebbero un effetto positivo sulla concorrenza nel settore industriale dell’UE, riducendo i

costi e migliorando il rendimento e il valore aggiunto dei prodotti fabbricati, sia per il mercato interno

che per le esportazioni. Inoltre è stato calcolato che l’occupazione aumenterebbe in modo misurabile.

La bilancia commerciale migliorerebbe anche grazie al calo delle importazioni di energia, fattore che

contribuirebbe a ridurre la dipendenza dalle fonti energetiche fossili (che altrimenti potrebbe

raggiungere a livello mondiale il 70% nei prossimi 20-30 anni) e a scongiurare l’aumentata

dipendenza dalle importazioni energetiche, assai rilevanti nel caso dell’Italia. Il miglioramento

dell’efficienza, inoltre, contribuirebbe a contrastare i cambiamenti climatici, favorendo la


81

realizzazione degli obiettivi fissati dal Protocollo di Kyoto.

La citata direttiva propone agli Stati membri misure per la razionalizzazione del settore energetico, tra

cui:

� eliminare gli ostacoli che finora hanno impedito la completa integrazione delle misure di

efficienza energetica, tra i quali le barriere istituzionali e legali, la frammentazione del

mercato dell’efficienza, la mancanza di visibilità dei risparmi potenziali, il limitato accesso ai

capitali, la scarsa conoscenza della redditività, dei rischi inerenti tali investimenti;

� adottare obiettivi nazionali di risparmio per assicurare la crescita continua e la sostenibilità del

mercato dei servizi energetici (meccanismo dei certificati bianchi;

� garantire che il settore pubblico dia il buon esempio in materia di investimenti e di

manutenzione in apparecchi poco energivori;

� obbligare i legislatori o le autorità equivalenti incaricate della distribuzione e della vendita al

dettaglio di energia distribuita in rete ad adottare misure per introdurre tariffe innovative,

norme relative al recupero dei costi, ecc.

� svolgere un’ampia azione informativa/formativa nei confronti dei cittadini, dei clienti

industriali, dei responsabili pubblici e privati in campo energetico, dei liberi professionisti.

In merito all’ultimo punto, i settori in cui possono essere implementati programmi per l’efficienza

energetica sono i più vari, ovvero tutti quelli in cui si può individuare un uso finale dell’energia. Si

spazia dal terziario all’edilizia, inclusi i settori dell’utenza domestica e commerciale, dal settore

pubblico alle piccole e medie imprese, escludendo la maggior parte dei processi industriali ad alto

consumo energetico, dove sono già presenti incentivi per lo sviluppo delle nuove pratiche.

La promozione della razionalizzazione dei consumi rappresenta pertanto una delle priorità della

politica comunitaria e nazionale in materia energetica. Allo stesso modo però anche i singoli, siano

essi PMI o cittadini privati, devono considerare il risparmio energetico come una risorsa, una nuova

forma di investimento che “fa bene alle tasche” e contribuisce alla salvaguardia dell’ambiente. In

questa riscoperta, le famiglie e le imprese devono essere guidate soprattutto nella identificazione degli

interventi specifici, nell’individuazione di operatori industriali o artigianali specializzati, nella scelta

della componentistica adatta.

7.2 TECNOLOGIA EFFICIENTI DI RISPARMIO ENERGETICO In questo paragrafo si porrà l’accento sulle tecnologie di risparmio di maggior interesse nel settore

terziario-residenziale e industriale.

7.2.1 Residenziale -Teriziario – Quadro nazionale I consumi del settore civile (residenziale e terziario) sono pari a 43,3 Mtep (il dato 2003 era 43,5 Mtep

e la riduzione è dovuta essenzialmente a fattori climatici) e rappresentano il 30,1 % dei consumi finali


82

di energia primaria.

L’edificio assorbe una notevole quantità di energia sia durante la sua realizzazione, sia durante la sua

vita per il funzionamento confortevole degli interni e, in particolare, per la climatizzazione degli

ambienti (riscaldamento e raffrescamento), la produzione di acqua calda sanitaria, la ventilazione,

l’illuminazione gli elettrodomestici (lavaggio, conservazione degli alimenti, divertimento,

comunicazione), la cottura dei cibi ecc.

Se si analizza l’andamento dell’intensità energetica del settore civile nel corso degli anni, dopo una

significativa diminuzione nel periodo 1973-1982 ed un successivo periodo in cui è rimasta

praticamente costante, essa ha registrato ultimamente un aumento dipendente in larga parte dai

consumi di energia elettrica, attualmente in via di espansione.

Occorre tuttavia distinguere, all’interno del settore civile, la differente caratterizzazione dei consumi

nei due sottosettori, il residenziale e il terziario, in particolare per quanto riguarda l’incidenza dei

consumi di energia elettrica sul totale dei consumi energetici e sugli indicatori di prestazione

(l’intensità energetica per esempio): si possono così individuare e valutare specifici interventi per

contrarre i consumi in modo significativo.

Per quanto concerne l’intensità energetica del settore residenziale, se si analizzano i consumi

energetici unitari per abitazione, corretti per il clima medio europeo, l’Italia presenta valori

leggermente più bassi della media UE, ma superiori a quelli di Paesi come la Finlandia, la Danimarca,

la Norvegia e l’Olanda. Mentre per quanto riguarda i soli consumi di riscaldamento per abitazione, i

dati mostrano per l’Italia valori nettamente al di sopra della media europea.

Nel settore terziario l’intensità energetica finale rispetto al PIL risulta più bassa della media europea di

circa il 25%. Quando il dato viene corretto per i fattori climatici, la prestazione italiana appare meno

eccezionale, assestandosi poco al di sotto della media europea. Per l’Italia i consumi elettrici per

addetto nel settore terziario risultano in crescita come per il resto dell’UE, ma si situano quasi il 30%

sotto la media, fra i valori più bassi.

In sostanza, a parte la peculiarità tutta italiana dei bassi usi di elettricità (circa il 30% dei consumi

energetici negli usi finali), in futuro destinata a svanire per il diffondersi della climatizzazione estiva,

basata in prevalenza su apparecchi singoli alimentati elettricamente, è chiaro che un abbassamento

dell’intensità energetica e un miglioramento dell’efficienza possono e dovrebbero essere perseguiti

nella climatizzazione invernale (riscaldamento) ed estiva (raffrescamento) degli edifici. La strada da

privilegiare dovrà essere quella di migliorare le prestazioni energetiche sia dell’involucro sia degli

impianti, con la consapevolezza che il complesso edificio-impianto è un sistema integrato e come tale

consente i migliori risultati dal punto di vista energetico intervenendo sui due sottosistemi in modo

combinato.


83

I fattori trainanti dei consumi energetici (redditi, strutture dei nuclei familiari, fattori climatici, prezzi)

lasciano prevedere per il settore residenziale un trend di crescita significativo, nel futuro prossimo,

dell’intensità e anche dell’efficienza energetica.

L’attività edilizia ha per l’Italia una notevole rilevanza economica e occupazionale. La ristrutturazione

edilizia, la riqualificazione delle periferie, insieme alla nuova edilizia, costituiscono una grande

opportunità da cogliere per l’introduzione di metodologie e tecnologie più avanzate per migliorare

l’efficienza energetica, il miglioramento del comfort interno e la riduzione dell’impatto ambientale.

Gli edifici esistenti (circa 13 milioni, suddivisi in 26,5 milioni di unità abitative occupate da 21

milioni di famiglie) sono stati costruiti spesso con criteri di bassa qualità energetico-ambientale

(circa 11 milioni di edifici sono anteriori alla Legge 373/73). Il mercato delle abitazioni nuove è

nell’ordine delle 100-150.000 unità annue, in circa 70.000 edifici, pari a circa lo 0,6% dell’esistente

(fonte: Libro Bianco “Energia, Edificio, Ambiente”).

Il settore delle costruzioni in Italia è caratterizzato da un’inerzia e da una politica di conservazione che

determina delle barriere che rendono la penetrazione dell’innovazione molto più difficile rispetto a

quanto avviene negli altri settori industriali. Nell’industria delle costruzioni, infatti, le varie fasi del

processo sono molto più segmentate. La prima è una fase di ingegnerizzazione del sistema, legata al

mondo dei progettisti; segue poi la fase svolta da chi realizza l’edificio, il costruttore o l’impresa che

attua la parte di progettazione; infine vi è il committente esterno che svolge il ruolo di governo dei

fabbisogni e delle caratteristiche della costruzione da realizzare. A questo si aggiunge che il settore in

esame costituisce un sistema fortemente normato per cui per innovare è necessario intervenire già in

fase di concepimento delle normative. Questa situazione genera, di fatto, forti ostilità ad accettare le

innovazioni in tale settore, ed è per questo che occorre realizzare alcuni esempi reali per far

comprendere a tutti i soggetti coinvolti nel processo che l’innovazione che si vuole introdurre funziona

veramente.

Le principali opportunità per interventi di efficienza energetica in questo settore si possono

sintetizzare in:

� miglioramento dell’efficienza del parco edilizio nazionale, vecchio o mal ristrutturato ed in

gran parte inefficiente, in particolare per quanto riguarda il parco pubblico;

� miglioramento del sistema di produzione dell’energia elettrica nazionale prossimo alla

saturazione, attraverso il ricorso alla micro-poli-generazione distribuita;

� necessità di invertire la tendenza all’aumento dei consumi di energia elettrica negli edifici, in

gran parte dovuti all’impiego ormai generalizzato del condizionamento estivo;

� necessità di dare risposta con prodotti dell’industria nazionale alle richieste di efficienza

energetica che emergono dal Sistema Paese;


84

� necessità di ridurre le emissioni di CO2.

In particolare per il settore civile, la Pubblica Amministrazione a livello centrale (Ministeri, Autorità

di regolazione) e locale (Regioni, altri Enti Locali e società pubbliche di servizi) rappresenta una

committenza importante per lo sviluppo di attività incentrate sull’efficienza energetica e sulla

diffusione dei risultati ottenuti. Molte Regioni, oltre a dotarsi di propri strumenti di programmazione

energetico-ambientale, incentivano con apposite leggi il risparmio energetico e le fonti rinnovabili

(tetti fotovoltaici, solare termico ecc.) e hanno necessità di supporto in termini di formazione,

pianificazione, progettazione e realizzazione degli interventi sul territorio.

7.2.1.1 I Dlgs n.192/05 e n.311/06 – La Certificazione Energetica

Stante la difficile sfida energetica una strategia globale non può assolutamente prescindere

dall’industria delle costruzioni. Questo obiettivo prioritario e condiviso da tutti è, quindi, quello di

ridurre e razionalizzare i consumi di energia senza precludere la qualità ambientale dell’ambiente

costruito. Il D.Lgs. n.192/2005, ha rinnovato sostanzialmente la legislazione nazionale precedente in

materia (legge 10/91 e DPR 412/93) introducendo nuove modalità di calcolo della prestazione

energetica degli edifici e stabilendo una serie di misure finalizzate a ridurre il consumo energetico, le

conseguenti emissioni in atmosfera e a favorire l’uso di energia prodotta da fonti rinnovabili. La sua

principale innovazione consiste nell’introduzione di un nuovo parametro, il fabbisogno di energia

primaria (FEP), per la misurazione della prestazione termica dell’edificio, integrando il tradizionale

risparmio energetico dell’involucro con la produzione di energia.

Questo approccio, sancito dalla direttiva europea 2002/91/CE, prevede che il Legislatore stabilisca le

regole di riferimento (le norme tecniche di calcolo del FEP e quelle inerenti alla certificazione delle

prestazioni di materiali e componenti) e le prestazioni da conseguire (il fabbisogno limite di energia

primaria), lasciando agli operatori e al mercato l’individuazione delle soluzioni tecnicamente ed

economicamente più idonee per conseguire la prestazione di legge.

A poco più di un solo anno di distanza dall’approvazione del D.Lgs. n. 192/2005, in luogo dei

decreti attuativi di completamento, i cui termini erano ormai scaduti, il Consiglio dei Ministri

ha approvato il decreto legislativo 29 dicembre 2006, n. 311, pubblicato sul S.O. n. 26 alla

Gazzetta Ufficiale del 1° febbraio 2007, n. 26 ed entrato in vigore il giorno successivo, che

modifica il D.Lgs. n. 192/2005 sul rendimento energetico in edilizia. Il provvedimento

introduce:

� nuovi limiti di legge per la climatizzazione invernale;


85

� l’obbligo di utilizzo di fonti rinnovabili;

� l’obbligo della certificazione energetica degli edifici.

Inoltre, pur restando validi i limiti di legge, introdotti dal D.Lgs. n. 192/ 2005, al fabbisogno

di energia primaria per:

� gli edifici di nuova costruzione;

� i grandi ampliamenti (di volumetria superiore al 20% della cubatura dell’intero

edificio esistente);

� le grandi ristrutturazioni (ovvero le ristrutturazioni di edifici di superficie maggiore di

1.000 m2),

� sono stati introdotti nuovi e più severi limiti massimi per i prossimi anni. In

particolare:

� a partire del 1° gennaio 2008, vi sarà un abbassamento dell’8% circa rispetto ai valori

limite del 2006;

� a partire dal 1° gennaio 2010, vi sarà un abbassamento del 15% circa rispetto i valori

limite del 2006.

Contestualmente ai limiti massimi al fabbisogno energetico, sono stati introdotti anche valori

massimi di trasmittanza termica dei singoli elementi costruttivi, la cui applicazione è cogente

dal 2 febbraio 2007.

Sono stati aggiornati anche i limiti di legge per le ristrutturazioni; in particolare, pur essendo

stati confermati i valori massimi di trasmittanza termica dei singoli elementi previsti a

decorrere dal 1° gennaio 2006, ne sono stati introdotti di più severi per i prossimi anni.

In particolare:

� a partire dal 1° gennaio 2008 vi sarà un abbassamento tra il 10% ed il 25% rispetto ai

valori limite del 2006;

� a partire dal 1° gennaio 2010, vi sarà un abbassamento tra il 22% ed il 30%rispetto ai

valori limite del 2006.

Nell’attesa di un decreto attuativo contenente le prescrizioni minime e le caratteristiche

tecniche e costruttive degli impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile, il D.Lgs. n.

311/2006 preannuncia, per tutte le categorie di edifici pubblici e privati, futuri obblighi di

utilizzo di fonti rinnovabili:


86

� fissando al 50% (20%nei centri storici) la quota parte del fabbisogno termico per

acqua calda sanitaria che dovrà essere coperto da FER (in tutte le nuove edificazioni

ed in caso di ristrutturazione o sostituzione dell’impianto termico);

� preannunciando l’obbligo dell’installazione di un impianto fotovoltaico in tutte le

nuove edificazioni, le grandi ristrutturazioni e i grandi ampliamenti.

Il D.Lgs. n. 311/2006 ribadisce, inoltre, che l’attestato di certificazione energetica, come

introdotto dal D.Lgs. n. 192/2005, è obbligatorio per le nuove edificazioni e le grandi

ristrutturazioni.

Fino alla data di entrata in vigore delle linee guida nazionali per la certificazione energetica

degli edifici, l’attestato di certificazione energetica degli edifici é però sostituito a tutti gli

effetti dall’attestato di qualificazione energetica o da una equivalente procedura di

certificazione energetica stabilita dal comune con proprio regolamento antecedente alla data

dell’8 ottobre 2005.

L’attestato di qualificazione energetica, che deve essere redatto da un professionista

qualificato, non necessariamente estraneo alla proprietà, alla progettazione o alla

realizzazione dell’edificio, deve contenere:

� il valore dei fabbisogni di energia primaria di calcolo;

� la classe energetica cui appartiene l’edificio o l’unità immobiliare (qualora sia in

vigore un sistema di certificazione energetica);

� il valore massimo ammissibile per il fabbisogno di energia primaria (individuato dal

D.Lgs. n. 192/2005 come modificato dal D.Lgs. n. 311/2006 o da eventuali analoghe

leggi regionali);

� l’indicazione di possibili interventi migliorativi delle prestazioni energetiche e il

conseguente miglioramento nel calcolo del fabbisogno di energia primaria (inclusa la

nuova classe energetica di appartenenza).

L’attestato di qualificazione energetica dell’edificio come realizzato deve essere asseverato

dal direttore dei lavori e presentato al comune di competenza contestualmente alla

dichiarazione di fine lavori senza alcun onere aggiuntivo per il committente. La dichiarazione

di fine lavori è inefficace a qualsiasi titolo se la stessa non è accompagnata da questa

documentazione asseverata.

Qualora il direttore dei lavori presenti al Comune una asseverazione nella quale attesta

falsamente la correttezza dell’attestato di qualificazione energetica o la conformità delle opere


87

realizzate rispetto al progetto o alla relazione tecnica, è punito con la sanzione amministrativa

di 5.000 euro.

L’attestato di qualificazione energetica deve essere predisposto per tutti gli edifici la cui

richiesta di permesso di costruire è stata consegnata successivamente all’8 ottobre 2005. In

mancanza di ciò, l’atto di compravendita può essere dichiarato nullo.

Il D.Lgs. n. 311/2006 individua date certe per l’estensione dell’obbligo della certificazione

energetica agli edifici esistenti. L’obbligo si applicherà solo in caso di compravendita

dell’immobile:

� in un primo momento (a partire dal 1° luglio 2007), solo in caso di compravendita di

interi immobili aventi superficie utile superiore a 1.000 metri quadrati;

� successivamente (a decorrere dal 1° luglio 2008), anche in caso di compravendita dei

restanti interi immobili (con l’esclusione delle singole unità immobiliari);

� l infine (a partire dal 1° luglio 2009), anche in caso di compravendita delle singole

unità immobiliari.

In tutti questi casi, il costo della certificazione energetica sarà a carico del venditore o del

locatore.

È importante sottolineare che, a decorrere dal 1° gennaio 2007, il certificato energetico dell’edificio o

dell’unità immobiliare interessata é necessario per accedere agli incentivi e alle agevolazioni di

qualsiasi natura, sia come sgravi fiscali sia come contributi a carico di fondi pubblici o della generalità

degli utenti (come ad esempio gli incentivi previsti dalla Finanziaria 2007).

Un’altra novità del D.Lgs. n. 311/2006 riguarda l’introduzione di specifici limiti massimi al

fabbisogno di energia (espressi in kWh/m3, invece che in kWh/m2), nel caso di nuova costruzione,

grande ristrutturazione o grande ampliamento di edifici non residenziali.

Inoltre, il decreto, al fine di limitare il fabbisogno energetico per la climatizzazione estiva (per le

nuove edificazioni, le grandi ristrutturazioni e i grandi ampliamenti), obbliga:

� all’installazione di sistemi schermanti contro la radiazione solare estiva e allo sfruttamento,

tramite nozioni di bio-climatica, della ventilazione naturale dell’edificio o, in alternativa,

all’utilizzo di sistemi di ventilazione meccanica;

� all’utilizzo di materiali e tecniche che permettano il contenimento delle oscillazioni estive di

temperatura.

Il D.Lgs. n. 311/2006 introduce, inoltre, un nuovo limite, meno severo del precedente, sul rendimento

stagionale dell’impianto termico, confermando:


88

� l’obbligo della termoregolazione dell’impianto termico in ogni appartamento (per le nuove

edificazioni e le ristrutturazioni);

� l’obbligo di allaccio all’eventuale rete di teleriscaldamento qualora questa sia a meno di 1.000

metri di distanza (per le nuove edificazioni e le grandi ristrutturazioni).

Ribadita, inoltre, la possibilità di omettere il calcolo del fabbisogno annuo di energia primaria solo se

il rapporto tra la superficie trasparente complessiva dell’edificio e la sua superficie utile è inferiore a

0,18. In questo caso, invece di procedere al calcolo del fabbisogno di energia primaria, all’edificio

verrà riconosciuto un valore di fabbisogno di energia primaria pari al limite di legge, se verranno

rispettate una serie di condizioni:

� sulla trasmittanza termica dei singoli elementi costruttivi;

� sul rendimento del generatore di calore;

� sulla temperatura del fluido termovettore;

� sulla presenza di una termoregolazione modulante in ogni appartamento.

Altra novità è costituita dall’obbligo, per le regioni e gli enti locali, di considerare, fra gli strumenti di

pianificazione e urbanistici di competenza, le soluzioni necessarie all’uso razionale dell’energia e

all’uso di fonti rinnovabili, con indicazioni anche in ordine all’orientamento e alla conformazione

degli edifici da realizzare, per massimizzare lo sfruttamento della radiazione solare.

Si ricorda, infine, che il D.Lgs. n.311/2006, come il D.Lgs. n. 192/2005, è soggetto a una clausola di

cedevolezza, tale per cui ogni singola regione può abrogarne il contenuto e sostituirlo con un proprio

atto legislativo.

Le proposte legislative Il D.Lgs. n. 311/2006, incidendo sia sul livello delle prestazioni richieste, sia

sulle metodologie di progettazione, modifica pesantemente i contenuti e gli obiettivi originari del

D.Lgs. n. 192/2005.

L’approccio prestazionale viene, infatti, sostanzialmente snaturato da logiche prescrittive che

impongono caratteristiche minime alle componenti dell’involucro edilizio quali le superfici

trasparenti, le pareti verticali e orizzontali opache.

La rigidità dell’impostazione legislativa impone scelte progettuali e costruttive che impediscono

possibili sperimentazioni nel settore e risulta notevolmente riduttiva per l’innovazione (delle tipologie

costruttive, dei materiali e degli impianti) del mercato, rallentando, se non intralciando, i processi di

sperimentazione e crescita.

Assecondando la ratio della direttiva europea, sarebbe stato necessario ricondurre il testo del D.Lgs. n.

311/2006 verso l’impostazione prestazionale, limitandosi a stabilire i valori di fabbisogno di energia

primaria.

Gli obiettivi di contenimento energetico del D.Lgs. n. 192/2005, con i nuovi limiti imposti ai consumi


89

di energia, comportano, di per sé, rispetto allo stato attuale (consumo medio 160 kWh/m2) e alle

prescrizioni della legge n.10/1991 previgente, una decisa diminuzione del fabbisogno energetico degli

edifici valutabile nell’ordine del 65-70%.

A questo proposito, considerato l’effetto di primo impatto della novità prestazionale del D.Lgs. n.

192/2005,

potrebbero risultare eccessivamente gravose le ulteriori riduzioni dei limiti dei consumi di energia

previste dal D.Lgs. n. 311/2006 a partire da gennaio 2008 e, soprattutto, da gennaio 2010.

Una maggiore gradualità sarebbe stata utile, considerato che il decreto stesso regolamenta, in via

transitoria, solo il fabbisogno di energia primaria per la climatizzazione invernale, mentre rinvia nel

tempo la regolamentazione della climatizzazione estiva, della ventilazione, dell’acqua calda sanitaria e

dell’illuminazione.

Affinché gli obiettivi di progressiva riduzione dei limiti di consumo energetico siano perseguiti in

modo efficace, al di là della prescrizione, servono una crescita complessiva e coerente dell’offerta e

della domanda, consapevolezza e condivisione. È necessario, cioè, che gli acquirenti/utilizzatori degli

edifici riconoscano il valore delle realizzazioni a basso consumo per trasformare il bisogno in

domanda sollecitando i progettisti e i costruttori alla realizzazione e immissione sul mercato di edifici

con prestazioni migliori rispetto ai limiti di legge.

È altrettanto indispensabile che le imprese percepiscano e condividano l’obiettivo del contenimento

energetico come una opportunità da sviluppare e non come un vincolo da rispettare. Si tratta dimettere

in atto un meccanismo virtuoso che responsabilizzi e renda consapevole l’utilizzatore/committente

sulle conseguenze delle scelte (al momento della progettazione o dell’acquisto dell’edificio) sui

consumi energetici e sulle immissioni in atmosfera e, quindi, sui costi di gestione e sulla qualità

dell’ambiente in cui vive. Questo è il risultato atteso dalla certificazione energetica degli edifici, dal

momento che questo tipo di certificato permetterà all’acquirente/utilizzatore di conoscere le

caratteristiche energetiche della propria abitazione. Al proposito, considerando che, con ogni

probabilità, le linee guida ministeriali sulla certificazione energetica verranno pubblicate nel corso del

2007, non si capisce l’utilità dei severi limiti al fabbisogno di energia primaria introdotti a partire dal

2010.

Per allora, la certificazione energetica avrà mosso i primi passi e sarà in grado di spostare il mercato

verso una maggiore efficienza, proprio come è successo grazie all’etichetta dei frigocongelatori.

La funzione di standard minimo, con l’obiettivo di eliminare dal mercato gli immobili meno efficienti,

può essere svolta egregiamente dagli attuali limiti al fabbisogno di energia primaria (introdotti dal

D.Lgs. n. 192/2005) o, al limite, da quelli previsti dal 2008 (introdotti dal D.Lgs. n. 311/2006).Vincoli

ì ancora più severi si connoterebbero come elemento di disturbo perché obbligherebbero tutti gli


90

operatori di mercato, anche quelli seriamente impegnati nella realizzazione di immobili

energeticamente efficienti, a confrontarsi con i limiti di legge, soprattutto qualora (come recita il

D.Lgs. n. 311/2006) questi fossero di tipo tecnologico e non prestazionali.

La prescrizione per legge non favorisce l’evoluzione competitiva del mercato, limita l’interesse e la

ricerca di soluzioni migliorative, crea confusione nei livelli di prestazione dei prodotti da immettere

sul mercato, induce a una rassegnata applicazione delle soluzioni che consentano di rispettare i nuovi

limiti, riduce l’interesse del consumatore al prodotto “conforme” alla legge e obbliga a una azione di

controllo pubblico onerosa e mai efficace. Inoltre, i nuovi limiti introdotti dal D.Lgs. n. 311/2006

rischiano di agire in funzione contraria rispetto a tutte le politiche connesse ai certificati bianchi;

questi ultimi (detti anche “titoli di efficienza energetica”) sono lo strumento previsto dai D.M. 20

luglio 2004 per incentivare gli interventi capaci di portare a una diminuzione nel consumo di energia.

Il loro ottenimento è addizionale rispetto al progresso tecnologico e normativo, nel senso che gli

interventi effettuati per adempiere a un obbligo di legge non possono ottenere i certificati bianchi. È

allora evidente che il D.Lgs. n. 311/2006, a causa dell’introduzione di più severi limiti di legge,

colpisce pesantemente le potenzialità offerte dai certificati bianchi, almeno per quanto riguarda il

settore dell’edilizia.

Ciò è poco comprensibile, soprattutto alla luce della direttiva europea 2006/32/CE sull’efficienza

energetica

negli usi finali, che sancisce l’equivalenza, per il miglioramento dell’efficienza energetica, tra un

approccio di mercato (come i certificati bianchi) e un obbligo di legge.

Per quanto riguarda l’insistenza sulla tecnologia fotovoltaica (è previsto l’obbligo di installazione di

pannelli fotovoltaici), sarebbe necessario seguire una metodologia premiante (come succede con il

“conto energia” ex D.M. 28 luglio 2005), mentre il quadro attuale si connota come punitivo verso le

imprese di costruzione. Infatti, i cittadini che volessero installare un impianto fotovoltaico nella

propria abitazione godranno di una tariffa incentivante alquanto favorevole (l’ultima bozza di modifica

del conto energia individua un range compreso tra 0,39 e 0,46 €/kWh),mentre i costruttori, essendo

obbligati a installarne una certa quantità, sono estromessi delle precedenti tariffe incentivanti sulla

quota parte dell’impianto fotovoltaico che sono obbligati a installare.

Guardando ai futuri provvedimenti legislativi, è necessario operare una maggiore trasparenza per le

linee guida relative alla certificazione energetica; in particolare, è fondamentale che l’impresa di

costruzione abbia la possibilità di indicare il certificatore energetico, scegliendolo tra un elenco di

soggetti, abilitati a effettuare la certificazione energetica in virtù del proprio cursus studiorum, della

propria esperienza lavorativa e del superamento di un esame a conclusione di un corso specifico sul

tema dell’efficienza energetica in edilizia.


91

La presenza di un ente di accreditamento terzo rispetto agli operatori, soluzione verso la quale si sono

orientate diverse esperienze-pilota locali, è una garanzia sufficiente a fugare ogni dubbio possa sorgere

ogniqualvolta il certificatore sia scelto dall’impresa di costruzione.

Riguardo poi alla metodologia di calcolo, è lecito aspettarsi che questa sia il più trasparente possibile,

ovvero si basi sulle norme UNI e CEN citate nell’Allegato M del D.Lgs. n. 311/2006, eventualmente

introducendo alcune semplificazioni, senza però premiare alcuna tecnologia a discapito delle altre.

7.2.2 Residenziale-terziario – Quadro regionale I consumi regionali del settore civile (residenziale e terziario) al 2005 sono stati pari a 1749 ktep

comprensivo dei prodotti petroloferi e gas naturale15.

Il parco edilizio residenziale nella Regione Abruzzo desunto dalle statistiche nazionali è di 328.277

abitazioni (Censimento del 2001). Un’estrapolazione dei dati storici conduce ad ipotizzare un

incremento medio annuo di circa 0,35% pari a 12000 nuove abitazioni nel decennio 2002-2011 di cui

circa 4600 nel periodo 2007-2011 su 340.000 abitazioni esistenti.

Tabella 7.1: Il parco edilizio residenziale della Regione Abruzzo

La superficie media di ciascuna abitazione è di 92 m2 con consumi energetici annui stimati in circa

160 kWh/a.m2, soprattutto in seguito agli interventi di riqualificazione previsti dalla legge n.10/91 e

del DPR 412/93.

7.2.2.1 Potenzialità di risparmio nel settore residenziale

15 Dato tratto dal Bilancio Energetico Regionale riferito al 2005.


92

Considerando come consumo caratteristico delle classi energetiche C e D previste dai D.Lgs 192/05 e

311/06, pari rispettivamente a 50 kWh/a.m2 e 70 kWh/a.m2, e nell’ipotesi che gli interventi di retrofit

interessino, nel prossimo quinquennio 2008-2012, il 30% del parco edilizio esistente16, si ottiene la

seguente tabella di consumi e risparmi.

Tabella 7.2: Consumi e risparmi previsti nel settore dell’edilizia

16 La finanziaria 2007, che prevede una defiscalizzazione del 55% per gli interventi di riqualificazione energetica

degli edifici esistenti e la Circolare 36/E del 31/5/2007 che ne chiarisce i contenuti, rende realistica la

percentuale del 30% assunta alla base della stima della potenzialità di risparmio nel settore dell’edilizia

residenziale.


93

Tasso di incremento annuo degli edifici ad uso abitativo

0,00% 0,50% 1,00% 1,50% 2,00% 2,50% 3,00% 3,50%

1919 - 1945

1946 - 1961

1962 - 1971

1972 - 1981

1982 - 1991

1992 - 2001

Figura 7.1: Andamento del tasso di incremento annuo degli edifici ad uso abitativo

Mentre per quanto riguarda il risparmio energetico conseguente all’utilizzo del solare termico al

servizio della produzione di acqua calda sanitaria in grado di assicurare una copertura di almeno il

50% del consumo energetico, la situazione è la seguente:

Tabella 7.3: Risparmio energetico a seguito dell’utilizzo del solare termico

Riassumendo:

� interventi di riqualificazione sul 30% del parco esistente (n. 100551)


94

e sulle nuove edificazioni n. 4595): 73,4 ktep/a

� installazione di collettori solari sulle nuove abitazioni (n. 4595) 0,4 “

� installazione di collettori solari sul 30% del parco esistente 8,4 “

Totale 82,2 ktep/a

7.2.2.2 Potenzialità di risparmio nelle strutture ospedaliere

Il risparmio di 82,2 ktep/a si riferisce al solo parco edilizio al 2011. A questo si dovrebbe aggiungere il

risparmio relativo al terziario (ospedali, alberghi, centri commerciali, edifici pubblici, ecc...) che

dovrebbe essere assai consistente. Un dato minimo di stima dovrebbe aggirarsi intorno a complessivi

100 ktep/a.

In particolare, con riferimento alle AUSL della regione Abruzzo un audit energetico riferito al 2005 ha

messo in evidenza esborsi energetici di 17 M€/a e consumi di energia primaria di 27 ktep/a. La tabella

evidenzia i potenziali risparmi in termini economici, di energia primaria e di titoli di efficienza

energetica TEE di tipo I e II.

Risparmi potenziali annui (%) 15% 20% 25%

Risparmio economico M€ 2,55 3,40 4,25

Risparmio energia primaria tep 4185 5580 6975

TEE tipo I e II (100 M€/tep) M€ 0,42 0,56 0,70

TOTALI M€ 2,97 3,96 4,95

Tabella 7.4: Potenziali risparmi di energia primaria nelle strutture ospedaliere

Sono stati ipotizzati tre scenari corrispondenti alle percentuali di risparmio 15%, 20% e 25%,

conseguibili mediante interventi di riqualificazione energetica. Assumendo in via cautelativa una

percentuale del 20% il risparmio economico è di 17 M€/anno x 0,20 = 3,40 M€/anno e quello di

energia primaria è di 27,9 ktep/anno x 0,20 = 5,58 ktep/anno.

Considerando che il prezzo di 1 TEE di tipo I e II vale attualmente 100 €/tep, il beneficio ambientale

valorizzato è di 0,56 M€/anno. Complessivamente, si ottiene un ricavo derivante dai risparmi

energetici di 4 M€/anno in c.t..

Nel caso in cui gli interventi di riqualificazione fossero affidati ad una ESCo, che si farebbe carico dei


95

relativi investimenti, i ricavi verrebbero introitati dalla stessa società per il rientro capitale sborsato,

mentre la Regione potrebbe lucrare il credito (virtuale) derivante dagli Emission Trading (certificati

blu) a seguito della riduzione delle emissioni di CO2. Poiché ad ogni tep risparmiato corrispondono

2,32 tonnellate di CO2 il risparmio di 5,58 ktep/anno comporta una minore emissione di circa 13000

tCO2, pari ad altrettanti certificati blu. Assumendo un valore medio di mercato di 22-24 € per ogni

certificato blu si ottiene un beneficio economico di circa 0,30 M€/anno.

7.2.3 Settore industriale I consumi del settore industriale rappresentano il 32 % dei consumi regionali17. A livello nazionale il

settore industriale dagli anni 70 ad oggi ha ridotto la propria intensità energetica del 45% grazie

all’abbandono delle produzioni più energivore, all’automazione dei processi, a recuperi e

razionalizzazioni. Tuttavia negli ultimi anni si sta verificando una inversione di tendenza (anche a

livello regionale), caratterizzata dalla tenuta delle produzioni a più elevata intensità energetica e dal

ridimensionamento delle produzioni a più bassi consumi specifici.

Vi sono settori, tuttavia, in cui è necessario apportare razionalizzazioni energetiche attraverso

interventi di innovazione di processo e di prodotto collegati anche ad interventi di miglioramento delle

prestazioni energetico-ambientali dell’intero ciclo produttivo (applicazione delle Best Available

Techniques – BAT e di metodologie di Life Cycle Cost Assessment - LCCA).

Negli ultimi anni la domanda proveniente dal settore industriale è in crescita. Temi quali

l’autoproduzione energetica, la valorizzazione degli scarti industriali, la costruzione di distretti

tecnologici organizzati a livello nazionale e regionale, la entrata in funzione del protocollo di Kyoto,

sono tematiche in grande espansione. Oltre a ciò la situazione industriale è cambiata sotto la spinta

dell’aumento dei costi energetici e della concorrenza dei Paesi emergenti (per cui l’efficienza

energetica diventa un “must”) e della necesessità di trovare modalità di crescita ed accorpamento delle

aziende per un passaggio da piccole a grandi aziende. Bisogna ricordare infatti che il tessuto

produttivo nazionale e regionale è costituito prevalentemente da piccole e medie aziende, che si

raggruppano per lo più territorialmente in distretti o aree industriali per raggiungere una maggiore

competitività sul mercato.

17 Dal Bilancio Energetico Regionale il consumo interno lordo nel 2005 è stato di circa 3704 ktep di cui il il 50%

è attribuito al terziario, 32% all’industria, 12% al residenziale e 3% all’agricoltura.


96

7.3 INTERVENTI NEL SETTORE EDILIZIO

Nel caleidoscopio delle tecnologie di risparmio ad oggi disponibili, vengono descritte in questa sede

solo quelle principali che possono trovare un’applicazione pratica. Particolare attenzione dovrà essere

posta nella progettazione dell'involucro degli edifici attraverso la individuazione di soluzioni

tecnologiche avanzate per le murature perimetrali, solai, coperture e infissi.

7.3.1 Coibentazione La coibentazione è l’intervento più efficace per i ridurre i consumi energetici per il riscaldamento,

specialmente negli edifici realizzati nel dopoguerra e negli anni ’60-70 in cui l’attenzione alle

problematiche energetiche non erano particolarmente avvertite.

La convenienza di isolare termicamente un edificio esistente va vista in primo luogo in base ad

un'analisi economica; la coibentazione comporta, da un lato, un maggiore onere nella costruzione,

dall'altro un minor consumo di combustibile. Quindi a fronte di un maggior investimento iniziale si

viene a determinare un minor costo di gestione oltre ad un beneficio derivante dagli sgravi fiscali ad

opera dello stato, dal minor inquinamento ambientale conseguente alle minori emissioni in atmosfera.

Il progettista dovrà effettuare le verifiche previste dalla normativa in vigore (attraverso gli usuali

metodi di calcolo standardizzati) e dovrà individuare le soluzioni tipologiche costruttive in grado di

assicurare la minimizzazione dei costi di gestione dell’energia.

E’ necessario evitare punti con perdite concentrate, quali ad esempio i ponti termici in corrispondenza

dei quali il flusso termico può aumentare in maniera considerevole. La coibentazione sarà più efficace

se distribuita uniformemente sull’intera superficie dell’edificio.

Al fine di limitare la trasmissione del calore attraverso i componenti opachi dell’involucro edilizio,

limitando gli apporti solari estivi indesiderati e le dispersioni termiche invernali, il progettista deve

agire sui seguenti aspetti:

� La scelta dei materiali per le tamponature perimetrali,

� La scelta di serramenti esterni che garantiscano dispersioni termiche contenute e garanzie di

tenuta all’aria e all’acqua

� La realizzazione di tetti ventilati e l'uso di barriere anti-radianti

� Evitare e limitare ponti termici strutturali e di forma.

7.3.2 Ponti termici Si verificano quando in un edificio c’è un’interruzione nell’isolamento; costituiscono una perdita di

calore ma soprattutto originano condensazione superficiale e muffe.

Nei nuovi edifici i ponti termici possono essere evitati applicando correttamente le normative tecniche

di legge.


97

Per il controllo dei ponti termici è utile considerare che:

� L’isolamento esterno è più efficace di quello interno.

� Una ventilazione insufficiente aumenta i rischi di condensazione superficiale.

� La formazione di vapore all’interno dei locali deve essere limitata.

� L’isolamento interno deve essere applicato e fatto aderire in modo adeguato su tutta la

superficie.

7.3.3 Umidità Le brusche cadute di temperature all’interno delle strutture possono causare formazioni di condensa

interstiziale che provocherà umidità superficiale. Quando il materiale coibente diventa umido perde

gran parte delle sue caratteristiche. Onde evitare che l’umidità condensi sulle pareti interne, devono

essere osservate le seguenti precauzioni:

� La temperatura della superficie interna delle pareti non deve mai scendere al di sotto ai 10-12°

C; sul lato caldo interno della parete deve essere applicata una barriera al vapore;

� In alternativa i punti di condensa dovrebbero essere situati dove non esistono pericoli di

danno, per esempio in corrispondenza di un’intercapedine ventilata o all’interno della massa

del muro, specie se questa è costruita con materiale idrorepellente;

� Una ventilazione adeguata nelle zone abitate;

� Effettuare la verifica termoigrometrica della struttura esistente.

� Nel seguito si riportano alcune soluzioni che possono essere convenientemente applicate per la

coibentazione delle strutture degli edifici.

7.3.4 Isolamento a cappotto Il sistema a cappotto è caratterizzato da un rivestimento isolante situato sulla parte esterna delle pareti

dell'edificio al fine di avvolgerlo completamente. Ciò consente di correggere i ponti termici e di

ridurre i dannosi effetti indotti nelle strutture e nei parametri murari dalle ampie e rapide escursioni

della temperatura esterna, di mantenere le pareti d'ambito a temperatura più elevata, evitando i

fenomeni di condensa e aumentando il comfort abitativo. Il sistema permette, inoltre, di sfruttare

l'inerzia termica delle murature ai fini del risparmio energetico.

7.3.5 Isolamento termico di solai, tetti e coperture Gli interventi di coibentazione devono riguardare anche gli elementi orizzontali in corrispondenza di

pilotis o porticati attraverso la posa di isolamenti o di appositi controsoffittature.

La coibentazione delle coperture riveste particolare importanza sia per gli aspetti relativi alle

dispersioni termiche nella stagione invernale sia per il surriscaldamento estivo. Il progettista deve

indicare le soluzioni costruttive adottate e le relative verifiche termiche nonché i criteri di scelta.


98

7.3.6 Inerzia termica delle strutture La massa termica dell'edificio costituisce un elemento non trascurabile nella determinazione dei

fabbisogni energetici. Anche in questo caso la possibilità di sfruttare l'inerzia delle pareti e degli

elementi strutturali per ottenere risparmi energetici possono essere valutate con modelli di simulazione

anche al fine di ottimizzare la posizione dei materiali isolanti.

7.3.7 Protezione dalla radiazione solare Una serie di accorgimenti consente di controllare la radiazione solare allo scopo di utilizzare gli

apporti di calore gratuito in inverno e di ridurre i carichi estivi. Tipicamente è opportuno:

� privilegiare l'esposizione a Sud delle superfici vetrate (poiché possono essere facilmente

schermate), e mantenere limitata l'ampiezza delle superfici vetrate esposte ad Ovest che

possono aumentare sensibilmente i carichi di condizionamento estivo durante le ore calde del

pomeriggio;

� evitare l'ingresso di radiazione solare diretta in estate mediante l'uso di aggetti o altri elementi

fissi esterni che non ne impediscano l'ingresso in inverno.

Gli aggetti orizzontali per proteggere le finestrature sono fortemente raccomandati sulle facciate con

orientamento Sud, Sud-Est, e Sud-Ovest, dove le superfici vetrate devono essere mantenute

completamente in ombra durante le ore centrali della giornata. Le schermature devono essere strutture

semplici e relativamente leggere sia dal punto di vista strutturale che architettonico.

L'effetto sul carico termico e sul comfort (riduzione della temperatura esterna ed interna delle

superficie vetrate) è rilevante, senza penalizzare il contributo delle vetrate alla componente naturale

dell'illuminazione. La riduzione della temperatura della superficie interna delle vetrate consente un

utilizzo completo dello spazio interno.

7.3.8 Uso di vetri doppi L'uso di vetri doppi è fortemente raccomandato per tutte le esposizioni in quanto di grande efficacia

sia dal punto di vista energetico che economico.

Sulle facciate Nord sono consigliati vetri doppi con trattamento selettivo riempiti con gas a bassa

conduttività. La selettività consente di bloccare la maggior parte della radiazione infrarossa, in

ingresso d’estate ed in uscita d’inverno, senza ridurre significativamente l'apporto di luce naturale.

Vetri dello stesso tipo sono consigliati sulle facciate orientate prevalentemente a Sud, Ovest ed Est, a

meno che le vetrate non siano schermate con aggetti o vegetazione.

È fortemente consigliato che le vetrate con esposizione Sud, Sud-Est e Sud-Ovest dispongano di

protezioni orizzontali esterne come specificato precedentemente e progettate in modo da non impedire

l'ingresso della radiazione solare diretta in inverno. E’ consigliabile, altresì, ridurre al minimo la

superficie dei telai che intercetta la radiazione.


99

Per le facciate rivolte ad Ovest è raccomandato l'uso di vetri doppi selettivi con cavità contenente gas a

bassa conduttività e con un valore del rapporto tra l’energia luminosa trasmessa e l’energia solare

totale trasmessa maggiore di 1; lo stesso valore è raccomandato anche per le altre esposizioni. Sulla

facciata Nord sono raccomandati vetri doppi con gas a bassa conduttività e almeno un vetro basso-

emissivo.

L'uso di materiali di finitura superficiale selezionati in base al loro indice di riflessione solare deve

consentire di aumentare l'albedo del tetto e delle facciate.

L’installazione infine dei collettori solari sul tetto consente, ad un tempo, di schermare il tetto stesso e

di utilizzare la radiazione solare captata.

7.4 VENTILAZIONE NATURALE

La ventilazione del tetto va attivata in estate e disattivata nella stagione di riscaldamento. Oltre a

quanto previsto dal D.P.R. 412/93 gli edifici dovranno rispondere ai seguenti requisiti:

� Durante il periodo estivo, compreso tra il 1 giugno ed il 30 settembre, il valore massimo della

temperatura operante dell’ambiente più sfavorito, calcolato in assenza di impianti di

climatizzazione, non deve superare il valore massimo della temperatura esterna;

� Il livello di illuminazione naturale degli ambienti di edifici ristrutturati deve essere contenuto

in relazione alla destinazione d’uso ed alla localizzazione;

Al fine di garantire che il controllo della radiazione solare non impedisca l’illuminazione naturale e

non determini una domanda aggiuntiva di luce artificiale:

� è sconsigliata l’adozione di vetri riflettenti (con coefficiente di trasmissione luminosa nel

visibile inferiore al valore precedentemente indicato) per una superficie corrispondente

almeno a quella imposta dalle norme vigenti per l’illuminazione naturale.;

� è raccomandato l’uso di oscuranti esterni ad elementi orizzontali regolabili;

Le aperture vetrate degli edifici dovranno essere dotate di vetrocamera con almeno due lastre

separate da intercapedine. E’ prevista una deroga nel caso sia comprovata la necessità di

soddisfare altri requisiti funzionali quali l’adozione di cristalli antisfondamento.

7.5 INTERVENTI SUGLI IMPIANTI

7.5.1 Le caldaie a condensazione Le più moderne caldaie oggi esistenti riescono ad utilizzare solo una parte del calore sensibile

sviluppato dalla combustione del metano: il loro rendimento è infatti nell'ordine del 91-93% (ancor

meno per quelle a tecnologia tradizionale) riferito al potere calorifero inferiore. Il vapore acqueo

generato dal processo di combustione (circa 1,6 kg per m3 di gas) viene disperso in atmosfera


100

attraverso il camino: la quantità di calore in esso contenuta, definito calore latente, rappresenta ben

l'11% dell'energia liberata dalla combustione.

La caldaia a condensazione può invece recuperare gran parte del calore contenuto nei gas di scarico,

raggiungendo rendimenti superiori al 100% (sempre riferito al potere calorifero inferiore). Per

condensare il vapore dei fumi raffreddandoli al di sotto del punto di rugiada, le caldaie sfruttano la

temperatura dell'acqua di ritorno dall'impianto termico, più fredda rispetto alla temperatura dell'acqua

di mandata. I fumi vengono fatti passare in uno speciale scambiatore-condensatore che permette di

sottrarre il calore latente del vapore acqueo; la condensa formatasi sulle pareti fredde viene allontanata

tramite scaricatori appositi. In questo modo la temperatura dei fumi in uscita si mantiene allo stesso

valore della temperatura di mandata, ben inferiore ai 140/160°C dei generatori tradizionali ad alto

rendimento e ai 200-250°C dei generatori di tipo tradizionale.

Figura 7.2: Diagrammi di Sankey per una caldaia tradizionale ed una a condensazione

Essendo più freddi i fumi possono essere convogliati in tubi di scarico di plastica; ma essendo anche

più pesanti, per risalire il camino devono essere smaltiti tramite un sistema di tiraggio forzato azionato

da un ventilatore.

Con le caldaie a condensazione si raggiungono risparmi nell'ordine del 30-50%, o anche maggiori se

riferiti a caldaie delle generazioni precedenti. Esse esprimono il massimo delle prestazioni quando

vengono utilizzate con impianti che funzionano a bassa temperatura (30-50°C), come ad esempio con

impianti a pannelli radianti.


101

7.5.2 Le pompe di calore In alternativa alla caldaia a condensazione la pompa di calore rappresenta una alternativa

energeticamente più efficiente specie se posta al servizio di terminali a bassa temperatura

(riscaldamento a pavimento, Fan-Coil,...). E’ noto come in natura il calore fluisce spontaneamente da

alta (sorgente) a bassa temperatura (pozzo). La pompa di calore permette di ottenere il trasferimento in

senso inverso a spese tuttavia di una spesa energetica di elevata qualità (elettricità o calore ad alta

temperatura). Quale che sia il “salto motore” usato, la pompa di calore può trasferire calore dall’aria o

dall’acqua ambiente, dal terreno, dai cascami di un processo e così via.

La pompa di calore, cosiddetta reversibile, può trasferire il calore nella direzione opposta producendo

freddo e se esiste una richiesta contemporanea di caldo e di freddo si ottiene un doppio effetto utile.

Da questo punto di vista la pompa di calore reversibile può essere un’interessante tecnologia di

risparmio energetico nel terziario che richiedono simultaneamente energia termica e frigorifera

praticamente per tutto l’anno.

Le prestazioni energetiche, espresse dal COP (coefficiente di prestazione che misura l’effetto utile in

rapporto alla spesa necessaria a produrlo), di una pompa di calore sono tanto più efficienti quanto

meno distanti sono tra loro le temperature della sorgente e del pozzo.

La maggior parte delle pompe di calore operano secondo il principio della compressione di vapore

dove il compressore è azionato da un motore elettrico o da un motore endotermico, possibilmente

alimentato da un cascame di calore derivante da uno scarto di processo. Un’altra tipologia di macchina

è quella che utilizza il cosiddetto ciclo ad assorbimento dove il salto motore è rappresentato da una

sorgente termica ad alta temperatura (vapore, acqua calda o surriscaldata, combustione di gas, energia

solare,...). Come sorgente termica a bassa temperatura, oltre all’ambiente esterno (acqua o aria) si

vanno diffondendo le pompe di calore “geotermiche” che utilizzano come sorgente direttamente il

terreno o acqua di falda o acqua superficiale. Il vantaggio è la costanza della temperatura dovuta

all’elevata capacità di accumulo della sorgente.

7.5.3 Impianto di illuminazione Le sorgenti ad incandescenza emettono sotto forma di radiazioni luminose solo il 10% della totale

energia consumata contro il 70% delle lampade a fluorescenza senza contare la durata, che nel caso di

queste ultime, è mediamente di circa otto volte maggiore. Il potenziale di risparmio energetico è

dunque assai consistente e ha un doppio effetto: oltre ai minori consumi di energia elettrica a parità di

livello di illuminazione richiesto, vi è anche la riduzione del carico frigorifero necessario per

neutralizzare il calore endogeno che le sorgenti producono negli ambienti.

Un impianto di illuminazione è costituito fondamentalmente da quattro parti:

le sorgenti luminose,


102

gli accenditori (ballast),

gli accessori

i controlli.

L’efficienza luminosa delle sorgenti varia considerevolmente, da 6-25 ln/W per le lampade a filamento

di tungsteno a 45-175 ln/W per quelle a scarica. Le durate, per le sorgenti del primo tipo sono

dell’ordine di 1000 ore e di 8000 ore per le seconde. Esiste in commercio una vastissima gamma di

sorgenti luminose di varia tipologia, foggia, resa cromatica (temperatura di colore), durata, costo.

Gli accenditori hanno la funzione di innescare la scarica e di mantenere la corrente su valori

appropriati. Si dividono in due gruppi: elettromagnetici convenzionali ed elettronici ad alta frequenza

(tipicamente 28 kHz) o a stato solido. Questi ultimi presentano minori perdite, 50-60% rispetto a quelli

elettromagnetici, e consentono di aumentare l’efficienza luminosa delle sorgenti (10-15%); altri tipi

permettono di regolare in modo automatico il flusso luminoso adeguandolo alle esigenze del

momento. In compenso costano il doppio rispetto a quelli convenzionali.

Le plafoniere hanno il compito importante di distribuire, diffondere ed orientare il flusso luminoso e,

al pari dei controlli, costituiscono un importante elemento di razionalizzazione dei consumi nella

progettazione illuminotecnica.

7.5.4 I motori elettrici ad alta efficienza e gli inverter E’ noto che nell’industria il 70-80% circa dei consumi di energia elettrica è da addebitarsi ai motori

elettrici. Il rimodernamento del parco motori elettrici, per quanto riguarda sia le macchine che il loro

controllo, è uno degli interventi più efficaci per ridurre (anche del 60%) i costi aziendali dovuti ai

consumi energetici.

I motori più moderni, costruiti con materiali tecnologicamente evoluti e secondo criteri progettuali che

ne ottimizzano le parti attive, presentano valori di efficienza molto più elevati che in passato. In base a

un accordo tra i principali produttori europei è stata definita una classificazione dei motori in tre

diverse classi di efficienza: Eff1, Eff2, Eff3. Il maggior costo iniziale di un motore di classe Eff1 ad

alta efficienza rispetto a uno di efficienza inferiore è irrisorio è facilmente recuperabile se si

considerano i maggiori risparmi energetici che si ottengono già dal primo anno di utilizzo.

Anche senza dover ricorrere all’acquisto di nuovi macchinari, si può ottimizzare il funzionamento dei

motori esistenti facendo in modo che vengano controllati da convertitori di frequenza che ne variano il

numero di giri secondo le reali esigenze di ogni applicazione, evitando il funzionamento alla massima

potenza quando non è richiesto. In particolare si ottengono risparmi energetici molto rilevanti quando

si utilizzano gli inverter per controllare pompe di circolazione e ventilatori.

Nella figura si evidenzia la differenza di energia elettrica necessaria a monte del trasformatore per

fornire pari lavoro utile a una pompa centrifuga, valutando la soluzione con regolazione a valvola (a


103

sinistra) rispetto quella ad inverter (a destra). Tenendo conto delle efficienze di tutti i componenti e

delle relative perdite di carico risulta che, fatto 100% il lavoro che in entrambi i casi la pompa deve

erogare, con la soluzione a valvola sarà impiegata un’energia pari al 285% contro il 160% necessario

nel caso della soluzione con inverter. Si tratta, quindi, di una differenza del 44%, assai significativa.

I convertitori di frequenza permettono di ridurre anche i costi di manutenzione, abbattere la rumorosità

dell’impianto e rifasare il carico ad un valore di cosφ prossimo a 1 (tipicamente 0,98), aggiungendo in

tal modo un ulteriore fattore di efficienza energetica.

Dal punto di vista costruttivo, un inverter è un dispositivo elettronico in grado di convertire corrente

continua in corrente alternata eventualmente a tensione diversa, oppure una corrente alternata in

un'altra di differente frequenza.

In ambito industriale gli inverter possono variare la velocità di rotazione di un motore elettrico

attuando una doppia conversione della corrente (da alternata a continua e poi di nuovo ad alternata), in

modo da ottenere la frequenza adatta a produrre la potenza elettrica necessaria. In questi sistemi la

tensione in entrata viene dapprima convertita in corrente continua da un raddrizzatore e livellata da

condensatori, quindi applicata alla sezione di inversione. Lo scopo di questo doppia operazione è

unicamente quello di variare la frequenza a piacere entro un intervallo prestabilito senza la presenza di

un trasformatore, poiché non è necessario variare il valore della tensione in uscita che rimane uguale a

quella in ingresso. La doppia conversione, tuttavia, non immune da perdite di tipo energetico,

quantificabile in circa un 10-20%.

La frequenza di uscita è determinata nei casi più semplici da un segnale analogico fornito all'inverter

per esempio da un potenziometro, oppure da un segnale digitale inviato da un PLC.

Nel campo della climatizzazione, la variabilità dei carichi che si registra in maniera frequente quando

si vuole climatizzare un ambiente pone problemi di regolazione dell’impianto, soprattutto nella marcia

del compressore. La soluzione ad inverter permette di adeguare la potenza frigorifera del compressore

alla variabilità del carico termico, consentendo un migliore regime di funzionamento dell’impianto,

una diminuzione dei consumi energetici e condizioni di lavoro del compressore senz’altro più

vantaggiose. Per esempio per le aree servite da UTA (unità di trattamento dell’aria) e dotate di

impianti di estrazione fumi, è fondamentale limitare le aspirazioni e le immissioni di aria condizionata

mediante sistemi automatici di controllo delle portate. I VSD (Variable Speed Drive) agenti sui motori

per la circolazione sono in genere abbinati a sensori di pressione per il controllo sia della depressione

nei condotti di aspirazione che della sovrappressione degli ambienti.

7.6 LA FINANZIARIA 2007 E L’ EFFICIENZA ENERGETICA

Oltre che sulla cogenerazione, la Finanziaria 2007 ha puntato in generale sul risparmio energetico e

anche sulle fonti rinnovabili, per vincere la sfida del clima e per dare sicurezza energetica, due


104

necessità che si trasformano in occasione di sviluppo industriale, di crescita per il Paese e in vantaggio

economico per i cittadini.

La linea seguita dal Governo in questo senso è stata quella di incrementare la domanda di prodotti a

basso impatto ambientale e sviluppando l’offerta attraverso un’industria forte nel settore. Sul fronte

della domanda, i decreti attuativi hanno dato nuovo slancio alle opere di riqualificazione negli edifici,

innalzando dal 36 al 55% la soglia della detrazione di imposta, comunque cumulabile con altri

incentivi posti in essere da Regioni, Province e Comuni. Gli interventi cui si fa riferimento devono

consentire una riduzione delle dispersioni termiche (finestre a doppia camera, isolamento delle

murature, caldaie a condensazione, pannelli solari), attestata da una certificazione energetica rilasciata

da un tecnico abilitato. Inoltre per l’installazione di caldaie ad alta efficienza, sono state introdotte

procedure semplificate per sostituire i vecchi impianti di riscaldamento nelle zone climatiche più

fredde.

Anche in campo industriale sono previsti sgravi fiscali (del 20%) per l’acquisto e l’installazione di

motori elettrici trifase in bassa tensione con potenza compresa tra 5 e 90 kW e rendimenti minimi

superiori agli standard italiani ed europei. Questa iniziativa potrà avere ottimi risultati nei bilanci

energetici delle industrie, considerando che attualmente i 2/3 sono assorbiti da motori elettrici di

efficienza molto bassa. Stesso trattamento per l’installazione di variatori di velocità (inverter) di

motori elettrici di potenze da 7,5 a 90 kW. I beneficiari della detrazione sono unicamente gli

utilizzatori finali, che possono ridurre i costi energetici, migliorando la loro competitività.

Ma lo spettro di azione è stato ancora più ampio, abbracciando anche l’ambito della mobilità

sostenibile, del settore agro-energetico e delle fonti rinnovabili. Rispettivamente sono stati stanziati

fondi per creare un parco auto ecologico e per ridurre il carico fiscale per il GPL del 20%; sono stati

innalzati gli obiettivi di miscelazione obbligatoria di biocarburanti in crescita fino al 2010 e sono state

ridotte le tassazioni su bioetanolo e biodiesel; sono stati differenziati gli strumenti di sostegno e il

valore dell’incentivo in base alla tecnologia usata.

Sul fronte dell’offerta, il Governo ha anche recentemente lanciato il primo progetto di innovazione

industriale sull’efficienza energetica, mirato alla nascita e al radicamento di un’eco-industria capace di

utilizzare meno energia nei processi produttivi, di dare impulso alla ricerca e di produrre prodotti

capaci di rendere l’Italia più competitiva. Tutela ambientale e sviluppo industriale dovranno marciare

nella stessa direzione.

Per quanto concerne gli sgravi fiscali nella misura del 55% (suddivise in 3 quote annue) degli

investimenti ammissibili, ampi chiarimenti sono stati forniti dalla Circolare dell’Agenzia delle Entrate

36/E del 31/5/07 di cui si riepilogano le opportunità offerte. I soggetti ammessi alla detrazione

possono usufruirne solo se sostenitori diretti delle spese, le quali devono rimanere a loro carico e solo

se detentori o possessori dell’immobile in base ad un titolo idoneo come proprietà o nuda proprietà.


105

L’agevolazione in esame interessa i fabbricati appartenenti a qualsiasi categoria catastale, dunque

anche rurale, compresi quelli strumentali.

Elemento fondamentale è che gli edifici oggetto degli interventi siano esistenti.

Gli interventi agevolati sono classificati in diverse tipologie quali:

� Interventi di riqualificazione sulla prestazione energetica sull’intero edificio. Per tali interventi

si intende qualsiasi intervento o insieme sistematico di interventi che incida sulla prestazione

energetica dell’intero edificio realizzando la maggior efficienza energetica richiesta dalla

norma. Dunque, l’intervento è definito sulla base del risultato che deve raggiungere in termini

di riduzione del fabbisogno annuo per la climatizzazione invernale (inferiore del 20% rispetto

ai valori riportati nell’allegato C del DM). Tale fabbisogno rappresenta la quantità di energia

primaria globalmente richiesta nel corso di un anno per mantenere la temperatura di progetto

in regime di attivazione continua. Il risparmio è calcolato in base a indici elaborati in funzione

della categoria dell’edificio (residenziale o altri edifici) della zona climatica in cui è situato e

della struttura che presenta. A tale categoria appartengono la sostituzione o l’istallazione di

impianti di climatizzazione invernale anche con generatori di calore non a condensazione, con

pompe di calore, con caldaie a biomasse, gli impianti di coogenerazione, rigenerazione, gli

impianti geotermici e gli interventi di coibentazione non aventi le caratteristiche indicate nelle

seguenti categorie;

� Interventi di riqualificazione energetica su edifici o parti di edificio nonché unità immobiliari

esistenti, relative a strutture opache verticali quali pareti, finestre comprensive di infissi e di

strutture accessorie (quali ad esempio scuri o persiane o cassonetti incorporati nel telaio

dell’infisso che hanno effetto sulla dispersione del calore) che presentino i requisiti di

transmittanza (cioè di dispersione di calore) richiesti dalla tabella dell’allegato D del decreto

ministeriale. Nel caso in cui gli interventi siano già conformi agli indici di trasmittanza

termica la semplice sostituzione degli infissi o il rifacimento delle pareti non è sufficiente. Al

fine della detrazione fiscale è necessario che a seguito di tali lavori gli indici siano ancor più

ridotti. Il decreto non menziona fra gli interventi realizzati sulle strutture opache quelli

orizzontali cioè coperture e pavimenti nonostante siano riportati nella legge finanziaria.

L’omissione è dovuta dalla impossibilità tecnica di rispettare i valori indicati dalla tabella 3

allegata alla legge finanziaria. In tale tabella i valori di trasmittanza degli elementi costruttivi

in questione sono stati riportati erroneamente (inversione dei valori relativi alla copertura con

quelli relativi alla pavimentazione). Comunque sia la detrazione potrà essere quella relativa

alla riqualificazione energetica globale dell’edificio;

� Pannelli solari per la produzione di acqua calda per usi domestici, industriali, nonché per il

fabbisogno di piscine, strutture sportive, case di ricovero e di cura, scuole e università. Il


106

riferimento a edifici di qualsiasi categoria catastale porta a ritenere che possano accedere alla

detrazione tutte le strutture attinenti all’ambito commerciale, ricreativo e socio assistenziale in

cui è richiesta la produzione di acqua calda. Al fine della agevolazioni anche le caratteristiche

tecniche dei pannelli previste dalla normativa statale e dalle norme UNI devono essere

rispettate. Viene, inoltre richiesta l’osservazione di un termine di garanzia pari a 5 anni per i

pannelli e i bollitori di 2 anni per gli accessori e i componenti tecnici;

� Sostituzione parziale o integrale degli impianti di climatizzazione esistenti con altri dotati di

caldaia a condensazione e relativa messa a punto. Risulta, quindi, l’esclusione

dall’agevolazione degli interventi diretti a installare tali impianti in edifici che ne erano

sprovvisti e gli interventi volti a sostituire le caldaie esistenti diverse da quelle a

condensazione.Tuttavia tali opere possono rientrare nella categoria generale degli interventi

prevista dalla prima categoria qualora conformi agli indici predisposti. Al contrario è

compreso nelle agevolazioni la trasformazione degli impianti individuali autonomi in impianti

centralizzati o viceversa sempre però nel rispetto degli indici di risparmio energetico previsti.

7.7 ALTRE INIZIATIVE E OPPORTUNITÀ PER IL RISPARMIO ENERGETICO

7.7.1 Il Sole a Scuola Il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e l’Enea, in collaborazione con il Ministero

dell’Istruzione, Università e Ricerca hanno avviato il bando “Il sole a scuola” per la promozione della

conoscenza dell’uso sostenibile dell’energia e dell’impiego delle fonti rinnovabili nelle scuole. In soli

due giorni, i primi utili per aderire al bando “Il sole a scuola”, al Ministero dell’Ambiente e della

Tutela del Territorio e del Mare sono arrivate oltre cento richieste per usufruire degli incentivi per

installare pannelli fotovoltaici sui tetti degli edifici scolastici. È un altro successo nel campo delle

rinnovabili, dopo quello del bando per le piccole e medie imprese, che si è concluso con oltre 1.200

domande di interventi per l’utilizzo delle energie pulite.

Il bando “Il Sole a Scuola”, del valore di 4,7 milioni di euro, è rivolto a tutti i Comuni e le Province,

proprietari di strutture scolastiche di istituti superiori. L’iniziativa rientra nel “Programma Nazionale

per l’energia solare”, con cui il Ministero dell’Ambiente ha previsto bandi per lo sviluppo delle

energie pulite che riguardano oltre le scuole, tutti gli enti pubblici, gli edifici di alto pregio

architettonico, i penitenziari e gli impianti sportivi.

Il bando “Il Sole a Scuola” prevede la presentazione simultanea di analisi energetiche degli edifici

scolastici svolta dagli alunni, di un progetto per la realizzazione di interventi di efficienza energetica e

l’installazione di impianti solari fotovoltaici nella scuola. I fondi saranno utilizzati fino ad

esaurimento.


107

7.7.2 Progetto ESI –Edilizia Sostenibile Innovativa La costruzione degli edifici ad uso residenziale in Italia è per la quasi totalità eseguita con la

tecnologia detta “ad umido”, cioè con laterizi di diversa foggia uniti da malte di varia natura, con la

collaborazione del calcestruzzo armato. In altre regioni d’Europa e del mondo si sono sviluppate altre

tecniche di costruzione dette “a secco”, cioè con l'assemblaggio di materiali stratificati di vario tipo, su

una intelaiatura leggera e resistente di acciaio o legno, o nelle soluzioni ibride in calcestruzzo armato.

7.7.3 La CasaClima di Bolzano Il modello abitativo CasaClima èconosciuto ed apprezzato non solo in Alto Adige, ma anche nel resto

d'Italia ed all'estero. La CasaClima Oro detiene l'efficienza energetica migliore avendo un fabbisogno

termico di 10 kWh per metro quadro all'anno. È definita anche "casa da un litro", dal momento che in

un anno consuma solo un litro di gasolio per ogni metro quadro di superficie abitata.

7.7.4 Casa3litriRoma Il progetto “Casa3LitriRoma” è un modello facilmente replicabile e un esempio di come si possa

realizzare un ambiente domestico risparmiando sui costi della bolletta e riducendo l’inquinamento

atmosferico. L’edilizia moderna ha tuttavia fatto passi da gigante nello sviluppo di modelli abitativi a

basso consumo energetico che garantiscano allo stesso tempo un alto comfort abitativo e un maggiore

rispetto dell’ambiente. Il progetto “Casa3LitriRoma” è una villetta trifamiliare situata a Saline di Ostia

Antica che esemplifica uno dei tantiprogetti italiani di edilizia a basso consumo energetico.

Consumerà infatti solo 3 litri di combustibile per m2 di superficie abitabile all’anno, con un risparmio

pari all’80% dei consumi energetici, delle emissioni di CO2 e delle spese di riscaldamento invernale ed

estivo rispetto alla media di un edificio isolato al secondo la norma in vigore. E’ un esempio di

abitazione di classe A, che significa maggiore efficienza energetica, consumi ridotti al minimo e

comfort abitativo di altissimo livello.

7.7.5 Riscaldamento a pavimento La norma europea sul riscaldamento a pavimento EN 1264, elaborata dal CEN - Comitato Europeo di

Normazione, è stata recepita nel nostro paese tra il 1999 ed il 2003 e ha assunto lo status di norma

nazionale italiana con la denominazione di UNI EN 1264. Il campo di applicazione della norma

riguarda gli impianti di riscaldamento a pavimento alimentati ad acqua calda in edifici residenziali,

uffici ed altri edifici il cui uso corrisponde o è simile a quello degli edifici residenziali. La norma UNI

EN 1264 si compone di quattro parti:

UNI EN 1264-1: Riscaldamento a pavimento - Impianti e componenti - Definizioni e simboli


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UNI EN 1264-2: Riscaldamento a pavimento - Impianti e componenti - Determinazione della potenza

termica

UNI EN 1264-3: Riscaldamento a pavimento - Impianti e componenti - Dimensionamento

UNI EN 1264-4: Riscaldamento a pavimento - Impianti e componenti – Installazione

I vantaggi di utilizzare terminali a bassa temperatura e di ampia superficie sono evidenti sia in ordine

al rendimento termico del sistema di produzione sia sotto l’aspetto del comfort termico.


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8 INDICE DELLE FIGURE

Figura 1: Classificazione dei residui organici ............................................................................ 8

Figura 2: Suddivisione delle colture energetiche ..................................................................... 10

Figura 3: Potenziale energetico delle fonti bioenergetiche (Mtep/anno) ................................. 11

Figura 4: Schema del processo di transesterificazione............................................................. 16

Figura 5: Schema di un impianto di transesterificazione ......................................................... 17

Figura 6: Potenza eolica installata nel mondo nel corso del 2003 ........................................... 21

Figura 7: Bilancio energetico semplificato della terra ............................................................. 22

Figura 8: Celle di circolazione sulla terra ................................................................................ 23

Figura 9: Esponente del profilo di velocità del vento in funzione della rugosità del suolo ..... 25

Figura 10: Distribuzione relativa di frequenza della velocità del vento .................................. 26

Figura 11: Schematizzazione grafica di un sistema geotermico .............................................. 37

Figura 12: Diagramma di Lindal sui possibili usi dei fluidi geotermici alle varie temperature

.................................................................................................................................................. 38

Figura 13: Schema di un impianto a contropressione per la produzione di energia elettrica .. 39

Figura 14: Schema di un impianto a condensazione ................................................................ 39

Figura 15: Rappresentazione schematica di un impianto a ciclo binario per produzione di

elettricità................................................................................................................................... 40

Figura 16: Schema di una pompa di calore in posizione di riscaldamento .............................. 41

Figura 17: Schema di impianto idroelettrico a bacino ............................................................. 44

Figura 18: Schema di impianto ad accumulo ........................................................................... 45

Figura 5.1: Diagrammi di Sankey in assenza e in presenza di un processo cogenerativo ....... 63

Figura 5.2: Il bilancio energetico della Regione Abruzzo (2005)............................................ 74

Figura 6.1: Andamento del tasso di incremento annuo degli edifici ad uso abitativo ............. 93

Figura 6.2: Diagrammi di Sankey per una caldaia tradizionale ed una a condensazione ...... 100


110

9 INDICE DELLE TABELLE

Tabella 1: Caratteristiche fiscali del biodiesel e metodi di prova ............................................ 14

Tabella 2: Confronto delle caratteristiche del Biodiesel secondo le indicazioni delle varie

norme tecniche ......................................................................................................................... 19

Tabella 3: Potenza elettrica di fonte geotermica installata nel mondo nel 1995 e 2000 .......... 33

Tabella 4: Usi non elettrici dell’energia geotermica nel mondo (2000): potenza termica....... 35

Tabella 5: Stima del potenziale geotermico di ciascun continente e mondiale........................ 42

Tabella 5.1: Copertura dei fabbisogni elettrici da cogenerazione nel settore industriale...... 76

Tabella 5.2: Percentuale di aziende del terziario che si dotano di un impianto di

cogenerazione........................................................................................................................... 79

Tabella 6.1: Il parco edilizio residenziale della Regione Abruzzo.......................................... 91

Tabella 6.2: Consumi e risparmi previsti nel settore dell’edilizia........................................... 92

Tabella 6.3: Risparmio energetico a seguito dell’utilizzo del solare termico......................... 93

Tabella 6.4: Potenziali risparmi di energia primaria nelle strutture ospedaliere................... 94

della regione abruzzo 3... · 1 energia da biomasse ... 5.1.3 sviluppi e tendenze del st a bassa...

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