energy strategy group_report 2012 efficienza energetica

Energy Efficiency Report


Novem

bre 20

12

Novembre 2012

ISBN978-88-904839-5-0

L’efficienza energetica in impresa:soluzioni tecnologiche, fattibilità economica e potenziale di mercato

www.energystrategy.it

Partner

Sponsor

Con il patrocinio di

Novembre 2012


Energy Efficiency ReportL’efficienza energetica in impresa:

soluzioni tecnologiche, fattibilità economica

e potenziale di mercato

www.energystrategy.itENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO

3

L’efficienza energetica: una leva per la competitività delle imprese italiane

Il quadro normativo europeo e italiano per l’efficienza energetica in impresa L’impianto normativo europeo Le norme UNI-ISO in tema di efficienza energeticaL’impianto normativo italiano

Gli obiettivi di efficienza energetica nel settore industrialeI sistemi di incentivazione dell’efficienza energetica nel settore industrialeLa “Strategia Energetica Nazionale”

La sostenibilità economica delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa Le soluzioni per la riduzione del consumo di energia

Motori elettrici InverterUPSRifasamenti dei carichi elettriciAria compressaRefrigerazioneSistemi di combustione efficienti

Le soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvigionamento di energia elettrica o di combustibile Cogenerazione

Impianti a vaporeTurbine a gas e cicli combinati

Motori a combustione internaPiccola e micro cogenerazione

Recupero calore e generazione elettrica mediante tecnologia ORC

Quadro di sintesi

Il potenziale di diffusione delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresaIl mercato potenziale delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresaL’impatto delle soluzioni per l’efficienza energetica nei principali settori industriali

La cultura dell’efficienza energetica nelle imprese italiane: stato dell’arte e principali barriere allo sviluppoIl grado di consapevolezza del “problema energetico” per le imprese italianeI driver decisionali degli investimenti in efficienza energeticaLe principali barriere agli investimenti in efficienza energetica

Indice

1

2.3.2

2

3

2.3.1

2.1

3.1

3.1.1

3.1.3

3.1.5

3.1.2

3.1.4

3.1.63.1.7

3.2.1.13.2.1.2

3.2

3.2.1

2.2

2.32.3.1

15

17

23

3333

3745

48

4959

65

6672

77

85

66

75

80

89

93939497

169

171

167

3.2.1.3

3.2.2

3.3

44.1

4.2

5.1

5.2

5.3

5

3.2.1.4Introduzione

Executive Summary

100102

104107

115

115

130

141

142

147

149

155

157

165

Gruppo di lavoro

Metodologia

Bibliografia

Elenco delle organizzazioni intervistate

La School of Management e l’Energy & Strategy Group

Le imprese partner


5

Figura 1.1Figura 1.2

Figura 1.3

Figura 1.4

Figura 1.5

Figura 1.6Figura 1.7Figura 1.8

Figura 2.1


Figura 2.4


Figura 3.3

Figura 3.4


24

24

25

25

262828

29

3741

4357

65

81

86

101

126

127

Indice delle figure

Dipendenza energetica dei Paesi UE-27 registrata nel 2010 [Fonte:Eurostat]Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 20 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 2 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 10 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 0,25 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]Classificazione delle soluzioni di efficienza energetica considerate nel RapportoLe principali soluzioni per la riduzione dei consumi di energia considerate nel RapportoLe principali soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvigionamento (a parità di consumi) considerate nel Rapporto

Occorrenze delle principali “barriere” che ostacolano la realizzazione di investimenti in efficienza energetica da parte delle impresePosizione delle imprese rispetto alla norma ISO 50001Fasi del processo di un servizio di miglioramento dell’efficienza energetica [Fonte: UNI CEI EN 15900]Relazione fra i concetti di addizionalità e baseline [Fonte:ENEA]

Soluzioni per l’efficienza energetica nell’industria considerate nell’analisiTotal Cost of Ownership di un sistema ad aria compressa su un orizzonte temporale di 10 anniConsumi elettrici relativi dei principali componenti di un sistema di refrigerazione industriale [Fonte: Energy efficiency practices in industrial refrigeration – Energy design resources]Costo specifico (€/kW) dei motori a combustione interna al variare della taglia del motore

Il progetto H-REIIPotenziale di recupero energetico in Italia (in termini di energia elettrica prodotta, espressa in GWh) nei settori attualmente investigati dal Progetto H-REII [Fonte: HREII project database]

1. L’efficienza energetica: una leva per la competitività delle imprese italiane

2. Il quadro normativo europeo e italiano per l’efficienza energetica in impresa

3. La sostenibilità economica delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa

4. Il potenziale di diffusione delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa


Indici

6ENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO

Figura 4.3

Figura 4.4

Figura 4.5

Figura 4.6

Figura 4.7

Figura 4.8

Figura 4.9

Figura 4.10





Figura 5.9

Figura 5.10

Figura 5.11

Figura 5.12

129

131

131

132

133

133

137

138

142

143144

145145

146146

148

149

149

150

151

Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia delle soluzioni di efficienza energetica nell’industriaEvoluzione per settore dei consumi energetici finali in Italia, espressi in Mtep [Fonte: elaborazione su dati MiSE]Ripartizione per settore dei consumi energetici finali in Italia nel 2010 [Fonte: elabora-zione su dati MiSE]Andamento dei consumi energetici nei principali settori industriali in Italia, espressi in Mtep [Fonte: elaborazione su dati MiSE e Terna]Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2005 ed il 2007, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2005 [Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea]Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2007 ed il 2010, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2007 [Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea]Dinamica dell’incidenza della bolletta energetica sul fatturato e della marginalità tra il 2005 ed il 2010 nei diversi settori industriali [Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Terna]Dinamica dei volumi produttivi nei diversi settori industriali,fatto 100 il valore dell’in-dicatore nel 2005 [Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE]

Presenza della figura dell’energy manager all’interno del campione analizzatoPresenza della figura dell’energy manager nelle imprese non soggette all’obbligo di no-mina dell’energy manager all’interno del campione analizzatoApproccio alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzatoOccorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzatoApproccio alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzatoOccorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI ana-lizzatoGiudizio sulle ESCo da parte delle impreseOccorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficien-za energetica da parte delle impreseOccorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficien-za energetica da parte delle imprese di grande dimensioneOccorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficien-za energetica da parte delle imprese appartenenti a settori energivoriPresenza di barriere all’interno del processo decisionale di un intervento di efficienza energeticaOccorrenze delle principali barriere che ostacolano la realizzazione di investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese

5. La cultura dell’efficienza energetica nelle imprese italiane: diffusione e principali barriere allo sviluppo


7

Tabella 1.1

Tabella 1.2

Tabella 2.1Tabella 2.2Tabella 2.3

Tabella 2.4Tabella 2.5

Tabella 2.6

Tabella 2.7

Tabella 2.8

Tabella 2.9

Tabella 3.1

Tabella 3.2

Tabella 3.3

Tabella 3.4

Tabella 3.5

Tabella 3.6

Tabella 3.7

26

27

4646

4749

52

53

54

55

58

68

69

69

70

70

71

71

Indice delle tabelle

Incidenza del costo della “bolletta energetica” sul fatturato in alcuni settori industriali in ItaliaIncidenza della bolletta energetica sul margine operativo lordo in alcuni settori industriali in Italia

Risparmio energetico annuale atteso al 2010 ed al 2016 (Fonte: PAEE 2007)Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 (Fonte: PAEE 2011)Risparmio energetico annuale conseguito dal settore industriale al 2010 con riferimento agli interventi previsti dal PAEE 2007 (Fonte: PAEE 2011)Obiettivi stabiliti per il settore industriale dal PAEE 2011Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola unità fisica di riferimentoValori del coefficiente di durabilità attribuiti alle diverse categorie di interventi in ambito industriale valutati con il metodo a consuntivoImpatto del coefficiente di durabilità sul tempo di Pay-Back nel caso di motore elettrico ad alta efficienzaRipartizione dei progetti a consuntivo realizzati dall’inizio del meccanismo, suddivisi per tipologia d’intervento (Fonte:AEEG)Risorse stanziate per il primo Ciclo di Programmazione del Fondo Rotativo Kyoto, con riferimento alle misure riferibili all’efficienza energetica

Peso percentuale delle differenti componenti del Total Cost of Ownership di un motore elettrico al variare della classe di efficienzaTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE3Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimentoTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimentoTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvoltoCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2

1. L’efficienza energetica: una leva per la competitività delle imprese italiane




Indici


Tabella 3.8

Tabella 3.9

Tabella 3.10

Tabella 3.11

Tabella 3.12

Tabella 3.13

Tabella 3.14

Tabella 3.15

Tabella 3.16

Tabella 3.17

Tabella 3.18

Tabella 3.19

Tabella 3.20


Tabella 3.23

Tabella 3.24

Tabella 3.25

Tabella 3.26

Tabella 3.27

Tabella 3.28

Tabella 3.29

Tabella 3.30

Tabella 3.31

Tabella 3.32

Tabella 3.33

71

72

72

72

73

74

74

74

75

76

77

77

7778

79

79

80

80

82

82

83

84

84

85

85

86

Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE3Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimentoCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimentoCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvoltoGrado di applicabilità dell’inverter sul motore elettrico e percentuale di risparmio energetico ottenibileTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter su una pompa azionata da un motore di efficienza standardTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter ad un compressore azionato da un motore di efficienza standardCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un inverter ad una pompa azionata da un motore di efficienza standardCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un inverter ad un compressore azionato da un motore di efficienza standardTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante) con uno ad alta efficienzaTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno ad efficienza standardCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante) con uno ad alta efficienzaCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno ad efficienza standardCorrispettivi tariffari energia reattiva (c€/kvarh) per l’anno 2012 (Fonte: Enel Distribuzione)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)Lista di possibili interventi su un impianto di aria compressa (Fonte: Rielaborazione da Compressed air systems in the European Union, FraunhoferInstitute - 2001)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un sistema ad aria compressaCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un sistema ad aria compressaTempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore in un sistema ad aria compressaCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di recupero di calore dal compressore in un sistema ad aria compressaTempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un sistema ad aria compressaCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un sistema ad aria compressaLista di possibili interventi su un impianto di refrigerazione industriale (Fonte: Rielaborazione da ENEA)


9

Indici

Tabella 3.34

Tabella 3.35

Tabella 3.36

Tabella 3.37

Tabella 3.38

Tabella 3.39

Tabella 3.40

Tabella 3.41

Tabella 3.42

Tabella 3.43

Tabella 3.44

Tabella 3.45

Tabella 3.46

Tabella 3.47

Tabella 3.48

Tabella 3.49

Tabella 3.50

Tabella 3.51

Tabella 3.52

Tabella 3.53

Tabella 3.54

Tabella 3.55

Tabella 3.56

Tabella 3.57

Tabella 3.58

87

87

89

90

90

91

91

91

92

92

94

96

96

97

97

98

99

99

99

99

100

100

100

102

102

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazioneCosto medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazioneTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativiTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativiCosto medio (€/kWh) del kWh termico risparmiato associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativiCosto medio (€/kWh) del kWh termico risparmiato associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativiTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori rigenerativiTempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori rigenerativiCosto medio (€/kWh) del kWh termico risparmiato associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori rigenerativiCosto medio (€/kWh) del kWh termico risparmiato associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori rigenerativiVantaggi e svantaggi delle principali tipologie di impianti motore utilizzati a fini cogenerativiTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vaporeCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vaporeCosto medio (€/kWh) del kWh termico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vaporeCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh termico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinatoin cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh termico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gasCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione internaCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna


Indici


Tabella 3.59

Tabella 3.60

Tabella 3.61

Tabella 3.62

Tabella 3.63

Tabella 3.64


Tabella 3.67

Tabella 3.68

Tabella 3.69

Tabella 3.70

Tabella 3.71

Tabella 4.1

Tabella 4.2

Tabella 4.3

Tabella 4.4




Tabella 4.11

102

103

103

104

104

104105

106

107

108

109

110

110

116

116

117

117118

118119

119120

121121

Costo medio (€/kWh) del kWh termico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione internaCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)Confronto del Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gasConfronto del costo medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gasConfronto del costo del kWh termico prodotto associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gasConfronto del costo medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)Principali caratteristiche delle tecnologie meno diffuse per la microcogenerazioneTempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di recupero termico tramite tecnologia ORCCosto medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un impianto di recupero termico tramite tecnologia ORCQuadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di sostituzione di una tecnologia “standard” funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” funzionante, attraverso il calcolo del costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato o prodotto Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del costo medio (€/kWh)del kWh risparmiato o prodotto

Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE3Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE2Ripartizione per classe di efficienza del parco attuale di motori elettrici e delle nuove installazioniPotenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di motori elettrici ad alta efficienzaPotenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di inverter su motori elettriciPotenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di inverter su motori elettriciPotenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di UPS ad alta efficienza Potenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di UPS ad alta efficienzaPotenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi ad aria compressa.Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi ad aria compressa.Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi di refrigerazione



11

Tabella 4.12

Tabella 4.13Tabella 4.14Tabella 4.15Tabella 4.16

Tabella 4.17Tabella 4.18Tabella 4.19Tabella 4.20Tabella 4.21

Tabella 4.22

Tabella 4.23


Tabella 4.26

Tabella 4.27

Tabella 5.1Tabella 5.2Tabella 5.3

121122122123

123124124125125

128

129

134135

135

136

136

141143147

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi di refrigerazione. Potenziale teorico di risparmio derivante dalla cogenerazionePotenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della cogenerazionePotenziale teorico di produzione derivante dalla tecnologia ORCPotenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della tecnologia ORCPotenziale teorico di produzione derivante dal fotovoltaicoPotenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del fotovoltaicoPotenziale teorico di produzione derivante dal mini-eolicoPotenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del mini-eolicoQuadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in TWh) associato alle diverse soluzioni per efficienza energetica in impresaQuadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in Mtep ) associato alle diverse soluzioni per efficienza energetica in impresaEBITDA Margin dei principali settori industriali in Italia (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE)Profilo di un’azienda-tipo appartenente al settore della cartaPotenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione di motori ad alta efficienza di classe IE2 in imprese “tipo” appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione della tecnologia ORC in imprese “tipo” appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)Incidenza della bolletta energetica e del costo del lavoro sul fatturato nei diversi settori industriali (Fonte: elaborazione su dati ISTAT e MiSE)

Principali caratteristiche del campione di indagine utilizzato per la surveyPossibili approcci alla misura e al controllo dei consumi energeticiPrincipali driver decisionali che motivano gli investimenti di efficientamento energetico

Indici



13

Box 2.1Box 2.2Box 2.3

Box 2.4Box 2.5Box 2.6Box 2.7Box 2.8Box 2.9Box 2.10Box 2.11Box 2.12Box 2.13

Box 3.1Box 3.2

Box 4.1Box 4.2

Box 5.1Box 5.2Box 5.3Box 5.4

3335

3638394041485052525659

8896

125135

141152153153

Indice dei box

La Direttiva 2006/32/CEI criteri minimi per gli audit energetici presso le impreseL’indagine sulle barriere all’adozione delle soluzione di efficientamento energetico nelle imprese italianeI Sistemi per la Gestione dell’Energia prima della norma ISO 50001Le “prescrizioni” della ISO 50001L’implementazione della ISO 50001: il caso ArnegEsempi di supporto alla certificazione ISO 50001 per le PMILa detrazione fiscale per motori elettrici e inverterEsempi di bandi locali di supporto all’efficienza energetica nell’industriaEsempio di intervento di risparmio energetico valutabile con il metodo standardizzatoIl calcolo del Risparmio Netto Integrale ed il coefficiente di durabilitàIl concetto di addizionalità nei progetti a consuntivoLa strategia energetica nazionale in sintesi

Il ciclo frigorifero ad assorbimentoRipartizione dei costi di un impianto di cogenerazione tra produzione elettrica e termica

Il Progetto H-REIISimulazione di investimento in efficienza energetica ed impatto sulla redditività

Il campione di indagineIl caso TholosLe iniziative delle banche italiane per l’efficienza energeticaIl Fondo Centrale di Garanzia per le PMI






15

Introduzione

Come è noto, le imprese italiane scontano un im-portante deficit di competitività sui mercati interna-zionali dovuto al prezzo a cui acquistano l’energia, che è mediamente di oltre il 25% superiore rispetto alla media europea. Ciò è dovuto in primo luogo al mix energetico del nostro Paese, che si caratterizza per una dipendenza dall’estero superiore all’80%, cui corrisponde una bolletta energetica di oltre 60 mld € all’anno.

Nonostante sino ad oggi sia stata messa in secondo piano nel dibattito pubblico e politico, a vantaggio delle tecnologie per la produzione di energia da fon-ti rinnovabili, l’efficienza energetica rappresenta un fondamentale strumento per affrontare e risolvere questo problema. Tale potenziale è stato recepito anche dalla recente bozza della Strategia Energetica Nazionale (SEN), che ha indicato l’efficienza ener-getica come primo obiettivo strategico per il Paese. Oltre ad essere un tema “caldo” nel dibattito politico (in un periodo di attesa per l’emanazione delle li-nee guida sul funzionamento dei Certificati Bianchi dopo il 2012 e del cosiddetto Conto Energia Ter-mico, oltre che di dibattito sulla bozza della SEN), gli operatori energetici stanno dedicando crescente attenzione all’efficienza energetica come opportuni-tà di business, mettendo a punto prodotti, servizi e proposte commerciali sempre più innovativi.

In questo contesto, la seconda edizione dell’Energy Efficiency Report, che si basa su oltre 150 intervi-ste ad operatori ed esperti del settore, intende for-nire gli elementi necessari a supportare il dibattito pubblico e ad orientare le scelte degli operatori di mercato sul tema dell’efficienza energetica in ambi-to industriale. In particolare, lo studio: (i) analizza l’impatto dei sistemi di regolazione ed incentivazio-

ne attualmente in essere ed in fase di definizione sul mercato e la filiera dell’efficienza in ambito indu-striale; (ii) fornisce una stima della fattibilità eco-nomica e del potenziale di mercato delle principali soluzioni per l’efficienza energetica nei processi pro-duttivi; (iii) identifica le più importanti leve su cui agire per favorire una più capillare diffusione delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa, con particolare riferimento al ruolo delle ESCo, dell’e-nergy manager e degli istituti di credito.

Come sempre, la ricerca è stata resa possibile dal supporto delle imprese partner e sponsor, cui va un particolare ringraziamento per l’interesse che da più anni mostrano verso le nostre attività. Il continuo confronto con loro e con molti altri operatori di mercato è alla base delle analisi e delle interpreta-zioni presentate nell’Energy Efficiency Report 2012.

Un ultimo cenno alle attività future dell’Energy & Strategy Group. Nel corso del 2013 verrà pubblicata la quinta edizione del Solar Energy Report e la terza dell’Energy Efficiency Report, che offrirà da un lato un aggiornamento sugli sviluppi tecnologici, norma-tivi e di mercato più recenti nell’ambito dell’efficien-za energetica negli edifici e nei processi industriali, dall’altro proporrà un focus sulla Pubblica Ammini-strazione. Verrà inoltre pubblicata la seconda edizio-ne dello Smart Grid Report, con un focus particolare sui temi dello storage e della mobilità elettrica, mentre alle bioenergie ed alla produzione elettrica da fonte eolica sarà dedicato un nuovo Osservatorio sulle rin-novabili elettriche non fotovoltaiche. Verranno infine attivati due nuovi filoni di ricerca, che riguarderanno il tema della circular economy e dello sfruttamento delle materie prime seconde, e delle tecnologie per la sostenibilità ambientale in impresa.

Umberto BertelèPresidente School of Management

Vittorio ChiesaDirettore Energy & Strategy Group


17

Executive Summary

La seconda edizione dell’Energy Efficiency Report affronta il tema – indubbiamente più “complesso” di quello oggetto del Rapporto dello scorso anno – dell’efficienza energetica nei processi industriali. Più complesso perché sono diverse e più trasversali (dai motori agli inverter fino agli impianti di coge-nerazione) le tecnologie alla base degli interventi di efficientamento, perché più articolato è il sistema delle imprese nel nostro Paese, caratterizzato come noto da una forte presenza di PMI, e perché più numerosi sono gli attori in gioco (fornitori di tecnologie, ESCo, energy manager, EGE, …); ma allo stesso tempo anche un indispensabile comple-tamento dell’analisi condotta dall’Energy & Strategy Group in merito alle potenzialità che il nostro Paese ha con riferimento all’efficientamento energetico.Un’analisi che appare in questo momento anco-ra più di attualità se si considera che la Strategia Energetica Nazionale recentemente predisposta dal Governo – e attualmente sottoposta a consul-tazione pubblica – pone l’efficienza energetica al primo posto fra le priorità di intervento, accredi-tandole circa 60 (33%) dei 180 miliardi di inve-stimenti complessivi e 8 (57%) dei 14 miliari di risparmio da conseguire sulla “bolletta energetica” dell’Italia da qui al 2020.

Il punto di partenza del lavoro – come ormai do-vrebbe essere familiare al lettore – è la ricognizione dello stato dell’arte della tecnologia e la sua “in-terpretazione” economica. Per ognuna delle possi-bili soluzioni di efficientamento energetico – inteso nell’accezione sia di riduzione dei consumi ener-getici che di riduzione, attraverso la produzione in loco, della dipendenza dall’approvvigionamento di energia elettrica o del combustibile impiegato per gli usi termici – si è calcolato il costo medio ne-cessario per risparmiare (o produrre) un singo-lo kWh elettrico o termico considerando l’intera vita utile di ciascuna tecnologia e lo si è comparato con il costo evitato dell’approvvigionamento da fon-ti tradizionali. Queste valutazioni economiche sono state condotte, inoltre, considerando sia il caso di sostituzione “obbligata” a fine vita della tecnologia

precedentemente adottata con una più efficiente – e quindi per la quale l’investimento da considerarsi è solo quello “differenziale” per avere a disposizione una tecnologia più efficiente – sia il caso di sosti-tuzione “volontaria” di una tecnologia ancora funzionante. Così facendo, la nostra analisi ci ha permesso di simulare due momenti decisionali differenti, ma ugualmente importanti per la dif-fusione delle soluzioni di efficienza energetica in ambito industriale. Da un lato, il caso in cui si vuo-le capire se conviene intervenire per migliorare le prestazioni energetiche di una soluzione esistente e funzionante, dall’altro quello in cui si desidera com-prendere se orientarsi, in sede di sostituzione a fine vita di una soluzione, verso un’analoga tecnologia tradizionale (normalmente meno costosa), piutto-sto che verso una soluzione più efficiente, ma che comporta un investimento maggiore.

Il quadro che ne esce – rimandando al testo inte-grale del Rapporto per gli indispensabili dettagli – è decisamente interessante. Se si guarda alla conve-nienza “assoluta”, ovvero alla differenza fra il co-sto del kWh risparmiato con un intervento di effi-cientamento e quello di acquisto dello stesso kWh da fonte tradizionale, quasi tutte le tecnologie per l’efficientamento energetico (inverter, rifasamento dei carichi elettrici ed interventi sul sistema ad aria compressa, UPS ad alta efficienza, tecnologie di ac-cumulo nel sistema ad aria compressa, sistemi per il controllo dinamico della pressione in un impianto di refrigerazione, cogenerazione con turbina a gas o motore a combustione interna, sistemi di combu-stione efficienti) appaiono essere economicamente sostenibili, in tutte le situazioni e anche in assen-za di sistemi di incentivazione. Solo i motori elet-trici ad alta efficienza ed i sistemi ORC paiono mo-strare ancora qualche problema di sostenibilità, ma con un trend di riduzione dei costi della tecnologia che lascia indubbiamente ben sperare per il futuro anche prossimo di queste applicazioni. Il tempo di rientro dell’investimento, tuttavia, appare essere ancora in media piuttosto elevato – tra 3 e 7 anni – se comparato con le soglie massime di “accetta-

18

Executive Summary


bilità” tipicamente fissate dalle imprese per que-sto tipo di investimenti, forse un po’ troppo pru-dentemente definite nell’attorno di 2 o 3 anni.

Un quadro che – con l’unico “neo” (si vedrà poi quanto rilevante) del tempo di rientro dell’inve-stimento – sembra quindi particolarmente “posi-tivo” e che potrebbe trarre giovamento dalla par-ticolare situazione di “arretratezza” del sistema industriale del nostro Paese in tema di efficienta-mento energetico.

L’industria ha un peso comunque importante, anche se in decrescita negli ultimi anni per effetto della sfavorevole congiuntura economica, sui con-sumi energetici finali nazionali. In particolare, il peso è passato dal 28% del 2005 (cui corrispon-deva un consumo di 41 Mtep, su un totale di 145,2 Mtep) al 23% nel 2010 (corrispondente ad un con-sumo di 32 Mtep, su un totale di 137,5 Mtep). Se si utilizza come indicatore di efficienza il rapporto tra consumi energetici e produzione nei diversi settori industriali – in particolare nell’alimenta-re, cartario, chimico, metallurgico, tessile, vetra-rio, meccanico e dei prodotti dell’edilizia, su cui si è concentrato il Rapporto e che comunque sono altamente rappresentativi del totale dei consumi energetici industriali in Italia – la nostra anali-si rileva come, soprattutto negli ultimi anni, la maggior parte dei settori (metallurgia, vetreria, meccanica e prodotti per l’edilizia, ovvero pari a circa il 60% del totale dei consumi) abbia peg-giorato il proprio livello di efficienza energeti-ca, ossia registrato una contrazione dei consumi energetici meno che proporzionale rispetto al calo (legato inevitabilmente alla crisi economica) della produzione. Se a ciò si aggiunge che in tre setto-ri sui quattro citati sopra, l’incidenza della spe-sa energetica – come risulta dalle nostre analisi estensive dei bilanci aziendali – è misurabile oggi in più di 6 punti percentuali rispetto al fatturato, ci si rende conto di quanto spazio ci sia per inter-venti di efficientamento. Sommando i risparmi elettrici “teorici” conseguibili a seguito dell’ado-zione delle sopraccitate tecnologie (comprensivi anche della produzione da fonti rinnovabili), la riduzione potenziale dei consumi energetici da qui al 2020 è pari a 64 TWh, ossia quasi la metà del fabbisogno attuale (con riferimento alla parte elettrica) ascrivibile al settore industriale.

Rispetto al potenziale teorico, l’obiettivo che il no-stro studio ritiene invece sia plausibile raggiunge-re in Italia da qui al 2020 è nell’ordine di 16 TWh,

ossia soltanto un quarto di quanto teoricamente a disposizione.

Le ragioni sono fondamentalmente due ed ovvia-mente interrelate fra loro: (i) il quadro normativo che nel nostro Paese sconta un “ritardo” signifi-cativo rispetto ad esempio al benchmark europeo; (ii) una vera “cultura” dell’efficienza energetica – negli operatori industriali, ma anche nelle ban-che e negli istituti di credito – ancora assai poco diffusa.

L’11 settembre del 2012 si è chiuso l’iter legislativo relativo all’approvazione in prima lettura da parte del Parlamento Europeo della “nuova” Direttiva europea in materia di efficienza energetica, de-stinata a sostituire l’ormai famosa – e relativamente recente – Direttiva 2006/32/CE. La “nuova” Diret-tiva – esplicitamente riconoscendo il ruolo “stra-tegico” dell’efficientamento nei settori industriali per il raggiungimento degli obiettivi europei ed allo stesso tempo prendendo atto delle maggiori difficoltà (entità dell’investimento, ottica di lungo termine dei ritorni ad esso associati, errata percezione da parte degli operatori industriali dell’efficienza energetica come obiettivo “marginale” nel proprio business) che questo incontra – prevede misure specifiche per l’ef-ficientamento energetico nell’industria, imponen-do alle grandi imprese di sottoporsi ad audit ener-getici almeno ogni quattro anni e “incoraggiando” a fare lo stesso anche per le PMI. Si prevede poi un “sistema informativo” che possa coinvolgere tutti gli attori del processo: (i) elenchi pubblici (o sistemi analoghi di informazione e trasparenza) di forni-tori di servizi energetici “qualificati”, secondo re-gimi di certificazione e/o accreditamento e/o regimi equivalenti di qualificazione, che dovrebbero entrare in vigore auspicabilmente entro l’1 gennaio 2015; (ii)diffusione di informazioni alle banche e alle altre istituzioni finanziarie sugli strumenti di finanzia-mento delle misure di miglioramento dell’efficienza energetica;(iii) creazione di un meccanismo indi-pendente per garantire il trattamento efficiente dei reclami e la risoluzione stragiudiziale delle contro-versie nate in relazione a contratti relativi ai servizi energetici.

Tra il 2009 e il 2011 il sistema delle norme ISO e UNI ha fatto passi in avanti estremamente signi-ficativi, definendo – con la ISO 50001 del 2011, la UNI CEI 11352:2010 e la UNI CEI 11339:2009 – i requisiti cui dovrebbero sottostare tre attori fon-damentali della filiera dell’efficienza, soprattutto in ambito industriale, ovvero le imprese “utilizza-

Executive Summary

19www.energystrategy.itENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO

trici di energia”, le ESCo ed i professionisti nella “gestione dell’energia” (EGE).

Nel frattempo però in Italia il recepimento della già citata Direttiva 32/2006/CE sull’efficienza energe-tica è avvenuto con due anni di ritardo con il D.lgs. 115/08 ed in una “versione” depotenziata, senza mec-canismi di qualificazione prescrittivi e con il fondo rotativo di finanziamento degli interventi(Fondo Rotativo “Kyoto” previsto dalla Finanziaria 2007) che è divenuto effettivamente operativo soltanto nel 2012. Solo un “manipolo” di operatori industriali si è certificato ISO 50001, cui si affiancano 27 ESCo (l’1,2% del totale di quelle accreditate presso l’AEEG) certificate UNI CEI 11352:2010 e 30 (!) professionisti in “gestione dell’energia”.

Anche sul fronte dei TEE – dove pure non sono mancati segnali positivi legati alla riduzione della soglia minima per la presentazione dei progetti e la introduzione, più volte chiesta a gran voce dal mercato, del coefficiente di durabilità “τ” che tiene conto della vita tecnica attesa degli interventi – ri-mane come una “spada di Damocle” sui progetti di investimento in corso di valutazione l’incer-tezza sul futuro del meccanismo a partire dal 1 gennaio 2013. Qualche speranza giunge in questo senso dalla Strategia Energetica Nazionale che ri-badisce il ruolo e l’importanza dei TEE, ma che è purtroppo ancora lontana dall’essere tradotta in mi-sure operative.

E pensare che basterebbe concentrare gli sforzi sulle tecnologie a maggior potenziale per otte-nere risultati molto significativi. Se si riuscisse ad esempio ad incrementare del 10% – con un sistema di stimoli ad hoc e proporzionato alla rilevanza della tecnologia – il grado di penetrazione sul mercato dei sistemi di cogenerazionesi potrebbero rispar-miare ulteriori 2 TWh, +12,5% rispetto alle nostre previsioni (a condizioni “fissate”) per il 2020.

Altro presupposto indispensabile affinché il po-tenziale di mercato si trasformi in reali investimenti in efficientamento energetico da parte delle imprese è che si diffonda all’interno del sistema industria-le del nostro Paese la “cultura” – intesa come con-sapevolezza del problema della gestione dell’energia e conoscenza degli strumenti più idonei ad affron-tarlo – dell’efficienza energetica.

Il quadro che esce dalla nostra indagine – che ha coinvolto oltre 100 imprese, fra PMI e grandi ope-ratori, sia in settori energivori che non – con riferi-

mento a questo tema è invece piuttosto desolante.Poco meno del 17% delle imprese – se si escludono ovviamente quelle obbligate dalla Legge 10/91 per-ché aventi consumi annui superiori ai 10.000 tep – dispone di un energy manager.

Solo il 22% delle imprese adotta un approccio strutturato alla “gestione dell’energia”, contro un 69% di operatori che adotta invece ancora oggi approcci piuttosto “rudimentali” di misura e con-trollo dei consumi energetici, e quasi il 15% che addirittura non ha attivato nemmeno questi.

Nel 90% dei casi il driver decisionale primario che ha guidato gli investimenti di efficientamento energetico è legato all’obsolescenza o all’efficien-tamento produttivo, ossia non ha quasi nulla a che vedere con la ricerca specifica di un risparmio nei consumi e/o nei costi energetici. E’ evidente, infatti, che se si sostituisce un impianto ormai completa-mente “ammortizzato”, magari acquistato oltre dieci anni fa, con un nuovo impianto si ottiene anche un risparmio energetico, perché nel frattempo il pro-gresso tecnologico associato a questo tipo di im-pianti ne ha comunque incrementato l’efficienza e quindi (a parità di output) ne ha ridotto i consumi.Di contro, solo nel 10% dei casi la riduzione dei consumi energetici, ossia l’essenza stessa dell’effi-cientamento, è stata il driver primario di scelta.

Nel 71% dei casi i progetti di investimento si sono scontrati con “barriere” di natura economica e più precisamente con tempi di ritorno giudicati inizialmente troppo lunghi (anche a causa dell’in-certezza normativa che contraddistingue il settore), cui si sono affiancati nel 40% dei casi anche proble-mi legati al reperimento delle risorse finanziarie necessarie. Gli operatori qui “puntano il dito” in particolare contro le banche italiane, che al mo-mento si rivelano essere piuttosto riluttanti rispetto al finanziamento degli interventi di efficienza ener-getica, sia quando essi sono direttamente realizzati dalle imprese sia quando lo sono in “cordata” con le ESCo. Il problema non è di facile soluzione, tutta-via, in quanto – se ci si mette nella prospettiva del finanziatore – il rischio relativo ad esempio al per-durare dei meccanismi di incentivazione si abbatte sulla capacità di costruire piani di rientro sufficien-temente “garantiti”.

Solo due fattori paiono addolcire un poco il qua-dro: il 64% delle imprese del campione conosce le ESCo ed ha valutato o sta valutando l’opportunità di usufruire dei loro servizi, anche se ancora il 40%

20

Executive Summary


di queste imprese indica come unica funzione della ESCo l’espletamento dell’iter burocratico di otteni-mento dei TEE (e la eventuale successiva gestione), mentre solo il restante 24% le reputa un interlocutore potenzialmente interessante per competenze tecni-che e capacità finanziarie al fine di realizzare inter-venti di efficienza energetica; lo “sblocco” del Fondo Centrale di Garanzia per le PMI agli interventi di efficienza energetica può permettere di incrementa-re, per lo meno sulla carta, il merito di credito delle ESCo italiane nei confronti delle banche.

Non è chiaro – e si lascia qui al lettore di inter-pretare i dati contenuti nel Rapporto – se questi fattori, assieme all’enfasi, da cui si è partiti in que-sto summary, che all’efficienza energetica viene data nella Strategia Energetica Nazionale, possano rappresentare i primi segnali di una “inversione di rotta” in positivo del nostro Paese, oppure siano l’ennesimo esempio di “distonia” del quadro com-plessivo di cui abbiamo dato ampie prove nel pas-sato recente un po’ su tutti i pillar del Pacchetto 20-20-20.

Davide ChiaroniResponsabile della Ricerca

Simone FranzòProject Manager

Federico FrattiniResponsabile della Ricerca

1. L’EFFICIENZA ENERGETICA:

UNA LEVA PER LA COMPETITIVITÀ DELLE IMPRESE ITALIANE


23

1. L’EFFICIENZA ENERGETICA: UNA LEVA PER LA COMPETITIVITÀ DELLE IMPRESE ITALIANE

La seconda edizione dell’Energy Efficiency Report affronta il tema dell’efficienza ener-getica nei processi industriali, ambito che ha

un’importanza paragonabile a quella del comparto degli edifici, che è stato oggetto della prima edizio-ne di questo studio.1 Essa ha evidenziato le enormi opportunità di risparmio energetico esistenti negli edifici, in primo luogo quelli residenziali, che posso-no contribuire in maniera decisiva al raggiungimen-to degli obiettivi nazionali di riduzione dei consumi finali di energia fissati dal PAEE 2011, che, in conti-nuità con il precedente PAEE 2007, ha aggiornato gli obiettivi precedentemente previsti al 2016 ed esteso l’orizzonte temporale di riferimento al 2020.

Adottando un approccio analogo a quello seguito nella prima edizione del Rapporto, in questo docu-mento si analizzano nello specifico le soluzioni per l’efficienza energetica applicabili in ambito indu-striale, che è responsabile di una parte importante, nell’ordine del 25%, dei consumi energetici nazio-nali. Il PAEE 2011 attribuisce al settore industria-le una quota importante, circa il 16%, dei risparmi energetici attesi a livello nazionale al 2016 ed al 2020. Il focus del presente studio si giustifica anche per il fatto che la filiera dell’efficienza energetica in ambito industriale è caratterizzata da una maggiore complessità rispetto ad altri comparti. Ciò è dovu-to innanzitutto all’eterogeneità delle tecnologie che possono essere alla base degli interventi di efficien-za energetica, alle specificità e forte eterogeneità che caratterizzano le imprese industriali, molte delle quali di piccole e medie dimensioni. Infine, biso-gna considerare la molteplicità degli attori coinvolti nella filiera, quali ad esempio Energy Manager ed Esperti in Gestione dell’Energia, che si affiancano agli altri operatori della filiera quali ESCo ed istituti di credito rendendo vieppiù frammentato ed artico-lato il network delle relazioni.

Il ruolo dell’efficienza energetica nella politica energetica nazionale

Come è ben noto, il tema dell’efficienza energetica, tanto nel settore industriale quanto in altri ambi-

ti, ha assunto una grande importanza nella politica energetica italiana ed in quella internazionale. Ciò è dovuto innanzitutto alla crescente domanda di energia a livello globale che, in base alle recentis-sime stime elaborate dall’IEA2, dovrebbe attestarsi intorno al 30% tra il 2010 ed il 2035. Questa cre-scita del fabbisogno energetico verrebbe soddisfatta, in massima parte, attraverso il ricorso ai combustibili fossili, che oggi sono responsabili dell’81% del fab-bisogno mondiale, e che rimarranno preponderanti anche negli anni a venire (l’IEA stessa stima che al 2035 il contributo delle fonti fossili sarà pari al 75% del fabbisogno globale). Ciò ovviamente porta con sé, da un lato, importanti impatti negativi in termini di inquinamento, dall’altro esaspera il problema della dipendenza energetica, in primis dei Paesi europei (a questo proposito SI VEDA FIGURA 1.1), tra cui l’Italia si colloca – è quanto mai il caso di dire purtroppo – ai primi posti per mancanza di autonomia energetica.

Focalizzando l’attenzione sul nostro Paese, si nota come esso sconti una fortissima dipendenza energeti-ca (in termini di importazioni energetiche “nette” sul consumo interno lordo), che al 2010 supera l’80%, va-lore notevolmente maggiore della media europea (pari a circa il 50%) e dei principali player continentali, ad eccezione della Spagna, che si pone leggermente al di sotto della soglia dell’80%. A parziale consolazione dei dati esaminati, se si osserva l’andamento del livello di dipendenza energetica nell’ultimo decennio, si nota come l’Italia abbia fatto segnare una leggera riduzione (-2,8%), anche se indubbiamente legata alla posizione di partenza molto svantaggiata.

Il problema della forte dipendenza energetica, cui si lega quello della sicurezza dell’approvvigio-namento, ha posto recentemente il tema dell’effi-cienza energetica al centro del dibattito politico ed istituzionale in Italia. Nonostante sino ad oggi sia stata messa in secondo piano nel dibattito pub-blico e politico, a vantaggio delle tecnologie per la produzione di energia da fonti rinnovabili, l’efficien-za energetica rappresenta infatti un fondamentale strumento per affrontare e risolvere questo tipo di problemi. La recente bozza della Strategia Energe-

1 Cfr. Energy Efficiency Report 20112 Fonte: World Energy Outlook 2012


24


tica Nazionale (SEN) sembra andare in questa dire-zione, indicando l’efficienza energetica come primo obiettivo strategico per il Paese ed inoltre sottoline-ando il nesso fra energia e competitività. Le azio-ni in essa proposte puntano al raggiungimento di 4 macro-obiettivi: (i) la competitività nei settori a più elevata incidenza di consumi elettrici e di gas, al fine di ridurre il differenziale di costo dell’ener-gia che oggi esiste fra i consumatori finali e le im-prese; (ii) il rispetto verso l’ambiente non, tuttavia, a discapito della qualità del servizio di fornitura dell’energia, con lo scopo di preservare le risorse at-tualmente utilizzate per raggiungere e superare gli obiettivi ambientali definiti nel Pacchetto 20-20-20;

(iii) la sicurezza di approvvigionamento delle fonti energetiche, in modo tale da poter ridurre signifi-cativamente la dipendenza estera che da anni gra-va sul Paese, in particolar modo per il settore del gas; (iv) la crescita economica sostenibile, favoren-do importanti investimenti nel settore energetico e nell’indotto, per il rilancio della ricerca e dell’inno-vazione nel settore.

L’importanza dell’efficienza energetica nei pro-cessi industriali

Oltre ad essere un tema caldo nel dibattito politico, il che è testimoniato, oltre che dalla sopraccitata

Figura 1.1

Figura 1.2

Dipendenza energetica dei Paesi UE-27 registrata nel 2010 [Fonte:Eurostat]

Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 20 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte www.energy.eu]

0%

60%

20%

40%

80%

100%

Esto

nia

Letto

nia

Germ

ania

P.Bas

si

Croa

zia

Turc

hia

Rep.C

eca

Fran

cia

Slova

cchia

Svez

ia

Svizz

era

Spag

na

Litua

nia

Rom

ania

Finlan

dia

Austr

ia

Polon

ia

EU 2

7

Porto

galloU.K.

Slove

nia

Grec

ia

Bulga

ria

Ungh

eria

Belgi

o

Italia

Irland

a

Luss

embu

rgo

0

€/kW

h

0,08

0,04

0,12

0,16

Bulga

ria

Grec

ia

Ungh

eria

Esto

nia

Spag

na

Germ

ania

Rom

ania

Irlan

da

Letto

nia

Fran

cia

Belgi

o

Aust

ria

Italia

Luss

embu

rgo

Slov

enia

Danim

arca

Svez

ia

Polon

ia

Rep.C

eca

Finlan

dia

P.Ba

ssi

Litua

nia

Port

ogall

o

U.K.

Slov

acch

ia

Cipr

o

Malt

a


25


bozza in consultazione della nuova Strategia Ener-getica Nazionale, anche dall’attesa degli operatori per l’emanazione delle linee guida sul funziona-mento dei Certificati Bianchi dopo il 2012 e del cosiddetto Conto Energia Termico, gli operatori attivi nella filiera dell’efficienza energetica stanno rivolgendo ad essa crescente attenzione come op-portunità di business, mettendo a punto prodotti, servizi e proposte commerciali sempre più innova-tivi. Questo nel tentativo di favorire l’adozione di soluzioni per l’efficienza energetica nelle imprese industriali, che scontano oggi un importante de-ficit di competitività sui mercati internazionali

dovuto al prezzo a cui acquistano energia, che è mediamente di oltre il 25% superiore rispetto alla media europea. Considerando in particolare l’energia elettrica, che insieme al gas naturale rap-presenta il vettore energetico maggiormente uti-lizzato nei diversi settori industriali (con un peso che va dal14% al 49% in termini “energetici” e dal 39% al 68% in termini “monetari”), le FIGURE 1.2 e 1.3 mostrano in maniera netta l’importante gap di prezzo che grava sulle imprese italiane rispet-to ai principali competitor europei, distinguendo il caso di un’impresa con un importante e con un medio consumo annuo.

Figura 1.3

Figura 1.4

Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 2 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte www.energy.eu]

Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 10 GWh/anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]

0

€/kW

h

0,08

0,04

0,12

0,16Bu

lgar

ia

Slov

enia

Spag

na

Finl

andi

a

P.Ba

ssi

Litu

ania

Esto

nia

Ung

heria

Dan

imar

ca

Svez

ia

U.K

.

Slov

acch

ia

Italia

Rom

ania

Polo

nia

Belg

io

Fran

cia

Lett

onia

Germ

ania

Luss

embu

rgo

Irlan

da

R.Ce

ca

Grec

ia

Port

ogal

lo

Aust

ria

Cipr

o

Mal

ta

0

0,06

0,02

0,04

0,08

0,10

Rom

ania

Bel

gio

Irla

nda

Spa

gna

Por

toga

llo

Slo

veni

a

Esto

nia

P.B

assi

Finl

andi

a

Rep

.Cec

a

Litu

ania

Sve

zia

U.K

.

Pol

onia

Aus

tria

Lett

onia

Slo

vacc

hia

Ger

man

ia

Bul

gari

a

Ung

heri

a

Luss

embu

rgo

Italia

Fran

cia

Dan

imar

ca

€/

kWh


26


È evidente come lo “spread” tra il prezzo dell’ener-o “spread” tra il prezzo dell’ener-gia elettrica pagato da un’ utenza industriale italiana rispetto ad una tedesca è pari mediamente a circa il 20%, gap ancora più ampio se si considerano come riferimento altri fra i principali Paesi europei. La si-tuazione appare più equilibrata con riferimento al gas naturale, come mostrano le FIGURE 1.4 e 1.5, seb-bene i piccoli consumatori risultino maggiormente penalizzati.

Per comprendere in che misura questo extra-prezzo che le imprese industriali italiane sono chiamate a sostenere per approvvigionarsi di energia pesi sulla

loro competitività, è possibile innanzitutto conside-rare il peso della “bolletta energetica” sul fatturato di queste ultime. Come mostra la TABELLA 1.1, che si riferisce all’anno 2010, questo indicatore assume dei valori importanti specialmente per alcuni set-tori industriali (tra cui i prodotti per l’edilizia, il vetro, la metallurgia e la carta), in cui supera ab-bondantemente il 5%. Si tratta di un’incidenza per-centuale che non è distante da quella di altri fattori di costo, come ad esempio il lavoro, che in alcuni dei settori sopraccitati arriva a pesare poco più del 10%.

Ancora più interessante è l’analisi condotta sul rap-

Figura 1.5Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 0,25 GWh/anno,

registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]

0

0,06

0,02

0,04

0,08

0,10R

oman

ia

Spa

gna

Luss

embu

rgo

Litu

ania

Slo

vacc

hia

Por

toga

llo

Esto

nia

Rep

.Cec

a

Italia

Irla

nda

Fran

cia

Sve

zia

Bul

gari

a

Aus

tria

Bel

gio

Pol

onia

Ung

heri

a

P.B

assi

Lett

onia

Ger

man

ia

Slo

veni

a

U.K

.

Finl

andi

a

Dan

imar

ca

€/

kWh

Tabella 1.1Incidenza del costo della “bolletta energetica” sul fatturato in alcuni settori industriali in Italia

Settore Energia/Fatturato

Prodotti per l’edilizia 8,2%

Vetro 6,2%

Metallurgia 5,9%

Carta 5,5%

Chimica 2,2%

Alimentare 2,1%

Meccanica 1,3%

Tessile 1,9%

Media industria 2,4%


27


porto tra il costo della bolletta energetica e le mar-ginalità operative lorde (MOL) nei principali set-tori industriali. Analizzando la TABELLA 1.2, si nota come l’incidenza media a livello industriale della bolletta energetica sul MOL si attesta, sempre fa-cendo riferimento all’anno 2010, su valori prossi-mi al 34%. In molti dei settori considerati, tuttavia, il costo della bolletta energetica supera (anche del doppio) la marginalità operativa lorda media del-le imprese attive nel settore industriale. Alla luce della generalizzata riduzione delle marginalità che ha colpito duramente i principali settori industriali in Italia negli ultimi anni per effetto della duratura congiuntura economica sfavorevole, la TABELLA 1.2 riporta anche il valore dell’indicatore di incidenza del costo dell’energia sul MOL nell’anno 2007.

Nonostante nel 2007, come è ragionevole attender-si, il peso medio della bolletta energetica sul MOL (pari al 24%) fosse nel complesso minore di dieci punti percentuali rispetto al 2010, si nota come questo indicatore mantenga dei valori importan-ti, compresi tra il 19% ed il 63%.

Se si leggono questi dati in ottica prospettica, con un’attesa di importanti incrementi del prezzo dei vettori energetici e della probabile continua contra-zione, o comunque stagnazione, delle marginalità industriali delle nostre imprese, è facile comprende-re come la gestione dell’energia abbia una rilevanza strategica fondamentale per le imprese e continue-rà ad averla nei prossimi anni. In questo senso, la

nostra analisi fa emergere come l’aspetto fonda-mentale qui non sia tanto la scarsa comprensione da parte degli imprenditori italiani dell’impatto del costo dell’energia sulla struttura di costo del-le loro aziende, quanto piuttosto la mancanza di una consapevolezza del fatto che essa rappresenti una variabile che può e deve essere opportuna-mente gestita.

Attraverso una corretta gestione di questa variabile, è evidente che le aziende possano trarre dei cospi-cui vantaggi in termini di redditività. Considerando ad esempio due settori completamente diversi (in termini di incidenza dell’energia sul MOL), ossia i Prodotti per l’edilizia (con un’incidenza del 63% nel 2007) ed il Tessile (con un’incidenza del 19%), é facile comprendere come una riduzione del 10% del costo della bolletta energetica in uno di questi settori determinerebbe, coeteris paribus, un incre-mento della marginalità rispettivamente del 6% e del 2%, ed una corrispondente riduzione dell’inci-denza della bolletta energetica sul MOL del 15% e del 12%. Si tratta di valori di risparmio energetico che le analisi sviluppate in questo report dimostra-no essere possibili attraverso l’adozione di soluzioni per l’efficienza energetica che hanno un accettabile livello di convenienza economica.

Partendo da queste considerazioni, il progetto di ri-cerca i cui risultati sono raccolti in questo Rapporto si è proposto di fornire un quadro delle principali soluzioni tecnologiche con cui è possibile fare ef-

Tabella 1.2Incidenza della bolletta energetica sul margine operativo lordo in alcuni settori industriali in Italia

SettoreEnergia/MOL

20102007

Prodotti per l’edilizia 220%63%

Vetro 51%38%

Metallurgia 204%54%

Carta 8,2%63%

Chimica 151%26%

28%19%Tessile

Alimentare 27%26%

Meccanica 204%54%

Media industria 34%24%


28


ficienza energetica in ambito industriale, con un focus in particolare sulle tecnologie mature e com-mercialmente disponibili, quelle cioè che le aziende oggi considerano nel momento in cui valutano la possibilità di realizzare un investimento sul rispar-mio energetico. In particolare, di queste tecnologie ci si è proposti di fornire una valutazione della loro convenienza economica e delle potenzialità che esse hanno di contribuire al raggiungimento degli obiettivi che il nostro paese si è dato in tema di efficienza energetica per i prossimi anni.

In particolare, le soluzioni considerate in questo Rapporto sono state classificate in base al fatto che esse consentano di conseguire una riduzione dei consumi di energia piuttosto che una riduzione della dipendenza dell’impresa dall’approvvigio-namento di energia elettrica o di combustibile (tipicamente gas naturale) utilizzato per la pro-duzione di energia termica, a parità di consumi.

La FIGURA 1.6 riporta un quadro sintetico di queste soluzioni.

Figura 1.6

Figura 1.7

Classificazione delle soluzioni di efficienza energetica considerate nel Rapporto

Le principali soluzioni per la riduzione dei consumi di energia considerate nel Rapporto

Riduzione dipendenza da

approvvigionamento, a parità di consumi

Tipologie di soluzioni

Soluzioni singole Interventi "sistemici" Produzione elettrica da FER

Riduzione consumi di

energia

Produzione elettrica e/o termica "efficiente" da combustibile tradizionale (o recupero cascami termici)

Soluzioni singole

Motori elettrici

Rifasamento carichi elettrici

Sistemi efficienti di

combustione

Aria compressa

Inverter RefrigerazioneUPS

Riduzione consumi di energia

Interventi "sistemici"


29


Nella prima categoria rientrano le soluzioni di ef-ficienza energetica nell’accezione più propria del termine, che possono a loro volta essere distinte tra soluzioni singole, che consistono nell’adozione di uno specifico componente o apparecchiatura ad alta efficienza, ed interventi di natura sistemica, che invece si sostanziano nell’introduzione di modi-fiche alle caratteristiche di sistemi complessi, quali come ad esempio gli impianti ad aria compressa o di refrigerazione. Le soluzioni di efficienza energetica in grado di consentire una riduzione dei consumi di energia considerate nel progetto di ricerca sono rappresentate in FIGURA 1.7.

Per quanto riguarda invece le soluzioni che consen-tono, a parità di consumi, di ridurre la dipendenza dell’impresa dalla rete di approvvigionamento dell’e-nergia elettrica o del combustibile utilizzato per la produzione di energia termica, esse comprendono sostanzialmente i sistemi di cogenerazione, di re-cupero dei cascami termici per la valorizzazione elettrica tramite tecnologia ORC ed infine l’auto-generazione di energia elettrica da fonti rinnova-bili, tra cui vengono valutate le tecnologie del foto-

voltaico e del mini-eolico (SI VEDA FIGURA 1.8).

Oltre all’analisi di convenienza economica delle principali alternative tecnologiche oggi esistenti e del relativo potenziale di diffusione tra le imprese italiane, lo studio si propone di offrire un quadro aggiornato delle normative e dei regolamenti in vigore in Italia ed in Europa che interessano il tema dell’efficienza energetica nelle imprese, in modo da interpretare l’impatto che essi hanno avuto e che verosimilmente avranno nello svilup-po di questo importante comparto. Infine, si pre-senteranno i risultati di uno studio sulle imprese industriali del nostro Paese, il cui obiettivo è, in primo luogo, di valutare il grado di diffusione all’interno del sistema industriale italiano della “cultura” dell’efficienza energetica – intesa come consapevolezza del problema della gestione dell’e-nergia e conoscenza degli strumenti più idonei ad affrontarlo – ed, in secondo luogo, di identificare quali siano le ragioni che spingono le imprese in-dustriali a valutare gli investimenti in efficienza energetica e le principali barriere riscontrate du-rante il processo decisionale.

Figura 1.8Le principali soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvigionamento (a parità di consumi) considerate nel Rapporto

Produzione elettrica da FER

Riduzione dipendenza da approvvigionamen-to, a parità di consumi

Cogenerazione ORC Mini-eolico

Produzione elettrica e/o termica "efficiente" da com-

bustibile tradizionale (o recupero cascami termici)

Fotovoltaico

2. IL QUADRO NORMATIVO EUROPEO ED ITALIANO

PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN IMPRESA


33

2. IL QUADRO NORMATIVO EUROPEO ED ITALIANO PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN IMPRESA

L’obiettivo di questo capitolo è di fornire al let-tore un quadro delle più importanti normati-ve che regolano l’efficienza energetica nei set-

tori industriali. Come si è avuto modo di discutere nella precedente edizione dell’Energy Efficiency Report1, focalizzata sui building residenziali e non, l’impatto della normativa sul tema dell’efficien-za energetica è sempre duplice: (i) “prescrittivo” da un lato, con l’individuazione di obiettivi ed i conseguenti obblighi da rispettare; (ii) “incenti-vante” dall’altro, con la definizione di strumenti e meccanismi economici per favorire l’adozione di soluzioni energeticamente efficienti.

Seguendo la medesima distinzione, il capitolo si oc-cupa dapprima di presentare i dettami “prescrit-tivi” definiti a livello europeo e quelli – sempre di natura “prescrittiva” ma lasciati all’adesione volon-taria dei soggetti interessati – delle norme ISO ed UNI relative all’efficienza energetica, e successi-vamente di discutere come le “prescrizioni” siano state adottate a livello italiano e quali meccanismi di “incentivazione” siano stati ad esse affiancate nel nostro Paese. Fa da premessa a ciascuna dei due paragrafi una “ricognizione” dello stato dell’adozione delle tecnologie per l’efficienza energetica, da cui in realtà è mossa la recente attività normativa sul tema.

Un ultimo cenno, in chiusura del CAPITOLO, è fatto al ruolo che l’efficienza energetica – e in particolare

quella afferente i settori industriali – riveste nella nuova Strategia Energetica Nazionale, sviluppata in bozza dal Governo nel corso del Luglio 2012 ed ora oggetto di consultazione pubblica, in attesa del-la sua “definizione” finale a valle della chisura della consultazione, prevista per il 30 Novembre 2012.

L’11 Settembre del 2012 si è chiuso l’iter legisla-tivo relativo all’approvazione in prima lettura da parte del Parlamento Europeo della “nuova” Direttiva europea in materia di efficienza ener-getica, destinata a sostituire l’ormai famosa – e relativamente recente – Direttiva 2006/32/CE (SI VEDA BOX 2.1).

Le ragioni che hanno costretto l’Europa a “correre ai ripari” e a rivedere la propria politica “prescritti-va” in termini di adozioni di soluzioni di efficienza energetica risalgono alla ricognizione – effettuata per la prima volta con riferimento al Dicembre 2009 – che mostrava come, senza interventi correttivi, l’Unione Europea avrebbe potuto raggiungere solamente la metà dell’obiettivo di riduzione del 20% del proprio consumo di energia primaria ri-spetto alle previsioni di 368 Mtep con riferimento al famoso “Pacchetto 20-20-20”.

2.1 L’impianto normativo europeo

1 Cfr. Energy Efficiency Reporto 2011, CAPITOLO 2.2 Il consumo di energia primaria di riferimento ad esempio per l’Italia era pari a 113 Mtep, corrispondente ad un obiettivo di riduzione cumulato dal 2008 al 2016 pari a 10,9 Mtep.3 Combustione energetica, produzione e trasformazione dei metalli ferrosi, lavorazione di prodotti minerari (cemento, calce, vetro, prodotti ceramici e laterizi), produzione di pasta per carta, carta e cartoni.

Box 2.1La Direttiva 2006/32/CE

La Direttiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 Aprile 2006, concernente l’efficienza de-gli usi finali dell’energia e i servizi energetici (recepita in Italia con il D.lgs. 115/08) era caratterizzata dal non prevedere obblighi giuridicamente vincolanti per gli Sta-ti membri. La Direttiva fissava un obiettivo nazionale indicativo globale di risparmio energetico al 2016 pari

al 9% rispetto alla media dei cinque anni precedenti l’en-trata in vigore della direttiva (2001-2005)2, ad esclusione dei consumi energetici dei settori3 inclusi nella Direttiva sull’Emission Trading Scheme. La Direttiva prevedeva che ciascuno Stato Membro ela-borasse dei piani a livello nazionale che illustrassero le modalità con cui intendeva raggiungere gli obiettivi di

34 www.energystrategy.itENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO


Le modifiche previste dalla “nuova” Direttiva4 del Settembre 2012 – che riprende, estende e definisce i contenuti del “Piano d’Azione Europeo per l’Effi-cienza Energetica”5 elaborato dalla Commissione Europea nel Marzo 2011 – sono estremamente si-gnificative, soprattutto se si considera il loro impat-to sull’adozione di tecnologie energeticamente effi-cienti per gli usi “industriali” (secondo l’accezione utilizzata in questo Rapporto6).

Innanzitutto, la “nuova” Direttiva prevede che ciascuno Stato membro debba fissare degli obiettivi nazionali indicativi in materia di efficienza energe-tica per il 2020. La Commissione Europea ha però il compito di valutare entro il 30 Giugno 2014 i pro-gressi compiuti e l’effettiva raggiungibilità del target previsto per il 2020 (consumo energetico dell’Unio-ne Europea non superiore a 1474 Mtep di energia primaria e/o non superiore a 1078 Mtep di energia finale), potendo anche proporre ai singoli Stati che

risultino inadempienti (almeno in prospettiva) del-le diverse e più restrittive “prescrizioni”.

Inoltre, la “nuova” Direttiva – esplicitamente riconoscendo il ruolo “strategico” dell’efficien-tamento nei settori industriali per il raggiungi-mento degli obiettivi europei ed allo stesso tempo prendendo atto delle maggiori difficoltà (entità dell’investimento, ottica di lungo termine dei ri-torni ad esso associati, errata percezione da parte degli operatori industriali dell’efficienza energetica come obiettivo “marginale” nel proprio business) che questo incontra – prevede misure specifiche per l’efficientamento energetico nell’industria.

In particolare vengono elaborate “prescrizioni” nei seguenti quattro ambiti:•• audit energetici e sistemi di gestione dell’ener-

gia per le grandi imprese. Le grandi imprese7 saranno obbligate, ogni quattro anni, a sotto-

4 European Parliament legislative resolution of 11 September 2012 on the proposal for a directive of the European Parliament and of the Council on energy efficiency and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC.5 Il Piano viene redatto nel Marzo 2011 in risposta alle stime elaborate dalla Commissione Europea, che prevedevano il raggiungimento di circa la metà dell’obiettivo di riduzione del 20% del consumo di energia primaria al 2020. Il Piano, prevedendo misure ad hoc per ciascun settore, si pone pertanto l’obiet-tivo di “correggere il tiro”, prevedendo un approccio a due step: una prima fase di “libertà” per gli stati membri di fissare i propri obiettivi nazionali coerenti con il target al 2020, ed una seconda fase (a partire dal 2013) che subentri nel caso in cui la Commissione reputi gli sforzi degli Stati Membri insufficienti, nel qual caso sarebbe prevista la definizione di obiettivi vincolanti.6 Cfr. Capitolo 1.7 Per grande impresa si intendono quelle realtà che superano 250 numero di occupati (ULA), hanno fatturato maggiore a 50 mln di € e presentano un valore totale dello stato patrimoniale superiore a 43 mln di € (Def. UE).

miglioramento previsti al 2016, da presentare alla Com-missione Europea con cadenze prestabilite (30 Giugno del 2007, 2011 e 2013).Appare ai fini del presente Rapporto particolarmente interessante sottolineare come, con riferimento al set-tore industriale, la Direttiva non prevedesse alcuna mi-sura specifica se non un generico richiamo – contenuto nell’Allegato III – alle generiche misure di efficientamen-to adottabili in industria: (i) processi di fabbricazione di prodotti (ad esempio, uso più efficiente di aria com-pressa, condensato e interruttori e valvole, uso di sistemi automatici e integrati, modi di stand-by efficienti); (ii) motori e sistemi di trasmissione (ad esempio aumento dell’uso dei controlli elettronici, variatori di velocità, programmazione di applicazione integrata, conversione di frequenza, motore elettrico ad alto rendimento); (iii) ventole, variatori di velocità e ventilazione (ad esempio, nuovi dispositivi/sistemi, uso di ventilazione naturale); (iv) gestione della risposta alla domanda (ad esempio, gestione del carico, sistemi di livellamento delle punte di

carico); (v) cogenerazione ad alto rendimento (ad esem-pio, apparecchi di cogenerazione).La Direttiva si focalizzava principalmente su due aspet-ti, ossia il finanziamento degli interventi di efficienza energetica e la “qualità” dei soggetti che offrono tali ser-vizi. Sul primo tema, era auspicata da parte degli Stati membri la creazione di fondi (nella forma di sovven-zioni, prestiti, garanzie finanziarie e/o altre tipologie) che sovvenzionassero programmi di miglioramento dell’efficienza energetica e lo sviluppo di un mercato dei servizi energetici. In particolare, questi fondi andavano rivolti ai settori dell’uso finale in cui i rischi o i costi di transazione sono più elevati. Riguardo alla “qualità” dei soggetti che offrono servizi di efficienza energetica, invece, si auspicava la definizione da parte degli Stati membri di opportuni sistemi di qualificazione, accre-ditamento e/o certificazione, volti a garantire un livello elevato di competenza tecnica, obiettività ed attendibi-lità dei soggetti deputati ad offrire servizi di efficienta-mento energetico.


35


porsi ad audit energetici svolti in modo indi-pendente da esperti qualificati e/o accreditati o comunque sorvegliati da autorità indipenden-ti conformemente alla legislazione nazionale. L’inizio di questi cicli di audit deve avvenire en-tro tre anni dall’entrata in vigore di questa diret-tiva. Le grandi imprese che attuano un sistema di gestione dell’energia o ambientale - certificato da un organismo indipendente secondo le pertinen-ti norme europee o internazionali - sono esentate da tale obbligo, a condizione che gli Stati membri assicurino che il sistema di gestione in questione includa un audit energetico sulla base dei criteri minimi fondati sui principi definiti dalla Diretti-va all’Allegato VI (SI VEDA BOX 2.2);

•• audit energetici e sistemi di gestione dell’e-nergia per le piccole e medie imprese. Le PMI sono escluse dall’obbligo di audit energetico, e pur tuttavia la Direttiva suggerisce che gli Sta-ti membri elaborino adeguati programmi per incoraggiare le PMI a sottoporsi ad audit ener-getico e favorire la successiva attuazione delle raccomandazioni risultanti da tali audit, an-che attraverso l’istituzione di regimi di sostegno (voucher) per coprire i costi di un audit energe-tico e dell’attuazione di interventi altamente ef-ficaci in rapporto ai costi da sostenere. Devono inoltre essere diffuse informazioni chiare e ac-cessibili su: (i) contratti relativi ai servizi ener-getici, con particolare attenzione alle clausole che dovrebbero esser previste per la tutela dei ri-sparmi e dei diritti delle piccole e medie imprese che effettuino un intervento di efficientamenteo energetico; (ii) strumenti finanziari, incentivi, sovvenzioni e prestiti per sostenere i progetti nel campo dei servizi di efficienza energetica; (iii) best practice di settore relative ai sistemi di

gestione dell’energia, anche attraverso il coin-volgimento delle rispettive organizzazioni inter-medie di rappresentaza;

•• qualificazione e trasparenza degli operatori di efficienza energetica a livello industriale.La “nuova” Direttiva prevede in questo senso un “sistema informativo” che possa coinvol-gere tutti gli attori del processo: (i) elenchi pubblici (o sistemi analoghi di informazione e trasparenza) di fornitori di servizi energeti-ci “qualificati”, secondo regimi di certificazio-ne e/o accreditamento e/o regimi equivalenti di qualificazione, che dovrebbero entrare in vigore auspicabilmente entro l’1 Gennaio 2015; (ii) dif-fusione di informazioni alle banche e alle altre istituzioni finanziarie sugli strumenti di finan-ziamento delle misure di miglioramento dell’effi-cienza energetica; (iii) creazione di un meccani-smo indipendente per garantire il trattamento efficiente dei reclami e la risoluzione stragiudi-ziale delle controversie nate in relazione a con-tratti relativi ai servizi energetici;

•• inteventi specifici per la cogenerazione ad alto rendimento (CAR), il teleriscaldamento e teleraffrescamento. La cogenerazione ad alto rendimento e il teleriscaldamento/teleraffred-damento, che presentano significative possibili-tà di risparmio di energia primaria e sono larga-mente inutilizzate nell’Unione Europea, devono essere supportate mediante la messa a punto da parte degli Stati membri di piani nazionali su un orizzonte temporale di lungo periodo, così da creare un contesto stabile e favorevole agli investimenti. La “nuova“ Direttiva si spinge in questo caso molto nel dettaglio con la “pre-scrizione” di: (i) strumenti di promozione da parte degli Stati membri della realizzazione

Box 2.2I criteri minimi per gli audit energetici presso le imprese

Gli audit energetici – secondo quanto previsto dall’Al-legato VI della “nuova” Direttiva – devono tenere conto dei seguenti orientamenti:

• sono basati su dati operativi relativi al consumo di energia aggiornati, misurati e tracciabili e (per l’e-nergia elettrica) sui profili di carico;

• comprendono un esame dettagliato del profilo di consumo energetico di edifici o di gruppi di edifi-ci, di attività o impianti industriali, ivi compreso il trasporto;

• ove possibile, si basano sull’analisi del costo del ciclo di vita, invece che su semplici periodi di ammorta-mento, in modo da tener conto dei risparmi a lun-go termine, dei valori residuali degli investimenti a lungo termine e dei tassi di sconto;

• sono proporzionati e sufficientemente rappresen-tativi per consentire di tracciare un quadro fedele della prestazione energetica globale e di individuare in modo affidabile le opportunità di miglioramento più significative.



di impianti di cogenerazione con una potenza termica nominale totale inferiore a 20 MW, al fine di promuovere la generazione distribuita di energia; (ii) strumenti di analisi costi-benefici per valutare la predisposizione del funziona-mento di un impianto (progettato o soggetto ad un ammodernamento sostanziale) di po-tenza termica totale superiore a 20 MW come impianto di cogenerazione ad alto rendimento; (iii) strumenti di analisi costi-benefici dell’u-tilizzo del calore di scarto prodotto da un impianto industriale (progettato o soggetto ad un ammodernamento sostanziale) con potenza termica superiore a 20 MW per soddisfare una domanda economicamente giustificabile, anche attraverso la cogenerazione, e per l’eventuale connessione di tale impianto ad una rete di te-leriscaldamento e teleraffreddamento.

Appare evidente come, soprattutto nell’imme-diato (si consideri, ad esempio, che nella migliore

delle ipotesi la norma sull’obbligatorietà dell’au-dit energetico per le grandi imprese non entrerà in vigore a livello europeo prima del 30 Giugno 2017 e con possibili ritardi anche lunghi nell’a-dozione da parte degli Stati Membri8) l’impatto della “nuova” Direttiva sia piuttosto limitato. Appare però altrettanto evidente come (SI VEDA BOX 2.3) essa colga gli aspetti fondamentali dell’adozione delle soluzioni di efficientamen-to energetico nei settori industriali e in questo senso vada a colmare il gap della precedente Di-rettiva 2006/32/CE.

La diffusione della “cultura” dell’efficienza ener-getica – che ha come primo passo la “misura” (l’au-dit energetico) dello stato di inefficienza – è uno dei capisaldi della “nuova” Direttiva, che obbliga ad-dirittura le grandi imprese a dotarsi di sistemi di ve-rifica e, con riferimento alle PMI, prevede una azio-ne “a tenaglia” che riguarda la circolazione di best practice e la “promozione” all’auditing energetico,

8 Per il caso italiano basti pensare, ad esempio, alla Direttiva comunitaria 2002/91/CE che è stata tradotta ben 3 anni dopo nel Decreto legislativo 192/2005.

Box 2.3L’indagine sulle barriere all’adozione delle soluzione di efficientamento energetico nelle imprese italiane

Si riporta in questo box un estratto dell’indagine condot-ta dall’Energy&Strategy Group – e di cui viene dato più dettagliatamente conto nel CAPITOLO 5 – con riferimen-to alle principali problematiche incontrate dalle imprese italiane nella adozione di soluzioni di efficientamento energetico.Appare in maniera evidente come le principali barriere che ostacolano la realizzazione di interventi di efficienza energetica siano in primo luogo di natura economica (SI

VEDA FIGURA 2.1), legate in primis al tempo di pay-back degli interventi di efficienza energetica (che tocca ben il 70% delle imprese intervistate), tipicamente superiore alla soglia ritenuta oggi accettabiledi 2-3 anni; subito se-guita (con il 40% delle occorrenze) dalla difficoltà – an-che per l’arretratezza (almeno nelle parole degli operato-ri industriali) del sistema bancario e finanziario italiano nel dotarsi di adeguati strumenti di analisi – di reperire a condizioni accettabili le risorse finanziarie necessarie per effettuare gli investimenti, oltre che le risorse interne, tipicamente rivolte verso altre tipologie di investimenti. Le barriere di natura non economica fanno invece rife-

rimento principalmente alla ridotta conoscenza e sensi-bilità delle imprese rispetto al tema efficienza energetica, con il 25% delle imprese che non attribuisce alla gestione dell’energia una rilevanza strategica in quanto non ine-rente il core business (percentuale che sale al 40% se si considerano le piccole e medie imprese). Riguardo a barriere derivanti dagli altri stakeholder dell’efficienza energetica, emergono in primo luogo cri-ticità nel rapporto con gli istituti di credito (sopra men-zionati) e con le ESCo, legate sia alla ridotta conoscenza delle opportunità di carattere tecnico e finanziario offerte da questi soggetti che, in taluni casi, dalla “diffidenza”/ritrosìa a condividere informazioni necessarie a questi soggetti per operare. Infine, emerge con una certa fre-quenza un giudizio critico nei confronti del policy ma-ker, dipendente in prima battuta dall’instabilità di alcuni impianti normativi (come ad esempio quello riguardante la cogenerazione ad alto rendimento o l’incentivazione delle fonti rinnovabili) che scoraggia la realizzazione di investimenti o, nel caso peggiore, impatta negativamente sugli economics di investimenti effettuati.


37


ovvero un aumento della consapevolezza delle op-portunità legate all’efficienza energetica che faccia superare la logica “residuale” con cui vengono oggi allocate le risorse per gli investimenti in efficienza energetica.

Altrettanto interessanti in questo senso sono le “prescrizioni” in termini di qualificazione e tra-sparenza degli operatori di efficienza energetica a livello industriale. Per quanto gli “elenchi pubblici” non siano esenti da problematiche, è evidente infatti come siano, da un lato, importanti “segnalatori” di affidabilità degli operatori della filiera (in par-ticolare utile per le ESCo) e, dall’altro lato, per-mettano alle banche una più semplice “verifica” del merito del progetto di investimento che viene loro sottoposto.

Accanto ai meccanismi “prescrittivi” di cui si è di-scusso nel paragrafo precedente, il quadro regola-torio europeo – o per meglio dire in questo caso “globale” – entro cui va inserita la discussione dell’efficienza energetica a livello industriale non

può non prendere in considerazione il sistema delle norme ISO9 e/o UNI10, dato il ruolo svolto dell’Ente Nazionale di Unificazione e visto che il Rapporto comunque si rivolge al lettore italiano.

Ovviamente sono diverse le norme – soprattutto di carattere “tecnico” – che impattano sulla attività dei soggetti operanti nel mondo dell’efficienza energeti-ca, soprattutto a livello industriale. Considerando, tuttavia, gli obiettivi del presente Rapporto, appare qui utile concentrarsi solo su tre norme – specifi-catamente la ISO 50001, la UNI CEI 11352:2010 e la UNI CEI 11339:2009 – che “prescrivono” i requisiti cui devono sottostare tre attori fonda-mentali della filiera dell’efficienza, soprattutto in ambito industriale, ovvero le imprese “utilizzatrici di energia”, le ESCo ed i professionisti nella “ge-stione dell’energia”.

Si tratta, è importante sottolinearlo anche per dif-ferenza rispetto a quanto evidenziato nel paragrafo precedente, di norme che regolano forme “volon-tarie” di certificazione, in questo senso quindi de-finendo delle “prescrizioni” ma lasciando ai soggetti economici la libertà di adeguarvisi. E’ altrettanto evidente tuttavia che per loro stessa natura que-ste norme: (i) si propongono di definire delle best

8 L’ISO (International Organization for Standardization) è il più grande ente sviluppatore di norme tecniche volontarie internazionali. Dal 1947, data di fon-dazione, ad oggi sono stati definiti più di 19.000 standard internazionali.10 L’UNI - Ente Nazionale Italiano di Unificazione - è un’associazione privata senza scopo di lucro fondata nel 1921 e riconosciuta dallo Stato e dall’Unione Europea, che studia, elabora, approva e pubblica le norme tecniche volontarie in tutti i settori industriali, commerciali e del terziario (tranne in quelli elettrico ed elettrotecnico).

Figura 2.1Occorrenze delle principali “barriere” che ostacolano la realizzazione di investimento in efficienza energetica da parte delle imprese

0%

40%

20%

60%

80%

100%

assenza di barriere

barriere di natura economica

barriere di natura culturale

29%

71%

40%36%

26%22%

7%

assenza di barriere

tempi di ritorno dell'investimento "eccessivi"

difficoltà di accesso al capitale terzi

scarsa consapevolezza del top management

difficoltà di accesso al capitale proprio

interazione con processo d'acquisto

interazione con processo produttivo

2.2 Le norme UNI-ISO in tema di efficienza energetica



practice nei rispettivi ambiti, diventando inevita-bilmente dei termini di paragone per valutare la si-tuazione degli operatori economici (anche di quelli che non sono certificati); (ii) hanno come premes-sa indispensabile la creazione di sistemi ad hoc di gestione e controllo dei requisiti, introducendo comunque nel sistema industriale in cui si applica-no competenze di verifica e monitoraggio dello “stato dell’arte” ed offrendo inoltre la possibilità di comparare Paesi diversi con metri di giudizio “standardizzati” appunto; (iii) sono spesso – an-che se come si vedrà meglio più avanti non sempre – accompagnate da meccanismi di premialità per gli operatori economici che le adottano, creando quindi potenzialmente dei differenziali competiti-vi che nella maggior parte dei casi rappresentano la ragione ultima per cui le imprese optano per la certificazione.

Nel proseguo di questo paragrafo, con riferimen-to proprio alle tre norme citate in precedenza, si fornirà un quadro delle principali “prescrizioni” che ad esse si possono far risalire e se ne discuterà – preparando in qualche modo il terreno al succes-sivo PARAGRAFO 2.3 – l’effettiva diffusione ad oggi nel nostro Paese.

La ISO 50001 “Energy management systems - Re-quirements with guidance for use”

La gestione dell’energia da parte delle imprese rap-presenta uno dei temi cardine dello sviluppo del-la “cultura” dell’efficienza energetica nei sistemi industriali. In questo senso, la norma ISO 50001, emanata nell’anno 2011, definisce i requisiti fon-damentali che un sistema di gestione – nell’acce-

zione della UNI EN ISO 14001:200411 “un insieme di elementi correlati usato per stabilire una politi-ca, degli obiettivi e per conseguire tali obiettivi” – dell’energia “dovrebbe avere”. La norma è impor-tante per almeno due motivi: (i) da un lato, perchè è una intrinseca affermazione (se ve ne fosse ulteriore bisogno) della crescente importanza per il sistema delle imprese di gestire in maniera sistematica la variabile energetica; (ii) dall’altro lato, perché si propone l’obiettivo di sostituire – ed allo stesso tempo rendere omogenee – norme o procedure che si stavano nel frattempo sviluppando a livello europeo e non (sI VEDA BOX 2.4).

La ISO 50001 fornisce alle imprese un quadro di ri-ferimento per l’integrazione delle prestazioni ener-getiche nella gestione quotidiana delle varie attività, ed è in particolare attenta ad individuare i fattori di consumo energetico lungo tutta la catena pro-duttiva dell’impresa, sino a ricomprendere (alme-no per le componenti più rilevanti) le interazioni con i principali fornitori.

Non vengono quindi, giacchè non è questo l’obiet-tivo, definiti degli obiettivi “numerici” di miglio-ramento energetico cui allinearsi, bensì vengono nel dettaglio della norma – e con un approccio che segue il cosiddetto “ciclo di Deming” Plan-Do-Check-Act – definiti gli strumenti e le procedure considerati indispensabili per avviare e sistema-tizzare il processo di misura e incremento delle prestazioni energetiche delle imprese (SI VEDANO BOX 2.5 e 2.6).

Fra le ragioni che spingono un’ impresa a certifi-carsi volontariamente secondo le “prescrizioni”

11 ISO 14001:2004 “Sistemi di gestione ambientale - Requisiti e guida per l’uso”.

Box 2.4I Sistemi per la Gestione dell’Energia prima della norma ISO 50001

Gli standard per i Sistemi di Gestione dell’Energia fanno la loro prima apparizione nei primi anni 2000, sia ne-gli Stati Uniti che soprattutto in Europa, dove Olanda e Danimarca furono i primi due Paesi (rispettivamente nel 2000 e nel 2001) ad introdurli. Essi furono poi introdotti anche in altri Paesi a livello europeo (Svezia, Irlanda, Spagna e Germania) ed extra-

europeo (quali la Corea del Sud e la Cina). Nel 2006, il Comitato Europeo di Normalizzazione (CEN) ed il Co-mitato Europeo di Normalizzazione Elettrotecnica (CE-NELEC) hanno avviato un processo di sintesi dei diversi standard presenti a livello europeo, culminato nel 2009 con la pubblicazione dello standard EN 16001 “Energy Management System”.


39


della ISO 50001 vi è indubbiamente il fatto di po-terla utilizzare a fini commerciali nei confronti dei clienti o – probabilmente più efficacemente – di signaling verso investitori e stakeholder isti-tuzionali, ma vi è anche un valore “interno” di sistematizzazione delle iniziative che comunque l’impresa ha in essere o è in procinto di adottare.

Appare evidente poi come l’adozione di un siste-ma di gestione dell’energia “certificato” costringa l’impresa a dedicare delle risorse per la stesura di obiettivi e delle modalità per perseguirli e faccia sì che la figura dell’energy manager assuma maggiore rilevanza e “potere decisionale” all’interno dell’im-presa stessa.

Box 2.5Le “prescrizioni” della ISO 50001

Le principali operazioni definite dalla norma ISO 50001 per implementare un corretto Sistema di Gestione dell’E-nergia conforme allaISO 50001 possono essere raggrup-pate come segue:•• Plan (Pianificazione), che comprende:

•• la profilatura della situazione energetica dell’im-presa, che consiste (i) nell’individuare le fonti ener-getiche utilizzate, (ii) misurare il consumo energe-tico passato e presente e stimare quello futuro, (iii) individuare le variabili rilevanti che influenzano il consumo energetico (quali ad esempio mix pro-duttivo, scheduling produzione, condizioni atmo-sferiche, etc.), (iv) individuare i centri di consumo più rilevanti, stabilire la baseline (si veda anche il PARAGRAFO 2.3.2) da usare come benchmark per valutare i miglioramenti conseguiti nella perfor-mance energetica, (v) stabilire i KPI per la misura delle performance energetiche, (vi) individuare le opportunità di miglioramento esistenti;

•• la definizione “strategica” di obiettivi e piani d’a-zione per raggiungere tali obiettivi. Grande rile-vanza è attribuita al top management, che deve supportare l’implementazione del Sistema di Gestione dell’Energia (SGE) assicurando (i) la disponibilità di risorse (in termini di tempo, per-sonale e disponibilità finanziarie), (ii) la nomina di un suo rappresentante in qualità di responsa-bile dell’implementazione, applicazione e conti-nuo miglioramento del SGE, e (iii) di un Energy Team, ovvero di un gruppo di persone all’interno dell’organizzazione appartenente a funzioni diver-se (acquisti, progettazione, produzione, qualità, risorse umane, amministrazione, controllo di ge-stione,…), che ha la responsabilità di mantenere in funzione il sistema e di verificare la sua appli-cazione all’interno delle varie funzioni aziendali, (iv) deve definire una politica energetica aziendale in cui sono dichiarati gli obiettivi e l’impegno a

perseguire un miglioramento continuo nell’utiliz-zo dell’energia e (v) comunicare l’iniziativa a tutti i livelli aziendali ed agli altri stakeholder che hanno un impatto su di essa (fornitori, appaltatori,..), (vi) provvedere alla revisione sistematica del sistema di gestione.

•• Do (Piano di azione), che comprende:•• il coinvolgimento del personale, sia interno che

esterno all’impresa (es. fornitori), attraverso la definizione di procedure operative, la formazione e l’informazione circa gli obiettivi da raggiungere ed i risultati conseguiti;

•• la definizione dei criteri di gestione delle attività operative e di manutenzione più significative in termini di usi energetici;

•• la definizione delle specifiche d’acquisto per la fornitura di energia e per i prodotti che utilizzano energia;

•• lo sviluppo/ri-progettazione di processi, impian-ti o altre facility per migliorarne la performance energetica.

•• Check (Verifica e monitoraggio continui), che com-prende:•• il monitoraggio e l’analisi delle performance ener-

getiche, in maniera continuativa tramite un siste-ma di misura, e periodicamente tramite la verifica dell’applicazione del SGE in conformità a quanto previsto sia dalla ISO 50001 che in sede di proget-tazione da parte dell’impresa;

•• l’individuazione ex ante degli interventi correttivi possibili in caso di performance non in linea con gli obiettivi prefissati.

•• Act (Azioni continue), che comprende:•• la raccolta di informazioni necessarie al top ma-

nagement per valutare nella continuità dell’attività dell’impresa l’efficacia del SGE;

•• l’individuazione e il reporting continuo al top mana-gement sulle opportunità di miglioramento del SGE.



La natura estremamente “pratica” della norma ha inoltre ricadute concrete sul business delle imprese e permette di “consolidare” ed attivare piani di ri-sparmio energetico anche importanti. Interessante da questo punto di vista il caso dell’Irlanda, che già da circa un ventennio aveva un sistema di certifi-cazione degli SGE simile a quello poi sistematiz-zato dalla ISO 50001 e che, secondo la FIRE12, ha avuto una ricaduta nell’ordine del 40% di energia risparmiata rispetto alla baseline del 1995 per le imprese adottatrici.

Focalizzando l’attenzione sul contesto italiano, non esistendo delle statistiche ufficiali recenti sull’adozione da parte delle imprese italiane della ISO 50001 (il numero di imprese a livello mon-diale dotate di un Sistema di Gestione dell’Ener-gia certificate ISO 50001 al Marzo 2012 è pari a circa 10013, distribuite in 26 Paesi, mentre a li-vello italiano il numero di imprese dotate di Sistema di Gestione dell’Energia certificato, secondo lo standard UNI CEI EN 1600114 o ISO 50001, è pari a 2415), si è condotta una survey su un campione16 di 115 imprese del nostro Paese, al fine di riportare l’interesse da parte di esse verso l’implementazione del Sistema di Gestione dell’E-nergia conforme alla ISO 50001 e conseguente

certificazione.

Il quadro che ne esce, pur con tutti i caveat del caso circa la sua validità statistica assoluta, è decisamente desolante (SI VEDA FIGURA 2.1):•• solo il 10% del campione, costuito per lo più

da imprese di grandi dimensioni appartenenti a settori energivori (metallurgico, chimico), ha già conseguito la certificazione ISO 50001 (o precedente);

•• un altro 34% dichiara di avere messo la certificazione ISO 50001 nel suo program-ma triennale, anche se in taluni casi si tratta di operatori che già da qualche tempo “ri-mandano” anche l’adesione alla UNI CEI EN 16001;

•• ben il 56% del campione ignora – od ha appena qualche rudimento senza però sapere come ap-plicarlo al proprio caso – la ISO 50001. Percen-tuale, come è scontato attendersi, che sale sino al 75% dei casi se si considerano all’interno del campione le sole PMI.

Le ragioni che sono state addotte dagli operatori in-tervistati possono essere sostanzialmente riassunte per tipologia come segue:•• le grandi imprese sono ancora nel nostro Pae-

12 Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia13 Fonte: ISO14 La norma, in vigore a partire dal 2009 e superata nel 2011 dalla ISO 5001 (SI VEDA BOX 2.6), specifica i requisiti utili a stabilire, implementare, mante-nere e migliorare un Sistema di Gestione dell’Energia.15 Fonte: Fire (Il valore comprende anche imprese non afferenti al settore industriale).16 Per ulteriori informazioni relativamente al campione di indagine si faccia riferimento al CAPITOLO 5

Box 2.6L’implementazione della ISO 50001: il caso Arneg

Arneg, azienda padovana che si occupa della progetta-zione, produzione ed installazione di attrezzature com-plete per il settore del retail (mobili frigoriferi, mobili non refrigerati, tavole calde ed impianti refrigeranti) ha implementato un sistema di gestione dell’energia (SGE), che è in corso di certificazione ISO 50001,in grado di monitorare tutte le utenze presenti sul sito produttivo.L’implementazione del SGE ha richiesto un investimen-to inferiore ai 100.000 €, il cui tempo di rientro è stato inferiore ai due anni, grazie ai risparmi energetici con-seguibili stimabili nell’ordine del 20% del consumo pre-cedente.Grazie alla mappatura ed al monitoraggio dei centri di con-

sumo energetico e dei diversi vettori energetici utilizzati (in primis energia elettrica, calore ed aria compressa), l’azienda ha assunto consapevolezza sui propri consumi energetici (e sulle principali determinanti), ed è riuscita ad intervenire in maniera mirata per ridurre tali consumi, anche attraverso pratiche “gestionali” a costo pressochè nullo. Ad esempio, grazie al monitoraggio dei diversi centri di consumo ci si è resi conto che la ricarica dei carrelli elevatori avveniva in fascia diurna, tipicamente alla fine del turno di lavoro, e si è provveduto a programmare tale ricarica nella fascia nottur-na di tariffazione dell’energia, conseguendo notevoli rispar-mi di costo (nella fattispecie, non si hanno evidentemente risparmi di energia in senso stretto).


41


se piuttosto “scettiche” circa l’effetto di signa-ling effettivo, soprattutto con riferimento allo stakeholder bancario, e lamentano l’assenza di premialità per le imprese certificate. Non vi sono ad esempio – come invece auspicato dalgli operatori intervistati – premi addizionali sul nu-mero di TEE ottenuti grazie agli interventi effet-tuati a seguito dell’implementazione del piano, oppure – come accade ad esempio in Germania – una riduzione sulle tariffe di distribuzione elet-trica e del gas;

•• le piccole imprese, per le quali (come si ve-drà meglio anche nel CAPITOLO 5) è più diffi-cile percepire i benefici futuri in termini di risparmio energetico e dove sono ancora più significative le problematiche di signaling di cui sopra, lamentano invece – per lo meno nei casi in cui l’adozione della ISO 50001 è stata valutata – i “costi” della certificazione e auspi-cano quindi che si sviluppino meccanismi di sostegno adeguati, sulla falsariga degli esempi riportati nel BOX 2.7.

Figura 2.2Posizione delle imprese rispetto alla norma ISO 50001

in programma

sconosciuta/poco considerata

certificata

56%

34%

10%

Box 2.7Esempi di supporto alla certificazione ISO 50001 per le PMI

La Camera di Commercio di Avellino nel Giugno 2012 ha attivato un bando per la certificazione dei sistemi di gestione, che ha l’obiettivo di promuovere la realizzazione di interventi aziendali a garanzia della qualità, della tu-tela dell’ambiente, della sicurezza sul lavoro e sui sistemi di rintracciabilità nelle filiere agroalimentari, attraverso la concessione di contributi alle PMI della Provincia di Avellino che ottengono specifiche certificazione volon-tarie. Tra le certificazioni oggetto del contributo, vi è la ISO 50001. Il contributo accordato a ciascuna impresa richiedente sarà pari al 50% delle spese sostenute (al net-to dell’IVA e di eventuali altre imposte e tasse) e docu-mentate e sarà per la ISO 50001 al massimo di 3.000 €.

La Camera di Commercio di Prato nel Gennaio 2012 ha attivato un bando per disciplinare i criteri e le modalità di erogazione di contributi per incentivare la certifica-zione dei sistemi aziendali (fra i quali quelli di gestione dell’energia), i cui beneficiari sono imprese e cooperative che abbiano la sede operativa per la quale viene ottenuta la certificazione nella Provincia di Prato, e consorzi e so-cietà consortili che risultino composti per almeno i 2/3 da imprese aventi sede legale o operativa nella Provincia di Prato. Il contributo accordato sarà pari al 50% delle spese sostenute (al netto di IVA e di altre imposte, tas-se ed oneri accessori) per il conseguimento ed il rilascio della certificazione fino al limite massimo di € 5.000 €,



La UNI CEI 11352:2010 “Gestione dell’Energia. So-cietà che forniscono servizi energetici (ESCo) – Re-quisiti generali e lista per la verifica dei requisiti ”

La seconda norma “tecnica” che vale la pena ana-lizzare in questo contesto è ovviamente quella che fa riferimento alle “prescrizioni” cui devono sot-tostare le ESCo, ossia le società preposte a fornire servizi di efficienza energetica.

E’ evidente come, in un sistema virtuoso, l’intera-zione fra una ESCo “certificata” ed una impresa con un Sistema di Gestione dell’Energia “certifi-cato” sia particolarmente semplice, giacchè le pro-cedure di intervento dell’una ben si sposano con le informazioni a disposizione dell’altra. In questa re-ciprocità sta una parte delle ragioni che hanno spin-to a stendere la UNI CEI 11352, ma è indubbio che – ancora in analogia con quanto visto prima – ci si attenda anche un impatto significativo in termini di signaling verso il cliente (soprattutto quello in-dustriale) che dalla “certificazione” della ESCo può trarre un’ indicazione circa la bontà delle sue pro-cedure operative, e verso lo stakeholder bancario, che allo stesso modo dovrebbe assegnare un mag-gior “merito” alle ESCo che abbiano adeguato i loro processi di intervento alla norma.

Anche in questo caso la UNI CEI 11352:2010, pub-blicata l’8 Aprile 2010, non definisce delle proce-dure “rigide” bensì individua dei requisiti generali da soddisfare.

In particolare, per ottenere la certificazione la ESCo deve dimostrare di:•• offrire un “servizio di efficienza energetica”,

ossia un servizio finalizzato al conseguimento di

un miglioramento dell’efficienza energetica di un sistema di domanda e consumo di energia, nel rispetto di tutti i criteri prestazionali concorda-ti e determinato sulla base dei dati raccolti e re-lativi al consumo energetico. Tale servizio deve comprendere l’identificazione, la selezione e l’implementazione di azioni e la verifica del mi-glioramento, per un periodo definito contrat-tualmente e tramite metodologie concordate;

•• offrire un “servizio energetico integrato”, con-forme alla EN 15900 (SI VEDA FIGURA 2.2), ossia che ricomprenda tutte17 le attività di diagnosi energetica, la verifica della rispondenza degli im-pianti e delle attrezzature alla legislazione di rife-rimento, l’elaborazione di studi di fattibilità con analisi tecnico-economica e la scelta delle soluzio-ne più vantaggiose, la progettazione degli inter-venti da realizzare, la realizzazione degli interven-ti di installazione, la conduzione degli impianti garantendone la resa ottimale, la manutenzione ordinaria (preventiva e correttiva), il monitorag-gio del sistema di domanda e consumo di energia, la presentazione di adeguati rapporti periodici al cliente, il supporto tecnico, la gestione degli in-centivi e delle pratiche burocratiche, l’attività di formazione e informazione dell’utente;

•• offrire una “garanzia contrattuale” di miglio-ramento dell’efficienza energetica, con assun-zione in proprio dei rischi tecnici e finanziari connessi con l’eventuale mancato raggiungimen-to degli obiettivi concordati;

•• collegare la remunerazione dei servizi e del-le attività fornite al miglioramento effettivo dell’efficienza energetica ed ai risparmi conse-guiti.

Appare evidente come, soprattutto gli ultimi due

17 La norma prescrive in realtà che sia ammissibile, ma con specifica indicazione in sede contrattuale, che alcune di queste attività siano svolte da altre imprese. In ogni caso è la ESCo che le contrattualizza e ne è quindi responsabile nei confronti del cliente.

aumentato di 1.000 € nel caso di impresa femminile.La Camera di Commercio di Ferrara, infine, nel Giugno 2012 ha emanato il bando “Contributi alle imprese della Provincia di Ferrara per l’introduzione di sistemi di qualità, di gestione ambientale e di re-sponsabilità sociale” rivolto alle imprese ed ai loro consorzi, con sede e/o unità operativa nella Provincia di Ferrara. I finanziamenti sono pari ad un massimo

di 5.000 € (contributo effettivo pari al 60% dell’impor-to complessivo delle spese sostenute, al netto di IVA) per il conseguimento della certificazione di sistemi di gestione ambientale della qualità di prodotto e di processo ed a 3.000 € (contributo effettivo pari al 50% dell’importo complessivo delle spese sostenute al net-to di IVA) per l’acquisizione di servizi di consulenza finalizzati alla certificazione stessa.


43


requisiti, siano particolarmente “stringenti” per le ESCo, costringendole a “legare” la propria at-tività a quella del cliente per un certo periodo di tempo, quello appunto necessario a che si manife-stino i risparmi contrattualizzati e quindi si risol-vano sia gli aspetti di rischio che di remunerazione oggetto dell’intervento. Dall’altro lato, tuttavia, è anche evidente come sia proprio in questa condi-visione dei rischi e dei benefici – si rammenta qui favorita dalla presenza di un SGE nell’impresa cliente – a connotare la “vera” natura di una Ener-gy Service Company.

Guardando alla situazione attuale in Italia, in ma-niera non diversa da quanto visto nel caso precedente, essa non è affatto “rosea”. Ad Ottobre del 2012 ri-sultano aver ottenuto la certificazione soltanto 27 ESCo18, ossia poco meno dell’1,2% del totale delle ESCo accreditate per la presentazione dei progetti ai fini dell’ottenimento dei TEE presso l’AEEG19 ed il 8% di quelle effettivamente “attive”20 nella richie-sta di TEE. Numeri tutto sommato limitati che ap-paiono ancor più modesti se si considera che sia il “Decreto Rinnovabili” (28/2011) all’articolo 29 sia soprattutto il PAEE 201121 riconoscono l’importan-za di questo strumento e ne intendano promuovere

la diffusione anche con l’applicazione di premialità nelle modalità di attribuzione dei TEE. Tuttavia, come molte volte purtroppo accade nel nostro Paese, i problemi emergono quando si passa dagli indirizzi normativi generali alle regole applicative, conside-rando che non è stato ancora ad oggi definito l’enti-tà del “premio” e le modalità per la sue erogazione. In realtà dietro questo ritardo vi sono obiezioni “so-stanziali” alla forma della norma UNI CEI 11352 che a onore del vero si basa sulla sussistenza per la ESCo in questione di requisiti ex ante relativi al modello di business adottato (ad esempio vi è l’opportunità di di-mostrare la presenza di procedure e/o modelli per la redazione di contratti con garanzia di risultato, anche senza averne mai effettuati). In altre parole – ed è que-sta la fonte principale delle perplessità dell’AEEG – è possibile che una ESCo si certifichi dimostrando di essere “in teoria” in grado di erogare servizi con-formemente a quanto previsto dalla norma, senza essere chiamata invece a darne evidenza.

Qualcosa sembra tuttavia muoversi, se si conside-ra che nella prima metà del 2012 è stato avviato un processo di revisione della norma condotto dal CTI (Comitato Termotecnico Italiano22) volto ad un “irrigidimento” della certificazione, che sia

18 Fonte: EnergyINlink.19 2.173 ESCo accreditate presso l’AEEG al 31 Maggio 2012, di cui 329 “attive” (Fonte: AEEG).20 Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 5.21 Si rimanda al PARAGRAFO 2.3 per l’analisi estensiva di tale documento.22 Il Comitato Termotecnico Italiano (CTI), ente federato all’UNI, ha lo scopo di svolgere attività normativa ed unificatrice nei vari settori della termotecnica.

Figura 2.3Fasi del processo di un servizio di miglioramento dell’efficienza energetica (Fonte: UNI CEI EN 15900)

PreparazioneAnalisi e diagnosi

Dati di consumo attuali

e definizione della efficienza energetica di riferimento

Registrazione degli interventi

eseguiti

Implemantazione interventi di

efficienza

Descrizione degli interventi

e delle procedure di

verifica

Misure e verifica

prestazioni (garantite)

Descrizione del nuovo livello di

Efficienza energetica



basata sulla verifica degli interventi fatti. La di-rezione intrapresa appare essere quella che richiede per la certificazione (i) l’avere in essere o già ese-guito almeno un contratto di servizio di efficienza energetica con garanzia di miglioramento dell’effi-cienza energetica e remunerazione legata al risulta-to e (ii) l’avere, per i contratti in esecuzione, almeno una relazione di verifica dei risultati ottenuti in termini di miglioramento dell’efficienza energeti-ca in grado di coprire un arco temporale minimo di 12 mesi. Infine, la nuova versione della norma dovrebbe fornire le linee guida da seguire per la ve-rifica ispettiva ai fini della certificazione (in modo da rendere il processo uniforme), che deve essere eseguita sia presso la sede della ESCo sia presso uno o più clienti dove si è svolto un servizio di efficienza energetica con prestazioni garantite.

Modifiche che appaiono indubbiamente “vir-tuose” sulla carta, ma che rischiano di ritardare ulteriormente il processo di certificazione delle ESCo e di lasciare quindi il mercato italiano sprov-visto di un meccanismo che altrove ha dimostrato di funzionare nel “selezionare” i soggetti più adatti ad operare.

La UNI CEI 11339:2009 “Requisiti generali per la qualificazione degli Esperti in Gestione dell’Energia ”

Un ultimo aspetto che merita un approfondimen-to è collegato alla figura dell’Esperto in Gestione dell’Energia (EGE), previsto dalla già citata Diretti-va Europea 2006/32/CE e riconosciuto per la prima volta nel nostro Paese con il D. Lgs 115/08 (si veda a questo proposito il PARAGRAFO 2.3).

L’EGE – che si colloca in una posizione interme-dia rispetto agli operatori economici oggetto del-le due norme precedentemente analizzate – è un “soggetto che ha le conoscenze, l’esperienza e la capacità necessarie per gestire l’uso dell’energia in modo efficiente”. Obiettivo dell’EGE è quindi quel-lo di “facilitatore” del mercato in grado di promuo-vere un processo di incremento del livello di qualità e competenza tecnica per i fornitori di servizi ener-getici e di far emergere con più efficacia la domanda da parte degli operatori industriali. In questo, appa-re possibile per l’EGE rivolgersi anche a un insieme di imprese afferenti ad un unico distretto o cluster industriale geograficamente ben definito, sfruttan-

do l’effetto “scala” e la similitudine delle imprese per supportarle sia nella prospettiva demand side (uso dell’energia e relative opportunità di efficientamen-to) che in quella supply side (acquisto dell’energia).

Giova sottolineare che la presenza di un meccani-smo di certificazione distingue con chiarezza l’E-sperto in Gestione dell’Energia dalla figura dell’e-nergy manager (detto anche “Responsabile per l’uso razionale dell’energia”), che invece è una funzione organizzativa e non una qualifica professionale.

La UNI CEI 11339:2009, emanata nel Dicembre 2009, definisce i requisiti generali e la procedura di qualificazione per l’esperto in gestione dell’energia, delineandone i compiti (quali in primis analizzare il sistema energetico, implementare la politica energe-tica e il sistema di gestione dell’energia, pianificare, ottimizzare, gestire e controllare), le competenze (quali conoscere la EN 16001 – ora ISO 50001, le tec-nologie anche innovative, i mercati, la contrattualisti-ca, la legislazione anche ambientale) e le modalità di valutazione delle competenze (in termini di espe-rienza, formazione scolastica e titoli).

La norma, riguardo alle modalità di valutazione della rispondenza dell’individuo alle competen-ze richieste, ammette (i) la autovalutazione, o “valutazione di prima parte”, (ii) la valutazione da parte dell’azienda in cui lavora il candidato, o “valutazione di seconda parte”, e (iii) la valuta-zione da parte di un soggetto terzo, o “valutazio-ne di terza parte”.

Appare con evidenza come la “valutazione di pri-ma parte” sia in aperto contrasto con il principio di terzietà che dovrebbe invece caratterizzare i meccanismi di certificazione ed è quindi facile intuire come – a parità di compliance con la norma UNI CEI 11339: 2009 – vi sia un valore percepito significativamente diverso da parte dello stakehol-der o del cliente a seconda della modalità di valuta-zione utilizzata. La mancata “trasparenza” circa il modello utilizzato, d’altro canto, rischia di ridurre complessivamente l’autorevolezza della certifica-zione stessa e la conseguente “garanzia” dei sogget-ti cui l’EGE si rivolge.

In Italia, l’unico organo di certificazione rico-nosciuto dall’ente di accreditamento Accredia23 come titolato alla “valutazione di terza parte”

23 Accredia è l’ente italiano di accreditamento, unico organismo nazionale autorizzato dallo Stato a svolgere attività di accreditamento.


45


per la UNI CEI 11339: 2009 è il SECEM (Sistema Europeo di Certificazione in Energy Management) appositamente creato all’interno della FIRE24. Nel-le sue lineee guida per la “valutazione di terza parte” riveste un ruolo fondamentale il fattore esperienziale, indubbiamente il vero fattore diffe-renziale in un contesto così articolato e multidisci-plinare dell’efficienza energetica. Per poter accedere alla procedura di valutazione per l’ottenimento della certificazione sono infatti richiesti alternativamen-te: (i) la Laurea Magistrale (di II livello) di tipo tec-nico-ingegneristico e più di 3 anni di esperienza specifica nell’energy management; (ii) oppure la Laurea (di I livello) di tipo tecnico-ingegneristico e più di 4 anni di esperienza specifica nell’energy ma-nagement; (iii) il Diploma di perito o laurea non in-gegneristica e più di 5 anni di esperienza nell’energy management; (iv) 10 anni di esperienza specifica nell’energy management.

L’attivazione del processo di accreditamento tra-mite “valutazione di terza parte” è stato avviato in Italia nel 2010, ma ad oggi risultano certificati per il settore industriale25 soltanto 30 professioni-sti. Un numero certo non all’altezza delle attese rispetto al ruolo che avrebbe dovuto rivestire nel-le intenzioni del normatore e soprattutto in consi-derazione dello sviluppo significativo che il tema dell’efficienza energetica ha avuto – anche dal punto di vista della riqualificazione professionale – negli ultimi anni.

Degli EGE oggi certificati tramite valutazione di terza parte nel nostro Paese, circa la metà lavora come libe-ro professionista o come consulente di imprese che offrono soluzioni tecnologiche nell’efficienza ener-getica, favorendone appunto l’interfaccia con le ESCo, mentre l’altra metà è impiegata direttamente all’in-terno delle ESCo, con un ruolo per certi versi duale rispetto al precedente.

E’ interessante sottolineare come la presenza di un EGE all’interno delle ESCo incrementi la com-pliance di queste ultime rispetto all norma UNI CEI 11352:2010, discussa nel paragrafo prece-

dente: non è quindi un caso che buona parte delle ESCo che impiegano oggi un EGE rientrino anche nella categoria (come visto nel paragrafo precedente piuttosto esigua) delle ESCo “certificate”.

Anche in questo caso fra le condizioni rilevate da-gli operatori come “freno” allo sviluppo di EGE “certificati” vi è soprattutto la mancanza di pre-mialità per i soggetti che impiegano (o che uti-lizzano come consulente) un EGE. La possibilità, di cui si è discusso anche se non con grande vigore a onor del vero in sede di AEEG, di estendere alla figura dell’EGE il novero dei soggetti volontari che possano prendere parte al meccanismo dei TEE rappresenta da questo punto di vista un’interessante opportunità.

La ridotta diffusione di soggetti – sia imprese, che ESCo, che EGE – “certificati” nel nostro Paese, da un lato, è il risultato di un circolo vizioso che vede questa terna di certificazioni rafforzarsi (o come nel nostro caso indebolirsi) a vicenda con il cre-scere della loro diffusione e, dall’altro lato, è il sin-tomo – che verrà discusso nel successivo paragra-fo e più a lungo nel CAPITOLO 5 – di una “cultura” dell’efficientamento energetico ancora poco svi-luppato nel sistema industriale italiano.

Il primo Piano d’Azione italiano per l’Efficienza Energetica (PAEE26) è stato presentato alla Com-missione Europea nel Luglio del 2007 e prevede-va (SI VEDA TABELLA 2.1) l’adozione di programmi e misure di miglioramento corrispondenti ad un obiettivo pari al 9,6% (126.327 GWh/anno) al 2016 (superiore al valore del 9% indicato dalla direttiva 2006/32/CE), fissandone uno intermedio al 2010 pari al 3%.

Come si vede in TABELLA 2.1, al settore industriale era assegnato circa il 20% degli obiettivi di rispar-mio al 2010 e poco più del 17% di quelli al 2016.

24 La Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia è un’associazione tecnico-scientifica il cui scopo è promuovere l’uso efficiente dell’energia, sup-portando attraverso le attività istituzionali e servizi erogati chi opera nel settore e promuovendo un’evoluzione positiva del quadro legislativo e regolatorio. Inoltre, su incarico del MiSE, gestisce dal 1992 la rete degli energy manager individuati ai sensi della Legge 10/91, recependone le nomine e promuoven-done il ruolo.25 Per cercare di dare maggiore specificità alle competenze dell’EGE, la norma prevede due differenti classi: (i)EGE del settore produttivo (agricoltura e pesca, industria manifatturiera, industria dell’energia e dell’acqua, industria dei servizi, attività produttiva in generale); (ii) EGE del settore civile (costruzioni pubbliche e private, trasporti, pubblica amministrazione, commercio, servizi pubblici e privati). Sussiste tuttavia la possibilità di certificarsi in entrambe le classi previste.26 Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 1.

2.3 L’impianto normativo italiano



Non molto effettivamente, considerando che i consumi energetici per l’industria sono pari nel nostro Paese a circa il 23%27 del totale, valore che risente peraltro della contrazione, abbastanza gene-ralizzata, dei volumi produttivi dei principali settori industriali (ad esempio, nel 2005 era pari al 28%).

Se dagli obiettivi si passa ai risultati, prendendo come riferimento la ricognizione fatta a livello italiano con riferimento il Dicembre 2010, ovvero un anno dopo quella europea citata in precedenza, il quadro che emerge merita più di qualche com-mento (SI VEDA TABELLA 2.2).

In controtendenza rispetto alla situazione euro-pea, il consuntivo dei risparmi conseguiti si è at-testato su un livello di performance abbondante-mente superiore rispetto al target (+34%), con un valore di risparmio conseguito pari a 47.711 GWh/anno.

Tale risultato tuttavia è solo per il 68% circa attri-buibile agli interventi previsti dal PAEE 2007 (se si guarda ai quali si vede che l’obiettivo di 35,6 TWh/anno di risparmio non è raggiunto), mentre un con-tributo importante è dato da interventi diversi da quelli previsti dal PAEE 2007. Se si guarda la riga

27 Statistica del 2010 (Fonte: Ministero dell’Ambiente).

Tabella 2.1

Tabella 2.2

Risparmio energetico annuale atteso al 2010 ed al 2016 (Fonte: PAEE 2007)

Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 (Fonte: PAEE 2011)

Risparmio energetico annuale atteso al 2010

Risparmio energetico annuale atteso al 2016

Interventi

Interventi

[GWh/anno] [GWh/anno]

16.998Totale Settore Residenziale 56.830

Totale Settore Residenziale

8.130Totale Settore Terziario 24.700

Totale Settore Terziario

7.040Totale Settore Industria 21.537

Totale Settore Industria

3.490Totale Settore Trasporti 23.260

Totale Settore Trasporti

35.658Totale Risparmio Energetico 126.324

Totale Risparmio Energetico

Risparmio energetico annuale

atteso al 2010(PAEE 2007)

[GWh/anno]

16.998

8.130

7.040

3.490

35.658

Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 per interventi

previsti nel PAEE 2007

Risparmio energetico annuale conseguito al

2010 per interventi non previsti dal PAEE 2007

Totale Risparmioenergeticoannuale conseguito al 2010

[GWh/anno] [GWh/anno] [GWh/anno]

6.068 31.42725.359

4.389 5.042653

4.920 8.2703.350

– 2.9722.972

15.377 47.71132.334


47


relativa al settore industriale, la “sproporzione” appare evidente: degli 8,27 TWh/anno di rispar-mio energetico solo poco più del 40% è dovuto a misure previste dal PAEE 2007, mentre quasi il 60% del risultato complessivo è ottenuto tramite misure di efficientamento che non erano previste dal PAEE 2007.

Se si fa esclusivamente riferimento alle misure previste dal PAEE 2007 (TABELLA 2.3) per il set-tore industriale, si nota come solo nel caso della cogenerazione ad alto rendimento28 i risparmi conseguiti siano stati effettivamente in linea con le previsioni (+19% anzi rispetto alle attese), il che ancora una volta non fa che rafforzare la positività del giudizio sulla “nuova” Direttiva Europea che al tema del CAR dedica ampio spazio. E’ prossimo all’obiettivo l’uso di lampade efficienti e sistemi di controllo (-11%), mentre in tutti gli altri casi la percentuale di raggiungimento non supera il 10%.

Un dato – quello del mancato sviluppo delle so-luzioni previste dal PAEE 2007 – che tuttavia non deve stupire per almeno tre ragioni:•• il recepimento della già citata Direttiva

32/2006/CE sull’efficienza energetica avviene in Italia con due anni di ritardo con il D.lgs. 115/08 (“Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all’efficienza degli usi finali dell’energia e

i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE”). La Direttiva – che già come visto nella sua versione originale contiene molto poco con riferimento agli impieghi industriali – nel-la sua “versione” italiana viene ulteriormente depotenziata: (i) alla prevista creazione di un Fondo di rotazione per gli interventi di efficien-za energetica realizzati in regime di Finanzia-mento Tramite Terzi (quello in altri Paesi più dif-fuso proprio per gli interventi di efficientamento industriale) dalle ESCo per un ammontare pari a 25 mln € non si è mai dato seguito con il De-creto attuativo, sino alla definitiva abrogazio-ne avvenuta nel 2011 con il D.lgs. 28/201129; (ii) il processo di “qualificazione” per le ESCo e gli esperti in gestione dell’energia (come di-scusso nel precedente paragrafo importanti so-prattutto per vincere le “barriere culturali” all’ef-ficientamento da parte delle imprese) si è risolto con meccanismi di natura volontaria30;

•• il Fondo Rotativo “Kyoto”, di cui si parlerà an-che più avanti, istituito con la Legge Finanzia-ria Italiana del 2007 (legge 27 dicembre 2006, n. 296) e concepito per sostenere diversi in-terventi di efficientamento (ad esempio le so-stituzioni dei motori elettrici se si guarda alle applicazioni industriali) non è divenuto opera-tivo che dal Marzo 2012, quindi ben oltre l’in-tervallo di analisi considerato nella TABELLA 2.3;

28 Si rimanda al PARAGRAFO 3.2.1 per l’analisi della convenienza economica associata a questa tecnologia.29 Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.30 UNI CEI 11352 – Requisiti delle ESCO e UNI CEI 11339 – Requisiti degli EGE – Esperti in gestione dell’energia.

Tabella 2.3Risparmio energetico annuale conseguito dal settore industriale al 2010 con riferimento agli interventi previsti dal PAEE 2007 (Fonte: PAEE 2011)

Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 per interventi

previsti nel PAEE 2007

Risparmio energeticoannuale atteso al

2010 (PAEE 2007)Interventi settore industria

[GWh/anno] [GWh/anno]

617Lampade efficienti e sistemi di controlloIND-1 700

16IND-2Sostituzione motori elettrici di potenza 1-90 kW da classe EFF2 a classe EFF1

1.100

121IND-3 Installazione di inverter su motori elettrici di potenza 0.75-90 kW 2.100

2.493IND-4 Cogenerazione ad alto rendimento 2.093

103IND-5 Impiego di compressione meccanica del vapore 1.047

Totale Settore Industria 3.350 7.040



•• il meccanismo di incentivazione fiscale, ovve-ro la detrazione del 20% in vigore dal 2007 al 2010, per la sostituzione di motori e inverter (SI VEDA BOX 2.8) non ha colto le ragioni “rea-li” di adozione di questo tipo di tecnologie, non essendo da un lato sufficiente a “spingere” ad una sostituzione anticipata e dall’altro lato – come sempre purtroppo in Italia – essendo in-vece appesantito (o percepito tale) da eccessive complicazioni burocratiche.

Quello che è accaduto invece “al di fuori” del PAEE 2007 fa riferimento in maniera esclusiva alla classe di intervento rubricata come IND-6 “Refri-gerazione, inverter su compressori, sostituzione caldaie, recupero cascami termici” cui si devono

al 2010 4.920 GWh/anno di risparmio, per i quali evidentemente il Governo aveva sottostimato l’effet-to dei TEE (SI VEDA PARAGRAFO 2.3.2).

L’effetto della ricognizione effettuata nel 2010 ha portato ad una significativa revisione del Piano d’A-zione per l’Efficienza Energetica che ha visto una sua seconda release31 nel Luglio del 2011. Il “nuovo” PAEE 2011 estende e traguarda gli obiettivi di ri-sparmio energetico al 2020, mantenendo però un momento di verifica all’anno 2016.

Complessivamente, a fronte dei 47.711 GWh/anno

31 Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica 2011

Box 2.8La detrazione fiscale per motori elettrici e inverter

Contenuto nella Legge Finanziaria 2007 (commi 358 e 359), il provvedimento istituiva la possibilità di detrazio-ne d’imposta (riconosciuta sia alle persone fisiche sia agli enti e alle società di persone e di capitali) pari al 20% delle spese sostenute per l’acquisto e la sostituzione di motori elettrici ad alta efficienza, nonché per l’acquisto di inverter, comprese le spese di installazione. La Legge Finanziaria 2008 ha prorogato le detrazioni alle spese so-stenute entro il 31 Dicembre 2010. Data oltre la quale il provvedimento ha poi perso di efficacia.Più nel dettaglio si poteva godere del beneficio fiscale (non cumulabile, se non con i TEE) nel caso di acquisto di motori elettrici efficienti di potenza nominale compre-sa tra 5,5 e i 90 kW, e per l’acquisto di inverter installati su impianti di potenza nominale compresa tra i 7,5 e i 90 kW.Erano inoltre fissati un tetto massimo di spesa am-missibile (quella su cui calcolare la detrazione del 20%) ed un massimo detraibile, che è di 1.500 euro per singolo motore e inverter.Tra il 2007 ed il 2010, tuttavia, meno di 3.000 motori hanno complessivamente goduto della detrazione fisca-le, contro una base installata stimabile nell’ordine dei 5-6 milioni (la massima parte dei quali obsoleti, con livelli di efficienza bassi) e con un numero di nuove unità/sosti-tuzioni nell’ordine delle 500.000 unità/anno. Nello stesso periodo, gli inverter che hanno avuto accesso al mecca-

nismo di detrazione fiscale sono stati circa 5.400 unità, contro una base installata complessiva di oltre 250.000 unità.Il risultato migliore associato agli inverter, peraltro non certo “entusiasmante”, può essere fatto risalire alla mag-giore convenienza economica associata all’adozione di questa tecnologia rispetto ai motori elettrici (SI VEDANO

PARAGRAFI 3.1.1 e 3.1.2). In generale, comunque, le cause dello scarso appeal di questo meccanismo incentivante non devono sicura-mente essere attribuite ad una ridotta convenienza eco-nomica in assoluto. Prendendo ad esempio il caso di sostituzione di un motore elettrico ancora funzionante con un motore a più alta efficienza di classe IE2, a 4 poli, di potenza pari a 15 kW risulta che la detrazione fisca-le riduce il tempo di ritorno dell’investimento di circa il 22%, attestandosi sui 2,8 anni, valore analogo a quello riscontrato nel caso di ottenimento dei TEE (a valle delle Delibera 9/11).Ciononostante, è interessante riflettere sul fatto che, come è emerso dall’analisi dei driver che spingono le imprese ad effettuare investimenti in efficienza ener-getica, tipicamente la determinante è la sostituzione di una tecnologia giunta a fine vita, piuttosto che un’ocula-ta valutazione tecnico-economica basata sul Total Cost of Ownership.

2.3.1 Gli obiettivi di efficienza energetica nel settore industriale


49


complessivamente risparmiati nel 2010, si è fissa-to un obiettivo al 2020 pari a 184.672 GWh/anno, che diviene di 126.540 GWh/anno se ci si arresta al 2016, sostanzialmente invariato rispetto a quanto previsto dal PAEE 2007).

Focalizzando l’attenzione sul settore industria-le, rispetto agli 8.270 GWh/anno risparmiati nel 2010 nel settore industria, ci si è dati un obiettivo al 2020 pari a 28.678 GWh/anno, che diviene di 20.140 GWh/anno se ci si arresta al 2016 (93,5% di quanto previsto dal PAEE 2007). LA TABELLA 2.4 riporta il dettaglio degli obiettivi.

Oltre alla scomparsa dell’intervento inerente alla “compressione meccanica del vapore”, sostituito come evidente dagli interventi “refrigerazione, in-verter su compressori, sostituzione caldaie e recu-pero cascami termici”, si nota la sensibile riduzione dei risparmi annuali attesi al 2016, pari a -38% per le lampade efficienti e sistemi di controllo, -24% per motori elettrici ad alta efficienza32 e -95% per l’in-stallazione di inverter su motori elettrici33, mentre per la cogenerazione ad alto rendimento il target risulta invariato.

L’estensione delle misure rispetto al PAEE 2007 determina tuttavia nel 2020 un risparmio com-plessivo di quasi 2,5 Mtep, +0,7 rispetto al target

2016 e +0,6 rispetto all’obiettivo al 2016 fissato dal PAEE 2007. Il contributo di riduzione dei consumi è imputabile per oltre il 15% ad interven-ti su illuminazione, motori ed inverter su sistemi di pompaggi (IND1, IND2, IND3), per il 23% alla cogenerazione ad alto rendimento (IND4), per il restante 62% alla misura IND 5.

Le soluzioni di efficienza energetica nel settore industriale sono attualmente incentivate in Italia essenzialmente attraverso due meccanismi:•• i Titoli di Efficienza Energetica, che introduco-

no un meccanismo di mercato per rendere “li-quidi” e “monetizzabili” gli effetti di risparmio energetico resi possibili dall’adozione di deter-minate soluzioni tecnologiche;

•• la concessione di prestiti a tasso agevolato, con il cosiddetto Fondo Rotativo “Kyoto”.

Il proseguo del paragrafo dettaglierà i contenuti ed i risultati di questi, mentre non si farà qui men-zione – visto che se ne è ampiamente discusso nei Rapporti dedicati alle fonti di energia rinnovabile34- dei meccanismi di incentivazione delle soluzioni per ridurre la dipendenza dall’approvvigionamento

32 Il precedente obiettivo era riferito alla sostituzione di motori elettrici nel range di potenza 1-90 kW da classe EFF2 a EFF1.33 Il precedente obiettivo era riferito all’installazione di inverter su motori elettrici nel range di potenza 1-90 kW.34 In particolare si rimanda alle rispettive sezioni “Normativa” del Solar Energy Report, del Biomass Energy Report e del Wind Energy Report.

Tabella 2.4Obiettivi stabiliti per il settore industriale dal PAEE 2011

Risparmioenergetico

annualeatteso al 2016

Risparmioenergetico

annualeconseguito al 2010

Risparmioenergetico

annualeatteso al 2020

Interventi Settore industria:

Interventi di miglioramento dell’efficienza energetica

[GWh/anno] [GWh/anno] [GWh/anno]

1.360617Lampade efficienti e sistemi di controlloIND-1

2.60016Installazione di motori elettrici a più alta efficienza

IND-2

300121Installazione di inverter su motori elettriciIND-3

6.2802.493Cogenerazione ad alto rendimentoIND-4

9.6005.023Refrigerazione, inverter su compressori, sostituzione caldaie, recupero cascami termici

IND-5

Totale Settore Industria 20.1408.270 28.678

2.3.2 I sistemi di incentivazione dell’efficienza energetica nel settore industriale



dell’energia elettrica, dei combustibili o dell’energia-termica. Allo stesso modo il BOX 2.9, senza alcuna pretesa di completezza, riporta alcuni esempi di si-stemi di incentivazione e supporto a livello locale.

I Titoli di Efficienza Energetica

I Titoli di Efficienza Energetica (TEE), detti anche Certificati Bianchi, sono i titoli che attestano il ri-sparmio di energia e sono rilasciati in misura pari all’energia primaria risparmiata, ossia un TEE per ogni tep risparmiato.

Il meccanismo di funzionamento dei TEE è stato ampiamente dettagliato nella precedente edizione (cui si rimanda) del Rapporto35, e tuttavia appare utile riprenderne i principali capisaldi, soprattutto alla luce delle modifiche introdotte dalla Delibe-ra AEEG EEN 9/11 del 27 ottobre 2011 (“Aggior-namento, mediante sostituzione dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 18 Settembre 2003, n. 103/03 e successive modi-fiche ed integrazioni, in materia di Linee guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti di cui all’articolo 5, comma 1, dei Decreti Ministeriali

35 Cfr. Energy Efficiency Report 2011 CAPITOLO 2.36 Modalità semplificata attraverso la quale la Commissione Europea autorizza l’istituzione da parte degli Stati membri di alcuni tipi di regime di aiuto per le imprese. Tale facilitazione si basa sul presupposto che gli aiuti di Stato, se inferiori ad una certa soglia (200.000 € in 3 anni) non violano la concorrenza tra imprese.

Box 2.9Esempi di bandi locali di supporto all’efficienza energetica nell’industria

Si riportano in questo box alcuni dei più “noti” bandi lo-cali attualmente attivi ed aventi per oggetto investimenti nell’ambito dell’efficienza energetica nell’industria.La Giunta Regionale della Liguria, con la Deliberazio-ne n°1012 del 03/08/2012 ha approvato la riapertura del bando “Agevolazioni a favore delle imprese dei distretti industriali, delle filiere produttive, delle reti e delle aggre-gazioni d’impresa per interventi mirati al risparmio ed efficienza energetica e all’utilizzo di energia rinnovabile”.Il fondo destinato all’attuazione del bando ha una do-tazione finanziaria pari a 2.121.300 € e si propone di supportare i soggetti sopra definiti negli investimenti per il risparmio energetico, l’incremento dell’efficienza energetica, l’utilizzo di fonti di energia rinnovabili al fine di ridurre le emissioni in atmosfera ed all’incremento di produzione energetica da fonti rinnovabili. E’ concessa un’ agevolazione nella misura massima dell’80% del co-sto ammissibile sino alla concorrenza di € 200.000 €, così ripartiti: (i) un contributo a fondo perduto nella misura del 50% dell’agevolazione concessa; (ii) un finanziamen-to a tasso agevolato dello 0,50% nella misura del 50% dell’agevolazione concessa. La durata del finanziamento è fissata in otto o in cinque anni a seconda del tipo di investimento effettuato.La Regione Marche ha emesso il 20/07/2012 un bando, nell’ambito dell’Asse 3 del POR FESR 2007/2013, per favo-rire la realizzazione di investimenti finalizzati al risparmio energetico ed all’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili in contesti produttivi ed alla conseguente riduzione delle

emissioni in atmosfera di gas ad effetto serra. Le risorse finanziarie ammontano ad 1.087.108 € ed è prevista la concessione per la realizzazione degli inter-venti di un contributo pubblico in conto capitale fino al 40% del costo dell’investimento ammissibile.La Regione Umbria ha pubblicato il 22/02/2012 sul BUR un bando per la presentazione delle domande di contributo per interventi di cui al PER FESR 2007-2013 Regione Umbria. Asse III – Attività b3 Sostegno agli in-vestimenti volti all’efficienza energetica ed alla diffusione della produzione di energia da rinnovabili.In particolare, si vogliono sostenere gli investimenti del-le imprese (grandi, medie e piccole extra-agricole) per l’efficienza energetica, finalizzati a migliorare la tutela ambientale e realizzati anche in integrazione con inve-stimenti (non agevolabili) per la produzione di energia da fonte rinnovabile. Le risorse per il finanziamento am-montano complessivamente a 4 mln €, di cui 2 verranno utilizzati per il finanziamento degli interventi proposti da imprese che si impegnino a realizzare o dimostrino il possesso di impianto di produzione di energia elettrica mediante sistema fotovoltaico, e 2 mln € per il finanzia-mento degli interventi non ricompresi tra gli interventi sopra menzionati. Gli interventi incentivabili fanno ri-ferimento alla riduzione dei consumi termici o elettrici, o ad interventi sul ciclo produttivo. L’incentivo è pari al 20%, 30% e al 40% rispettivamente per le grandi, medie e piccole imprese, con la possibilità di scegliere tra regime in esenzione o in “de minimis”36.


51


20 Luglio 2004 e s.m.i. e per la definizione dei criteri e delle modalità per il rilascio dei titoli di efficienza energetica”), volte ad incrementarne l’efficacia.

La citata Delibera, che è entrata in vigore il 1 Novembre 2011, introduce tre importanti modi-fiche, che come si vedrà meglio nel proseguo del paragrafo, hanno un impatto soprattutto per le ap-plicazioni in ambito industriale:•• viene ridotta la soglia minima per la presen-

tazione dei progetti ed innalzato a 180 giorni il tempo massimo entro cui presentare un progetto che ha raggiunto la dimensione minima;

•• viene introdotto un coefficiente di durabilità “τ”, che tiene conto della vita tecnica attesa degli interventi, aumentando i certificati bianchi rila-sciati nel corso della vita utile (cinque anni tipi-camente) rispetto al passato;

•• viene introdotto un registro contenente le ti-pologie di interventi realizzati e la eventuale certificazione UNI-CEI 11352 posseduta dalle società di servizi energetici che hanno ottenu-to il rilascio di TEE.

Riguardo al primo punto, com’ è noto, ai fini del-la valutazione dei risparmi conseguibili attraverso le cinque tipologia di intervento e dei conseguenti TEE ammissibili, si distinguono tre diversi metodi con cui rendicontare gli interventi, ciascuno con-traddistinto da una soglia minima richiesta di di-mensione dei progetti:•• metodi di valutazione standardizzata, che si ap-

plicano ai progetti anche di più piccole dimen-sioni (con un risparmio netto integrale minimo di 20 tep37, contro i 25 previsti in precedenza) e chesi caratterizzano dal fatto di quantificare il risparmio specifico lordo annuo dell’intervento senza procedere a misurazioni dirette ma trami-te l’utilizzo di schede standardizzate predisposte dall’AEEG, in collaborazione con l’ENEA38;

•• metodi di valutazione analitica, che consentono di quantificare il risparmio lordo conseguibile at-traverso una tipologia di intervento sulla base di un algoritmo di valutazione predefinito e della misura diretta di alcuni parametri di funziona-mento del sistema dopo che è stato realizzato l’intervento. Per essere ammessi a questo tipo di valutazione, i progetti di risparmio energetico nei primi dodici mesi di misurazione dei para-

metri devono comportare un risparmio netto integrale non inferiore a 40 tep (prima 50, o 100 tep nel caso di progetti proposti da grandi distri-butori, ovvero con più di 50.000 clienti finali);

•• metodi di valutazione a consuntivo, che per-mettono di quantificare il risparmio conseguibi-le, attraverso uno o più interventi, in conformità ad un programma di misura proposto dal sog-getto titolare del progetto, unitamente ad una descrizione del progetto medesimo approvato dal soggetto responsabile delle attività di verifica e di certificazione dei risparmi. Per essere am-messi a questo tipo di valutazione, i progetti a consuntivo devono aver generato nel corso dei primi dodici mesi della misura un risparmio netto integrale non inferiore a 60 tep (prima 100, o 200 tep per i grandi distributori).

A solo titolo di esempio, per comprendere la portata della riduzione delle soglie è possibile considerare i seguenti due casi: (i) una azienda di piccole dimensio-ni che voglia installare degli inverter sui propri motori elettrici che azionano sistemi di pompaggio avvalen-dosi della scheda standardizzata 9T (SI VEDA BOX 2.10), la quale vede ridursi la “soglia minima”, in termini di potenza installata di motori elettrici (e quindi del ri-sparmio ad essi associato grazie all’adozione di inver-ter) necessaria per poter presentare un progetto stan-dardizzato, ed (ii) un’impresa che sia obbligata ad avere un Energy Manager (SEM), ossia con un con-sumo di almeno 10.000 tep, e che può a seguito della citata Delibera AEEG EEN 9/11 presentare progetti a consuntivo per un risparmio annuo di almeno lo 0,6%, valore quasi dimezzato rispetto a quello pre-cedentemente richiesto (pari all’1%).

La decisione da parte dell’autorità di ridurre la soglia minima richiesta per l’accesso al meccanismo dei TEE gioca quindi, da un lato, a vantaggio della realizzazio-ne di interventi anche di minore dimensione, e, dal’al-tro lato, favorisce le aziende dotate di Energy Manager, che si stanno affacciando, seppur in numero ancora ridotto, al meccanismo (22 al 31 Maggio 2012).

L’introduzione del coefficiente di durabilità τ, che permette di tenere conto della vita tecnica attesa degli interventi, aumentando i certificati bianchi rilascia-ti nel corso della vita utile (usualmente cinque anni)è però dagli operatori considerata la principale novità

37 Come per le altre soglie minime per l’accesso al meccanismo tramite i diversi metodi di valutazione, questo valore è al lordo del cosiddetto “coefficiente di durabilità” τ, che riduce la soglia minima di un fattore moltiplicativo 1/τ.38 Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile.



introdotta dalla Delibera EEN 9/11. Il coefficiente “corregge” l’approccio originario technology neutral40

dei TEE.In precedenza, infatti, il meccanismo conta-bilizzava ed incentivava i risparmi energetici per un numero di anni convenzionale (tipicamente 5 anni) nella maggior parte dei casi inferiore alla vita effettiva delle tecnologie installate, penalizzando di fatto gli in-

terventi che generavano risparmi energetici per un numero di anni superiore a quello convenzionale.

Il concetto di “Risparmio Netto Integrale” (RNI) introdotto dalla Delibera fa invece riferimento al ri-sparmio che si stima venga conseguito nell’arco della intera vita tecnica41 di un intervento (SI VEDA BOX 2.11).

39 Il termine prevalenza fa riferimento al dislivello massimo di sollevamento che una pompa è in grado di far superare ad un fluido. 40 Si intende un incentivo basato sull’effettivo risparmio conseguito, indipendentemente dalla tecnologia utilizzata per conseguirlo.41 Fa riferimento al numero di anni successivi alla realizzazione dell’intervento durante i quali si assume che gli apparecchi o dispositivi installati funzionino e inducano effetti misurabili sui consumi di energia.

Box 2.10

Box 2.11

Esempio di intervento di risparmio energetico valutabile con il metodo standardizzato

Il calcolo del Risparmio Netto Integrale ed il coefficiente di durabilità

La scheda standardizzata n. 9T fa riferimento alla “In-stallazione di sistemi elettronici di regolazione di fre-quenza (inverter) in motori elettrici operanti su siste-mi di pompaggio con potenza inferiore a 22 kW”. La scheda permette di calcolare il risparmio derivante dall’adozione di inverter su pompe in funzione della tipologia di attività e della prevalenza statistica della pompa (SI VEDA TABELLA 2.5). Il risparmio complessi-vo (“risparmio netto integrale”) è dato da τ*a*RSL*NUFR dove il coefficiente di durabilità τ è fissato pari a 2,65 , il coefficiente di durabilità a è fissato pari a 1, il Rispar-mio Specifico Lordo è visibile in TABELLA 2.5, che fa riferimento ad una Unità Singola di Riferimento (nella fattispecie, pari ad 1 kW di potenza elettrica nominale installata, riferita alle pompe alle quali si applicano in-

Il “Risparmio Netto Integrale” (RNI) è costituito dalla somma del risparmio netto conseguito nel corso della vita utile (“risparmio netto contestuale” - RNc) e il ri-

verter. I TEE riconosciuti all’intervento sono di tipo I.Si consideri ad esempio il caso di un’azienda che intenda applicare degli inverter sul suo parco motori (pari a 60 kW) che azionano sistemi di pompaggio. Considerando il caso di funzionamento per i dispositivi su 2 turni di lavoro ed una prevalenza statistica del 20%, l’azienda rag-giunge esattamente la soglia minima di 20 tep necessaria per poter realizzare un progetto standardizzato.τ x a x RSL x NUFR= 2,65 x 1 x 127,28 x 10-3 x 60 = 20 tep

A parità di condizioni di funzionamento, l’impresa non avrebbe potuto realizzare il progetto con le soglie previste in precedenza dalla normativa, a meno di disporre di una capacità installata di motori elettrici su cui applicare gli inverter pari a 74 kW (+23% rispetto al caso precedente).

sparmio netto conseguito dal termine della vita utile al termine della vita tecnica dell’intervento stesso (“rispar-mio netto anticipato” – RNa).

Tabella 2.5Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola unità fisica di riferimento

Prevalenza statistica39 (% della prevalenza nominale): RSL [10-3 tep/anno/kW]

Industriale 1 turno di lavoro 83,16 63,64 44,12 24,61

Tipologia di attività 0 20 40 60

Industriale 2 turni di lavoro 166,3 127,28 88,25 49,22

Industriale 3 turni di lavoro 319,3 244,38 169,44 94,5

Industriale stagionale 89,8 68,73 47,65 26,58


53


42 Unità Fisica di Riferimento (UFR): prodotto,apparecchio, componente di impianto o grandezza fisica definita ai fini della valutazione del risparmio indicata nelle schede tecniche di valutazione standardizzata.43 Risparmio Specifico Lordo (RSL): risparmio specifico lordo annuo conseguibile dall’applicazione di una UFR, definito in base ad alcuni parametri di riferi-mento (Es: ore annue di funzionamento, potenza di targa,…).44 Il coefficiente di addizionalità, come dettagliato nel seguito della trattazione, fa riferimento al risparmio (“addizionale”) effettivamente conseguibile rispet-to alla situazione media di mercato.45 Fonte: Delibera EEN 9/11, TABELLA A.

Il rapporto fra RNI e RNc è denominato “coefficiente di durabilità” (τ):

dove:T è la vita tecnica espressa in anni;U è la vita utile espressa in anni; δ è il tasso di decadimento annuo dei risparmi pari a: • 0% per valori di i compresi tra 0 e U-1 • 2% per valori di i compresi tra U e T-1.

A seconda del metodo di valutazione del progetto: • per i progetti standardizzati, la quota di risparmio

netto integrale riconosciuta è calcolata come prodot-to del numero di UFR42 oggetto dell’intervento, del RSL43, del coefficiente di addizionalità44 e del coeffi-ciente di durabilità;

• per i progetti analitici, la quota di risparmio netto

integrale riconosciuta è calcolata moltiplicando il risparmio lordo (calcolato in base all’algoritmo indi-cato all’interno delle diverse schede tecniche) per il coefficiente di addizionalità ed il coefficiente di du-rabilità;

• per i progetti a consuntivo, si applicano i coefficienti della classe cui appartiene la soluzione tecnologica considerata (SI VEDA TABELLA 2.6): ad esempio, il coeffi-ciente è pari a 2,65 per la categoria “IND-E” (Processi industriali: sistemi di azionamento efficienti, auto-mazione e interventi di rifasamento,) e pari a 3,36 per la categoria “IND-GEN” (Processi industriali: generazione di energia elettrica da recuperi o da fon-ti rinnovabili o cogenerazione). Tuttavia, è possibile proporre valori alternativi a quelli indicati, purché ben documentati e valutati sulla base di un criterio prudenziale.

Tabella 2.6Valori del coefficiente di durabilità attribuiti alle diverse categorie di interventi in ambito industriale valutati con il metodo a consuntivo45

Esempi di interventoCoefficiente di durabilità

(tau)Categoria

IND-T) Processi industriali: generazione o recupero di calore per raffreddamento,

essiccazione, cottura, fusione, etc.

IND-GEN) Processi industriali: generazione di

energia elettrica da recuperi o da fonti rinnovabili o

cogenerazione

IND-E) Processi industriali: sistemi di azionamento

efficienti (motori, inverter, ecc.), automazione e

interventi di rifasamento

3,36

3,36

2,65

• recupero energetico nei sistemi di rigassificazione del GNL • dispositivi per la combustione delle fonti energetiche non rinnovabili - In-

terventi per la sostituzione di dispositivi esistenti con altri a più elevata efficienza

• essiccazione con dispositivi a microonde e radiofrequenza • fusioni e cotture con forni a conduzione e irraggiamento • dispositivi per la riqualificazione termodinamica del vapore acqueo at-

traverso compressione meccanica • utilizzo di calore di recupero • impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione di calore

• rifasamento presso l’utenza finale • installazione di sistemi elettronici di regolazione in frequenza • installazione motori e meccanismi di trasmissione della forza motrice a

più alta efficienza • misure di efficientamento energetico nel settore della distribuzione

idrica • applicazione di sistemi informatici hardware e software per

l’automazione industriale • uso delle tecnologie delle comunicazioni ai fini del risparmio energetico

• utilizzo di calore di recupero per la generazione di energia elettrica • generazione di energia elettrica dalla decompressione del gas naturale



Per quantificare la portata del coefficiente di durabi-lità, il cui impatto è ovviamente variabile in funzione sia del tipo di intervento che della modalità di valu-tazione adottata, consideriamo un caso pratico, che consiste nella sostituzione di un motore elettrico an-cora funzionante con un motore a più alta efficienza di classe IE2, a 4 poli, di potenza pari a 15 kW46. In coerenza con le ipotesi utilizzate per il calcolo del-la convenienza economica di questa operazione (si veda a tal proposito la sezione Metodologia, nelle pagine finali del Rapporto), si ha che l’impatto del coefficiente di durabilità è pari al 16% di riduzio-ne del Tempo di Pay-Back dell’investimento, come mostrato nella TABELLA 2.7.

La bontà del provvedimento è dimostrata in primo lugo dalla soddisfazione mostrata da parte degli operatori, che si è tradotta, in alcuni casi, nella scel-ta di riprendere dei progetti “riposti nel cassetto” proprio in virtù del miglioramento della redditività dei progetti stessi. In secondo luogo, è stato recente-mente pubblicato da parte dell’Autorità per l’Ener-gia Elettrica ed il Gas il Secondo Rapporto statistico

intermedio relativo all’anno d’obbligo 2011, il quale evidenza che i risparmi ottenuti attraverso il mecca-nismo dei TEE sono in forte crescita (si è assistito infatti ad un raddoppio del risparmio energetico mensile mediamente conseguito), soprattutto a li-vello industriale, grazie all’aumento fortissimo dei progetti a consuntivo presentati.

Dall’analisi del Rapporto si evince che le novità in-trodotte dalla Delibera EEN 9/11 hanno promosso la realizzazione di progetti più strutturali ed a più lunga ‘vita utile’, capaci di produrre risparmi ener-getici complessivi più elevati per i consumatori e per l’intero sistema-paese.

L’ultimo aspetto interessante introdotto dalla Deli-bera EEN 9/11 riguarda la segnalazione per le so-cietà di servizi accreditate e presenti nell’elenco dei soggetti che hanno ottenuto TEE dell’eventuale certificazione secondo la norma UNI CEI 11352. L’iniziativa va nella direzione di promuovere una maggiore informazione a tutela dei clienti finali. In-fatti, la presenza della certificazione, seppur con tutte

46 Il risparmio ottenibile a seguito dell’intervento è inferiore alla soglia minima per la richiesta dei TEE, tuttavia si è scelto di adottare le stesse ipotesi del calcolo della convenienza economica, al fine di rendere confrontabili le analisi.

IND-FF) Processi industriali: interventi

diversi dai precedenti, per l’ottimizzazione energetica dei processi produttivi e dei layout d’impianto finalizzati a conseguire una riduzione

oggettiva e duratura dei fabbisogni di energia finale

a parità di quantità e qualità della produzione

3,36

• integrazione di più fasi della linea produttiva, al fine di limitare le neces-sità di raffreddamento e riscaldamento dei prodotti

• ridisposizione degli impianti al fine di ridurre le perdite di energia con-nesse con il trasporto dei fluidi

• coibentazioni atte a ridurre i fabbisogni di riscaldamento e raffredda-mento

Tabella 2.7Impatto del coefficiente di durabilità sul Tempo di Pay-Back nel caso di motore elettrico ad alta efficienza

TEE/anno ottenuti senza considerare

il coefficiente di durabilità

TEE/anno ottenuti considerando il coefficiente di

durabilità

PBT attualizzato senza considerare

il coefficiente di durabilità

[anni]

PBT attualizzato considerando il coefficiente di

durabilità [anni]

0,4 1,07 3,2 2,7

Motore a più alta efficienza di classe

IE2, a 4 poli, di potenza pari a 15 kW


55


le limitazioni discusse nel PARAGRAFO 2.2, dovrebbe rappresentare una “garanzia” per il cliente finale.

Ad oggi, tuttavia, passato un anno dall’entrata in vi-gore della Delibera, non risulta che l’Autorità abbia integrato l’elenco delle ESCo che hanno ottenuto la certificazione dei risparmi energetici conseguiti con questa informazione. Ciò sembra essere dovuto probabilmente allo “scetticismo” che l’Autorità nutre nei confronti dell’attuale procedura di certificazione, basata su aspetti formali piuttosto che sostanziali, da cui si può far dipendere sia la mancata segnalazio-ne delle ESCo certificate secondo la UNI CEI 11352 che, non meno importante, l’assenza di meccanismi di premialità per questi soggetti all’interno del mec-canismo dei Titoli di Efficienza Energetica.

Le modifiche introdotte, quindi, vanno nella di-rezione “giusta” di incrementare il ricorso da par-

te degli attori industriali al meccanismo dei TEE per finanziare i propri progetti di efficientamento energetico.

Gli interventi realizzati nel settore industriale dall’i-nizio del meccanismo al dicembre 2011 sono stati pari al 21% del totale, rilevanza quasi quadrupli-cata rispetto al 6% registrato al 2008.

A crescere in maniera significativa sono poi nello specifico i progetti “a consuntivo” – per il 90% af-ferenti al mercato industriale – e che hanno visto il trend riportato in tabella, con crescite per gli interventi T-IND, GEN-IND e E-IND pari com-plessivamente al 15% nell’ultimo triennio, ma con un’interessante dinamica che vede gli in-terventi di tipologia T-IND, ossia di riduzione dei fabbisogni termici, prendere il sopravvento nel 2011.

Tabella 2.8Ripartizione dei progetti a consuntivo realizzati dall’inizio del meccanismo, suddivisi per tipologia d’intervento (Fonte: AEEG)

Sigla della tipologia

Quota % al 31 Mag

2009

Quota % al 31 Mag

2010

Quota % al 31 Mag

2011

Quota % al 31 Dic

2011Descrizione della tipologia di interventi

6% 19% 42% 45%T – INDInterventi di riduzione dei fabbisogni termici nel

settore industriale (es. efficientamento delle centrali termiche, recupero di cascami termici)

60% 47% 32% 28%GEN – INDInstallazione di impianti di cogenerazione per la

fornitura di calore nell’ambito di processi industriali

13% 18% 16% 18%E – IND

Interventi sugli usi elettrici nel settore industriale (es. efficientamento di sistemi per

la refrigerazione, applicazione di inverter a compressori, ventilatori, ecc.)

9% 8% 5% 5%T – CIV

Riduzione dei fabbisogni termici nel settore civile (sostituzione di caldaie e scaldabagno con modelli ad alto rendimento, interventi

sull’involucro edilizio, ecc.)

3% 3% 2% 2%E – CIVInterventi sugli usi elettrici nel settore civile

(sostituzione di lampadine ed elettrodomestici con modelli a basso consumo, ecc.)

5% 3% 2% 1%GEN - CIV

Interventi su sistemi di produzione e distribuzione di energia in ambito civile (panneli fotovoltaici, impianti di cogenerazione, sistemi di

teleriscaldamento, etc.)

4% 2% 1% 1%IP

Miglioramento dell’efficienza nell’illuminazione pubblica (lampade ad alta efficienza,

sistemi di regolazione automatica dei livelli di illuminazione, ecc.)



Gli operatori industriali italiani intervistati47– che nel 50% dei casi considerano i TEE un mecca-nismo di incentivazione interessante di cui tenere conto in sede di business planning per la valutazione dei progetti di efficienza energetica – ritengono tut-tavia che vi sia ancora della strada da fare per ren-dere il meccanismo dei TEE efficace per la totalità degli interventi di efficientamento industriali.

Innanzitutto andrebbero chiariti gli obiettivi per gli anni successivi al 2012. Sin dal 2008 è emerso infatti il rischio di mancato rispetto degli obiettivi di risparmio vincolanti imposti ai soggetti obbligati a seguito di scarsità di offerta. Per il sesto anno di funzionamento del meccanismo (1° Giugno 2010 – 31 Maggio 2011) la copertura dell’obiettivo è stata pari al 62,3%, a cui va aggiunta la compensa-zionedi 39 delle 41 inadempienze rispetto all’obiet-tivo fissato per l’anno precedente48. Gli incrementi cospicui degli obiettivi imposti ai soggetti obbligati dal DM 21 Dicembre 2007 si sono rivelati quindi superiori alla effettiva capacità dei soggetti afferenti al meccanismo di conseguire i risparmi energetici. In assenza di chiarezza sugli obiettivi, c’è estrema incertezza sul valore economico che i TEE po-tranno assumere a partire dal 2013.

Appare ragionevole ipotizzare, anche in virtù del confronto con i soggetti preposti, che la definizione dei nuovi obiettivi arriverà a stretto giro: da un lato, la bozza della nuova Strategia Energetica Nazionale al-lude al rilancio del meccanismo dei TEE, pur non in-

dicando molti dettagli in merito; dall’altro lato, il Mi-nistero dello Sviluppo Economico ha precisato che il provvedimento si trova in fase avanzata di istruttoria e che il ritardo non è dovuto alla scarsa attenzione da parte del Governo, quanto piuttosto alla necessità di coordinamento del meccanismo con altri sistemi di incentivazione dell’efficienza energetica che hanno visto la luce recentemente o che la vedranno presu-mibilemente a breve (detrazioni fiscali e Conto Ener-gia Termico in primis).

Vi è poi incertezza sul sistema di governance del meccanismo. Il D.Lgs n. 28/1149 ha introdotto dispo-sizioni di modifica di parti importanti del modello di gestione del meccanismo (da demandare a futuri decreti attuativi), come ad esempio il passaggio al GSE dell’attività di gestione connessa con la cer-tificazione dei risparmi energetici conseguiti dai progetti, e la definizione di nuovi criteri generali per l’aggiornamento del contributo tariffario per il con-seguimento degli obblighi da parte dei distributori.

Vi è infine un punto specifico che sta molto a cuore agli operatori che riguarda l’auspicata mo-difica del concetto di addizionalità (SI VEDA BOX 2.12), attualmente applicato con maggior “peso” nei progetti a consuntivo. E’ evidente come una maggiore vicinanza del calcolo al “reale” rispar-mio energetico conseguito possa fare da “volano” soprattutto per gli interventi dal punto di vista energetico più necesssari¸ proprio perché riferiti a impianti obsoleti anche se tuttora funzionanti.

47 Si veda a tal proposito il CAPITOLO 5.48 A tal proposito, giova ricordare che è prevista per i soggetti obbligati la possibilità di compensare nell’anno successivo l’eventuale inadempienza registra-ta in un determinato anno senza incorrere in sanzioni, purchè tale inadempienza sia non superiore al 40% dell’obiettivo di propria competenza.49 Attuazionedelladirettiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.

Box 2.12Il concetto di addizionalità nei progetti a consuntivo

Il concetto di addizionalità, soprattutto in ambito indu-striale dove la predominanza di progetti valutati a con-suntivo richiede particolare attenzione all’osservanza di questo principio, richiama l’essenza stessa del meccani-smo dei TEE, che mira a premiare il “reale” migliora-mento dell’efficienza energetica negli usi finali, al netto cioè di interventi che si stima si sarebbero comunque re-alizzati per effetto dell’evoluzione tecnologica, normativa e di mercato. Nel caso di progetti valutati a consuntivo è necessario

quindi effettuare opportune valutazioni caso per caso. In particolare, il proponente, al fine di stabilire i risparmi energetici realmente addizionali (su cui si baserà il nu-mero di TEE ottenuti dall’intervento) deve identificare la tecnologia che risulta la pratica corrente nel settore (“media di mercato”), da identificarsi sulla base di varie fonti come indagini di mercato, letteratura tecnica o ri-ferimenti normativi. Questa sarà confrontata con la co-siddetta “baseline”, che indica la situazione impiantistico-gestionale pre-intervento.


57


Il Fondo Rotativo “Kyoto”

Il Fondo Rotativo istituito con la Legge Finanzia-ria Italiana del 2007 (Legge 27 Dicembre 2006, n. 296), noto come “Fondo Rotativo Kyoto”, mette a disposizione risorse pubbliche per la concessione di credito agevolato a sostegno di investimenti che

contribuiscono alla riduzione delle emissioni e, di conseguenza, al rispetto degli obblighi imposti dal Protocollo di Kyoto. Il Fondo è stato reso opera-tivo dall’emanazione di una Circolare applicativa del 16 Febbraio 201250del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, che ha permes-so l’avvio del primo ciclo il 16 Marzo 2012, ben 5

50 Circolare attuativa, ex articolo 2, comma 1, lettera s), del Decreto del 25 novembre 2008 “Disciplina delle modalità di erogazione dei finanziamenti a tasso agevolato ai sensi dell’articolo 1, comma 1110-1115, della Legge 27 dicembre 2006, n. 296 – Fondo Rotativo per il finanziamento delle misure finalizzate all’attuazione del Protocollo di Kyoto”.

LA FIGURA 2.4 riassume la relazione tra i concetti di ba-seline ed addizionalità:•• se la baseline corrisponde alla media di mercato, l’ad-

dizionalità è pari a 1 (o 100%);•• se la baseline è inferiore alla media di mercato, l’addi-

zionalità è <1.Da quanto descritto si evince che la corretta definizio-ne dell’addizionalità per i progetti valutati a consuntivo rappresenta un elemento di criticità per l’ottenimento dei TEE, dal momento che necessita di competenze e risorse per condurre le necessarie indagini di mercato e review della letteratura scientifica.Inoltre, questo principio è oggetto di critica da parte di chi ritiene che in questo modo non si incentivano gli interventi (riferiti ad esempio alla sostituzione di mac-chinari particolarmente obsoleti, come nel caso 1 visto

in figura) a maggior potenziale di risparmio energetico, ma anche perché ha introdotto un elemento di critici-tà nella valutazione stessa dei benefici conseguibili, so-prattutto per quei soggetti non in possesso di un idoneo background tecnico.Al fine di facilitare la presentazione di proposte di pro-getto e di programma di misura (PPPM) a consuntivo nell’ambito della Convenzione stipulata nel Maggio del 2009 (Deliberazione 26 Maggio 2009), l’Autorità ha af-fidato all’ENEA il compito di definire le linee guida per l’elaborazione di queste proposte per specifiche macro-tipologie di progetto. Ad oggi tuttavia tali linee guida, anche per la oggettiva complessità della materia, non risulta siano state emanate tanto che l’Autorità, dal canto suo, sta valutando l’opportunità di occuparsene in prima persona.

Figura 2.4Relazione fra i concetti di addizionalità e baseline (Fonte: ENEA)

ηpost impianto nuovo

Effic

ienz

a en

erge

tica

η vecchio impianto, caso 3

η vecchio impianto, caso 1

η vecchio impianto, caso 2 η Baseline



anni dopo la sua istituzione.

Gli interventi finanziabili sono raggruppati in 7 “misure”51, di cui solo 3 (riportate di seguito) rife-ribili all’efficienza energetica:•• misura “microcogenerazione diffusa” per il fi-

nanziamento di impianti di generazione com-binata di energia elettrica e/o termica e/o mec-canica fino a 50 kW e che utilizzano quali fonti energetiche gas naturale, Biomassa Vegetale Solida, biocombustibili liquidi di origine vegetale, Biogas, o in co‐combustione gas naturale‐biomassa;

•• misura “motori elettrici” per il finanziamento della sostituzione di motori con potenza nomi-nale superiore a 90 kW con apparecchiature ad alta efficienza;

•• misura “usi finali” per il finanziamentodi in-terventi di risparmio energetico e incremento dell’efficienza negli usi finali dell’energia, sull’in-volucro degli edifici esistenti, sulla climatizzazio-ne e teleriscaldamento o da impiego di geotermia, per gli impianti di cogenerazione fino a 5 MW.

La dotazione del Fondo, pari complessivamente a 600 mln € ripartiti in tre cicli di programma-zione annuale, va a finanziare al massimo il 70% dell’investimento per i privati52 ed il 90% per gli enti pubblici. I soggetti che possono beneficiare dei finanziamenti agevolati (di durata non inferiore a tre anni e non superiore a sei anni per i sogget-ti privati, e non superiore ai 15 anni per i soggetti pubblici) previsti dal Fondo Rotativo sono le im-prese di tutti i settori, comprese le ESCo, persone fisiche, persone giuridiche private comprese fon-dazioni e associazioni, soggetti pubblici e condo-mini comprendenti almeno 10 unità abitative. Tali soggetti, attraverso il circuito bancario, potranno ottenere finanziamenti agevolati che assumono la forma di prestiti di scopo, da restituirsi a rate se-

mestrali, costanti e posticipate, con l’applicazione di un tasso fisso dello 0,5%.

LA TABELLA 2.9 mostra la ripartizione delle risorse stanziate per il primo Ciclo di Programmazione con riferimento alle 3 misure evidenziate sopra, per un totale di 170 mln €. La prima tranche di fi-nanziamenti, il cui processo di richiesta si è chiu-so il 14 Luglio 2012, ha visto arrivare in sole due ore dall’apertura il 16 Marzo 2012 della la piatta-forma on line oltre 7.000 accessi, 605 domande e 60 mln € complessivamente richiesti.

L’interesse complessivo si è però concentrato sulle rinnovabili (in primis fotovoltaico), mentre le do-mande per l’efficienza energetica hanno riscon-trato scarso successo, registrando valori presso-ché nulli con riferimento ai “motori elettrici” e la “micro cogenerazione diffusa”.

Il nuovo ciclo di finanziamenti agevolati avrà una dotazione di 470 mln € ed è prevista per i prossimi mesi, probabilmente entro l’anno corrente, l’emana-zione di una nuova circolare ministeriale che do-vrebbe prevedere, stando ai “rumors” provenienti dai soggetti preposti, la definizione di correttivi in termini di misure e soggetti che possono acce-dere all’incentivazione, anche in virtù delle novità introdotte dal Decreto Sviluppo, come nuovi vincoli a favore delle imprese che assumono nel campo del-la green economy, escludendo invece dalla lista dei potenziali beneficiari gli enti pubblici ed il retail.

Inoltre appare plausibile prevedere un aumento delle risorse disponibili – si parla di 250 mln € l’anno, rifinanziando il Fondo con i proventi de-rivanti dalle aste dei permessi della CO2 – e di un allungamento dell’orizzonte di validità del Fondo – fino al 2020.

51 “Misura microcogenerazione diffusa”, “Misura rinnovabili”, “Misura motori elettrici”, “Misura usi finali”, “Misura protossido di azoto”, “Misura ricerca”, “Misura gestione forestale sostenibile”52 l’intensità del beneficio per le imprese non può superare la quota di aiuto di Stato c.d. “de minimis”, di cui al Regolamento (CE) n. 1998/2006

Tabella 2.9Risorse stanziate per il primo Ciclo di Programmazione del Fondo Rotativo Kyoto, con riferimento alle misure riferibili

all’efficienza energetica

Misura Microcogenerazione diffusa Motori elettrici Usi finali

25.000.000 15.000.000 130.000.000Risorse stanziate [€]


59


Negli ultimi giorni di Agosto 2012 ha iniziato a circo-lare per la consultazione pubblica una bozza di docu-mento concernente la “Strategia Energetica Nazio-nale, per un’energia più competitiva e sostenibile”.Atteso in realtà ormai da tempo, anche per armoniz-

zare una serie di interventi che avevano dato talora l’impressione di sottendere visioni contrastanti del fu-turo energetico del nostro Paese, il documento – che va analizzato con tutte le cautele del caso trattando-si di un testo ancora in gestazione e precisando che si fa qui riferimento alla “bozza” (SI VEDA BOX 2.13) a disposizione al 17 Ottobre 2012 - merita tuttavia qualche commento anche in questo Rapporto.

2.3.3 La “Strategia Energetica Nazionale”

Box 2.13La Strategia Energetica Nazionale in sintesi

Le azioni proposte nella Strategia Energetica Nazionale – che guarda al 2020 come principale orizzonte di rife-rimento – puntano a far sì che l’energia non rappresenti più per l’Italia un fattore strutturale di svantaggio compe-titivo, attraverso il raggiungimento di 4 macro-obiettivi: (i) la competitività nei settori a più elevata incidenza di consumi elettrici e di gas, al fine di ridurre il differenziale di costo dell’energia che oggi esiste fra i consumatori fi-nali e le imprese. Questo obiettivo, oltre a permettere una migliore distribuzione della ricchezza, consentirebbe un graduale allineamento ai costi e prezzi dell’energia euro-pei; (ii) il rispetto verso l’ambiente, non, tuttavia, a di-scapito della qualità del servizio di fornitura dell’energia, con lo scopo preservare le risorse attualmente utilizzate per raggiungere e superare gli obiettivi ambientali definiti nel Pacchetto 20-20-20; (iii) la sicurezza di approvvigio-namento delle fonti energetiche, in modo tale da poter ri-durre significativamente la dipendenza estera che da anni grava sul Paese, in particolar modo per il settore del gas; (iv) la crescita economica sostenibile, favorendo impor-tanti investimenti nel settore energetico e nell’indotto, per il rilancio della ricerca e dell’innovazione nel settore.Per il raggiungimento di questi risultati la strategia si ar-ticola in sette priorità con specifiche misure concrete a supporto avviate o in corso di definizione:1. la promozione dell’Efficienza Energetica, considerato

uno strumento ideale per perseguire tutti gli obiettivi sopra menzionati e per la quale si auspica il supera-mento degli obiettivi europei;

2. lo sviluppo di un mercato del gas competitivo, inter-connesso a quello europeo sia in termini di approv-vigionamento che in termini di prezzi, creando l’op-portunità di diventare il principale hub sud-europeo;

3. lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per le quali il Paese intende superare gli obiettivi europei (“20-20-20”), contenendo al contempo l’onere ripar-tito in bolletta ai clienti finali;

4. lo sviluppo di un mercato elettrico coerentemente in-tegrato con quello europeo, caratterizzato da prezzi competitivi con l’Europa e con la graduale integrazio-ne della produzione rinnovabile, grazie ad importanti investimenti nelle infrastrutture che lo costituiscono;

5. la ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei carburanti, verso una confi-gurazione sostenibile e con caratteristiche di compe-titività e qualità del servizio affini a quelle europee;

6. la crescita ragionevole della produzione nazionale di idrocarburi, nel rispetto dei più elevati standard inter-nazionali in termini di sicurezza e tutela ambientale;

7. la modernizzazione del sistema di governance, al fine di rendere i processi decisionali degli stakeholder del settore energetico meno dispendiosi in termini di ri-sorse e maggiormente efficaci.

La realizzazione di questa strategia consentirà un’evolu-zione del sistema graduale ma significativa ed il supera-mento degli obiettivi europei 20-20-20, con i seguenti risultati attesi al 2020:•• allineamento dei prezzi all’ingrosso ai livelli euro-

pei per tutte le fonti energetiche: elettricità, gas ecar-buranti;

•• - 14 mld €/anno di fattura energetica estera (rispet-to ai 62 mld € attuali), con la riduzione dall’84 al 67% della dipendenza dall’estero, grazie a efficienza energetica, aumento produzione rinnovabili, minore importazione di elettricità e maggiore produzione di risorse nazionali;

•• 180 mld € di investimenti da qui al 2020, sia nella green e white economy (rinnovabili e efficienza ener-getica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e gas, rigassificatori, stoccaggi, sviluppo idrocarburi);

•• - 19% di emissioni di gas serra, superando gli obiet-tivi europei per l’Italia pari al 18% di riduzione rispet-to alle emissioni del 2005;

•• 20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui con-



E’ interessante sottolineare come la prima pri-orità per la Strategia Energetica Nazionale sia l’efficienza energetica, cui si attribuiscono 60 sui 180 mld € di investimenti totali mobilizzati nel periodo ed un contributo in termini di riduzione dei consumi energetici primari al 2020 del 24% rispetto ai valori tendenziali, a cui corrispondono circa 8 mld € di risparmio sulle importazioni ed una riduzione di circa 55 mln di tonnellate di CO2 emesse.

Per quanto concerne l’efficienza energetica in ambito industriale il documento programmati-co del Governo è molto chiaro – ed in questo co-erente con le nostre rilevazioni – nell’individuare le cause che inibiscono la diffusione “pervasiva” degli interventi di efficienza energetica, sebbene (come mostrato peraltro dalle nostre analisi) siano spesso economicamente convenienti, nella limitata disponibilità di competenze interne specializzate, soprattutto per le aziende medio-piccole, la bassa propensione a realizzare interventi con pay-back spesso lunghi e la scarsità di attori specializzati per interventi spesso complessi,

Per superare queste barriere, la SEN si focalizza innanzitutto sul rafforzamento del meccanismo dei TEE, attraverso una serie di proposte: (i) defi-nizione degli obiettivi post-2012; (ii) estensione della lista dei soggetti obbligati; (iii) introduzione di nuove schede ed aree di intervento; (iv) intro-duzione di premialità per tecnologie virtuose ed un raccordo alla vita utile dei benefici; (v) ridu-zione degli adempimenti burocratici.

Il giudizio degli operatori è sicuramente positivo. La definizione degli obiettivi per i soggetti ob-bligati dopo il 2012 rappresenta indubbiamente una conditio sine qua non per la sopravvivenza e sviluppo del meccanismo. Com’è noto, infatti, il ritardo nella fissazione degli obiettivi ha rallentato le attività di ottenimento dei titoli, “smorzando” sul nascere di fatto i benefici attesi derivanti dall’intro-duzione della Delibera EEN 9/11. Anche l’estensio-ne dei soggetti “abilitati” ad operare con i TEE è apprezzata dagli operatori, che anzi auspicano – mentre non ve ne è traccia nell’attuale versione della SEN – di estendere all’EGE53 il novero dei soggetti “volontari” che possono accedere al meccanismo dei TEE, abilitando questi soggetti ad operare anche come “energy manager di distretto” e quindi aggre-gatori di cluster di imprese.

L’introduzione di premialità, che tengano conto della “virtuosità” delle diverse tecnologie, e la ri-duzione degli adempimenti burocratici rappre-sentano “due facce della stessa medaglia”, ossia il miglioramento dell’appetibilità dei TEE. In questo senso la SEN sembra andare nella stessa di-rezione della Delibera EEN 9/11 ed è evidente che gli operatori si aspettino ora un intervento (dopo quello sulla durabilità) anche sul concetto di addi-zionalità (SI VEDA BOX 2.14). La laboriosità dell’iter di ottenimento dei TEE, che nel caso industriale si riferiscono in massima parte a progetti a consunti-vo, ha fatto emergere in taluni casi delle storture come nel caso di ESCo che operano come “gestori della carta” per l’ottenimento di TEE su interventi da realizzare o già realizzati, indipendentemente

53 Esperto in Gestione dell’Energia, soggetto che ha le conoscenze, l’esperienza e la capacità necessarie per gestire l’uso dell’energia in modo efficiente”. (Fonte: Norma UNI CEI 11339)

sumi primari (rispetto a circa il 10% del 2010) con una riduzione dall’86 al 76% dei combustibili fos-sili. In particolare, ci si attende che le rinnovabili diventinola prima fonte nel settore elettrico, supe-rando il gas, con oltre il 38% dei consumi (rispetto al 23% del 2010);

•• - 24% dei consumi primari rispetto all’andamento inerziale al 2020 (ovvero, -4% rispetto al 2010), su-perando gli obiettivi europei di -20%, principalmen-te grazie alle azioni di efficienza energetica.

Per quanto riguarda l’orizzonte di lungo e lunghissi-

mo periodo (2030 e 2050), l’Italia condivide lo spirito della Roadmap europea 2050 di sostanziale decarbo-nizzazione dell’economia, che punta ad un abbattimen-to fino all’80% delle emissioni. L’Italia si propone una strategia di lungo periodo flessibile ed efficiente per perseguire la scelta di fondo di decarbonizzazione, pre-stando attenzione e facendo leva – soprattutto tramite la ricerca e lo sviluppo tecnologici – sui possibili ele-menti di discontinuità (quali, tra gli altri, una più rapi-da riduzione dei costi nelle tecnologie rinnovabili e di accumulo, nei biocarburanti, o nella cattura e stoccag-gio della CO2).


61


dal fatto che abbiano avuto un ruolo attivo nel-la realizzazione degli stessi. La semplificazione dell’iter burocratico potrebbe portare le imprese-ad occuparsi in prima persona dell’ottenimento dei TEE sui progetti eseguiti, lasciando però alle ESCo il compito – ad esse più naturale ed in questo chiaramente riconosciuto dalla SEN – di suppor-tare le imprese nella definizione e realizzazione di programmi di intervento.

L’introduzione di nuove schede tecniche standar-dizzate rappresenta, invece, per il settore indu-striale, un elemento da valutare con attenzione: è indubbio che la definizione di una scheda, soprat-tutto se standardizzata, faciliti l’iter di richiesta e ottenimento titoli, tuttavia non si può ignorare il fatto che il settore industriale presenti forti speci-ficità che mal si adattano ad essere “standardizza-te”, con il rischio concreto di sottostima dei bene-fici dell’intervento54.

Rimangono alcuni “nei”– sulla cui entità gli ope-ratori non sono concordi – che fanno riferimento:

•• al paragone con la “nuova” Direttiva Euro-pea approvata in prima lettura nel Settembre 2012, rispetto alla quale la SEN invece non si sbilancia sulla promozione di audit energeti-ci, che invece può avere, a detta degli operato-ri – se opportunamente “dosata” ed evitando il rischio di “svilire” l’audit stesso, alla stregua di quanto accaduto con l’Attestato di Certificazione Energetica degli edifici – un impatto importan-te nel colmare uno dei gap più significativi nel nostro Paese, ovvero la mancanza di “cultura” dell’efficienza energetica soprattutto nel siste-ma industriale;

•• all’assenza di riferimenti espliciti alla ISO 50001 sui Sistemi di Gestione dell’Energia e più in generale alle “certificazioni” cui si è fatto prima riferimento in questo capitolo, segno for-se di un ridotto commitment del nostro Paese verso questi sistemi di controllo che tuttavia hanno dato prova, dove sono stati correttamen-te implementati, di un effetto “volano” (e senza costi per la collettività) rispetto alla diffusione della cultura dell’efficienza energetica.

54 La Delibera EEN 9/11 preveda la possibilità di applicare il metodo a consuntivo anche per interventi per i quali sono disponibili schede standardizzate o analitiche, “purchè tale scelta sia opportunamente motivata”, come ad esempio nel caso in cui si voglia proporre un coefficiente di durabilità diverso o godere di una diversa tempistica nella presentazione-istruttoria della proposta. In tal caso, ovviamente, verrebbero meno i benefici della standardizzazione.

3. LA SOSTENIBILITÀ ECONOMICA

DELLE SOLUZIONI PER L’EFFICIENZA ENERGETICA

IN IMPRESA


65

3. LA SOSTENIBILITÀ ECONOMICA DELLE SOLUZIONI PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN IMPRESA

L’obiettivo di questo capitolo è fornire un qua-dro delle principali soluzioni che possono essere adottate per realizzare interventi di ef-

ficienza energetica in ambito industriale ed illustrar-ne la relativa convenienza economica. Le soluzioni che saranno considerate in questo capitolo possono essere classificate in: (i) soluzioni che consentono una riduzione dei consumi di energia elettrica o termica; (ii) soluzioni che consentono una riduzio-ne della dipendenza dall’approvvigionamento di energia elettrica o di combustibile (tipicamente gas naturale) utilizzato per la produzione di energia termica, a parità di consumi.

Tra le prime, si considereranno in particolare l’ado-zione di motori elettrici ad alta efficienza, l’utilizzo di inverter, la realizzazione di interventi di rifasa-mento, l’adozione di UPS ad alta efficienza, l’adozio-ne di sistemi di combustione efficienti e migliora-menti in termini di efficienza realizzabili a livello di sistemi di refrigerazione ed aria compressa. Tra le seconde, si prenderanno in considerazione in par-

ticolare gli impianti di cogenerazione, gli impianti ORC ed i sistemi per la produzione di energia elet-trica da fonti rinnovabili, con riferimento a fotovol-taico e mini-eolico (SI VEDA FIGURA 3.1).

Per ogni soluzione adottabile in ambito industriale, in questo capitolo si procederà innanzitutto a descri-verne il principio di funzionamento e l’architettu-ra, analizzando, qualora ve ne fossero, le principali alternative tecnologiche disponibili a livello com-merciale. Per ogni soluzione si fornirà quindi un’a-nalisi della convenienza economica, in modo tale da poterle rendere confrontabili nell’ottica dell’investito-re. In particolare, per quanto riguarda le tecnologie per il risparmio energetico in senso stretto, si calco-lerà il costo medio necessario per risparmiare un singolo kWh (elettrico o termico) lungo la vita uti-le della tecnologia. Questo indicatore potrà quindi essere paragonato con il costo che l’utilizzatore finale dovrebbe sostenere per acquistare un kWh dal mer-cato (nel caso di energia elettrica1) o per produrlo in loco, utilizzando una tecnologia tradizionale (nel

1 Si considererà come prezzo di riferimento dell’energia elettrica 13 c€/kWh (che scende a 10 c€/kWh per alcune particolari applicazioni riferibili ad imprese “energivore”. Per quanto riguarda il calore, si considererà 4,7 c€/kWh come costo di produzione dell’energia termica nel caso di generazione con caldaia tradizionale alimentata a gas naturale.

Figura 3.1Soluzioni per l’efficienza energetica in impresa considerate nell’analisi

Tipologie di soluzioni

Soluzionisingole

Motori elettrici

UPSRifasamen-to carichi elettrici

Inverter Sistemi efficienti di

combu-stione

Aria com-pressa

Refrigera-zione Fotovol-

taico

Mini-eolico

Produzione elettrica da FER

Cogenera-zione

ORC

Interventi "sistemici"

Riduzione consumi di energia

Riduzione dipendenza da approvvigionamento,

a parità di consumi

Produzione elettrica e/o termica "efficiente"



caso di calore). Ciò permette di fornire una prima importante valutazione della sostenibilità economica degli investimenti in efficienza energetica considerati in questo studio. Per quanto riguarda invece le alter-native tecnologiche per la riduzione della dipen-denza dall’approvvigionamento di energia elettri-ca o di gas naturale utilizzato per la produzione di energia termica a parità di consumi, la convenienza economica è stata valutata calcolando il costo medio del kWh prodotto durante la vita utile dell’impian-to. Anch’esso può essere confrontato con il prezzo di acquisto dell’energia elettrica dalla rete o con il costo della generazione di calore presso il sito industriale, con tecnologia tradizionale. A questa prima analisi viene affiancata una stima del Tempo di Pay-Back dell’investimento in ciascuna delle soluzioni ener-geticamente efficienti. Questo in quanto, come chia-ramente emerso dal confronto con gli operatori del settore, il Tempo di Pay-Back dell’investimento rap-presenta il principale indicatore utilizzato per valuta-re la bontà degli investimenti in efficienza energetica. Per le valutazioni della convenienza economica degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, si rimanda al Solar Energy Report 2012 ed al Wind Energy Report 2012.

Queste valutazioni economiche sono state condotte, per le soluzioni ove tale possibilità appaia sensata, considerando sia il caso di sostituzione “obbligata”, a fine vita, della tecnologia precedentemente adot-tata con una più efficiente, sia il caso di sostituzione “volontaria” di una tecnologia ancora funzionante, con una più efficiente. Nel secondo caso si assume che l’investitore possa scegliere, fatte le opportune valutazioni economiche, di sostituire una soluzione consolidata che risulta ancora potenzialmente utiliz-zabile (ad esempio, un motore elettrico tradizionale) con una tecnologia a maggiore efficienza energe-tica (ad esempio, un motore ad alta efficienza). In quest’ottica, l’investimento che l’adozione del siste-ma energeticamente efficiente comporta e che viene considerato nell’analisi è dato dal costo di acquisto di quest’ultimo. Viceversa, nel caso di sostituzione “forzata”, l’investimento che l’adozione del sistema a maggiore efficienza energetica comporta è assunto pari al costo di acquisto differenziale della tecnologia a maggiore efficienza energetica (nel nostro esempio, il motore ad alta efficienza), rispetto alla tecnologia tradizionale (ossia il motore tradizionale). Così fa-cendo, la nostra analisi ci permette di simulare due momenti decisionali differenti, ma ugualmente importanti per la diffusione delle soluzioni di effi-cienza energetica in ambito industriale. Da un lato, il caso in cui si vuole capire se conviene intervenire

per migliorare le prestazioni energetiche di una so-luzione esistente e funzionante, dall’altro quello in cui si desidera comprendere se orientarsi, in sede di sostituzione a fine vita di una soluzione, verso un’a-naloga tecnologia tradizionale (normalmente meno costosa), piuttosto che verso una soluzione più effi-ciente, ma che comporta un investimento maggiore. Infine, si è introdotta per ogni soluzione un’analisi di sensitività del costo del kWh risparmiato o generato e del Tempo di Pay-Back dell’investimento al variare di alcuni parametri “critici” di funzionamento, primo su tutti il numero di ore annue di utilizzo della tecno-logia. Anche l’entità dell’investimento chiavi in mano della soluzione energeticamente efficiente è stata og-getto di analisi di sensitività.

La sezione Metodologia, nelle pagine conclusive del Rapporto, riporta in dettaglio tutte le ipotesi assun-te e i dati utilizzati per il calcolo degli indicatori di convenienza economica che saranno presentati di seguito in questo capitolo.

In conclusione, l’obiettivo dell’analisi riportata in questo capitolo è di rendere confrontabili tra loro, dal punto di vista ecnomico, differenti soluzioni di efficienza energetica applicabili in ambito in-dustriale, così da offrire uno strumento utile a chi lavora nelle varie fasi della catena del valore dell’ef-ficienza energetica per valutare la convenienza re-lativa di differenti interventi in ambito industriale.

Un motore elettrico è una macchina elettrica che, data una potenza in ingresso di tipo elettrico, resti-tuisce in uscita una potenza di tipo meccanico, il cui funzionamento si basa sul principio del campo magnetico rotante. A livello generale, prescinden-do quindi dalle peculiarità di ciascuna macchina, essa è tipicamente costituita da due cilindri coas-siali separati da uno spessore uniforme di aria, de-nominato “traferro”. In uno dei due cilindri è posi-è posi-posi-zionata una bobina di spire messe in serie tra loro. Nel momento in cui queste ultime sono percorse da corrente, si genera un campo magnetico, il qua-le interagendo con il campo magnetico statorico produce una coppia di forze che costringono la bo-bina (e quindi il cilindro) a ruotare. Tale rotazione è impartita ad un albero rotante, che può far fun-zionare un qualsiasi apparecchio ad esso collegato (come ad esempio una pompa, un compressore o

3.1 Le soluzioni per la riduzione del consumo di energia

3.1.1 Motori elettrici


67


un nastro trasportatore).

La capillare diffusione di questa tecnologia a li-vello industriale, nell’ordine dei 15 milioni di uni-tà installate ad oggi in Italia, fa sì che circa i tre quarti dell’energia elettrica consumata nel settore industriale in Italia è attribuibile al funzionamen-to di motori elettrici, valore che corrisponde a circa il 40% del consumo elettrico nazionale. Considerati questi dati, il tema dell’efficienza energetica dei mo-tori elettrici assume un’importanza preponderante.

La riduzione dei consumi energetici in un motore elettrico può essere conseguita attraverso diversi ap-procci, che riguardano sia le caratteristiche costrut-tive del motore stesso che le condizioni di funzio-namento. Riguardo alle prime, un motore elettrico ad alta efficienza ha caratteristiche costruttive, rispetto ad un motore tradizionale, tali da ridur-re le perdite di natura meccanica (per attrito e per ventilazione), nel ferro a vuoto (proporzionali al quadrato della tensione e costituite da perdite per isteresi e per correnti parassite) e per effetto Jou-le (proporzionali al quadrato della corrente, negli avvolgimenti di statore e rotore). In particolare, la migliore performance è ottenuta grazie all’utilizzo di materiali diversi rispetto ai tradizionali. Nei motori ad alta efficienza le parti conduttrici sono realizzate in rame, materiale caratterizzato da bassa resistività e da ottime proprietà tecnologiche quali trafilabili-tà, facilità di laminazione, saldabilità ed elevate pro-prietà meccaniche, oppure in alluminio, che è meno costoso del rame ed ha valori inferiori di peso speci-fico e temperatura di fusione, che si traducono però in caratteristiche elettriche e meccaniche inferiori. L’aumento di efficienza nei motori viene conseguito anche grazie alla modifica di alcuni elementi co-struttivi, come ad esempio il nucleo, che nei motori più efficienti è realizzato con lamierini a basse per-dite in modo da diminuire quelle a vuoto, oppure utilizzando una sezione maggiorata dei conduttori dello statore e del rotore per ridurre le perdite per effetto Joule, oppure ancora grazie ad un’attenta scelta delle cave e della geometria delle stesse in funzione di quella che sarà l’applicazione del mo-tore in questione. Tali modifiche portano anche ad una minore produzione di calore, pertanto è possi-bile impiegare ventole di raffreddamento di minore

dimensione, con conseguente riduzione delle perdi-te meccaniche. Bisogna anche notare che, grazie a questi accorgimenti, i motori ad alta efficienza, a pa-rità di potenza, sono caratterizzati da una curva del rendimento che risulta essere più “piatta” al variare del fattore di carico, tale cioè da garantire anche in caso di carico ridotto un rendimento prossimo, o comunque non eccessivamente distante, da quello ottimale.

Un’altra classe di interventi volti a conseguire una riduzione dei consumi di elettricità a parità di utilizzo del motore elettrico è legata al suo funzio-namento. Si fa qui riferimento in primis all’utilizzo di inverter (di cui si parlerà nel paragrafo successi-vo), i quali permettono di variare la frequenza del-la corrente di alimentazione di un motore elettrico e, di conseguenza, la sua velocità di rotazione in funzione del carico (riducendo quindi il consumo energetico del motore). In secondo luogo, giocano un ruolo importante i dispositivi di trasmissione, impiegati per trasmettere il moto dal motore elet-trico alla macchina operatrice, nel caso in cui, come accade di frequente, non vi sia accoppiamento di-retto tra i due. I dispositivi di trasmissione, infatti, non sono in grado di trasmettere a quest’ultima tut-ta la potenza fornita dal motore, pertanto la scelta di sistemi a maggior rendimento si traduce in un contenimento delle perdite e dei consumi di ener-gia. Ad esempio, sostituendo uno dei sistemi di tra-smissione maggiormente diffusi, come le cinghie trapezoidali, con un sistema più efficiente a cinghie dentate, il maggior costo d’investimento associabile a queste ultime permette di ottenere un risparmio energetico nell’ordine del 5-10%, ripagando l’inve-stimento nel giro di uno o pochi anni (in funzione della taglia del motore e dell’utilizzo dello stesso).

Focalizzando l’attenzione sulle caratteristiche co-struttive del motore, esiste una norma che a livello internazionale definisce le classi di rendimento per i motori elettrici. Si fa riferimento qui alla IEC 60034-30:2008, che stabilisce le classi di rendimento per i motori asincroni trifase a bassa tensione2 (che rap-presentano l’ampia maggioranza dei motori utilizza-ti in ambito industriale). Ogni classe di rendimento prevede la sigla “IE” che sta per “Efficienza Inter-nazionale” a cui si affianca un numero, in ordine

2 Il campo di applicazione di tale norma fa riferimento a motori asincroni trifase, a 50 e 60 Hz, con rotore a gabbia ad una sola velocità con le seguenti carat-teristiche: (i) tensione nominale fino a 1000 V; (ii) potenza nominale compresa tra 0,75 kW e 375 kW; (iii) 2, 4 o 6 poli; (iv) targati in base al tipo di servizio S1 (servizio continuo) o S3 (servizio intermittente periodico) con un rapporto di intermittenza nominale uguale o superiore all’80%; (v) in grado di funzionare collegati direttamente alla linea di alimentazione; adatti per le condizioni di funzionamento secondo la IEC 60034-1. Rientrano nella norma anche i motori con flange, piedi o alberi di dimensioni meccaniche diverse da quelle stabilite nella IEC 60072-1, ed anche i motoriduttori ed i motori auto frenanti con anche alberi e flange speciali.



crescente di efficienza. Per questo motivo, la sigla IE1 fa riferimento a motori con rendimento “stan-dard”, IE2 a motori con rendimento “elevato” ed IE3 a motori con rendimento “premium”3. Tale classifi-cazione permette successive integrazioni a seguito degli sviluppi futuri della tecnologia. Ad esempio, è oggi in fase di progetto da parte dei principali produt-tori di motori elettrici la nuova classe di efficienza IE4, definita “super premium”. Secondo alcuni costruttori (ad esempio ABB), l’adozione di dispositivi IE4 con-sentirà, rispetto ai motori di classe IE2, una riduzione delle perdite energetiche pari al 40% ed una maggiore affidabilità, grazie ai benefici della tecnologia a ma-gneti permanenti combinata con la semplicità e facili-tà di utilizzo dei motori ad induzione.

Le classi di rendimento definite dalla norma IEC 60034-30:2008 sono state recepite in Europa dal Re-golamento della Commissione 640/2009, il quale prevede che, con scadenze temporali predefinite, siano immessi sul mercato solo motori elettrici aventi un’efficienza minima via via crescente: •• dal 16 Giugno 2011, i motori immessi sul merca-

to per la prima volta devono appartenere ad una classe di rendimento minima IE2;

•• dal 1 Gennaio 2015, i motori con una potenza nominale compresa tra 7,5 – 375 kW dovranno essere di una classe di rendimento minima IE3 o IE2, se dotati di nverter;

•• dal 1 Gennaio 2017, i motori con una potenza nominale tra 0,75 – 375 kW dovranno essere di una classe di rendimento minimo IE3 IE2, se equipaggiati con inverter.

L’efficienza energetica costituisce un elemento fon-damentale per un motore elettrico anche perché, per questa tipologia di macchine, il costo dell’e-nergia consumata rappresenta, lungo la loro vita utile, una porzione molto importante del cosid-detto Total Cost of Ownership (TCO)4. Si consideri ad esempio un motore elettrico che aziona un ven-tilatore del condensatore all’interno di un sistema di refrigerazione, avente le seguenti caratteristiche:•• potenza: 37 kW;•• classe energetica: IE2;•• ore annue di funzionamento: 4.000 h;•• fattore di carico: 75%;•• vita utile: 15 anni;•• costo dell’energia: 0,13 €/kWh.

Una macchina di questo tipo ha un costo di acquisto medio, comprensivo di installazione, pari a 2.210 €. Quest’ultimo pesa per l’1,5% del TCO, mentre l’e-nergia pesa per il 97,8%, a fronte di uno 0,7% im-putabile ai costi di manutenzione necessari durante la vita utile. La TABELLA 3.1 mostra come questi dati cambino al variare della classe di efficienza (IE1, IE2 ed IE3). È interessante notare come quest’ultima non incida in maniera rilevante sul peso delle diver- in maniera rilevante sul peso delle diver-se voci di costo sul TCO.

Nella valutazione economica di questa tecnologia sono stati considerati due casi:•• il caso di sostituzione di un motore funzionante

ad efficienza standard con uno ad efficienza più elevata. Si valuterà in particolare la sostituzione di un motore standard (classificato IE1) sia con un

3 In precedenza, i motori trifase a bassa tensione erano classificati secondo tre classi di efficienza, denominate EFF 1, EFF2 ed EFF3 (dalla più efficiente alla meno efficiente), definite sulla base di un accordo volontario tra i produttori di motori e la Commissione Europea. Sebbene vi siano delle differenze tra le due classificazioni, legate in primis al metodo utilizzato per determinare l’efficienza di un motore, si possono considerare valide le seguenti equivalenze: EFF1=IE2 ed EFF2=IE1, mentre la classe IE3 non ha una classe equivalente.4 Il Total Cost of Ownership (o TCO) tiene conto di tutti i costi associati ad un’apparecchiatura o macchina industriale lungo l’intero ciclo di vita, opportuna-mente attualizzati per tenere conto dei diversi istanti temporali in cui tali costi si verificano. Nella fattispecie, le voci di costo considerate sono: acquisto, installazione, energia e manutenzione.

Tabella 3.1Peso percentuale delle differenti componenti del Total Cost of Ownership di un motore elettrico al variare della classe

di efficienza

Classe di efficienza/Componenti del TCO IE1 IE2 IE3

1,0%

0,5%

98,5%

1,5%

0,7%

97,8%

2,1%

1,0%

96,8%

% costo di acquisto e installazione

% costo di manutenzione

% costo dell’energia


69


dispositivo con classe di efficienza IE2 che con un dispositivo con classe di efficienza IE3;

•• Il caso di sostituzione di un motore ad efficien-za standard non funzionante. In questo caso si valuterà sia l’installazione di un motore di classe IE2 ed IE3 rispetto all’opportunità di riavvolgi-mento5, sia l’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il mo-tore non funzionante non possa essere riavvolto.

La TABELLA 3.2 riporta il Tempo di Pay-Back asso-ciato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2, calcolato in funzione della potenza del motore e delle ore di funzionamento annue.

Analizzando i risultati ottenuti è evidente, com’è ragionevole attendersi, che il Tempo di Pay-Back diminuisce all’aumentare delle ore di funziona-mento del motore. Nel caso in cui si stia lavorando con un motore ad efficienza standard che funziona solo per un numero di ore ridotto, la sostituzione

dello stesso con un motore di classe IE2 non risul-ta economicamente conveniente, con un Tempo di Pay-Back che corrisponderebbe per le taglie mag-giori al termine della vita tecnica del nuovo motore o addirittura oltre. Nel caso di un numero di ore di funzionamento maggiore (in particolare, 4.000 o 7.680 all’anno), il Tempo di Pay-Back migliora sen-sibilmente, anche se livelli accettabili dell’indicato-re si raggiungono solo per motori di taglia piccola, non superiore ai 15 kW. Le importanti variazioni del Tempo di Pay-Back al variare della taglia del motore presa in considerazione sono dovute al diverso costo di investimento specifico ed al dif-ferenziale tra l’efficienza del motore standard e quello ad alta efficienza, che varia al variare della taglia della macchina.

La TABELLA 3.3 riporta invece il Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno ap-partenente alla classe di efficienza IE3, calcolato in funzione della potenza del motore e delle ore di

5 Il riavvolgimento di motori elettrici è un intervento di manutenzione che si rende necessario per ripristinare la corretta funzionalità del rotore, ossia l’ele-mento sul quale vengono avvolte le spire di rame destinate a creare, attraversate da energia elettrica, il campo magnetico che interagendo con quello dello statore causerà il moto rotatorio. La perdita di efficienza associata all’operazione di riavvolgimento varia tipicamente tra lo 0,5% ed il 4%, pertanto si assume una perdita media costante del 2%.

Tabella 3.2

Tabella 3.3

Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno apparte-nente alla classe di efficienza IE2

Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno apparte-nente alla classe di efficienza IE3

Potenza [kW] /Ore di funzionamento

[h/anno]


[h/anno]

1,5

1,5

15

15

90

90

7,5

7,5

37

37

160

160

11,51 9,67 19,70 31,21 >> vita utile >> vita utile2.000

10,88 9,46 17,42 24,21 31,06 >> vita utile2.000

4,96 4,27 7,57 10,16 12,70 12,854.000

4,73 4,19 6,91 8,72 10,14 11,804.000

2,43 2,11 3,59 4,67 5,64 5,697.680

2,33 2,08 3,31 4,08 4,46 5,307.680



funzionamento annue.

Nonostante valgano anche in questo caso le mede-sime considerazioni svolte con riferimento alla TA-BELLA 3.2, si nota come il Tempo di Pay-Back sia in questo caso leggermente migliore. Questo spiega che, mediamente, l’incremento di efficienza ottenu-to passando da un motore di classe IE2 ad uno di classe IE3 più che controbilancia il differenziale di costo che l’investimento nel motore più efficiente (in questo caso, il motore di classe IE3) comporta.

La TABELLA 3.4 riporta invece l’andamento del Tem-po di Pay-Back associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante, ad efficienza standard, sottoposto a riavvolgimento.

La sostituzione di un motore non funzionante con un motore di classe IE2, rispetto al ripristino del motore standard mediante riavvolgimento, appare più conveniente per l’investitore. Confron-tando i valori del Tempo di Pay-Back riportati nella TABELLA 3.4 con quelli della TABELLA EEE 3.2, si nota infatti come i primi siano sempre inferiori. In par-ticolare, per le taglie medio-piccole e su un numero di ore di funzionamento elevato, l’investimento ap-

pare coerente con una soglia di rientro nell’ordine di 2 o 3 anni, normalmente assunta dalle imprese intervistate.

Infine, le TABELLE 3.5 e 3.6 riportano l’andamento del Tempo di Pay-Back associato all’installazione di un motore di classe IE3 rispetto al riavvolgimento di un motore non funzionante standard e rispetto ad un motore di classe IE2, qualora il motore non possa essere riavvolto.

L’analisi svolta sino a qui sui motori ad alta efficien-za mostra come la sostituzione di una macchina ancora funzionante non risulta compatibile con il tempo di rientro massimo ritenuto accettabile dalla maggioranza delle imprese (ossia 2 o 3 anni), ad eccezione dei motori di taglia minore (fino a 15 kW) utilizzati su 3 turni lavorativi. Come ovvio, esiste una maggiore convenienza per l’investitore nel caso di sostituzione di motori non funzionanti, ma anche in questo caso, se valutato utilizzando la prospettiva del Tempo di Pay-Back, l’investimento pare poco redditivo. Nel caso in cui il motore non funzionante non possa essere rimesso in operati-vità tramite riavvolgimento, la scelta di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2 appare giustificata nel caso di funzionamento su 3 turni.

Tabella 3.4

Tabella 3.5

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento


[h/anno]


[h/anno]

1,5

1,5

15

15

90

90

7,5

7,5

37

37

160

160

5,92 10,94 21,19 32,89 >> vita utile >> vita utile2.000

6,57 9,95 17,94 24,63 31,40 >> vita utile2.000

2,75 4,75 7,97 10,45 12,89 12,944.000

3,02 4,38 7,07 8,82 10,20 11,844.000

1,38 2,34 3,77 4,78 5,71 5,737.680

1,52 2,16 3,38 4,12 4,68 5,327.680


71


Se è vero che il Tempo di Pay-Back è un criterio di scelta frequentemente utilizzato dalle imprese, un altro indicatore che potrebbe aiutare nella valu-tazione di una soluzione per efficienza energetica è il costo del kWh risparmiato grazie all’adozione di una particolare tecnologia. Di seguito, viene ri-portato l’andamento del costo medio del kWh di energia elettrica risparmiato lungo la vita utile del motore elettrico ad alta efficienza, che è da con-frontare con il costo di acquisto dell’energia elettri-ca da rete, mediamente assunto pari a 13 c€/kWh. Si vedano a questo proposito le TABELLE 3.7, 3.8, 3.9, 3.10 e 3.11.

Come si nota, considerando l’intera vita utile del motore ad alta efficienza, esiste un’evidente con-venienza economica associata all’adozione di mo-tori ad alta efficienza, sia nel caso di sostituzione forzata che volontaria, fatte salve alcune eccezio-ni, quale ad esempio il caso dei motori di grande taglia che lavorano su 1 turno. Emerge quindi una situazione in cui, in assenza di alcuna forma di incentivazione, l’adozione di motori ad alta effi-cienza è in generale un investimento caratteriz-zato da un ritorno economico positivo, anche se l’investimento iniziale richiede molto tempo per essere ripagato.

Tabella 3.7

Tabella 3.8

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE3


[h/anno]


[h/anno]

1,5

1,5

15

15

90

90

7,5

7,5

37

37

160

160

0,074 0,065 0,107 0,136 0,160 0,1612.000

0,071 0,064 0,099 0,120 0,135 0,152.000

0,037 0,033 0,54 0,068 0,080 0,0814.000

0,036 0,032 0,050 0,060 0,068 0,0764.000

Tabella 3.6Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvolto.


[h/anno]1,5 15 907,5 37 160

9,22 8,98 13,69 16,62 18,25 31,022.000

4,09 4 5,72 6,67 7,16 10,134.000

2,03 1,99 2,78 3,20 3,42 4,657.680

0,019 0,017 0,028 0,035 0,042 0,0427.680

0,019 0,017 0,026 0,031 0,035 0,0407.680



Un inverter, detto anche azionamento a velocità va-riabile, è un dispositivo che modula la frequenza di alimentazione di un motore elettrico e quindi la sua velocità in funzione del carico. Tale velocità (n), in assenza di inverter, risulta fissa, e dipende dal nu-mero di poli del motore (p) e dalla frequenza di ali-mentazione (che ha un valore costante, tipicamente pari a 50 o 60 Hz), in base alla relazione n = (2 x 60 x f)/p. Frequentemente, nei casi in cui sia richiesto che una macchina operatrice azionata da un motore elettrico vari la velocità di rotazione per risponde-

re alle esigenze del processo produttivo (come ad esempio nel caso in cui occorre modificare la porta-ta di un fluido, rallentare lo spostamento di un ca-rico, diminuire la velocità di trasporto di un certo materiale), l’effetto voluto è ottenuto attraverso va-rie soluzioni, ad esempio mediante l’introduzione di perdite di carico per variarne la portata, oppu-re il riciclo del materiale per modificare la quantità trasportata, le quali sono evidentemente fonte di spreco di energia elettrica.Questo in quanto non è possibile adeguare la velocità del motore e di con-seguenza quella della macchina. La soluzione più opportuna per risolvere questo problema consiste

Tabella 3.9

Tabella 3.10

Tabella 3.11

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvolto.


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

1,5

1,5

1,5

15

15

15

90

90

90

7,5

7,5

7,5

37

37

37

160

160

160

0,043 0,030 0,050 0,051 0,049 0,0542.000

0,048 0,036 0,058 0,061 0,061 0,0702.000

0,063 0,061 0,084 0,096 0,102 0,1352.000

0,022 0,015 0,025 0,025 0,025 0,0274.000

0,024 0,018 0,029 0,031 0,031 0,0354.000

0,31 0,031 0,042 0,048 0,051 0,0684.000

0,011 0,008 0,013 0,013 0,013 0,0147.680

0,012 0,009 0,015 0,016 0,016 0,0187.680

0,016 0,016 0,022 0,025 0,027 0,0357.680

3.1.2 Inverter


73


invece nel variare la velocità della macchina, ade-guandola alle esigenze del processo produttivo, agendo sulla velocità del motore elettrico che la aziona, tramite l’utilizzo di un inverter.

L’utilizzo di inverter permette di variare la veloci-tà del motore in funzione dell’effettivo bisogno, e di conseguenza la potenza elettrica da esso assor-bita, ottenendo importanti vantaggi in termini di risparmio di energia elettrica. Da un’indagine della Commissione Europea6 risulta che, considerando le diverse applicazioni che i motori elettrici hanno all’interno del panorama industriale, è possibile riscontrare un’elevata applicabilità di inverter (che dipende dalle caratteristiche delle diverse appli-cazioni) e soprattutto ottenere ingenti risparmi sul consumo di energia elettrica, come sintetizzato in TABELLA 3.12.

È da rilevare che, oltre alla riduzione del consumo energetico, l’adozione di inverter comporta ulteriori vantaggi, come la funzione di soft starter7 e l’innal-zamento del fattore di potenza, con impatti positivi sulla necessità di rifasamento8. Per valutare la con-venienza economica associata all’installazione di in-verter su motori elettrici, sono stati valutati due casi tipici di applicazione, in virtù del diverso risparmio conseguibile:•• l’applicazione di inverter su pompa, per cui si

è stimato un risparmio medio pari al 30% del consumo senza inverter, in linea con quanto suggerito dagli operatori del settore intervistati

(anche se si tratta di un valore cautelativo rispet-to allo studio della Commissione Europea);

•• l’applicazione di inverter su compressore, per cui si è stimato un risparmio medio pari al 10% del consumo senza inverter, in linea con quanto suggerito dagli operatori del settore intervistati (anche se si tratta di un valore cautelativo rispet-to allo studio della Commissione Europea).

Per ciascuno dei due casi, sono state analizzate tre diverse taglie rappresentative di inverter, ossia 7,5, 37 e 160 kW (scelta in linea con l’analisi precedente-mente effettuata sui motori elettrici), valutando per ciascuna di esse il risparmio conseguito grazie all’a-dozione dell’inverter su motore standard (IE1), IE2 ed IE39. Analogamente a quanto fatto per i motori elettrici, per ogni caso si è valutato il funzionamen-to su 1, 2 o 3 turni lavorativi.

La TABELLA 3.13 riporta l’andamento del Tempo di Pay-Back associato all’installazione di un inverter su una pompa azionata da un motore di efficienza standard.

È interessante rilevare come in questo caso il Tem-po di Pay-Back dell’investimento, che ovviamente diminuisce all’aumentare delle ore di funziona-mento, si collochi sempre al di sotto della soglia di 2-3 anni, ritenuta in massima parte accettabile dalle imprese. In virtù del fatto che il costo speci-fico di acquisto dell’inverter risente in misura rile-vante del fattore scala, si ha che le applicazioni di

Tabella 3.12Grado di applicabilità dell’inverter sul motore elettrico e percentuale di risparmio energetico ottenibile

Applicazioni del motore elettrico

Grado di applicabilità dell’inverter

Risparmio medio di energia elettrica

60% 35%Pompe

60% 35%Ventilatori

30% 15%compressori d’aria

40% 15%compressori frigoriferi

60% 15%Trasportatori

60% 15%Altro

6 Fonte: European Commission “Improving the penetration of Energy-Efficient motors and drivers” (2000)7 I Soft Starter sono degli avviatori statici utilizzati per l’avviamento di motori asincroni. A causa della loro natura induttiva i motori asincroni possono, all’av-viamento, generare potenti coppie esponendo sia il motore che i dispositivi di trasmissione a stress non necessari che a lungo termine possono generare usura delle parti meccaniche ed un aumento dei costi di manutenzione. I Soft Starter lavorano controllando la tensione applicata al motore durante la fase di avviamento, limitando le correnti associate e riducendo notevolmente lo sforzo sul motore e sui componenti meccanici.8 Per ulteriori dettagli sul rifasamento, si rimanda alla sezione 3.1.4 di questo capitolo.9 I motori ad alta efficienza, coeteris paribus, consumano meno energia, pertanto il risparmio in valore assoluto derivante dall’adozione di inverter è minore



taglia maggiore risultano più convenienti. Le ana-lisi condotte riguardo l’applicazione di inverter su un motore ad alta efficienza (IE2 ed IE3) che aziona una pompa non portano a modifiche sostanziali dei risultati ottenuti.

La TABELLA 3.14 riporta invece l’andamento del Tempo di Pay-Back associato all’installazione di un inverter su di un compressore azionato da un moto-re di efficienza standard.

In questo caso, il Tempo di Pay-Back dell’inve-stimento è, come è facile intuire, maggiore in

tutti i casi analizzati rispetto all’applicazione su pompa, a causa del minore risparmio energetico conseguibile grazie all’installazione dell’inverter. Anche in questo caso, l’analisi condotta nel caso di inverter su motori ad alta efficienza (IE2 o IE3) non porta a variazioni sostanziali di risultati ot-tenuti.

Le TABELLE 3.15 e 3.16 riportano invece i valori del costo medio del kWh risparmiato durante la vita utile dell’inverter grazie alla sua adozione su moto-ri ad efficienza standard, rispettivamente nel caso di applicazione su pompe e compressori.

Tabella 3.13

Tabella 3.15

Tabella 3.14

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter su una pompa azionata da un motore di efficienza standard

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un inverter ad una pompa azionata da un motore di efficienza standard

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter ad un compressore azionato da un motore di efficienza standard


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

7,5

7,5

7,5

37

37

37

160

160

160

3,20

0,041

13,42

1,70

0,023

6,04

1,61

0,022

5,69

2.000

2.000

2.000

1,50

0,020

5,16

0,82

0,012

2,65

0,78

0,011

2,51

4.000

4.000

4.000

0,76

0,011

2,43

0,42

0,006

1,30

0,40

0,006

1,24

7.680

7.680

7.680


75


Come visto in precedenza in questo capitolo discu-tendo il caso dei motori ad alta efficienza, anche per-quanto riguarda gli inverter esiste una convenienza economica assoluta se si considera il costo del kWh risparmiato e lo si confronta con il costo di acquisto dell’energia elettrica dalla rete, fissato mediamente pari a 13 c€/kWh. Ancora una volta, abbiamo a che vedere con un investimento che richiede un tempo non bre-vissimo per ripagarsi, ma che assicura poi un ritorno economico positivo all’investitore, anche in assenza di alcuna forma di incentivazione o agevolazione.

Gli UPS (acronimo di Uninterruptible Power Sup-ply), noti anche come gruppi di continuità, sono apparecchiature elettriche la cui funzionalità con-siste nel garantire la qualità ed il mantenimento del servizio di alimentazione dell’utenza in caso di sospensione dell’alimentazione di rete. Per quanto concerne la qualità dell’alimentazione, si definisco-no “disturbi” quei fenomeni che, a seconda dell’in-tensità e della durata, possono influire sul funzio-namento dei carichi sensibili, quali ad esempio interruzioni e microinterruzioni, buchi di tensione, variazioni di tensione, effetto “flicker” o armoniche.Le applicazioni degli UPS sono le più svariate, si tratta infatti di dispositivi che si trovano utilizzati ad esempio in aeroporti, sale operatorie, processi industriali, ICT, locali pubblici. In ambito indu-striale, le principali applicazioni fanno riferimento ai sistemi di controllo e monitoraggio delle linee di produzione, la cui mancata alimentazione può cau-sare danni alle linee stesse o ai materiali in corso di produzione. Alcuni dei settori particolarmente

sensibili a queste problematiche sono l’alimenta-re, l’automobilistico, il chimico, i materiali da co-struzione, il meccanico e il tessile. In questo tipo di applicazioni, le potenze in gioco variano all’in-terno di un range molto ampio, tipicamente da qualche decina fino a qualche centinaio di kVA.

I gruppi di continuità sono generalmente costitu-iti da tre blocchi principali: (i) un raddrizzatore-caricabatterie per convertire la corrente alternata in corrente continua e caricare la batteria; (ii) un set di batterie per immagazzinare l’energia e trasferirla all’utenza, a seconda delle necessità; (iii) un con-vertitore statico (inverter) per trasformare questa tensione continua in alternata perfettamente sta-bilizzata e filtrata in tensione e/o frequenza. Questi tre blocchi possono essere integrati con apparec-chiature supplementari, come ad esempio un gene-ratore elettrico, normalmente presente nel caso di un’alimentazione statica di elevata potenza, il quale, in caso di blackout prolungato, permette di incre-mentare l’autonomia delle batterie.

Il tema dell’efficienza energetica ha assunto no-tevole rilevanza per il settore degli UPS. A di-mostrazione di ciò, i costruttori di UPS si sono mobilitati per introdurre miglioramenti della prestazione energetica dei propri prodotti, contri-buendo alla redazione del Code Of Conduct da parte della Commissione Europea in collaborazione con il CEMEP (Comitato europeo che raccoglie le prin-cipali associazioni europee operanti nel settore delle macchine elettriche e dell’elettronica di potenza), la cui ultima versione10, pubblicata nel Marzo 2011, definisce i valori minimi di rendimento per le appa-recchiature di potenza superiore a 0,3 kVA immesse

Tabella 3.16Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un inverter ad un compressore azionato da un motore di efficienza standard


[h/anno]7,5 37 160

0,122 0,070 0,0662.000

0061 0,035 0,0334.000

0,032 0,018 0,0177.680

3.1.3 UPS

10 La prima versione del Codice di Condotta sull’efficienza energetica e la qualità dei Gruppi Statici di Continuità è stata redatta nel 2006. Essa poneva limiti di rendimento a tutti i prodotti immessi sul mercato a partire dal 2007



nel mercato dal 2011 al 2014.

L’evoluzione tecnologica dei componenti ha consen-tito una sensibile riduzione del consumo energetico degli UPS, che ha un impatto non trascurabile se si considera che essi tipicamente funzionano per un numero elevato di ore all’anno. Più nel dettaglio, parlare di un UPS ad alta efficienza significa riferirsi ad un dispositivo che:•• adotta inverter a più livelli, che permette in pri-

mo luogo di ridurre le perdite;•• adotta la soluzione transformerless (e/o magne-

tiche ad alto rendimento) che riduce le perdite dovute alle parti magnetiche;

•• adotta uno stadio di ingresso ad assorbimento sinusoidale che permette di ridurre le armoniche di corrente evitando così di introdurre ulteriori dispositivi che aggiungono perdite;

•• adotta architetture che utilizzano alte tensioni interne, che consentono di ridurre le correnti in gioco e gli stadi di conversione, diminuendo conseguentemente le relative perdite.

Con riferimento al settore industriale italiano, il consumo attribuibile agli UPS rappresenta una porzione sicuramente poco rilevante del consu-mo elettrico complessivo, nell’ordine di 1 TWh, motivo per cui l’efficienza energetica del dispositivo rappresenta un elemento secondario rispetto all’af-fidabilità dello stesso, nonostante sia oggetto di cre-scente interesse sia da parte degli utilizzatori finali che degli installatori.

Per valutare la convenienza economica associata all’a-dozione di un UPS ad alta efficienza rispetto ad uno ad efficienza standard sono stati valutati i seguenti casi:

•• Il caso di sostituzione di un UPS funzionante ad efficienza standard con un UPS ad alta effi-cienza11;

•• Il caso di acquisto di un UPS ad alta efficienza rispetto ad uno ad efficienza standard12.

Le TABELLE 3.17 e 3.18 riportano l’andamento del Tempo di Pay-Back associato all’investimento di un UPS ad alta efficienza in ciascuno di questi due casi.

L’analisi di questi dati mostra come la sostituzione di un UPS ancora funzionante non sia giustifica-ta, da un punto di vista economico, se si considera come indicatore il Tempo di Pay-Back dell’inve-stimento. Questo tranne che nei casi di macchine di grande taglia e di utilizzo per un numero di ore all’anno elevato, dato che l’investimento da soste-nere (corrispondente all’intero costo d’acquisto dell’UPS ad alta efficienza) non è sufficientemen-te controbilanciato dal risparmio energetico con-seguibile. Nel caso invece di nuovo acquisto (o, similmente, di sostituzione forzata a fine vita di un UPS), la scelta di un sistema energeticamen-te efficiente risulta in generale premiante, regi-strando Tempi di Pay-Back in linea con le soglie normalmente utilizzate dalle imprese, fatta ecce-zione per le taglie ridotte con un numero di ore di funzionamento annuo pari a 2.000.

Anche in questo caso, è possibile completare l’ana-lisi calcolando il costo medio del kWh risparmiato lungo la vita utile dell’UPS, in funzione delle poten-ze in gioco e dei diversi scenari di funzionamento, sia nel caso di sostituzione di un dispositivo ad effi-cienza standard funzionante che di nuovo acquisto. Si vedano a questo proposito le TABELLE 3.19 e 3.20.

11 In questo caso, il valore di efficienza “standard” è rappresentativo del parco di UPS attualmente installato, mentre il valore di efficienza dei dispositivi ad alta efficienza è in linea con quanto previsto dal Code Of Conduct del 2011 e con il valore di efficienza dei prodotti “top di gamma” a portafoglio dei principali produttori di UPS.12 In questo caso, il valore di efficienza “standard” è rappresentativo dell’efficienza dei prodotti “tradizionali” a portafoglio dei principali produttori di UPS, mentre i valori di efficienza dei dispositivi “ad alta efficienza” sono in linea con quanto previsto dal Code Of Conduct del 2011 e con il valore di efficienza dei prodotti “top di gamma” a portafoglio dei principali produttori di UPS.

Tabella 3.17Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante)

con uno ad alta efficienza

Potenza [kVA] /Ore di funzionamento

[h/anno]10 16040 80

>> vita utile >> vita utile 14,66 21,172.000

26,06 10,84 6,05 7,964.000

9,63 4,93 2,93 3,767.680


77


Questi dati mostrano che, adottando come indica-tore di riferimento il costo del kWh risparmiato, la sostituzione di un UPS funzionante con uno a mag-giore efficienza risulta economicamente conveniente, fatta eccezione per le macchine di piccola taglia e nel caso di un numero ridotto di ore di funzionamento. Viceversa, l’investimento associato al nuovo acquisto (o sostituzione forzata) di un UPS ad alta efficienza rispetto ad uno ad efficienza standard risulta ampia-mente conveniente in ogni scenario considerato.

Un impianto industriale presenta tipicamente

due tipologie di carichi elettrici, resistivi puri o resistivo-induttivi. Quest’ultimo tipo di carichi (che si riscontrano in dispositivi quali motori, tra-sformatori e saldatrici) funziona tipicamente crean-do campi magnetici. Essi necessitano quindi di pre-levare dalla rete anche energia reattiva, per cui in loro presenza il generatore che alimenta l’impianto si trova ad erogare, oltre alla potenza attiva necessa-ria per compiere lavoro, anche una potenza reattiva, la cui entità dipende dal fattore di potenza del cari-co. Il fattore di potenza, denominato cosφ, può esse-re quantificato attraverso il rapporto tra la potenza attiva (P) e reattiva (Q) assorbite dal carico, secondo la relazione cosφ=cos arc tg (Q/P), in cui l’angolo φ rappresenta l’angolo tra i vettori corrente e tensione

Tabella 3.18

Tabella 3.19

Tabella 3.20

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno ad efficienza standard

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante) con uno ad alta efficienza

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno ad efficienza standard


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

10

10

10

160

160

160

40

40

40

80

80

80

18,66

0,155

0,064

12,46

0,118

0,052

2,48

0,030

0,013

2,35

0,028

0,014

2.000

2.000

2.000

7,28

0,078

0,032

5,30

0,059

0,026

1,20

0,015

0,007

1,14

0,014

0,007

4.000

4.000

4.000

3,47

0,040

0,017

2,59

0,031

0,014

0,62

0,008

0,003

0,59

0,007

0,004

7.680

7.680

7.680

3.1.4 Rifasamento dei carichi elettrici



di fase. Al fine di rendere disponibile a questa tipo-logia di carichi l’energia reattiva di cui necessitano, la quale in realtà non viene consumata ma conti-nuamente scambiata tra il generatore che alimenta l’impianto ed i carichi stessi, gli impianti di genera-zione e le linee elettriche devono necessariamente gestire una corrente maggiore a parità di energia attiva, che quindi crea complessivamente maggio-ri costi di produzione e gestione.

Rifasare significa aumentare il cosφ, ovvero dimi-nuire l’angolo φ e conseguentemente diminuire, fino ad eventualmente annullare, l’esigenza di pre-levare dalla rete potenza reattiva Q da parte del carico industriale. All’aumentare della componen-te induttiva (quindi per cosφ decrescenti), infatti, aumenta la potenza reattiva assorbita dal carico, ed a questa va posta attenzione sia per quanto riguarda il dimensionamento dell’impianto di distribuzione, ma anche perché è causa di perdite per effetto Joule sulle linee di distribuzione stesse.

Il rifasamento si può eseguire installando, a mon-te del carico, dispositivi che generano potenza re-attiva e quindi forniscono alla macchina elettrica l’energia reattiva necessaria per sostenere il cam-po elettromagnetico, evitando quindi che que-sta venga prelevata dalla rete. Si fa riferimento in particolare a motori sincroni rotanti sovraeccitati e condensatori statici in derivazione. Entrambi in-fatti assorbono dalla rete una corrente sfasata di 90° in anticipo sulla tensione, che può compensa-re, in toto o in parte, la corrente sfasata di 90° in ritardo corrispondente alla potenza reattiva assor-bita dalla rete in cui sono installati. La misura più diffusa prevede l’installazione, in parallelo con il carico da rifasare o nel punto desiderato della rete, di condensatori statici di appropriata capacità. Un condensatore è composto da numerosi elementi capacitivi collegati tra loro in serie e parallelo al fine di realizzare la tensione e la potenza nominale

necessaria per rifasare.

Il corretto rifasamento di un impianto elettrico assicura i seguenti vantaggi da un punto di vista tecnico ed economico:•• evitare le penali applicate dai distributori

dell’energia agli utenti con basso cosφ. Secondo le indicazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (delibera 348-07), le imprese distribu-trici sono obbligate ad applicare dei corrispettivi tariffari a ciascun utente con potenza impegnata maggiore di 16,5 kW sulla potenza reattiva pre-levata in eccesso, qualora il cosφ sia inferiore a 0,9 (il che significa che l’energia reattiva prelevata eccede il 50% dell’energia attiva consumata). Si veda in proposito la TABELLA 3.21.

•• per impianti nuovi, ottimizzare il dimensiona-mento dell’impianto in funzione dell’effettiva ca-pacità produttiva pianificata;

•• per impianti esistenti, recuperare capacità senza aggiungere/aumentare le prestazioni di quanto già installato (ad esempio, trasformatori e cavi);

•• ridurre le cadute di tensione in linea (che pos-sono causare problematiche nell’avviamento dei motori, o in impianti serviti da linee di media tensione lunghe e con bassa potenza di corto cir-cuito);

•• ridurre le perdite di energia per effetto Joule nei trasformatori e nei cavi.

A seconda dell’applicazione industriale e delle ca-ratteristiche ed esigenze in gioco, il rifasamento può essere effettuato secondo diverse modalità. Il rifasa-mento centralizzato a potenza fissa è il metodo più semplice per ottenere l’energia reattiva necessaria. Esso consiste nell’installazione di condensatori a valle del punto di consegna dell’energia, i quali ri-mangono permanentemente inseriti e quindi ali-mentati ogniqualvolta lo è l’impianto utilizzato-re. Nel caso di rifasamento centralizzato a potenza modulata, invece, la potenza rifasante totale viene

Tabella 3.21Corrispettivi tariffari energia reattiva (c€/kvarh) per l’anno 2012 (Fonte: Enel Distribuzione)

Tipologie di contrattoEnergia reattiva tra il 50% e

75% dell’energia attivaEnergia reattiva eccedente il

75% dell’energia attiva

3,23 4,21Utenze in bassa tensione

1,51 1,89Utenze in media tensione

0,86 1,10Utenze in alta e altissima tensione


79


frazionata su più condensatori, la cui attivazione/disattivazione, in base alle necessità delle utenze, avviene attraverso l’uso di automatismi che sfrut-tano un sistema di rilevamento di tipo varmetrico. Il rifasamento distribuito rappresenta invece la configurazione ideale per conseguire al massimo i benefici del rifasamento. Ad ogni carico che lo necessita è associato un condensatore che genera in loco la potenza reattiva richiesta, senza che quindi vi siano correnti reattive in circolazione in alcuna porzione dell’impianto. Esiste anche il cosiddetto rifasamento per gruppi, configurazione interme-dia tra quella distribuita e quella centralizzata, che prevede un rifasamento per gruppi di carichi ali-mentati da una stessa linea o da più linee ma in uno stesso reparto. Infine, il rifasamento misto viene spesso adottato negli impianti utilizzatori di dimensioni significative. In questo caso, si cerca di rifasare in maniera distribuita i carichi con il maggiore assorbimento di potenza reattiva, men-tre i rimanenti vengono rifasati per gruppi.

Per valutare la convenienza economica associata ad interventi di rifasamento, sono stati considera-ti una serie di scenari, ossia il caso di rifasamento distribuito di carichi da 7,5 kW e 30 kW ed il ri-fasamento centralizzato di un carico da 300 kW. Per ognuno di questi scenari si sono ipotizzate due

diverse situazioni di partenza, ossia un cosφ ini-φ ini- ini-ziale di 0,75 ed uno di 0,85, in base ai quali è stato possibile calcolare il quantitativo di energia attiva e reattiva “consumato” nel caso, rispettivamente, di 2.000, 4.000 e 7.680 ore di funzionamento annuali. Le TABELLE 3.22 e 3.23 riportano i valori del Tempo di Pay-Back associato all’investimento nel sistema di rifasamento, rispettivamente nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75 ed a 0,85.

L’analisi dei dati mostra come l’intervento di rifasamento dei carichi elettrici risulti ampia-mente conveniente, sia nel caso di sistema cen-tralizzato che distribuito, con Tempi di Pay-Back quasi sempre inferiori o pari a 2 anni. L’unica eccezione è rappresentata dal caso di rifasamento distribuito di un’utenza di piccola taglia (7,5 kW). Si nota inoltre come, all’aumentare della distan-za tra il cosφ di partenza (0,75 nel primo caso e 0,85 nel secondo caso) ed il cosφ “target” (assunto pari a 0,90), aumenti in generale la convenienza economica del rifasamento, poiché l’investimento addizionale nell’acquisto del condensatore a mag-giore capacità è più che compensato dal risparmio conseguito in termini di mancato pagamento delle penali.

Riportiamo inoltre il calcolo del costo medio del

Tabella 3.22

Tabella 3.23

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)


[h/anno]


[h/anno]

7,5 Distribuito

7,5 Distribuito

30 Distribuito

30 Distribuito

300 Centralizzato

300 Centralizzato

8

>> vita utile

1,9

7,1

1

1,34

2.000

2.000

2,8

14

0,8

2,45

0,5

0,6

4.000

4.000

1,26

5,10

0,38

1,1

0,23

0,3

7.680

7.680



kWh13 risparmiato nei due casi considerati in pre-cedenza (si vedano le Tabelle 3.24 e 3.25), che ri-badisce ulteriormente la convenienza economica dell’adozione di questa soluzione per l’efficienza energetica nei processi industriali.

In ambito industriale, il problema della corretta gestione del vettore aria compressa è molto ri-levante, poiché circa l’11% dei consumi elettrici delle imprese è ad essa ascrivibile, con un’inciden-za del consumo di energia associato al sistema ad aria compressa che può arrivare a rappresentare più del 30% dell’energia elettrica consumata da un’im-presa (come ad esempio nella produzione del poli-stirolo espanso o la produzione di bottiglie in PET). L’aria compressa è utilizzata in una moltitudine di settori, dall’industria meccanica a quella chimica e petrolchimica, dall’alimentare, alle costruzioni, sia nell’uso di processo che in quello di servizio, con

applicazioni che vanno dall’utilizzo in specifiche lavorazioni (in utensili per lavorazioni meccani-che, quali ad esempio avvitatori, oppure in processi come la verniciatura a spruzzo), ad utilizzi meno appropriati, alla luce del suo costo notevole, quali la pulizia o il raffrescamento.

Un sistema ad aria compressa è composto essenzial-mente da:•• macchina di compressione, di cui fanno parte

il motore, il compressore, il sistema di raffredda-mento, la centralina e la trasmissione (che può essere a cinghia oppure ad ingranaggi);

•• serbatoio, che ha la funzione di disaccoppiare la produzione dell’aria compressa dal suo prelievo, consolidare la pressione e di far fronte ai picchi di domanda. Infine, la permanenza dell’aria nel serbatoio permette l’accumulo e lo spurgo di eventuali condense. Questi dispositivi hanno di-mensioni variabili che vanno dalle decine di litri per le applicazioni su impianti da pochi kW fino a diverse migliaia di litri per applicazioni nell’or-

Tabella 3.24

Tabella 3.25

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento(nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento(nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)


[h/anno]


[h/anno]

7,5 Distribuito

7,5 Distribuito

30 Distribuito

30 Distribuito

300 Centralizzato

300 Centralizzato

0,018

0,029

0,009

0,011

0,004

0,004

2.000

2.000

0,009

0,015

0,005

0,006

0,002

0,002

4.000

4.000

0,005

0,008

0,002

0,003

0,001

0,001

7.680

7.680

13 Per poter confrontare la tecnologia del rifasamento con le altre analizzate nel presente Rapporto sulla base dei medesimi indicatori di convenienza eco-nomica, la quantità di energia reattiva sottoposta a penale è stata “tradotta” in energia attiva (tramite il cosφ), così da poter calcolare anche un “costo del kWh risparmiato”.

3.1.5 Aria compressa


81


dine di centinaia di kW;•• sistema di trattamento dell’aria, composto

dall’essiccatore e dai filtri, la cui funzione deriva dal fatto che nell’aria, una volta compressa, au-menta la concentrazione di polveri, umidità ed altri contaminanti;

•• rete di distribuzione;•• terminali o utenze.

Il principale componente di un sistema ad aria compressa è ovviamente il compressore. Si tratta di una macchina operatrice che eleva la pressio-ne di un gas tramite l’impiego di energia mec-canica, derivante da un motore elettrico cui è accoppiata. Esistono numerose classificazioni dei diversi tipi di compressori. Una di esse fa ri-ferimento alla distinzione, in base al principio di funzionamento, tra compressori volumetrici (i quali sono maggiormente utilizzati nell’industria, soprattutto con riferimento alla tipologia “a vite”) e compressori dinamici. Nei primi, infatti, l’in-cremento della pressione del fluido è ottenuto tra-mite la riduzione del volume dello stesso ad opera del compressore, mentre nei secondi il trasferi-mento dell’energia dal compressore al fluido che l’attraversa avviene provocando una variazione della quantità di moto del fluido.

Per comprendere l’importanza del risparmio sulla componente energetica necessaria al funzionamen-to di un sistema ad aria compressa, basti pensa-re che mediamente circa il 75% del Total Cost of

Ownership fa riferimento al consumo di energia, mentre la restante parte si ripartisce abbastanza equamente tra costi di investimento ed installa-zione e costi di manutenzione. Si veda in proposito la FIGURA 3.2.

Alla luce di queste evidenze, il tema del risparmio energetico assume in questo comparto una gran-de importanza. Entrando nel merito delle possibili azioni sull’impianto dell’aria compressa finalizzate all’efficienza energetica, la TABELLA 3.26 mostra una lista di possibili interventi, individuando per cia-scuno di essi una percentuale indicativa di rispar-mio energetico che consentono di ottenere rispetto al consumo globale del sistema. Nel seguito è pre-sentata una rassegna di alcuni dei principali inter-venti eseguibili sul sistema ad aria compressa, cui è associata una valutazione della relativa convenienza economica.

Una prima tipologia di intervento finalizzato a mi-gliorare le prestazioni energetiche del sistema ad aria compressa fa riferimento all’ottimizzazione del-le utenze che utilizzano l’aria compressa stessa. In questo ambito, uno degli aspetti critici riguarda la destinazione d’uso del vettore aria compressa. Come accennato in precedenza, in ambito indu-striale l’aria compressa viene talvolta utilizzata in applicazioni, quali la pulizia o il raffrescamento, che sono non economiche considerati gli elevati costi di generazione ed utilizzo dell’aria compressa (circa 1-3 c€/Nm3). È opportuno pertanto valutare l’op-

Figura 3.2Total Cost of Ownership di un sistema ad aria compressa su un orizzonte temporale di 10 anni

consumo energetico

acquisto ed installazione

manutenzione

13%

75%

12%



portunità di sostituire l’utilizzo dell’aria compres-sa con una soluzione alternativa meno costosa (ad esempio, nel caso di raffrescamento di componen-ti di macchinari o di prodotti, si possono valutare soluzioni quali l’utilizzo di ventilatori o il raffresca-mento ad acqua).

Un altro degli interventi più promettenti, in ter-mini di risparmio energetico conseguibile (stima-bile nel 20% del consumo di energia elettrica del compressore), fa riferimento alla riduzione delle perdite di aria, che possono essere presenti nella rete di distribuzione oppure a livello delle uten-ze. Tra tutte le modalità con cui realizzare efficien-za energetica, la ricerca delle perdite è sicuramente quella più immediata, poiché viene effettuata trami-te procedure standard e genera ritorni molto rapidi

per il cliente (con Tempi di Pay-Back anche inferio-ri all’anno), ad un costo d’investimento contenuto. Considerando ad esempio un sistema di aria com-pressa in uno stabilimento industriale caratterizzato da compressori installati per un totale di 1.000 kWe, che funzionano mediamente per 6.000 ore all’anno, ed un livello di perdite nell’ordine del 10-15%15 del-la portata totale, il costo della diagnosi può essere stimato intorno ai 3.000 €. I risparmi annui conse-guibili a seguito della riduzione delle perdite16(circa 70.000 €/anno) determinano un Tempo di Pay-Back dell’intervento (che consiste nel rifacimento delle sigillature, sostituzione delle guarnizioni, sostitu-zione di tubazioni e/o utenze danneggiate, per un investimento stimabile nell’ordine di 60.000 €) in-feriore ad un anno. Le TABELLE 3.27 e 3.28 riporta-no rispettivamente i valori del Tempo di Pay-Back

Tabella 3.26Lista di possibili interventi su un impianto ad aria compressa

(Fonte: Rielaborazione da Compressed air systems in the European Union, Fraunhofer Institute - 2001)

Intervento Risparmio conseguibile14 [%]

40Ottimizzazione di alcune utenze

7Aggiornamento dei compressori

15Miglioramento degli azionamenti (variatori di velocità, ASD)

2Miglioramento dei motori (motori ad alta efficienza, HEM)

20Riduzione delle perdite di aria

5Miglioramento del raffreddamento, essicazione e filtraggio

12Usi di sistemi di controllo sofisticati

2Sostituzione più frequente dei filtri

20Recupero del calore di scarto per altri scopi

3Riduzione perdite per attrito

9Progetto complessivo dell’impianto

14 Le percentuali di risparmio conseguibile a seguito dei possibili interventi sono valutate per interventi effettuati singolarmente, pertanto non risulta sensato sommarle per stimare il risparmio globalmente conseguibile.15 Sebbene si riscontrino di frequente valori di perdite anche superiori al 20%, questo rappresenta un valore che può essere considerato una media di mercato16 Tipicamente si considera un tasso di perdite “fisiologico”, non eliminabile, nell’ordine del 5-7%.

Tabella 3.27Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un sistema ad aria compressa

Ore di funzionamento [h/anno]

2,62.000

1,34.000

0,67.680


83


dell’investimento e del costo del kWh risparmiato al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.

Entrambi gli indicatori di convenienza economi-ca sono concordi nel mostrare la forte convenien-za di suddetto intervento, anche nel caso di un nu-mero di ore di funzionamento del sistema ridotto.

Un terzo intervento piuttosto promettente in ter-mini di risparmio energetico conseguibile fa ri-ferimento al recupero di calore dal compressore. Le tecnologie per scambiatori di calore utilizzabili a questo fine sono:•• scambiatore ad acqua, che rappresenta l’opzione

più comune, specialmente su compressori di tipo volumetrico. In questi casi l’aria in uscita rag-giunge i 200°C ed il calore è recuperabile trami-te lo scambio termico con acqua che sale a 80°C circa e può essere usata sia per usi sanitari sia per il riscaldamento degli ambienti. Recentemente si è assistito all’adozione di questi scambiatori an-che su compressori rotativi, specie quelli centri-fughi. L’aria in uscita da questo tipo di compres-sori, solitamente utilizzati per grosse potenze, ha una temperatura che raramente supera i 140°C, per cui è possibile generare acqua calda intorno ai 70°C;

•• scambiatore ad aria, che viene applicato princi-palmente per il recupero di calore da compres-sori di taglie ridotte, a causa del basso coefficien-te di scambio termico dell’aria. L’aria calda così generata può essere utilizzata direttamente per il riscaldamento degli ambienti attigui alla sala compressori.

Per quel che riguarda i costi di installazione del si-stema di recupero calore, essi dipendono sia dalle potenze calorifiche in gioco, che impattano in ma-niera importante sul costo dello scambiatore, sia dall’installazione di circuiti alternativi (come una

caldaia di backup, per far fronte all’eventualità di guasto del sistema di recupero del calore). Indipen-dente dal sistema di raffreddamento utilizzato nel compressore, oltre il 90% del calore generato può essere potenzialmente recuperato e riutilizzato, a fronte di un recupero reale che si attesta intorno al 70-80%. Considerando ad esempio il caso dell’in-stallazione di un sistema di recupero di calore ad acqua su un compressore centrifugo a due stadi, con taglia di compressore pari a 250 kWe, che può com-portare un investimento complessivo nell’ordine di 30.000 €, i risparmi derivanti da tale recupero di calore (utilizzato in luogo di una tradizionale cal-daia a metano che produce acqua calda per usi di processo) sono stimabili nell’ordine di 128.000 €, in caso di funzionamento del compressore per 6.000 ore all’anno, da cui si evince un Tempo di Pay-Back inferiore all’anno ed un costo del kWh termico ri-sparmiato di 0,3 c€/kWh.

Le TABELLE 3.29 e 3.30 riportano rispettivamente i valori del Tempo di Pay-Back dell’investimento e del costo del kWh termico risparmiato al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.

Entrambi gli indicatori di convenienza econo-mica, anche in questo caso, sono concordi nel mostrare la grande convenienza di suddetto in-tervento, anche nel caso di un numero di ore di funzionamento del sistema ridotto, se confrontati rispettivamente con la soglia di Tempo di Pay-Back accettata dalle imprese (2-3 anni) e con il benchmark di produzione dell’energia termica mediante tecno-logia tradizionale (4,7 c€/kWh). A fronte di questi risultati incoraggianti, giova sottolineare, in primo luogo, che vi sono casi in cui è necessario effettua-re investimenti addizionali da tenersi in debita considerazione, come ad esempio la realizzazione di sistemi di distribuzione del calore recuperato o di un sistema di backup (tipicamente una caldaia tra-

Tabella 3.28Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un sistema ad aria compressa


0,0632.000

0,0314.000

0,0167.680



dizionale) per sopperire all’eventuale indisponibilità del calore recuperabile dal compressore. In secondo luogo, evidentemente, la bontà dell’investimento di-pende dall’effettiva presenza di una domanda termi-ca che sfrutti il calore recuperato.

Un quarto possibile intervento fa riferimento al re-design degli impianti esistenti, che tipicamente riguarda i livelli di pressione e portata del sistema, o, nei casi più “drastici”, il cambiamento del layout stesso dell’impianto. Un’opportunità interessante in quest’ottica riguarda l’adozione di serbatoi di accu-mulo. Una prima applicazione di questo tipo, già citata in precedenza, riguarda i serbatoi a valle del compressore (installati tipicamente sui compressori a vite non dotati di inverter, non essendo questi in grado di parzializzare la portata), in cui un possibile intervento che ha impatto sull’efficienza del sistema fa riferimento all’adeguato dimensionamento del serbatoio in base alle esigenze dell’impianto, le quali possono differire da quelle riscontrate al momen-to della progettazione del sistema (si consideri che i compressori sono macchinari piuttosto longevi, con una vita utile anche nell’ordine di diverse de-cine di anni). Una seconda applicazione riguarda invece gli impianti di grossa taglia, nei quali si può procedere all’installazione di serbatoi lungo l’im-

pianto, al fine di stabilizzare la pressione di rete e consentire una riduzione della pressione di lavoro nominale dei compressori e di conseguenza una riduzione del consumo energetico stesso (si stima che la riduzione di 1 bar della pressione di esercizio equivalga ad un risparmio di energia pari o superio-re al 5%, che può essere stimato fino a circa il 10% del consumo energetico ante-intervento). Conside-rando l’adozione di un sistema di serbatoi da 5 m3 su un sistema con un compressore da 250 kWe che la-vora per 6.000 ore all’anno, l’investimento stimabile nell’ordine dei 20.000 € si ripaga in 1,5 anni. Consi-derando una vita utile dell’intervento pari a 5 anni, il costo del kWh elettrico risparmiato si attesta sui 3 c€/kWh. Le TABELLE 3.31 e 3.32 riportano rispet-tivamente i valori del Tempo di Pay-Back dell’inve-stimento e del costo del kWh elettrico risparmiato al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.

Al variare del numero di ore di funzionamento, si nota che l’intervento appare sempre conveniente se si guarda al costo del kWh elettrico risparmia-to, sebbene nel caso di 2.000 ore tale costo si attesti sui 10 c€/kWh, soglia limite per le imprese gran-di consumatrici di energia. Viceversa, guardando al Tempo di Pay-Back, questo varia tra poco più di un anno nel caso di funzionamento per 7.680 ore,

Tabella 3.29

Tabella 3.30

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore in un sistema ad aria compressa

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore in un sistema ad aria compressa



1,5

0,01

2.000

2.000

0,7

0,005

4.000

4.000

0,37

0,002

7.680

7.680


85


ed oltre 4 anni nel caso di funzionamento per 2.000 ore all’anno, attestandosi pertanto (in quest’ultimo caso) su un livello ritenuto frequentemente inaccet-tabile dalle imprese.

Come ultimo possibile intervento, vale la pena ci-tare il miglioramento degli azionamenti, ossia il ricorso a metodi di regolazione efficienti, in primis l’inverter, di cui si è ampiamente discusso nel PARA-GRAFO 2.1.2, al quale si rimanda per le analisi di con-venienza economica (si veda in particolare il caso di applicazione di inverter su compressore).

Al pari dell’aria compressa, un altro ambito che a li-vello industriale ha un grande peso è rappresenta-to dalla refrigerazione. Essa infatti è responsabile di una quota del consumo elettrico totale associa- associa-to all’industria, paragonabile a quella della pro-duzione e distribuzione di aria compressa, pari a circa il 10%. La refrigerazione ha svariati ambiti di applicazione, tra cui il raffreddamento di prodotto (ad esempio, alimenti, materie plastiche e gomma, metalli), di processo (ad esempio, aria, fumi di com-

bustione, superfici di lavorazione), di macchinari (ad esempio, controllo della temperatura dell’olio di raffreddamento), oltre che dell’ambiente, arrivando ad avere una rilevanza primaria in alcuni settori in-dustriali, come ad esempio quello alimentare, dove si stima che fino al 25% dei consumi elettrici siano ad essa imputabili.

I sistemi di refrigerazione tradizionali si basano sul classico ciclo frigorifero, in cui il fluido refri-gerante assorbe e poi dissipa calore, ricevendo in ingresso lavoro (di compressione) che viene usato per far passare il fluido dallo stato di gas a quello liquido. Il calore così generato viene estratto dal ciclo tramite uno scambiatore di calore (conden-satore), ed il fluido viene successivamente fatto espandere ed evaporare, producendo quindi l’ef-fetto frigorifero.

Considerati i principali componenti di un sistema di refrigerazione, come si nota dalla FIGURA 3.3, che riporta un’indicazione dei consumi elettrici dei principali componenti di un sistema di refrigera-zione industriale, il compressore è in assoluto re-sponsabile della maggior parte del consumo glo-bale (pari ad oltre il 60%).

Tabella 3.31

Tabella 3.32

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un sistema ad aria compressa

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un sistema ad aria compressa



4,2

0,10

2.000

2.000

2,1

0,05

4.000

4.000

1,1

0,03

7.680

7.680

3.1.6 Refrigerazione



Gli interventi possibili sul sistema di refrigerazio-ne per migliorare la sua efficienza energetica sono molteplici, e fanno riferimento principalmente alla corretta gestione dell’impianto ed all’utilizzo di ap-parecchiature efficienti. È utile sottolineare che l’ottimizzazione globale del sistema deriva sì dalla scelta oculata dei diversi componenti del sistema e della loro regolazione, ma anche dall’interazione fra essi. La TABELLA 3.33 riassume i principali interventi ed i relativi risparmi energetici potenzialmente con-seguibili.

Guardando all’impianto di refrigerazione nel suo

complesso, questi sistemi frequentemente funzio-nano in maniera stabile secondo parametri prefis-sati. Uno di questi fa riferimento alla pressione di picco del ciclo, vale a dire la pressione di mandata del compressore. Spesso accade che la pressione di picco sia predeterminata, ed i sistemi di controllo intervengano esclusivamente al fine di mantenere costante questo valore. Avere invece la possibilità di variare la pressione di picco a seconda del ca-rico a cui è sottoposto l’impianto ed alle condi-zioni esterne permette di evitare inutili consumi energetici e può portare a risparmi a livello di impianto fino al 10-25% del consumo energeti-25% del consumo energeti-

Figura 3.3Consumi elettrici relativi dei principali componenti di un sistema di refrigerazione industriale

(Fonte: Energy efficiency practices in industrial refrigeration – Energy design resources)

compressore

evaporatore

condensatore

pompe e ausiliari

62%12%

14%

12%

Tabella 3.33Lista di possibili interventi su un impianto di refrigerazione industriale (Fonte: Rielaborazione da ENEA)

Intervento Risparmio conseguibile17 [%]

10 – 25Controllo sulla pressione massima

8 -10Ottimizzazione del sistema

5 – 10Adeguato spessore dell’isolamento

4 – 8Adeguate misure di gestione e manutenzione

2 – 6 (per intervento su singola apparecchiatura)Uso di apparecchiature efficienti (motori elettrici ad alta efficienza ed inverter su compressori, ventilatori e pompe)

80 (calore)Recupero di calore

17 Le percentuali di risparmio conseguibile a seguito dei possibili interventi sono valutate per interventi effettuati singolarmente, pertanto non risulta sensato sommarle per stimare il risparmio globalmente conseguibile.


87


co complessivo (principalmente del compressore e delle ventole del condensatore). Questo si ottie-ne dotando un sistema di refrigerazione (sia esso di nuova realizzazione od esistente) di strumenti hardware (ossia sensori, come ad esempio trasmet-titori di pressione e organi di regolazione, e inverter su ventilatore del condensatore) e software (che in-tervengono introducendo la logica di gestione della pressione di picco), al fine di abilitare la regolazione dinamica della pressione di picco.

Considerando ad esempio il caso di un impianto di refrigerazione avente un compressore da 250 kWe, su cui si voglia adottare la strumentazione necessa-ria per il controllo dinamico della pressione di pic-co, le TABELLE 3.34 e 3.35 riportano rispettivamente i valori del Tempo di Pay-Back dell’investimento e del costo del kWh risparmiato al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.

Analizzando le due tabelle, si nota in primo luogo che la convenienza economica dell’investimento risente fortemente delle ore di funzionamento dell’impianto, da cui dipendono evidentemente i

risparmi di energia conseguibili. Se si considera il Tempo di Pay-Back (SI VEDA TABELLA 3.34), si nota come l’intervento non risulti economicamente conveniente (assumendo sempre la prospettiva dell’impresa) nel caso di funzionamento dell’im-pianto per 2.000 ore all’anno, mentre il costo del kWh elettrico risparmiato (SI VEDA TABELLA 3.35) ri-sulta in tutti i casi abbondantemente al di sotto del benchmark di acquisto dell’energia elettrica da rete.

Per quel che riguarda i consumi elettrici diretti, al momento della scelta dei componenti dell’impianto occorre selezionare opportunamente i motori elettri-ci per il compressore, pompe e ventilatori del con-densatore e ventilatori dell’evaporatore, oltre a pre-vedere qualora opportuno una velocità modulabile di queste apparecchiature tramite l’installazione di inverter. Per la valutazione economica dell’adozione di motori elettrici ad alta efficienza (sia nel caso di so-stituzione “volontaria”, ossia su un dispositivo ancora funzionante, che di sostituzione “obbligata”, ossia su un dispositivo non funzionante) e dell’adozione di inverter su compressore, pompa e ventilatore, si ri-manda rispettivamente ai PARAGRAFI 3.1.1 e 3.1.218.

Tabella 3.34

Tabella 3.35

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazione

Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazione



5,8

0,074

2.000

2.000

2,8

0,037

4.000

4.000

1,2

0,019

7.680

7.680

18 Come mostra la TABELLA 3.12, l’adozione di inverter su ventilatore permette di conseguire mediamente gli stessi risparmi energetici derivanti dall’adozio-ne dello stesso su pompa.



In terzo luogo, analogamente a quanto visto per il compressore presente nel sistema ad aria compressa (SI VEDA IL PARAGRAFO 3.1.5 per le valutazioni sulla convenienza economica dell’investimento), esiste l’opportunità di recuperare il calore dissipato da questo dispositivo, nella misura di circa il 70-80% del calore complessivamente generato.

Vi sono infine una serie di interventi che riguarda-no la manutenzione del sistema di refrigerazio-ne (come la pulizia dell’impianto o il controllo del fluido refrigerante), grazie ai quali sono ottenibili interessanti risparmi energetici, nell’ordine del 4-8%. Una tematica correlata riguarda la coiben-tazione e più in generale la riduzione delle perdite,

sia per quanto riguarda i locali refrigerati sia per il sistema di distribuzione, che può portare a rispar-mi energetici fino al 10%. La coibentazione degli impianti è una prassi consolidata nel settore della refrigerazione, tuttavia spesso si riscontrano degli interventi approssimativi, sia in termini di materiali utilizzati che di modalità con cui l’intervento è stato realizzato. Una corretta coibentazione, realizza-bile con investimenti nell’ordine delle decine di migliaia di €, porta ad ingenti risparmi, che per-mettono di rientrare in pochi anni (tra i 2 e i 4) dall’investimento effettuato.

Il BOX 3.1 descrive infine il caso dell’adozione del ci-clo frigorifero ad assorbimento.

Box 3.1Il ciclo frigorifero ad assorbimento

Il ciclo frigorifero ad assorbimento rappresenta un’in-teressante alternativa al ciclo frigorifero tradizionale. In ambito industriale, esso può essere adottato nel caso in cui si abbia la presenza di cascami termici da smaltire, tipicamente derivanti dal processo o da impianti di co-generazione (nel qual caso si parla più correttamente di trigenerazione). Un impianto frigorifero ad assorbimento è un sistema che trasferisce calore da una sorgente fredda ad una sorgente calda mediante l’impiego di una ulteriore quantità di calo-re fornito al sistema da una sorgente a temperatura elevata (maggiore dei quella della sorgente calda). Il frigorifero ad assorbimento si basa sull’impiego di una miscela binaria di fluidi, di cui uno si comporta come fluido refrigeran-te e l’altro come solvente, in cui il refrigerante è disciolto in concentrazione più o meno elevata.Rispetto al classico ciclo frigorifero tradizionale, questo sistema differisce per l’introduzione delle fasi di generazione e assorbimento, in luogo del tradizionale compressore. L’impianto è costituito dai seguenti componenti: • un evaporatore, in cui avviene la sottrazione di calore

dall’ambiente da raffreddare con l’evaporazione del fluido refrigerante;

• un assorbitore, nel quale il refrigerante evaporato (fortemente concentrato) viene riassorbito dalla so-luzione (diluita) grazie ad una differenza di concen-trazione e con un raffreddamento con fluido esterno al ciclo;

• una pompa, che invia la soluzione dall’assorbitore al desorbitore ed aumenta la pressione del fluido;

• un desorbitore, in cui la soluzione rilascia una parte del soluto per evaporazione, grazie ad un flusso di ca-lore proveniente dall’esterno;

• un condensatore, in cui il vapore proveniente dal de-sorbitore condensa, con trasferimento di calore all’e-sterno, mediante il medesimo fluido esterno che ha operato il raffreddamento presso l’assorbitore;

• una valvola di laminazione, che riporta il fluido nell’e-vaporatore e ne riabbassa la pressione.

La prima generazione di frigoriferi ad assorbimento è quella che sfrutta l’ammoniaca come refrigerante (soluto) e l’acqua come assorbente (solvente). Questa applicazione ha il vantaggio di operare a pressioni superiori a quella at-mosferica e di permettere di raggiungere temperature ben al di sotto dello 0 (fino anche a -60 °C). Successivamen-te si è passati ad applicazioni in cui l’acqua viene invece utilizzata come refrigerante (soluto) e il bromuro di litio come assorbente (solvente), il quale presenta i vantaggi di essere non tossico e di avere grande affinità con l’acqua, oltre ad un alto punto di ebollizione. Il vantaggio di avere l’acqua come refrigerante risiede nella sua stabilità, nella non tossicità, nell’alto calore di evaporazione e nella sua facile reperibilità. Il grosso limite è dato invece dal punto di cristallizzazione dell’acqua per cui questo tipo di abbi-namento viene usato nella maggior parte dei casi per solu-zioni di raffescamento degli ambienti.


89


Per quanto riguarda i sistemi che prevedono il processo di combustione, gli sforzi degli operatori industriali sono rivolti allo sviluppo di sistemi ad elevata efficienza ed alla minimizzazione delle emis-sioni inquinanti. Fare efficienza in quest’ambito implica la riduzione del calore disperso dai pro-dotti della combustione, recuperandolo prima dell’espulsione dall’impianto dei prodotti della combustione. L’efficienza termica dei sistemi che utilizzano la combustione può essere infatti calcola-ta come rapporto tra la differenza fra il calore entra-te ed uscente ed il calore entrante stesso. La variabile su cui agire fa riferimento al calore (uscente) perso dai fumi esausti. Si ha infatti che, all’aumentare della temperatura di processo, il rendimento termico si riduce, pertanto aumentano le potenzialità di effi-cientamento (in termini di aumento del rendimento termico) conseguibili grazie al recupero del calore contenuto nei fumi esausti preriscaldando l’aria comburente.

Per ottenere questi risultati, si sono affermate solu-zioni che utilizzano bruciatori capaci di provve-dere direttamente al recupero di calore dei fumi, sfruttando il principio dello scambiatore di calore in controcorrente (si parla in questo caso di bruciatori “auto-recuperativi”) o il principio del recupero con masse rigeneranti (si parla in questo caso di brucia-tori “rigenerativi”). Il miglioramento dell’efficienza degli impianti di combustione industriale, ottenu-to grazie a queste tecnologie, a fronte del risparmio energetico che permettono di conseguire, determi-na l’incremento della produzione di ossidi di azoto (NOx) nei sistemi ad alta efficienza, che dipende direttamente dalla temperatura dell’aria di combu-

stione. Per superare questo problema, si ricorre alla cosiddetta combustione flameless.

Nei bruciatori auto-recuperativi, l’elemento di recu-pero circonda il bruciatore, ed il preriscaldamento dell’aria comburente viene realizzato facendo passa-re una certa quantità di fumi esausti caldi attraverso la sezione anulare compresa tra il recuperatore di calore ed il mantello esterno del forno. La loro effi-cienza nel recupero energetico può variare anche di molto sulla base delle dimensioni dell’impian-to e della temperatura di processo, permettendo un risparmio del consumo di combustibile rispet-to alla situazione pre-intervento nell’ordine del 15-20%. Tipicamente l’intervento sul bruciatore si inserisce all’interno di una più ampia “revisione” del funzionamento del forno, mediante l’installazione o la taratura di opportuni strumenti di regolazio-ne del funzionamento stesso, i quali permettono di amplificare notevolmente i benefici conseguibili.

Nella valutazione economica di questa tecnologia sono stati considerati due casi:•• La sostituzione di bruciatori tradizionali fun-

zionanti con bruciatori auto-recuperativi;•• La sostituzione di bruciatori tradizionali non

funzionanti con bruciatori auto-recuperativi (concettualmente analogo al caso di “nuovo ac-quisto”).

Le TABELLE 3.36 e 3.37 riportano rispettivamente il Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciato-ri auto-recuperativi su un forno industriale, ed il Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con brucia-tori auto-recuperativi, calcolati in funzione delle ore di funzionamento annue19.

Tabella 3.36Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione (€/kWh) di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi


11,94.000

6,27.680

19 Nella fattispecie, non appare ragionevole valutare il caso di funzionamento per 2.000 h/anno.

3.1.7 Sistemi di combustione efficienti



Si nota come la sostituzione di bruciatori tradizio-nali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi abbia un Tempo di Pay-Back nell’ordine dei 6 anni, nel caso di funzionamento del forno per 7.680 ore all’anno. Esso tuttavia pare non coerente con la so-glia di 2 o 3 anni ritenuta accettabile dalla maggior parte delle imprese intervistate. Nel caso invece di sostituzione di bruciatori non funzionanti, l’in-tervento mostra un Tempo di Pay-Back di poco superiore ai 4 anni nel caso di funzionamento del forno per 7.680 ore all’anno, prossimo quindi alla soglia di accettabilità delle imprese. Nel caso di fun-zionamento per un numero ridotto di ore all’anno, l’investimento continua ad essere non conveniente.

Le TABELLE 3.38 ed 3.39 riportano il costo del kWh termico risparmiato associato rispettivamente alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi su un forno indu-striale ed alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativi. Anche in questo caso si considera l’effetto sulla con-venienza economica del numero di ore di funziona-mento annue del dispositivo20.

Le TABELLE 3.38 e 3.39 mostrano come entrambi gli interventi siano economicamente convenienti, indipendentemente dalle ore di funzionamento, registrando costi del kWh termico risparmiato inferiori alla soglia del costo di produzione dell’e-nergia termica mediante tecnologia tradizionale, pari a 4,7 c€/kWh.Come è ovvio che sia, in virtù del minore costo associato all’investimento nel caso di sostituzione di bruciatori non funzionanti (dato che si considera solo la parte differenziale tra il costo d’acquisto della tecnologia più efficiente e della tec-nologia tradizionale), i risultati in questo caso sono più incoraggianti.

Per quanto riguarda i bruciatori rigenerativi, essi sono composti da due bruciatori in materiale cera-mico che funzionano alternativamente come bru-ciatore e come scarico dei gas esausti. Durante un ciclo, uno dei due svolge la funzione vera e propria di bruciatore, preriscaldando l’aria comburente me-diante il calore recuperato dai prodotti della com-bustione nel precedente ciclo, mentre l’altro utilizza i prodotti della combustione recuperandone il con-tenuto termico. L’efficienza di recupero si aggira su


Tabella 3.37

Tabella 3.38

Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativi

Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi



7,9

0,037

4.000

4.000

4,1

0,019

7.680

7.680


91


valori molto elevati, permettendo di conseguire un risparmio sul consumo di combustibile rispet-to alla situazione pre-intervento nell’ordine del 25-30%, a fronte di un costo d’investimento unita-rio maggiore rispetto alla soluzione auto-recupera-tiva. Analogamente a quanto detto per i bruciatori auto-recuperativi, tipicamente un intervento del ge-nere comprende anche la regolazione dei parametri di combustione, grazie ai quali il vantaggio conse-guibile cresce anche in maniera notevole (chiara-mente in funzione della “bontà” della regolazione ante-intervento).

Anche nella valutazione economica di questa tecno-logia sono stati considerati due casi:•• La sostituzione di bruciatori tradizionali funzio-

nanti con bruciatori rigenerativi;•• La sostituzione di bruciatori tradizionali non

funzionanti con bruciatori auto-rigenerativi.

Le TABELLE 3.40 e 3.41 riportano il Tempo di Pay-Back rispettivamente associati alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti e non funzionanti con bru-ciatori rigenerativi su un forno industriale, calcolati in funzione delle ore di funzionamento annue21.

Tabella 3.41

Tabella 3.40

Tabella 3.39

Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori rigenerativi

Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori rigenerativi

Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativi




5,3

9,5

0,025

4.000

4.000

4.000

3

4,8

0,013

7.680

7.680

7.680




Dall’analisi delle tabelle si evince che la sostituzio-ne di bruciatori tradizionali funzionanti con bru-ciatori rigenerativi mostra un Tempo di Pay-Back inferiore ai 5 anni nel caso di funzionamento del forno per 7.680 ore all’anno.Focalizzando l’atten-zione sulla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti, si nota invece che il Tempo di Pay-Back assume un valore più in linea con i limiti im-posti dalle imprese nel caso di funzionamento per 7.680 ore all’anno, mentre presenta un valore mag-giore, superiore ai 5 anni, nel caso di funzionamen-to per 4.000 ore all’anno.

Le TABELLE 3.42 e 3.43 riportano il costo del kWh termico risparmiato rispettivamente nel caso di so-stituzione di bruciatori tradizionali funzionanti e non funzionanti con bruciatori rigenerativi su un forno industriale, calcolati in funzione delle ore di funzionamento annue22.

Si nota in questo caso come l’investimento risulti piuttosto conveniente in entrambi i casi analiz-zati, sia nel caso di funzionamento del forno per 7.680 che per 4.000 ore all’anno, registrando va-lori abbondantemente inferiori al benchmark di

costo di produzione dell’energia termica, pari a 4,7 c€/kWh.

I sistemi efficienti di combustione analizzati si pongono in parziale contrapposizione al recupero di calore per preriscaldo dell’aria comburente ef-fettuato in maniera “centralizzata” a valle del forno, soluzione che tipicamente viene utilizzata quando le temperature di esercizio del forno (inferiori ai 900-1000°C) non sono tali da giustificare l’investi-mento nei bruciatori sopracitati. Nella scelta fra le diverse tipologie di bruciatori, devono essere con-siderati una serie di parametri, quali ad esempio il numero di ore di funzionamento ed il numero di bruciatori da installare/sostituire (da cui dipende l’ammontare dell’investimento da sostenere ed il tempo di ritorno dello stesso). Esistono inoltre una serie di vincoli tecnologici legati ad esempio alla qualità dei fumi da trattare ed alla dimensione dei bruciatori stessi che non possono essere trascurati (ad esempio, la taglia massima dei bruciatori au-to-recuperativi non supera tipicamente i 400 kW, a causa dell’eccessiva dimensione di dispositivi di taglia maggiore), mentre per quelli rigenerativi si va anche oltre il MW.


Tabella 3.42

Tabella 3.43

Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori rigenerativi

Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori rigenerativi



0,028

0,017

4.000

4.000

0,015

0,009

7.680

7.680


93


L’idea alla base della cogenerazione è molto semplice. In ogni ciclo termodinamico motore, che generi energia elettrica utilizzando come fonte energeti-ca calore ad alta temperatura, è necessario cedere calore a più bassa temperatura, in genere all’am-biente. Il calore ceduto dai gas combusti è una quota rilevante del calore introdotto nel ciclo ed è, a tutti gli effetti, una perdita che penalizza le prestazioni ener-getiche del ciclo motore. Se questo calore, in tutto o in parte, viene recuperato perché esiste un utilizza-tore termico, si realizza un processo cogenerativo e si migliora l’efficienza termodinamica del processo. Il vantaggio, rispetto alla generazione separata, è misurabile in termini di rendimento, che può au-mentare fino all’ 80%-85%, contro un rendimento tradizionale di generazione separata pari al 40-50% per la generazione elettrica e 85-90% per la produzione termica. Nel complesso, questo si tra-duce in una riduzione del consumo di combustibi-le nell’ordine del 25-30%.

In generale, un sistema cogenerativo è costituito da un impianto motore primo, da un generatore elet-trico che, mosso dall’impianto motore, è in grado di produrre elettricità, e da recuperatori di calore (scambiatori di calore). Per quanto riguarda i mo-tori primi, le tecnologie ad oggi maggiormente im-piegate sono:•• gli impianti turbogas, utilizzati in ciclo sempli-

ce con recupero di calore per la cogenerazione direttamente dai gas di scarico, o in ciclo com-binato, che consiste nel recupero di calore per la cogenerazione dopo aver utilizzato i gas di scari-co anche per la produzione di vapore di alimento per una turbina a vapore;

•• gli impianti a vapore, che possono essere a con-tropressione, se il calore è recuperato dal vapore scaricato dalla turbina, o a spillamento, se il ca-lore è ottenuto da vapore estratto in uno stadio intermedio della turbina;

•• i motori alternativi a combustione interna, a ci-clo Diesel o ciclo Otto. In entrambi i casi il calore proviene principalmente dai gas di scarico e dal liquido di raffreddamento del corpo motore.

I principali vantaggi legati all’utilizzo di un im-pianto cogenerativo in luogo di un sistema per la generazione separata di calore ed energia elettrica-sono:•• minor consumo di energia primaria, grazie

alla maggior efficienza del sistema. Con impianti cogenerativi è possibile raggiungere rendimenti anche superiori all’80% (ovvero si riesce a sfrut-tare utilmente oltre l’80% dell’energia messa a di-sposizione dall’impianto), con conseguente mi-nor consumo di combustibile a parità di servizio reso;

•• minori emissioni in atmosfera di gas serra ed altre sostanze inquinanti. La migliore efficien-za complessiva dei sistemi cogenerativi consente una riduzione nel consumo di combustibili e di conseguenza minori emissioni in atmosfera di gas serra, quali ad esempio la CO2 e altre sostan-ze inquinanti che risultano dai processi di com-bustione;

•• riduzione delle perdite per trasmissione. L’ap-plicazione della cogenerazione, essendo l’im-pianto di norma localizzato vicino all’utente finale, rende minime le perdite per la distribu-zione e il trasporto dell’energia.

E’ bene comunque sottolineare anche i principali limiti che occorre considerare nella valutazione di un impianto cogenerativo. Il principio della coge-nerazione, seppure valido in generale, talvolta non può essere applicato in maniera energeticamente ed economicamente conveniente, se non sono soddi-sfatte le seguente condizioni:•• presenza e vicinanza dell’utenza termica. È

necessario che nelle vicinanze dell’impianto co-generativo sia presente un’utenza termica, indu-striale o civile;

•• contemporaneità delle utenze. La richiesta di energia termica ed elettrica devono essere con-temporanee. Un impianto di cogenerazione ti-picamente è in grado di mettere a disposizione calore ed energia elettrica simultaneamente, per-tanto è necessario che le utenze nello stesso mo-mento assorbano tale energia. Per questa ragione ad esempio spesso gli impianti cogenerativi sono allacciati alla rete elettrica nazionale cedendo a questa l’energia elettrica prodotta in eccedenza;

•• compatibilità delle temperature. Non tutti gli impianti cogenerativi rendono disponibile calore alla medesima temperatura. Può accadere dun-que che un sistema cogenerativo non sia adatto a servire un’utenza termica perché questa richiede calore a temperature troppo elevate. È necessa-

3.2 Le soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvi-gionamento di energia elettrica o di combustibile

3.2.1 Cogenerazione



rio pertanto scegliere correttamente il sistema cogenerativo da accoppiare ad una certa utenza, oppure introdurre modifiche all’impianto stesso tali da innalzare la temperatura del calore messo a disposizione;

•• flessibilità dell’impianto. Pur essendo presenti in maniera contemporanea la domanda di calore ed energia elettrica da parte di una utenza, tal-volta il rapporto tra l’energia richiesta nelle due forme può variare. È solitamente apprezzato che un sistema cogenerativo sia in grado di variare il proprio rapporto di cogenerazione, tuttavia non tutti i sistemi su cui si basa un impianto cogene-rativo offrono tale possibilità. Va detto tuttavia che per poter operare con alti rendimenti com-plessivi tali da giustificare l’investimento, occor-re mantenere entro limiti ben definiti il rapporto tra l’energia elettrica prodotta e l’energia termica.

Di seguito vengono descritti i principali impianti motore utilizzati a fini cogenerativi, evidenzian-do anche le eventuali modifiche che è necessario introdurre per sfruttare anche il cascame termi-co. Si tratta principalmente di tecnologie impiegate in impianti di taglia media e grande (non inferiore a 1MWe). La TABELLA 3.44, in particolare, sintetizza i principali vantaggi e svantaggi delle tecnologie og-getto di analisi.

I cicli a vapore sono i più sfruttati per la generazione di energia elettrica. Il vantaggio di tale tecnologia consiste nella possibilità di utilizzare combustibili di bassa qualità, quale carbone, oli combustibili pe-santi e biomasse, grazie al fatto che sono sistemi a combustione esterna, in cui dunque i prodotti della

Tabella 3.44Vantaggi e svantaggi delle principali tipologie di impianti motore utilizzati a fini cogenerativi

Tipologie di impianti motore

Vantaggi Svantaggi

Impianti a vapore

Impianti a turbogas

Cicli combinati

Motori a combustione interna

• possibilità di impiego di una vasta gamma di combustibili

• disponibilità di calore sottoforma di vapore a vari livelli di pressione e temperatura

• lungo ciclo di vita • buona flessibilità

• elevati rendimenti • rapidi tempi d’installazione • energia termica disponibile ad alta

temperatura

• ampia disponibilità di potenze • elevati indici prestazionali • buona risposta ai cambiamenti di

carico • possibilità di effettuare frequenti

avviamenti ed arresti • calore disponibile a più livelli di

temperatura • rapidità e semplicità d’installazione • tecnologia consolidata e matura • basso costo per KW installato

• rendimenti elevatissimi

• sottrazione di calore all’ impianto che determina riduzione del rendimento termodinamico (spillamento del vapore)

• ingombri elevati • lenta risposta alle variazioni di carico

• necessità di utilizzare combustibili puliti e quindi costosi

• necessità di controlli periodici e revisioni programmate per le turbine

• necessità di personale specializzato • necessità di evitare frequenti

avviamenti ed arresti

• alti costi d’ impianto • necessità di controlli periodici e

revisioni programmate per le turbine • necessità di personale specializzato

• elevato rumore e vibrazioni • richiedono combustibili pregiati per

evitare lo sporcamento • buona parte del calore è disponibile a

temperature medie e basse

3.2.1.1 Impianti a vapore


95


combustione cedono il loro calore ad un altro fluido anziché evolvere direttamente nelle macchine. Per rendere l’impianto idoneo alla cogenerazione, così da fornire calore a temperature compatibili con quelle delle utenze, devono essere introdotte alcune modifiche al ciclo termodinamico di base. A seconda della modifica introdotta, si parla di im-pianti con turbina a contropressione o con turbina a spillamento.

Negli impianti a contropressione il condensatore di vapore viene by-passato ed il vapore in uscita dalla turbina è inviato ad uno scambiatore di ca-lore, dove condensa cedendo calore ad un altro mezzo termovettore che alimenta una utenza ter-mica. La maggiore temperatura a cui avviene la condensazione determina in questo caso maggiori pressioni di condensazione, con perdita di lavoro meccanico e quindi di energia elettrica. Qualora non sia richiesto calore dall’utenza, il vapore può condensare in un condensatore normale, permet-tendo dunque al sistema di operare in sola genera-zione di energia elettrica.

Negli impianti a spillamento di vapore la cogenera-zione viene realizzata prelevando una certa quantità di vapore in uno stadio intermedio della turbina (il prelievo potrebbe essere effettuato anche a monte della turbina) per essere inviato ad una utenza ter-mica. Tale configurazione è adottata in larga parte in contesti industriali dove, per necessità tecnolo-giche e produttive, siano necessari contestualmente energia elettrica e vapore. Variando la quota di por-tata spillata è dunque possibile variare il rapporto di cogenerazione dell’impianto.

L’applicazione di cogenerazione da impianti a vapore si limita per lo più ad applicazioni indu-striali in cui sarebbe comunque necessario pro-durre in maniera continuativa vapore per finalità tecnologiche (ad esempio, industrie cartarie, chi-miche, alimentari). Sistemi cogenerativi basati su impianti a vapore si collocano su taglie importan-ti, nell’ordine delle decine di MWe (comunque non inferiori ai 2 MWe). Solitamente vengono impiega-ti in applicazioni dove c’è la necessità di produrre vapore e l’energia termica viene privilegiata rispetto alla produzione elettrica, dal momento che questi impianti sono caratterizzati da rendimenti di produzione di energia elettrica che raramente superano il 15%, rendendo disponibile quindi circa il 60-70% dell’energia primaria del combustibile come energia termica sotto forma di vapore a varie pressioni e temperature.

Il costo medio chiavi in mano di un impianto co-generativo di questo tipo può variare in maniera notevole, soprattutto in funzione dell’efficienza di produzione di energia elettrica che si intende otte-nere. In generale per impianti destinati prevalen-temente alla cogenerazione in cui non è richiesto un elevato rendimento di produzione di energia elettrica, è possibile stimare un costo in 500-1.300 €/kWeed un costo annuo di manutenzione di 3-9 €/MWhe.

Per quanto concerne la convenienza economica di un investimento in un impianto di cogenerazio-ne in cui il motore primo è una turbina a vapore, sono state considerate alcune taglie-tipo in fun-zione dell’applicabilità della tecnologia. Per le di-verse taglie d’impianto, è stato calcolato il Tempo di Pay-Back dell’investimento ed il costo del kWh elettrico e termico generati. Questi ultimi vanno confrontati con i valori benchmark di 0,10 €/kWhe e 0,047 €/kWht, che fanno rispettivamente riferi-mento all’acquisto di energia elettrica da rete ed alla produzione di energia termica mediante cal-daia tradizionale a gas.

Giova precisare che in questo caso, analogamente alle altre tecnologie di cogenerazione valutate, non si è ritenuto opportuno distinguere tra il caso di nuova installazione ed il caso di sosti-tuzione dell’esistente, in quanto le simulazioni non portano a differenze apprezzabili nella va-lutazione. Considerando come “caso-base” l’ap-provvigionamento dell’energia elettrica da rete e la produzione in loco di calore tramite caldaia tra-dizionale a metano, si ha che, in primo luogo, il costo della caldaia tradizionale è minimo rispetto all’impianto di cogenerazione (nell’ordine dei 15 €/kW per le taglie considerate nella trattazione, di due ordini di grandezza inferiore rispetto al costo di un impianto di cogenerazione) e che, in secon-do luogo, sarà comunque presente una caldaia di back-up per far fronte ad eventuali malfunziona-menti dell’impianto principale.

La TABELLA 3.45 riporta i valori del Tempo di Pay-Back per un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore, in funzione della taglia e del tempo di funzionamento, oltre che la connessione alla rete elettrica. Guardando a que-sto indicatore, si nota come l’investimento mostri tempi di ritorno comunque interessanti (nell’or-dine dei 3-4 anni) in caso di utilizzo dell’impian-to su un numero di ore elevato, mentre l’utilizzo meno continuativo porta a pesanti allungamenti



del tempo di rientro. Se si confrontano i valori con la soglia di 2 o 3 anni ritenuta spesso accettabile dal-le imprese (anche se, nel caso della cogenerazione, dal confronto con gli operatori emerge che talvol-ta le imprese sono disposte ad accettare Tempi di Pay-Back più elevati), solo nel caso dell’impianto di taglia 10MWe con funzionamento su 7.680 ore all’anno l’investimento appare giustificabile.

Per il calcolo del costo del kWh prodotto, essendo-vi la produzione combinata di energia elettrica e termica, sono stati adottati due approcci. Il primo prevede che i costi lungo la vita utile della tecno-logia (ossia i costi d’investimento, installazione e

manutenzione) vengano ripartiti tra la produzione elettrica e termica, convertite in energia primaria (espressa in tep), come mostra il BOX 3.2.

Dall’analisi delle TABELLE 3.46 e 3.47 emerge come il costo del kWh elettrico prodotto sia in tutti i casi di gran lunga inferiore al costo d’acquisto dello stesso dalla rete, mediamente pari a 10 c€/kWh per tali utenze. Discorso analogo può essere fatto con riferimento al kWh termico, che rimane sempre inferiore al valore soglia fissato in 0,047 €/kWh.

Il secondo approccio, invece, prevede il calcolo del costo del KWh elettrico prodotto considerando la

Tabella 3.45

Tabella 3.46

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore

Potenza [MWe]/Ore di funzionamento

[h/anno]


[h/anno]

5

5

10

10

16,2

0,073

11,5

0,068

2.000

2.000

7,1

0,063

5,5

0,060

4.000

4.000

4

0,058

3,4

0,055

7.680

7.680

Box 3.2Ripartizione dei costi di un impianto di cogenerazione tra produzione elettrica e termica

Per tenere conto del fatto che per produrre le medesime quantità di energia termica ed elettrica sono necessari apporti di energia primaria diversi, i valori di produzione elettrica e termica riferibili alle diverse taglie d’impianto di cogenerazione sono stati tradotti in tep. Ad esempio, considerando il caso di un impianto di cogenerazione in

cui il motore primo è una turbina a vapore da 5MWe, si ha una produzione totale energia elettrica di 140.000 MWh (ossia 26.168 tep) ed una produzione totale ener-gia termica di 256.760 MWh (ossia 22.134 tep). La componente elettrica risulta pertanto pari al 54% del totale, mentre il restante 46% è relativa alla parte termica.


97


cosiddetta “valorizzazione termica”, ossia imputan-do tutti i costi associati all’investimento lungo la sua vita utile ai kWh elettrici generati e sottraendo a tali costi il costo evitato del gas naturale necessario per produrre separatamente l’energia termica (ottenuta dalla cogenerazione) mediante tecnologia tradizio-nale. La TABELLA 3.48 riporta i valori del costo me-dio del kWh elettrico prodotto durante la vita utile dell’impianto di cogenerazione, calcolato secondo tale approccio.

Si nota anche in questo caso come l’investimento risulti ampiamente conveniente, essendo il costo del kWh elettrico prodotto sempre inferiore alla soglia dei 10 c€/kWh.

I sistemi turbogas (basati sul ciclo Brayton-Joule) sono oggi largamente utilizzati nella propulsione aeronautica in ragione della loro compattezza, ma sono sempre più apprezzati anche in applicazio-ni stazionarie, rappresentando in particolare la base di impianti cogenerativi ed impianti a ciclo combinato. I gas scaricati dalla turbina infatti si trovano ad una temperatura assai elevata (prossi-ma o superiore ai 500°C), tale da consentirne lo

sfruttamento per fini termici, ossia per alimentare direttamente un’utenza termica (in questo caso il sistema turbogas è in assetto cogenerativo), oppu-re per alimentare un ciclo a vapore, realizzando così un impianto a ciclo combinato, come descrit-to successivamente in questo capitolo. Il modo più semplice di recuperare il calore è quello di posizio-nare una caldaia a recupero (nota come HRB, Heat Recovery Boiler) sul percorso fumi, al fine di scal-dare un fluido termovettore (ad esempio acqua) da inviare ad un’utenza termica.

Lo schema d’impianto turbogas a ciclo semplice può essere ulteriormente modificato portando alla realizzazione di un ciclo combinato, che si ot-tiene dalla combinazione di due impianti motore in cui uno alimenta termicamente l’altro. I gas scaricati della turbina a gas sono infatti a temperature com-patibili con le temperature massime di un impian-to a vapore e possono essere usati per alimentare un generatore di vapore a recupero (detto HRSG, Heat Recovery Steam Generator), con cui produrre vapore per alimentare una turbina. In un impianto a ciclo combinato si osserva come, a parità di com-bustibile impiegato, l’energia elettrica generata sia maggiore di quella che si otterrebbe da un turbogas in ciclo semplice, determinando un incremento nel

Tabella 3.47

Tabella 3.48

Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)


[h/anno]


[h/anno]

5

5

10

10

0,034

0,073

0,031

0,064

2.000

2.000

0,029

0,055

0,027

0,05

4.000

4.000

0,027

0,047

0,025

0,043

7.680

7.680

3.2.1.2 Turbine a gas e cicli combinati



rendimento globale del sistema. Proprio per que-sto motivo i cicli combinati gas-vapore si stanno diffondendo parecchio, con rendimenti elettrici prossimi al 60%.

Gli impianti di cogenerazione con turbine a gas sono per la quasi totalità impianti di tipo indu-striale con taglie superiori a 1MWe, anche se esi-stono installazioni di microturbine da alcune cen-tinaia di kWe, che saranno analizzate separatamente nel prosieguo del capitolo. Questa predominanza di impianti di grande taglia è legata ai rendimenti di produzione, che diminuiscono molto al diminuire della potenza. Di conseguenza, per assicurare suf-ficienti livelli di efficienza, tali impianti necessi-tano di utenze con richiesta continua di ingenti quantitativi di energia termica ad alta temperatu-ra, condizione soddisfatta esclusivamente da alcu-ne produzioni industriali con assorbimenti termici confrontabili con quelli elettrici. Tali impianti sono in gran parte alimentati a metano e sono caratte-rizzati da rendimenti di produzione di energia elet-trica mediamente intorno al 25%, con un’efficienza complessiva di circa il 70-75% per le migliori appli-cazioni. Essi sono adatti per un funzionamento in continuo che non preveda più di uno spegnimento a settimana. Inoltre il loro funzionamento ottimale si ottiene solo con carichi alquanto prossimi a quel-lo nominale dell’impianto. I settori principali in cui sono installati questi impianti sono: industria ce-ramica, cartaria, petrolchimica (con prevalenza di cicli combinati), industria della raffinazione del pe-trolio (con prevalenza di cicli combinati) e industria siderurgica.

Il costo medio di un impianto di cogenerazione con turbogas è di 500-1.000 €/KWe per impianti di grande taglia, con un costo annuo di manuten-zione stimabile in 3-5 €/MWhe. Per i cicli combi-nati, invece, il costo d’investimento specifico è di 800-1.500 €/KWe, con un costo annuo di manuten-

zione di 4-6 €/MWhe.

Per quanto concerne la convenienza economica di un investimento in un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas, sono state consi-derate alcune taglie-tipo in funzione dell’applicabilità della tecnologia. La TABELLA 3.49 mostra i valori del Tempo di Pay-Back dell’investimento in funzione della taglia dell’impianto e delle ore di funzionamento.

Dall’analisi dei dati si nota come l’investimento mo-stri tempi di ritorno interessanti (nell’ordine dei 2-3 anni) in caso di utilizzo dell’impianto su un numero consistente di ore all’anno, mentre nel caso di fun-zionamento per 4.000 h/anno o, addirittura, più contenuto, il tempo di rientro è decisamente più dilatato. Se si confronta questo con la soglia massima per il tempo di rientro normalmente assunta dalle im-prese, solo nel primo caso (ossia con funzionamento su 3 turni) l’investimento appare giustificabile.

Le TABELLE 3.50 e 3.51 riportano invece il costo del kWh elettrico e termico prodotto in un impianto di questo tipo, in funzione delle ore di funzionamento e della taglia, ripartendo i costi lungo l’intera vita utile della tecnologia tra la produzione elettrica e termica.

Dall’analisi dei dati si nota come il costo del kWh elettrico prodotto sia in tutti i casi di gran lunga inferiore al costo d’acquisto da rete dello stesso (assunto pari a10 c€), attestandosi al di sotto dei 7 c€/kWh. Anche nel caso dell’energia termica pro-dotta, indipendentemente dalle taglie di impianto, il costo del kWh termico generato è sempre inferiore al valore assunto come riferimento, ossia il costo per la produzione termica da caldaia tradizionale a me-tano, fissato in 0,047 €/kWh. Considerando invece il costo del kWh elettrico prodotto con la sopra-citata metodologia della “valorizzazione termica”, l’investimento risulta ancora una volta conveniente, come illustrato in TABELLA 3.52.

Tabella 3.49Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione

in cui il motore primo è una turbina a gas


[h/anno]5 10

10,7 8,52.000

5,5 4,44.000

3 2,57.680


99


Per quanto concerne l’impianto a ciclo combina-to, sono state valutate due taglie di impianto, 10 MWe e 20 MWe . La TABELLA 3.53 riporta il valore

del Tempo di Pay-Back associato all’investimento in funzione della taglia di impianto e del tempo di funzionamento.

Tabella 3.50

Tabella 3.52

Tabella 3.51

Tabella 3.53

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)

Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

5

5

5

5

10

10

10

10

0,067

0,062

0,031

>> vita utile

0,063

0,057

0,029

>> vita utile

2.000

2.000

2.000

2.000

0,060

0,048

0,028

13,5

0,057

0,047

0,027

8

4.000

4.000

4.000

4.000

0,056

0,041

0,026

6

0,054

0,041

0,025

4

7.680

7.680

7.680

7.680



È interessante rilevare, dall’analisi dei dati, come i valori del Tempo di Pay-Back non siano in linea con la soglia massima di accettabilità imposta dalle imprese, anche per quegli impianti che fun-zionano su più turni. Il discorso cambia nel caso di valutazione del costo medio del kWh prodotto lun-go la vita dell’impianto. In questo caso, come si nota dalle TABELLE 3.54 e 3.55 (i cui valori sono ottenuti ripartendo i costi lungo l’intera vita utile della tec-nologia tra la produzione elettrica e termica), l’in-vestimento appare conveniente indipendentemente dalla taglia d’impianto e dalle ore di funzionamento dello stesso. Si tratta quindi di un investimento in una tecnologia che nel complesso può aiutare l’impresa a creare valore economico lungo l’arco

della sua vita utile, ma che richiede un notevole tempo per poter essere completamente ripagato.

Risultati analoghi si ottengono calcolando il costo del kWh prodotto utilizzando il metodo della “valo-rizzazione termica”, come riportato in TABELLA 3.56.

I motori a combustione interna (o MCI) si prestano alla cogenerazione in un campo di potenze piutto-sto ampio, con le più piccole unità da poche decine di kWe, fino ad arrivare a potenze nell’ordine di di-versi MWe. Esistono due tipologie di motori a com-bustione interna, denominati in base al ciclo termo-

Tabella 3.54

Tabella 3.55

Tabella 3.56

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas

Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

10

10

10

20

20

20

0,089

0,041

0,094

0,076

0,035

0,077

2.000

2.000

2.000

0,069

0,03

0,069

0,062

0,029

0,06

4.000

4.000

4.000

0,06

0,028

0,057

0,055

0,025

0,051

7.680

7.680

7.680

3.2.1.3 Motori a combustione interna


101


dinamico che li contraddistingue. Il motore Otto (o ad accensione comandata) e quello Diesel (o ad ac-censione spontanea). I principali vantaggi di questa tecnologia sono il grado di maturità, l’affidabilità, i rendimenti elevati (superiori al 35% già per taglie intorno al MWe) e costi d’investimento contenuti. Gli svantaggi invece sono rappresentati dal costo di manutenzione piuttosto elevato, dalla notevole ru-morosità e dalla presenza di vibrazioni.

Grazie al fatto di rendere disponibile l’energia ter-mica a differenti livelli di temperatura, questi im-pianti sono particolarmente indicati per quelle utenze che necessitano di energia termica per processo (tipicamente ad alta temperatura) e/o condizionamento ambientale a bassa tempera-tura. Nel settore industriale la cogenerazione con motore a combustione interna ha come concorrente quella con turbogas, soprattutto per taglie d’impian-to dai 4MWe in avanti, e quella con impianti a vapo-re per alcuni particolari settori, quali il cartario o le distillerie, caratterizzati da processi continui e non stagionali che richiedono l’utilizzo di ingenti quan-tità di vapore.

La grande maggioranza degli impianti cogenerati-vi con motore a combustione interna presenti sul territorio nazionale sono alimentati a gas metano, ma esistono anche esempi di impianti alimentati a gasolio, GPL o a biogas. Una peculiarità che acco-muna questi impianti è quella di essere in grado di seguire senza eccessive difficoltà e perdite di

efficienza i carichi dell’utenza, se collegati in pa-rallelo con la rete elettrica, e di poter funzionare in maniera discontinua con fermate giornaliere e par-tenze improvvise su richiesta dell’utenza. Tale flessi-bilità di esercizio li rende ancor più idonei per tutte le utenze industriali che non lavorano a ciclo con-tinuo su tre turni. I settori in cui è impiegata que-sta tecnologia sono svariati: industria farmaceutica, industria alimentare, industria lattiero-casearia, industria della plastica, industria tessile, industria chimica, industria siderurgica e altre.

Il costo medio di un impianto di cogenerazione con motore alternativo è di circa 800-1.100 €/kWe per potenze maggiori di 1MWe, con un costo annuo di manutenzione di 10-16 €/MWhe. È inte-ressante sottolineare come vi sia un rilevante fattore scala, che fa sì che gli impianti sotto 1MWe siano caratterizzati da un costo specifico molto maggiore, secondo la relazione mostrata nella FIGURA 3.4.

Per quanto concerne la convenienza economica, sono state considerate due potenze tipo per questo impianto, da 1 e 5 MWe. La TABELLA 3.57 illustra il valore del Tempo di Pay-Back, in funzione della ta-glia e del tempo di funzionamento.

I tempi di ritorno appaiono interessanti nel caso di funzionamento per 7.680 ore/anno, mentre ne-gli altri casi risultano nettamente superiori alle soglie ritenute accettabili dalle imprese, attestan-dosi addirittura, in certi casi, su valori superiori alla

Figura 3.4Costo specifico (€/kW) dei motori a combustione interna al variare della taglia del motore (inferiore ad 1 MW)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

5 10 50 100 1.000

€/

kW



vita utile dell’investimento (ossia oltre i 15 anni).

Guardando viceversa al costo del kWh prodotto, sia elettrico che termico, l’investimento risulta abbondantemente conveniente. Le TABELLE 3.58 e 3.59 riportano questi valori con l’ipotesi di riparti-zione dei costi lungo l’intera vita utile della tecnolo-gia tra la produzione elettrica e termica.

Analoghi risultati si ottengono guardando al costo del kWh elettrico calcolato con il metodo della valo-rizzazione termica, il cui andamento in funzione di taglia di impianto e ore di utilizzo è riportato nella TABELLA 3.60. Si tratta quindi di un ulteriore caso di soluzione per efficienza energetica caratteriz-

zata da un elevato Tempo di Pay-Back, ma una convenienza economica nel complesso positiva lungo la sua vita utile.

Le principali tecnologie commerciali per cogene-razione di piccola taglia (con potenze inferiori al MWe) o per micro-cogenerazione (con potenze fino a 50kWe) sono: •• motori a combustione interna (di cui si è parlato

in precedenza in questo capitolo);•• microturbine a gas;•• motori Stirling;

Tabella 3.57

Tabella 3.58

Tabella 3.59

Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna

Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

1

1

1

5

5

5

>> vita utile

0,076

0,035

15

0,071

0,033

2.000

2.000

2.000

9

0,065

0,03

6,8

0,060

0,028

4.000

4.000

4.000

4,7

0,059

0,027

3,8

0,055

0,025

7.680

7.680

7.680

3.2.1.4 Piccola e Micro Cogenerazione


103


•• celle a combustibile.

Ad oggi, gli elevati costi specifici che caratteriz-zano queste tecnologie ne stanno rallentando la diffusione sul mercato. Nel range di potenze che interessa la cogenerazione di piccola taglia o la mi-cro-cogenerazione, tipico del settore delle piccole e medie industrie, le tecnologie più diffuse e consoli-date sono rappresentate dai motori a combustione interna, che hanno caratteristiche analoghe a quelle descritte precedentemente in questo capitolo, segui-te dalle microturbine a gas (o MTG). Per quanto ri-guarda queste ultime, esse consistono in un sistema di generazione di potenza di piccola taglia (tipica-mente non superiore ai 500 kWe) basato su di un ci-clo a gas rigenerativo, costituito da un compressore, una turbina, un recuperatore, un turboalternatore e una parte elettrica per la cessione della potenza elettrica alla rete. Le microturbine si basano sull’im-piego di un ciclo recuperativo e di turbomacchine radiali, assai più economiche e operanti a numero di giri elevatissimo.

Confrontando questa tecnologia con il principale concorrente, cioè i MCI, le MTG hanno i seguenti vantaggi:•• emissioni minori rispetto al kWh prodotto;

•• minori pesi e ingombri, minore rumore e vibra-zioni;

•• manutenzione richiesta ridotta (ogni 8.000-10.000 h);

•• affidabilità elevata;•• recupero termico più semplice a partire da un’u-

nica fonte.

Il grado attuale di diffusione delle MTG è piuttosto ridotto, a causa dei costi d’investimento elevati, nell’ordine dei 1.300-1.600 Euro/kW per taglie in-torno ai 100 kWe, a fronte di costi di manutenzione nell’ordine di 1-1,5 c€/KWh. Tuttavia ci si attende una riduzione sensibile di tali voci di costo a seguito di una consistente diffusione. La competizione con i MCI, come mostrano le analisi i cui risultati sono riportati nelle TABELLE 3.61, 3.62, 3.63 e3.64), è resa anche più complessa dalla minore convenienza eco-nomica che assicurano.

Il confronto fra un motore a combustione interna ed una micro-turbina a gas da 125 kW, realizzato a parità di output (ossia a parità di energia elettrica e termica prodotte) mostra come la prima tecnolo-gia sia maggiormente conveniente, sia in termini di Tempo di Pay-Back che di costo del kWh elettrico e termico prodotti (SI VEDA TABELLA 3.61).

Tabella 3.60

Tabella 3.61

Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)

Confronto del Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas


[h/anno]

Tecnologia/Ore di funzionamento

[h/anno]

1

Motore a combustione interna Microturbina a gas

5

0,078

18,7

0,070

>> vita utile

2.000

2.000

0,061

8

0,055

11

4.000

4.000

0,053

4,4

0,048

5,8

7.680

7.680



Per quanto riguarda le altre tecnologie che possono es-sere utilizzate per impianti di piccola e micro-generazio-ne, ossia le celle a combustibile e i motori a ciclo Stirling, hanno oggi una diffusione ancora più limitata a causa della loro scarsa maturità tecnologica, che si traduce in un elevato investimento specifico ed un livello di affida-bilità ancora da migliorare. La TABELLA 3.65 riporta in ottica comparative le principali caratteristiche di queste due soluzioni per piccola e micro-cogenerazione.

Il settore del recupero termico da processo è ca-

ratterizzato da una molteplicità di possibili ap-plicazioni, con differenti soluzioni impiantistiche e tecniche, finalizzate al recupero per usi termici, alla valorizzazione elettrica o ad entrambe. Esso rappresenta quindi un’opportunità per realiz-zare efficienza energetica soprattutto per quei settori altamente energivori (quali, ad esempio, il settore dei cementifici, l’industria del vetro, la siderurgia, la produzione di metalli non ferrosi, il settore oil & gas) mediante l’utilizzo della tecno-logia ORC (Organic Rankine Cycle) per la produ-zione elettrica con impianti di taglia tipicamente comprese tra qualche decina o centinaia di kWe a 5-10MWe.

Tabella 3.62

Tabella 3.63

Tabella 3.64

Confronto del costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas

Confronto del costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas

Confronto del costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)


[h/anno]


[h/anno]


[h/anno]

Motore a combustione interna



Microturbina a gas

Microturbina a gas

Microturbina a gas

0,092

0,042

0,099

0,10

0,046

0,11

2.000

2.000

2.000

0,077

0,036

0,074

0,084

0,039

0,085

4.000

4.000

4.000

0,070

0,032

0,061

0,076

0,035

0,072

7.680

7.680

7.680

3.2.2 Recupero calore e generazione elettrica mediante tecnologia ORC


105


Un sistema di recupero calore è composto tipica-mente da uno scambiatore primario, che consente il trasferimento del calore dai gas esausti ad un vettore termico (olio diatermico, acqua pressurizzata o va-pore saturo), da un impianto ORC e da un sistema per la dissipazione del calore di condensazione sca-ricato dal turbogeneratore ORC. Il vettore termico caldo, proveniente dallo scambiatore di recupero, alimenta il turbogeneratore ORC, che converte l’e-nergia termica entrante in energia elettrica e calore ad un basso livello di temperatura. Il calore scari-

cato dal ciclo di potenza in fase di condensazione viene ceduto all’ambiente per mezzo di un sistema a secco, con aircoolers (radiatori), o a umido, con torri evaporative, o addirittura sfruttando l’eventua-le capacità disponibile nell’impianto di raffredda-mento acqua esistente a servizio dell’impianto.

Il ciclo ORC utilizza un fluido organico con ele-vato peso molecolare. La scelta del fluido, per ot-timizzare il rendimento del ciclo termodinamico, è effettuata in funzione della temperatura della sor-

Tabella 3.65Principali caratteristiche delle tecnologie meno diffuse per la microcogenerazione

Tecnologia/ Caratteristiche

Celle a combustibile Motori a ciclo Stirling

Descrizione tecnologia

Rendimenti elettrici

Grado di maturità/Sviluppi futuri

Costi specifici

Nelle celle a combustibile l’energia chimica viene trasformata direttamente in energia elettrica tramite reazioni elettrochimiche. Il combustibile gassoso (generalmente idrogeno) è alimentato all’anodo mentre il comburente (aria) può essere rifornito al catodo. La reazione chimica avviene medi-ante scambio di ioni attraverso l’elettrolita e produce corrente elettrica chiudendo il circuito tra gli elettrodi (catodo e anodo). Solitamente vengono classificate in base all’ elettrolita utilizzato.

• PEM (elettrolita polimerico): 35-40% • PAFC (ad acido fosforico): 40-42% • MCFC (carbonati fusi di K o Na): 45-

50%; • SOFC ( ad ossidi solidi): 45-60%;

• PEM (elettrolita polimerico): ricerca • PAFC (ad acido fosforico):

commerciale, esistono nel mondo oltre 250 impianti per un totale di 60 MW installati

• MCFC (carbonati fusi di K o Na): ricerca, esistono decine di impianti dimostrativi di potenza nominale di 250-300 KW e in California un impianto da 1,8 MWel

• SOFC ( ad ossidi solidi): ricerca su materiali e sulla loro produzione per diminuirne i costi. Gli impianti dimostrativi piu’ grandi hanno una potenza di 100-220 kW.

• PEM (elettrolita polimerico): 3.000-6.000 €/kW

• PAFC (ad acido fosforico): 2.000 €/kW • MCFC (carbonati fusi di k o Na): 3000-

6000 €/kW • SOFC ( ad ossidi solidi): 4.000-8.000

€/kW

Si basa su ciclo chiuso che impiega un gas come fluido di lavoro (elio, azoto, aria). Si real-izza una sequenza di trasformazioni compren-dente l’introduzione e la cessione di calore da sorgenti esterne tramite scambiatori di calore e lo scambio di lavoro tramite pistoni.

Costo specifico:1.500 €/kW per potenze di qualche decina di kWCosto manutenzione: 1,5 c€/kWh

Riduzioni dei costi e miglioramento dell’efficienza sono previsti dall’industrializzazione di soluzioni “freepiston” basate sull’ accoppiamento del pistone con un generatore lineare che genera direttamente corrente alternata.I vantaggi che si prospettano per questa soluzione sono: • riduzione dei costi • semplificazione dei problemi di lubrificazione

e tenuta • facilità di avviamento

10-20%



gente termica a disposizione. Il funzionamento del modulo ORC risponde alle variazioni dei carichi termici imposti dall’esterno senza alcuna difficol-tà, adattandosi automaticamente alle condizioni di carico che si presentano durante il funzionamento. Per esempio, nel caso la sorgente primaria di calo-re sia variabile nel tempo, l’ORC segue la sorgente producendo quanto possibile e senza alcun proble-ma di gestione o di tipo funzionale (diversamente da un ciclo a vapore surriscaldato, dove il livello di surriscaldamento a carico parziale non è facilmente gestibile).

I settori di applicazione della tecnologia ORC sono molteplici. Tra di essi possiamo elencare l’industria dei materiali da costruzione (cemento, ceramica), del vetro, l’industria siderurgica (fab-bricazione di ferro, acciaio e ferroleghe), il setto-re oil & gas e l’industria dei metalli non ferrosi. Ciò che accomuna questi settori è il fatto che essi hanno a disposizione calore di scarto da proces-so di tipo continuo o ciclicamente continuo (è il caso ad esempio della produzione di acciaio liqui-della produzione di acciaio liqui-do), aspetto che riveste un ruolo fondamentale per conseguire Tempi di Pay-Back accettabili. Il costo specifico della tecnologia è piuttosto variabile in base al settore di applicazione (in particolare, in funzione della qualità dei fumi da recuperare), attestandosi mediamente intorno ai 3.500-5.000 €/kWe (per taglie inferiori ad 1 MWe) e i 2.500-3.500 €/kWe (per taglie intorno ai 5 MWe). Il co-sto specifico è sicuramente importante, ma la con-venienza economica dell’investimento deriva dalla possibilità di sfruttare un cascame termico nei fatti gratuito. Il costo annuo di manutenzione varia tra i 3 e i 9 €/MWhe.

Attualmente esistono rare installazioni della

tecnologia ORC per recupero di calore in ambito industriale in Italia23. Questo è dovuto non tanto a ragioni legate alla tecnologia in sé, nonostante essa abbia dei Tempi di Pay-Backpiuttosto eleva-ti (SI VEDA TABELLA 3.66), quanto piuttosto alla scarsa conoscenza e consapevolezza dei vantaggi associati a questi sistemi da parte dei potenzia-li clienti ed alle difficoltà che le imprese italiane stesse trovano nell’autofinanziarsi e nell’accesso al credito, aspetto fondamentale per un investi-mento importante come quello richiesto per un impianto ORC, che peraltro risulta un intervento poco “standardizzato”.

Per valutare la convenienza economica associa-ta all’installazione di un impianto ORC, sono stati calcolati il Tempo di Pay-Back ed il costo del kWh elettrico auto prodotto al variare della dimensione dell’impianto e delle ore di funzionamento annue. La TABELLA 3.66 riporta i valori del Tempo di Pay-Backper questa tecnologia.

È evidente come, anche in caso di funzionamento per 7.680 ore/anno, i tempi di rientro dell’investi-mentosiano superiori ai 5 anni e salgano a circa 10 anni nel caso di installazioni di piccola taglia. In caso di funzionamento su un numero di ore ri-dotto, ciò fa sì che l’investimento non si ripaga nel corso della sua vita utile.

La TABELLA 3.67 riporta invece il costo del kWh prodotto in un impianto ORC, in funzione della di-mensione dello stesso e delle ore di funzionamento annue. L’analisi mostra come il costo del kWh elet-trico prodotto sia inferiore rispetto al benchmark assunto come riferimento (ossia il costo d’acqui-sto dello stesso dalla rete, mediamente pari a 13 c€/kWh nel caso di applicazione di minore taglia

Tabella 3.66Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di recupero termico tramite tecnologia ORC


[h/anno]0,03 1,1 4,9

>> vita utile >> vita utile >> vita utile2.000

>> vita utile 15,8 10,94.000

10,2 6,7 5,37.680

23 Viceversa, la tecnologia ORC nella generazione distribuita da fonti rinnovabili, tipicamente da biomassa, ha avuto negli ultimi anni una diffusione importante in Italia, con circa 70 impianti installati per una potenza complessiva di circa 60 MW.


107


e di 10 c€/kWh per quelle di maggiore dimensio-ne)solo nel caso di impianti di grandi dimensioni che lavorano almeno su due turni. Rispetto ad al-tre soluzioni per efficienza energetica in ambito industriale, quindi, gli impianti ORC sembrano essere mediamente più distanti dalla convenienza economica in assenza di forme di incentivazione. Visto il loro importante contributo potenziale all’ef-ficienza energetica in ambito industriale in Italia, sarebbe opportuno che venissero introdotti dei si-stemi che favoriscano l’investimento in questo tipo di impianti, considerando attentamente le loro ca-ratteristiche peculiari.

Nei precedenti paragrafi di questo capitolo sono sta-te analizzate le principali tecnologie per l’efficienza energetica in ambito industriale, siano esse rivolte alla riduzione dei consumi di energia termica ed elettrica o alla produzione in loco di energia in so-stituzione dell’approvvigionamento “tradizionale”. Per ognuna di esse è stata valutata la convenienza economica, intesa sotto la duplice prospettiva (ad eccezione delle tecnologie per la produzione elet-trica da fonte rinnovabile) del Tempo di Pay-Back dell’investimento e del costo necessario per rispar-miare o per produrre un kWh (elettrico o termico) di energia rispetto alla soluzione standard, a bassa efficienza, di riferimento.

Obiettivo di questo paragrafo è quello di riassu-mere e sintetizzare – introducendo ovviamente delle semplificazioni che saranno discusse a breve – i risultati dell’analisi, offrendo un quadro d’as-sieme che permetta una rapida comparazione fra le diverse soluzioni esistenti.

Ponendo l’attenzione sul primo indicatore di con-

venienza economica degli investimenti in efficienza energetica, ossia il Tempo di Pay-Back, che rappre-senta indubbiamente lo strumento principale con cui le imprese valutano se intraprendere o meno un progetto di investimento, le TABELLE 3.68 e 3.70 mettono in ordine (in termini di convenienza de-crescente) le tecnologie che sono state analizzate in questo capitolo, con riferimento rispettivamente agli interventi di sostituzione volontaria (di un di-spositivo ancora funzionante) e sostituzione forzata (di una tecnologia non funzionante o in caso di ac-quisto di una nuova tecnologia).

Poiché l’analisi è resa più complessa dalla contem-poranea presenza, per alcune tecnologie, di sva-riate alternative (ad esempio in termini di dimen-sioni e di livello di efficienza energetica, come nel caso dei motori elettrici), si è scelto di concen-trarsi in questa sintesi sulle taglie intermedie e sulle alternative (all’interno delle stessa famiglia tecnologica) a maggiore efficienza, indicando per ciascuna di esse il range all’interno di cui si sposta il Tempo di Pay-Back in funzione della variazio-ne del parametro fondamentale che influenza la valutazione economica, ossia il numero di ore di funzionamento annue dell’impianto. Per l’analisi esaustiva della convenienza economica delle di-verse alternative all’interno della medesima fami-glia tecnologica, si rimanda ai rispettivi paragrafi di questo capitolo.

Nel caso di sostituzione volontaria di una tecnolo-gia funzionante, e considerando il Tempo di Pay-Back, è possibile distinguere tra: • tecnologie che sono al di sotto della soglia

massima di accettabilità per le imprese, quali inverter, rifasamento dei carichi elettrici ed in-terventi sul sistema ad aria compressa (ad ecce-zione dell’introduzione di sistemi di accumulo);

• tecnologie la cui permanenza all’interno della soglia di accettabilità delle imprese dipende

Tabella 3.67Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di recupero termico tramite tecnologia ORC


[h/anno]0,03 1,1 4,9

0,0296 0,146 0,1112.000

0,148 0,073 0,0054.000

0,077 0,038 0,0297.680

3.3 Quadro di sintesi



dal tempo di funzionamento annuo. Si tratta in particolare di UPS ad alta efficienza, di tecnolo-gie di accumulo nel sistema ad aria compressa, sistemi per il controllo dinamico della pressione in un impianto di refrigerazione, cogenerazione con turbina a gas o motore a combustione inter-na. Queste soluzioni per l’efficienza energetica in ambito industriale divengono tipicamente con-venienti, per quanto riguarda il calcolo del Tem-po di Pay-Back, solo nel caso di utilizzo su due o più turni;

• tecnologie più o meno lontane dalla conve-nienza economica, indipendentemente dal-le ore di funzionamento annue, ossia motori elettrici ad alta efficienza, sistemi efficienti di combustione, cogenerazione (eccetto il caso della turbina a gas o del motore a combustione interna) e ORC.

Considerando invece anche il costo del kWh ri-sparmiato o prodotto è molto interessante notare come i risultati dell’analisi economica cambino completamente. Si veda in questo senso la TABEL-LA 3.69.

Oltre alle soluzioni per l’efficienza energeti-ca che già sembravano convenienti in base al

Tempo di Pay-Back (e che, come è lecito atten-dersi, continuano ad esserlo considerando il co-sto del kWh risparmiato o autoprodotto), paiono esserlo anche tutte quelle che si trovavano in una situazione intermedia e parte di quelle che invece risultavano lontane dalla convenienza economica. Tra queste ultime, solamente gli im-pianti ORC ed i motori elettrici ad alta efficienza continuano a non sembrare economicamente so-stenibili, in assenza di incentivazione, anche uti-lizzando il criterio del costo del kWh. Peraltro, è da sottolineare che essi risulterebbero comunque convenienti se si considerasse come benchmark il costo di acquisto dalla rete dell’energia elettrica che mediamente sostengono le imprese non ener-givore, ossia 13 c€/kWh.

Le TABELLE 3.70 e 3.71 riportano invece i risultati dell’analisi economica, per quanto riguarda rispetti-vamente il Tempo di Pay-Back ed il costo del kWh, nel caso di sostituzione a fine vita della soluzione tecnologica standard, poco efficiente.

In questo caso, come è ragionevole attendersi, la convenienza economica migliora in modo evi-dente, sia in valore assoluto (si nota la generalizza-ta riduzione dei Tempi di Pay-Back associati ai di-

Tabella 3.68Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di sostituzione di una tecnologia

“standard” funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)

Tecnologia efficiente Tempo di Pay-Back Taglia-tipo considerata

0,37-1,5 –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore

3,8-15 5 MWCogenerazione –Motore a combustione interna

1,1-4,2 –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo

6 - > v,u, 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato

0,4-1,9 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici

4-24 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza

3-10,7 5 MWCogenerazione – Turbina a gas

6,7 - > v.u. 1,1 MWORC

0,4-1,7 37 kWInverter

4-16,2 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore

1,2-5,8 –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione

6,2-11,9 –Sistemi efficienti di combustione- Bruciatori auto-recuperativi

0,6-2,6 –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite

4,8-9,5 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi

3-15 80 kVAUPS ad alta efficienza


109


versi investimenti25) che in termini relativi: si nota infatti che solamente quattro delle tecnologie ana-lizzate (bruciatori autorecuperativi, cogenerazione con turbina a vapore o ciclo combinato ed impianti ORC) non raggiungono la soglia di convenienza economica in termini di Tempo di Pay-Back, men-tre tutte le altre si pongono a ridosso o al di sotto di tale soglia. Coerentemente con quanto visto in precedenza, la situazione appare ancora più “rosea” se si guarda al costo del kWh risparmiato o auto-prodotto, in cui si nota che solo la tecnologia ORC si pone al di là della soglia di benchmark.

Per completare lo studio, si è ritenuto opportuno-condurre, per ogni soluzione tecnologica con-siderata un’analisi di sensitività del Tempo di Pay-Back e del costo del kWh risparmiato o au-toprodotto al variare (in un range di + o - 20%) del costo di investimento specifico. In particolare, è interessante valutare, per le soluzioni che risultano economicamente convenienti e per quelle prossime

alla soglia di convenienza, se una tale variazione del costo di adozione determini o meno un cambiamen-to sostanziale nel loro livello di sostenibilità econo-mica. In modo molto interessante, si nota come il risultato delle nostre analisi non vari al modificarsi del costo di investimento nella massima parte dei casi. Si può quindi sostenere che un incremento o decremento del costo di investimento, seppur di misura rilevante, non determina sostanziali va-riazioni nella convenienza economica dell’inve-stimento. Questo ad ulteriore testimonianza della rilevanza che per la sostenibilità economica delle tecnologie di efficienza energetica in ambito indu-striale ha la variabile consumo energetico e l’asso-ciato risparmio conseguibile.

In conclusione, il quadro delineato in questo capito-lo suggerisce che, per diverse soluzioni di efficien-za energetica in impresa, l’investimento è già oggi economicamente conveniente anche in assenza di alcuna forma di incentivazione, sia nel caso

Tabella 3.69Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” funzionante, attraverso il calcolo del costo del kWh risparmiato o prodotto (€/kWh)

Tecnologia efficienteCosto medio del kWh

risparmiato/prodotto24 Taglia-tipo considerata

0,002-0,009(e) 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici

0,03-0,10 (e) –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo

0,015-0,028 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi

0,057-0,094 (e*) 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato

0,006-0,023 (e) 37 kWInverter

0,047-0,073 (e*) 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore

0,019-0,037 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi

0,038-0,146 (e*) 1,1 MWORC

0,002-0,01 (t) –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore

0,041-0,062 (e*) 5 MWCogenerazione - Turbina a gas

0,015-0,063 (e) –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite

0,03-0,12 (e) 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza

0,008-0,03 (e) 80 kVAUPS ad alta efficienza

0,048-0,07 (e*) 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna

0,019-0,074 (e) –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione

24 Il costo del kWh risparmiato o prodotto deve essere confrontato con i rispettivi valori benchmark: nel caso di risparmio o produzione di energia elettrica (contrassegnato con “e”, il benchmark è di 13 c€/kWh, che scende a 10 c€/kWh per alcune particolari applicazioni riferibili ad imprese “energivore”, con-trassegnate con “e*”); nel caso di risparmio o produzione di energia termica (contrassegnato con “t”, il benchmark è di 0,047 €/kWh).25 È da sottolineare che, per alcune delle tecnologie esaminate, non appariva sensata la distinzione tra il caso di sostituzione “volontaria” e “forzata”, da cui deriva il fatto che i corrispondenti valori nelle TABELLE 3.68 – 3.70 ed 3.69 - 3.71 risultano i medesimi. Si fa riferimento in particolare agli inverter, al rifasa-mento dei carichi elettrici, agli interventi sui sistemi ad aria compressa e di refrigerazione, alla cogenerazione ed all’ORC.



in cui si utilizzi il Tempo di Pay-Back come riferi-mento che il costo del kWh risparmiato o prodot-

to. In generale, tuttavia, gli investimenti in queste soluzioni sono caratterizzati da tempi di rientro

Tabella 3.70

Tabella 3.71

Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)

Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del costo medio del kWh risparmiato o prodotto (€/kWh)

Tecnologia efficiente

Tecnologia efficiente

Tempo di Pay-Back Taglia-tipo considerata

Taglia-tipo considerata

0,37-1,5 –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore

0,002-0,009 (e) 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici

3-10,7 5 MWCogenerazione - Turbina a gas

0,025-0,093 (e) 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza

0,6-2,6 –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite

0,009-0,017 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi

4-16,2 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore

0,048-0,07 (e*) 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna

0,4-1,9 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici

0,003-0,013 (e) 80 kVAUPS ad alta efficienza

3-17 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza

0,041-0,062 (e*) 5 MWCogenerazione-Turbina a gas

1,2-5,8 –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione

0,015-0,063 (e) –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite

6,7 - > v.u. 1,1 MWORC

0,038-0,146 (e*) 1,1 MWORC

0,4-1,7 37 kWInverter

0,002-0,01(t) –Sistemi ad aria compressa- Recupero calore

3,8-15 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna

0,03-0,01(e) –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo

1,1-4,2 –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo

0,013-0,025 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi

6 - > v.u. 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato

0,057-0,094 (e*) 10 MWCogenerazione –Ciclo combinato

0,6-2,5 80 kVAUPS ad alta efficienza

0,006-0,023 (e) 37 kWInverter

4,1-7,9 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi

0,047-0,073 (e*) 5 MWCogenerazione – Turbina a vapore

3-5,3 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi

0,019-0,074 (e) –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione

Costo medio del kWh risparmiato/prodotto


111


piuttosto lunghi, in molti casi superiori alle soglie massime accettabili dalle imprese. Questo suggeri-sce agli operatori della filiera ed ai policy maker una strada piuttosto chiara su come sarebbe necessario agire se intendono promuoverne la diffusione. Sicu-ramente il sistema dei Certificati Bianchi e il prossi-mo Conto Energia Termico (si rimanda al CAPITOLO 2 per ulteriori dettagli) potranno avere un ruolo cri-tico in questo processo. Tuttavia, sarebbe estrema-

mente importante promuovere la definizione di un organico schema di misure per la promozio-ne dell’efficienza energetica in impresa, che tenga adeguatamente conto delle profonde diversità che esistono tra varie soluzioni tecnologiche disponi-bili, in termini di livelli di convenienza economica senza incentivi e potenziale di risparmio energetico realizzabile, tema che si discuterà nel prossimo Ca-pitolo del presente Rapporto.

4. IL POTENZIALE DI DIFFUSIONE

DELLE SOLUZIONI PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN

IMPRESA


115

4. IL POTENZIALE DI DIFFUSIONE DELLE SOLUZIONI PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN IMPRESA

Questo capitolo si propone, nella prima par-te, di offrire un quadro sulle potenzialità di diffusione delle soluzioni di efficien-

za energetica in impresa descritte nel CAPITOLO 3. L’intento è quello di offrire al lettore uno strumento che lo metta nelle condizioni di comprendere in qua-le misura le diverse tecnologie possano contribuire al raggiungimento degli obiettivi che il nostro Paese si è dato in tema di efficienza energetica nel PAEE 2011, il che diventa a sua volta fondamentale per de-finire delle adeguate politiche di incentivazione per l’efficienza energetica che siano economicamente effi-cienti. Nella seconda parte del capitolo, si entrerà in-vece nel dettaglio di alcuni tra i principali settori in-dustriali italiani, con l’obiettivo di studiare, da un lato, l’impatto che il costo dell’energia ha sul conto eco-nomico delle imprese che in essi lavorano ed indi-viduare le potenzialità di miglioramento conseguibili con l’adozione delle soluzioni di efficienza energetica considerate in questo studio e, dall’altro, il grado di potenziale interesse che i diversi settori industriali verosimilmente manifesteranno nei prossimi mesi rispetto al tema dell’efficienza energetica.

Dal punto di vista metodologico, in questo capito-lo verrà innanzitutto stimato un potenziale teorico di diffusione delle soluzioni di efficienza energetica, considerando un orizzonte temporale di riferimento di otto anni, da qui al 2020. In questo modo si in-tende valutare il contributo potenziale in termini di risparmio energetico che ogni soluzione assicure-rebbe in Italia, sia nel caso in cui la sua adozione si estendesse a tutto il parco installato (ove ciò appa-re tecnicamente fattibile, come ad esempio nel caso della cogenerazione o del recupero di calore tramite tecnologia ORC), sia nel caso si applicasse alle future installazioni (il che va inteso sia come l’installazione di nuove soluzioni per efficienza energetica, sia come opportunità di soddisfare futuri incrementi del fabbi-sogno termico, ad esempio tramite la realizzazione di impianti di cogenerazione, oppure di sfruttare futuri

incrementi dei cascami termici in alcuni settori indu-striali, ad esempio attraverso la produzione elettrica mediante tecnologia ORC).

Ovviamente il potenziale fornisce un’idea del con-tributo massimo che una certa soluzione di efficien-za energetica potrebbe assicurare in linea teorica, senza considerare la sua reale convenienza econo-mica né la presenza o meno di provvedimenti nor-mativiche ne promuovano la diffusione. Per questo motivo, in questo capitolo si procederà anche a stimare un verosimile grado di penetrazione, tan-to nel parco installato esistente quanto nelle futu-re installazioni, che le diverse tecnologie potranno sperimentare nei prossimi anni in Italia. A questo fine si considererà la possibile evoluzione della con-venienza economica di queste tecnologie e si inter-preteranno le opinioni degli esperti di settore rac-colte durante le interviste effettuate. Così facendo, il lettore disporrà di elementi che gli permetteranno di valutare dei ragionevoli scenari di sviluppo del comparto dell’efficienza energetica in impresa in Italia e quindi di pianificare al meglio possibili investimenti e nuove attività di business.

Motori elettrici

Il consumo annuo di energia elettrica in Italia associa-to all’uso di motori elettrici nell’industria è stimabile in circa 120 TWh, pari a quasi il 40% dell’intero fab-bisogno elettrico italiano al 20111.Questo valore, estre-mamente rilevante, è influenzato, oltre che ovviamente dalla diffusione massiccia di questi dispositivi, anche dalla presenza di motori elettrici appartenti a classi di efficienza “standard” (ossia caratterizzati da bassa effi-cienza, riferibili a livelli pari od inferiori a quelli previsti dalla norma IEC 60034-30:2008 per la cosiddetta classe IE1), che si stima abbiano una penetrazione nel settore industriale ancora superiore al 96%. Ciò lascia intendere come esistano ampi spazi di riduzione dei consumi at-traverso l’adozione di motori elettrici ad alta efficienza.

Considerando la tecnologia migliore in termini di efficienza energetica presentata nel PARAGRAFO 3.1.1 (ossia i motori elettrici di classe IE3), se tutti i moto-

1 Il fabbisogno elettrico italiano nel 2011 (al netto delle perdite di rete) è pari a 313,8 TWh, di cui 140 riferibili al settore industriale. (Fonte: Terna)

4.1 Il mercato potenzialedelle soluzioni per l’efficienzaenergetica in impresa

www.energystrategy.it116ENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO


ri elettrici attualmente installati a livello industriale appartenessero a questa classe di efficienza, si otter-rebbe un risparmio annuo di energia elettrica sti-mabile in circa 7 TWh, con la sostituzione di circa 15 mln di motori ed un giro d’affari complessivo corrispondente di 67,5 mld €. Se si considerano anche le nuove installazioni di motori elettrici attese da qui al 2020, nel caso in cui essi fossero di classe IE3, si stima di ottenere un ulteriore risparmio an-nuo teorico a regime (rispetto alle dinamiche atte-se dell’installato) di circa 0,2 TWh elettrici, per un volume d’affari di circa 700 mln € all’anno.

La TABELLA 4.1 fornisce una rappresentazione sin-tetica di questi dati, da cui si desume che, grazie all’uso di tecnologie efficienti, esiste il potenziale teorico di ridurre di circa il 6% il consumo annuo di elettricità in Italia dovuto all’utilizzo di motori elettrici nel settore industriale.

Un analogo ragionamento può essere condotto considerando la sostituzione dei motori elettrici at-tualmente installati con dispositivi ad alta efficien-za di classe IE2. Nella fattispecie, si otterrebbe un risparmio annuo di energia elettrica stimabile in 4,6 TWh, con la sostituzione di circa 14,7 mln di motori ed un giro d’affari complessivo corrispon-dente di 43,4 mld €. In questo caso, non è oppor-

tuno valutare il risparmio energetico conseguibile attraverso nuove installazioni di motori elettrici di classe IE2 in quanto, come discusso nel PARAGRAFO 3.1.1, a partire dal Luglio 2011 la classe IE2 rappre-senta la classe minima dei nuovi motori elettrici immessi sul mercato. La TABELLA 4.2 fornisce una rappresentazione sintetica di questi dati.

Chiaramente non è verosimile pensare che que-sto potenziale teorico si concretizzi nella sua to-talità nei prossimi anni. Considerando il livello di convenienza economica delle tecnologie efficienti e gli obblighi normativi in merito alle classi mini-me di efficienza dei nuovi motori elettrici immessi sul mercato SI VEDA PARAGRAFO 3.1.1, oltre che le opinioni degli operatori di mercato intervistati, è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale teorico “massimo” (corri-spondente all’adozione di motori di classe IE3) si realizzerà per il 35-40%, corrispondente ad un mix di installato analogo a quello mostrato in TA-BELLA 4.3.

Questo corrisponderebbe ad un risparmio annuo a regime di circa 2,8 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo di 29,5 mld € (SI VEDA TABELLA 4.4). Se consideriamo invece le nuove installazio-ni, è verosimile ritenere che la penetrazione del-

Tabella 4.1

Tabella 4.2

Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE3

Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE2

Parco installazioni esistente


Nuove installazioni

Nuove installazioni

15,3

14,7

1,3

–

Numero motori installati/sostituiti [mln di unità]

Numero motori installati/sostituiti [mln di unità]

Risparmio energetico [TWh/anno]


Volume d’affari [mld €]


7

4,6

0,2

–

67,5

43,4

5,6

–


117


le tecnologie efficienti sarà, anche in virtù degli obblighi normativi, decisamente più accentuata, come mostra la TABELLA 4.3. A questo potenziale verosimilmente realizzabile corrisponderebbe un risparmio annuo a regime di circa 0,04 TWh elet-trici ed un giro d’affari annuo stimabile in circa 125 mln € da qui al 2020. La TABELLA 4.4 fornisce una rappresentazione sintetica dei dati relativi al potenziale atteso dell’adozione di motori elettrici ad alta efficienza al 2020.

Inverter

L’applicazione di inverter sui motori elettrici, come ampiamente discusso nel PARAGRAFO 3.1.2, permette di variare la velocità del motore in fun-zione dell’effettivo fabbisogno, e di conseguenza la potenza elettrica da esso assorbita, conseguen-do in tal modo un risparmio di energia elettrica importante rispetto al mancato utilizzo di questi dispositivi. Il consumo annuo di energia elettri-ca in Italia dovuto al funzionamento dei moto-ri elettrici nell’industria, che come discusso in precedenza rappresenta circa la il 40% dell’intero fabbisogno elettrico italiano nel 2011, può essere ridotto in maniera notevole grazie all’adozione di inverter (si veda a tal proposito la TABELLA 3.12), oltre che mediante l’adozione di motori elettrici ad

alta efficienza.

Considerando le diverse applicazioni dei motori elet-trici (ad esempio, pompe, compressori e ventilatori) e l’attuale tasso di diffusione degli inverter, che può essere stimato nell’ordine del 7-10% (variabile in base alle diverse applicazioni), si stima che, se tutti i mo-tori elettrici per cui l’inverter risulta tecnicamente applicabile ne fossero effettivamente dotati, si otter-rebbe un risparmio annuo di energia elettrica sti-mabile in circa 10,2 TWh, con l’adozione di circa 7 mln di inverter ed un giro d’affari complessivo corrispondente di circa 27 mld €. Se si considerano anche le nuove installazioni di motori elettrici ed i medesimi tassi di applicabilità degli inverter, si stima di ottenere un ulteriore risparmio annuo teorico di circa 1 TWh elettrico, per un volume d’affari di cir-ca 323,5 mln € all’anno. La TABELLA 4.5 fornisce una rappresentazione sintetica di questi dati.

Da questi dati si desume che, grazie all’uso di questa tecnologia efficiente, esiste il potenziale teorico di ridurre di circa il 9% il consumo annuo di elettri-cità in Italia dovuto all’utilizzo di motori elettrici nel settore industriale.

Anche in questo caso, non risulta verosimile pen-sare che questo potenziale teorico si concretizzi

Tabella 4.3

Tabella 4.4

Ripartizione per classe di efficienza del parco attuale di motori elettrici e delle nuove installazioni

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza

Classe di efficienza Installato attuale


Nuove installazioni

al 2020

Installato atteso al 2020 (evoluzione del parco attuale)

Nuove installazioni

40%“standard” (IE1 o inferiore)

IE2

IE3

14,7

–96-97%

3-4%

0

1,3Numero motori installati/sostituiti [mln unità]



49%

2,8

82%

0,04

11%

29,5

18%

1



nella sua totalità nei prossimi anni. Considerando il livello di convenienza economica associato alle diverse applicazioni degli inverter, gli obblighi nor-mativi in merito alle classi minime di efficienza dei nuovi motori elettrici immessi sul mercato ed all’a-dozione di inverter (SI VEDA PARAGRAFO 3.1.2), oltre ovviamente alle opinioni degli operatori di mercato intervistati durante l’analisi, è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale te-orico si realizzerà per il 25-30%. Questo corrispon-derebbe ad un risparmio annuo a regime di circa 2,5-3 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo nell’ordine dei 7 mld €, con riferimento all’installato attuale. Se consideriamo invece le nuove installa-zioni, si ritiene che il tasso di penetrazione sia in li-nea con quanto previsto per l’installato attuale, il che corrisponderebbe ad un risparmio annuo a regime di circa 0,3 TWh elettrici e ad un giro d’affari an-nuo stimabile mediamente in circa 90 mln € da qui al 2020, come mostrato in TABELLA 4.6.

UPS

Il consumo annuo di energia elettrica in Italia dovuto agli UPS installati nell’industria è di circa

1 TWh, pari a circa lo 0,3% dell’intero fabbisogno elettrico italiano al 2011. Sebbene questo valore rap-presenti una porzione ridotta del fabbisogno elet-trico globale nel settore industriale, l’interesse per dispositivi ad alta efficienza si registra in forte cre-scita, sia da parte delle imprese utilizzatrici che dei fornitori delle tecnologie.

Ad oggi, la diffusione di dispositivi poco efficienti2 è ancora massiccia, stimabile nell’ordine del 75-80%. Ciò lascia intendere come esistano interes-santi spazi di riduzione dei consumi attraverso l’a-dozione di soluzioni UPS ad alta efficienza. Se tutti gli UPS attualmente installati a livello industriale fossero ad alta efficienza (considerando come rife-rimento i valori medi di efficienza presenti attual-mente sul mercato), si otterrebbe un risparmio annuo di energia elettrica stimabile in circa 0,05 TWh, con la sostituzione di circa 40.000 UPS ed un giro d’affari complessivo corrispondente di oltre 400 mln €. Se si considerano anche le nuove installazioni di UPS, se queste prevedessero l’uti-lizzo di dispositivi ad alta efficienza (rispetto alle dinamiche attese dell’installato), si stima di ottene-re un ulteriore risparmio annuo teorico di circa

Tabella 4.5

Tabella 4.6

Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di inverter su motori elettrici

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di inverter su motori elettrici



Nuove installazioni

Nuove installazioni

7

1,8

0,7

0,2

Numero inverter installati [mln unità]

Numero inverter installati [mln unità]





10,2

2,7

1

0,3

26,9

7,2

2,6

0,7

2 Si fa riferimento ai valori previsti dal Code Of Conduct del 2011 redatto dalla Commissione Europea in collaborazione con il CEMEP (si veda a riguardo il PARAGRAFO 3.1.3)


119


4 MWh elettrici, per un volume d’affari di circa 7 mln € all’anno.

La TABELLA 4.7 fornisce una rappresentazione sinteti-ca di questi dati, da cui si desume che, grazie all’uso di tecnologie efficienti, esiste il potenziale teorico di ridurre di quasi il 5% il consumo annuo di elet-tricità in Italia dovuto all’utilizzo di UPS nel set-tore industriale.

Chiaramente non è verosimile pensare che que-sto potenziale teorico si concretizzi nella sua to-talità nei prossimi anni. Considerando il livello di convenienza economica delle diverse classi di potenza efficienti e gli accordi volontari stipulati a livello europeo tra i principali produttori di UPS in merito alle classi minime di efficienza che dovran-no avere i nuovi sistemi immessi sul mercato (SI VEDA PARAGRAFO 3.1.3), oltre ovviamente alle opi-nioni degli operatori intervistati durante l’analisi, è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale teorico si realizzerà per il 40-50%. Questo corrisponderebbe ad un risparmio an-nuo a regime di circa 0,03 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo nell’ordine dei 200 mln €, con riferimento all’installato attuale. Se consideriamo invece le nuove installazioni, è verosimile pensare che, come mostra la TABELLA 4.8, il risparmio annuo

atteso a regime sarà di circa 2 MWh elettrici, corri-spondente ad un giro d’affari annuo stimabile in 3,3 mln € da qui al 2020.

Aria compressa e refrigerazione

Per quanto concerne gli interventi di efficienza energetica sui sistemi ad aria compressa e di refri-gerazione, illustrati rispettivamente nei PARAGRAFI 3.1.5 e 3.1.6, si è discusso di come essi facciano ri-ferimento sia ad interventi di tipo hardware (come ad esempio l’adozione di motori elettrici ad alta ef-ficienza e di inverter, o la riparazione delle perdite lungo l’impianto), sia che di tipo gestionale (come ad esempio la regolazione dei parametri di funzio-namento del sistema ed una corretta manutenzione dello stesso).

Stimare in modo puntuale un potenziale di rispar-mio energetico (con volumi d’affari annessi) associa-to a questi interventi di efficienza energetica risulta piuttosto complesso, considerate le forti specificità che caratterizzano i diversi impianti esistenti a livel-lo industriale e l’eterogeneità dei possibili interventi. Per superare queste criticità, a partire dai possibi-li interventi effettuabili nei due ambiti (di cui un campione rappresentativo, ma non certo esaustivo, è riportato nelle TABELLE 3.26 e 3.33), si è raccolto il

Tabella 4.7

Tabella 4.8

Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di UPS ad alta efficienza

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di UPS ad alta efficienza



Nuove installazioni

Nuove installazioni

40.600

20.300

5.200

2.600

Numero UPS installati/sostituiti [unità]

Numero UPS installati/sostituiti [unità]





5*10-2

3*10-2

3,5*10-6

1,7*10-6

0,4

0,2

0,05

0,03



parere delle imprese industriali, dei fornitori di tec-nologie, delle ESCo che hanno esperienza su questi interventi e delle associazioni di categoria, per poter fornire una stima delle potenzialità di risparmio energetico conseguibili e, ove possibile, dei livel-li di penetrazione attesi per i diversi interventi.In generale, gli operatori intervistati sono piuttosto concordi nel ritenere che il potenziale di risparmio energetico associato ai sistemi ad aria compressa e di refrigerazione sia particolarmente importante.

Per quanto riguarda i sistemi ad aria compressa, a fronte di un consumo annuo per questi sistemi stimabile in oltre 15 TWh elettrici (che corrispon-de a circa l’11% del consumo elettrico complessivo del settore industriale), si stima che il potenziale globale di risparmio energetico sia nell’ordine del 30% del consumo attuale, per un risparmio po-tenziale nell’ordine dei 4-5 TWh elettrici. Questo potenziale deve essere tuttavia depurato dal rispar-mio associato all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza ed inverter, già precedentemente stimati, che con riferimento ai sistemi ad aria compressa pe-sano per circa 0,6-0,8 TWh all’anno, dando luogo quindi ad un risparmio effettivo associato ai sistemi ad aria compressa nell’ordine dei 3,5-4 TWh, con un giro d’affari complessivo nell’ordine dei 500 mln €, facendo riferimento all’installato attuale.

A questo va inoltre aggiunto il potenziale di rispar-mio associabile alle nuove installazioni da qui al 2020. Su un consumo relativo a queste installazioni nell’ordine dei 1,5-2 TWh annui al 2020, si può sti-mare un risparmio su questi valori nell’ordine del 25%, corrispondente a circa 0,5 TWh all’anno, che diventano 0,4 TWh al netto degli interventi su mo-tori elettrici ed inverter, per un giro d’affari medio stimabile in circa 10 mln €. La TABELLA 4.9 fornisce una rappresentazione sintetica di questi dati.

Chiaramente anche in questo caso non è verosi-mile che questo potenziale teorico si concretizzi

nella sua totalità nei prossimi anni. Consideran-do il livello di convenienza economica di alcuni dei principali interventi realizzabili su un sistema ad aria compressa (SI VEDA PARAGRAFO 3.1.5) ed i pare-ri degli operatori intervistati, è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale teorico si realizzerà per il 20-30%. Ad interventi cui tipicamente sono associati costi di investimento relativamente ridotti e performance economiche po-sitive (in termini di Tempo di Pay-Back) fa da con-traltare una consapevolezza ancora non molto dif-fusa dei consumi energetici associati al vettore aria compressa. Questo si spiega principalmente con il fatto che i consumi elettrici associati a quest’ultima sono misurati a livello aggregato e non allocati in maniera puntuale al sistema ad aria compressa. Il tasso di penetrazione stimato corrisponderebbe ad un risparmio annuo a regime di circa 0,7-1,2 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo nell’ordine dei 80-180 mln €, con riferimento all’installato at-tuale. Se consideriamo invece le nuove installazioni, è verosimile pensare che, come mostra la TABELLA 4.10, il risparmio annuo atteso a regime sarà di circa 100 GWh elettrici, corrispondente ad un giro d’affa-ri annuo stimabile in 2 mln € da qui al 2020. La TA-BELLA 4.10 fornisce una rappresentazione sintetica di questi dati.

Per quanto concerne invece i sistemi di refrigera-zione, il cui consumo annuo è stimabile in 11-12 TWh elettrici (che corrisponde a circa il 9% del consumo elettrico complessivo del settore indu-striale), seguendo il medesimo approccio utilizzato per i sistemi ad aria compressa, si stima un rispar-mio globalmente conseguibile nell’ordine del 20% del consumo attuale. Questo darebbe luogo ad una riduzione in valore assoluto dei consumi nell’ordine dei 2 TWh con riferimento all’installato attuale, che si riduce ad 1,5 TWh se viene depurata della quota parte di risparmio ascrivibile all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza ed inverter. Il giro d’affari corrispondente è nell’ordine dei 200 mln €.

Tabella 4.9Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi ad aria compressa


Nuove installazioni

3,5-4 0,4Risparmio energetico [TWh/anno]

Volume d’affari [mld €] 0,4-0,6 0,05-0,07


121


A questo va aggiunto il potenziale di risparmio associabile alle nuove installazioni da qui al 2020, che risulteranno in un consumo di circa i 1-1,5 TWh al 2020. Su questi consumi è possibile stima-re un risparmio conseguibile nell’ordine del 15%, corrispondente a circa 0,2 TWh, che diventano 0,15 TWh al netto degli interventi su motori elet-trici ed inverter. Il giro d’affari corrispondente è di circa 10 mln € all’anno. Si veda a tal proposito la TABELLA 4.11.

Per ragioni analoghe a quelle addotte nel caso dei sistemi ad aria compressa, è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale teorico associato agli interventi sui sistemi di re-frigerazione realizzerà per il 15-30%. Tale tasso di penetrazione corrisponderebbe ad un risparmio an-nuo a regime di circa 0,2-0,5 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo nell’ordine dei 20-70 mln €, con riferimento all’installato attuale. Se consideria-

mo invece le nuove installazioni, è verosimile pen-è verosimile pen-verosimile pen-sare che, come mostra la TABELLA 4.12, il risparmio annuo atteso a regime sarà di circa 40 GWh elettrici, corrispondente ad un volume d’affari annuo stima-bile in 1 mln € da qui al 2020.

Cogenerazione

Per quanto riguarda la produzione in loco di energia elettrica e termica per soddisfare i fabbisogni delle utenze industriali, i consumi medi annui in Italia per il settore industriale sono nell’ordine dei 140 TWh elettrici e dei 250 TWh termici. La tecnologia principale che permette di ridurre tale livello di consumi, grazie al maggior rendimento associato alla produzione contestuale di energia elettrica e calore, è rappresentata dalla cogenerazione (SI VEDA PARAGRAFO 3.2.1).

Sotto l’ipotesi, condivisa con gli operatori intervista-

Tabella 4.10

Tabella 4.11

Tabella 4.12

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi ad aria compressa

Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi di refrigerazione

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi di refrigerazione




Nuove installazioni

Nuove installazioni

Nuove installazioni

0,7-1,2

1,5

0,2-0,5

0,08-0,12

0,15

0,02-0,04







0,08-0,18

0,2-0,25

0,02-0,07

0,01-0,02

0,02-0,03

0,003-0,006



ti, che l’impianto cogenerativo venga dimensionato sulla richiesta termica dell’utenza, considerando la quota-parte dell’attuale richiesta di calore prove-niente dalle utenze industriali non soddisfatta da un impianto cogenerativo che tuttavia potrebbe esser-lo (in base alla temperatura di utilizzo del calore, al numero di ore di utilizzo del calore da parte dell’u-tenza ed alla variabilità della richiesta termica), si otterrebbe un potenziale teorico di cogenerazio-ne pari ad oltre 6.000 MW termici (corrisponden-te a circa 4.000 MW elettrici), cui sarebbe associato un risparmio annuo di oltre 40 TWh termici (16% del fabbisogno attuale), o 25 TWh se “tradotto” in termini di energia elettrica3 (18% del fabbisogno attuale), generando un volume d’affari complessi-vo di quasi 4 mld €.

A ciò bisogna aggiungere il potenziale derivante dalle nuove installazioni (concettualmente associa-bili all’incremento atteso del fabbisogno termico da qui al 2020), stimabile nell’ordine del 7%, che da-rebbe luogo ad un potenziale teorico addizionale di cogenerazione pari ad oltre 400 MW termici

(corrispondente a circa 300 MW elettrici), con un risparmio a regime quantificabile in circa 3 TWh termici all’anno (o, tradotti in energia elettrica, pari a 1 TWh), per circa 35 mln € di giro d’affari annuo da qui al 2020 (SI VEDA TABELLA 4.13).

A fronte dell’elevato potenziale teorico stimato, con-siderando i livelli di convenienza economica esamin-ti nel PARAGRAFO 3.2.1 e le spinte di tipo normativo esistenti sia a livello comunitario (come ad esempio nel caso della nuova Direttiva Europea sull’efficien-za energetica, per la quale si rimanda al PARAGRAFO 2.1) che a livello nazionale (come ad esempio nel caso dell’incentivazione della Cogenerazione ad Alto Rendimento4 – CAR – e della fiscalità agevolata del prodotto energetico utilizzato dalle unità di coge-coge-nerazione), si stima che la tecnologia della cogene-razione è destinata, anche a detta degli operatori, a far registrare una penetrazione significativa in Italia nei prossimi anni, nell’ordine del 30-40%. A tale tasso di penetrazione corrisponderebbe un ri-sparmio annuo a regime di 13-19 TWh termici con riferimento al parco installazioni esistente (oppure

Tabella 4.13

Tabella 4.14

Potenziale teorico di risparmio derivante dalla cogenerazione

Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della cogenerazione



Nuove installazioni

Nuove installazioni

4.125 (6.200)

1.200-1.700 (1.800-2.570)

85-120 (125-180)

290 (430)Potenza elettrica (termica) installata [MW]

Potenza elettrica (termica) installata [MW]

Risparmio energetico [TWhe/anno]

Risparmio energetico [TWhe/anno]

Risparmio energetico [TWht/anno]

Risparmio energetico [TWht/anno]



15,4

5,7

40,7

13-19

3,8

1,1-1,6

1,1

0,3-0,5

2,9

0,9-1,3

0,25

0,07-0,1

3 Il risparmio di combustibile grazie alla produzione di energia elettrica e termica in assetto cogenerativo (in luogo della produzione separata tramite tecno-logie “tradizionali”) può essere valorizzato in energia elettrica e/o termica risparmiata.4 Cfr. Energy Efficiency Report 2011, BOX 3.7


123


5-7 TWh elettrici), ed un volume d’affari comples-sivo stimabile in 1,1-1,6 mld €. Per quanto riguarda invece le nuove installazioni, il tasso di penetrazione atteso porterebbe ad un risparmio annuo a regime di circa 0,9-1,3 TWh termici (o 0,3-0,5 TWh elettrici) e ad un volume d’affari annuo di circa 10 mln €. Si veda a questo proposito la TABELLA 4.14.

Recupero di calore e generazione elettrica tramitetecnologia ORC

Un’altra modalità interessante per la produzione in loco di energia elettrica, che utilizza come materia prima il calore di scarto da processo produttivo, fa riferimento alla tecnologia ORC. Si veda a tal propo-sito il BOX 4.1, che illustra i tratti salienti del progetto europeo H-REII, il quale affronta il tema dei recuperi di calore da processo nelle energy intensive industries.

Considerando la quantità di cascami termici dei prin-cipali settori ove la tecnologia ORC risulta applicabile (tra cui il metallurgico, materiali da costruzione, ve-tro, petrolchimica), si otterrebbe un potenziale teo-rico pari ad oltre 500 MW elettrici, corrispondente ad una produzione annua di quasi 4 TWh elettrici (3% del fabbisogno attuale), generando un volume d’affari complessivo di circa 1,5 mld €.

A ciò bisogna aggiungere il caso delle nuove instal-lazioni (concettualmente derivante dall’incremento

atteso della disponibilità di cascami termici da qui al 2020, in virtù dell’attesa ripresa delle imprese ves-sate dall’attuale crisi economica, stimabile nell’or-dine del 7%), che darebbe luogo ad un potenziale teorico addizionale pari a 35 MW elettrici, con una produzione annua a regime quantificabile in circa 0,3 TWh elettrici, per 13 mln € di giro d’affari annuo (SI VEDA TABELLA 4.15).

In base alle considerazioni sulla convenienza eco-nomica svolte nel PARAGRAFO 3.2.2 ed al parere delle imprese intervistate, la tecnologia ORC è destina-ta a far registrare una penetrazione interessante, anche se non particolarmente elevata, nei prossimi anni in Italia, a causa anche della carenza di policy specifiche a maggiore impatto, stimabile nell’or-dine del 10-20% al 2020. A tale tasso di penetra-zione corrisponderebbe una produzione elettrica annua a regime di 0,4-0,8 TWh, con riferimento all’attuale disponibilità di cascami termici (pari allo 0,5% del fabbisogno attuale), ed un volume d’affari complessivo stimabile in 0,2-0,3 mld €. Per quanto riguarda invece le nuove installazioni (come detto in precedenza, concettualmente legate all’incremento di disponibilità di cascami termici al 2020), il tasso di penetrazione atteso porterebbe ad una produzione elettrica annua addizionale a regime di circa 0,03-0,06 TWh e ad un volume d’affari annuo di circa 1-3 mln €. Si veda a questo proposito la TABELLA 4.16.

Tabella 4.15

Tabella 4.16

Potenziale teorico di produzione derivante dalla tecnologia ORC

Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della tecnologia ORC



Nuove installazioni

Nuove installazioni

530

50-100

3,5

4-8

Potenza elettrica installata [MW]

Potenza elettrica installata [MW]

Produzione elettrica [TWh/anno]




3,7

0,4-0,8

1,55

0,2-0,3

0,3

0,03-0,06

0,1

0,01-0,02



Fotovoltaico e mini-eolico

Passando alle tecnologie per l’autoproduzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, il fotovoltai-coha un notevole potenziale teorico in Italia, di cui una quota parte rilevante fa riferimento alle installazioni sulle superfici coperte degli edifici industriali. Se si installassero impianti su tali su-perfici (al netto di quelle già occupate), si arrivereb-be ad installare circa 10 GW di potenza nominale, per una produzione annua di circa 12 TWh elet-trici ed un volume d’affari nell’ordine dei 18 mld €. A ciò si potrebbe aggiungere una produzione annua a regime di quasi 0,8 TWh elettrici deri-vante dal potenziale teorico di installazione in nuovi edifici industriali realizzati da qui al 2020, con un volume d’affari corrispondente di 0,15 mld € all’anno e installazioni per 0,08 GW all’anno (SI VEDA TABELLA 4.17).

Come si evince chiaramente dalla TABELLA 4.17, il potenziale associato a questa tecnologia è piutto-sto rilevante, stimabile nell’ordine del 9% dell’at-tuale fabbisogno elettrico annuo dell’intero setto-re industriale.

L’effettiva realizzabilità di suddetto potenziale te-

orico è estremamente difficile da valutare, consi-derato in particolare il livello di dipendenza che le installazioni fotovoltaiche ancora scontano da un sistema di tariffe incentivanti, destinate però ad es-sere eliminate nel nostro Paese in tempi ragionevol-mente brevi. D’altro canto, per applicazioni di tipo industriale e in alcune aree del Paese, pare non sia molto distante il raggiungimento della cosiddetta grid parity5, ossia il punto in cui sarà conveniente produrre energia da fonte fotovoltaica invece di ac-quistarla dalla rete (in assenza di incentivi). Consi-derati questi elementi e le opinioni degli esperti in-tervistati, è possibile stimare una penetrazione negli edifici industriali esistenti compresa tra il 5 ed il 10% del potenziale teorico da qui al 2020, il che corrisponde ad una produzione annua di energia elettrica compresa tra 0,6 e 1,2 TWh elettrici, ed un volume d’affari totale di 0,9-1,8 mld €. Per quanto riguarda gli edifici nuovi, la penetrazione è de-cisamente maggiore stimabile in circa il 20-30%, cui corrisponde una produzione annua a regime di 0,15-0,25 TWh elettrici, per un volume d’affari an-nuo di 25-45 mln € (SI VEDA TABELLA 4.18).

Per quanto riguarda la tecnologia mini-eolica, che oggi ha una penetrazione negli edifici industria-li esistenti pressoché nulla, il potenziale teorico di

Tabella 4.17

Tabella 4.18

Potenziale teorico di produzione derivante dal fotovoltaico

Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del fotovoltaico



Nuove installazioni

Nuove installazioni

10

0,5 – 1

0,64

0,1 – 0,2

Potenza elettrica installata (GW)






12

0,6 – 1,2

18

0,9 – 1,8

0,8

0,15 – 0,25

1,2

0,2 –0,35

5 Cfr. Solar Energy Report ed. Aprile 2012.


125


diffusione è stato calcolato ipotizzando di installare un impianto (di taglia inferiore o uguale a 200 kW elettrici) per ogni edificio presente in quelle aree del Paese in cui la velocità media del vento è almeno pari alla velocità di cut-in6, che si assume essere in media 4 m/s.

Con queste ipotesi, si otterrebbe un potenziale teo-rico di produzione annua pari a circa 6 TWh elet-trici (con un volume d’affari totale di circa 10 mld €), a cui si aggiungerebbe una produzione annua a regime di quasi 0,4 TWh elettrici derivante dal potenziale teorico di installazione in nuovi edi-fici realizzati fino al 2020, con un volume d’affari

corrispondente di circa 80 mln € all’anno (SI VEDA TABELLA 4.19).

Va detto tuttavia che il potenziale reale associato a questi impianti, in base alle stime dagli opera-tori, corrisponde ad una produzione di circa 0,2-0,5 TWh elettrici, con un corrispondente volume d’affari di circa 0,3-0,8 mld € sugli edifici esistenti. Ciò determina un tasso di penetrazione di circa il 3-8%, mentre sui nuovi edifici industriali tale valore è leggermente maggiore, nell’ordine del 10-15% e corrispondente a circa 0,04-0,06 TWh annui di produzione a regime e ad un giro d’affari di 8-13 mln € all’anno (SI VEDA TABELLA 4.20).

Tabella 4.19

Tabella 4.20

Potenziale teorico di produzione derivante dal mini-eolico

Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del mini-eolico



Nuove installazioni

Nuove installazioni

4

0,1 – 0,3

0,3

0,03 – 0,04







6

0,2 – 0,5

10

0,3 –0,8

0,4

0,04 – 0,06

0,65

0,07 – 0,1

6 La velocità di cut-in rappresenta la soglia minima necessaria per attivare la produzione di elettricità in un impianto eolico.

Box 4.1il Progetto H-REII

Il progetto H-REII - Heat Recovery in Energy Intensive Industries, co-finanziato dal programma LIFE+ della Commissione Europea, nasce a Brescia nel 2008 con l’o-biettivo di sviluppare un modello pilota di approccio al tema dei recuperi di calore da processo nelle energy in-tensive industries, basato su tecnologie esistenti e pronte

per la diffusione in ambito industriale, contribuendo a promuovere azioni di policy e governance atte ad elimi-nare o ridurre le barriere che di fatto ne hanno impedito la rapida diffusione.Il progetto, che vede la partecipazione di AIB (Asso-ciazione Industriale Bresciana), CSMT (Centro Servizi



Multisettoriale e Tecnologico), FIRE (Federazione Italia-na per l’uso Razionale dell’Energia), Provincia di Brescia e Turboden, quest’ultima in qualità di coordinatore del progetto, è il primo progetto pilota a livello italiano che persegue l’obiettivo di mappare le potenzialità di recupe-ro di effluenti in aziende altamente energivore mediante l’utilizzo della tecnologia ORC (Organic Rankine Cycle) con taglie di generazione elettrica comprese tra 0,5 MWe e 5 MWe. Il progetto nasce dalla considerazione che le principali barriere alla realizzazione di sistemi di recupero calore in industrie altamente energivore sono prevalentemente di tipo non tecnologico ma legate alla carenza di policy spe-cifiche, alla scarsa formazione e conoscenza dell’opportu-nità per i differenti processi industriali, alla generale resi-stenza da parte di alcuni settori industriali ad introdurre nel processo produttivo tecnologie considerate no-core, unitamente a problemi di accesso al credito per investi-menti, spesso ingenti, specie in contesti di profonda crisi economica come l’attuale.Le milestone principali del progetto sono sintetizza-bili in:•• costituzione di un Osservatorio, che ha coinvolto i

partner di progetto ed altri importanti stakeholders del mondo industriale, istituzionale e accademico, con l’obiettivo di dibattere il tema del recupero calo-re come misura attuabile per aumentare l’efficienza energetica e la compatibilità ambientale dei processi

industriali;•• definizione e classificazione di “aziende energy inten-

sive” e redazione di una lista di aziende classificabili come “energy intensive”, cui è stato attribuito un indi-ce di compatibilità in base alla fattibilità del sistema di recupero calore (tenendo conto di parametri quali la presenza di recupero calore nei processi interni, l’ac-cesso alla fonte di calore senza procedimenti invasivi per il processo industriale, le ore di funzionamento annue del processo, i parametri tecnici e la qualità della fonte di calore). Infine, sono stati identificati i settori industriali più promettenti per installare un impianto di recupero calore (siderurgia, vetro, ce-mento, metalli non ferrosi, oil&gas);

•• realizzazione audit energetici preliminari per testare il modello di audit sviluppato ad hoc per il progetto, seguiti da 50 audit nel territorio italiano ed altrettanti in Austria (approccio “replicabile”);

•• stima del potenziale dei diversi settori oggetto d’ana-lisi, “estendendo” ad un intero settore industriale di appartenenza il potenziale rilevato e stimato per una o più imprese. Per far ciò è stato scelto di utilizzare le quote di emissione assegnate dallo schema EU-ETS (Emission Trading Scheme), poichè esse, assegnate sulla base della produzione annua di ciascuna azien-da, possono essere ritenute, in prima approssimazio-ne, proporzionali al consumo energetico dell’azienda.Il potenziale massimo stimato (FIGURA 4.2) per i set-tori investigati ambito ridotto rispetto a quello con-siderato nel Report, coerente con quello stimato nel PARAGRAFO 4.1 del Report, certamente sottostima-to, pari a circa 2 TWh di energia elettrica prodotta annualmente per l’Italia, corrispondente a circa 798 kton di CO2 annue evitabili.

•• promozione del tema del recupero calore a livello re-golatorio e di policy, tramite ricognizione della nor-mativa vigente (ad opera di FIRE), realizzazione di un modello di iter autorizzativo, ambientale ed energeti-co, per impianti di recupero calore, realizzato dalla Provincia di Brescia in collaborazione con altre pro-vince italiane (cercando di uniformare un panorama regolatorio incerto e frammentato);

•• proposta di linee guida per la revisione dei BREFs esistenti, con l’inserimento del recupero calore nei BREFs relativi al cemento e all’efficienza energetica;

•• intensa campagna di disseminazione volta alla pre-sentazione e divulgazione delle attività di progetto attraverso il road show efficienza energetica di Con-

Figura 4.1Il progetto H-REII


127


findustria in svariate provincie nazionali, workshop, conferenze, gruppi di lavoro, seminari tecnici ed isti-tuzionali, partecipazione a rassegne fieristiche, arti-coli e paper su stampa generica e specialistica nazio-nale ed internazionale.

In conclusione, il progetto HREII ha consentito di evi-denziare il potenziale di un nuovo settore classificabile nella cosiddetta “white economy”, nel quale l’Italia ha cer-tamente una posizione di leadership. Tale evidenza trova riscontro ora nei documenti di policy nazionali quali il Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica 2011, dove il recupero cascami termici è raggruppato tra le misure più efficaci di miglioramento dell’efficienza ener-getica, indicate con “IND-5 - refrigerazione, inverter, so-stituzione caldaie, recuperi termici”, con oltre il 47% del risparmio energetico annuale atteso al 2016 per l’intero settore industriale. Regione Lombardia ha riconosciuto, negli indirizzi del nuo-vo programma energetico ambientale regionale - PEAR, il recupero del calore di processo come misura per il miglio-ramento dell’efficienza energetica di processi e prodotto.Inoltre il meccanismo dei titoli di efficienza energetica, così come revisionato dalla AEEG a fine 2011, ricono-sce specificatamente il recupero di calore come settore eleggibile e introduce, come peraltro in altri settori, un coefficiente moltiplicativo (coefficiente tau = 3,36) che riconosce un numero maggiore di TEE ai progetti a con-suntivo per tali applicazioni.

Tali valori hanno potenzialmente migliorato la fattibilità economica di alcuni interventi di recupero calore nell’in-dustria, per loro natura complessi e solitamente nell’ordi-ne di qualche mln € di valore, ma l’incertezza normativa, legata all’assenza di un quadro regolatorio stabile e dura-turo, rappresenta uno degli ostacoli al pieno sviluppo di tale settore. Inoltre sono molteplici gli aspetti emersi, legati a tema-tiche ambientali, industriali e di innovazione, che, grazie allo sviluppo del progetto, permettono di identificare il recupero di calore da processi industriali energy intensive come:•• uno strumento per il raggiungimento degli obiettivi

di efficienza energetica a livello nazionale;•• l’opportunità per una maggiore sostenibilità ambien-

tale ed energetica dei processi industriali con risvolti in termini di maggiore competitività;

•• l’occasione per sviluppare strumenti di politica indu-striale che rilancino investimenti nei settori produtti-vi, in grado di coinvolgere differenti attori della filiera industriale;

•• la possibilità di promuovere specifiche azioni di ricerca e sviluppo atte a consolidare una posizione di leader-ship nazionale, con notevoli potenzialità di export.

L’esigenza di proiettare a livello europeo il modello pilota sviluppato sul territorio nazionale con il progetto H-REII ha dato vita al recente progetto H-REII DEMO, co-finan-ziato dal programma LIFE+ della Commissione Europea.

Figura 4.2Potenziale di recupero energetico in Italia (in termini di energia elettrica prodotta, espressa in GWh) nei settori at-tualmente investigati dal Progetto H-REII. [Fonte: HREII project database].

0

200

400

600

800

1.000

Flat Glass Nos ferrous* Cement Gas Comp. Station**

(*) partial estimates

(**) only base load stations considered

Steel

Energy recovery at 5.000 h/yr

Energy recovery at 8.000 h/yr



Quadro di sintesi

Ciascuna delle soluzioni per l’efficienza energetica è stata analizzata nel dettaglio nei paragrafi preceden-ti, con l’obiettivo di comprenderne, in primo luogo, il potenziale teorico di mercato. Alla luce delle bar-riere all’adozione che limitano la concreta possibili-tà di raggiungere questo potenziale, è stato stimato un tasso di penetrazione atteso per ciascuna tecno-logia. La TABELLA 4.21 riassume il potenziale teori-co e verosimilmente raggiungibile da qui al 2020 delle soluzioni di efficienza energetica, misurato in TWh elettrici e termici, mentre la successiva TA-BELLA 4.22 traduce questi valori in Mtep.

Sommando i risparmi elettrici teorici conse-guibili a seguito dell’adozione delle sopraccita-te tecnologie (comprensivi anche della produzio-ne da fonti rinnovabili), la riduzione di consumi che si stima possa essere teoricamente raggiun-ta da qui al 2020 è pari a 64 TWh, ossia qua-si la metà del fabbisogno attuale ascrivibile al settore industriale. Considerando invece i tassi di penetrazione attesi e l’associato potenziale verosimilmente raggiungibile al 2020, si arrive-rebbe a risparmiare circa un quarto del poten-ziale teorico.

Se si depurano i dati relativi al potenziale di merca-to dalla componente di generazione di energia da fonte rinnovabile e li si rende omogenei dimensio-nalmente, si ottiene un potenziale di risparmio acquisibile da qui al 2020 pari a 1,4 Mtep (rispetto al potenziale teorico di circa 3,9 Mtep), a cui vanno aggiunti circa 1 Mtep risultanti dalla base attual-mente installata7. In altre parole, ciò significa che l’impatto dell’adozione delle tecnologie per l’ef-ficienza energetica entro il 2020 sarà, secondo le stime elaborate in questo Rapporto, in linea (pari cioè a 2,4 Mtep8) con i 2,47 Mtep che sono stati definiti nel PAEE 2011 (che peraltro tiene conto dell’importante contributo, stimabile nell’ordine del 6-7%, derivante dall’adozione di “lampade efficienti e sistemi di controllo” e del contributo dell’inter-vento “sostituzione caldaie”, che si trova all’interno della categoria di interventi IND-5, i quali esulano dall’ambito di analisi del presente Rapporto9).

Nel caso in cui si considerasse, con riferimen-to alla cogenerazione, la produzione termica in luogo della produzione elettrica, la performance complessiva del sistema industriale risulterebbe abbondantemente superiore (4,7 Mtep) rispetto ai valori sopraccitati.

Tabella 4.21Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in TWh) associato alle diverse soluzioni per

l’efficienza energetica in impresa

Penetrato annuo a regime al 2020

[TWh]

Teorico annuo[TWh]

Tipologia energetica

Potenziale

Grado di penetrazione (%)

Soluzione tecnologica

Motori elettrici ad alta efficienza 35-402,87,2elettrico

Inverter 25-30311,2elettrico

UPS ad alta efficienza 40-500,030,05elettrico

Sistemi ad aria compressa 20-300,8 – 1,33,9 – 4,4elettrico (+termico10 )

Sistemi di refrigerazione 15-300,2 – 0,51,7elettrico (+termico11 )

Cogenerazione 30-405,3 – 7,5 (13,9 – 20,3)16,5 (43,6)elettrico (+termico )

ORC 10-200,4-0,94elettrico

Fotovoltaico 6-110,8 – 1,412,8elettrico

Mini-eolico 3-80,2 – 0,66,4elettrico

Totale –16,164–

7 Il valore a consuntivo del PAEE 2011, che riporta i risultati conseguiti al 2010 con riferimento alle diverse categorie di interventi, è pari a circa 0,7 Mtep (con riferimento alle misure oggetto d’analisi del presente Rapporto). Si ipotizza che nel biennio 2011-2012 (intermedio tra i dati a consuntivo del PAEE 2011 e le elaborazioni effettuate nel presente CAPITOLO) la dinamica del risparmio conseguito sia in linea con quanto previsto dal PAEE, ossia un risparmio medio di 0,15 Mtep/anno.8 Considerando il risparmio energetico dovuto alla cogenerazione in termini di mancata produzione elettrica.9 In realtà, il potenziale stimato nel presente rapporto tiene anche conto del contributo dell’adozione di UPS ad alta efficienza, non esplicitamente richiamati trale misure del PAEE 2011, seppur evidentemente marginale.10 Nel caso in cui si effettui il recupero di calore.11 In realtà, il potenziale stimato nel presente rapporto tiene anche conto del contributo dell’adozione di UPS ad alta efficienza, seppur evidentemente marginale.


129


I medesimi dati, ma in un formato grafico di più facile lettura, sono ripresi nella FIGURA 4.3. L’asse orizzontale riporta il potenziale teorico di risparmio conseguibile con l’adozione delle diverse tecnologie, l’asse verticale misura il tasso di penetrazione atteso nell’orizzonte di riferimento, mentre la dimensione della “bolla” è indicativa di quanto significativo sia effettivamente il contributo atteso in termini di ri-

sparmio energetico.

Se assumiamo, in chiusura di capitolo, la pro-spettiva del regolatore – che deve decidere su qua-li soluzioni tecnologiche per l’efficienza energetica focalizzare la propria azione per raggiungere (e au-spicabilmente superare) gli obiettivi prefissati dal PAEE 2011, è possibile “leggere” la FIGURA 4.3 di-

Tabella 4.22Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in Mtep) associato alle diverse soluzioni per l’efficienza energetica in impresa

Penetrato annuo a regime al 2020

[Mtep]

Teorico annuo[Mtep]

Tipologia energetica

Potenziale

Soluzione tecnologica

Motori elettrici ad alta efficienza 0,250,6elettrico

Inverter 0,251elettrico

UPS ad alta efficienza 0,0030,004elettrico

Sistemi ad aria compressa 0,07 – 0,10,3 – 0,4elettrico (+termico12 )

Sistemi di refrigerazione 0,02 – 0,040,1elettrico (+termico13 )

Cogenerazione 0,5 – 0,65 (1,2 – 1,75)14 (3,8)elettrico (+termico )

ORC 0,03-0,080,35elettrico

Fotovoltaico 0,07 – 0,121,1elettrico

Mini-eolico 0,02 – 0,050,55elettrico

Totale 1,45,5–

12 Nel caso in cui si effettui il recupero di calore13 Nel caso in cui si effettui il recupero di calore

Figura 4.3Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia delle soluzioni di efficienza energetica nell’industria

0

10

20

30

40

50

60

2 106 144 128 16 18 20

Potenziale teorico annuo [TWh]

Gra

do d

i pen

etra

zion

e [%

]

UPS

Refrigera-zione

Aria compressa

Motorielettrici

Inverter

Cogenerazione

FotovoltaicoMini-eolico

ORC



stinguendo tra: • le tecnologie per l’efficienza energetica in im-

presa che hanno la maggiore facilità di pene-trazione del mercato. Stiamo parlando in par-ticolare degli UPS ad alta efficienza, in grado di dispiegare al 2020 oltre il 40% del potenziale teorico;

• le tecnologie per l’efficienza energetica che ne-cessitano di un intervento ad hoc, ossia quelle che hanno un tasso di penetrazione stimato compreso fra il 25 ed il 40%. Ragionando in ter-mini relativi rispetto alla categoria percedente, è possibile ipotizzare che, attraverso interventi specifici che agiscano ad esempio sugli obbli-ghi e/o sulla disponibilità di incentivi (SI VEDA CAPITOLO 2), anche queste tecnologie possano raggiungere livelli di penetrazione superiori ri-spetto a quelli oggi stimati. L’interesse verso questo tipo di soluzioni è ancora maggiore se si considera che appartengono a questa catego-ria le tecnologie di efficientamento energetico a maggior potenziale in assoluto, ossia i motori elettrici ad alta efficienza, gli inverter e la cogene-razione. Appare ragionevole, inoltre, pensare a un sistema di stimoli per queste soluzioni che sia proporzionato all’effettivo potenziale, ossia che si concentri in primis sulla cogenerazio-ne. Se si riuscisse infatti ad incrementare il gra-do di penetrazione di quest’ultima sino al 50%, sarebbe possibile aggiungere quasi altri 2 TWh (ossia 0,2 Mtep) al risparmo energetico da qui al 2020 (il che garantirebbe un ulteriore contributo del10% rispetto al risparmio globale precedente-mente stimato);

• le tecnologie per l’efficienza energetica che han-no le maggiori difficoltà di adozione, ossia che – nell’orizzonte considerato – paiono destinate a tradurre in pratica meno del 20% del loro po-tenziale. Si tratta soprattutto delle tecnologie per la generazione di energia elettrica da fonte rin-novabile, che sono però in larga parte soggette a sistemi di obblighi e incentivazioni che solo par-zialmente sono stati discussi in questo Rapporto14.

Nel complesso, dall’analisi svolta emerge come gli obiettivi di efficienza energetica nel comparto

industriale definiti nel PAEE 2011 siano in linea con i possibili trend di diffusione delle principali soluzioni per l’efficienza energetica considerate in questo Rapporto. Tuttavia, esiste un forte poten-ziale per conseguire superiori livelli di efficienza energetica che, considerando lo stato attuale del sistema di incentivazione e di regolazione in essere nel nostro Paese ed i livelli di convenienza econo-mica associati agli investimenti in soluzioni ener-geticamente efficienti, appare di difficile realizza-zione. È su questo potenziale, il quale rischia di rimanere inespresso, che varrebbe quindi la pena si concentrino le politiche per l’energia e lo svi-luppo nel nostro Paese, orientando in particolare gli sforzi verso le soluzioni a maggiore contributo potenziale di risparmio.

In questa seconda parte del capitolo si intende ap-profondire l’analisi del potenziale delle soluzioni per efficienza energetica considerando diversi set-tori industriali rappresentativi del tessuto produtti-vo italiano e contraddistinti da significativi impatti del costo dell’energia sui livelli medi di redditività. Come già sottolineato in questo Rapporto, l’indu-stria ha un peso importante, anche se in decresci-ta negli ultimi anni per effetto della sfavorevole congiuntura economica, sui consumi energetici finali nazionali. In particolare, il suo peso è pas-sato dal 28% del 2005 (cui corrispondeva un con-sumo di 41 Mtep, su un totale di 145,2 Mtep) al 23% nel 2010 (corrispondente ad un consumo di 32 Mtep, su un totale di 137,5 Mtep). Si vedano in proposito le FIGURE 4.4 e 4.5.

In questo capitolo verranno presi in considerazione i seguenti settori industriali:- alimentare15 - carta16

- chimica17 - meccanica18

14 Si vedano a questo proposito il Solar Energy Report 2012 ed il Biomass Energy Report 2012.15 ATECO - 10 (Industrie alimentari) – 11(Industria delle bevande) – 12 (Industria del tabacco)16 ATECO - 17 (Fabbricazione di carta e di prodotti di carta)17ATECO - 20 (Fabbricazione di prodotti chimici) – 21 (Fabbricazione di prodotti farmaceutici di base e preparati) – 22 (Fabbricazione di articoli in gomma e materie plastiche)18 ATECO - 25 (Fabbricazione di prodotti in metallo esclusi macchinari e attrezzature) – 26 (Fabbricazione di computer e prodotti di elettronica e ottica; apparecchi elettromedicali, apparecchi di misurazione e di orologi) – 27 (Fabbricazione di apparecchiature elettriche ed apparecchiature per uso domestico non elettriche) – 28 (Fabbricazione di macchinari ed apparecchiature nca)– 29 (Fabbricazione di autoveicoli, rimorchi e semirimorchi) – 30 (Fabbricazione di altri mezzi di trasporto)

4.2 L’impatto delle soluzioni per l’efficienza energetica nei principali settori industriali


131


- metallurgia19 - prodotti per l’edilizia20

- tessile21 - vetro22

Analizzando la dinamica dei consumi energeti-ci che ha contraddistinto questi settori industriali

nell’orizzonte temporale che è stato assunto come riferimento, ossia il periodo 2005-2010 (SI VEDA FI-GURA 4.6), si nota come negli ultimi anni, in tutti i settori considerati, si sia registrata una riduzione più o meno marcata dei consumi energetici.

19 ATECO - 24 (Metallurgia)20 ATECO - 23.2 (Fabbricazione di prodotti refrattari) – 23.3 (Fabbricazione di materiali da costruzione in terracotta) – 23.4 (Fabbricazione di altri prodotti in porcellana e ceramica) – 23.5 (Produzione di cemento, calce e gesso) – 23.6 (Fabbricazione di prodotti in calcestruzzo ,cemento e gesso) – 23.7 (Taglio, modellatura e finitura di pietre)– 23.9 ( Fabbricazione di prodotti abrasivi e di prodotti in minerali non metalliferica21ATECO - 13 (Industrie tessili) – 14 (Confezione di articoli di abbigliamento; confezione di articoli in pelle e pelliccia)22ATECO - 23.1 (Fabbricazione di vetro e prodotti in vetro)23La classe “altro” fa riferimento alle voci “agricoltura e pesca”, “bunkeraggi” ed “usi non energetici”. In particolare, “bunkeraggi” fa riferimento ai consumi energetici per il rifornimento di navi ed aerei di qualsiasi bandiera su rotte nazionali e internazionali.

Figura 4.5

Figura 4.4

Ripartizione per settore dei consumi energetici finali in Italia nel 201023 (Elaborazione su dati MiSE).

Evoluzione per settore dei consumi energetici finali in Italia, espressi in Mtep (Elaborazione su dati MiSE)

industria

trasporti

terziario e residenziale

altro

31%

36%

10%

23%

05

1015

35

20

40

25

45

30

50

2005

terziario e residenziale industria bunkeraggi

2006 2007 2008 2009 2010

Mte

p

usi non energetici agricoltura e pescatrasporti



Considerando la situazione al 2010, si nota come il settore più energivoro sia la metallurgia, che con circa 8 Mtep è responsabile del 24% dei consumi energetici industriali (e del 5,5% di quelli nazio-nali), seguito dal settore prodotti per l’edilizia, con oltre 6 Mtep. Gli unici comparti in cui il consumo energetico non ha subìto eccessive variazioni nel periodo di riferimento sono quelli del vetro e del-la carta. Quest’ultimo, in particolare, ha addirittu-ra fatto registrare nel 2010 una crescita del proprio fabbisogno di energia di circa il 14% rispetto all’an-no precedente.

È evidente come una parte di questa riduzione dei consumi sia imputabile ad una contrazione dei volumi produttivi, per effetto della sfavorevole congiuntura economica. È tuttavia interessante analizzare come si sia evoluto nel tempo il rappor-to tra consumi energetici e volumi produttivi nei settori considerati. Questo indicatore può fornire una valutazione degli sforzi compiuti dalle impre-se in tema di efficienza energetica, sebbene sia da sottolineare come la relazione tra consumi e produ-zione sia specifica per ciascun settore e non neces-sariamente lineare. La possibile non-linearità è ac-centuata, ad esempio, nel caso dei settori industriali in cui vincoli tecnologici impediscano di rispondere alle variazioni al ribasso dei volumi produttivi (at-

traverso lo spegnimento di determinati impianti, come accade ad esempio nell’industria del vetro), oppure nel caso dei settori ove il peso (in termini di consumi energetici) delle attività ausiliarie è ri-levante.

Le FIGURE 4.7 e 4.8 riportano la variazione del rap-porto tra produzione24 e consumi25 registrata in Ita-lia nei vari settori tra il 2005 e il 2007 e tra il 2007 e il 2010. I settori industriali che si collocano al di sotto della retta bisettrice possono essere consi-derati efficienti (al netto delle precisazioni di cui sopra), nel senso che il loro consumo è diminuito in maniera superiore rispetto alla diminuzione della produzione, oppure il consumo è cresciuto in maniera minore rispetto all’aumento della pro-duzione.

Si notano delle differenze interessanti passando dal primo al secondo periodo di analisi, ricordan-do che dopo il 2007 ha iniziato a manifestarsi la congiuntura economica negativa da cui le impre-se italiane non si sono ancora riprese. Il periodo 2005-2007 si è contraddistinto per un aumento ge-nerale della produzione industriale, come si evince dalla FIGURA 4.7, in cui si nota che la maggior parte dei settori si colloca nei quadranti “I” e “IV”, carat-terizzati da variazioni positive della produzione.

24 Misurata in termini di “indice della produzione industriale”, che misura la variazione nel tempo del volume fisico della produzione effettuata dall’indu-stria (Fonte: ISTAT).25 Misurati in Mtep.

Figura 4.6Andamento dei consumi energetici nei principali settori industriali in Italia, espressi in Mtep(Fonte: Elaborazione su dati MiSE e Terna )

0

1

2

3

4

7

5

8

6

9

2005

metallurgia chimica alimentare

2006 2007 2008 2009 2010 2011

meccanica

vetro

carta

tessile

Mte

p

prodotti per l'edilizia


133


Inoltre, tutti i settori, ad esclusione della carta (seppur di pochi punti percentuali), hanno fatto registrare progressi in termini di miglioramen-to del rapporto tra consumi energetici e volumi produttivi, collocandosi al di sotto della retta bi-settrice. In particolare, il tessile, il vetro e l’alimen-tare hanno ridotto in maniera importante (del 10-20%) i consumi a fronte di una sostanziale stabilità o leggero aumento (+12%, nel caso del tessile) del-la produzione. La situazione è tuttavia profonda-

mente mutata negli anni successivi, come mostra la FIGURA 4.8. Vi è stata infatti una netta riduzione della produzione industriale, complice la crisi, in tutti i settori (ad eccezione dell’alimentare), atte-stata dallo shift generale verso il III° quadrante, ca-ratterizzato da una contrazione della produzione. Per di più, i settori del vetro e della metallurgia hanno peggiorato il loro rapporto tra consumi energetici e volumi produttivi, mentre l’alimen-tare, il tessile e la chimica rappresentano i setto-

Figura 4.8

Figura 4.7

Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2007 ed il 2010, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2007 (Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea)

Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2005 ed il 2007, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2005 (Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea)

70

70

80

80

9090

100100

110

110

120

120

130

130Consumi

Produzione

II quadrante

III quadrante IV quadrante

I quadrante

alimentare

chimica

tessile

meccanica

carta

metallurgia

vetro


70

70

80

80

9090

100100

110

110

120

120

130

130II quadrante Consumi

Produzione

III quadrante IV quadrante

I quadrante

alimentare

chimica

tessile

meccanica

carta

metallurgia

vetro




ri in controtendenza, poiché la riduzione più o meno marcata dei volumi produttivi è stata più che compensata da un’importante riduzione dei consumi energetici. I settori rimanenti, quindi prodotti per l’edilizia, carta e meccanica, risultano invece abbastanza allineati alla bisettrice, con ri-duzioni dei consumi in linea (o di poco inferiori) con la riduzione dei volumi produttivi.

Per valutare l’applicabilità delle diverse soluzioni per l’efficienza energetica nei settori industriali og-getto di analisi, come emerso dalle interviste e dal confronto con gli operatori del settore, sono state esaminate alcune variabili fondamentali che carat-terizzano i diversi settori, ossia: (i) i livelli di mar-ginalità, (ii) l’intensità energetica e (iii) la volatilità dei volumi produttivi.

Marginalità

Un primo aspetto che è stato preso in considera-zione riguarda i livelli medi di marginalità indu-striale delle imprese operanti nei diversi settori. A parità di risparmio sul costo dell’energia poten-zialmente ottenibile, è ragionevole ritenere che le imprese contraddistinte da una marginalità più bassa siano più interessate a realizzare l’in-vestimento in una o più delle soluzioni energe-ticamente efficienti considerate in questo studio. In modo analogo, sono in particolare i settori che hanno sperimentato negli ultimi anni una sensi-

bile riduzione della loro marginalità ad essere ve-rosimilmente più interessati ai potenziali risparmi di costo conseguibili con interventi di efficienza energetica. In questo senso, la TABELLA 4.23 sinte-tizza i valori medi di marginalità (misurata come EBIDTA Margin, ossia come rapporto fra Margine Operativo Lordo e Fatturato) riscontrati nei settori oggetto d’analisi.

L’esame dei dati riportati in TABELLA 4.23 mostra uno scenario a tinte piuttosto fosche, in cui si registra una pesante riduzione dei livelli di marginalità per tutti i settori, ad eccezione della chimica e dell’alimentare. Solamente nel 2010 si nota una lieve inversione del trend negativo, che comunque non riporta le margi-nalità ai livelli degli anni precedenti.

Prendendo come riferimento la situazione al 2010, si nota che vi sono quattro settori (vetro, meccanica, chimica ed alimentare) che mostrano livelli di marginalità importanti, seppur media-mente in ribasso rispetto agli anni precedenti, su-periori al 7%. A questi si affianca un secondo cluster di settori (composto da tessile, prodotti per l’edili-zia, carta e metallurgia) che, al contrario, registra marginalità più modeste, inferiori al 5%.

Il BOX 4.1 riporta alcune simulazioni sull’impatto che l’adozione di soluzioni per l’efficienza energetica può avere sulla marginalità industriale delle impre-se in alcuni settori esaminati.

Tabella 4.23EBITDA Margin dei principali settori industriali in Italia (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE)

Settore 20072005 2008 20102006 2009Variazione

2007-2010

8,2% 8,6% 1,3%9,2% 2,4%6,4% -73,8%Metallurgia

7,7% 6,6% 6,3%7,4% 7,2%5,9% -1,8%Chimica

8,9% 7,8% 7,6%7,9% 7,1%6,9% -10,2%Alimentare

9,4% 9,6% 5,1%9,7% 5,1%6,5% -48,1%Tessile

12,0% 13,5% 6,5%12,2% 4,0%7,6% -66,9%Prodotti per l’edilizia

9,8% 9,9% 6,7%10,1% 7,8%8,4% -23,6%Meccanica

9,7% 7,9% 4,8%8,0% 3,7%7,2% -53,3%Carta

14,1% 13,9% 9,2%15,6% 10,7%12,8% -31,3%Vetro


135


Box 4.2Simulazione di investimento in efficienza energetica ed impatto sulla redditività

In questo BOX si riportano delle simulazioni su una so-luzione per l’efficienza energetica applicabile trasversal-mente in diversi settori industriali (in particolare, il mo-tore elettrico ad alta efficienza) ed una soluzione che ha un campo di applicabilità più limitato (in particolare, il recupero di calore tramite tecnologia ORC). Considerando innanzitutto il caso dei motori elettrici ad alta efficienza ed assumendo come riferimento una medio-grande azienda operante nel settore della carta (SI

VEDA TABELLA 4.24 per i dati di riferimento per questa impresa), la sostituzione di un motore elettrico da 15 kW ad efficienza standard con uno ad alta efficienza (di clas-se IE2) porterebbe ad un risparmio di circa 400 €/anno (in caso di funzionamento su 3 turni lavorativi), deter-minando un impatto positivo sulla marginalità annuale dell’impresa dello 0,005%.Se l’impresa sostituisse il suo intero parco motori, ipo-

tizzando che esso abbia una potenza complessiva di 20 MW, si avrebbe un incremento della marginalità di circa il 6,8%. Estendendo l’analisi ai diversi settori industriali e considerando comunque il caso di un’impresa di media-grande dimensione e la sostituzione dell’intero parco motori, si ottengono i risultati riportati in TABELLA 4.25.Dall’analisi della TABELLA 4.25 si nota come l’intervento di sostituzione dell’intero parco motori, a fronte di un investimento stimabile nel complesso in 1-1,5 mln €, comporterebbe un incremento della marginalità annua tra l’1% ed il 10%, in funzione del comparto produttivo considerato.Passando invece al caso del recupero di calore tramite tecnologia ORC e considerando quei settori che, per loro caratteristiche distintive, si prestano all’adozione di que-sta tecnologia, la TABELLA 4.26 mostra l’incremento di marginalità ottenibile grazie all’introduzione di un im-

Tabella 4.24

Tabella 4.25

Profilo di un’azienda-tipo appartenente al settore della carta

Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione di motori ad alta efficienza di classe IE2 in imprese “tipo” appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)

Spesa energetica/ Fatturato

Spesa energetica/ Fatturato

Spesa energia elettrica/Spesa energetica totale

EBITDA Margin

Fatturato

Fatturato [€]

Settori

Spesa energia elettrica/Spesa energetica totale

Variazione marginalità

3,7%200.000.000 39%5,5%

400.000.000Alimentare +1,7%61,1%2,1%

150.000.000Prodotti per l’edilizia +8,4%40%8,2%

400.000.000Chimica +1,8%67,9%2,2%

100.000.000Tessile +10%62,5%1,9%

200.000.000Carta +6,8%39,1%5,5%

600.000.000Metallurgia +3,5%52,4%5,9%

1.000.000.000Meccanica +0,7%63,7%1,3%

60.000.000Vetro +7,9%47%6,2%



Intensità energetica

Una seconda variabile rilevante che è stata analiz-zata misura l’intensità energetica, considerata come l’incidenza della bolletta energetica sul fatturato del-le imprese dei diversi settori. Un’elevata incidenza, infatti, determina una maggiore opportunità di ottenere risparmi di costo in valore assoluto im-portanti, a parità di contenimento percentuale dei consumi. La TABELLA 4.27 mostra i valori dell’indi-

catore di intensità energetica nei settori considerati, affiancati ai valori relativi all’incidenza media del costo del lavoro sul fatturato. Emerge un quadro abbastanza eterogeneo, che vede alcuni settori (quali prodotti per l’edilizia, vetro, metallurgia e carta) attestarsi su un livello di incidenza nell’or-dine del 5-8%, abbondantemente superiore alla media di tutto il comparto industriale in Italia (pari al 2,4%), mentre gli altri settori si attestano a ridosso o al di sotto di tale valore medio.

Tabella 4.27 Incidenza della bolletta energetica e del costo del lavoro sul fatturato nei diversi settori industriali

(Fonte: elaborazione su dati ISTAT e MiSE)

Settore Energia/Fatturato Lavoro/Fatturato

19,5%8,2%Prodotti per l’edilizia

20,0%6,2%Vetro

12,2%5,9%Metallurgia

14,4%5,5%Carta

12,6%2,2%Chimica

10,7%2,1%Alimentare

17,9%1,9%Tessile

19,1%1,3%Meccanica

15,9%2,4%Media industria

pianto ORC da 1 MW per il recupero di calore da impie-gare nella produzione di energia elettrica.Anche in questo caso, a fronte di investimenti stimabi-

li nell’ordine dei 3,5-4 mln € , si ottengono incrementi importanti di marginalità, variabili tra il 2 ed il 12%, nei diversi settori analizzati.

Tabella 4.26Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione della tecnologia ORC in imprese “tipo” appartenenti ai

settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)

Variazione marginalità Settori

Chimica + 2%

Prodotti per l’edilizia + 12%

Metallurgia + 5%

Vetro + 11%


137


Considerando le prime due variabili prese in esame, ossia la marginalità industriale e l’intensità ener-getica media dei diversi settori industriali, è possi-bile ottenere un’indicazione di massima di quanto gli investimenti in sistemi per l’efficienza energeti-ca potrebbero essere attrattivi e di interesse per le imprese. La FIGURA 4.9 rappresenta l’evoluzione del valore assunto da queste due variabili nel periodo 2005-2010. Si nota come i settori della metallur-gia, dei prodotti per l’edilizia e della carta, oltre ad avere i livelli inferiori di marginalità e ad aver fatto registrare il calo più importante di questo indicatore negli anni, hanno anche i livelli più alti di incidenza della bolletta energetica sul fattura-to. Il settore del vetro, inoltre, seppur caratterizzato dai livelli di marginalità più alti in assoluto, ha visto contrarsi questo indicatore in modo importante nel periodo di analisi (da 14,1% a 10,7%), a fronte di un’incidenza della bolletta energetica pari a 6,2%, abbondantemente superiore alla media industriale in Italia (pari al 2,4%).

I settori della metallurgia, dei prodotti per l’edili-zia, della carta e del vetro rappresentano quindi, in base alle analisi svolte, i comparti produttivi in cui maggiore potrebbe essere l’interesse delle imprese rispetto all’adozione di soluzioni per l’ef-ficienza energetica, dato che più importanti sareb-bero i benefici ottenibili nel caso di investimento. Bisogna tuttavia considerare anche quei fattori in grado di ostacolare la realizzazione di interventi di

efficienza energetica, seppur in quei settori in cui esisterebbe a priori un importante interesse po-tenziale. In questo senso, è possibile esaminare la volatilità dei volumi produttivi, di cui si parla nel paragrafo successivo.

Volatilità dei volumi produttivi

Uno dei fattori che più ostacolano gli investimenti in soluzioni per l’efficienza energetica in impresa è rappresentato dalla percezione del livello di rischio ad essi associato, in particolare alla difficoltà di sti-mare con un ragionevole livello di confidenza l’enti-tà del risparmio di costo realizzabile negli anni, che costituisce il fondamentale flusso di cassa positivo dell’investimento. In questo senso, i settori produt-tivi che manifestano una più grande volatilità dei volumi produttivi sono contraddistinti da una maggiore incertezza del risparmio conseguibile dall’investimento in efficienza energetica. Questo non solo impatta negativamente sulla propensione all’investimento da parte delle imprese clienti, ma anche da parte degli operatori (quali ESCo e istitu-ti di credito) che hanno un fondamentale ruolo nel promuovere e supportare questi investimenti, come si discuterà diffusamente nel CAPITOLO 5.

La FIGURA 4.10 rappresenta la dinamica dei volu-mi produttivi fatta registrare negli ultimi anni nei settori industriali in Italia. Si nota come i settori della chimica, dell’alimentare, del tessile e della

Figura 4.9Dinamica dell’incidenza della bolletta energetica sul fatturato e della marginalità tra il 2005 ed il 2010 nei diversi setto-ri industriali (Fonte: Elaborazione su dati MiSE, Istat, Terna)

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

0%

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14%

8%

9%

Incidenza bolletta

MOL/Fatturato

alimentare

chimica

tessile

meccanica

carta

metallurgia

vetro




carta abbiano dimostrato una buona capacità di resistenza alla crisi economica, riuscendo a man-tenere la propria produzione su livelli in linea o di poco inferiori ai livelli pre-crisi. Situazione dif-ferente è quella dei settori dei prodotti per l’edilizia, metallurgia, vetro e meccanica, in cui si è registrato un crollo di circa il 20-30% dei volumi di produ-zione.

È importante notare come i settori della metallurgia, del vetro e dei prodotti per l’edilizia, nonostante siano tra quelli contraddistinti da una maggiore propensione teorica agli investimenti in efficienza energetica, siano caratterizzati anche da un’importante volatilità dei volumi produttivi, il che ovviamente limita l’effettiva disponibilità delle imprese in essi operanti ad assu-mersi i rischi connessi agli investimenti nelle soluzioni per l’efficienza energetica. Il settore della carta è in-vece il comparto, tra quelli ad alta attrattività po-tenziale degli investimenti in efficienza energetica, in cui si potrebbe registrare in Italia una maggiore

disponibilità delle imprese a questo tipo di inve-stimenti. Queste valutazioni sono particolarmente importanti per gli operatori dell’efficienza energeti-ca che ovviamente hanno interesse ad indirizzare i loro sforzi commerciali verso quelle imprese in cui maggiori sono la propensione e la capacità di adot-tare soluzioni energeticamente efficienti. Sono però delle informazioni utili anche per i policy maker, cui viene fornito un quadro delle priorità di intervento nella definizione di strumenti ed iniziative a sup-porto della diffusione delle soluzioni per l’efficien-za energetica in ambito industriale. Ad esempio, lo studio suggerisce che quei settori in cui le imprese possono avere dei grandi vantaggi potenziali da investimenti in efficienza energetica, ma percepi-scono verosimilmente un particolare livello di ri-schio associato alla volatilità dei flussi finanziari risultati da questi, potrebbero trarre particolare giovamento dalla disponibilità di strumenti in grado di stabilizzare i benefici derivanti dall’ado-zione di tecnologie efficienti.

Figura 4.10Dinamica dei volumi produttivi nei diversi settori industriali, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2005

(Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE)

60

70

80

90

100

110

120

2005 2006 2007 2008 2009 2010

alimentare chimica prodotti per l'edilizia

meccanica

vetro

metallurgia

tessile

carta

5. LA CULTURA DELL’EFFICIENZA ENERGETICA NELLE IMPRESE

ITALIANE: DIFFUSIONEE PRINCIPALI BARRIERE

ALLO SVILUPPO


141

5. LA CULTURA DELL’EFFICIENZA ENERGETICA NELLE IMPRESE ITALIANE: DIFFUSIONE E PRINCIPALI BARRIERE ALLO SVILUPPO

L’obiettivo di questo capitolo conclusivo del Rapporto è di fare il punto su quanto sia dif-fusa all’interno del sistema industriale del no-

stro Paese la “cultura” – intesa come consapevolezza del problema della gestione dell’energia e conoscen-za degli strumenti più idonei ad affrontarlo – dell’ef-ficienza energetica.

Da molte parti, soprattutto nel dibattito pubblico attorno a questo tema, si è fatto cenno alle difficoltàche in Italia si incontrano nell’adozione di soluzionienergeticamente efficienti, ma sempre analizzando il problema nella prospettiva del produttore di tec-nologie o del fornitore di servizi energetici. In que-sto capitolo, di contro, si ribalta la prospettiva di indagine e si offre uno spaccato sulla percezione dell’efficienza energetica da parte di un campio-nesignificativo (SI VEDA BOX 5.1) di imprese italia-

ne, appartenenti ai principali settori industriali, le quali rappresentano potenziali “utenti” di ser-vizi di efficienza energetica.

La metodologia impiegata descritta in dettaglio all’interno del BOX 5.1, ha consentito di fare luce su tre aspetti, oggetto ciascuno del dettaglio dei suc-cessivi paragrafi, fortemente interrelati fra di loro e che offrono un quadro chiaro e coerente – si discu-terà dopo se con una connotazione positiva o nega-tiva – della situazione del nostro Paese:•• il grado di consapevolezza delle problemati-

che connesse con la gestione dell’energia per gli operatori industriali, che rappresenta da un certo punto di vista il prerequisito indispensabi-le, la “presa di coscienza” della necessità di effi-cientamento energetico;

•• i driver che stanno dietro la scelta di effettuare

Box 5.1Il campione di indagine

Il campione di indagine utilizzato per la survey di cui si da conto in questo capitolo – e che è avvenuta tra il Febbraio ed il Settembre del 2012 – è costituito da 115 imprese, le cui ca-ratteristiche più rilevanti sono riportate nella tabella seguente.La selezione delle imprese è stata realizzata tramite da-

tabase ad accesso riservato dell’Energy&Strategy Group. Le interviste – basate su un questionario semistruttura-to – sono state condotte di persona o per telefono con l’energy manager, ove presente, o con il management dell’impresa in tutti gli altri casi.

1 SI VEDA PARAGRAFO 4.2 per la caratterizzazione dei settori oggetto d’analisi (in termini di codici ATECO 2007).2 Si fa riferimento ai settori Prodotti per l’edilizia, Vetro, Metallurgia e Carta.

Tabella 5.1Principali caratteristiche del campione di indagine utilizzato per la survey

%Dimensione

PMI 40Grandi imprese 60

Area geografica della sede principale %

Nord 74Centro 16

Sud 10

Settore di appartenenza1 %

Energivori2 55Non energivori 45

Principali settori rappresentatiChimica [25%], meccanica [14%], prodotti per

l’edilizia [13%], carta, metallurgia [8%]



un investimento in efficientamento energetico, con l’obiettivo quindi di comprendere su cosa si basa il processo di acquisto di una tecnologia energeticamente efficiente e soprattutto quali condizioni spingono il decisore a valutare la sostituzione di un asset esistente con uno più efficiente dal punto di vista energetico;

•• le principali problematiche incontrate nella valutazione e/o esecuzione di un investimento in efficienza energetica, che rappresentano – agli occhi degli “utenti” potenziali – le barriere alla diffusione dell’efficienza energetica nel setto-re industriale in Italia.

Il primo degli aspetti analizzati riguarda, come appena discusso, la diffusione di una “cultura” dell’efficienza energetica all’interno del tessuto industriale italiano.

Al fine di isolare e tentare di misurare questo gra-do di consapevolezza, ossia l’attenzione delle im-prese al problema della gestione dell’energia al loro interno, si è adottato un approccio piuttosto origi-nale, che – invece di rivolgere all’intervistato, come spesso accade leggere in altri studi, una domanda in merito a quanto ritenga rilevante il “peso” della componente energia nella struttura di costo dell’im-presa – identifica alcuni “stimatori” dell’interesse

del soggetto impresa vesro il problema energeti-co. Più precisamente, questi “stimatori” sono stati individuati come:•• presenza “formale” di strutture o ruoli organiz-

zativi preposti alla gestione dell’energia, con-siderati a buon conto come segnale del fatto che questa venga considerata alla stessa stregua di altri processi “rilevanti” per il business dell’impresa;

•• caratteristiche dei sistemi impiegati per la mi-sura dal consumo energetico, da quelli più “ru-dimentali” e caratterizzati da procedure “base”, per evitare gli sprechi più evidenti di energia, a quelli più sofisticati, che invece incorporano si-stemi formali di misura, verifica e pianificazione dei consumi (per intendersi del tipo di quelli di-scussi nel PARAGRAFO 2.2);

•• grado di conoscenza e/o interazione con le ESCo, ossia con gli altri soggetti della “filiera” dell’efficien-za energetica, che dovrebbero costituire la principa-le interfaccia fra le imprese industriali “utilizzatrici” e gli altri attori della filiera dell’efficienza energeti-ca (in primis i fornitori di tecnologie di efficienza energetica e gli istituti di credito).

Il quadro che esce dalla nostra indagine con rife-rimento a questo tema è, – vale la pena qui antici-parlo – piuttosto desolante.

Se si guarda all’intero campione (FIGURA 5.1), si nota come il 65% delle imprese disponga di un energy manager o di un energy team, ovvero abbia istitu-ito un ruolo organizzativo (o addirittura un’unità

5.1 Il grado di consapevolezza del “problema energetico” per le imprese italiane

Figura 5.1Presenza della figura dell’energy manager all’interno del campione analizzato

con energy manager

senza energy manager

35%

65%


143


organizzativa) ad hoc per la gestione dell’energia. Una percentuale, tuttavia, che non deve trarre in inganno, giacché frutto dell’obbligo di nomina sancito dalla Legge 10/913 per le imprese aventi consumi annui superiori ai 10.000 TEP (che equi-valgono ad oltre 40 GWh elettrici o a circa 12 mln m3 di gas naturale). Se si guarda, infatti, la FIGU-RA 5.2, che riporta la diffusione degli energy ma-nager fra i soggetti “non obbligati”, ci si arresta a poco meno del 17% del nostro campione.

Il 35% del totale delle imprese del campione e ben l’83% di quelle non obbligate ex Lege alla nomina non hanno alcuna figura “formale” dedicata alla gestione dell’energia. Nella maggior parte dei casi (70%) in cui non è individuato l’energy manager, è il direttore delle operations a supplire a questa assen-za, ma con un approccio che evidentemente mette

l’energia nella migliore delle ipotesi alla stessa stregua (per le imprese che operano in settori energivori) o in subordine (in tutti gli altri casi) alle altre variabili produttive e di costo che è chiamato a gestire. Nel re-stante 30% dei casi, le imprese intervistate attribu-iscono addirittura la responsabilità della gestione dell’energia in maniera “residuale”, facendola rica-dere, paradossalmente, o sulla proprietà dell’im-presa o su qualche ruolo organizzativo minore.

La scarsa diffusione di figure organizzative pro-fessionalmente dedicate alla gestione dell’energia all’interno delle imprese del campione non può che riflettersi in un’attenzione piuttosto “limitata” alla misura ed al controllo dei consumi energeti-ci. In questo caso all’interno della nostra indagine si sono definiti ex ante quattro possibili “approcci”, come riportato in TABELLA 5.2, con un grado cre-

Figura 5.2Presenza della figura dell’energy manager nelle imprese non soggette all’obbligo di nomina dell’energy managerall’interno del campione analizzato

83%

17%

con energy manager

senza energy manager

3 Norme per l’attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso nazionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia. (Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 2).

Tabella 5.2Possibili approcci alla misura e al controllo dei consumi energetici

“Approccio” alla misura ed al con-trollo dei consumi energetici Descrizione

“Occhio allo spreco”Sono state introdotte all’interno dell’impresa delle regole, in parte formalizza-te, in altra parte entrate nella consuetudine informale di operare, che mirano

a limitare i consumi energetici, evitando in maniera particolare gli sprechi.



scente di affidabilità da un lato ma anche di com-plessità e costi dall’altro.

E’ evidente come l’ultimo approccio “inglobi” i precedenti e così accada via via risalendo a ritro-so. Dall’analisi effettuata sul campione (SI VEDANO FIGURE 5.3 e 5.4) emerge che:•• solo il 22% delle imprese del campione adot-

ta un approccio del tipo “Sistema di gestione dell’energia”, percentuale che sale al 39% se si considerano – ma le ragioni qui sono ovvie – le imprese che operano nei settori più energivori;

•• il 33% circa delle imprese del campione (solo 11% in più rispetto alle precedenti) adotta al-

meno il “benchmarking dei consumi”, ovvero implementa misure on site per lo meno per i pro-cessi industriali ritenuti più rilevanti;

•• il 69% delle imprese del campione adotta in-vece ancora oggi approcci piuttosto “rudimen-tali” di misura e controllo dei consumi ener-getici, con quasi il 15% che addirittura non ha attivato nemmeno il principio denominato “occhio allo spreco” ed un altro 17% che si è fermata a quest’ultimo.

E’ interessante sottolineare come gli squilibri siano ancora più evidenti se si isolano nel campione (SI VEDANO FIGURE 5.5 e 5.6) le sole imprese di piccole

“Cost accounting energetico”

“Benchmarking dei consumi”

“Sistema di gestione dell’energia”

Sono stati introdotti modelli sintetici di misura che fanno emergere il costo energetico associato a ciascun prodotto e/o processo rilevante dell’impre-

sa. L’attribuzione di costo avviene tuttavia molto spesso “sulla carta” e come ripartizione dei costi generali rilevati, senza che vi sia un’effettiva misura dei

consumi on site.

Sono stati introdotti modelli di riferimento per l’identificazione del consumo “teorico” di un determinato processo industriale che vengono impiegati

come termine di paragone per le verifiche dei consumi effettivamente realiz-zati, che vengono invece definiti on site.

Sono stati introdotti – indipendentemente dal fatto che l’impresa si sia o meno certificata secondo la ISO 50001 o UNI CEI EN 16001 (SI VEDA

PARAGRAFO 2.2) – dei piani pluriennali con obiettivi specifici in termini ener-getici (riduzione consumi, riduzione dipendenza da una fonte specifica, abbat-timento emissioni, …) che si basano anche su un monitoraggio costante dei

consumi on site e che prevede una disponibilità di budget ad hoc per la realizzazione degli interventi.

Figura 5.3Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzato

nessuna gestione dell'energia

gestione dell'energia86%

14%


145


e medie dimensioni, dove la percentuale di ope-ratori che non ha alcun approccio alla misura e controllo dei consumi energetici sale sino al 31% e sono solo poco più del 5% ad avere di contro un “sistema di gestione dell’energia”.

Se si considera, come più volte ribadito, che un si-stema di misura dei consumi rappresenta il primo passo per vincere l’inerzia degli operatori ad occu-parsi del problema energetico, ci si rende conto di

come il nostro sistema industriale sia piuttosto “arretrato” da questo punto di vista e costituisca quindi un substrato certo non fertile per lo svi-luppo dell’efficienza energetica.

L’ultimo parametro misurato rispetto alla consa-pevolezza del problema energetico per le imprese italiane concerne l’interazione che i soggetti del campione hanno o stanno pianificando di avere con le ESCo, ovvero con le società deputate ad of-

Figura 5.4

Figura 5.5

Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzato

Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzato

0%

20%

60%

40%

14%

86%

69%

33%

22%

80%

100% nessuna gestione dell'energia

occhio allo spreco

sistema di gestione dell'energia

benchmarking dei consumi

cost accounting energetico

nessuna gestione dell'energia

gestione dell'energia

59%

31%



frire servizi di efficientamento energetico.

Come si evince dalla FIGURA 5.7, ad oggi:•• il 64% delle imprese del campione (percentuale

che sale al 68% se si guardano solo le imprese di grandi dimensioni e al 77% solo le imprese ener-givore) conosce le ESCo ed ha valutato o sta valutando l’opportunità di usufruire dei loro servizi. In realtà, il 40% di queste imprese in-dica come unica funzione della ESCo l’espleta-

mento dell’iter burocratico di ottenimento dei TEE (e l’eventuale successiva gestione), mentre la restante parte le reputa un interlocutore poten-zialmente interessante per competenze tecniche e capacità finanziarie al fine di realizzare inter-venti di efficienza energetica;

•• il 28%, pur essendo al corrente della loro esisten-za, non le ritiene un soggetto utile con cui discu-tere dei problemi di efficientamento energetico (ed in questa quota ad onor del vero vanno ri-

Figura 5.7

Figura 5.6

Giudizio sulle ESCo da parte delle imprese

Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzato

31%

59%

41%

15%7%

0%

20%

60%

40%

80%

100% nessuna gestione dell'energia

occhio allo spreco

sistema di gestione dell'energia

benchmarking dei consumi

cost accounting energetico

interessanti

non interessanti

non conosciute

28%

8%

64%


147


comprese alcune imprese di grandi dimensioni che hanno risposto specificando come al proprio interno abbiano competenze adeguate al ruolo);

•• il restante 8% ha risposto dichiarando di non aver mai sentito parlare delle ESCo.

Quest’ultimo parametro, rispetto ai due prece-denti, pare “addolcire” un poco il quadro, anche se da solo non è certo sufficiente – perché si avver-te, in particolare per quelle imprese che non hanno una struttura di energy management formalizzata, la “mancanza” dell’energy manager come punto di contatto fra ESCo e imprese e non è sufficientemen-te diffusa la cultura della “misura” del consumo per permettere alla ESCo di intervenire più rapidamen-te ed efficacemente con le proprie competenze – ad avviare un circolo “virtuoso” di diffusione della consapevolezza del problema energetico presso le imprese italiane.

Il secondo aspetto su cui si è focalizzata l’indagine relativa alle imprese italiane riguarda le ragioni che spingono queste ultime a valutare gli investimenti in efficienza energetica. Il tema merita a nostro giu-dizio qualche riflessione nonostante possa apparire in prima battuta “scontato”; il fatto è, al contrario, che per gli investimenti in efficienza energetica è spesso assai difficile distinguere se quest’ultima sia la “causa” ovvero l’effetto della decisione.

E’ evidente, infatti, che se si sostituisce un im-pianto ormai completamente “ammortizzato”,

ad esempio una caldaia che viene impiegata per il pre-riscaldamento nel processo di sterilizzazione alimentare acquistata oltre dieci anni fa, con un nuovo impianto si ottiene anche un risparmio energetico, perché nel frattempo il progresso tec-nologico associato alle caldaie ha comunque incre-mentato la loro efficienza e quindi (a parità di ou-tput) ne ha ridotto i consumi. Si tratta in questo caso di un investimento in efficienza energetica? O forse meglio l’efficienza energetica non è che il risultato (peraltro inevitabile) dell’adeguamento impiantistico4? E’ diverso il caso di un’impresa che, invece, nella scelta della caldaia da acquistare, va-luti esplicitamente le alternative anche sulla base dei consumi energetici ad esse associati e sia dispo-sta anche a sopportare un eventuale extra-costo di investimento a fronte di maggiori risparmi futuri. Ed è ancora diverso il caso di un’impresa che va-luti la sostituzione della propria caldaia non già perché completamente “ammortizzata” o comun-que giunta a fine vita, quanto perché da questa sostituzione può trarre un vantaggio economi-co (misurato nel lungo termine) relativo alla sola componente di efficientamento energetico. La questione è ancora più complicata dal fatto che l’ef-ficientamento energetico può essere visto – e se ne è già discusso nel CAPITOLO 2 a proposito del sistema di gestione dell’energia e della norma ISO 50001 (SI VEDA PARAGRAFO 2.2) – anche come un investimen-to di marketing, segnalando un comportamento ambientalmente sostenibile, o di signaling verso gli stakeholder dell’attenzione dell’impresa alla gestione dell’energia.

Anche in questo caso si sono identificati ex ante ed in coerenza con i casi visti sopra alcuni possibili driver decisionali (SI VEDA TABELLA 5.3) e si è chie-

5.2 I driver decisionali degli investimenti in efficienza energetica

4 Questo concetto è alla base del più volte richiamato principio dell’addizionalità, che rappresenta uno dei “pilastri” del meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (SI VEDA BOX 2.12)

Tabella 5.3Principali driver decisionali che motivano gli investimenti di efficientamento energetico

Driver decisionale Descrizione

Obsolescenza o efficientamento

produttivo

Riduzione dei consumi energetici

Marketing & signaling

La decisione di intervenire è dovuta all’invecchiamento dell’apparecchiatura ed al decadimento delle sue prestazioni, che la rendono non più adeguata alla sua funzione. Oppure è legata alla volontà di incre-mentare l’efficienza produttiva (ad esempio il numero di unità producibili per unità di tempo) a seguito di

mutate condizioni di mercato.

La decisione di intervenire è volta primariamente all’efficientamento energetico, ovvero si è originata dalla volontà di contenere – su un orizzonte di medio-lungo periodo – i consumi ed i costi connessi all’u-

tilizzo dell’energia.

La decisione di intervenire è dettata dalla volontà di trasmettere al mercato o agli stakeholder l’immagi-ne di impresa sostenibile, attenta alle tematiche energetiche/ambientali.



sto alle imprese del campione di indicare quelli che si applicavano meglio (dando quindi la possibilità, a differenza del caso precedente, di multiple choice) agli investimenti di efficientamento energetico ef-fettuati di recente. Ovviamente si è data in prima battuta al concetto di investimento in efficienza energetica l’interpretazione più “lata”, di sostitu-zione di asset che ha comportato la riduzione dei costi o dei consumi energetici.

La FIGURA 5.8 mostra il risultato ottenuto nel cam-pione di imprese analizzato:•• in quasi il 90% dei casi il driver decisionale pri-

mario che ha guidato gli investimenti di effi-cientamento energetico è legato all’obsolescen-za o all’efficientamento produttivo, ossia non ha quasi nulla a che vedere con la ricerca specifica di un risparmio nei consumi e/o nei costi energetici;

•• solo nel 30% dei casi (e solo per un limitato 10% dei casi indipendenti dal precedente) si è guardato alla riduzione dei consumi energeti-ci, e quindi si è adottata una prospettiva coerente con l’idea di efficienza energetica come strumen-to in grado di creare “valore” per le imprese;

•• nel 26% dei casi, infine, ma completamente so-vrapposti con i due precedenti, si è anche pre-so in considerazione esplicitamente l’impatto dell’investimento sull’immagine “sostenibile”

dell’impresa.

E’ fin troppo evidente che la sostituzione di un macchinario soltanto in corrispondenza del “fine vita” fa sì che si perdano importanti opportunità in termini di efficienza energetica, come mostra-to ad esempio nel PARAGRAFO 3.1.1 con riferimento all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza, ed è ulteriore prova del fatto che nel contesto ita-liano la diffusione del Total Cost of Ownership5 (TCO) come metrica di valutazione degli investi-menti è ancora assai limitata. Di fatto, più che un vero e proprio driver decisionale, la sostituzione per obsolescenza di un macchinario o per sopravvenu-te esigenze di incremento dell’efficienza produttiva rappresenta un “obbligo contingente”.

Un segnale positivo tuttavia può essere colto se si considera la distribuzione dei driver “riduzione dei consumi energetici” e “marketing & signaling” nel sottoinsieme del campione che comprende le grandi imprese (SI VEDA FIGURA 5.9) e le imprese energivore (SI VEDA FIGURA 5.10).

Sebbene anche per questa tipologia di imprese sia chiaramente preponderante il driver legato all’ob-solescenza, è interessante notare come gli aspetti più propriamente legati all’efficienza energetica

Figura 5.8Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese

5 Il Total Cost of Ownership tiene conto di tutti i costi associati ad un’apparecchiatura lungo l’intero ciclo di vita, opportunamente attualizzati per tenere conto dei diversi istanti temporali in cui tali costi si verificano. Nella fattispecie, le voci di costo tipicamente considerate fanno riferimento ad acquisto, installazione, energia e manutenzione.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

obsolescenza o efficientamento

produttivo

riduzione dei consumi energetici marketing & signaling

89%

21%

indipendente da obsolescenza

26%


149


(per come la si è intesa in questo Rapporto) si af-fiancano a questi ultimi in oltre il 40% dei casi per le grandi imprese, che diventa il 60% nelle ener-givore. Se da un lato è ovvio che soprattutto queste ultime siano più “sensibili” – perché spesso sotto la lente d’ingrandimento dell’opinione pubblica sui temi ambientali – è anche altrettanto vero che la crescita della percezione “strategica” dell’efficienza energetica anche come strumento di comunicazio-ne non può che essere vista in maniera positiva.

L’ultimo punto affrontato nell’analisi della “percezio-ne” dell’efficienza energetica nel sistema industriale italiano riguarda le criticità (“barriere”) incontrate durante il processo decisionale di un intervento volto al miglioramento dell’efficienza energetica.

Figura 5.9

Figura 5.10

Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese di grande dimensione

Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficienza energetica da parte delle impre-se appartenenti a settori energivori

0%

20%

40%

60%

80%

100%

87%

32%

indipendente da obsolescenza

41%


produttivo


0%

20%

40%

60%

80%

100%

85%

42%

indipendente da Obsolescenza

46%


produttivo


5.3 Le principali barriere agli investimenti in efficienza energetica



L’approccio utilizzato in questo caso è stato diver-so da quanto fatto in precedenza: in particolare, anziché definire ex ante delle possibili “barriere” di cui verificare la percezione nel campione d’indagi-ne, si è chiesto alle imprese di “raccontare” le loro esperienze recenti di investimenti o valutazioni di investimenti rubricabili come legati esplicita-mente all’efficienza energetica6, provvedendo ex post a razionalizzare i dati raccolti.

Il quadro che ne è emerso permette di ricostruire – in maniera a dire il vero non sorprendente per gli addetti ai lavori – due “macro-barriere”:•• quelle di natura economica, che possono a loro

volta essere dettagliate in (i) tempi di rientro dell’investimento non in linea con le aspetta-tive, che per un tipo di investimento comunque giudicato come “laterale” rispetto al core business si attestano in media in 2-3 anni, in (ii) difficol-tà di accesso a capitale di terzi per finanziare gli interventi ed in (iii) difficoltà di accesso al capitale proprio, dal momento che i budget per l’efficienza energetica sono destinati in maniera “residuale”;

•• quelle di natura “culturale”, che fanno riferi-mento a (i) difficoltà da parte del proponente l’investimento a convincere il top management della necessità di basare la scelta su obiettivi di efficientamento energetico, (ii) difficoltà ad ade-

guare le procedure dell’ufficio acquisti rispet-to all’acquisto di nuovi asset con l’inserimento di parametri legati al consumo energetico dello stesso, da valutarsi insieme al costo di investi-mento, e (iii) difficoltà ad interagire con i repar-ti produttivi per giustificare “fermi macchina” legati a sostituzioni di asset che non siano giunti al loro naturale “fine vita” o, nel caso di interventi maggiormente invasivi e “strutturali”, modifiche al layout del processo produttivo.

Nel campione analizzato (SI VEDANO FIGURE 5.11 e 5.12), la situazione appare la seguente:•• nel 29% dei casi non si sono registrate parti-

colari “barriere” all’investimento, segno di una crescente attenzione verso il tema dell’efficienta-mento energetico, che consente di superare – a dire il vero soprattutto per le imprese di mag-giori dimensioni – eventuali “inerzie” di natu-ra organizzativa e di reperire, magari interna-mente o su linee di credito già esistenti, i fondi necessari;

•• nell’altro 71% dei casi i progetti si sono scon-trati con “barriere” di natura economica e più precisamente con tempi di ritorno giudicati ini-zialmente troppo lunghi, cui si sono affiancati nel 40% dei casi anche problemi legati al reperimen-to delle risorse finanziarie necessarie al proprio interno o (in percentuale leggermente minore,

Figura 5.11Presenza di barriere all’interno del processo decisionale di un intervento di efficienza energetica

6 Si intende qui investimenti spiegati esplicitamente dalla riduzione dei consumi energetici, secondo l’accezione usata nel PARAGRAFO 5.2. Si è infatti rite-nuto utile isolare questo tipo di interventi –pur avendone un numero minore da studiare – per evitare nei rispondenti l’equiparazione con gli investimenti di sostituzione per obsolescenza, che evidentemente seguono logiche molto diverse.

assenza di barriere

presenza di barriere

71%

29%


151


pari al 36%) da terzi;•• solo nel 26% dei casi alle “barriere” di natura

finanziaria si sono affiancate – ad aggravare ovviamente i problemi – anche quelle “cultu-rali”, che tuttavia emergono dalla nostra inda-gine come “secondarie” rispetto a quelle ben più significative legate alla componente economica della valutazione.

Giova sottolineare come l’occorrenza delle “bar-riere” economiche sia piuttosto indifferente alle variabili di segmentazione per dimensione di impresa o appartenenza a settori energivori, con percentuali che non variano in maniera significativa rispetto alla media dell’intero campione. Crescono invece di importanza fra le PMI, ma sempre af-fiancate alle precedenti, le “barriere” culturali che arrivano a pesare per quasi il 40% dei casi e sono soprattutto legate alla difficoltà di coinvolgere l’im-prenditore nella valutazione di un investimento in efficienza energetica.

Un approfondimento meritano indubbiamente i problemi evidenziati a livello economico. In parti-colare, in merito alla problematica connessa con il tempo di rientro degli investimenti in efficienza energetica, giudicato spesso come eccessivo, è pos-sibile sottolineare come molti degli operatori inter-

vistati, pur rendendosi conto del fatto che 2-3 anni di rientro sono un tempo spesso insostenibile per gli investimenti di carattere più strutturale, dall’al-tro lato lamentano la rischiosità dell’investimento che costringe l’impresa a cautelarsi. Rischiosità, si badi bene, che non è legata alla tecnologia in sé, quanto all’affidabilità nel medio periodo della stima legata ai risparmi energetici conseguibili, dipendenti in primis dalla variabile costo dell’e-nergia e dalla volatilità dei volumi produttivi, ed in secondo luogo (ma non meno importante) dall’accesso ai meccanismi incentivanti. Nel CAPI-TOLO 2, a questo proposito, si è dato conto dell’in-certezza correlata al meccanismo dei TEE, negli al-tri Rapporti7 cui si rimanda si è più volte discusso circa l’instabilità (ed i relativi impatti negativi) dei sistemi di incentivazione per la produzione di ener-gia elettrica da fonti rinnovabili, mentre per quanto concerne l’energia termica si può piuttosto parlare di speranze disattese da un anno a questa parte cir-ca l’emanazione di un Conto Energia Termico8, che “finalmente” vede la luce proprio nei giorni in cui si chiude il presente Rapporto. Nel CAPITOLO 4, invece, si è dato conto dell’instabilità dei volumi produt-tivi, in primis ascrivibile al manifestarsi della crisi economica, che ha caratterizzato particolarmente alcuni settori industriali negli ultimi anni (come ad esempio metallurgia, meccanica, vetro e prodot-

Figura 5.12Occorrenze delle principali barriere che ostacolano la realizzazione di investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese

7 Cfr. Solar Energy Report 2012, Biomass Energy Report 2012 e Wind Energy Report 20128 Provvedimento che incentiva interventi di piccole dimensioni per l’incremento dell’efficienza energetica e per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili

0%

40%

20%

60%

80%

100%

assenza di barriere

barriere di natura economica

barriere di natura culturale

29%

71%

40%36%

26%22%

7%

assenza di barriere

tempi di ritorno dell'investimento "eccessivi"

difficoltà di accesso al capitale terzi

scarsa consapevolezza del top management

difficoltà di accesso al capitale proprio

interazione con processo d'acquisto

interazione con processo produttivo



ti per l’edilizia) e che impatta negativamente sulla propensione all’investimento da parte delle imprese afferenti a tali settori.

Per quanto riguarda invece il reperimento di fonti di finanziamento adeguate, gli operatori puntano il dito in particolare contro le banche italiane, che al momento si rivelano essere piuttosto riluttanti ri-spetto al finanziamento degli interventi di efficienza energetica, sia quando essi sono direttamente rea-lizzati dalle imprese sia quando lo sono in “cordata” con le ESCo9. Il problema non è tuttavia di facile soluzione, tuttavia, in quanto – se ci si mette nella prospettiva del finanziatore – il rischio citato pri-ma relativamente alla “valorizzazione” nel tempo dell’energia risparmiata10 ed al perdurare dei mec-canismi di incentivazione si abbatte sulla capaci-tà di costruire piano di rientro sufficientemente “garantiti”. Inoltre, nel caso di coinvolgimento di una ESCo per l’ottenimento del finanziamento necessario per l’intervento, essa sovente sconta, agli occhi degli istituti di credito, carenze in ter-mini di solidità patrimoniale e, in certi frangenti, di capacità tecniche, che rappresentano una “ga-ranzia” per il soggetto finanziatore.

Due segnali positivi però devono essere colti nella recente evoluzione del contesto.

Il primo riguarda una serie di iniziative (di cui si riportano degli esempi nel BOX 5.3) di sviluppo di linee di credito ad hoc per l’efficienza energetica da parte delle più grandi banche italiane.

Il secondo segnale positivo fa riferimento all’ero-gazione di finanziamenti per gli investimenti in efficienza energetica da parte delle banche a fa-vore delle ESCo. Tipicamente, infatti, sul tema ef-ficienza energetica le banche stabiliscono se erogare il finanziamento in base al merito creditizio della controparte, seguendo il cosiddetto approccio “cor-porate”, senza considerare (quantomeno esplicita-mente) le caratteristiche dell’investimento che viene finanziato in termini di beneficio indotto dall’effi-cientamento energetico. Ad incrementare, tutta-via, per lo meno sulla carta, il merito di credito delle ESCo italiane potrà intervenire il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI (SI VEDA BOX 5.4), un fondo di garanzia rotativo11 che recentemente è stato oggetto di modifica dalla circolare di Medio-credito Centrale n. 617 del 25/05/2012.

La circolare introduce infatti nuovi criteri di valu-tazione per l’ammissione delle operazioni riguar-danti imprese caratterizzate da “cicli produttivi ul-trannuali ed operanti su commessa o a progetto”, tra cui quindi ricadono le ESCo. L’aspetto di mag-

9 Si fa riferimento in particolare al cosiddetto “Finanziamento Tramite Terzi”, definito dal D. Lgs 30 Maggio 2008 come “accordo contrattuale che com-prende un terzo, oltre al fornitore di energia e al beneficiario della misura di miglioramento dell’efficienza energetica, che fornisce i capitali per tale misura e addebita al beneficiario un canone pari a una parte del risparmio energetico conseguito avvalendosi della misura stessa. Il terzo può essere una ESco”.10 A questo si aggiunge l’incertezza, di sui si è discusso nel PARAGRAFO 2.3.2, legata alla misura stessa della “baseline” su cui calcolare i risparmi (SI VEDA BOX 2.12).11 Il Fondo di Rotazione, istituito dalla legge 183/87, non è un’opportunità incentivante autonoma, ma lo strumento con il quale lo Stato garantisce la copertura della quota parte nazionale degli interventi cofinanziati dai Fondi strutturali. Le risorse del Fondo - gestito dal Ministero del Tesoro, del Bilancio e della Programmazione economica - sono ripartite tra le Regioni (ognuna intestataria di un conto corrente presso la Ragioneria Generale dello Stato) per la copertura delle rispettive quote di cofinanziamento

Box 5.2Il caso Tholos

Tholos è una società di servizi energetici (ESCo) cer-tificata secondo norma UNI CEI 11352 che opera all’interno del sistema italiano dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE). Attualmente ha all’attivo oltre 500 progetti di efficienza energetica tra standardizzati, analitici e consuntivo, collocandosi tra i primi 12 ope-ratori sui 1300 totali.Attiva sin dall’inizio del meccanismo, si è specializza-ta nell’attività di supporto e sostegno alle aziende che adottano soluzioni tecnologiche che comportano un risparmio di energia per la gestione dei loro impianti, offrendo un servizio basato su un rapporto di part-

nership di lungo termine. Si è evoluta poi da operatore qualificato nella certificazione dei risparmi energetici a promotore e finanziatore degli interventi stessi.L’evoluzione del sistema dei TEE ha infatti permesso la strutturazione di ESCo che non si limitano a certi-ficare il risparmio di interventi di terzi, ma che sono vocate alla promozione diretta dell’efficienza energe-tica impiegando risorse finanziarie proprie per la rea-lizzazione dell’intervento, ovviamente con la garanzia del risultato in termini di risparmio, come definito negli Energy Performance Contract. In questo contesto Tholos è attiva principalmente nel settore industriale.


153


gior rilievo fa riferimento al fatto che la valutazione economico-finanziaria di tali imprese, effettuata sui modelli di rating applicati ai dati storici degli ultimi due bilanci, è integrata da un ulteriore modello di analisi basato su business plan, con l’obiettivo di ac-

quisire le informazioni necessarie (struttura produt-tiva e organizzativa dell’impresa, fasi e tempi della realizzazione del progetto, esperienza dell’impresa acquisita nella realizzazione di simili progetti, com-ponenti di spesa, tempistica di realizzazione dell’i-

12 Letteralmente “scritto a mano”, fa riferimento ad una forma di finanziamento per la quale a livello di garanzia è sufficiente la sola firma, sia singola che di uno o più eventuali terzi garanti13 Consorzio di garanzia collettiva dei fidi: consorzio che svolge attività di prestazione di garanzie per agevolare le imprese nell’accesso ai finanziamenti, a breve medio e lungo termine, destinati allo sviluppo delle attività economiche e produttive

Box 5.3

Box 5.4

Le iniziative delle banche italiane per l’efficienza energetica

Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI

Nel settembre del 2012 è stato stipulato un accordo fra Mediocredito Italiano (Gruppo Intesa Sanpaolo) e Enel Green Power che prevede la possibilità per un cluster di clienti delle 2 imprese (tipicamente caratterizzati da un fatturato compreso tra i 2 ed i 150 mln €) di accedere ad un pre-audit gratuito, cui far seguire un audit di detta-glio sempre effettuato da Enel Green Power in base ad un protocollo di analisi e ad un modello analitico di valuta-zione concordato da entrambi i partner. Per le ipotesi di intervento identificate nell’audit è possibile accedere ad un finanziamento chirografario12, di importo minimo di 250.000€ e durata media pari a 5-7 anni, che finanzi fino

Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI è uno strumen-to istituito con la Legge n. 662/96 (art. 2, comma 100, let-tera a) e operativo dal 2000. Il Fondo sostiene lo sviluppo delle PMI Italiane concedendo una garanzia pubblica a fronte di finanziamenti concessi dalle banche. L’impresa che necessiti di un finanziamento finalizzato alla propria attività può chiedere alla banca di garantire l’operazione con la garanzia pubblica. L’attivazione di questa garan-zia è a rischio zero per la banca, che, in caso di insol-venza dell’impresa, viene risarcita dal Fondo Centrale di Garanzia e in caso di eventuale esaurimento di fondi di quest’ultimo, direttamente dallo Stato. In alternativa, l’impresa può attivare la cosiddetta “controgaranzia” ri-volgendosi a Confidi13 o ad altri fondi di garanzia (gestiti da banche e intermediari - artt.106-107 D.lgs. 385/93).Rivolgendosi al Fondo Centrale di Garanzia l’impresa quindi non ha un contributo in denaro, ma vede incremen-tare le proprie possibilità di ottenere finanziamenti senza garanzie aggiuntive (e quindi senza costi di fidejussioni o

al 100% dell’investimento.Nell’ottobre 2012 Unicredit ha dato vita ad un ‘Desk Energia’, pensato per le Pmi con l’obiettivo di finan-ziare le imprese che vogliono diventare ecosostenibili attraverso fonti rinnovabili ed efficienza energetica. Il servizio, gestito con Officinae Verdi (compagnia nata dalla joint venture con il WWF) offre alle imprese consulenza tecnica e finanziaria per gestire in modo efficiente l’energia. Il Desk offre ai clienti servizi di analisi energetica, di consulenza per identificare le tecnologie più idonee e soluzioni finanziarie a condi-ù idonee e soluzioni finanziarie a condi-idonee e soluzioni finanziarie a condi-zioni agevolate.

polizze assicurative) sugli importi garantiti dal Fondo. Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI interviene a garan-zia, secondo i casi, fino al 60-80% del finanziamento richie-sto e fino ad un massimo di 1,5 mln € (incrementabile sino a 2,5 mln € nel solo caso delle Riserve PON e POI). Per la parte eccedente quella coperta dal Fondo, le banche hanno facoltà di contrattare le condizioni con l’impresa richieden-te ed eventualmente di chiedere ulteriori garanzie. Possono sfruttare le opportunità offerte dal Fondo le PMI apparte-nenti a qualsiasi settore, ad eccezione dell’agricoltura, della pesca, dei trasporti, dell’industria automobilistica, della costruzione navale, delle fibre sintetiche, dell’industria carboniera e della siderurgia (i cosiddetti settori “sensibili” esclusi dall’Unione Europea). Il Fondo centrale di garanzia non interviene però nel rapporto Banca/Impresa, pertanto tassi di interesse, condizioni di rimborso, eventuale richiesta di garanzie aggiuntive sulla parte non coperta dal Fondo ecc., sono stabiliti attraverso la libera contrattazione tra le parti.



niziativa, piano dei costi, fonti finanziarie interne ed esterne all’impresa per la copertura dell’opera, importi, qualificazione ed orizzonte temporale dei rientri attesi) per rilevare la capacità dell’impresa di realizzare la commessa o il progetto e di remunera-re l’iniziativa. L’introduzione di questa prospettiva “verso il futuro” potrebbe garantire alle ESCo più virtuose uno strumento in più per valorizzare la loro esperienza progettuale ed alle imprese un’occasione per ridurre l’impatto delle barriere finanziarie.

Il punto su quanto sia diffusa all’interno del si-

stema industriale del nostro Paese la “cultura” dell’efficienza energetica che emerge dall’analisi è complessivamente più caratterizzato da ombre che da aspetti positivi.

Pur tuttavia questi ultimi – la crescente attenzione delle imprese verso le ESCo, la percezione in via di diffusione dell’efficientamento energetico come stru-mento di marketing, lo sviluppo di forme di supporto al finanziamento di questi interventi – appaiono tutti concentrati nel periodo più recente. Che siano forse i primi “deboli” segnali di un’inversione di rotta?


155

Gruppo di lavoro

Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy Group

Davide Chiaroni - Responsabile della Ricerca

Federico Frattini - Responsabile della Ricerca

Simone Franzò - Project Manager

Marco Alberti

Lorenzo Boscherini

Marco Chiesa

Lorenzo Colasanti

Riccardo Terruzzi

Annalisa Tognoni

Giovanni Toletti

Con la collaborazione di:

Eugenio BacileMiguel Cons

Dario GallantiJacopo StuflesserFederica Turroni

Stefano Villa


157

Metodologia

La ricerca i cui risultati sono raccolti nell’Ener-gy Efficiency Report è stata condotta utiliz-zando approcci metodologici diversi, ancor-

ché complementari e tra loro interrelati.

Ciò si è reso necessario data l’ampiezza ed eteroge-neità delle tematiche che il Rapporto ha affrontato: la convenienza economica ed i possibili sviluppi di mercato delle tecnologie per l’efficienza energetica nei processi produttivi, il quadro normativo in esse-re ed infine la diffusione della cultura dell’efficienza energetica nelle imprese industriali.

Il quadro normativo europeo e italiano per l’effi-cienza energetica in impresa Il capitolo del Rapporto che esamina il quadro normativo in essere ed interpreta i suoi impatti sul business dell’efficienza energetica si basa in primo luogo sull’analisi estensiva della normati-va nazionale ed europea relativa al tema dell’ef-ficienza energetica. A questo studio si aggiunge la raccolta di opinioni di esperti ed operatori del mercato, che ha consentito di comprendere più nel dettaglio l’impatto che il quadro normativo sta avendo e verosimilmente avrà nel futuro sulla diffusione per l’efficienza energetica nel settore industriale.

La sostenibilità economica delle soluzioni per l’ef-ficienza energetica in impresa

Il capitolo del Rapporto che discute le alternative tecnologiche per realizzare efficienza energetica nel settore industriale e ne studia la convenienza eco-nomica si basa principalmente su:•• l’analisi estensiva della letteratura tecnica ed in-

gegneristica sul tema e delle ricerche promosse dai principali centri ed istituti di ricerca a livello mondiale;

•• la consultazione dei cataloghi e dei siti web delle principali imprese che sviluppano e commercia-lizzano queste tecnologie, da cui sono stati rica-vati dati su prezzi e livelli di efficienza raggiun-gibili;

•• un panel study che ha coinvolto esperti del setto-re, ricercatori e professori afferenti ad istituzioni diverse dal Politecnico di Milano, per corrobora-re le informazioni raccolte.

Al fine di favorire la comprensione delle valutazioni svolte nel RAPPORTO ed offrire la possibilità di condur-re una valutazione indipendente modificando – ove lo ritenesse opportuno – i parametri di riferimento, nelle tabelle che seguono si riportano nel dettaglio i valori medi di riferimento che sono stati considerati per ogni soluzione tecnologica oggetto di studio.

Ipotesi “trasversali” (salvo nei casi in cui espressamente specificato)

Motori elettrici

Tasso di attualizzazione

Taglia [kWe]/Ipotesi

Costo dell’energia elettrica [€/kwh]

5%

1,5 7,5 15 37 90 160

0,13

Efficienza motore standard 0,765 0,85 0,879 0,909 0,929 0,934

Efficienza motore IE2 0,828 0,887 0,906 0,927 0,942 0,949

Efficienza motore IE3 0,853 0,904 0,921 0,939 0,952 0,958


Inverter

UPS

Taglia [kWe] /Ipotesi

Taglia [kVA] /Ipotesi

7,5

10

37

40

160

80 160

30%Risparmio medio installazione

inverter su pompa

0,88 0,90 0,90 0,92Efficienza media attuali installazioni

0,95 0,955 0,955 0,96“Alta efficienza” nuove installazioni

3.700 6.000 9.000 16.500Costo UPS efficienza “standard” [€]

4.500 8.000 11.000 18.000Costo UPS “alta efficienza” [€]

100 200 200 200Costo installazione [€]

0,75Fattore di carico

10Vita utile [anni]

0,92 0,93 0,93 0,94Efficienza “standard”

nuove installazioni

1Fattore di potenza nuove installazioni

0,8Fattore di potenza medio attuali

installazioni

10%Risparmio medio installazione

inverter su compressore

950 3.050 12.250Costo inverter [€]

475 610 2.450Costo installazione [€]

24 76 306Costo manutenzione [€/anno]

10Vita utile [anni]

Metodologia

Costo riavvolgimento [€] 53 154 215 464 969 2.023

Costo motore IE2 [€] 150 440 1.025 2.210 4.615 9.635

Costo motore IE3 [€] 225 660 1.537 3.315 6.923 14.453

Costo installazione [€] 100 100 200 200 200 200

Fattore di carico 0,75

Vita utile [anni] 15


159

Rifasamento dei carichi elettrici (cosφ di partenza = 0,75)

Rifasamento dei carichi elettrici (cosφ di partenza = 0,85)

Aria compressa

7,5 (distribuito)

7,5 (distribuito)

30 (distribuito)

30 (distribuito)

300 (centralizzato)

300 (centralizzato)

Taglia carico da rifasare [kWe] /Ipotesi

Taglia carico da rifasare [kWe] /Ipotesi

Riduzione perdite di aria

Costo condensatori + installazione [€] 700 900 5.690

Costo condensatori + installazione [€] 700 700 2.030

Costo manutenzione [€/anno] 60 165 500

Costo manutenzione [€/anno] 25 70 315



Tensione nominale di alimentazione [v] 380

Tensione nominale di alimentazione [v] 380

Tensione nominale condensatore [v] 400

Tensione nominale condensatore [v] 400



Cosφ obiettivo 0,90

Cosφ obiettivo 0,90

Taglia compressori [kWe] 1.000

Giornate lavorative necessarie per diagnosi [giorni] 3

Retribuzione oraria addetto [€/h] 125

Costo riduzione perdite [€] 60.000

Riduzione consumo associato a perdite 10%

Vita utile [anni] 5

Metodologia


Refrigerazione

Sistemi di combustione efficienti

Metodologia

Recupero calore da compressore

Adozione serbatoi di accumulo

Controllo dinamico pressione di picco

Bruciatore auto-recuperativo

Taglia compressori [kWe] 250

Taglia compressori [kWe] 250

Costo intervento [€] 40.000

Consumo gas naturale forno [mln m3/anno] 2

Percentuale di recupero calore generato 80%

Capacità serbatoi [m3] 5

Risparmio energetico conseguibile 15%

Costo unitario bruciatore auto-recuperativo [€/u] 8.000

Costo scambiatore [€] 30.000

Costo serbatoi [€/m3] 4.000

Costo manutenzione [€/anno] 2.000

Costo unitario bruciatore tradizionale [€/u] 5.500



Vita utile [anni] 5


Risparmio energetico conseguibile 10%

Vita utile investimento [anni] 10


161

Metodologia


Risparmio annuo di combustibile 25%

Costo metano [€/m3] 0,4

PCI metano [kWh/m3] 10

Rendimento combustione 0,9


Bruciatore rigenerativo

Consumo gas naturale forno [mln m3/anno] 2


PCI metano [kWh/m3] 10

Costo unitario bruciatore auto-recuperativo [€/u] 15.000

Risparmio annuo di combustibile 35%

Rendimento combustione 0,9

Costo unitario bruciatore tradizionale [€/u] 8.500

Costo metano [€/m3] 0,4


Cogenerazione (di grande taglia)

Tecnologia Turbina a vapore Turbina a gas Ciclo combinatoMotore a

combustione interna

Taglia [MWe] /Ipotesi

20 510 10 10 15 5

Costo impianto [mln €] 20 4,258 6 14 0,955 4

Costo manutenzione [€/MWh*anno] 12 104 3 15 166 5


Uso energia elettrica prodotta

Uso energia termica prodotta

autoconsumata al 100% (valore 0,10 €/kWh)

autoconsumata al 100% (valore 0,047 €/kWh1 )

1 Considerando un prezzo del gas naturale pari a 0,40 €/Nm3.


Il potenziale di diffusione delle soluzioni per l’ef-ficienza energetica in impresa

La stima del potenziale teorico di diffusione delle tecnologie e della loro penetrazione verosimile è stata condotta attraverso:•• interviste dirette ad oltre 150 operatori del set-

tore;•• l’analisi comparativa e l’interpolazione delle pre-

visioni contenute in rapporti di ricerca o studi di settore, messi a punto da associazioni ed enti di ricerca italiani ed internazionali;

•• lo sviluppo e l’applicazione di modelli di simula-zione costruiti e validati attraverso un confronto con esperti di settore.

L’analisi dell’impatto del costo dell’energia sui fon-damentali delle imprese e delle relative potenzialità di miglioramento conseguibili con l’adozione delle soluzioni di efficienza energetica ed il grado di po-

tenziale interesse che i diverse settori industriali verosimilmente manifesteranno nel breve periodo rispetto al tema dell’efficienza energetica è stata con-dotta attraverso:•• la consultazione dei database pubblici dei prin-

cipali enti di ricerca a livello nazionale e di da-tabase ad accesso riservato dell’Energy&Strategy Group;

•• l’analisi estensiva delle ricerche promosse dai enti di ricerca a livello nazionale.

La cultura dell’efficienza energetica tra le imprese industriali

Il capitolo del Rapporto che approfondisce la diffu-sione della cultura dell’efficienza energetica nelle im-prese industriali italiane si basa principalmente su:•• il censimento e la raccolta di informazioni

anagrafiche ed economiche (attraverso l’esa-me di siti web istituzionali, la consultazione

Metodologia

Cogenerazione (Micro)

ORC

Tecnologia

Tecnologia

Microturbina a gas

0,03 1,1 4,9


Taglia [MWe] /Ipotesi


10

Costo impianto [mln €]

Vita utile [anni]

0,18

15

0,19

0,15

10.000

3,8

70.000

14

120.000

Costo manutenzione [€/MWh*anno] 1613



Costo impianto [mln €]

Uso energia termica prodotta

Costo manutenzione [€/MWh*anno]



autoconsumata al 100% (valore 0,047 €/kWh2 )

autoconsumata al 100% (valore 0,10 €/kWh )

2 Considerando un prezzo delgas naturale pari a 0,40 €/Nm3


163

Metodologia

del database AIDA, l’analisi di annual report e altra documentazione pubblica) di oltre 100 imprese operanti nei diversi settori industria-li;

•• la somministrazione di una survey a queste im-prese, tramite intervista in presenza o in moda-

lità telefonica;•• la realizzazione di una serie casi di studio, con-

dotti attraverso interviste dirette e raccolta di documentazione da fonti secondarie, su un cam-pione di imprese selezionate tra quelle a cui è sta-ta somministrata la survey.


165

Bibliografia

Si riportano di seguito le principali fonti di natura bi-bliografica che sono state consultate nell’ambito della ricerca:

•• ACEEE (2012) International Energy Efficiency Scorecard.

•• AEEG (2012), Secondo Rapporto Statistico Inter-medio.

•• AEEG (2012), Primo Rapporto Statistico Inter-medio.

•• AEEG (2012), Sesto Rapporto Annuale sul mec-canismodei titoli di efficienza energetica.

•• ANIE (2010), Efficienza energetica dei gruppi statici di continuità.

•• A.N.I.M.A.C. (2012), I quaderni dell’aria com-pressa.

•• ASSOAUTOMAZIONE (2011), Una guida per la continuità.

•• ATLAS COPCO (2000), Manuale dell’aria com-pressa.

•• ATLAS COPCO (2011), Uso razionale dell’ener-gia per la produzione di aria compressa nell’indu-stria, applicazioni innovative, case history e otte-nimento di Titoli di Efficienza Energetica.

•• Beretta, De Carlo, Introna, Saccardi (2012), Pro-gettare e Gestire l’Efficienza Energetica.

•• BIO INTELLIGENCE SERVICE (2010), Refrig-erating and freezing equipment.

•• Capozza (2006), Efficienza degli utilizzi elettrici nell’industria: motori ad alta efficienza ed azio-namenti a velocità variabile.

•• CARE+ (2010), Il manuale delle migliori prassi per l’efficienza energetica.

•• CASCADE ENERGY ENGINEERING (2007), Industrial Refrigeration Best Practices Guide.

•• CEMEP (2011), Electric Motors and Variable Speed Drives. Standards and legal requirements for the energy efficiency of low-voltage three-phase motors.

•• CONFINDUSTRIA - Task force efficienza ener-getica (2010), Proposte di Confindustria per il Piano Straordinario di efficienza energetica 2010.

•• CONFINDUSTRIA - Task force efficienza ener-getica (2010), Proposte di Confindustria per il

Piano Straordinario di efficienza energetica 2010 – Allegato tecnico sui settori industriali.

•• CTI (2012), L’evoluzione della norma UNI CEI 11352. Presentazione delle novità previste nella nuova edizione della norma.

•• ENEA (2006), Guida Tecnica, Soluzioni per ren-dere più efficienti gli azionamenti elettrici.

•• ENEA (2011), Quaderno – L’efficienza energetica nel settore industria.

•• ENEA (2012), I titoli di efficienza energetica. Cosa sono e come si ottengono i “certificati bianchi” alla luce della nuova Delibera EEN 9/11 – Guida ope-rativa/2.

•• ENEA (2012), Rapporto Annuale Efficienza Ener-getica.

•• ENEA (2012), Rapporto energia e ambiente.•• ENERGY DESIGN RESOURCES (2010), Energy

efficiency practices in industrial refrigeration.•• ERSE (2010), Analisi di profittabilità dell’investi-

mento di acquisto di Tecnologie Efficienti nel set-tore Residenziale, Industriale e dei Trasporti.

•• EU JRC (2009), Code of conduct on energy ef-ficiency and quality of ac uninterruptible power systems (ups) – version 2.0.

•• EU JRC (2009), Reference Document on Best Available Techniques for Energy Efficiency.

•• EUROPEAN COMMISSION (2000), Improving the penetration of Energy-Efficient motors and drivers

•• EUROSTAT (2011), Energy, transport and envi-ronment indicators.

•• FEDERCHIMICA (2011), Il Manuale CARE+ per l’Efficienza Energetica nelle PMI Chimiche. Volume 2°: Le 8 Migliori Prassi per l’Efficienza Energetica.

•• FRAUNHOFER INSTITUTE, ADEME, ECE, UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DELL’AQUILA (2001), Compressed Air Systems in the European Union.

•• GSE (2009), Analysis of the Italian potential for the application of high-efficiency cogeneration.

•• IEA (2011), Key World Energy Statistics.•• IEA (2012), World Energy Outlook.•• ISTAT (2011), Struttura e competitività del siste-

ma delle imprese industriali e dei servizi.


•• ISTAT (2012), Produzione industriale.•• Macchi, Camapanari, Silva: (2012), La climatiz-

zazione a gas naturale e ad azionamento termico.•• Macchi, Camapanari, Silva (2005), La microco-

genrazione a gas naturale.•• Milani (2010), Bruciatori a elevata efficienza.•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-

CO (2007), Piano d’Azione Italiano per l’Efficien-za Energetica 2007.

•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-CO (2011), Bilancio Energetico Nazionale.

•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-CO (2011), Monitoraggio statistico industria.

•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-CO (2011), Piano d’Azione Italiano per l’Efficien-za Energetica 2011.

•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-CO (2011), Report Statistico Settoriale: analisi economica congiunturale dei settori industriali.

•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-CO (2012), Strategia Energetica Nazionale: per un’energia più competitiva e sostenibile - Docu-mento per consultazione pubblica.

•• NEW SOUTH WALES GOVERNMENT – OF-FICE OF ENVIRONMENT AND HERITAGE (2011), Technology Report – Industrial refrigera-tion and chilled glycol and water applications.

•• Palestra, Vescovo (2011), Applicazione di Cicli ORC a Recuperi Termici da Processi Industriali.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2010), Op-portunità di ottimizzazione dei consumi nella pro-duzione, distribuzione, utilizzo dell’aria compres-sa nei settori industriali più sensibili.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Le tecnologie innovative ed efficienti nei sistemi di ge-nerazione in assetto co-trigenerativo e nei sistemi integrati con unità a pompa di calore nelle appli-

cazioni industriali e del terziario.•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Pro-

mozione delle elettrotecnologie innovative negli usi finali.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009) Rico-gnizione sulle tecnologie elettriche nelle applica-zioni industriali e del terziario.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Stato dell’arte sulla simulazione della combustione fla-meless.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2011), Fon-di di garanzia: esempi per il settore dell’energia.

•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2011), Fon-di di garanzia: linee guida.

•• RSE (2011) Progetto 9 – Studi e valutazioni sull’u-so razionale dell’energia elettrica.

•• Vignati (2006), Trasmissioni con cinghie. Come risparmiare energia elettrica.

•• Vignati (2008), I variatori elettronici di velocità. Aspetti tecnici ed economici.

•• Vignati (2008), Motori elettrici ad elevata effi-cienza e variatori di velocità. Analisi dei risultati di applicazione del Decreto 19 febbraio 2007.

•• SOCOMEC (2009), Sistemi statici di continuità. Guida pratica alla scelta, installazione e manuten-zione.

•• SUSTAINABILITY VICTORIA (2009), Energy efficiency Best Practice Guide – Compressed Air Systems.

•• SUSTAINABILITY VICTORIA (2009), Energy Efficiency Best Practice Guide - Industrial Refrig-eration.

•• TERNA (2011), Dati Statistici sull’energia elettri-ca in Italia.

•• Wuning (2009), Nuovi bruciatori recuperativi e rigenerativi riducono emissioni e perdite al camino.

Bibliografia


167

Elenco delle organizzazioni intervistate

•• AB ENERGY•• ABB•• ACCIAIERIA AR-

VEDI•• ACEA•• AGESI•• AGRATI •• AICARR•• AICEP•• AIR LIQUIDE•• AITEC•• ALTAIR CHIMICA•• ANIE•• ANIMAC•• ARKEMA•• ARNEG•• ARVEDI TUBI AC-

CIAIO•• ASCOMAC •• ASSIL•• ASSOAUTOMA-

ZIONE•• ASSOCARTA•• ASSOGASTECNICI•• ASSOPIASTRELLE•• ASSOVETRO•• ATLAS COPCO•• AUTOMOBILI

LAMBORGHINI•• AUTORITA’ PER

L’ENERGIA ELET-TRICA E IL GAS

•• BREMBO •• BURGO ENERGIA•• CARGILL•• CARTIERA DI

CARMIGNANO•• CARTIERA FA-

BRIANO•• CARTIERE SACI•• CASALGRANDE

PADANA•• CGT•• CHLORIDE•• CLN GROUP

•• GRUPPO MINERA-LI MAFFEI

•• GRUPPO PSA•• HEAT & POWER•• HENKEL•• HUNTSMAN SUR-

FACE SCIENCES•• HYSYTECH•• ICAM •• ICENOVA•• INDUSTRIA CE-

MENTI GIOVANNI ROSSI

•• INGECO•• INGERSOLL RAND•• INTERESCO•• INTERGEN•• IREN EMILIA•• ISOVER•• ITALCEMENTI•• ITALIANA COKE•• K-FLEX•• LANIFICIO ERME-

NEGILDO ZEGNA •• LIABEL •• LUCOS ALTERNA-

TIVE ENERGIES•• MAPEI•• MARANGONI •• MEDIOCREDITO

ITALIANO•• MONDIALCARTA•• MWH•• NEWEN•• PILKINGTON•• POLYNT •• QONSULTING•• RAFFINERIA

ROMA•• RHOSS•• RIELLO UPS•• RIVOIRA GAS

TECNICI•• RODACCIAI•• RSE

•• COLOROBBIA ITA-LIA

•• CPL CONCORDIA•• DIESEL •• DIPARTIMENTO

DI DESIGN – PO-LITECNICO DI MILANO

•• DIPARTIMENTO DI ENERGIA – PO-LITECNICO DI MILANO

•• E. ON•• EATON•• ENEA•• ENEL DISTRIBU-

ZIONE•• ENEL GREEN POWER•• ENER-G•• ENERGIKA•• ENERSIEL•• ENGINET•• ENI•• ENTALPICA•• ESCO ITALIA•• EXERGY•• FABRICA ITALIA-

NA SINTETICI•• FARCHEMIA •• FEDERCHIMICA•• FEDERESCO•• FEDERLEGNO•• FEDERMACCHINE•• FENICE •• FERRARI •• FERRERIE NORD •• FIRE•• FONDERIE OFFI-

CINE PIETRO PI-LENGA

•• GE LIGHTING•• GENERALE ENERGIA•• GREEN & CO2•• GRUPPO CAVA

GOLA DELLA ROSSA

•• SAINT-GOBAIN•• SALUMIFICIO FRA-

TELLI BERETTA •• SAN GABRIELE•• SANOFI•• SAPIO GAS TECNICI•• SASOL ITALY•• SCHNEIDER ELEC-

TRIC•• SGS•• SIEL•• SIEMENS•• SIRAM•• SISTEMA MODA

ITALIA•• SOCIETÀ EUROPEA

VEICOLI LEGGERI SEVEL

•• SOCOMEC•• SOL•• SOLGEN•• SOLVAY•• SORGENIA•• SPARK ENERGY•• STUDIO BARTUCCI•• SUPERBETON•• TENARIS •• TENAX •• THOLOS •• TURBODEN•• UNICALCE •• UNICREDIT LEA-

SING•• UNIONE PETROLI-

FERA•• VESTA•• VETRERIA DI BOR-

GONOVO•• VETRERIE RIUNITE•• VISCOLUBE •• VITREX •• VMF •• WARTSILIA•• YOUSAVE•• ZIGNAGO VETRO

Si ringrazia infine, per la disponibilità e le informazioni forniteci, le imprese e le organizzazioni intervistatenel corso della ricerca:


169

La School of Managemente l’Energy & Strategy Group

School of ManagementLa School of Management del Politecnico di Milano è stata costituita nel 2003.Essa accoglie le molteplici attività di ricerca, formazi-one e alta consulenza, nel campo del management, dell’ economia e dell’ industrial engineering, che il Po-litecnico porta avanti attraverso le sue diverse strut-ture interne e consortili. Fanno parte della Scuola: il Dipartimento di Ingegneria Gestionale, i Corsi Undergraduate e il PhD Program di Ingegneria Gestionale e il MIP, la business school del Politec-nico di Milano che, in particolare, si focalizza sulla formazione executive e sui programmi Master. La Scuola può contare su un corpo docente di più di duecento tra professori, lecturer, ricercatori, tu-tor e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole entrare nel programma undergraduate.La School of Management gode dal 2007 del prestigio-so accreditamento EQUIS, creato nel 1997 come pri-mo standard globale per l’auditing e l’accreditamento di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo conto e valorizzando le differenze culturali e norma-tive dei vari Paesi.

L’Energy & Strategy Group L’Energy & Strategy Group della School of Mana-gement del Politecnico di Milano è composto da docenti e ricercatori del Dipartimento di Ingegne-ria Gestionale e si avvale delle competenze tecnico-scientifiche di altri Dipartimenti.L’Energy & Strategy Group si pone l’obiettivo di istituire un Osservatorio permanente sui mercati e sulle filiere industriali delle energie rinnovabili e dell’ efficienza energetica in Italia, con l’intento di censirne gli operatori, analizzarne strategie di bu-siness, scelte tecnologiche e dinamiche competitive, e di studiare il ruolo del sistema normativo e di in-centivazione.L’ Energy & Strategy Group intende presentare i ri-sultati dei propri studi attraverso:• rapportidiricerca“verticali”,chesioccupanodi

una specifica fonte di energia rinnovabile (sola-re, biomasse, eolico, geotermia, ecc.);

• rapporti di ricerca “trasversali”, che affrontanoil tema da una prospettiva integrata (efficienza energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi industriali, ecc.).


171

I Partner della ricerca

ABB

ACEA-Arse

Edison

Enel Green Power

Energika

E.On

Lucos Alternative Energies

Mediocredito Italiano

SGS

Siemens

Sorgenia

Turboden

YouSave


173

ABB è leader globale nelle tecnologie per l’energia e l’automazione che consentono alle utility ed alle in-dustrie di migliorare le loro performance riducen-do al contempo l’impatto ambientale. Le società del Gruppo ABB impiegano circa 130.000 dipendenti in oltre 100 Paesi.ABB come produttore e fornitore ha da sempre operato per offrire prodotti e soluzioni orientati alla riduzione dell’impatto ambientale. In un mondo in cui le risorse diminuiscono al crescere della doman-da, ABB ha focalizzato la sua ricerca nello sviluppo di sistemi efficienti e sostenibili per la generazione, la trasmissione, la distribuzione e l’impiego dell’e-nergia elettrica.Nell’arco degli ultimi 20 anni, sono stati fatti note-voli passi avanti sul fronte dell’efficienza energetica nei settori che fanno un uso intensivo dell’energia ma da alcune indagini svolte da ABB, come la stesu-ra del rapporto “Trend globali nell’efficienza ener-getica 2011” emerge come esista un notevole poten-ziale, soprattutto in virtù di una spinta più decisa, consapevole e informata sui benefici che l’efficienza energetica può apportare sul fronte ambientale, ma soprattutto su quello economico, essendo l’efficien-za energetica una scelta che supporta il mondo delle industrie e delle utility a rafforzare la propria com-petitività di lungo termine. L’uso dell’energia nell’industria, in Italia come in molte parti del Mondo, è lontano dall’essere effi-ciente e ci sono ampi spazi per miglioramenti. Per questo l’efficienza energetica, anche alla luce di un accesso ristretto all’energia e alle preoccupazioni le-gate ai cambiamenti climatici, non è più considerata una scelta opzionale, bensì un irrinunciabile pre-requisito per la crescita finanziaria a lungo termine e per il miglioramento della competitività, soprat-tutto in settori energy-intensive.L’efficienza energetica è vista anche come uno stimo-lo all’innovazione tecnologica, pur nella consape-volezza che i principali miglioramenti arriveranno dall’ottimizzazione dei processi produttivi e soprat-

tutto dall’introduzione di tecnologie già accessibili e testate. Un’analisi dell’impatto di queste tecnologie ha dimostrato ampiamente che l’efficienza energeti-ca è un investimento che si ripaga da sé.Un importante progetto firmato ABB Italia a so-stegno e supporto delle decisioni aziendali in ambi-to di efficientamento energetico è stato lo sviluppo della “Piattaforma per gli Audit energetici” onli-ne che ha come obiettivo quello di consentire la re-alizzazione di audit scalabili in funzione della com-plessità delle realtà analizzate e sono in grado di: • Identificare le aree di intervento prioritarie • Identificare opportunità personalizzate attraver-

so possibili soluzioni di intervento • Valorizzare il ritorno degli investimenti in effi-

cienza energetica • Stabilire criteri, parametri e procedure sistema-

tizzati per la misura nel tempo del raggiungi-mento degli obiettivi prefissati

L’audit può essere effettuato in tutti i settori (utili-ties, industriale, terziario e building) e in tutti gli ambienti (aree produttive coperte e scoperte, aree logistiche, utilities e building). L’analisi è eseguita sui vettori/processi energetici: energia elettrica, gas e combustibili in genere, aria e acqua, analizzando i sistemi elettrici e termodinamici dal punto di vista tecnico, economico ed organizzativo. Le soluzioni sono raggruppate in 6 principali aree di interven-to: prodotti, sistemi, tecnologie di processo, con-tratti energetici, affidabilità e ottimizzazione.L’utilizzo di questi strumenti di audit, è oggi alla base della politica di efficienza energetica di nume-rose imprese, che interagiscono con la piattaforma per realizzare i check-up online che rappresentano il primo step per avviare un processo di audit.Un segno che indica che l’innovazione nell’efficien-za energetica passa attraverso una politica ben pre-cisa che può essere fatta sia da piccoli che da grandi passi, ma soprattutto sostenuta da una visione e da una strategia volta ad individuare, misurare e valo-rizzare i risultati concreti degli interventi realizzati.

Imprese partner


Imprese partner

Acea Reti e Servizi Energetici SpA è la ESCo del Gruppo Acea SpA. Opera nel settore dell’energia, proponendo al mercato soluzioni sostenibili finaliz-zate al risparmio e all’efficienza. Con crescente convinzione Acea RSE stà oggi rin-novando il suo impegno nella divulgazione di stili di comportamento e metodi di lavoro che mirano a sensibilizzare aziende e consumatori ad un uso cosciente e razionale delle fonti energetiche al ser-vizio delle attività imprenditoriali, della comunità e dell’ambiente. I risultati ottenuti attraverso ala sua operatività e il portafoglio di offerta, sono vincenti, concreti e stimolanti.Acea RSE progetta, realizza e gestisce impianti fina-lizzati al risparmio energetico, anche attraverso l’u-tilizzo di fonti rinnovabili di energia e della cooge-nerazione; effettua diagnosi energetiche, controllo e revisione dei costi energetici di utenze complesse per uso civile, industriale e commerciale; svolge at-tività finalizzate all’incremento dell’efficienza negli usi finali dell’energia, fornendo servizio integrati, prestazioni e lavori per iniziative ammissibili ai sen-si del DM 20 luglio 2004.Settore Fotovoltaico: Realizza e gestisce impianti fotovoltaici di proprietà del Gruppo Acea SpA, creando valore per gli azio-nisti e tutti gli stakeholder coinvolti; inoltre, realiz-za impianti “chiavi in mano” EPC/O&M per conto terzi ed offre un “servizio energia”, con la certezza di riuscuire a proporre le migliori condizioni di mer-cato. Al 30 giugno 2012 gli impianti fotovoltaici realizzati e gestiti, per il Gruppo e per conto Terzi ammonta-

no ad oltre 76 MWp (40% Terzi). Il parco impianti gestito assicura una produzione di energia di oltre 100 milioni di kWh/anno con conseguenti evitate emissioni di CO2 quantificabili in 45 milioni di ton-nellate/anno.Cogenerazione/Trigenerazione:In sinergia con la controllata Ecogena SpA è impe-gnata nello sviluppo di Studi di fattibilità, di Proget-ti, nella realizzazione e gestione di impianti. Settori di intervento: Residenziale, Terziario, Sanità pubblica e privata, Industria e Complessi sportivi.Efficienza Energetica:L’impegno di Acea nella promozione dell’efficienza energetica negli usi finali è evidenziato nei risultati conseguiti in termini di TEE, che superano ampia-mente gli obiettivi di Acea Distribuzione (Società del Gruppo con obbligo) per il quinquennio.I principali settori d’intervento hanno interessato gli impianti di illuminazione (Pubblica Stradale e trasporti, Terziario, Servizi e famiglie), del settore idrico (Inverter, motori ad alta efficienza e kit idrici alle famiglie) ed Edilizio.Acea RSE spa è determinata nel perseguire obiettivi volti alla riduzione dei consumi energetici tramite l’applicazione di tecnologie innovative quali: LED, Smart Grid, Microcogenerazione e Servizio energia. Missione: Presidio del meccanismo dei Titoli di Efficienza Ener-getica (TEE); Presidio di attività finalizzate alla for-nitura di servizi energetici integrati; Supporto alle So-cietà del Gruppo per lo sviluppo di progetti finalizzati al risparmio energetico; Presidio della innovazione Tecnologica.


175

Imprese partner

Edison è uno dei principali operatori in Italia nel settore dell’energia, attivo nell’approvvigionamento, produzione e vendita di energia elettrica e di gas. Nel settore dell’energia elettrica Edison dispone di una capacità di generazione elettrica di circa 7,7 GW e gestisce circa 1,85 GW di capacità produttiva da fonte rinnovabile. Nel settore idrocarburi, Edi-son copre oltre il 19% del fabbisogno nazionale. Dal 2008, Edison ha affiancato alla storica presenza nell’offerta a clienti industriali un’offerta per la forni-tura di energia elettrica e gas dedicata alle famiglie. Nel settore dell’efficienza energetica Edison si pro-pone come partner dell’energia dei propri clienti in grado di affiancarli nell’ottenimento dei Titoli di Ef-ficienza Energetica, nella predisposizione dei siste-mi di gestione dell’energia e nell’ottimizzazione dei consumi, dall’analisi preliminare delle opportunità di efficientamento fino alla realizzazione e gestio-ne degli interventi. Mettendo a disposizione la sua esperienza di operatore energetico, Edison analizza le modalità di produzione (se presenti), trasforma-zione e consumo di energia del cliente e si propone per la realizzazione degli interventi impegnandosi sul conseguimento del risultato. Una volta eliminati gli sprechi e resi efficienti gli usi dell’energia, Edison si propone anche per la produzione in loco da fonte

rinnovabile o a basso impatto ambientale con finali-tà di autoconsumo, supportando il recupero di com-petitività del cliente, l’abbattimento delle emissioni climalteranti e la minimizzazione dei costi dell’ener-gia. Consapevole che, tra le principali esigenze dei propri interlocutori, oltre alla garanzia del risultato c’è il reperimento delle risorse finanziarie, Edison si propone anche con il modello ESCo: è disponibile, cioè, ad intervenire con proprie risorse finanziarie per sostenere l’investimento condividendo i benefi-ci misurati con il cliente. Edison ha realizzato diverse iniziative con questa filosofia, da impianti fotovoltaici e cogenerativi per l’autoconsumo dei propri clienti, anche con tecnolo-gie d’avanguardia, a progetti di analisi e ottimizza-zione dei consumi in ambito industriale (ad es. aria compressa e recuperi termici) e nel settore terziario (ad es. illuminazione), a sperimentazioni nell’illu-minazione pubblica e nei sistemi di controllo e ge-stione consumi nonché nel demand side manage-ment.Queste attività sono ampiamente supportate dal centro ricerche di Edison dove, da diversi anni, vengono monitorate e verificate le innovazioni nel settore dell’efficienza energetica e delle energie rin-novabili.


Imprese partner

Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la so-cietà del Gruppo Enel dedicata allo sviluppo e alla gestione delle attività di generazione di energia da fonti rinnovabili a livello internazionale, presente in Europa e nel continente americano.È tra i principali operatori a livello internazionale nel settore della generazione di energia da fonti rinnovabili con una produzione su base annuale di 22,5 miliardi di chilowattora prodotti principalmente da acqua, sole, vento e calore della terra, in grado di soddisfare i consumi di oltre 8 milioni di famiglie ed evitare ogni anno più di 16 milioni di tonnellate di emissioni di anidride carbonica.Enel Green Power ha una capacità installata di 7.606

MW, con oltre 690 impianti in 16 Paesi e un mix di generazione che include eolico, solare, idroelettrico, geotermico e biomasse.Attraverso la struttura Enel.Si – Enel Green Power Retail e la propria rete in franchising “Punto Enel Green Power” presidia il mercato dell’efficienza energetica e dei certificati bianchi per le famiglie e le imprese.Contribuiamo con il nostro impegno ad uno sviluppo sostenibile. Riteniamo che le fonti rinnovabili e l’effi-cienza energetica costituiscano uno strumento im-portante per promuovere la competitività del sistema produttivo dei diversi Paesi e per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento delle fonti di energia.


177

Imprese partner

Fondata nel 1997, Energika opera nel settore delle consulenze e dell’ingegneria in ambito energetico dell’industria e del terziario. A maggio del 2005 riceve la qualifica di ESCO da parte della AEEG, questo ha consentito ad Energika di superare la titubanza del cliente nell’affrontare il difficile problema dell’efficienza energetica, garantendo di fatto risultati di efficienza economica degli interventi proposti al cliente finale. Questa caratteristica, vantaggiosa ancora oggi, consente ad Energika la possibilità di ottenere per il cliente il rilascio da parte dell’AEEG dei TEE (Titoli di Efficienza Energetica) anche per interventi in campo di efficienza eergetica realizzati nel passato fino a circa 5 anni di retroattività. Ulteriore peculiarità di Energika è l’assoluta indipendenza da qualsiasi fornitore di energia, associazione di categoria o consorzio, scegliendo il posizionamento di mercato Demand Side Management (dalla parte del consumatore). Ha maturato esperienza pluriennale nel settore dell’Audit Energetico, che ad oggi viene proposto nel rispetto della norma UNI CEI/TR 11428, con caratteristiche innovative e personalizzate, grazie all’ausilio del portale http://admin.energika.it ponendo particolare attenzione al controllo dei consumi energetici in funzione degli indici più significativi a seconda della tipologia di consumatore. Energika si occupa in oltre di progettazione dei sistemi di produzione, trasformazione e trasporto dell’energia oltre alle principali tecnologie di efficienza energetica quali: •• impianti di cogenerazione e trigenerazione;•• ottimizzazione di processi di combustione in

Centrali Termiche industriali;•• impianti di produzione energia da fonte

rinnovabile (geotermico, eolico, solare);•• rifasamento, inverter, soft starter, motori ad alta

efficienza, sistemi di monitoraggio consumi.I servizi vanno dallo studio di fattibilità con valutazioni tecnico economiche, fino alla progettazione esecutiva per il rilascio della documentazione tecnica necessaria alle pratiche autorizzative e alla valutazione di impatto ambientale. L’organico è in grado di sviluppare 25.000 ore/anno ed è composto da 17 persone di cui: 4 figure tecnico-commerciali, 3 direzionali e

amministrativi, 6 ingegneri in discipline diverse, 4 figure con competenze in campo di economia, finanza e statistica. I servizi proposti possono essere standardizzati per una rapida gestione oppure personalizzati in funzione di esigenze specifiche. L’area consulenza si occupa di monitorare mensilmente i prezzi dell’energia, del gas e dei principali combustibili, realizzando un benchmark rispetto ai parametri di mercato per la valutazione economico finanziaria di rischio/opportunità di negoziazione dei contratti di fornitura. Vengono in oltre eseguite verifiche amministrative sulle singole voci delle fatture energetiche con segnalazioni puntuale sulle rettifiche da apportare. I settori di intervento riguardano:•• l’acquisto e trading energia;•• il monitoraggio e controllo dei costi energetici;•• la formazione;•• i finanziamenti e gli incentivi nel settore

energetico.L’area progettazione opera nei settori che riguardano:•• l’ingegneria di processo;•• la meccanica (macchine/apparecchiature);•• il piping;•• le strutture;•• l’automazione e strumentazione (elettrica ed

elettronica);•• l’urbanistica e l’ambiente;•• l’energia e la finanza.

Partendo dalle specifiche generali del cliente vengono elaborati:•• Schemi elettrici, elettronici, unifilari di circuiti di

potenza e ausiliari;•• Schemi funzionali di impianti meccanici;•• Diagrammi P & I; •• Disegni di particolari costruttivi ed As Built;•• Specifiche funzionali di sistema;•• Dimensionamento dei componenti di impianti; •• Redazione di elaborati di specifiche tecniche per

acquisto di componenti;•• Computi metrici e tabulati di Richiesta di Offerta;•• Tabulazioni tecniche-economiche ed esame offerte;•• follow-up dei fornitori per apparecchiature ed

impianti.


Imprese partner

E.ON Energia è la società di vendita del Gruppo E.ON che fornisce energia elettrica e gas naturale in Italia a più di 900.000 clienti residenziali e aziende. Offre l’esperienza di un grande gruppo energetico internazionale e l’attenzione di un fornitore locale.Con l’obiettivo di garantire un approvvigionamen-to energetico sicuro, prezzi competitivi e la tutela dell’ambiente, E.ON assicura un mix energetico sempre più equilibrato. Inoltre, lavora continua-mente per migliorare l‘efficienza produttiva e l’eco-compatibilità, investendo in nuove tecnologie e nel-le fonti rinnovabili.La strategia di E.ON – Cleaner & Better Energy - è un impegno concreto per un’energia più pulita e migliore. “Pulita” significa che intendiamo fornire un contributo sostanziale verso un’offerta di ener-gia sostenibile e a ridotte emissioni. “Migliore” per E.ON significa utilizzare le migliori tecnologie che il Gruppo conosce e opera, fornendo prodotti e ser-vizi efficienti ai propri clienti.Le nuove aree di speciale impegno per E.ON sono:

Efficienza energeticaE.ON aiuta i propri clienti a realizzare progetti per la riduzione dei consumi, affiancandoli anche nell’ot-tenimento dei Titoli di Efficienza Energetica attra-verso un team di specialisti di grande esperienza.FotovoltaicoE.ON fornisce ai clienti residenziali, alle piccole e grandi imprese proposte personalizzate nell’appli-cazione di tecnologie fotovoltaiche, supportandoli in tutte le fasi, dalla progettazione fino all’installa-zione di impianti a tetto. E.ON è il partner giusto per un progetto “chiavi in mano” ritagliato sulle esi-genze specifiche dei clienti.Energia pulita ed efficienteI prodotti “100% energia rinnovabile E.ON” per-mettono di conciliare il fabbisogno di energia con il rispetto e la salvaguardia dell’ambiente. “E.ON EnergiaPremiata”, il programma fedeltà per tutti i clienti residenziali, premia la riduzione dei consumi e promuove il consumo intelligente di energia.


179

Imprese partner

Lucos Alternative Energies S.p.A. è una società controllata al 70% da TerniEnergia S.p.A., realtà ai primi posti nell’industria verde italiana ed interna-zionale, nei settori delle energie rinnovabili, dell’ef-ficienza energetica, e del waste management. Lucos Alternative Energies è una ESCo (Energy Ser-vice Company) accreditata presso l’Autorità per l’E-nergia Elettrica e il Gas (AEEG), autorizzata ad ope-rare dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) sul mercato dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE). Tale attività include la valutazione dei risparmi energetici ottenuti, la loro verifica e certificazione, il relativo ottenimento dei TEE, nonché la gestione e la vendita degli stessi sui mercati di riferimento. Lucos Alternative Energies opera attraverso una struttura ingegneristica dedicata, volta all’indivi-duazione di opportunità di interventi di efficienza energetica sia nell’ambito del settore privato che di quello pubblico. La società investe proprio capitale in progetti di efficienza energetica che generano ri-sparmi per i propri clienti. Dal 2008 ad oggi la Lu-cos Alternative Energies ha realizzato interventi che hanno determinato risparmi energetici complessivi per oltre 200 milioni di kWh.L’attività della società include:•• l’identificazione delle aree di potenziale inter-

vento, al fine di conseguire l’eliminazione degli sprechi ed un uso più efficiente dell’energia;

•• la verifica della fattibilità tecnica, economica e finanziaria del progetto;

•• la progettazione dell’intervento, che include la fornitura dei materiali e l’esecuzione dei lavori, la

riqualificazione e messa a norma degli impianti, ed il collaudo degli stessi;

•• la conduzione e la manutenzione dell’impianto, con la garanzia del buon funzionamento dello stesso.

• I benefici per i clienti sono così riassumibili:•• la riqualificazione dell’impianto a costo zero, che

determina quindi un pay-back immediato dell’o-perazione;

•• un risparmio sui costi energetici netti e sui costi di manutenzione;

•• l’esternalizzazione del rischio tecnologico;•• un impatto positivo sul bilancio ambientale, con

una diminuzione delle emissioni climalteranti in atmosfera.

Tra gli altri, Lucos Alternative Energies ha concluso la realizzazione in Finanziamento Tramite Terzi di un intervento di razionalizzazione e riqualificazio-ne degli impianti di illuminazione di un primario operatore internazionale, riconvertendo l’intero parco luci da sorgenti tradizionali a tecnologie LED. Si tratta di uno dei primi stabilimenti industriali di grossa taglia presso i quali è stato effettuato tale tipo di intervento. L’operazione ha comportato il finan-ziamento, la realizzazione e la relativa gestione per 10 anni di circa 6.000 punti luce, con risparmi ener-getici garantiti del 50%. Altre tipologie di intervento di efficienza energetica includono quelle relative a impianti meccanici ed apparati elettrici, nonché la gestione di impianti di pubblica illuminazione e di cogenerazione su tutto il territorio nazionale.


Imprese partner

Mediocredito Italiano è la banca del gruppo Inte-sa Sanpaolo che rappresenta il centro di eccellenza, innovazione e specializzazione a supporto delle pic-cole e medie imprese. Riunisce tutte le competenze e le esperienze di un grande Gruppo per rispondere, con attività specialistiche e centri di eccellenza, alle esigenze di finanziamento degli investimenti delle PMI.Opera all’interno della Banca dei Territori, al servi-zio della rete di tutto il gruppo Intesa Sanpaolo. Si rivolge principalmente alle imprese con fatturato da 2,5 a 150 milioni lungo la filiera del credito indu-striale e specialistico.Mediocredito Italiano, che può contare sulla pro-fessionalità di circa 400 professionisti, ha svilup-pato un modello operativo che prevede di soste-nere la rete bancaria più capillare esistente sul territorio italiano con oltre 5.400* filiali (di cui 390

esclusivamente dedicate alle aziende) attraverso una duplice logica di eccellenza e di specializzazione.Da un lato sono stati creati dei centri di eccellenza per tutte le attività di credito a medio lungo termi-ne, dal credito ordinario e agevolato agli incentivi alla ricerca & sviluppo, sino alla finanza struttura-ta. Dall’altro il modello di servizio si basa su desk specialistici che operano nei settori cosiddetti “ad alta velocità” del nostro Paese: Energia, Reti e Ri-cerca, Turismo, Cinema & Entertainment, Navale, Alimentare, Meccanica, Sistema Casa e Costruzio-ni. Le logiche che hanno portato all’individuazione di questi desk sono basate sui seguenti parametri: settori in espansione con un livello di investimenti superiori alla media; elevata specializzazione con conseguente richiesta di soluzioni finanziarie non riscontrabili in strutture ordinarie; operatività in settori che danno un forte contributo sul valore del-la produzione.Tali centri specialistici garantiscono un’approfon-dita e puntuale analisi e gestione dei progetti di maggiore complessità, un continuo aggiornamento sull’andamento e le tendenze dei mercati specifici e

predispongono nuovi prodotti da mettere al servi-zio del gruppo Intesa Sanpaolo, che si propone di diventare il partner primario per lo sviluppo e la crescita delle PMI.In particolare, per il settore dell’energia, l’attività del Desk specialistico si pone nell’ottica di un ser-vizio completo di assistenza e consulenza rispetto a tutte le problematiche che riguardano soprattutto lo sviluppo di energie da fonti rinnovabili e di effi-cienza energetica. Il Desk Energia di Mediocredito Italiano si compone di un team di professionisti del settore dedicato a esaminare la sostenibilità dei pro-getti e a ricercare le soluzioni più idonee a supporto delle diverse iniziative d’investimento.Gli specialisti del Desk mettono a disposizione le loro competenze sia in sede di valutazione delle caratteristiche progettuali sia di costruzione della struttura finanziaria anche indicando, se richiesto, partner tecnici e/o industriali. Il supporto consu-lenziale è mirato inoltre ad illustrare agli imprendi-tori i migliori percorsi di accesso alle agevolazioni di volta in volta disponibili.Il Desk Energia fa ricorso a modelli di analisi e di valutazione creati ad hoc che tengono conto, oltre che degli elementi economico-patrimoniali delle aziende investitrici, anche delle caratteristiche tec-nologiche e ambientali più specifiche dei progetti e della loro capacità di generare flussi di cassa, con-sentendo un esame accurato del merito complessivo delle iniziative.Nell’individuare nuovi trend e spazi di opportunità, Mediocredito Italiano ha concretizzato l’attenzio-ne al tema dell’efficienza energetica partecipando a tavoli operativi di confronto con interlocutori istituzionali e strutturando con primari operatori nazionali iniziative di partnership su proposte di fi-nanziamento dedicate.Il Desk fornisce quindi un servizio completo, che spazia dagli aspetti tecnici, amministrativi, legali, regolatori e creditizi fino alla consulenza sui nuovi indirizzi tecnologici e i trend di mercato.


181

Imprese partner

SGS, leader mondiale nei servizi di ispezione, veri-fica, analisi e certificazione, è universalmente rico-nosciuta dal mercato come punto di riferimento per la qualità e l’integrità con cui opera nell’erogazione dei propri servizi. A livello internazionale SGS è presente in oltre 140 Paesi e impiega complessiva-mente 70.000 persone in oltre 1.350 sedi fra uffici e laboratori.La sua struttura è quindi in grado di fornire risposte tempestive alle diverse esigenze dei propri Clienti.SGS offre una vasta gamma di servizi personalizzati, per consentire ai clienti di misurare – e quindi mi-gliorare – sistemi, prestazioni e processi.SGS offre servizi in tutti i settori merceologici, attra-verso tecnici e professionisti propri, altamente qua-lificati e organizzati in 10 linee di business.Ispezione :I servizi di ispezione interessano tutti i contesti e scenari di produzione e movimentazione di merci e materiali. Le attività ispettive sono svolte sia durante le diverse fasi del ciclo produttivo che nei punti critici della movimentazione dei prodotti.Verifica: Le attività di verifica assicurano che pro-dotti e servizi siano conformi a standard internazio-nali e locali. La combinazione di presenza globale con conoscenza locale, esperienza e competenza in ogni settore, consente di coprire l’intera filiera, dalle materie prime al prodotto finito.Analisi: L’attività consiste nell’esecuzione di test qualitativi e prestazionali dei prodotti a fronte di standard tecnici, di sicurezza e di legge attraverso un network mondiale di laboratori dotati delle più moderne e sofisticate strumentazioni.Certificazione: L’attività certificativa si estende dai si-stemi di gestione (qualità, ambiente, sicurezza, energia, etica sociale, ecc.) ai servizi e prodotti e consiste nell’at-testazione di conformità sia agli standard nazionali e internazionali riconosciuti che a quelli direttamente elaborati dai singoli Clienti per specifiche esigenze.

Formazione: L’SGS Training Lab è la struttura for-mativa ideata da SGS per rispondere agli stimoli e alle proposte delle Imprese e dei Professionisti in-teressati a progettare nuovi percorsi formativi. L’ap-proccio si basa sullo sviluppo di percorsi formativi disegnati per il raggiungimento di obiettivi perso-nali, professionali e delle Imprese.SGS opera in qualità di Organismo di Verifica e Certificazione Indipendente su tutte le principali tematiche inerenti la Sostenibilità ambientale me-diante attività di audit, verifica, attestazione, conva-lida e certificazione.Le principali aree di intervento sono riconducibili a:•• audit e certificazione ambientale ISO 14001 e Re-

golamento EMAS•• audit e certificazione sistemi di gestione energia

ISO 50001 e UNI/CEI 11352•• audit energetici secondo gli standard UNI CEI

EN 16247-1:2012 e UNI CEI/TR 11428:2011•• verifica e convalida di inventari e asserzioni di

gas ad effetto serra secondo gli standard GHG Protocol e ISO 14064-1

•• verifica e convalida di comunicazioni di emissio-ni di gas ad effetto serra nell’ambito della Diret-tiva 2003/87/CE

•• convalida di Dichiarazioni Ambientali di Pro-dotto EPD ISO 14025

•• convalida di asserzioni e comunicazioni relative al Cabon Footprint di Prodotto PAS 2050 e ISO/DIS 14067

•• certificazione della sostenibilità di Biocarburanti e Bioliquidi secondo lo schema Nazionale DM 23/01/2012

SGS offre inoltre un’ampia proposta di attività di training su tutte le principali tematiche inerenti la Sostenibilità Ambientale sia con corsi a catalogo sia con offerte formative progettate ed erogate su speci-fiche richieste dei propri clienti.


Imprese partner

Siemens rappresenta una delle più importanti mul-tinazionali operanti a livello mondiale. Con circa 360.000 collaboratori e un fatturato 2010/11 di 74 miliardi di Euro, Siemens opera nei settori indu-stria, energia, sanità e infrastrutture & città.Con 27.800 collaboratori e circa 4 miliardi di Euro (5% del fatturato) investiti nel 2011 in Ricerca e Sviluppo, 8.600 invenzioni e 53.300 brevetti atti-vi, l’azienda è una della maggiori realtà industria-li orientate all’innovazione, pioniere nell’ambito dell’efficienza energetica, della produttività indu-striale, della sanità sostenibile e personalizzata e delle soluzioni per infrastrutture intelligenti.Il portafoglio ambientale Siemens, tra i più ampi e significativi al mondo, vale 30 miliardi di Euro e comprende prodotti e soluzioni che danno un con-tributo diretto, quantificabile alla protezione di cli-ma e ambiente. I prodotti e le soluzioni del portfolio ambientale Siemens hanno permesso ai clienti nel 2011 di ab-battere circa 320 milioni di tonnellate di CO2, un dato equivalente alle emissioni totali di CO2 prodot-te ogni anno da Berlino, Delhi, Hong Kong, Istan-bul, Londra, New York, Singapore e Tokyo.Una delle maggiori realtà industriali attive nel no-stro Paese Siemens in Italia ha chiuso l’esercizio 2010/11 con un fatturato di 2,5 miliardi di Euro e ordini per 2,6 miliardi di Euro. Conta su 4.800 collaboratori, sei stabilimenti produttivi e nove tra centri di competenza e R&S, alcuni dei quali di ec-cellenza mondiale. SETTORE INDUSTRYIl Settore Industry, con le sue divisioni Drive Technologies, Industry Automation, e la nuova Cu-stomer Services, offre prodotti, soluzioni e servizi nell’ambito dell’automazione, grazie alle sue tecno-logie e servizi end-to-end per l’automazione inte-grata e per i software industriali.L’ampio portafoglio di prodotti, sistemi, servizi e soluzioni dà l’opportunità a Siemens di vantare un parco clienti molto differenziato sia per settore tec-

nologico, sia per tipologia di cliente: grande indu-stria, piccola media industria, officina, system inte-grator, costruttori di macchine, rivenditori, clienti finali, distributori.SETTORE ENERGYIl Settore Energy, con le sue divisioni Fossil Power Generation, Wind Power, Solar & Hydro, Energy Service, Oil & Gas e Power Transmission, si rivolge a fornitori e aziende operanti in ambito energetico, offrendo loro prodotti, soluzioni e service per la ge-nerazione, trasmissione e distribuzione di energia.Le innovazioni Siemens in questo campo si foca-lizzano sull’efficienza nella generazione di energia puntando sull’eccellenza nelle fonti rinnovabili e sulle tecnologie di trasmissione, che consentono una sostanziale riduzione delle emissioni di CO2.SETTORE HEALTHCAREL’offerta del Settore Healthcare comprende prodotti e soluzioni in grado di coprire tutte le fasi della cura, dalla prevenzione alla diagnosi, fino alla terapia e alla riabilitazione, grazie ad un approccio integrato che include prodotti e soluzioni per la diagnostica in vivo e in vitro oltre a specifiche competenze nel campo dell’information technology applicata alla gestione dei processi clinici ospedalieri.Le innovazioni Siemens offrono al cliente un por-tfolio completo di soluzioni mediche che coniuga tecnologie all’avanguardia per la diagnostica di la-boratorio, strumenti per l’imaging e soluzioni IT in grado di definire le patologie in modo precoce, aumentare la precisione diagnostica e ottimizzare la cura del paziente (Rilevazione e Diagnosi, Angio-grafia, Tomografia computerizzata, Fluoroscopia, Risonanza Magnetica, PET, Ultrasuoni, ecc)SETTORE INFRASTRUCTURE & CITIESIl Settore Infrastructures & Cities composto da cinque Divisioni: Rail Systems, Mobility and Logi-stics, Low and Medium Voltage, Smart Grid e Buil-ding Technologies, gestisce il mercato delle città e delle infrastrutture offrendo soluzioni per la mobi-lità, la tutela ambientale e il risparmio energetico.


183

Imprese partner

Sorgenia è il primo operatore privato del mercato italiano dell’energia elettrica e del gas naturale con circa 500mila clienti in tutta Italia, concentrati in particolare nel segmento business, e con impianti di produzione per oltre 4.500 MW di potenza in-stallata.Consolidata la posizione di secondo fornitore delle imprese italiane, a partire dal 2011 sta sviluppando un’azione commerciale mirata in particolare ai con-sumatori domestici.Ai clienti finali Sorgenia propone un’offerta nuova per l’energia, nel contempo proponendo una serie di servizi per il miglioramento dell’efficienza ener-getica. Efficienza per Sorgenia significa risparmio in bolletta attraverso una significativa riduzione dei consumi, ma anche un modo per contribuire a diffondere un uso consapevole e sostenibile delle risorse energetiche. La proposta comprende strumenti e tecnologie per il monitoraggio dei consumi, come la nuova presa elettrica MyPresa che controlla e gestisce gli elettrodomestici da remoto, per l’eliminazione degli stand-by di TV e computer, i servizi di analisi energetica per le piccole e medie imprese, gli apparati Dibawatt per l’ottimizzazione dell’illuminazione esterna, rivolti in particolare alla pubblica amministrazione.Per Sorgenia l’attenzione al risparmio energetico è, inoltre, uno dei fondamentali criteri guida rispetto alle attività nell’ambito della generazione elettrica,

tramite il ricorso alle tecnologie più efficienti e com-patibili oggi esistenti.Nell’insieme queste attività riflettono il posiziona-mento di Sorgenia che fa capo al concetto di energia sensibile verso l’individuo, la collettività e l’ambien-te. Sempre in quest’ottica, nel 2011 la società ha re-alizzato il Manuale per il Consumatore, una guida sulle buone pratiche di relazione con il consumatore a garanzia della trasparenza e dei suoi diritti che illu-stra le azioni poste in essere da Sorgenia per miglio-rare gli standard minimi previsti dalla normativa di settore, a partire dalla fase di vendita. Il Manuale è stato realizzato grazie alla “giurisprudenza” dell’Au-torità Garante della Concorrenza e del Mercato e alle segnalazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas e delle Associazioni dei consumatori.Con lo stesso obiettivo di trasparenza verso il con-sumatore, a ottobre 2012 Sorgenia ha presentato an-che la Carta della Qualità dei Servizi, un documen-to che impegna la società a garantire ai consumatori standard di servizio superiori rispetto a quelli previ-sti dalla normativa di settore in tutte le fasi del rap-porto contrattuale. L’intento è migliorare ulterior-mente il servizio per i propri clienti, raggiungendo livelli di eccellenza nel settore dell’energia. Per veri-ficare il rispetto degli impegni contenuti nella Carta e individuare nuove aree di miglioramento, Sorge-nia ha istituito un Osservatorio con le associazioni dei consumatori.


Imprese partner

Turboden è leader europeo nella produzione di tur-bogeneratori ORC (Organic Rankine Cycle) per la generazione elettrica e cogenerazione di energia elettrica e calore da fonti rinnovabili quali biomas-sa, geotermia, solare termodinamico e da recupero di calore di scarto da processi industriali, da motori e turbine a gas.La società è stata fondata a Milano nel 1980 dall’ing. Mario Gaia, ex professore presso il Dipartimento di Energetica del Politecnico di Milano e oggi Ammi-nistratore Delegato, che nel corso degli anni ha coin-volto in azienda alcuni dei suoi studenti più brillanti. La realizzazione di turbogeneratori basati sulla tec-nologia ORC è stata per Turboden un’autentica vo-cazione e costituisce da sempre l’elemento principa-le della propria mission.Turboden ha dimostrato la possibilità di “fare im-presa” e creare valore mediante l’utilizzo della tec-nologia ORC, contribuendo così a promuovere la generazione primaria di energia rinnovabile, il risparmio e l’efficienza energetica, in linea con le direttive europee e con gli attuali protocolli inter-nazionali.Nel 2009 entra a far parte di Pratt & Whitney (so-cietà di UTC), leader mondiale nella progettazione, costruzione e manutenzione di motori per aviazio-ne, sistemi di propulsione spaziale e turbine a gas industriali. Oggi Tuboden è inserita nella divisione Pratt & Whitney Power Systems (PWPS), per svi-luppare soluzioni basate su tecnologia ORC per la generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da recupero calore in tutto il mondo.Turboden ha attualmente circa 250 impianti in più di 25 paesi e propone un’offerta tra i 600kW e i 10MW elettrici per le unità standard e fino a 15 MW per soluzioni personalizzate.Turboden è capofila del progetto H-REII, acronimo

di Heat Recovery in Energy Intensive Industries, co-finanziato dal programma LIFE+ della Direzio-ne Generale Ambiente della Commissione Europea, (LIFE08 ENV/IT/000422). I partner del progetto HREII sono: Associazione Industriale Brescia-na (AIB), Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia (FIRE), Provincia di Brescia e Centro Servizi Multisettoriale e Tecnologico (CSMT). Pro-vincia di Brescia e CSMT sono sponsor del report Efficienza Energetica di Energy Strategy.La provincia di Brescia è la più estesa della Lombar-dia, con una superficie di 4.784,36 km² e una densi-tà abitativa di circa 264 abitanti per km², e rappre-senta uno dei principali poli industriali italiani. Per il progetto H-REII hanno collaborato attivamente il settore Energia, competente per l’adozione di in-terventi per la promozione e l’incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili e del risparmio ener-getico, e il settore Ambiente, competente ai fini del rilascio, del rinnovo e del riesame dell’autorizzazio-ne integrata ambientale (AIA).CSMT è un centro di ricerca e trasferimento tecno-logico, che promuove su base no-profit la collabora-zione tra il mondo della ricerca e quello industriale attraverso una serie di attività quali: formazione tec-nico-applicata, ricerca applicata, progetti di ricerca finanziata europei e nazionali, organizzazione even-ti e conferenze. Le attività sono svolte da uno staff tecnico, affiancato dai ricercatori universitari coin-volti nelle varie attività di progetto e di laboratorio. All’interno della sede – nelle vicinanze del campus di ingegneria dell’Università degli Studi di Brescia con cui CSMT collabora intensamente – sono in funzione numerosi laboratori pesanti e leggeri. L’e-dificio dispone anche di numerose sale di formazio-ne e di spazi per l’insediamento di spin-off di ricerca o start-up tecnologiche.


185

Imprese partner

Costituita nel 2008, Innowatio si è affermata in Ita-lia fra i protagonisti del mercato libero dell’energia con servizi d’avanguardia per la gestione del por-tafoglio energetico e l’ottimizzazione dei consumi (elettricità, gas, energia prodotta da fonti tradizio-nali e rinnovabile). Le sue attività si rivolgono ai grandi consumatori d’energia. Vanno dalla contrattazione continua sui mercati nazionali ed internazionali delle forniture per conto della clientela, ai servizi di efficientamen-to energetico. E’ stata fondata ed è guidata da un team di manager con una riconosciuta esperienza internazionale nel settore, che detiene la maggioranza del capitale. Ad essa partecipano società di investimento e venture capital di rilevanza nazionale: MISMA Partecipa-zioni, FLOW FIN, e TQ4.Caratteristica distintiva di Innowatio è quella di ri-volgersi ai grandi consumatori d’energia in ambito industriale e commerciale e, soprattutto, di operare per conto della clientela con un approccio esclusivo, indipendente, coerente e senza conflitti di interesse. Innowatio infatti opera in totale indipendenza dai fornitori operanti sul mercato “tradizionale”, pro-ponendo la remunerazione dei propri servizi secon-do la formula del profit/saving sharing, e cioè esclu-sivamente sulla base della condivisione dei vantaggi effettivamente conseguiti. Con sede a Bergamo, presso il Parco Scientifico e Tec-nologico Kilometro Rosso, Innowatio annovera nella sua squadra più di 70 specialisti e opera attraverso tre società: Youtrade SpA, dedicata ai servizi di Energy

Portfolio Management e Demand Side Management; Yousave SpA, operante nel settore dell’efficientamen-to energetico ed Innowatio tecnologie specializzata in impianti di produzione energetica.

Yousave per l’efficienza energetica e i nuovi progettiAttraverso la controllata Yousave SpA, Innowatio offre servizi e know how e capacità progettuali per l’efficientamento energetico. Yousave è accreditata come ESCo (Energy Service Company), e cioè come società che opera riorganiz-zazioni finalizzate ad accrescere l’efficienza energetica, riducendo il consumo di energia primaria a parità di servizi finali, acquisendo la responsabilità di risultato nei confronti del soggetto per cui svolge il servizio.Con Yousave, Innowatio opera lungo l’intera filie-ra dell’efficientamento prevedono il finanziamento parziale o totale delle soluzioni, con contratti di tipo “saving sharing”, e cioè con gli oneri di investimen-to che si ripagano con i risparmi ottenuti in tempi predefiniti.Yousave gestisce inoltre aggregazioni industriali finalizzate a rendere i servizi di contenimento dei consumi di gas naturale e di interrompibilità di energia elettrica, come nel caso del Consorzio Ce-ramica Interrompibilità, che nel 2011 ha messo a disposizione del sistema elettrico circa 126 MW su 44 siti industriali.Infine, attraverso YouSave, Innowatio assiste la clientela nell’ottenimento dei TEE (Titoli di Effi-cienza Energetica) e nella loro negoziazione sul mercato.

Copyright 2012 © Politecnico di Milano - Dipartimento di Ingegneria GestionaleCollana Quaderni AIP

Registrazione n. 433 del 29 giugno 1996 - Tribunale di Milano

Direttore Responsabile: Umberto Bertelè

Progetto grafico e impaginazione: MEC Studio Legnano Stampa: Grafiche Ponzio

ISBN: 978-88-904839-5-0



Novem

bre 20

12

Novembre 2012

ISBN978-88-904839-5-0

L’efficienza energetica in impresa:soluzioni tecnologiche, fattibilità economica e potenziale di mercato


Partner

Sponsor

Con il patrocinio di

energy strategy group_report 2012 efficienza energetica

Documents