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Progetto Fuoco 2024: lo stato dell’arte degli impianti a biomassa legnosa

Img by Progetto Fuoco[/caption] [ez-toc] La biomassa legnosa è oggi nel nostro paese la principale fonte energetica rinnovabile usata per il riscaldamento residenziale. Oltre un quarto delle famiglie italiane infatti sfrutta l’energia prodotta dal legno e dai suoi derivati (pellet, cippato). E la filiera legno-energia nel suo complesso conta in Italia oltre 14.000 imprese (pari al 70% del mercato europeo), con più di 72.000 addetti e un fatturato totale di oltre 4 miliardi di euro.

Biomassa legnosa sostenibile

Il progresso tecnologico, nel segno degli obiettivi di decarbonizzazione dell’Agenda 2030, ha affinato l’efficienza dei nuovi apparecchi, contribuendo a una sensibile riduzione dell’inquinamento causato dagli impianti a biomassa legnosa. Oggi infatti i sistemi più avanzati rilasciano nell’ambiente poche decine di grammi per unità di energia termica prodotta (contro gli oltre 500 grammi emessi da una stufa tradizionale), garantendo un taglio delle emissioni dannose pari a oltre il 90%. Biomassa legnosa sostenibile

Numerose sono ormai le proposte sul mercato in classe ambientale 5 stelle – con rendimento elevato e rilascio ridotto di particolato, carbonio organico, ossidi di azoto, monossido di carbonio –, in accordo con i parametri del D.Lgs. 186 del 2017. Secondo il Rapporto Statistico 2023 “Il legno nel riscaldamento residenziale e domestico” a cura di AIEL (Associazione italiana energie agroforestali), l’ upgrade dei sistemi più vetusti avviene proprio nel segno della responsabilità ambientale: i dispositivi più “tradizionali”, come i caminetti aperti, dal 2020 al 2022 sono calati dal 42% al 34%, mentre le stufe a pellet sono aumentate dal 6% al 21% del totale installato.

Progetto Fuoco 2024

Progetto Fuoco 2024, giunta quest’anno alla 14a edizione, è la fiera internazionale biennale di riferimento per conoscere lo stato dell’arte degli impianti a biomassa legnosa, sia per il riscaldamento sia per la produzione di energia: stufe, caminetti, caldaie, ma anche barbecue e cucine, alimentati a legna o a pellet. Progetto Fuoco 2024

Oltre 550 le aziende presenti, di cui quasi la metà provenienti dall’estero, per una rassegna esauriente sulle novità di mercato e sulle innovazioni tecnologiche del settore. Vero fil-rouge l’attenzione per l’innovazione tecnologica, mirata a una elevata efficienza della combustione con però emissioni estremamente basse, per tendere sempre più a generatori “near zero emission”. Un appuntamento che ha portato in fiera 45.000 operatori professionali, di cui il 12% dall’estero. “Il successo di questa edizione di Progetto Fuoco – ha commentato Federico Bricolo, presidente di Veronafiere - attesta la fiera capitale mondiale dell’innovazione legata alla produzione di energia dalle biomasse legnose, confermandosi piattaforma di incontro tra l’eccellenza della produzione made in Italy e la domanda estera. Gli operatori sono infatti arrivati da 66 nazioni, in particolare da paesi target come Francia, Germania e Spagna”.

Le foreste del futuro

La biomassa legnosa si può considerare un combustibile neutrale rispetto all’anidride carbonica, in quanto le emissioni vengono bilanciate dall’assorbimento durante la crescita delle piante stesse. E il suo utilizzo incentiva una gestione sostenibile delle foreste. Biomassa e gestione sostenibile del legno

Biomassa e gestione sostenibile del legno

Una tematica, quest’ultima, affrontata anche a Progetto Fuoco 2024 in occasione del convegno “Nuovi strumenti per le foreste del futuro”, a cura dell’appuntamento fieristico e di AIEL, in collaborazione con il Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste. Una conduzione più intelligente nel nostro paese delle foreste – oggi sotto e male utilizzate, solo poco più del 15% della superficie forestale italiana, corrispondente a oltre 11 milioni di ettari, è infatti soggetto a piani di gestione – potrebbe infatti dare nuovo impulso allo sviluppo economico, portando occasioni di occupazione per le aree interne e montane, ma soprattutto effetti positivi per il settore energetico, aiutando ad azzerare le fonti fossili e quindi incentivando la decarbonizzazione.

Residui legnosi urbani

I residui legnosi – sfalci e potature di bordi stradali, aiuole, parchi e giardini – possono diventare preziosa biomassa combustibile. Residui legnosi urbani: preziosa biomassa combustibile

Un cambiamento di prospettiva che va oltre l’attività forestale per comprendere anche la gestione del verde urbano e che a Progetto Fuoco 2024 è stato approfondito nel convegno “Sottoprodotti, verde urbano e fuori foresta. Opportunità di economia circolare”, organizzato da AIEL e FIPER (Federazione italiana produttori di energia da fonti rinnovabili). Oltre agli sviluppi tecnico-normativi si è presentata una proposta unitaria di Guida ai sottoprodotti destinata alle aziende di settore, alle amministrazioni pubbliche e ai privati, per dimostrare come una economia circolare di questo tipo favorirebbe non solo l’abbattimento dei costi derivanti dallo smaltimento degli scarti, ma anche la creazione di nuove filiere.

Conto Termico 3.0

Il Conto Termico ha rappresentato nel nostro paese uno strumento fondamentale per incentivare il turnover tecnologico e di conseguenza rispettare l’ambiente. A Progetto Fuoco 2024 è stato il centro tematico del convegno “Lavoriamo insieme per migliorare la qualità dell’aria”, organizzato da AIEL con il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica. Attualmente in fase di revisione e di aggiornamento per essere traghettato alla versione 3.0, date le problematiche che ancora determinano difficoltà nel raggiungimento degli obiettivi prefissati dalla nuova Direttiva europea sulla qualità dell’aria, il Conto Termico è argomento di lavoro anche al tavolo di confronto del Protocollo d’intesa MASE-Regioni-AIEL, attivato nel 2017. L’obiettivo è quello di individuare soluzioni operative su aggiornamenti normativi, prosecuzione e miglioramento dei sistemi incentivanti, campagne comunicative al grande pubblico e maggiore coinvolgimento di installatori e manutentori, figure di riferimento per l’utente finale.

Le ultime novità di prodotto

PE1c Pellet di Fröling

La caldaia PE1c Pellet di Fröling soddisfa i severi criteri emissivi della Regione Lombardia ed è dotata di un nuovo sistema di condensazione, che assicura rendimenti molto elevati e funzionamento economico (dai consumi elettrici bassi) e silenzioso, oltre ad emissioni contenute, con un ingombro particolarmente ridotto. [caption id="attachment_149615" align="aligncenter" width="568"] Caldaia PE1c Pellet di Fröling

PE1c Pellet di Fröling[/caption] Adatta ad abitazioni singole, con potenza di 16/22 kW, a condensazione con elettrofilo integrabile come opzione aggiuntiva, richiede comunque una sala tecnica adeguata.

Vitoligno 200-S di Viessmann

Vitoligno 200-S di Viessmann è una nuova caldaia a legna a gassificazione (con potenze di 25 e 35 kW), progettata per il riscaldamento monovalente a legna. [caption id="attachment_149621" align="aligncenter" width="785"] Vitoligno 200-S di Viessmann è una nuova caldaia a legna a gassificazione

Vitoligno 200-S di Viessmann[/caption] Tra i vantaggi rientrano la combustione a emissioni particolarmente ridotte, classificata 5 stelle secondo il Certificato Ambientale D.Lgs. 186/17 (a cui si aggiungerà entro giugno 2024 un filtro polveri), le dimensioni compatte, l’accensione rapida, l’efficace estrazione dei gas di combustione (che garantisce una riaccensione a bassa fumosità dopo la combustione completa), l’autonomia notevolmente lunga, la pulizia automatica dello scambiatore di calore, che ne aumenta l’efficienza annuale. Display touch Vitotrol 350-C per la gestione anche a distanza della caldaia Vitoligno 200-S di Viessmann

Display touch Vitotrol 350-C per la gestione anche a distanza della caldaia Vitoligno 200-S di Viessmann

Il tutto gestibile digitalmente con comando a distanza dal display touch Vitotrol 350-C.

Hublot Wood di Cadel

Hublot Wood di Cadel è una stufa a legna che reinterpreta le linee della tradizione in chiave assolutamente contemporanea, diventando complemento d’arredo. [caption id="attachment_149613" align="aligncenter" width="707"] Hublot Wood di Cadel è una stufa a legna

Hublot Wood di Cadel[/caption] La camera sagomata è appositamente progettata per poter accogliere ceppi lunghi fino a 50 cm, al fine di avere calore più a lungo. Con possibilità di scegliere tra convezione naturale e ventilata, ha porta, top e piedini di ghisa, mentre la valvola antifumo ottimizza anche l’azione del caricamento.

FIREBOX EVO di Edilkamin

FIREBOX EVO di Edilkamin è un inserto a legna a 5 stelle ideale per la trasformazione dei vecchi caminetti a camera aperta o per installare una nuova fonte di calore in un ambiente. [caption id="attachment_149614" align="aligncenter" width="1200"]

FIREBOX EVO di Edilkamin[/caption] Disponibile in versione sia naturale sia ventilata (con ventilatore centrifugo integrato a 5 velocità di serie, che garantisce il 37% di aria calda in più rispetto ai modelli precedenti), si gestisce da centralina elettronica touch e ha l’anta reversibile in fase di installazione. Tre le versioni dimensionali disponibili: 54, 60, 65.

Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame

La stufa combinata pellet/legna Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame unisce al fascino senza tempo della legna (il focolare rivestito di refrattario Nordiker è pensato per ciocchi fino a 33 cm di lunghezza) la comodità del pellet. [caption id="attachment_149616" align="aligncenter" width="1200"] Stufa a pellet/legna Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame

Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame[/caption] Ermetica e ventilata, in entrambe le modalità di funzionamento (gestibili con il sistema Pro Air Setup di regolazione dell’intensità del ventilatore), ha sonde e sensori di controllo della combustione e motore Brushless di autopulizia del braciere. L’accensione, anche per la legna, può avvenire da remoto con cronotermostato o app Total Control 3.0, connettendo l’apparecchio alla rete wi-fi. Stufa a pellet/legna Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame

Disponibile la canalizzazione con motore dedicato fino a 8 metri di distanza. I pannelli di rivestimento frontali possono essere di pietra naturale o gres, mentre la struttura è declinata nei colori Corten e Ostuni.

Curve di MCZ

La stufa a pellet a 5 stelle a ventilazione forzata Curve di MCZ è riproposta con un restyling che ne valorizza la forma e ne migliora la funzionalità grazie all’introduzione della tecnologia Core, per prestazioni avanzate in termini di sostenibilità e di praticità di utilizzo. [caption id="attachment_149618" align="aligncenter" width="1200"] stufa a pellet a 5 stelle a ventilazione forzata Curve di MCZ

Curve di MCZ[/caption] Si tratta infatti di una combustione in grado di abbattere il 40% delle emissioni rispetto ai limiti europei più severi (5 stelle Aria Pulita) e del 55% rispetto a quelli Ecodesign, con fiamma paragonabile a quella del fuoco a legna. Gestibile da remoto con Maestro+ di serie, ha scarico superiore e braciere autopulente. stufa a pellet a 5 stelle a ventilazione forzata Curve di MCZ

Il rivestimento esterno di ceramica può essere lucido, in tinta White o Warm Grey, oppure opaco, Black o Taupe. Il top è in fusione di alluminio verniciato nero.

NUA di Unical

La stufa a pellet ventilata 5 stelle NUA di Unical ha la struttura d’acciaio verniciato dall’estetica assolutamente moderna. Elemento d’arredo, si distingue per il focolare privo di elementi tecnici a vista e per la porta di vetro ceramico Night View, con maniglia a scomparsa. [caption id="attachment_149620" align="aligncenter" width="1200"] stufa a pellet ventilata 5 stelle NUA di Unical

Caldaie a pellet: l’opzione in più, ecologica e sostenibile

Indice degli argomenti:

Cosa sono e come funzionano le caldaie a pellet?
Quali sono i vantaggi di una caldaia a pellet?
Qual è l'efficienza energetica delle caldaie a pellet?
Caldaia a pellet, costi e incentivi
Come si installa una caldaia a pellet
Confronto tra caldaie a pellet e a gas
La manutenzione richiesta per le caldaie a pellet
Stufe e caldaiea pellet - Rassegna prodotti

Alternativa sostenibile ed economica soprattutto sul lungo periodo, le caldaie a pellet risultano una soluzione performante e tecnicamente avanzata, al pari degli altri apparecchi per la gestione del comfort degli ambienti interni.

Cosa sono le caldaie a pellet?

Le caldaie a pellet producono calore e acqua calda bruciando piccoli tocchetti di legno industrializzato: un combustibile rinnovabile che rende questi apparecchi una alternativa più ecologica e sostenibile rispetto ai modelli tradizionali, alimentati a gas metano. Il pellet è infatti ottenuto dai residui delle lavorazioni di falegnameria – trucioli e segatura – compressi per ridurli in cilindretti o granuli. Inoltre, le emissioni in atmosfera sono minori rispetto ad altre fonti. Cosa sono le caldaie a pellet?

La combustione è controllata e il sistema di alimentazione automatico (in modo da non richiedere la gestione da parte di una persona, come contrariamente avviene ad esempio per i caminetti o per le stufe). Ciò implica ovviamente la necessità di spazio per il serbatoio di stoccaggio dei pellet, la cui capacità varia in base al consumo e alle esigenze.

Come funzionano le caldaie a pellet?

Le caldaie a pellet sfruttano dunque un processo di combustione controllata per servire un sistema centralizzato, sia di riscaldamento sia di acqua calda. Dal contenitore di stoccaggio i piccoli tozzetti vengono meccanicamente versati nel bruciatore, in quantità utile a soddisfare di volta in volta la necessità dell’utenza. Il fuoco viene alimentato da aria esterna aspirata e il calore prodotto trasferito all’acqua o all’aria mediante scambiatore: i due elementi vengono poi distribuiti rispettivamente a un impianto di riscaldamento a radiatori o a pavimento oppure a un sistema a fan-coil. La temperatura dei fluidi è regolata come in un apparecchio tradizionale, in modo da regolare al meglio l’efficienza e il risultato.

Quali sono i vantaggi di una caldaia a pellet?

Come già accennato il primo vantaggio di un sistema a pellet consiste nella sostenibilità ambientale. Gli elementi di legno provengono da scarti di lavorazioni o da foreste gestite in modo controllato, trasformandosi così in una fonte di energia rinnovabile, oltre che a basso impatto sull’ecosistema. Inoltre, questi apparecchi sono ormai particolarmente efficienti dal punto di vista energetico, così come performanti nell’ottenimento di un grado di comfort personalizzato. Quali sono i vantaggi di una caldaia a pellet?

Il pellet risulta poi più economico rispetto ai combustibili fossili, dato che il prezzo del materiale tende ad essere maggiormente stabile nel tempo. AIEL – Associazione Italiana Energie Agroforestali –, che rileva il prezzo medio di vendita del pellet certificato in classe ENplus^® A1 dichiarato dai produttori e distributori certificati in Italia, analizzandone le fluttuazioni economiche (mantenendo lo stesso metodo di confronto per metano ed energia elettrica), ha determinato che il prezzo medio del materiale (Iva esclusa) al consumatore è passato da 4,35 € al sacco, nel 2020, a circa 10,00 €, ad agosto 2022. Si tratta di cifre più che raddoppiate nel biennio di riferimento, ma inferiori e non paragonabili agli aumenti di gas metano ed energia elettrica. Incremento prezzi combustibili in Italia 2022 vs 2020

metano	x 28
energia elettrica	x 13,5
pellet	x 2,3

Da considerare tuttavia che le caldaie di questa tipologia richiedono un investimento iniziale comprensivo anche del serbatoio di stoccaggio del pellet e che quest’ultimo necessita di ulteriore spazio, in aggiunta al solo apparecchio.

Qual è l'efficienza energetica delle caldaie a pellet?

Ovviamente variabile rispetto al modello e alle condizioni di funzionamento, l’efficienza energetica delle caldaie a pellet è generalmente elevata. La maggior parte dei prodotti oggi presenti sul mercato offre infatti un’efficienza nominale tra il 70% e il 90%, vale a dire che la conversione in calore della fonte bruciata risulta pari a queste percentuali. Valori ottenuti dall’innovazione tecnologica, che ha introdotto sistemi di controllo della combustione, di recupero del calore, di gestione di tutte le funzioni: se poi abbinati alla qualità del pellet, alla regolare manutenzione e a una buona regolazione il risultato è ottimale. Da ricordare che nel nostro paese alcune regioni hanno emanato dei regolamenti specifici relativi agli apparecchi alimentati a biomassa legnosa (il pellet, appunto), in cui si richiedono parametri specifici di funzionamento, di prestazione e di manutenzione.

Come scegliere una caldaia a pellet?

La scelta di una caldaia a pellet richiede la valutazione iniziale delle proprie esigenze, della tipologia di edificio e ovviamente dei modelli disponibili sul mercato. La dimensione dell’immobile da riscaldare, il clima del luogo, le abitudini e il comfort richiesto individuano la potenza termica necessaria, unitamente alla necessità o meno di produrre anche acqua calda sanitaria. L’efficienza energetica deve essere alta, poiché ciò implica inferiore impatto ambientale, così come costo operativo. Come scegliere una caldaia a pellet?

Lo spazio disponibile richiede invece una riflessione sulle dimensioni dell’apparecchio, sia da interno che da esterno. Il design della scocca in questo caso non è rilevante, poiché si tratta di un aspetto che resta celato ai più e soprattutto perché è maggiormente importante l’interno. Meglio focalizzarsi allora su come è progettata l’interfaccia di utilizzo: se i comandi sono semplici e intuitivi, l’insieme delle operazioni di controllo e di gestione risulta di molto facilitata. In alcuni casi può risultare utile anche valutare alcune possibili funzionalità extra della caldaia a pellet, come ad esempio il controllo da remoto, la personalizzazione dei programmi, il monitoraggio costante via app delle prestazioni e dei consumi, la possibilità di integrazione nei più comuni sistemi domotici. Altre eventuali valutazioni da fare sono la qualità della assistenza tecnica e del servizio post-vendita e l’affidabilità di un fornitore di pellet nella zona.

Come si installa una caldaia a pellet?

Per prima cosa bisogna selezionare il luogo più adatto per una caldaia a pellet: ben ventilato (per una corretta combustione), libero da ostacoli, indifferentemente all’interno o all’esterno a seconda del modello prescelto. Se l’apparecchio non è dotato di alimentazione automatica da serbatoio interno, bisogna pensare a un serbatoio aggiuntivo per lo stoccaggio del pellet, collegato direttamente (e correttamente) alla caldaia, oltre che posizionato in zona sicura ed eventualmente protetta dalle intemperie. Il sistema deve dotarsi di una canna fumaria di scarico delle emissioni conforme alle normative igienico-urbanistiche locali ed essere allacciato all’impianto elettrico e a quello idraulico per la distribuzione dell’acqua calda.

Quanto costa installare una caldaia a pellet?

Il costo di installazione di una caldaia a pellet varia notevolmente in base al modello e alla dimensione dell’apparecchio, alla complessità dell’impianto a cui fa riferimento, allo stato di fatto del locale e dell’edificio. Oltre al prezzo dell’apparecchio – generalmente pari a qualche migliaio di euro – bisogna considerare il lavoro del professionista incaricato, nel range tra le centinaia e le migliaia di euro a seconda del tipo di impegno necessario: la spesa aumenta infatti se si rendono indispensabili modifiche al sistema di riscaldamento e di distribuzione dell’acqua calda sanitaria o la creazione di una nuova tubazione di scarico delle emissioni, senza scordare l’installazione anche del serbatoio del pellet. Per questo è importante chiedere preventivi dettagliati ad installatori professionisti, dopo un sopralluogo dei luoghi, e contemporaneamente informarsi sull’esistenza di benefici fiscali o di incentivi governativi in merito all’adozione di una caldaia a pellet.

Gli incentivi per le caldaie a biomassa

Le opzioni attualmente disponibili per poter ottenere degli incentivi, optando anche per una caldaia a pellet o più in generale a biomassa (in cui vengono bruciati legna e cippato), sono diverse. L’Ecobonus, prorogato fino a tutto il 2024, prevede una detrazione fiscale Irpef o Ires (o uno sconto in fattura o una cessione del credito) pari al 65%, per privati e imprese, fino a un massimo di 30.000 euro, nel caso di installazione nell’ambito di interventi finalizzati ad aumentare il livello di efficienza energetica degli edifici esistenti (legge 296/2006 art. 1 comma 347, e normato da ultimo dal D.L. nr. 63 del 04/06/2013 art. 14 comma 2 bis). Il nuovo impianto a biomassa deve essere a 4 stelle se in sostituzione di uno simile, a 5 stelle in tutti gli altri casi. Il Bonus casa invece, destinato a privati e a condomini e anch’esso prorogato a dicembre 2024, offre una detrazione del 50% delle spese totali sostenute per l’installazione di generatori di calore a biomassa in fase di recupero del patrimonio edilizio (art. 16-bis del T.U. 917/1986). Ovvero quando sia aperta una pratica di manutenzione straordinaria, di restauro e risanamento conservativo, di ristrutturazione edilizia. Tutti i nuovi apparecchi devono però avere un rendimento uguale o superiore al 70% e la spesa massima deve essere di 96.000 euro. Esiste poi il Conto Termico, nato per incentivare la produzione di energia termica da fonti rinnovabili: contribuisce fino al 65% delle spese sostenute per l’intervento di sostituzione, fino a un massimo di 5.000 euro rimborsati. È previsto anche nel caso si elimini un caminetto o una stufa tradizionale con termo-camini, stufe e caldaie a biomassa, ma l’incentivo in questo caso è calcolato tenendo conto di più fattori: potenza nominale del generatore, zona climatica, emissioni.

Quali dimensioni di pellet sono compatibili con le caldaie?

Le dimensioni del pellet sono teoricamente standardizzate, poiché devono garantire un funzionamento ottimale della caldaia. Comunemente dunque il diametro dei tozzetti è di 6 mm, la lunghezza tra i 10 e i 30 mm (anche se alcuni modelli accettano pezzetti più lunghi o più corti), la forma cilindrica o leggermente conica dalla superficie liscia (che risulta ideale per il passaggio uniforme nella tramoggia dal serbatoio al bruciatore). Quali dimensioni di pellet sono compatibili con le caldaie?

Bisogna seguire sempre le specifiche del produttore della caldaia, poiché ciò evita problemi di alimentazione e di conseguenza di combustione, oltre che la possibilità di danneggiare l’apparecchio. Anche la qualità del pellet è importante, perché influenza la resa energetica e l’efficienza: densità uniforme, consistenza compatta, bassa umidità (meno del 10%), mancanza di impurità, bassa produzione di cenere sono da prediligere. Da notare che esistono già organizzazioni indipendenti, come ENplus o DIN CERTCO, in grado di certificarne proprio la qualità. Un ultimo aspetto da considerare è anche l’impatto che produzione e trasporto del pellet possono avere sull’ambiente: meglio prediligere quello prodotto localmente e con pratiche sostenibili.

Quali precauzioni dovrebbero essere prese nell'uso delle caldaie a pellet?

Le precauzioni da prendere per garantire la sicurezza e il funzionamento di una caldaia a pellet sono poche, ma importanti. Innanzitutto è necessario assicurarsi che la caldaia abbia un adeguato apporto d’aria per la combustione e uno scarico adeguato dei fumi, poi prevedere una manutenzione regolare del sistema, per prevenire guasti o mal funzionamenti. Rumori insoliti, fumi o odori inaspettati possono essere segnali di un cattivo funzionamento, che richiede l’intervento di un tecnico specializzato. Bisogna controllare anche che la caldaia sia fornita della sicurezza adeguata, come ad esempio lo spegnimento automatico in caso di surriscaldamento o di mancata alimentazione di pellet.

Confronto tra caldaie a pellet e a gas: quale scegliere?

Il confronto tra caldaie a pellet e apparecchi a gas può essere importante se si è in fase di sostituzione di un impianto preesistente, oltre che di scelta iniziale. Tutto dipende comunque in generale dalle priorità di utilizzo, dalla situazione climatica e architettonica (lo stoccaggio del pellet richiede spazio), dalla disponibilità in loco delle fonti energetiche. Il nodo della questione è la sostenibilità ambientale, a partire dalla differenza di combustibile: scarti di legno compressi rinnovabili vs gas naturale o gpl (gas di petrolio liquefatto), fonti fossili non rinnovabili. Inoltre, le caldaie a pellet hanno emissioni di carbonio inferiori, pur a pari efficienza energetica. Per quanto riguarda il costo operativo, il pellet ha un prezzo relativamente stabile (dipendente anche dal luogo o dalla disponibilità in zona), che, pur con variazioni, tende ad essere competitivo rispetto a quello dei combustibili fossili. Una situazione che mette al riparo da bruschi aumenti delle forniture e consente di stabilire con una certa sicurezza l’impegno finanziario annuale. La manutenzione di una caldaia a pellet è però più regolare (poiché bruciatore e cassetto delle ceneri devono essere puliti costantemente), mentre quella di un modello a gas può richiedere anche solo un controllo annuale.

Sostituzione di vecchie caldaie con modelli a pellet

La sostituzione di vecchi apparecchi con caldaie a pellet aiuta a ridurre l’impatto ambientale, ad abbassare i costi energetici a lungo termine e a migliorare la qualità dell'aria interna. Una pratica che tuttavia richiede una certa cura nell’installazione, affinché il risultato sia sicuro ed affidabile nel tempo: importante rivolgersi a un professionista esperto, che sappia valutare tutti gli aspetti, tecnici e normativi. La vecchia caldaia va rimossa in modo conforme alle normative locali e soprattutto riciclata o smaltita correttamente: un impegno che solitamente si prendono i tecnici installatori del nuovo impianto.

Come si effettua la manutenzione di una caldaia a pellet?

La manutenzione delle caldaie a pellet è fondamentale per l’efficienza, la sicurezza e la durata nel tempo. Ogni modello richiede operazioni ad hoc, con relativa frequenza, riportate nelle istruzioni allegate. Prima di iniziare qualsiasi controllo bisogna spegnere l’apparecchio e scollegarlo dall’alimentazione elettrica. Una volta raffreddato, si può iniziare: pulizia del bruciatore, controllo del tiraggio, pulizia del cassetto delle ceneri, verifica delle guarnizioni e delle tenute, pulizia del sistema di alimentazione del pellet, controllo dei sensori, oltre che delle eventuali cinghie e catene, del sistema di trasporto dei pellet dal serbatoio, verifica della connessione elettrica. Il bruciatore di una caldaia a pellet richiede una pulizia regolare: rimosso il coperchio, si deve ispezionare la zona nei pressi della fiamma, per verificare la presenza di residui o di cenere. In tal caso con una spazzola o un aspirapolvere si rimuove qualsiasi accumulo che impedica il corretto funzionamento. Anche il cassetto delle ceneri va periodicamente svuotato, in modo che queste non si accumulino, riducendo l’efficacia della caldaia. E l’impianto di adduzione del pellet non deve avere ostacoli o blocchi: la vite senza fine che spinge i tocchetti nel bruciatore può essere lubrificata, in caso il produttore lo raccomandi. Questo programma di manutenzione dovrebbe essere eseguito almeno una volta all’anno da parte di un tecnico specializzato o di un professionista del settore, in modo che la caldaia a pellet funzioni al meglio e nel contempo abbia una lunga durata nel tempo.

Stufe e caldaie a pellet - Rassegna prodotti

Froling - PE1c Pellet

[caption id="attachment_146198" align="aligncenter" width="568"] Froling - caldaia a pellet PE1c Pellet

Froling - PE1c Pellet[/caption] La caldaia PE1c Pellet di Fröling, che soddisfa i severi criteri emissivi della Regione Lombardia, è dotata di un nuovo sistema di condensazione che assicura rendimenti molto elevati e funzionamento economico (i consumi elettrici sono bassi) e silenzioso, oltre ad emissioni contenute, con un ingombro particolarmente ridotto. Adatta ad abitazioni singole, con potenza di 16/22 kW, a condensazione con elettrofilo integrabile come opzione aggiuntiva, richiede comunque una sala tecnica adeguata. Il separatore di particelle (elettrofiltro) integrabile, garantisce emissioni di polveri sottili ancora più contenute e sfruttando l’energia che proviene dai gas combusti che fuoriescono dal camino nei sistemi tradizionali, garantisce un risparmio fino al 10%. Froling - caldaia a pellet PE1c Pellet

Grazie all’APP Froling, semplice e intuitiva, è possibile monitorare e gestire da remoto la caldaia. E’ costituita da acciaio inox e vanta un rendimento del 106%. Il ventilatore a tiraggio indotto EC a velocità variabile stabilizza la combustione, adattando la potenza alle diverse esigenze e garantendo consumi ridotti fino al 40%.

Hoval - BioLyt (13-43)

[caption id="attachment_146200" align="aligncenter" width="1200"] Hoval - caldaia a pellet BioLyt (13-43)

Hoval - BioLyt (13-43)[/caption] BioLyt (13-43) di Hoval risponde alle diverse esigenze di riscaldamento limitando le emissioni: adatta sia alle nuove costruzioni sia in fase di riqualificazione di impianti medio-piccoli, come quelli delle abitazioni singole o plurifamiliari (ma anche di asili, scuole e edifici commerciali non troppo estesi), ha infatti un rendimento pari fino al 98% e una combustione ottimizzata, per ridurre al minimo l’emissione di polveri nell’ambiente, secondo gli attuali parametri normativi. Hoval - caldaia a pellet BioLyt (13-43)

Compatta nell’ingombro, ha un robusto bruciatore orizzontale con scambiatore autopulente e grande cassetto di raccolta facilmente svuotabile. E una speciale valvola stellare per l’immissione del pellet nella camera di combustione evita pericolosi ritorni di fiamma. L’efficienza può essere ulteriormente migliorata se la caldaia viene combinata a un impianto solare termico. Grazie all’ottimizzazione della tecnologia della combustione assicura massimo rendimento e polveri ridotte al minimo, nel pieno rispetto dei i parametri della classificazione “Aria Pulita”. Facile da installare Hoval BioLyt garantisce massima sicurezza grazie alla speciale valvola stellare per l’immissione del pellet in camera di combustione. Il funzionamento modulante assicura che l’impianto produca esattamente il calore necessario in quel momento. Il sistema di regolazione TopTronic^® integrato nella caldaia garantisce una maggiore efficienza attraverso una gestione intelligente. L’acquisto può naturalmente beneficiare della detrazione del “Conto Termico 2.0” che garantisce un risparmio fino al 65% del costo dell’investimento.

Paradigma - Pelletti Touch

[caption id="" align="aligncenter" width="690"] La caldaia a pellet Pelletti Touch di Paradigma

Paradigma - Pelletti Touch[/caption] La caldaia a pellet Pelletti Touch unisce tecnologia all’avanguardia, design, gestione semplice ed efficiente e massimo comfort abitativo. E' particolarmente adatta per interventi di riqualificazione dell'impianto di riscaldamento in abitazioni di piccole e medie dimensioni. La caldaia Paradigma è disponibile con una gamma di potenza tra i 15 e i 32 kW, e assicura alto rendimento (fino al 93%), grazie alla modulazione della potenza e ad un’ottima combustione del pellet sia a pieno carico che a carico parziale. Il sensore della camera di combustione misura e regola in automatico il valore della temperatura, l’alimentazione e la combustione. Grazie all’isolamento termico particolarmente efficiente si limitano le perdite di calore. Accensione, modulazione della potenza e pulizia quotidiana di scambiatore e condotto fumi sono eseguiti in automatico. L’accessorio di estrazione cenere Komfort assicura una veloce rimozione dei residui senza formazione di polvere. Il touchscreen Pelletronic Touch permette di controllare e gestire facilmente la caldaia. Pelletti Touch dà la possibilità di accedere ai massimi importi di incentivo conto termico, con le 5 stelle di certificazione ambientale per le versioni 20 kW – 25 kW e il coefficiente premiante 1,5 per le versioni 20 kW – 25 kW – 32kW. E’ possibile integrare la caldaia a pellet con un sistema solare Paradigma per un impianto completamente rinnovabile.

Viessmann - Vitoligno 300-C

[caption id="attachment_146260" align="aligncenter" width="1200"] Caldaia a pellet Viessmann Vitoligno 300-C anche per attività commerciali

Viessmann - Vitoligno 300-C[/caption] Compatta e completamente automatica, la caldaia a pellet Vitoligno 300-C di Viessmann, con potenza di 12 kW, è in versione con caricamento manuale oppure automatico (ad aspirazione del pellet dal deposito, disponibile in diverse versioni a seconda delle esigenze), per una maggiore autonomia. I residui incombusti sono ridotti e la camera di combustione si auto-pulisce almeno una volta al giorno per mezzo di lamelle girevoli, così come le ceneri si svuotano automaticamente in un vano da svuotare al massimo due volte all’anno. E una valvola stellare evita il ritorno di fiamma. Premiata nella categoria Excellent product design del German Design Award, certificata in classe 5 stelle con un rendimento pari al 95,3%, è regolata digitalmente da display, mentre l’app ViCare consente la gestione da remoto via smartphone. Vitoligno 300-C è un’ottima soluzione sia per i nuovi edifici che negli interventi di riqualificazione dell’impianto di riscaldamento. Tra i molti plus il box pellet è molto ampio, tanto da non richiedere il funzionamento di notte, assicurando il miglior comfort e le ceneri vanno svuotate al massimo 2 volte l’anno. Il trasporto del combustibile dal deposito si può effettuare attraverso una coclea flessibile oppure un sistema di aspirazione. Il serbatoio di alimentazione per potenzialità fino a 70 kW è posizionato sul lato posteriore, mentre nei modelli a partire da 80 kW si può porre a scelta sul lato destro o sinistro della caldaia. La gestione è molto semplice grazie alla regolazione Ecotronic, che controlla fino a 4 circuiti di riscaldamento, e alla App Vicare che permette di monitorare in qualsiasi momento il funzionamento, modificando, se necessario, le impostazioni.

Edilkamin - Gora2 Slim Up

[caption id="attachment_146197" align="aligncenter" width="1200"] Edilkamin - Caldaia a pellet Gora2 Slim Up

Edilkamin - Gora2 Slim Up[/caption] La caldaia a pellet Gora2 Slim Up di Edilkamin unisce meccanica efficiente a tecnologia avanzata: grazie al sistema sviluppato dall’azienda The Mind è infatti gestibile da remoto con smartphone, oltre ai più tradizionali telecomando e touch screen. Il consumo di combustibile è ottimizzato da Sistema Leonardo, che regola in automatico le funzioni in base alle condizioni ambientali e alle caratteristiche del pellet. Inoltre, grazie a Ekleaner, crogiolo e tubolari si puliscono da soli senza necessità di interventi manuali. Di dimensioni ridotte (L 107 x P 44 x H 129 cm), con focolare d’acciaio, è di classe energetica A+, ha una potenza di 21,5 kW ed è certificata Ecodesign 2000, Conto Termico e classe ambientale 5 stelle.

Extraflame - PR 20

[caption id="attachment_146202" align="aligncenter" width="1200"] Extraflame - Caldaia a pellet PR20

Extraflame -PR 20[/caption] Caldaia a pellet di ultima generazione, con compattatore della cenere, il modello PR20 di La Nordica Extraflame (L 82,2 x P 81,7 x H 139,8 cm) è certificato 5 stelle nel rispetto dei requisiti Aria Pulita in merito ad emissioni e rendimento (pari al 92,4%). Di potenza nominale 5,7-20 kW, ha tra l’altro circolatore con controllo PWM, braciere autopulente con motore brushless, estrattore della cenere, sensore di livello del pellet, camera di combustione di acciaio dallo spessore elevato (porta-fuoco e braciere sono invece di ghisa) e scambiatore di calore a fascio tubiero autopulente. Un sistema innovativo regola e mantiene costante nel tempo l’aria comburente, mentre il display Black Mask con wi-fi integrato permette di gestirla da remoto via app Total Control 2.0. Può essere accessoriata con due diversi kit di caricamento automatico del pellet e serbatoio di stoccaggio.

MCZ - Performa HQ

[caption id="attachment_146203" align="aligncenter" width="919"] MCZ - caldaia a pellet Performa HQ

MCZ - Performa HQ[/caption] La caldaia a pellet idro di MCZ Performa HQ si distingue per un controllo evoluto e automatico (con sistema Beta) della combustione, oltre che per la pulizia automatizzata dei turbolatori, del braciere e della testata (oltre che addirittura della zona di passaggio dei fumi di scarico), che in condizioni ottimali consente di eliminare le ceneri solo una volta a settimana o ogni dieci giorni al massimo (se con trolley opzionale addirittura ogni tre mesi). Disponibile in più range di potenza, dai 15 ai 35 kW (con massimo rendimento pari al 94,7%), modula il suo funzionamento in base alla richiesta di calore, in modo da evitare frequenti accensioni e spegnimenti: in questo modo si ottimizza il rendimento limitando consumi ed emissioni nell’ambiente. Una app dedicata permette di gestirla a distanza, aggiungendo il kit opzionale wi-fi, mentre è integrabile con i sistemi di domotica più diffusi. Garantita 7 anni, rientra nei requisiti per il Conto Termico ed è certificata Eco Design 2022, Aria Pulita 4 stelle e risulta in classe energetica A+.

Palazzetti - Serie JP

[caption id="attachment_146204" align="aligncenter" width="1200"] Palazzetti - caldaia a pellet Serie JP

Palazzetti - Serie JP[/caption] La serie JP (modello 15 e 21) di Palazzetti (L 70 x P 63 x H 140 cm) include caldaie ermetiche con focolare a combustione totale e scambiatore a tubi di fumo. La tecnologia Self Cleaning System attiva l’autopulizia sia del braciere sia dei tubi di scambio, mentre l’accesso frontale da sportello al giro fumi agevola invece la pulizia più approfondita. Dotata di serie di gruppo idraulico integrato e di display digitale grafico con comandi intuitivi a sfioro, ogni caldaia è disponibile anche in versione con kit idraulico per la produzione istantanea dell’acqua calda sanitaria. La potenza nominale varia dai 16 kW del modello JP15 ai 22,3 kW del JP21 (con rendimenti rispettivamente del 96,1% e del 94,7%), mentre la serie è certificata in classe 5 e Eco Design 2022, con livello di prestazione ambientale a 4 stelle, e rientra nel contributo Conto Termico. In aggiunta si possono prevedere un serbatoio di pellet supplementare di 230 kg di capienza e la Connection Box per il collegamento alla rete wi-fi e la gestione da remoto via app Palazzetti del sistema.

31/01/2022

Caldaia a pellet o legna e stufe: cosa c’è da sapere sul riscaldamento ecologico

Stufe e caldaie a legna e a pellet sono strumenti per un riscaldamento sostenibile e con fonti rinnovabili. Ecco quali sono le informazioni e i consigli utili degli esperti AIEL per l'acquisto e manutenzione di una caldaia per stufa a legna. a cura di Andrea Ballocchi Stufe a pellet e caldaie: cosa c’è da sapere sul riscaldamento ecologico

Stufe a pellet e caldaie: cosa c’è da sapere sul riscaldamento ecologico

Indice degli argomenti:

Nei mesi freddi è necessario di contare sul giusto comfort termico in casa: le stufe a pellet e a legna possono contribuire a soddisfare questa necessità, oltre al comfort visivo dato dal piacere di ricreare il classico focolare domestico. Spesso però sono additate tra le maggiori responsabili dell’inquinamento atmosferico. Ma è davvero così? Una risposta la fornisce AIEL Associazione Italiana Energie Agroforestali nella premessa del “Libro Bianco sul futuro del riscaldamento a legna e pellet”, documento che illustra una proposta di progetto per migliorare la qualità dell’aria e fornire una corretta informazione e formazione sulle soluzioni a biomasse. Se si sostituisse in 10 anni il 55% del parco di generatori a biomassa legnosa vetusto, insieme all’avvio di una campagna di scolarizzazione degli utenti, si potrebbe ridurre di oltre il 70% la quota di emissioni imputabile al riscaldamento domestico a legna e pellet. Inoltre, gli impianti a biomassa rientrano tra le fonti energetiche rinnovabili. Anzi, come ha rilevato il presidente, Domenico Brugnoni, le biomasse per il riscaldamento residenziale “sono la prima fonte rinnovabile del nostro Paese. Il loro utilizzo ci ha consentito di raggiungere, con due anni di anticipo, gli obiettivi europei di energie rinnovabili al 2020 e di diventare il terzo Paese in Europa per consumo di fonti energetiche rinnovabili. In base al PNIEC, al 2030 oltre la metà dell’energia termica (53%) dovrà essere prodotta da biomasse solide garantendo una produzione annua pari a circa 7 Mtep. C’è quindi spazio per continuare a crescere sostenendo il processo di decarbonizzazione e combattere il cambiamento climatico”. Per comprendere meglio caratteristiche, costi, consumi e benefici di stufe e caldaie a legna o a pellet proviamo a fare luce insieme a due esperti in materia, nonché responsabili dell’associazione: Annalisa Paniz, neo direttrice generale AIEL, e Valter Francescato, direttore tecnico.

Terminata la COP26, ora è il momento di passare alle azioni concrete. Una priorità è il raggiungimento (quantomeno per UE e USA) dell'obiettivo net zero al 2050. Quale ruolo avrà il comparto del riscaldamento a legna e pellet nella transizione ecologica e nel processo di decarbonizzazione del riscaldamento civile?

Annalisa Paniz: “Le nuove e moderne tecnologie a legna e pellet rappresentano un’opportunità irrinunciabile nell’ambito del processo di decarbonizzazione del riscaldamento civile poiché consentono di sostituire le fonti fossili e senza il ricordo all’energia elettrica. Questo soprattutto nelle aree montane o marginali, dove l’utilizzo di pellet e legna da ardere locali innesca anche l’avvio di filiere produttive corte che valorizzano il patrimonio boschivo del territorio e creano nuovi posti di lavoro. Infine è importante ricordare come i biocombustibili legnosi, grazie al loro costo contenuto e più stabile rispetto ai combustibili fossili, siano un’opportunità di contrasto alla povertà energetica che, oggi, in Europa colpisce il 7,3% delle famiglie e ben il 14,1% di quelle italiane (Fonte: Energy Poverty Advisory Hub Ue).”

Su cosa si deve e si dovrà lavorare (a livello associativo e di comparto) perché le soluzioni di riscaldamento a biomassa legnosa possano contribuire a ridurre emissioni e impatto ambientale?

Annalisa Paniz: “Negli ultimi anni il settore ha fatto passi da gigante sul fronte dell’innovazione tecnologica e oggi stufe, inserti e caldaie in commercio a 4 e 5 stelle garantiscono bassissimi livelli emissivi, in linea con le stringenti normative regionali. Per questo è importante proseguire nel percorso di ammodernamento del parco generatori nazionale, sostituendo i vecchi apparecchi con nuovi utilizzando il Conto Termico, l’incentivo che sostiene il turn over tecnologico nell’ottica dell’efficienza energetica e della riduzione delle emissioni. Infine è importante proseguire nella comunicazione all’utente finale che, usando quotidianamente la stufa nel modo corretto e mantenendo l’intero impianto (generatore + canna fumaria) pulito e manutentato da parte di un professionista qualificato, gioca un ruolo chiave nella riduzione delle emissioni di polveri sottili”.

Caldaia a pellet, stufe a legna, caldaie a biomasse: quante sono in Italia?

Valter Francescato: “Sulla base dei dati del nostro Report Statistico nel nostro Paese nel 2020 si contavano circa 8,9 milioni di impianti di riscaldamento a biomasse legnose (legna, pellet e cippato) installati (75% a legna e 25% a pellet, il cippato è solo lo 0,2%). È un dato in calo rispetto al 2014, quando il parco generatori si attestava sui 9,4 milioni di pezzi, una diminuzione legata principalmente alla dismissione di vecchi apparecchi. Per quanto riguarda l’età del parco installato, il 67% ha più di dieci anni, il 18% va da 5/10 anni e il 15% ne ha meno di cinque. Dal 2010 al 2020 il parco installato ha registrato un incremento del numero di stufe e caldaie a pellet e una diminuzione, invece, del numero di apparecchi a legna. Oggi gli apparecchi a pellet rappresentano il 70% del totale degli apparecchi venduti in Italia”.

Stufe e caldaie a pellet e a legna: quali sono i loro consumi?

Valter Francescato: “In Italia ogni anno vengono consumate circa 12 milioni di tonnellate di legna da ardere, 3,2 milioni di tonnellate di pellet e 1,4 milioni di tonnellate di cippato. [caption id="attachment_126446" align="aligncenter" width="750"]

L'interno della caldaia a pellet Hoval Biolyt[/caption] Negli ultimi sei anni il consumo di legna e pellet nel settore residenziale è rimasto pressoché stabile: a livello regionale un’indagine di Arpa Veneto del 2013 ha registrato un calo dei consumi di legna rispetto al 2006 di ben 260mila tonnellate, mentre i dati ufficiali del GSE confermano la stabilità dei consumi delle biomasse residenziali dal 2013 al 2020, con lievi variazioni annuali legate all’andamento delle temperature (Gradi Giorno). Il 92,5% dei combustibili legnosi è impiegato in impianti di riscaldamento residenziali.”

Caldaia per stufa a legna o a pellet, quale scegliere?

Annalisa Paniz: “Per scegliere la stufa più adatta bisogna considerare in primis la classe energetica della propria casa. Nel caso di un’abitazione di classe energetica G, una stufa con 9 kW di potenza è in grado di riscaldare fino a 50 m²; nel caso invece di un’abitazione in classe C, la stessa stufa da 9 kW è in grado di riscaldare più di 100 m². Inoltre, la scelta dipende dall’uso che se ne vuole fare e dalle necessità e preferenze specifiche di ogni consumatore. La differenza principale riguarda l’approvvigionamento e la logistica: la legna prevede che la si carichi manualmente a ogni accensione e, per mantenere la stufa accesa, va ricaricato a mano il braciere con nuovi ciocchi. Nella caldaia a pellet e cippato, ovvero negli apparecchi automatici, il biocombustibile è caricato automaticamente nel braciere. Per quanto riguarda l’approvvigionamento di legna da ardere, è utile ricordare che, a differenza del pellet, può essere necessario acquistare il proprio stock di legna da ardere in anticipo, lasciandola stagionare e facendole perdere il contenuto idrico che impedisce una combustione efficiente. In alternativa, per avere la certezza di comprare legna da ardere con contenuto idrico ideale è necessario acquistare la legna da ardere certificata Biomassplus^® di classe di qualità A1 plus”.

Quanto costano le stufe a legna o a pellet?

Valter Francescato: “i prezzi delle stufe e caldaie a pellet sono variabili e dipendono da diversi fattori, tra cui la potenza e la tipologia: quelle ad aria, che riscaldano ambienti medio-piccoli, possono partire da circa 1000 euro, mentre quelle ad acqua sono più care perché svolgono la funzione di caldaia per il riscaldamento dell’acqua sanitaria e dei termosifoni (si parte da 2500 euro circa). Per quanto riguarda le stufe a legna, si parte da poco più di 400 euro circa per un impianto da quasi 5 kW di potenza termica nominale (sufficienti per riscaldare una superficie di oltre 130 metri cubi) a quasi 2000 euro per una da 15 kW (430 m3)”. NOTA: Quelli indicati vanno considerati prezzi pre-pandemia. C’è stato, infatti, un aumento stimabile attorno al 10-15%, in tendenza con gli aumenti registrati post pandemia in tutti i settori a causa dell’aumento generalizzato di prezzo delle materie prime.

Stufe, caldaie ed emissioni: cosa si può dire a proposito?

A questo proposito è bene riportare una nota AIEL: “La questione delle emissioni di particolato è molto complessa, per questo motivo è sempre importante basarsi sulle fonti ufficiali, che garantiscono un riferimento univoco per analizzare in modo corretto e completo questo tema. Nel caso specifico il documento ufficiale di riferimento in Italia è l’inventario nazionale delle emissioni pubblicato annualmente da ISPRA. L’inventario, nella sua versione più aggiornata (2021), conferma nel 2019 un ruolo ancora rilevante del riscaldamento non industriale alla emissione di PM10 primario. In inverno circa il 50% delle emissioni di PM10 sono prodotte dal riscaldamento domestico. Questo dato è legato all’uso ancora troppo diffuso di tecnologie tradizionali obsolete per la combustione domestica del legno che non sono più compatibili con i processi di miglioramento e/o mantenimento della qualità dell’aria. Nel 2019, secondo ISPRA, il 40,30% dell’energia termica da riscaldamento a biomassa veniva prodotta da camini aperti ed il 18,40% da stufe a legna, mentre solo il 7,9% dell’energia è prodotta mediante stufe a legna “evolute” e solo il 13,6% dell’energia è prodotta da stufe a pellet. Lo stesso report fotografa un parco installato che ancora dipende per il 60% da tecnologie tradizionali obsolete. Ciononostante, anche nel 2019 le emissioni di PM10 del riscaldamento civile si confermano in calo, calo che negli ultimi 10 anni ha raggiunto il 24%. Il calo registrato, a fronte di un parco installato numericamente stabile nel decennio, dipende soprattutto dal turn over tecnologico in corso che ha fatto registrare - nello stesso periodo – una riduzione molto significativa del fattore di emissione medio ponderato, che passa dai 406 g/GJ del 2010 ai 352 g/GJ di PM10 del 2019. Un risultato importante raggiunto anche grazie a sistemi incentivanti intelligenti come il Conto Termico e l’Ecobonus. Il calo registrato negli ultimi 10 anni è l’inizio dell’effetto che può derivare da un turn over accelerato su scala nazionale, infatti le moderne tecnologie allo stato della tecnica, nel riscaldamento domestico a legna, pellet e cippato, possono raggiungere fattori di emissione di poche decine di grammi per GJ di energia termica prodotta e nei casi migliori (tecnologie ad emissioni “quasi zero”) si arriva a pochi g per GJ. L’introduzione massiccia di queste tecnologie cambierà radicalmente il peso delle biomasse nelle emissioni di particolato primario.”

È possibile dare dei consigli utili in merito?

Annalisa Paniz: “Basterebbe mettere in atto cinque azioni proposte da AIEL:

Accelerare il turnover tecnologico, cioè la sostituzione degli apparecchi più obsoleti con impianti moderni ed efficienti;
Utilizzare biocombustibile di qualità certificata;
Rivolgersi sempre ad installatori e manutentori abilitati e qualificati per l’installazione di impianti a biomasse;
Contare su informazioni corrette e costantemente aggiornate sul parco di generatori installati per questo è fondamentale il popolamento dei catasti informatici regionali e l’intensificazione della sorveglianza sull’applicazione delle norme vigenti.
Sviluppare campagne di comunicazione nazionali rivolte ai consumatori per promuovere le buone pratiche per un uso corretto dei generatori a biomasse.

Quali norme e certificazioni devono rispettare stufe e caldaie a biomasse?

Valter Francescato: “Sia gli apparecchi domestici (stufe) sia le caldaie devono essere omologati ai sensi delle norme di prodotto europee (UNI EN), questo garantisce il consumatore sia sul piano delle prestazioni ambientali, sia su quello della sicurezza. È sempre importante poi richiedere al costruttore o ai suoi rivenditori il “Certificato Ambientale”, fondamentale anche per l’accesso agli incentivi. Per ottenere le prestazioni attese dall’impianto termico è fondamentale rivolgersi a installatori qualificati che devono rilasciare all’utente la “Dichiarazione di Conformità” dell’installazione alla regola dell’arte, inoltre l’impianto deve essere correttamente manutenuto, programmando interventi di manutenzione regolari eseguiti da manutentori abilitati e qualificati. Si ricorda infine che tutti gli impianti termici, ovvero con una potenza al focolare maggiore di 5 kW devono essere inseriti nei catasti informatici regionali”.

Riscaldare una casa di 100 mq con legna o pellet è più conveniente rispetto alle soluzioni come metano, gasolio o gpl?”

Valter Francescato: “dai rilevamenti dei prezzi eseguiti da AIEL a settembre 2021 sono necessari 47 euro/MWh di legna da ardere (sfusa M20-25); per quanto riguarda il pellet ci vogliono 66 euro/MWh di pellet A1 ENplus^® in autobotte o in sacchi da 15 kg. Per il metano si sale a 85 euro/MWh, 129 con il gasolio da riscaldamento fino a 146 per il GPL domestico sfuso”.

A proposito di stufa ecologica a legna: quali sono gli errori da evitare?

Valter Francescato: “Nella conduzione quotidiana, va evitato innanzitutto di tenere l’aria del braciere sempre aperta. Dimenticare di chiudere l’immissione di aria nel braciere, infatti, oltre a ridurre il rendimento della stufa, causa un aumento di 6 volte delle emissioni di carbonio organico, responsabile della produzione di fumi maleodoranti, mentre le emissioni di polveri aumentano di 6,5 volte. Altro errore da evitare è ritardare la ricarica della legna, quando il letto di braci è molto basso e appena in grado di accendere la legna. In questo caso la fase di accensione si allunga, concentrando le sostanze nocive che si formano in questa fase di accensione prolungata. Rispetto a un uso corretto della stufa, si registra un aumento di 5,2 volte delle emissioni di carbonio organico e di 4 volte quelle di polveri. Un’altra azione da non fare è usare legna eccessivamente umida. Essa sottrae calore al processo di combustione per la vaporizzazione dell’acqua e aumenta il volume dei gas di scarico. La legna da ardere dovrebbe sempre avere un contenuto idrico compreso tra il 12 e il 20%, quota entro cui si mantiene la legna stagionata all’aria aperta e protetta dalla pioggia. Inoltre, occorre evitare l’eccessivo sovraccarico di legna nella camera combustibile. È un errore comune che influenza molto l’efficienza della combustione di biomassa, oltre a causare un aumento delle emissioni di carbonio organico di polveri. Infine un consiglio: bisogna accendere la stufa o il camino in modo corretto. Per farlo, occorre usare un accendifuoco – e non carta di giornale – 4 legnetti di piccola dimensione e 4 ciocchi di legna ben accatastati di circa 500g cadauno. A parità di quantità di legna bruciata, l’accensione negligente del fuoco rispetto a quella corretta produce un’emissione di carbonio organico 4,6 volte superiore. Per avere qualche altra raccomandazione utile vi consiglio il Decalogo per la corretta combustione della legna, realizzato da AIEL”.

Da clienti finali, come possiamo riconoscere facilmente gli apparecchi più performanti?

Un importante riconoscimento è ariaPulita^®. A oggi sono ben 3260 i prodotti per il riscaldamento domestico che possono contare su questa certificazione di qualità dei sistemi di riscaldamento a biomassa legnosa inferiori ai 35 kW di potenza promossa da AIEL. Essa offre ai consumatori l’opportunità di scegliere sistemi di riscaldamento a legna o pellet affidabili, soprattutto in termini di emissioni di particolato, caratterizzati da elevati standard qualitativi sia in termini di emissioni che di rendimento energetico. Da prestazioni standard, a cui sono assegnate due stelle, a performance ottime, indicate con cinque stelle, la certificazione ariaPulita^® classifica i generatori sulla base di cinque parametri: rendimento, emissioni di particolato primario (PP), ossidi di azoto (NOx), composti organici totali (COT) e monossido di carbonio (CO). Tutti gli impianti certificati sono elencati con il relativo numero di stelle sul sito web ufficiale della certificazione.

A proposito degli impianti NZEB, cosa sono e cosa si intende con questa sigla?

Valter Francescato: “Ricordo che a livello europeo la biomassa legnosa è la fonte rinnovabile principale e svolgerà un ruolo strategico per mitigare gli effetti del cambiamento climatico. Tuttavia, solo le tecnologie con i minori fattori di emissioni di polveri sottili e di carbonio organico potranno giocare un ruolo nel futuro. Per questo i costruttori hanno colto la sfida e stanno investendo per proporre sul mercato soluzioni tecnologiche in grado di garantire emissioni nocive “quasi zero”, riferendosi ai cicli di funzionamento reale degli impianti. Così, in analogia con gli edifici NZEB, si è deciso di utilizzare per queste tecnologie molto innovative l’acronimo NZEB – Nearly Zero Emission Boilers. Si tratta di apparecchi e caldaie “a emissioni quasi zero”, frutto di un importante lavoro di ricerca e sviluppo, e definisce generatori a biomasse legnose che (in condizione di funzionamento sul campo) garantiscono elevate prestazioni ambientali, ovvero elevati rendimenti e bassissimi livelli di emissioni nocive per la salute, riducendo il più possibile il loro impatto negativo sulla qualità dell’aria. Per saperne di più consiglio la lettura di un mio articolo dedicato su AgriforEnergy.”

E nel caso invece delle materie prime pellet e legna?

La certificazione per la legna da ardere è Biomassplus^®. Si tratta di un marchio registrato che attesta le caratteristiche qualitative, e non solo, di legna, cippato e bricchette, classificandoli nelle classi di qualità, garantendo inoltre legalità e tracciabilità e sostenibilità ambientale. La qualità del prodotto e del processo produttivo viene controllata periodicamente. Il legno di partenza ha origine legale ed è possibile rintracciarne tutte le fasi lungo l’intera filiera produttiva. Per il pellet, invece, lo standard adottato è ENplus^®: è bene fare riferimento a questa certificazione se si vuole contare su un prodotto rispettoso dei più elevati standard di controllo, più restrittivi rispetto alle norme tecniche di riferimento per quanto concerne alcune proprietà del pellet; inoltre risponde a determinati parametri e alle esigenze di sostenibilità ambientale. L’utilizzo di pellet certificato ENplus^® A1 consente di ridurre fino a due volte, rispetto al combustibile non certificato, le emissioni di particolato delle stufe a biomassa, e fino a quattro volte per quanto riguarda le caldaie.

Il cippato invece per quali impianti è indicato e qual è la certificazione di riferimento?

Valter Francescato: “Partiamo col definire cosa sia il cippato: è legno ridotto in scaglie, con dimensioni variabili da alcuni millimetri a circa 6 cm, attraverso macchine cippatrici. È prodotto a partire da residui agricoli e forestali quali tronchi, stanghe, ramaglie, piante intere o da residui dell’industria del legno. Esso è particolarmente indicato per l’uso in caldaie di media-grande potenza (almeno 40-45 kW termici), con un fabbisogno superiore a circa 50-60 MWh termici annui, e per la produzione combinata di calore ed energia elettrica negli impianti industriali”.

Quali incentivi sono vigenti per l’acquisto di stufe o caldaie?

Annalisa Paniz: “La novità più significativa è e resta il Superbonus 110%. Per quanto riguarda il riscaldamento a biomassa legnosa le opportunità per accedere all’agevolazione sono di due tipi: quelle legate agli interventi “trainanti” e quelle, invece, legate ai “trainati”. Nel primo caso rientra la sostituzione degli impianti di climatizzazione invernale delle unità immobiliari unifamiliari o plurifamiliari con ingressi indipendenti con impianti per il riscaldamento il raffrescamento e la fornitura di acqua calda sanitaria dotati di caldaie a biomasse a 5 stelle se installate in aree non metanizzate in Comuni non sottoposti alla procedura di infrazione per il superamento dei limiti di emissione. Nel secondo caso, possono accedere al Superbonus tutti gli interventi mirati all’efficienza energetica già agevolati dall’ecobonus. Tra questi, sono inclusi caldaie e apparecchi domestici a biomasse, nei limiti di spesa già vigenti per ciascun intervento, che devono rispondere a determinati requisiti specifici (specificati sul sito AIEL dedicato). Molto importante, anche se non si caratterizza come detrazione ma come incentivo erogato direttamente, è il Conto Termico promosso dal GSE. Prevede un incentivo diretto ai consumatori fino al 65% della spesa sostenuta per la sostituzione di apparecchi obsoleti con generatori moderni che migliorino l’efficienza, e si rivolge a Pubbliche Amministrazioni e soggetti privati, sia imprese che di natura residenziale.” Vale la pena ricordare che lo scorso 30 novembre è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il D.lgs. 199/2021, che ha recepito la Direttiva europea Energie Rinnovabili nota come RED II che, coerentemente con gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 e 2050, definisce gli strumenti, i meccanismi e gli incentivi necessari a rispettare i target di aumento della quota di energia da fonti rinnovabili, disciplinando anche alcune misure nell'ambito dell'attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR), in conformità con il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC). AIEL segnala che la nuova Direttiva dispone di precisi criteri che interessano i combustibili solidi da biomassa destinati a impianti di potenza termica uguale o superiore ai 20 MW o ai 2 MW per gli impianti che utilizzano combustibili gassosi da biomassa. "Per quanto riguarda il requisiti del pellet, il Decreto prevede che possano essere incentivati solo gli impianti e apparecchi il cui combustibile soddisfi i seguenti requisiti:

per le termostufe il pellet dovrà necessariamente essere di classe di qualità A1, mentre per le caldaie esso dovrà essere di qualità uguale o migliore rispetto a quella per cui il generatore è stato certificato (≤500 kW) o testato in opera (>500 kW);
la certificazione del pellet dovrà essere rilasciata da un organismo di certificazione accreditato secondo la norma ISO/IEC 17065, sulla base delle analisi delle proprietà del biocombustibile, svolte da un soggetto accreditato secondo le norme della serie UNI EN ISO 17225-2;
la documentazione di acquisto del pellet dovrà evidenziare la classe di qualità e il codice di identificazione rilasciato dall’organismo di certificazione accreditato al produttore e da questi messo a disposizione del distributore".

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Bioenergie in Europa: si punti su biomasse solide e gestione sostenibile delle foreste

Indice degli argomenti:

Quali sono i punti critici della direttiva RED III che possono ostacolare le bioenergie in Europa e nello specifico le biomasse solide?
Il Governo italiano di frontre alle richieste dell'Associazione EBS
Quali saranno i prossimi passi e interventi da partedel comparto bioenergie in Europa
Quale potenziale può esprimere l'Italia in materia di biomasse solide?
Cosa richiede la tutela dei boschi e del patrimonio forestale?

Puntare su biomasse e bioenergie in Europa per ridurre il caro energia e per accelerare la transizione energetica è un’idea che può conoscere una battuta d’arresto significativa. Già il Parlamento Europeo a settembre ha votato in materia di Efficienza Energetica e di Energie Rinnovabili, nello specifico le due direttive EED e RED III, mettendo in allarme il settore. Gli eurodeputati, infatti, hanno dato l’ok a un pacchetto di emendamenti di compromesso che prevede un minore utilizzo di biomassa legnosa primaria. Si tratta di legno prelevato direttamente da boschi e foreste per la produzione energetica. Hanno stabilito anche un tetto complessivo di partenza rispetto alla biomassa totale utilizzata, pari alla media percentuale di utilizzo nel periodo 2017-2022. La filiera delle bioenergie, sotto forma di associazioni della foresta-legno-energia e della filiera della componentistica della cogenerazione ha già scritto al Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica per chiedere che il Governo italiano assuma una posizione contraria alla definizione di biomassa legnosa primaria in vista del trilogo europeo, tenutosi a Bruxelles a fine novembre, in cui si è discusso della direttiva RED III. Ma quali sono i timori espressi dalla filiera delle bioenergie in Europa? Perché invece l’UE ventila l’intenzione di porre limitazioni su queste fonti energetiche che costituiscono il 57% delle energie rinnovabili consumate in Europa?

Lo abbiamo chiesto ad Antonio Di Cosimo, presidente di EBS, l’associazione Energia da Biomasse Solide, costituita dai principali produttori di energia elettrica da biomasse solide. Esse hanno un peso specifico sostanziale nelle bioenergie: se queste ultime rappresentano il 16% della produzione rinnovabile elettrica nazionale, le biomasse solide pesano per il 40%.

Quali sono i punti critici della direttiva RED III che possono ostacolare le bioenergie in Europa e nello specifico le biomasse solide?

L’orientamento europeo sulla definizione attuale della RED III introduce l’impossibilità di utilizzare la biomassa proveniente dalla corretta manutenzione e pulizia dei boschi per la produzione di energia termica ed elettrica. La Direttiva inserisce tutto questo materiale nella biomassa primaria, in antitesi con il principio dell’utilizzo a cascata, ostacolando l’uso energetico di tutti i residui forestali privi di altro uso commerciale perché di bassa qualità. La definizione di biomassa legnosa primaria non rappresenta dunque un parametro adeguato a determinare la sostenibilità della biomassa legnosa. Non solo: in questo modo si rallenta lo sviluppo circolare dell'economia del legno e la messa in atto nel nostro Paese della Strategia Forestale Nazionale di recente emanazione. Per questo motivo abbiamo rivolto un appello il mese scorso al ministro Pichetto Fratin insieme alle altre associazioni che rappresentano il settore delle bioenergie, affinché il governo italiano intervenga sulla questione in sede europea. Quali sono i punti critici della direttiva RED III che possono ostacolare le bioenergie in Europa e nello specifico le biomasse solide?

La RED III inoltre contempla l’impossibilità di sostenere impianti power-only non cogenerativi, ma EBS sottolinea come la sopravvivenza del settore sia legata, per le sue specificità, alla possibilità di garantire meccanismi di sostegno anche agli impianti di sola generazione elettrica perché esistono situazioni in cui la cogenerazione non è implementabile per motivi logistici o tecnici. Un’altra incognita è il price cap posto a 180 euro al MWh che fa parte di una proposta di regolamento della Commissione europea per tutte le rinnovabili. È evidente che un impianto a biomasse che deve alimentare la filiera di approvvigionamento del combustibile non ha gli stessi costi di un impianto eolico o solare. Nel fissare un tetto al prezzo è opportuno considerare i costi e la specificità della fonte rinnovabile, altrimenti con ogni evidenza non è sostenibile.

Il Governo italiano ha dato prova di recepire il vostro parere?

Rispetto al price cap, alcuni giorni fa, nell’esame del Ddl di Bilancio 2023 la Commissione Agricoltura alla Camera ha riportato alla Commissione Bilancio la necessità di valutare l’esclusione dell’energia prodotta da impianti alimentati da combustibili a biomassa dal tetto ai ricavi (articolo 9). Questo in ragione del fatto che tali impianti sostengono costi di approvvigionamento sottoposti a forte variabilità che includono anche il valore di mercato dell’energia elettrica. Ci auguriamo che si tenga conto di tale osservazione nell'approvazione del provvedimento. Per il resto, abbiamo iniziato da circa due anni un percorso di accreditamento e sensibilizzazione delle istanze del nostro settore verso le istituzioni italiane, sia in modo indipendente, come Associazione EBS, sia congiuntamente agli altri rappresentanti delle bioenergie, con l’obiettivo di valorizzare e tutelare le specificità del nostro settore che è costituito da una filiera di decine di migliaia di lavoratori e più di 2mila aziende. Un settore che, oltre a contribuire all’indipendenza energetica dell’Italia e alla cura e alla gestione sostenibile di boschi e aree agroforestali, porta benefici economici e sociali grazie al costo sostenuto dalle aziende che ritirano i materiali residuali utilizzati come combustibile nelle centrali. Siamo l’unica rinnovabile che deve pagare il carburante per poter funzionare trasferendo quegli incentivi sulla filiera, eppure ancora oggi viviamo un clima di incertezza normativa che perdura da diversi anni e ciò impedisce investimenti.

Quali saranno i prossimi passi e interventi da parte vostra e del comparto bioenergie in Europa, a livello istituzionale nazionale ed europeo, per cercare di affrontare la questione con gli organismi preposti, italiani ed europei?

Oltre a sollecitare i decisori sulla corretta definizione della biomassa a livello europeo, la nostra richiesta al governo si concentrerà sul rinnovo dei sostegni al settore, senza i quali verranno chiusi tutti nostri impianti, già dal 2023, e di conseguenza distrutte intere filiere agroenergetiche italiane. In un momento tra l’altro in cui dovrebbe essere premiata proprio la produzione di energia da fonti rinnovabili e da materie prime nazionali che contraddistingue in larghissima parte le aziende associate a EBS.

Quali aspetti dovrebbe correggere o implementare per fornire uno stimolo alla diffusione delle biomasse solide?

Prima di tutto è necessario risolvere l’incertezza normativa che impedisce al nostro settore nuovi investimenti in tecnologia, dunque non solo frena qualunque tipo di sviluppo verso la transizione ecologica, ma mette a rischio il funzionamento delle centrali con ricadute sull’intero sistema elettrico. Ricordiamo che quella da biomasse solide è l’unica fonte rinnovabile in grado di garantire stabilità alla rete elettrica nazionale per la sua programmabilità e continuità (8 mila ore/anno). Nel panorama attuale, la maggioranza degli impianti del parco esistente, fortemente rappresentati da EBS, vanno incontro a una progressiva uscita dall’attuale sistema incentivante tra il 2023 e il 2028. Il decreto FER2 è una occasione cruciale per il sostegno al settore grazie all’introduzione di una tariffa per la prosecuzione in esercizio degli impianti a biomassa con incentivi in scadenza entro il 2026. Sarebbe opportuno che tale decreto costituisse un riferimento per un provvedimento analogo riguardo gli impianti con scadenza incentivo negli anni immediatamente successivi (tendenzialmente 2027 e 2028). In mancanza di un’azione in tal senso tutti questi impianti chiuderanno.

Quale potenziale può esprimere l'Italia in materia di biomasse solide?

Le biomasse solide oggi rappresentano nel complesso circa il 17% della produzione di energia da fonti rinnovabili nel nostro Paese con circa 4.420 GWh di produzione energetica (fonte: GSE 2020). Un contributo che potrebbe raddoppiare nei prossimi 3-5 anni se il settore fosse adeguatamente sostenuto e messo nelle condizioni di continuare a svolgere il proprio importante ruolo nel panorama energetico italiano. L'Italia ha una copertura forestale tra le più importanti a livello europeo eppure è poco valorizzata.

Quali sono gli interventi che servirebbero per cambiare la situazione e permettere una gestione forestale sostenibile?

È fondamentale governare il patrimonio boschivo che in Italia è in crescita. Le imprese boschive, in collaborazione con le centrali a biomasse, se inserite adeguatamente in un programma di collaborazione per la progettazione, cura, difesa e programmazione della gestione del bosco, in concerto con gli enti pubblici preposti, apporterebbero un contributo notevole per la prevenzione e salvaguardia di queste aree verdi. Cosa fare per una gestione forestale sostenibile in Italia

Cosa fare per una gestione forestale sostenibile in Italia

Le amministrazioni pubbliche preposte alla tutela del patrimonio boschivo, verificata la necessità di interventi di messa in sicurezza di tali aree, potrebbero per esempio stipulare con le imprese del settore dei contratti di permuta con conguaglio economico a favore di un contraente o dell’altro, a seconda che il valore dei lavori eseguiti sia minore o maggiore del valore di mercato della biomassa ottenibile. L’affidamento della messa in sicurezza e della coltivazione dei boschi da parte degli enti pubblici alle imprese forestali limiterebbe i costi di gestione e lavorazione, in cambio del materiale legnoso prodotto dalla gestione di queste operazioni. Naturalmente per evitare speculazione nel settore è fondamentale che si preveda il riutilizzo esclusivo nelle centrali a biomassa. Il contributo di queste ultime risulterebbe fondamentale in quanto hanno una capacità di approvvigionamento pressoché illimitata e costante nel tempo, quindi possono garantire alle imprese boschive una programmazione e degli investimenti a lunga scadenza.

Cosa richiede la tutela dei boschi e del patrimonio forestale?

Così come qualsiasi altro terreno agricolo produttivo, il bosco necessita di lavorazioni, manutenzioni e trattamenti specifici che ne garantiscano la sicurezza, l’integrità e l’ottimo stato di salute. La prevenzione, la valorizzazione e l’incentivazione sono gli strumenti urgenti e fondamentali che andrebbero adottati da una adeguata e consapevole strategia forestale. Infine non dimentichiamo che una scorretta manutenzione del patrimonio forestale può provocare non solo incendi ma anche dissesto idrogeologico e situazioni d’emergenza altrettanto pericolose con il rischio di allagamenti e frane. Senza le centrali a biomasse solide, gran parte delle aziende agricole brucerebbe il materiale residuale nei campi, come spesso continua ad accadere, con emissioni di polveri e altri inquinanti che nei nostri impianti vengono contenuti grazie alle tecnologie di abbattimento e di monitoraggio di cui sono dotati. La combustione di biomasse in campo e per riscaldamento costituisce circa il 50% di tutte le polveri sottili presenti in ambiente.

C'è chi pensa che "sfruttare" le foreste equivalga a "deforestare". Cosa significa, invece, attuare una gestione forestale sostenibile?

Significa trasformare materiale di scarto, non più riutilizzabile, in una risorsa per produrre energia rinnovabile secondo il modello virtuoso dell’economia circolare. Le centrali degli operatori industriali associati a EBS utilizzano solo materiale residuale, per il 90% di provenienza nazionale. Si tratta di sottoprodotti, non di risorse di pregio o legno nobile. Diversi dati, tra cui quelli del Crea (Ente di ricerca vigilato dall’ex Ministero delle politiche agricole, alimentari, forestali), mostrano che in Italia la superficie boschiva è in aumento. Più boschi significa più materiale da rimuovere per le manutenzioni anche per proteggerli dagli incendi. Questi materiali costituiscono la metà delle biomasse utilizzate nelle centrali EBS (l’altra metà è costituita dai residui delle lavorazioni agricole e agroindustriali) e se non venissero smaltiti e utilizzati per produrre energia andrebbero in qualche modo gestiti da enti e istituzioni territoriali. La filiera è costantemente sottoposta ai controlli da parte del MASAF, effettuati su tutte le aziende associate. Ognuna è tenuta a fornire la documentazione completa di tracciabilità, nel rispetto della normativa che regolamenta sia i terreni di provenienza sia i tagli. Gli incentivi infatti sono nazionali e vengono erogati all’energia elettrica prodotta da impianti di taglia medio-grande (potenza >1MW), premiando maggiormente l’utilizzo di biomassa proveniente da un raggio di 70 chilometri dalla centrale, oppure entro una filiera nazionale disciplinata dal MASAF e regolata con contratti quadro volontari approvati dallo stesso Ministero.

Uno dei filoni più innovativi per la produzione di idrogeno verde è collegato alle biomasse. Qual è la posizione in proposito di EBS e del comparto?

Anche in vista della prospettiva di sviluppo dell’idrogeno verde è necessario mantenere attivi i nostri impianti, perché se è vero che ad oggi le tecnologie non sono ancora mature, sono però oggetto di studio metodi per impiegare impianti a biomasse solide nel ciclo dell’idrogeno verde contribuendo alla produzione dello stesso con un impatto ambientale pressoché nullo. Ovviamente i nostri impianti potranno concorrere allo sviluppo di tale tecnologia esclusivamente se resteranno operativi sino a quel momento trovandosi così pronti ad affrontare la nuova sfida grazie anche alla filiera collegata. [post_title] => Bioenergie in Europa: si punti su biomasse solide e gestione sostenibile delle foreste [post_excerpt] => Puntare su biomasse e bioenergie in Europa per ridurre il caro energia e accelerare la transizione energetica. Ne parliamo con Antonio Di Cosimo, presidente di EBS. [post_status] => publish [comment_status] => closed [ping_status] => closed [post_password] => [post_name] => bioenergie-europa-biomasse-solide-gestione-sostenibile-foreste [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2022-12-21 10:10:26 [post_modified_gmt] => 2022-12-21 09:10:26 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/?post_type=approfondimenti&p=134567 [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [3] => WP_Post Object ( [ID] => 132438 [post_author] => 6 [post_date] => 2022-09-20 03:29:42 [post_date_gmt] => 2022-09-20 01:29:42 [post_content] => Come riscaldare la casa con fonti rinnovabili: tutti i modi possibili

Come riscaldare la casa con fonti rinnovabili: tutti i modi possibili

Indice degli argomenti:

Quali generatori di energia rinnovabile è possibile installare in una abitazione privata
Come funziona il riscaldamento geotermico domestico
La stufa a biomassa, una soluzione green che fa risparmiare in bolletta

Le fonti di energia rinnovabile sono il futuro, e questo sia a livello industriale che domestico. Permettono, infatti, di produrre energia in modo pulito, senza inquinare e alterare l'ambiente circostante. Se fino a qualche anno fa installare fonti rinnovabili in casa era una scelta all’avanguardia, ora è diventata un’alternativa a cui molte famiglie si affacciano. La ragione è facile da immaginare: i prezzi del gas sono schizzati alle stelle e si teme il caro bollette dei mesi invernali. Per questa ragione il governo ha previsto numerosi bonus e incentivi e ordinato lo snellimento dei procedimenti burocratici per installare pannelli solari, stufe a biomassa e altri sistemi sostenibili di produzione di energia. Ecco i consigli utili per rendere la propria abitazione “green”, quali sono i sistemi migliori e i costi da affrontare.

Quali generatori di energia rinnovabile è possibile installare in una abitazione privata?

Le fonti di energia rinnovabile sono l’alternativa ecologica ai combustibili fossili, essendo inesauribili, pulite e rispettose delle risorse naturali del Pianeta. Quali generatori di energia rinnovabile è possibile installare in una abitazione privata?

Tra le più note troviamo:

l’energia solare catturata dai pannelli fotovoltaici e termici;
l’energia eolica, che sfrutta strutture di grandi dimensioni che trasformano il vento in energia;
l’energia idroelettrica che sfrutta la forza dei corsi d’acqua;
la geotermica, cioè l’estrazione del calore dal sottosuolo;
le biomasse (con le quali alimentare, ad esempio, le stufe) cioè scarti organici come il pellet e i rifiuti.

Tuttavia non tutte le fonti di energia elencate sono adatte all’uso domestico poiché di dimensioni importanti (si pensi alle pale eoliche) o eccessivamente dispendiose. Per tali ragioni generalmente si preferiscono i pannelli fotovoltaici sul tetto o in giardino (se spazioso), gli impianti solari termici ideali per scaldare l’acqua, le biomasse e il microeolico, cioè piccoli impianti che sfruttano l'energia del vento ideali negli ambienti domestici. Tutte queste fonti elencate, con un investimento iniziale più o meno ingente, assicurano un notevole risparmio sui consumi, in alcuni casi fino a raggiungere l'autosufficienza energetica. Hanno però un prezzo di acquisto e installazione più elevato rispetto ai sistemi tradizionali (ad esempio i termosifoni) aspetto che il governo sta cercando di arginare con vantaggiose agevolazioni fiscali. Ora che abbiamo visto quali sono le fonti di energia rinnovabile che si possono installare in casa, vediamo nel dettaglio come funziona ciascuna di esse e i relativi costi di montaggio e manutenzione.

I pannelli fotovoltaici

Il metodo più comune per riscaldare la casa con energia pulita e rinnovabile è sfruttare l’energia solare tramite pannelli fotovoltaici. Questi di solito vengono montati sul tetto dell’abitazione e raramente in orti e giardini, poiché occorre una superficie di grandi dimensioni. Impianti fotovoltaici per risparmiare in bolletta

Impianti fotovoltaici per risparmiare in bolletta

I pannelli catturano la luce del sole trasformando una parte in energia immediatamente utilizzabile e la parte in eccesso in energia accumulata. L’energia prodotta dai pannelli può essere utilizzata per alimentare gli elettrodomestici, il sistema di riscaldamento, la caldaia, i climatizzatori in estate e ad avere acqua calda sotto la doccia. Il numero di pannelli necessari per realizzare l'impianto dipende dalla grandezza del tetto; in genere 12 pannelli possono bastare per un tetto di circa 20 mq. Per quanto riguarda i prezzi questi sono variabili, soprattutto in base alla qualità dei pannelli (si consiglia sempre di installare quelli di ultima generazione) e quantità: prendendo come esempio un’abitazione di 100 mq, per realizzare il sistema servono circa 3.000 euro. Un investimento iniziale che vale la pena fare dato che si recupera senza problemi nell’arco di 10 anni ammortizzando la spesa in bolletta. Rispetto ai termosifoni o al riscaldamento a pavimento con il fotovoltaico si può risparmiare fino al 70-80% dei consumi conservando un temperatura confortevole negli ambienti domestici. Percentuale che può ulteriormente aumentare installando anche un sistema di accumulo.

Come funziona il riscaldamento geotermico domestico

Un altro sistema di riscaldamento domestico è quello alimentato con energia geotermica, cioè quella proveniente dal colore del terreno. Affinché sia ultima ed efficiente è necessario installare un sistema complesso composto da:

una pompa di calore, valida sia per riscaldare la temperatura in inverno che per raffreddarla in estate;
un sistema in grado di captare il calore, ovvero delle tubature interrate nelle quali scorre un liquido termovettore in grado di captare il calore del terreno e dell’acqua;
un sistema di accumulo, fondamentale se l'impianto geotermico è a sua volta collegato a un sistema fotovoltaico.

Come funziona il riscaldamento geotermico domestico

Montare in casa un impianto geotermico non è un'operazione particolarmente complessa, richiede dai 3 ai 4 giorni al massimo per una spesa stimata di circa 20.000 euro (prendendo come esempio una villa di 150 mq circa). La sua durata in compenso può tranquillamente arrivare fino ai 20/30 anni.

La stufa a biomassa, una soluzione green che fa risparmiare in bolletta

Molti italiani hanno nelle loro case la stufa a biomassa, un particolare tipo di stufa che consente di riscaldare l’acqua e alzare la temperatura dell'ambiente grazie alla combustione di materiali organici, di origine animale o vegetale. Le stufe di questo genere sono dotate di una camera di combustione chiusa e di un sistema di regolarizzazione che rendono possibile il recupero dell'energia prodotta e la produzione di calore. La stufa a biomassa, una soluzione green che fa risparmiare in bolletta

La biomassa utilizzata può essere di varia natura e tipologia e, nel rispetto di alcuni criteri e indicatori, costituisce una fonte di energia alternativa e pulita. Rispetto alle stufe a gpl o metano, quelle a biomassa assicurano un sensibile risparmio in bolletta. Il costo oscilla dai tra 2.000 ai 4.500 euro circa, a cui si devono aggiungere i combustibili necessari. Una spesa che, secondo rapidi calcoli, può essere recuperata in poco tempo, dato che il risparmio garantito ogni anno è di circa 1.000 euro rispetto a quanto si spenderebbe con i metodi di riscaldamento tradizionali. [post_title] => Come riscaldare la casa con fonti rinnovabili: tutti i modi possibili [post_excerpt] => Fotovoltaico, geotermico, biomassa: quali sono le fonti rinnovabili più adatte e convenienti per riscaldare la propria casa in inverno. [post_status] => publish [comment_status] => closed [ping_status] => closed [post_password] => [post_name] => come-riscaldare-casa-con-fonti-rinnovabili [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2022-09-19 11:40:12 [post_modified_gmt] => 2022-09-19 09:40:12 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/?post_type=approfondimenti&p=132438 [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [4] => WP_Post Object ( [ID] => 127915 [post_author] => 6 [post_date] => 2022-03-31 03:10:02 [post_date_gmt] => 2022-03-31 01:10:02 [post_content] => Energia da biomasse: dai biocombustibili legnosi un contributo alla maggiore indipendenza

Energia da biomasse: dai biocombustibili legnosi un contributo alla maggiore indipendenza

Indice degli argomenti:

Energia da biomasse: il contributo dei biocombustibili legnosi
Biomasse legnose: quale impatto ambientale ha il suo apporto
Legna dai boschi: il ruolo delle foreste italiane e del PNRR

Produrre energia da biomasse legnose è una delle possibilità su cui l’Italia può contare. Già oggi con le risorse disponibili dal legno è possibile puntare a un obiettivo di 16,5 Mtep (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio) di energia termica prodotta da bioenergia, di cui 8,5 Mtep da biomasse legnose, pari a circa 146 GW di potenza installata. «Parliamo di un contributo che coprirebbe il 20% dei consumi termici finali lordi e circa il 40% delle FER nel settore termico, pari a circa 146 GW di potenza installata», afferma Annalisa Paniz, direttrice generale di AIEL (Associazione Italiana Energia Agroforestali). La stessa associazione segnala inoltre che le bioenergie potrebbero arrivare a coprire fino al 68% dell’energia da FER nel settore termico e fino al 37% dei consumi termici finali lordi al 2030. “Per tali ragioni è essenziale che il PNRR contribuisca alla ripresa del Paese mettendo al centro della transizione ecologica anche i biocombustibili legnosi e le filiere produttive ad essi collegate”, rileva. Lo chiede sulla base del fatto che le biomasse legnose sono anche più convenienti rispetto alle fonti fossili. Infatti, secondo AIEL, ai prezzi attuali, scaldare una abitazione con legna da ardere consente un risparmio del 55% a 900 euro l'anno rispetto al metano, mentre con il pellet il risparmio medio annuo è di 700 euro (-44%) per nucleo abitativo di 100 mq.

Energia da biomasse: il contributo dei biocombustibili legnosi

«I biocombustibili legnosi oltre a essere un veicolo di sostenibilità che contribuisce all’abbattimento delle emissioni, alla manutenzione del patrimonio boschivo e a generare un indotto occupazionale rilevante per il Sistema Paese, possono contribuire alla riduzione della dipendenza degli approvvigionamenti esteri, a diversificare il mix energetico e a contrastare il fenomeno della povertà energetica che interessa sempre più famiglie e che può essere vinta abbandonando le fonti fossili», spiega Paniz. Come risposta al caro bollette, e alla dipendenza dalle importazioni di gas dalla Russia, una risposta potrebbe venire anche dalle filiere energetiche locali dei biocombustibili legnosi per sostenere la crescita economica dei territori soprattutto montani e collinari. A questo proposito, AIEL si è rivolta direttamente a Mario Draghi con una lettera in cui propone la sua strategia energetica per un calore rinnovabile che prevede il consolidamento e la nascita di nuove imprese forestali e la realizzazione di piattaforme logistico-commerciali a scala regionale, il sostegno a investimenti da parte di industrie di prima lavorazione del legno, agli investimenti per la realizzazione di moderni impianti tecnologici a biomasse per produrre calore e la micro e mini-cogenerazione ad alto rendimento. [caption id="attachment_127917" align="aligncenter" width="750"]

Esempio di piattaforma a biomasse[/caption] Ci sono diversi casi in Italia di piattaforme di questo tipo, che potrebbero essere degli esempi di filiere energetiche corte, attuabili sul territorio. La fattibilità di ottenere maggiore energia da biomasse è concreta. «I biocombustibili legnosi – prosegue Paniz – sono estremamente più convenienti di quelli fossili: il costo di produzione di 1 MWh di energia termica con biomasse legnose oscilla tra i 24 e i 72 euro, quello con le fonti fossili tra i 103 e i 146 euro, valori destinati a crescere ulteriormente a causa della crisi internazionale». Resta da capire la disponibilità in termini di quantitativi di biomasse legnose: «attualmente si consumano in Italia circa 7 Mtep di bioenergie nel settore del riscaldamento. Questo valore può arrivare ai 16,5 Mtep, considerando tutte le bioenergie impiegabili per il riscaldamento, ossia escludendo le bioenergie già destinate al biogas, alla produzione di carburanti e alla produzione di energia elettrica», risponde la stessa direttrice generale.

Biomasse legnose: quale impatto ambientale ha il loro apporto

Il contributo di energia da biomasse del legno è quindi un’ipotesi interessante. Resta da comprendere, però, quanto questo apporto sia sostenibile. In questi giorni si è parlato anche di una maggiore attività delle centrali a carbone, di una diversificazione del gas da altri paesi, insomma le fossili tornano in auge e con esse il problema delle emissioni. Come non avere timore anche delle biomasse legnose, quanto a impatto ambientale? Biomasse legnose: quale impatto ambientale ha il loro apporto

«A differenza del carbone, le biomasse legnose sono una fonte rinnovabile, carbon-neutral e quindi alleata nella lotta al cambiamento climatico causato dalle fonti fossili, in particolare dalle emissioni di CO2 – illustra Paniz –. Confrontando diversi combustibili utilizzati per il riscaldamento, sia fossili sia legnosi, partendo dall’ottenimento delle materie prime e includendo le fasi di fabbricazione, distribuzione, trasporto e utilizzo, emerge che le emissioni espresse in CO2equivalente per i combustibili fossili, a parità di energia prodotta (MWh) sono nettamente superiori a quelli legnosi». In particolare, il gasolio emette in atmosfera 326 kg di CO2eq, il GPL 270 kg di CO2eq, il metano 250 kg di CO2eq, mentre pellet e legna da ardere emettono rispettivamente 29 e 25 kg di CO2eq. «L’uso di biomasse legnose per la produzione di calore consente, quindi, di ridurre le emissioni di CO2eq tra l’89% e il 94% rispetto ai combustibili fossili tradizionali». È pur vero che la combustione domestica di biomassa contribuisce alla produzione di polveri sottili e particolato: «la parte prevalente di queste emissioni proviene da stufe e caminetti obsoleti che adottano tecnologie di combustione superate. Gli apparecchi a legna e pellet installati in Italia da più di 10 anni rappresentano il 70% del parco installato, circa 6,3 milioni, e contribuiscono all’emissione dell’86% del PM10 derivante dalla combustione domestica della biomassa». Per questa ragione AIEL ritiene fondamentale incentivarne la sostituzione, investendo su sistemi di riscaldamento a legna e pellet moderni ed efficienti, caratterizzati da emissioni di PM10 da 4 a 8 volte inferiori rispetto alle tecnologie più datate, anche grazie a strumenti efficaci come il Conto Termico.

Legna dai boschi: il ruolo delle foreste italiane e del PNRR

Produrre energia da biomasse legnose è un’opportunità che l’Italia potrebbe sfruttare bene. Il nostro Paese è secondo in Europa quanto a copertura forestale, però in Italia l’80% del fabbisogno di legno è coperto dall’import. Cosa occorre fare per sviluppare un maggiore impiego del legno italiano, improntato però a uno sfruttamento sostenibile? «È essenziale che il PNRR contribuisca alla ripresa del Paese mettendo al centro della transizione ecologica anche i biocombustibili legnosi e le filiere produttive collegate. Fulcro delle proposte di AIEL è l’attuazione di filiere energetiche locali, per sostenere la crescita economica dei territori», afferma Paniz. Per utilizzare meglio e in modo sostenibile la risorsa legnosa presente in Italia è importante puntare al consolidamento e alla nascita di nuove imprese forestali, supportando la realizzazione di piattaforme logistico-commerciali a scala regionale. Per questo, come scritto nella lettera al premier Draghi, «è fondamentale sostenere investimenti da parte di industrie di prima lavorazione del legno finalizzate anche alla realizzazione di impianti di produzione di pellet e per la realizzazione di moderni impianti tecnologici a biomasse per la produzione di calore e la micro e mini-cogenerazione ad alto rendimento, come detto». Infine, per combattere la povertà energetica, «è necessario agire sulle imposte che incidono maggiormente sui redditi bassi, come l’IVA, ripensando anche ad un’aliquota agevolata per tutti i biocombustibili». [post_title] => Energia da biomasse: dai biocombustibili legnosi un contributo alla maggiore indipendenza [post_excerpt] => Le biomasse legnose possono aiutare ad affrancarsi dalle fossili. AIEL spiega come e quanto sia possibile contare sul legno per diversificare il mix energetico [post_status] => publish [comment_status] => closed [ping_status] => closed [post_password] => [post_name] => energia-biomasse-legnose-biocombustibili-indipendenza [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2022-03-28 11:11:38 [post_modified_gmt] => 2022-03-28 09:11:38 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/?post_type=approfondimenti&p=127915 [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw ) [5] => WP_Post Object ( [ID] => 61176 [post_author] => 6 [post_date] => 2017-08-01 00:00:00 [post_date_gmt] => 2017-07-31 22:00:00 [post_content] =>

Incendio nel Sud Italia

Nell'estate che devasta il Sud Italia, ma anche Emilia Romagna e Toscana, la domanda sorge spontanea: perchè tanti incendi? 72.039 gli ettari di boschi bruciati, solo da maggio ad oggi, pari circa al 96,1% del totale della superficie andata a fuoco nel corso di tutto il 2017. Sicilia la regione più colpita con 25.071 ettari di superfici boschive andate in fumo. Fiamme perfino nelle aree protette, paradassalmente sempre più nel mirino degli ecocriminali, dal Vesuvio in poi. (dati Legambiente aggiornati al 26 luglio) Doverosa una premessa: nei Paesi che si affacciano sul Mar Mediterraneo la durata stagionale degli incendi è maggiore rispetto al resto d'Europa. E' maggiore l’intervallo di tempo che intercorre tra una pioggia e l‘altra. Numeri che sono destinati a crescere, secondo le stime. Se già fisiologicamente (o topograficamente) il nostro Paese parte svantaggiato, sono molti i fattori che hanno peggiorato, peggiorano e se non neutralizzati, peggioreranno la situazione in futuro.

Cambiamento climatico: temperature in ascesa

Il mondo sarà di 5 gradi più caldo entro la fine del secolo, questo dicono le stime: l’aumento più rilevante e repentino della storia del pianeta. Nel 2017 comunque non abbiamo perso tempo e si è registrato il record d'aumento della temperatura globale: +0,7 gradi nel 2008 rispetto al periodo pre-industriale. L'Italia da parte sua detiene un bel primato con l'aumento di 1,45 gradi. (una volta e mezza quella della media degli altri paesi e il doppio di quella di tutto il pianeta). (rapporto di valutazione IPCC)

Cambiamento dell’uso del suolo

Da uso naturale o seminaturale a urbano, il passo è (stato) breve. Perdita di fertilità permanente, frammentazione del territorio, riduzione della biodiversità, alterazioni del ciclo idrogeologico, alterazioni microclimatiche: queste sono solo alcune delle conseguenze del consumo del suolo che circonda le città. Erosioni e desertificazione ne sono a loro volta, ovvia conseguenza. La perdita delle capacità fisiche, chimiche e biologiche del terreno è irreversibile.

Abbandono delle campagne e espansione e urbana

Le periferie urbanizzate dei grandi centri urbani crescono inesorabili a discapito delle campagne, ormai pressochè deserte. La vegetazione, abbandonata, finisce qui per crescere selvaggia: l'incendio in queste aree rurali è potenzialmente più pericoloso perché sono prossime alla città quindi a persone e beni.

Fattore umano

Che sia per dolo, o per mera distrazione, l’uomo nel 95% dei casi è direttamente responsabile per l’inizio di un incendio. Nel restante 5%, lo è indirettamente.

Temperature record per l'estate più torrida degli ultimi 200 anni

Che fine ha fatto l'acqua?

Coltivazioni

Per coltivare un chilo di riso sono necessari circa 3400 litri d’acqua, 970 per un chilo di mele: l'agricoltura è sicuramente il settore più assetato, con il consumo del 51% della risorsa. Diverse le tecniche di risparmio idrico utilizzate sui campi italiani, in aiuto di coltivatori e ambiente: dall'irrigazione a goccia interna per ridurre l’evaporazione, al riuso delle acque. Ma senza le risorse economiche necessarie al settore idrico, l'acqua continua a essere dispersa.

Piogge

Le precipitazioni in Italia sono diminuite in media del 40% (sul Lago di Bracciano: -80% nel 2017): si attende un ulteriore -20% entro il 2051. Come se non bastasse, in futuro quando pioverà, lo farà con scariche tanto violente da non permettere al terreno di assorbirla, perché ormai troppo arida. L’Italia al momento resta comunque un Paese piovoso, con 300 miliardi di metri cubi d’acqua di precipitazioni l'anno, ma secondo Coldiretti solo l’11% viene trattenuto e utilizzato.

Fonti fossili

L'industria italiana che utilizza petrolio, carbone, gas naturale ogni anno consuma 160 milioni di metri cubi di acqua, pari all'incirca al fabbisogno annuale d’acqua di circa 2 milioni di persone. Il settore secondario, inclusa quella parte che utilizza fonti rinnovabili, consuma nel complesso circa il 21% delle risorse idriche del Paese. Guardando invece al sistema Europa, è circa del 44% la percentuale di acqua usata direttamente ed indirettamente negli impianti termici e nucleari, più di quanto consumato dalla somma del settore industriale e agricolo. La quota equivale al consumo annuale di circa 80 milioni di persone. (studio EEA, Agenzia europea dell’ambiente)

Pompieri alle prese con le fiamme

Necessario agire e con tempestività

La Protezione Civile stima che negli ultimi 30 anni sia andato perso circa il 12% del patrimonio forestale del Paese. “Appare difficile continuare a parlare della tropicalizzazione del clima come di un evento eccezionale da gestire in situazioni di emergenza, dal momento che gli indicatori di siccità rilevano ormai, dati stabili e costanti", così Roberto Moncalvo, Presidente Coldiretti, all’Assemblea nazionale eccezionalmente dedicata alla situazione di crisi idrica del Paese, con conseguenti siccità ed incendi. "L’evidente accelerazione dello stato di riduzione della disponibilità di acqua, non solo per gli usi irrigui e di allevamento, ma anche per gli impieghi domestici, esige rapide modifiche anche negli stili di vita". "Occorrono", prosegue Moncalvo, "interventi di manutenzione, risparmio, recupero e riciclaggio delle acque con le opere infrastrutturali, potenziando la rete di invasi sui territori, creando bacini aziendali e utilizzando anche le ex cave e le casse di espansione dei fiumi per raccogliere l’acqua piovana”. I passi da fare nell'immediato:

Aumentare e implementare l’early watching, per la prevenzione dei cosìddetti mega fires
Pianificazione territoriale in maniera accurata, per intervenire sulla topografia di campagne e città
Gestione agro-forestale a breve e lungo termine, per la gestione delle aree rurali
Costruire nuovi bacini, per l'accumulo di acqua a uso agricolo e industriale
Introdurre tecniche di riutilizzo delle acque reflue.

300 milioni di danni all'agricoltura solo in Calabria

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Stefano Boeri Visita guidata d'eccezione per il sindaco americano al Bosco Verticale, in compagnia del padre di una nuova generazione di edifici verdi. Una passeggiata nel quartiere di Porta Nuova diventa l'occasione per fare due chiacchiere con l'architetto che più di tutti, in Italia, punta sul verde per migliorare qualità e condizioni di vita.

Intervista a Stefano Boeri

Architetto, investire in sostenibilità può essere la risposta alle condizioni di povertà dei Paesi in via di sviluppo?

Partecipo da qualche tempo a un progetto di Commonwealth: Regenerative Development to Reverse Climate Change. 52 Paesi ragionano sui cambiamenti climatici in vista della COP 23 che si terrà Bonn in novembre: il tema è quello dello sviluppo rigenerativo; l’intento, dimostrare come le politiche sulla sostenibilità devono e possono utilizzare le risorse locali, andando a lavorare sulla condizione economica anche delle fasce più disagiate delle popolazioni. Fare impresa nel campo della sostenibilità, della forestazione, della energia rinnovabili è qualcosa che può cambiare davvero le caratteristiche di un Paese arretrato. Se si pensa a India, Cina e ai Paesi in via di sviluppo in genere, questa è una scommessa eccezionale. Credo assolutamente che le due sfide che hanno di fronte le metropoli del mondo oggi, la questione ambientale e quella della povertà, debbano essere affrontate insieme.

Parlando di accordi sul clima: come si conciliano progetti sostenibili di città americane come Chicago con il passo indietro di Trump rispetto alla COP di Parigi?

A Chicago stanno facendo cose eccezionali: sulla riduzione delle auto a combustibile, l’aumento degli alberi e della forestazione, la viabilità via acqua. In quel tipo di politiche le città sono del tutto autonome, nel caso del sistema federale americano lo sono anche gli Stati. La California ad esempio è uno degli Stati più avanzati al mondo in fatto di sostenibilità, nonostante Trump.

Guardando all’Italia: anche Milano può puntare sulla sostenibilità per aiutare le periferie?

Milano ‘vanta’ un arcipelago di periferie che corrisponde in maniera quasi precisa ai quartieri di edilizia economica popolare costruiti negli anni '80: vicino alla darsena, o alla Fondazione Prada. Quello che apprezzo e condivido delle politiche del Sindaco Sala è proprio l’approccio al tema: sin dal principio ha messo il problema delle periferie al centro del suo programma. E lo sta rispettando. (Nelle intenzioni del comune lo stanziamento di 355 milioni di euro circa per migliorare edifici, scuole, strade e il verde delle periferie, nei prossimi 4 anni; ndr).

Un altro tema caldo dell’urbanistica meneghina è il progetto di riapertura dei Navigli. Cosa ne pensa il Boeri uomo politico oltre che architetto?

Ho sempre detto che l’idea di aprire completamente i Navigli non mi appassiona. Temo sia un progetto nostalgico e che Milano abbia scelte più importanti da fare in questo momento, come quella di riprendere tutti gli scali merce. Ha sicuramente senso aprire la Martesana passando da Melchiorre Gioia, una stazione urbana folle, fino ad arrivare a San Marco, un luogo ancora incompiuto. La mia proposta è: riapriamo da qui fino alla Martesana e rendiamolo un percorso bello e utile. Sul resto credo che potrebbe creare più problemi che vantaggi.

E' possibile che il referendum che Sala vuole indire, possa presentare anche un’opzione di questo tipo?

Credo che il Sindaco abbia giocato bene questa carta, in maniera intelligente. Sono sicuro che sarà lui stesso il primo a capire come e quando dosare questo investimento: si parla di 400milioni, cifre importanti. La Martesana ha condizioni spaziali molto più semplici rispetto al resto: io partirei da lì.

Oltre all'acqua anche il legno può essere uno strumento importante in fatto di sostenibilità. In un’intervista all’ Unità ha detto che per l'Italia sarebbe importante rilanciarne: come e perché?

Mi piacerebbe moltissimo un Ministero del Legno e delle Foreste. Siamo l'unico Paese al mondo in cui al consumo di suolo (le città sono cresciute) si accompagna la crescita delle foreste. L'Italia ha avuto un aumento di quasi il 35% della superficie alberata forestale negli ultimi 20 anni: questo sviluppo è dovuto però al fatto che abbiamo abbandonato i pascoli, gran parte dell'agricoltura, sopratutto nelle zone vallive e collinari esterne alle città, e quindi la foresta spontanea è cresciuta. Oggi dobbiamo fare i conti con questa realtà e credo necessario un grande investimento su tutta la filiera che lavora sul legno, innanzitutto per la selvicoltura naturalistica. I boschi hanno bisogno di essere curati, per poter crescere meglio:la biodiversità si coltiva tagliando gli alberi, rinforzando le specie. Bisogna poi guardare alla prefabbricazione: oggi in Paesi vicini come Austria e Francia, nell’edilizia è già realtà, a differenza di ciò che accade da noi. Per non parlare dell’utilizzo del legno come biomassa per la creazione dell'energia: sono tantissimi i modi in cui il legno può contribuire all’economia del Paese, in maniera sostenibile. In Italia le foreste sono dappertutto: si potrebbero creare delle filiere regionali. Basti pensare al lavoro che stiamo facendo nei territori del terremoto: il legno potrebbe essere il modo per realizzare un'architettura sicura, leggera, di grande flessibilità. Una scelta molto politica. [post_title] => Sfide di sostenibilità e urbanistica made in Italy: parla Stefano Boeri [post_excerpt] => Architetto, professore, politico: in occasione della visita a Milano del sindaco di Chicago Rahm Emanuel, Stefano Boeri si fa anche chaperon. 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La ricerca, come al solito, è stata condotta utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra di loro interrelati: dall’analisi della letteratura all’analisi della normativa, dal confronto con ricercatori e professori universitari alle interviste a oltre 80 operatori del settore, dall’analisi comparativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali al censimento e alla raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche di circa 130 imprese operanti nei diversi comparti delle rinnovabili. Il Rapporto è suddiviso in nove sezioni. Le prime tre, di carattere generale, offrono dati e analisi rispettivamente sullo stato dell’arte dello sviluppo delle rinnovabili elettriche a livello globale (evidenziando quanto queste siano ormai rilevanti per il mix energetico complessivo), sugli impatti delle rinnovabili sul prezzo della componente energia e sull’intera bolletta in Italia, sugli ultimi rivolgimenti del quadro normativo, dando in particolare evidenza degli impatti della cessazione dei regimi di incentivazione delle diverse fonti (e proponendo anche un impiego per le somme che si dovessero nel prossimo futuro liberare). Le successive cinque sezioni (dalla quattro alla otto inclusa) si dedicheranno invece agli approfondimenti sulle diverse fonti (fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico e quadro di sintesi), dando particolare enfasi a valutare e analizzare le dinamiche connesse alla gestione dell’installato, anche se si è ovviamente prodotta una stima, del mercato atteso nel periodo 2015-2020. Infine, il Rapporto si chiude con una analisi dei «legami» tra le rinnovabili ed il sistema finanziario, studiando sia le dinamiche del mercato «secondario», ossia della transazione della proprietà di impianti a fonti rinnovabili già attivi, che le modalità con cui le imprese proprietarie di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili possono recuperare nuovi capitali e/o rimodulare il proprio livello di indebitamento, continuando a mantenere la proprietà degli asset. Le rinnovabili nel mondo Le fonti rinnovabili nel 2014 hanno prodotto il 23% dell’energia elettrica necessaria a soddisfare il fabbisogno di energia a livello mondiale, garantendo oltre 5.400 TWh di produzione. Il «peso» delle rinnovabili è inoltre in crescita, con la potenza complessivamente installata che è passata da meno di 1 TW a oltre 1,7 TW dal 2007 al 2014, soprattutto grazie alla crescita di fotovoltaico (da 10 GW nel 2007 a oltre 183 nel 2014) ed eolico (da 95 a oltre 377 GW). Nel 2014 sono stati investiti per la realizzazione di nuovi impianti da fonti rinnovabili oltre 235 miliardi di € a livello globale, in crescita rispetto al 2013 e con una positiva inversione di tendenza rispetto al trend negativo degli anni 2012 e 2013, riportando i livelli di investimento prossimi a quelli «record» del 2011. Una crescita che tuttavia ha visto spostare decisamente il “baricentro” dall’Europa all’Asia, inseguendo inevitabilmente lo sviluppo di sistemi incentivanti. In soli otto anni, dal 2007 ad oggi, l’Europa ha perso decisamente il suo ruolo di leadership, passando dal rappresentare oltre il 40% degli investimenti complessivi nel 2007 a poco più della metà (23%) nel 2014. Il calo è meno evidente se si guarda ai valori assoluti, con l’Europa che passa da 56 miliardi di € investiti nel 2007 a 54 nel 2014. In compenso è l’Asia – che sino al 2011 era additata come il grande «nemico» dell’Europa perché pur non avendo un mercato interno aveva sviluppato capacità produttiva in «concorrenza» con quella del Vecchio Continente – ad aggiudicarsi nel 2014 la lion’s share degli investimenti (il 49% contro il 23% del 2007 ed una crescita in valore assoluto di 85 miliardi di €). L’America sembra stare «alla finestra», passando dal 24% al 34% del peso globale dal 2007 al 2014 (ma con un aumento «reale» di 11 miliardi di €), dimostrando il fatto che – a differenza di Europa prima e Asia poi – non ha mai veramente «abbracciato» il paradigma delle rinnovabili. L’Africa, buona ultima nel panorama mondiale, è però l’area geografica ad avere la crescita più significativa, quadruplicando il suo peso a livello mondiale con una crescita di oltre 9 miliardi di € di investimenti, che potrebbero essere il preludio per lo sviluppo di mercati nazionali anche interessanti. Nel Rapporto viene poi presentato il dettaglio dell’andamento delle installazioni per ciascuna delle fonti rinnovabili considerate. Le Rinnovabili ed il prezzo dell’energia elettrica in Italia Il PUN è passato dai 72,23 €/MWh del 2011 ai 52,08 €/MWh (-27,8%) del 2014, in concomitanza con una crescita della produzione da fonti rinnovabili dal 29% del totale nel 2011 a ben il 45% del totale nel 2014. Nello stesso periodo è aumentata in maniera significativa la componente delle rinnovabili non programmabili (fotovoltaico ed eolico), passate dal 7,3% del totale alla fine del 2011 al circa 14% (quasi il doppio) alla fine del 2014. Tra le fonti maggiormente «programmabili», invece, è raddoppiato (dal 3,8% al 7,6%) il peso delle biomasse, è cresciuto del 35% il peso dell’idroelettrico (che ha superato quota 20% del totale), mentre è rimasto pressoché costante (in assenza appunto di nuove installazioni) il geotermico. E’ vero che nel medesimo periodo la domanda di energia è scesa da 335 TWh a 309 TWh (-7,8%), ma il confronto comunque evidenzia senza ombra di dubbio la crescita «assoluta» della produzione da rinnovabili: 97,15 TWh nel 2011 (di cui 53,6 da idroelettrico) contro 139 TWh nel 2014 (+43%, di cui 66,7 da idroelettrico). Non appare possibile, nonostante si siano riportate diverse analisi, “isolare” completamente l’impatto delle rinnovabili sull’andamento dei prezzi, appare però ragionevole ipotizzare e valutare due scenari: (i) quello «limite», in cui l’intero calo del PUN (-27,8%) dal 2011 al 2014 sia imputabile alle rinnovabili, anche in conseguenza dell’effetto di «stabilizzazione» oraria e stagionale dei prezzi (e non dimenticando ovviamente che il PUN 2011 incorporava comunque una quota del 29% di produzione da rinnovabili, anche se in gran parte derivante dall’idroelettrico); (ii) quello «conservativo», in cui il calo del PUN derivante dalla crescita di produzione da rinnovabili sia quello «residuale», dopo aver scontato un 6% circa di impatto del calo del prezzo del gas, l’1,7% circa di calo del prezzo del carbone, lo 0,2% di calo del prezzo del petrolio ed un altro 3% circa come effetto «aggiuntivo» del calo della domanda elettrica e del PIL. In questo caso il calo del PUN attribuibile alle rinnovabili è nell’intorno del 16,9% (ossia il 61% circa del totale). L’impatto delle rinnovabili non è ovviamente limitato al solo PUN, in quanto ad esse competono anche una serie – peraltro significativa – di «costi» associati alla bolletta elettrica. In particolare, si sono considerate nel Rapporto, altre tre componenti di costo: il costo del servizio di dispacciamento, il costo dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura, e gli oneri generali di sistema (che comprendono anche la componente A3). In maniera analoga a quanto fatto per il PUN è stato possibile costruire due scenari di impatto delle rinnovabili sulle componenti di costo della bolletta: (i) uno scenario “limite”, dove oltre alla componente A3 sono stati imputati alle rinnovabili l’80% dell’incremento dei costi di trasmissione, distribuzione e misura ed una quota consistente dell’incremento dei costi di dispacciamento (50% della componente uplift, costi di modulazione eolico e 50% dei costi di interrompibilità), per un totale di oltre 13,2 miliardi di € di costi; (ii) uno scenario “conservativo”, con una quota ridotta di attribuzione dei costi, che vale invece circa 12,4 miliardi di € di costi. Se si considerano gli effetti – comunque innegabili – delle rinnovabili sul calo del PUN e sull’aumento dei costi delle altre componenti della «bolletta» elettrica appare evidente come: – l’effetto “netto” ad oggi dell’incremento della produzione da rinnovabili avvenuto tra il 2011 ed il 2014 possa essere stimato tra i 7 e gli 8,6 miliardi di € di costi aggiuntivi, inferiori al costo degli incentivi che era appunto pari alla fine del 2014 a circa 11,9 miliardi di €. – l’effetto di lungo termine – nell’ipotesi che i maggiori costi di funzionamento della rete si mantengano anche nel futuro, così come però gli effetti di risparmio sul PUN, ma ovviamente a differenza degli incentivi (componente A3) che invece si esauriranno nel 2035 – appare invece addirittura positivo con una riduzione della «bolletta» elettrica compresa, a seconda dello scenario considerato, tra 3,2 e 4,8 miliardi di € I numeri discussi devono quindi far riflettere sulla necessità di considerare – come peraltro avviene a livello globale con il trend di cui si è dato conto nella sezione precedente di questo Rapporto – le rinnovabili come una parte integrante ed ormai irrinunciabile del mix energetico italiano. La normativa sulle Rinnovabili in Italia Al 31 Marzo 2015, momento di chiusura di questo Rapporto, il contatore delle FER (che include tutti gli incentivi erogati sotto diverse forme alle rinnovabili elettriche non fotovoltaiche) aveva totalizzato quota 5.705 mld € (considerando anche 1,3 mln € dedicati al solare termodinamico), solo 95 mln € sotto la soglia ultima prevista dal decreto DM 6/7 2012 di 5,8 miliardi di €. La quota principale di incentivi sia da attribuirsi ai Certificati Verdi (che contano per oltre 3,1 miliardi di €), ossia con riferimento agli impianti entrati in esercizio entro il 31/12/2012. Segue, con oltre 1,7 miliardi di €, la quota spettante agli impianti incentivati con tariffa onnicomprensiva (nel 76% circa dei casi imputabili ad impianti a biogas). Gli impianti più recenti, quelli per capirci che rientrano nella incentivazione con il modello dei «Registri» e delle «Aste», coprono invece una parte minoritaria (circa l’8,5% del totale).Un modo di interpretare questo dato è che l’errore, se di errore si può parlare nella scelta di incentivare le rinnovabili, è avvenuto all’inizio del loro periodo di sviluppo, ove si è forse ecceduto nella «misura» della incentivazione. Il modello dei “Registri” e delle “Aste” si è rivelato piuttosto complesso da “governare” ed ha generato non pochi “squilibri”, con la potenza messa a disposizione per i rifacimenti che è sempre risultata largamente (se non completamente) superiore alle effettive richieste. Il contrario è avvenuto nel caso dei Registri, dove la potenza richiesta è sempre stata più elevata di quella ammissibile, mentre nelle Aste si è passati dai casi (biomasse e idroelettrico) ove la potenza ammissibile sorpassa di gran lunga quella richiesta, al caso (eolico) dove avviene esattamente il contrario. L’effetto combinato di questo “squilibrio” è che i soldi degli incentivi sono comunque stati spesi (o meglio impegnati), per incentivare una potenza (2412 MW), pari a circa 1/2 di quella messa a disposizione (4685 MW) e soprattutto pari a circa la metà di quella per cui è stata fatta richiesta (4668 MW). Partendo da questi dati e con l’obiettivo di proporre una riflessione al legislatore, il Rapporto sviluppa la seguente argomentazione:

si è stimata la quota di potenza «prenotata» ma che presumibilmente non sarà mai effettivamente realizzata, il cosiddetto «inoptato»;
si è calcolata la quota di incentivi «liberati» nel periodo 2015-2018 dalla scadenza dell’accesso agli incentivi per impianti soggetti al regime dei Certificati Verdi e CIP6.

Sommando l’effetto dell’ «inoptato» e degli incentivi «liberati» da CV e CIP6 si ottiene un valore di oltre 820 milioni di € che potrebbero – a parità di costi rispetto all’attuale «contatore» delle FER – essere rimessi in gioco nel triennio 2015-2018. Si sono costruiti due scenari:(i) uno scenario «as is», dove la quota di incentivi «liberati» e «inoptati» venga rimessa in gioco con le medesime regole del 2014; (ii) uno scenario «remix» dove la quota di incentivi «liberati» e «inoptati» venga rimessa in gioco ma con una attribuzione che tenda a riequilibrare domanda e offerta per le diverse fonti, in particolare premiando l’eolico.

nello scenario “as is”, la nuova potenza incentivabile nel triennio 2016-2018, ammettendo che la rimessa in gioco degli incentivi avvenga a partire dal prossimo anno, potrebbe arrivare a 2,15 GW (per un media quindi di oltre 700 MW annui)
nello scenario “remix”, la nuova potenza incentivabile potrebbe sfiorare i 2,5 GW (oltre 830 MW all’anno), in larga parte rappresentati da impianti eolici.

Le opportunità del prossimo triennio di liberare risorse già commesse (e quindi di poter dare nuova linfa al sistema delle rinnovabili senza aumentare i costi complessivi) potrebbero essere sfruttate efficacemente per ridare slancio al comparto delle rinnovabili, e per colmare, qualora si volessero seguire le suggestioni dello scenario «remix», i problemi di mismatch tra domanda e offerta che hanno impattato così negativamente sulle nuove installazioni dell’ultimo periodo. Nella sezione del Rapporto sulla normativa si dà inoltre conto della entrata in vigore della normativa sui SEU (Delibera 578/2013/R/eel). Per tutti gli impianti che alla data del 1 gennaio 2014 hanno già ottenuto il riconoscimento del meccanismo dello scambio sul posto, il GSE procederà in automatico al riconoscimento di apposita qualifica che consente un trattamento sostanzialmente analogo a quello dei SEU. Il problema si pone invece per gli impianti entrati in esercizio dopo il 1 gennaio 2014 per i quali invece è necessario – se si vuole usufruire dei benefici derivanti dalla disciplina dei SEU – presentare apposita domanda di conformità. La scadenza è fissata per il 31 maggio 2015, anche se ad oggi non sembra esserci effettivamente una grande «corsa» da parte dei titolari di impianti (che pure dovrebbero essere un numero consistente visto che dal gennaio 2014 ad oggi sono stati realizzati oltre 50.500 impianti fotovoltaici). Le ragioni dell’atteggiamento attendista sembrano essere almeno due. La prima riguarda il fatto che la norma prevede già implicitamente la possibilità di ritardi con l’unica «sanzione» del mancato recepimento dei benefici sino alla data dell’invio «in caso di ritardo nell’invio di tale dichiarazione i benefici dei SEU non verranno riconosciuti per il periodo fra l’1 gennaio 2014 e l’ultimo giorno del mese in cui viene inviata la documentazione». La seconda, più pericolosa, riguarda l’assenza di chiarezza circa le conseguenze dell’accesso alla disciplina dei SEU. Non è infatti immediato il passaggio al pagamento del 100% degli Oneri generali di sistema e neppure chiaro se vi sia una forma di «penalizzazione». Resta il fatto che ad oggi questi impianti non pagano per la quota di autoconsumo gli Oneri generali di sistema e potrebbero quindi continuare in questo modo anche se la “alea” introdotta dal “buco” normativo non va sottovalutata soprattutto ai fini della valorizzazione degli impianti sul mercato “secondario”. La sezione riporta infine un rapido aggiornamento riguardo alle conseguenze dell’entrata in vigore di due normative, di cui si è peraltro già molto dibattuto, (i) lo «spalmaincentivi» (decreto legislativo del 23 Dicembre 2013), con gli esiti della «scelta» lasciata ai proprietari di impianti e (ii) la estensione della detrazione fiscale agli impianti fotovoltaici e ai sistemi di storage, per effetto della Legge di Stabilità 2015. Il fotovoltaico in Italia Il volume complessivo di potenza fotovoltaica installata è di 18.320 MW al termine del 2014 con la nuova potenza installata nell’ultimo anno che è stata di «solo» 385 MW, poco più del 22% rispetto al valore del 2013 ed in linea invece con i valori del 2008. In buona sostanza, è come se il fotovoltaico italiano avesse fatto un salto nel tempo, tornando ai suoi albori. Non a caso, nel 2014 il segmento di mercato più importante è tornato ad essere quello residenziale e dei piccoli impianti, che pesa per il 59% delle nuove installazioni, mentre sono sostanzialmente «spariti» gli impianti di taglia superiore al MW. Alla riduzione delle taglie dell’installato si è associata anche una sua redistribuzione «geografica», con la Lombardia a controllare nel 2014 da sola il 33% del mercato delle nuove installazioni. Più in generale, nel 2014 quasi il 42% delle nuove installazioni è stata fatto al Nord, il 35% al Centro e «solo» il 23% al Sud. In sintesi, Il valore del mercato delle nuove installazioni (mercato «primario» del fotovoltaico) è stato pari nel 2014 a circa 658 mln €. Per quanto riguarda la possibili nuove installazioni nel periodo 2015-2020, il confronto con gli operatori ha permesso di identificare due scenari possibili:

uno scenario «ottimistico», che veda l’effettiva diffusione dei SEU come stimolo alla realizzazione di impianti anche di media taglia anche attraverso l’estensione dei benefici dei SEU (da tempo invocata dal settore) alla configurazione un venditore-molti clienti allacciati alla stessa porzione di rete (il cosiddetto modello «condominio» o «centro commerciale»);
uno scenario «conservativo», che veda invece un sostanziale consolidamento del mercato residenziale ma un ulteriore calo delle installazioni negli altri segmenti di mercato.

Nel primo caso appare possibile arrivare ad installare sino a 500 MW nel 2015 (250 MW nel residenziale, 240 MW di impianti di medie dimensioni e solo 10 MW per i grandi impianti, come coda di realizzazioni previste nel corso del 2014) e sino a 600 MW/anno al 2020 (con una spartizione pressoché uniforme tra il mercato residenziale e quello degli impianti fino ad 1 MW), portando ad un totale installato di 21,8 GW. Nel secondo caso, invece, il mercato si attesterebbe a circa 400 MW nel 2015 e solo a circa 300 MW anno al 2020 (in larghissima parte ascrivibili al mercato residenziale), portando ad un totale installato di poco superiore ai 20 GW. Se il totale delle nuove installazioni (ed anche le previsioni, rispetto ai “fasti” del passato) appare decisamente limitato, non così si può dire dell’installato complessivo che con i suoi oltre 18 GW ha anzi contribuito nel 2014 a soddisfare oltre l’8% del fabbisogno elettrico complessivo del nostro Paese. Se si guarda quindi all’installato complessivo è possibile valutare l’impatto del fotovoltaico in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – pari a quasi 1,8 miliardi di €, oltre 2,7 volte il mercato «primario». Tale valore è così costituito: (i) 358 milioni di €, per i servizi di Operation&Maintenance; (ii)215 milioni di €, per i servizi assicurativi; (iii) 1,2 miliardi di € per la componente di sola vendita dell’energia (senza considerare ovviamente gli incentivi. Appare estremamente interessante notare che la differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare il «valore aggiunto» del settore in 640 milioni di € (il 52% dei ricavi da vendita di energia). tratta ovviamente di una approssimazione sull’intero settore e con diverse ipotesi per le quali si rimanda al testo del Rapporto, e con questo «valore aggiunto» (e gli incentivi) va ripagato il debito (ed i relativi interessi) contratto per finanziare gli impianti e il costo del personale e della amministrazione della società (per i grandi impianti), ma è pure il segnale di un settore «sano» dal punto di vista della operatività e che può quindi essere considerato come una componente di lungo termine del mix energetico del nostro Paese. L'eolico in Italia Il volume complessivo di potenza eolica installata è di 8.657 MW al termine del 2014 con un valore delle nuove installazioni pari a circa 107 MW, il 26,2% rispetto al volume 2013. Nonostante la riduzione “drastica” delle installazioni, l’Italia conferma la sua presenza nella top 5 per potenza complessivamente installata in Europa, anche se significativamente distante dai 39 GW tedeschi ed i 23 spagnoli La potenza eolica in Italia è quasi totalmente rappresentata da impianti sopra i 5 MW (circa il 95% del totale). Il comparto del mini eolico, nonostante anche nel 2014 abbia segnato una crescita di circa il 14% rispetto all’anno precedente ha ancora un peso sulle installazioni complessive estremamente contenuto (lo 0,2% del totale fino ai 20 kW, circa il 2% fino ai 200 kW, per equivalenti 25 MW di nuova potenza nel 2014) e tale sembra destinato a rimanere. Il valore del mercato delle nuove installazioni è stato pari nel 2014 a circa 152 mln €, con la lion’s share che è andata appannaggio degli impianti di taglia superiore a 5 MW, con un controvalore di oltre 105 mln € (oltre il 69% del totale).Il mercato dei piccoli impianti ha generato investimenti per 32 mln €, valore che – fatte le proporzioni con la potenza installata – mette bene in evidenza il divario «di scala» tra impianti grandi (con costi di investimento pari a 1.300 €/kW) e impianti piccoli (con costi di investimento sino a 1.600 €/kW). Per quanto riguarda il futuro, in assenza della possibile rimessa in gioco di incentivi, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario che preveda la realizzazione nel 2015 – soprattutto come frutto della chiusura di progetti già avviati o ammessi ad incentivazione – di circa 90 MW di nuova potenza in impianti di taglia superiore al MW, sostanzialmente in linea con quanto accaduto nel 2014, cui vanno sommati circa 20 MW di impianti di piccola taglia, con l’ulteriore «crollo» delle nuove installazioni a poco più di 50 MW (di cui 15 MW di minieolico) a partire dal 2016, considerando di fatto «chiuso» il mercato primario se non si rimetterà mano all’incentivazione. Anche nel caso dell’eolico, come già visto per il fotovoltaico, il mercato può però dirsi aver raggiunto un certo grado di maturità, con le nuove installazioni del 2014 (107 MW) che hanno contato «solo» per poco più dell’1% rispetto alla base installata. Se si considerano quindi le componenti di ricavi (vendita dell’energia) e costi (O&M e servizi assicurativi) connessi all’installato è possibile valutare l’impatto dell’eolico in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – pari a oltre 960 milioni di €, oltre 6 volte il mercato «primario». La differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare il «valore aggiunto» del settore in 590 milioni di € (il 75% dei ricavi da vendita di energia). Anche qui, come nel fotovoltaico, appare quindi un settore «sano» dal punto di vista della operatività e che può quindi essere considerato come una componente di lungo termine del mix energetico del nostro Paese. Le biomasse in Italia La potenza cumulata, sommando le quattro diverse tipologie di biomassa (agroforestale, biogas, oli vegetali, rifiuti soldi urbani) utilizzate per la produzione elettrica, ha superato al termine del 2014 i 4,1 GW, con una crescita di «soli» 131 MW, contro i 450 MW del 2013 ed i 764 MW del 2012. Per quanto riguarda il futuro, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario che prevede la realizzazione nel 2015 di circa 50 MW di nuova potenza, ma solo come frutto della chiusura di progetti già avviati o ammessi ad incentivazione, e l’arresto «completo» delle nuove installazioni ed anzi la «chiusura» degli impianti (soprattutto a oli vegetali e a biogas, laddove sia eccessivo il ricorso all’acquisto di materia prima) al termine del periodo di incentivazione. Le ragioni di tale “pessimismo” sono da ricercarsi nel quadro dell’installato. Gli oltre 4,1 GW di impianti a biomasse (anzi meglio i 3,2 GW escludendo gli RSU) che producono energia elettrica nel nostro Paese rappresentano indubbiamente un parco di generazione che ha generato nel 2014 un «volume d’affari» pari a 1,8 miliardi di € (di cui 783 milioni di € per la vendita di energia e ben 734 milioni per l’acquisto di materia prima). Il «valore aggiunto» complessivo del settore è tuttavia – caso unico nelle rinnovabili – negativo e pari a -301 milioni di €, segno di una condizione strutturale in cui l’assenza di incentivazione rende non sostenibile la produzione di energia. biomasse agroforestali sono le uniche a potersi «sostenere» stabilmente anche in assenza di incentivazione, mentre il biogas si trova in una condizione «limite» che rende gli investimenti sostenibili nel tempo solo se vi è localmente (e possibilmente a costo zero) la disponibilità di materia prima. Gli oli vegetali, considerando la necessità di importazione della materia prima, sono invece «strutturalmente» destinati ad avere difficoltà a sostenersi in assenza di incentivi. E’ indispensabile una razionalizzazione del comparto che faccia sopravvivere gli impianti in grado di sostenersi (eventualmente anche grazie alla creazione di portafogli di generazione in mano a soggetti professionali e alla ricerca intelligente di «filiere» di approvvigionamento a basso costo) e che invece liberi le risorse impegnate in impianti non più utilizzabili in un mercato non incentivato. L'idroelettrico in Italia L’unica parte del mercato a crescere in maniera apprezzabile – e con logiche simili a quelle che in questo Rapporto sono state oggetto di analisi per le altre fonti rinnovabili – è quella degli impianti di piccola e media taglia, che possiamo quindi a ben ragione definire come la componente «nuova» dell’idroelettrico. La componente «storica» dei grandi bacini, che evidentemente pesa ancora oggi per circa l’83,5% del totale della potenza installata, è invece frutto di investimenti e logiche differenti che per tale ragione non verranno qui analizzate. Il totale installato, infatti, (per oltre 15,3 GW in impianti “storici” di grandi dimensioni) è pari a oltre 18,3 GW alla fine del 2014. Nel 2014 sono stati installati 73,54 MW di nuova potenza idroelettrica, in crescita (ed è l’unico caso fra le rinnovabili) del 5,8% rispetto al 2013, anche se con valori ancora lontani rispetto ai 140 MW del 2012 o ai 216 MW del 2011, per un controvalore del mercato delle nuove installazioni (mercato «primario» dell’idroelettrico) pari a circa 327 mln €. Per quanto riguarda il futuro, quasi tutti gli operatori sono concordi nel delineare uno scenario in cui le nuove installazioni da qui al 2020 si attestino attorno ai 70 MW annui. La maggior parte di questi impianti, all’incirca il 90%, comunque sarà confinato in impianti di tagli inferiore al MW. Il potenziale «teorico» potrebbe anche essere superiore, ma gli operatori concordano sul fatto che la normativa vigente per le autorizzazioni – che varia anche significativamente tra le diverse Regioni e lascia eccessiva possibilità di intervento da parte degli enti locali nei processi autorizzativi, comportando tempi autorizzativi sino a 5 anni, ben oltre il tempo di realizzazione dell’impianto – non lascia spazio a ulteriori possibilità. Se si guarda invece all’installato, l’impatto dell’idroelettrico di taglia piccola e media in termini di «volume d’affari generato» - senza considerare gli incentivi – risulta pari nel 2014 a oltre 658 milioni di €, oltre 2 volte il rispettivo mercato «primario». Va sottolineato come – anche per le taglie piccole e medie – la differenza tra la componente ricavo da vendita dell’energia e le componenti di costo analizzate, senza gli incentivi, portano ad identificare un «valore aggiunto» di 342 milioni di € (il 68% dei ricavi da vendita di energia). Le Rinnovabili in Italia: un quadro d’assieme Il «volume d’affari» che nel 2014 è stato complessivamente generato dalle fonti rinnovabili analizzate nel Rapporto (fotovoltaico, eolico, biomasse – con l’esclusione degli impianti a RSU, idroelettrico – con l’esclusione degli impianti di taglia superiore a 10 MW) è pari a quasi 7 miliardi di € (che salirebbero a oltre 19,1 miliardi di € se si considerassero anche gli incentivi). La componente principale – ed è fattore non trascurabile – sono i ricavi da vendita di energia (46,9% del totale), seguiti dal mercato «primario», ossia dalle nuove installazioni (24,4% del totale), mentre il restante 28,7% è riferito ai costi dei servizi di O&M, assicurazioni e acquisto di materie prime (ovviamente per le biomasse). Letto da un’altra prospettiva, a fronte quindi di 1,7 miliardi di € di «investimenti», il comparto delle rinnovabili ha generato ricavi (senza incentivi) per oltre 3,2 miliardi di €, ed un «valore aggiunto» complessivo di 1,2 miliardi di €. Scomposizione per fonte dei valori delle componenti analizzate

Il «volume d’affari» che – considerando gli scenari discussi nelle sezioni precedenti del Rapporto – potrebbe nel 2020 essere associato alle fonti rinnovabili è pari a oltre 7,2 miliardi di € (in crescita del 3,2% rispetto al 2014). I pesi delle diverse componenti andranno tuttavia a muoversi in maniera differente:

gli investimenti in nuovi impianti scenderanno a poco più di 1,2 miliardi di € (- 24% rispetto al 2014) come segno del più volte discusso rallentamento delle installazioni in assenza di incentivazioni;
la vendita dell’energia salirà a oltre 3,9 miliardi di € (+ 19,5% rispetto al 2014) come effetto combinato di un aumento dei prezzi (+15%) e del parco installato (+4,5%);
le componenti di costo dei servizi si attesteranno invece attorno ai 2 miliardi di €, sostanzialmente invariate rispetto al 2014 per effetto della riduzione attesa dei costi che controbilancerà l’ingresso di nuovi impianti.

Il «valore aggiunto» atteso al 2020 supererà quindi quota 1,9 miliardi di €, in crescita del 58% rispetto al 2014, ad indicare quanto globalmente (pur con le differenze viste nelle sezioni del Rapporto per le diverse fonti) sia «sostenibile» anche nel lungo termine il business della produzione di energia da fonti rinnovabili. Un business che appare – anche per il peso che ha ormai assunto nell’economia italiana – chiaramente come un «patrimonio» di generazione di energia elettrica distribuita da mantenere attivo e vitale anche per il prossimo futuro Le Rinnovabili e il sistema finanziario Viste le implicazioni rilevanti delle rinnovabili nel nostro sistema economico, pare importante riflettere sui «legami» tra queste ed il sistema finanziario. Si è discusso prima (e con maggiori dettagli disponibili nel Rapporto) della generazione di «valore aggiunto» e di come questo debba essere impiegato per onorare il servizio del debito (cui tutti gli investitori hanno fatto largamente accesso). Seguendo la medesima prospettiva che ha animato le altre parti del Rapporto, ovvero guardare all’installato più che ai nuovi investimenti, in questa sezione si sono approfondite: (i) le dinamiche del mercato «secondario», ossia della transazione della proprietà di impianti a fonti rinnovabili già attivi, con particolare riferimento alle differenze che emergono tra le diverse fonti;(ii) le modalità con cui le imprese proprietarie di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili possono recuperare nuovi capitali e/o rimodulare il proprio livello di indebitamento, continuando a mantenere la proprietà degli asset. L’accesso al mercato dei capitali – soprattutto per le imprese delle rinnovabili che hanno la proprietà degli impianti di produzione – appare essere piuttosto difficoltoso, con il refinancing sostanzialmente «frenato» dall’ottica project con cui era stato acceso nella maggior parte dei casi il debito iniziale, ed i mercati dei Mini Bond e dell’AIM ancora di là dall’esprimere il potenziale necessario a sostenere il comparto. Il mercato del secondario ha invece dato segnali di “presenza” con un controvalore delle transazioni del 2014 pari a circa 1,32 mld € e con una distribuzione piuttosto peculiare:

470 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» (dell’ordine di qualche MW ciascuna, come sarà meglio dettagliato nelle slide successive) relative al passaggio di proprietà di oltre 212 MW di impianti fotovoltaici;
200 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» relative a 100 MW di impianti eolici passati di mano nel corso del 2014;
650 milioni (stimati) di € legati alla transazione «straordinaria» di un parco da 600 MW di impianti eolici da Edison a F2I (ed i cui dettagli che verranno descritti più avanti in questa sezione).

Le altre fonti rinnovabili (biomasse ed idroelettrico) non hanno segnato transazioni di valore apprezzabile (se si eccettua un passaggio di proprietà di una centrale a biomasse da 20 MW per circa 20 milioni di €), anche se va sottolineato come – non esistendo un «registro» delle transazioni – il quadro qui presentato sia il risultato della ricostruzione dei dati raccolti attraverso interviste agli operatori. Se si analizza il caso del fotovoltaico (che se ci si limita alle transazioni «correnti» ha contato per il 70% del totale), è interessante notare come le prime 10 transazioni sul mercato contano per oltre l’86% del totale della potenza passata di mano nel corso del 2014 e la loro distribuzione per tipologia di investitore mette bene in evidenza il ruoloin decisa crescita degli operatori finanziari. In 9 casi su 10 l’acquirente è infatti straniero, a significare un forte interesse da parte degli investitori internazionali. La vitalitàdelle transazioni sul mercato «secondario» è destinata a proseguire visto che l’effetto atteso dello «Spalma Incentivi» (soprattutto per gli impianti che hanno scelto l’opzione B) è quello di creare ulteriori opzioni per la cessione degli impianti. Unica nota dolente (peraltro comune anche alle altre fonti), l’eccessiva parcellizzazione della proprietà degli impianti, che si scontra con l’interesse – soprattutto da parte degli operatori stranieri – di portafogli di taglia minima elevata (e comunque non inferiore a 10 MW). Uno scenario estremamente interessante, emerso dalla nostra indagine anche se ancora con contorni da definire, è quello che gli istituti di credito possano giocare un ruolo da «intermediario» tra i proprietari di impianti ed i fondi di investimento interessati al mercato delle rinnovabili. Uno scenario interessante sotto diversi punti di vista: (i) perché risponde al problema della parcellizzazione della proprietà facendo in modo che sia l’istituto di credito a «creare» il portafoglio della taglia necessaria, accorpando impianti di «debitori» diversi; (ii) perché potrebbe più agilmente permettere la costruzione di portafogli «multi-fonte», essendo la maggior parte degli istituti di credito variamente esposti sulle diverse fonti rinnovabili; (iii) perché potrebbe permettere una «transazione intermediata», lasciando al fondo di investimenti l’istituto di credito come unico interlocutore, e a quest’ultimo invece il ruolo di gestore del rapporto «uno a molti» con i diversi proprietari. Uno scenario cui guardano con interesse anche gli operatori dei servizi O&M, che potrebbero divenire lo sparring partner degli istituti di credito in questo tipo di operazioni. Agli istituti di credito – e in subordine i grandi O&M contractor – il compito di innescare a questo punto il “cambio di passo” dando nuovo slancio al mercato degli “investimenti” nel comparto delle rinnovabili. Il Rapporto Renewable Energy Report verrà presentato il 19 Maggio 2015 ore 9.30 al Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Durando 10 - Aula Carlo De Carli. 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Vi proponiamo in anteprima l'Executive summary. Il Report sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche per la seconda volta, coerentemente con l’approccio adottato dal legislatore, analizza congiuntamente le diverse fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche. Come nella prima edizione si dedica particolare attenzione all’eolico e alle biomasse, ma si espande anche lo spazio dedicato all’idroelettrico. La ricerca, i cui risultati sono raccolti in questa seconda edizione del Report, è stata condotta utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra di loro interrelati: dall’analisi della letteratura all’analisi della normativa, dal confronto con ricercatori e professori universitari alle interviste a oltre 85 operatori del settore, dall’analisi comparativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali al censimento e alla raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche di circa 120 imprese operanti nei diversi stadi delle filiere industriali delle rinnovabili, fino alla realizzazione di oltre 35 casi di studio su un campione rappresentativo di imprese selezionate tra quelle incluse nel censimento. Il Report è stato suddiviso in quattro sezioni. Nella prima si presenta un quadro generale delle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche nel sistema elettrico italiano. Nella seconda, nella terza e nella quarta parte si presentano invece i focus sull’eolico, sulle biomasse e sull’idroelettrico con l’obiettivo di aggiornare i numeri di mercato, di analizzare la filiera, di verificare le possibilità di investimento e le potenzialità di sviluppo futuro di questi settori. Le Rinnovabili nel sistema elettrico italiano Nel 2013 l’Italia ha raggiunto e superato la barriera dei100 TWh prodotti da fonti rinnovabili. La produzione elettrica da rinnovabili copre ormai quasi un terzo del fabbisogno energetico italiano, nel primo trimestre del 2014 si è raggiunto il 39,8% di contributo alla produzione (nel 2013 era stato 32,4%). Le installazioni degli ultimi anni hanno portato ad avere oggi un parco impianti da rinnovabili principalmente composto da solare ed idroelettrico con un importante contributo dell’eolico. L’elevata produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ha alimentato un forte dibattito sia su tematiche prettamente tecniche, che riguardano ad esempio l’integrazione delle rinnovabili con la rete elettrica esistente (non programmabilità e produzione distribuita), sia su tematiche di carattere più generale quali ad esempio i sussidi pubblici garantiti. Il forte ricorso a fonti rinnovabili non programmabili comporta indubbiamente alcune criticità sia dal punto di vista tecnico (impatto sulla sicurezza del sistema), sia dal punto di vista economico (impatto sul mercato elettrico). Le rinnovabili portano, quindi, nuove sfide per il mercato elettrico e per i gestori della rete, dato che la produzione non programmabile è concentrata in determinate ore del giorno e richiede sicuramente uno sforzo maggiore nella gestione e pianificazione della produzione. Il finanziamento delle rinnovabili avviene attraverso numerose forme: CIP6, Certificati Verdi, Tariffa Omnicomprensiva, Conto Energia, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto e altre forme indirette. Con la crescita della produzione da rinnovabili, negli anni l’entità della spesa è cresciuta, passando dai 6,3 miliardi di Euro del 2011 agli oltre 11 miliardi di Euro previsti per il 2013 che potrebbero divenire 12,5 miliardi di Euro nel 2014. Le rinnovabili sono finanziate attraverso un aggravio del costo sostenuto dagli utenti come si evidenzia nella comune bolletta elettrica che considera quattro fattori: l’approvvigionamento e la vendita dell’energia, i costi di rete e di misura, gli oneri generali di sistema e le imposte. La componente degli «oneri generali di sistema» include, tra le altre voci: (i) la messa in sicurezza del nucleare - componente Mct, (ii) la promozione dell’efficienza energetica - Uc7, (iii) il sostegno alla ricerca - A5 e altro ancora. Tuttavia, la maggior parte degli oneri è rappresentata dalla componente A3 per la «Promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate». Tre alternative sono allo studio per rimodulare gli incentivi allo scopo di contenere la spesa: (i) il cosiddetto Decreto «Spalma Incentivi» per dilazionare l’erogazione degli incentivi rimanenti su più anni; (ii) un intervento sui «Prezzi Minimi Garantiti» agendo direttamente su alcune tipologie di impianti che ricevono incentivi giudicati troppo elevati; (iii) un intervento su determinati settori, come quello agricolo-zootecnico, con il Decreto Legge «Spending Review». Il dibattito sull’entità degli incentivi ha anche stimolato la discussione su diversi temi: (i) la stima della riduzione del PUN in seguito all’aumento della quota di rinnovabili; (ii) la revisione del meccanismo degli Oneri di Sbilanciamento introdotto per «responsabilizzare» i produttori da rinnovabili; (iii) l’eventuale definizione di un Capacity Payment per gli impianti tradizionali che risentono della competizione con le fonti rinnovabili; (iv) la definizione dei Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) per permettere di sfruttare maggiormente i benefici della generazione distribuita senza congestionare la rete. Per questi temi si rimanda all’interno del Rapporto, anche se qui è possibile fare alcune considerazioni di carattere generale. Tutta la discussione sulle tematiche citate è finalizzata a delineare quello che sarà il contesto futuro per il settore delle rinnovabili in Italia. I meccanismi incentivanti attualmente in vigore richiedono, come definito nel Decreto scorso, di essere aggiornati ed eventualmente prolungati. In questi mesi, secondo quanto contenuto nel DM del 6 Luglio 2012, dovrebbe essere emanato un nuovo Decreto che stabilisca le modalità di incentivazione a partire dal 2015. Molta attenzione però è rivolta al monitoraggio del contatore della spesa per incentivi per le rinnovabili non fotovoltaiche che, sempre più, si sta avvicinando alla soglia dei 5,8 miliardi di Euro che porrebbe fine agli incentivi per questo settore. La preoccupazione per l’eventuale raggiungimento della soglia è elevata poiché, da un lato, non tutte le fonti sono così vicine alla market parity da poter fare a meno degli incentivi e, dall’altro, non è esattamente chiaro che cosa succederà al raggiungimento della soglia, vista la presenza di incentivi «prenotati» che potrebbero però essere riassegnati qualora si verificasse la non realizzazione degli impianti. Tutti gli ultimi provvedimenti legislativi sono stati introdotti per limitare l’impatto in bolletta di nuovi incentivi, tuttavia, l’attuale spesa risente ancora di scelte fatte in passato. L’incentivazione è ora stata rimodulata e focalizzata su un preciso target di impianti (taglia piccola e fortemente integrati con il contesto locale). Nonostante questo, però, lo sviluppo di impianti di taglia maggiore appare ancora possibile senza il ricorso a dosi massicce di incentivi come è stato in passato. Quello che manca è una maggiore integrazione con il mercato elettrico, ad esempio con una partecipazione più attiva, attraverso il ricorso a investimenti che mettano le nostre reti in condizione di operare in maniera più “smart”. L’Eolico I dati a consuntivo per il 2013 descrivono un andamento negativo per il comparto eolico con un mercato annuo globale in contrazione di oltre 10 GW (soli 35,4 GW complessivi di nuovi impianti). La crescita complessiva è quindi stata «solo» del 12,5%. La principale causa del rallentamento è stata il momentaneo stop alle installazioni negli USA a causa dell’incertezza normativa sul sistema di incentivi. In Europa nel 2013 le installazioni sono state numerose, pur se concentrate soprattutto in alcuni Paesi (Germania e Regno Unito in particolare). In particolare si registra un forte sviluppo in alcuni mercati europei finora minori come la Svezia, la Polonia,la Romania e la Danimarca. Anche il mercato Italiano, come quello statunitense, nel 2013 ha fatto registrare un record negativo di installazioni con soli 450 nuovi MW che hanno portato a una potenza complessiva di 8.551 MW. Nonostante il numero ridotto di installazioni, il 2013 è però stato un anno record per la produzione di energia eolica: quasi 14,9 TWh (+11,6% rispetto al 2012), pari al 5,3% della produzione netta totale. Le ragioni del calo delle installazioni erano però note, il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche ha (i) introdotto nuove procedure per incentivare le fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche e (ii) definito le quantità di potenza incentivabile per ogni singola fonte al fine di poter controllare lo sviluppo del mercato negli anni futuri. Per gli impianti di taglia medio-piccola sono stati istituiti dei Registri, mentre per gli impianti di taglia maggiore l’ottenimento dell’incentivo è stato subordinato alla partecipazione ad un’asta competitiva. Attualmente si sono già effettuati due turni di assegnazione degli incentivi, il primo a Gennaio 2013 e il secondo a Luglio 2013, e un bando per il 3° turno è già stato emanato con scadenza Giugno 2014. Analizzando entrambi i turni conclusi di assegnazione degli incentivi è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri dei nuovi impianti (impianti di medio-piccole dimensioni), un andamento altalenante per le Aste con uno scarso interesse iniziale e un’elevata richiesta per il 2° turno e, infine, uno scarso interesse per quanto riguarda i Rifacimenti (nessuna richiesta pervenuta). Il meccanismo dei Registri, nonostante il grande numero di richieste, tuttavia, ha mostrato diversi limiti: nel primo turno di assegnazione degli incentivi infatti, la totalità di impianti accettati aveva potenza inferiore ai 200 kW, mentre nel secondo turno nessuno di questi impianti è stato accettato poiché gli incentivi sono stati assegnati a impianti con potenza compresa tra gli 800 e i 1.000 kW che erano stati esclusi dal primo Registro e che, di conseguenza, hanno avuto la priorità al secondo turno. C’è inoltre una forte incognita sui progetti che si sono aggiudicati gli incentivi attraverso il meccanismo delle Aste. Analizzando infatti i risultati del primo turno, il cui esito è stato annunciato a Gennaio 2013, è possibile trovare numerosi impianti (circa il 50%) che si sono aggiudicati l’incentivo, ma per cui non sono ancora cominciate le opere di costruzione (il tempo massimo di realizzazione per beneficiare di incentivi senza decurtazione è pari a 28 mesi, trascorsi i quali è prevista una decurtazione di 0,5% per ogni mese fino a un massimo di ulteriori 24 mesi.). Nonostante ci siano numerosi progetti non ancora in fase di realizzazione, la terza Asta si preannuncia molto affollata con circa 600 MW di progetti esclusi dalla 2^ Asta ai quali si potrebbero sommare almeno 500 MW che hanno già ottenuto l’Autorizzazione Unica (Aprile 2014). Il sistema pensato per incentivare i rifacimenti non è stato al momento in grado di attrarre alcun investimento. La crescita dell’Eolico in Italia nei prossimi anni sarà strettamente legata ai contingenti di potenza incentivabile messi a disposizione. Visto il valore (356 MW) disponibile per il prossimo turno di assegnazione, si prevede che il settore subirà una notevole contrazione per quanto riguarda le nuove installazioni, come già successo nel corso del 2013. Diverse «sfide» hanno coinvolto e coinvolgeranno gli operatori della filiera eolica: (i) i produttori di turbine e fornitori di tecnologia dovranno far fronte a un mercato italiano in netta contrazione che non lascia prevedere, almeno nel breve periodo, segni di ripresa; (ii) i gestori degli impianti, dopo il cambio delle modalità di incentivazione, dovranno continuare a seguire con attenzione i continui cambiamenti normativi riguardanti gli oneri di dispacciamento e la durata degli incentivi già acquisiti, che potranno cambiare le regole del gioco «in corso». Gli operatori hanno già iniziato ad adottare contromosse per poter continuare a investire con profitto nell’Eolico. Gli operatori industriali e i grandi gruppi energetici sono stati avvantaggiati, dato che un primo fattore di intervento ha riguardato l’Operation&Maintenance. Lato Operations, l’obiettivo è stato quello di massimizzare i ricavi attraverso l’adozione di sistemi più sofisticati di previsione della produzione accoppiati a sistemi di accumulo/storage che possano permettere strategie più aggressive per la vendita dell’energia prodotta attraverso l’accesso a più mercati elettrici per la vendita dell’energia (non più solo MGP, ma anche MSD). Lato Maintenance, l’obiettivo è stato quello di contenere il più possibile i costi facendo ricorso anche a imprese specializzate che possono essere utilizzate per sostituire o per mettere in competizione i produttori di turbine che storicamente si sono occupati di questa attività. Il meccanismo delle Aste porta gli operatori a dichiarare qual è l’incentivo necessario per poter effettuare con profitto un determinato investimento: durante la prima Asta sono state presentate 18 richieste di incentivazione, con riduzioni che sono andate da un minimo del 2,5% a un massimo del 24,4%, con 5 progetti che hanno richiesto una remunerazione totale inferiore a 110 €/MWh; durante la seconda Asta sono state presentate 16 richieste di incentivazione, in questo caso le riduzioni sono andate da un minimo del 9,5% a un massimo del 19,0%. Considerando le riduzioni medie richieste dagli investitori durante i primi due turni di assegnazione è possibile capire come l’interesse sia interamente focalizzato su siti con ventosità tali da garantire almeno 2.000 ore equivalenti di producibilità annua. Negli ultimi anni la fonte eolica si è di fatto avvicinata alla market parity. Per raggiungere l’obiettivo è necessaria una ulteriore riduzione del costo di sviluppo degli impianti che, da un lato, si può ottenere grazie ai produttori di aerogeneratori che, per competere in un mercato in forte contrazione sono costretti ad abbassare i prezzi e, dall’altro, potrebbe essere reso possibile dall’eventuale snellimento del processo autorizzativo (3-4 anni per sviluppare un parco eolico) e dei costi ad esso associati. Anche se una maggiore flessibilità e potenzialità di azione per i gestori di impianti potrebbe essere fornita dalle tecnologie di storage/accumulo che permetterebbero di ridurre il rischio di penali. Nel corso del 2013 si è registrato, di contro, un ulteriore incremento delle installazioni di mini eolico con nuovi impianti (potenza < 200 kW) che hanno portato la potenza totale installata a circa 35 MW. La potenza è concentrata soprattutto nelle Regioni del Sud con Puglia e Basilicata che da sole ospitano più di metà della potenza mini eolica italiana. L’accesso agli incentivi per questi impianti può avvenire attraverso l’iscrizione al Registro (potenza compresa tra i 60 kW e i 200 kW) o direttamente (potenza inferiore ai 60 kW). In entrambi i turni di assegnazione al Registro sono stati presentati numerosi impianti che rientrano in questa fascia del mini eolico e la potenza richiesta è stata molto superiore a quella disponibile. Complessivamente, a inizio 2014, risultavano assegnati incentivi per 49,6 MW ad impianti compresi tra 20 e 200 kWche saranno realizzati nel corso del 2014, un rallentamento della nuova potenza installata si avrà nel 2015 quando un minor numero di impianti incentivati verrà invece realizzato a causa dell’esito del 2° turno di assegnazione. Il settore mini eolico rappresenta già oggi una realtà importante che si prevede crescerà ancora in futuro. Alcune iniziative che potrebbero favorire lo sviluppo del settore sono: (i) migliore caratterizzazione anemologica del sito, così da evitare investimenti che poi non rispettino le aspettative; (ii) certificazione della curva di potenza del generatore e delle macchine (anche in relazione alla classe di vento), per garantire che sul mercato operino solo gli operatori che hanno dei prodotti qualitativamente «accettabili»; (iii) gestione della naturale overcapacity in relazione ai limiti imposti di potenza nominale, per evitare che l’eventuale energia elettrica «extra» venga dispersa per limiti normativi. Le Biomasse Il mercato delle bioenergie lo scorso anno ha mostrato di muoversi a velocità diverse: crescita positiva per biogas agricolo e biomasse agroforestali; sostanziale crescita “zero” per gli impianti per la valorizzazione energetica dei rifiuti o della produzione di energia da oli vegetali. Le biomasse agroforestali hanno fatto registrare numerose nuove installazioni soprattutto grazie agli impianti di piccole dimensioni (taglia < 2 MW) e alcuni interventi di rifacimento su grandi impianti e il biogas agricolo, nonostante un rallentamento delle installazioni dopo il record raggiunto negli anni scorsi, rimane in crescita soprattutto grazie alle soluzioni di piccola taglia. Il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche che ha introdotto i cambiamenti di cui si è già detto, classifica le biomasse in più gruppi a seconda della loro tipologia, ma essenzialmente distingue tra biomasse che provengono dal mondo dei «rifiuti»e biomasse derivanti dalla produzione «agricola-forestale». Analizzando entrambi i turni delle Aste introdotte col DM 6 Luglio 2012 è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri (impianti di medio-piccole dimensioni) e uno scarso interesse sia per quanto riguarda i Rifacimenti (una sola richiesta pervenuta), che, più in generale, per gli impianti alimentati a RSU. Il DM del 6 Luglio 2012 prevede che nei prossimi mesi, prima della completa scadenza dei contingenti messi a disposizione, venga emanato un nuovo Decreto che stabilisca gli incentivi per gli anni successivi al 2015. Per il 2014–2105 lo sviluppo sarà determinato dai contingenti che restano a disposizione e dal limite di spesa totale per incentivi misurato dai contatori GSE. Per quanto riguarda lo sfruttamento delle biomasse agroforestali, per ragioni tecnologiche e di efficienze di conversione energetiche ottenibili, gli impianti che maggiormente si sono diffusi sono essenzialmente di due tipi: (i) i piccoli impianti con potenza di circa 1 MW elettrico che principalmente sfruttano la tecnologia ORC (OrganicRankineCycle) e che bene si adattano a contesti locali dove è possibile valorizzare la biomassa presente in loco; (ii) i grandi impianti con potenze maggiori di 8 MWelettrici principalmente destinati alla produzione elettrica su grande scala. I piccoli impianti a biomasse agroforestali sono di più recente diffusione e possono essere convenienti (IRR superiori al 6%) se, da un lato,grazie anche alla filiera cortasono in grado di ottenere prezzi di acquisto della biomassa tra i 45 e i 55 €/ton e, dall’altro, sono in grado di vendere tutta l’energia prodotta non solo elettrica, ma anche termica. Il mercato del biogas agricolo per la produzione elettrica è cambiato notevolmente a seguito dell’introduzione del Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012. La taglia media degli impianti di recente sviluppo si è più che dimezzata rispetto all’impianto standard da 999 kW realizzato fino al 2012. La filiera si è consolidata negli ultimi anni con gli operatori che ora stanno riorganizzando la loro offerta di prodotti per seguire i nuovi sistemi di incentivazione. Alcuni operatori stranieri sono usciti dal mercato italiano per focalizzarsi su mercati esteri più redditizi. Il rallentamento del settore del biogas potrebbe essere, almeno in parte, compensato dall’affermarsi della filiera dell’upgrading del biogas a biometano. Le fasi di upgrading del biometano riguardano essenzialmente: la rimozione delle impurità dal biogas, la rimozione dell’anidride carbonica e il post trattamento del biometano ottenuto per finalizzare l’immissione in rete. In Italia, a fine 2013, non sono ancora presenti impianti di upgrading, ma in Europa già alcuni Paesi hanno scommesso su queste tecnologie. Complessivamente nel Mondo sono in funzione oltre 340 impianti di upgradinge i Paesi di riferimento sono la Germania e la Svezia. I costi di investimento relativi alle varie tecnologie disponibili non si differenziano molto, specialmente per impianti di grande taglia: dai 500 m³/h (equivalenti a 2 MW di potenza elettrica installata) di biometano prodotto, i costi delle tecnologie tendono a convergere. L’unica eccezione è rappresentata dalla tecnologia a membrane che, per le piccole e medie taglie, risulta essere più vantaggiosa rispetto alle altre a causa della sua maggiore scalabilità. Il 17 Dicembre del 2013 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo riguardante le modalità di incentivazione del biometano che prevede tre modalità di incentivazione a seconda che il biometano sia immesso in rete, usato per la cogenerazione o venduto come carburante per i trasporti. Il Decreto approvato lascia tuttavia alcune questioni ancora da definire con decreti attuativi successivi o con decisioni a livello comunitario-europeo. In particolare è necessario che: (i) sia data la definizione di FORSU (Frazione Organica Rifiuti Solidi Urban); (ii) si faccia chiarezza sul valore dei certificati di immissione in consumo di biocarburanti; (iii) si decida chi deve sostenere eventuali costi di immissione in rete del biometano prodotto (proprietario della rete vs proprietario dell’impianto). Il mercato italiano che si delineerà avrà caratteristiche fortemente determinate dalla normativa. Infatti sono stati privilegiati, da un lato, l’utilizzo di FORSU (che finora non era stato molto sfruttato dalla filiera del biogas per la produzione elettrica) e, dall’altro, la realizzazione di nuove stazioni per la vendita diretta del biometano. Diventa quindi fondamentale la gestione delle materie prime e la capacità di riuscire a distribuire il biometano prodotto. Sembrano quindi essere favorite le utilities e le ex municipalizzate che gestiscono la raccolta e il trattamento dei rifiuti (FORSU) e che, spesso, dispongono anche di un parco veicoli offrendo servizi di trasporto pubblico. L’Idroelettrico La potenza idroelettrica cumulata installata in Italia a fine 2013 è pari a 18,3 GW e negli ultimi 5 anni è cresciuta complessivamente del 4%, contando mediamente su circa 130 MW aggiuntivi ogni anno. Nello stesso periodo la taglia media del parco impianti italiano è passata tuttavia da 8,1 a 6 MW. Tale andamento è dovuto principalmente alla maggiore crescita del numero di impianti di potenza inferiore al MW (mediamente +9,7% annuo) rispetto a quelli di media e grande taglia (rispettivamente +3,6% e +0,5% annuo). A fine 2013 circa il 64% degli impianti installati era ascrivibile al segmento ≤ 1 MW(3% della potenza complessiva), il 26% era costituito da impianti tra 1 e 10 MW (che contavano per il 13% della potenza) e il 10% da grandi impianti > 1 MW (che costituivano l’83% della potenza installata). Circa il 60% della potenza cumulata è installata in tre Regioni (Lombardia, Trentino e Piemonte) soprattutto grazie ad una forte concentrazione di impianti al di sopra dei 10 MW, ascrivibili al grande idroelettrico che sfrutta i bacini alpini e la cui piena diffusione è iniziata già a partire dagli anni 50. Ad oggi, gli impianti esistenti possono beneficiare, a seconda del periodo di entrata in esercizio, del meccanismo dei Certificati Verdi (CV), delle Tariffe Onnicomprensive (TO) o del sistema del Ritiro Dedicato (RID) e dei Prezzi Minimi Garantiti (PMG). Il costo indicativo cumulato annuo totale per l’incentivazione all’idroelettrico tramite CV e TO rilevato a fine Gennaio 2014 è pari a circa 1 miliardo di Euro. Il regime di Ritiro Dedicato si pone quale alternativa al normale regime di vendita dell’energia elettrica. L’energia elettrica immessa in rete dal singolo impianto viene infatti interamente ritirata dal GSE, che assume il ruolo di controparte del produttore in questa specifica convenzione. Il prezzo di ritiro riconosciuto dal GSE sull’energia immessa in rete è definito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), è pari al Prezzo Zonale Orario della specifica zona di immissione, è corrisposto sulla base del profilo orario di immissione del singolo produttore. Al Ritiro Dedicato non possono avere accesso gli impianti che beneficiano delle tariffe onnicomprensive (TO). Il Prezzo Minimo Garantito (PMG) è una convenzione riservata ai soggetti che hanno accesso al Ritiro Dedicato (RID) che prevede un limite inferiore al prezzo di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica immessa annualmente in rete dai produttori, riconosciuto, e aggiornato annualmente dall’AEEG sul primo e secondo milione di kWh immessi (che quindi ragionevolmente ha un impatto soprattutto sugli impianti di taglia inferiore a 1 MW). Con la Delibera 618/2013/R/EFR, l’AEEG ha introdotto alcune modifiche al meccanismo del PMG in termini di valore del Prezzo Minimo Garantito riconosciuto e di volume complessivo di energia elettrica immessa sulla quale viene riconosciuto il PMG. La modifica introdotta dal DL 145/2013 «Destinazione Italia» pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 21 Febbraio 2014 riduce inoltre la soglia di accesso ai PMG da 1 MW a 500 kW per gli impianti idroelettrici incentivati. La revisione riguarda circa 1.000 impianti per oltre 330 MW. L’effetto retroattivo sugli impianti incentivati tramite CV risulta significativo soprattutto per le taglie più grandi (superiori ai 500 kW) obbligando i gestori a intervenire per l’ottimizzazione dei costi di gestione e manutenzione e per la valorizzazione dell’energia prodotta (ad esempio attraverso sistemi di forecasting). Il DM 6 Luglio 2012 che ha introdotto i meccanismi delle Aste e dei Registri, prevede un contingente annuo complessivo incentivabile pari a 420 MW per l’idroelettrico. I risultati dei primi due turni delle procedure di accesso all’incentivazione mostrano una forte concentrazione delle richieste sulle medie taglie a cui fanno riferimento i Registri e un sostanziale disinteresse per i grandi impianti. Il 3° turno di incentivazione costituirà l’ultimo turno di assegnazione del contingente, al quale verosimilmente avranno accesso i soli impianti che avevano presentato richiesta nelle precedenti tornate e che erano stati esclusi. Il 65% dei progetti incentivati (in MW) negli ultimi due anni è riconducibile alle Regioni del Nord (Trentino, Lombardia, Piemonte e Veneto). Il 9% della potenza incentivata è ascrivibile a due Regioni del Centro-Sud, Basilicata e Abruzzo, grazie ad una importante quota di impianti di piccole dimensioni. Quasi la totalità (oltre il 90%) dei progetti incentivati è ascrivibile a impianti mini-idroelettrici (p < 1 MW). In particolare, il segmento più rilevante è costituito da taglie medio piccole (tra 100 e 500 kW) che contano per il 64% dei progetti (35% della potenza) complessivamente incentivati. In base all’analisi del mercato e alle prospettive definite dai contingenti di potenza delle procedure di Asta e Registro, nel 2014 e nel 2015 il mercato dell’idroelettrico in Italia continuerà a crescere con un ritmo prossimo ai 70 MW/annui. Il mini-idroelettrico rappresenta il comparto più dinamico dell’idroelettrico in Italia grazie a: (i) il recente sviluppo di tecnologie in grado di sfruttare piccoli salti e portate molto ridotte per la produzione di energia elettrica preservando al contempo l’efficienza complessiva del sistema; (ii) un sistema incentivante che risulta premiante per le piccole taglie, rispetto alle grandi; (iii) un notevole potenziale ancora non sfruttato, al contrario di quanto si verifica per il «grande idroelettrico». Nel caso degli impianti mini idroelettrici si registra una elevata variabilità dei costi di investimento (CAPEX).Ragionando su valori aggregati, risulta tuttavia evidente un effetto scala in funzione della taglia dell’impianto, con una variabilità dei costi medi di investimento compresa tra i circa 6.200 €/kW delle taglie più piccole (< 100 kW) e i 3.800 €/kW degli impianti sopra i 500 kW. Confrontando le diverse tipologie di installazione si riscontrano differenze di costo che possono arrivare anche al 25% tra impianti «su condotta» e impianti ad acqua fluente «tradizionali» (costituiti cioè da bassi salti e portate generalmente più elevate). Il mercato degli impianti al di sotto del MW costituisce il principale settore di crescita dell’idroelettrico in Italia. La potenza cumulata complessiva è cresciuta del 40% tra il 2008 e il 2013vcon una media di nuove installazioni pari a circa 35 MW/anno. Per gli impianti mini idroelettrici è presente, oltre al sistema del Registro, un meccanismo di accesso diretto alle tariffe onnicomprensive che è riconosciuto per tutti gli impianti con potenza inferiore ai 50 kW e fino a 250 kW per impianti che presentano specifiche configurazioni impiantistiche. Il meccanismo di accesso diretto all’incentivazione rappresenta una importante facilitazione per i micro impianti che, potendo prescindere dal meccanismo del Registro, possono richiedere direttamente la qualifica IAFR e quindi ottenere l’accesso alla tariffa incentivante. Le ore di funzionamento annue rappresentano il parametro critico per la redditività dell’investimento. Gli impianti di taglia intermedia (rappresentati dalla taglia 400 kW) si mostrano come quelli in grado di assicurare il miglior rapporto tra costo di investimento e tariffa incentivante e dunque, in ultima analisi, il miglior profilo di rendimento. Un importante potenziale di sviluppo per il futuro del mini idroelettrico in Italia, è rappresentato dalle installazioni su canali irrigui o condotte di presa/scarico di acquedotti per diversi motivi: (i) l'elevato numero di ore annue di funzionamento (generalmente pari a 8.000); (ii) i minori costi di investimento data l’entità contenuta dei costi per le opere edili e idrauliche (in parte già esistenti); (iii) tempi e costi di autorizzazione più contenuti rispetto agli impianti «tradizionali»; (iv) un potenziale ancora sfruttabile estremamente significativo, al contrario di quanto invece si riscontra nel caso dei grandi bacini tradizionali, già ampiamente sfruttati. 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Vale la pena ricostruire per i lettori il percorso che ci ha portato alla redazione del Biomass Energy Report 2012. La constatazione da cui ha preso il via il lavoro di ricerca è stata quella di un mercato, quello delle bioenergie, che durante lo scorso anno ha mostrato di muoversi a "tre velocità": (i) con una crescita "sostenuta", soprattutto nel caso del biogas agricolo con nuove installazioni per oltre 200 MW (il doppio rispetto all'installato dell'anno precedente), ma anche per le caldaie a pellet che ormai da qualche anno fanno registrare un numero costante di nuove installazioni, nell'ordine di 150.000 unità l'anno; (ii) con una crescita "appena accennata", come nel caso del teleriscaldamento e delle biomasse agroforestali (scarti legnosi e agricoli impiegati per la produzione di energia elettrica) che hanno visto percentuali di crescita dell'installato complessivo nell'ultimo anno nell'ordine di 4-5 punti; (iii) sostanzialmente con crescita "zero", come nel caso degli impianti per la valorizzazione energetica dei rifiuti o, qui addirittura con un calo del 75% rispetto alle nuove installazioni del 2010, della produzione di energia da oli vegetali. Una simile difformità di andamento poteva avere tre "origini": (i) da una difformità significativa nei costi/rendimenti intrinseci (ovvero indipendenti dalla incentivazione) fra le diverse tecnologie per la produzione di energia da biomassa; (ii) da una difformità delle caratteristiche dei numerosi segmenti di mercato (da quello residenziale a quello delle imprese produttrici di energia) ai quali le tecnologie sono destinate; (iii) da una difformità di impatto dei sistemi di incentivazione e regolazione "in senso lato" (si pensi ad esempio alle tematiche autorizzative) attualmente in vigore. Una volta chiarito se e come - ovviamente anche in combinazione fra di loro - le tre tipologie di difformità spiegano l'andamento di mercato è possibile impiegare la medesima metodologia in ottica prospettica, stimando l'impatto del "nuovo" sistema di incentivazione di cui proprio in questi giorni si sta discutendo. L'analisi, che per quanto riportato sino ad ora e con la medesima sequenza copre le Sezioni dalla 1 alla 6 del Rapporto, si chiude con una analisi critica del "vero" potenziale delle bioenergie nel nostro Paese e della sua relazione con gli obiettivi del PAN e la loro conseguente regionalizzazione (per tramite del decreto Burden Sharing). Sebbene frutto delle elaborazioni e analisi condotte in maniera indipendente dell'Energy & Strategy Group tutte le Sezioni del Rapporto sono "ancorate" alla realtà da una solida analisi empirica che ci ha permesso - con oltre 50 interviste ad operatori e professionisti del settore - di raccogliere e verificare dati per oltre 16 diverse soluzioni tecnologiche ed un totale di quasi 70 combinazioni di rendimento/impiego, presentate anche con l'ausilio di casi di studio esemplificativi. Le tecnologie per la produzione di energia da biomassa: un quadro sorprendente L'analisi dei LEC (Levelized Energy Cost) - effettuata per le principali tecnologie di produzione di energia termica ed elettrica da biomassa rapportando i costi di investimento nel nostro Paese, approvvigionamento della materia prima e gestione operativa, con l'effettiva produzione di energia - mostra come, per effetto della relativa maturità tecnologica della maggior parte delle tecnologie, i valori di riferimento vadano da un minimo di 6 c€/kWh (per le caldaie a biomassa) a un massimo di 9 c€/kWh (per le caldaie a pellet) per la produzione termica e da un minimo di 14,3 c€/kWh (centrali a combustione da biomassa, escludendo gli impianti per il recupero energetico da RSU per i quali l'approvvigionamento della biomassa in input rappresenta un "ricavo") a un massimo di 23,3 c€/kWh (impianti di pirolisi) per la produzione elettrica. La "vicinanza" con il livello di costo dell'energia dalla rete (grid parity) appare evidente ed è, come ulteriormente dettagliato nel Rapporto, ulteriormente rafforzata nel caso in cui i costi di approvvigionamento della biomassa siano "trascurabili", ossia qualora gli utilizzatori dispongano in proprio del "combustibile" necessario all'alimentazione dell'impianto, perché è ad esempio un sottoprodotto dell'attività produttiva.

Altro risultato dell'analisi da sottolineare (e che per qualcuno dei lettori potrà apparire anch'esso sorprendente) è la "italianità" della filiera delle soluzioni tecnologiche per la produzione di energia da biomasse. Su oltre 70 imprese fra le principali che operano nei diversi ambiti ed i cui dettagli sono riportati nel Rapporto, ben 61 (l'85%) sono italiane, così come sono italiani (almeno per gli impianti con taglie sino a 10 MW) i principali progettisti e installatori e gli operatori che si occupano (ove necessario, ad esempio per gli impianti di combustione di biomasse agroforestali) della gestione e manutenzione degli impianti. Non è sempre italiana, e questo va precisato, la materia prima di input, ma è interessante notare come i mercati a crescita "sostenuta" sono quelli ove più locale è la disponibilità di "combustibile", mentre ove avviene il contrario (riferendosi in particolare agli oli vegetali) si è registrato nel corso dell'ultimo anno un andamento certo non "brillante" delle installazioni. La convenienza "assoluta" delle bioenergie: la prospettiva dell'investitore Sono diversi - nel Rapporto analizzati e classificati in 4 gruppi, clienti domestici, clienti non residenziali (dagli agriturismi alla Pubblica Amministrazione), clienti industriali (produttori e trasformatori di materia prima impiegabile come biomassa), produttori di energia - i soggetti che possono adottare tecnologie per la produzione di energia termica o elettrica da biomassa per soddisfare i propri fabbisogni energetici e/o per vendere energia. A ciascuno di questi si adattano, per taglia e caratteristiche (ad esempio necessità di manutenzione qualificata o spazio per lo stoccaggio), solo alcune delle soluzioni tecnologiche a disposizione. Assumendo la prospettiva dell'investitore tuttavia appare evidente come per decidere di investire nelle bioenergie non sia sufficiente la mera compatibilità tecnologica e neppure la "vicinanza" alla grid parity di una determinata soluzione, come visto rafforzata dalla disponibilità della biomassa di input. E' necessario tenere conto in maniera esplicita di almeno altri due fattori: (i) il rendimento economico "relativo", misurato in termini di IRR (Internal Rate of Return) e in un periodo di crisi come questo soprattutto TPB (Tempo di Pay Back), che deve essere competitivo per sé e in relazione alle alternative che l'investitore si trova di fronte; (ii) la complessità autorizzativa e le dinamiche di siting, che creano costi talora "nascosti" (ma parimenti quantificabili) nell'allungamento dei tempi e nella necessità di convincere le comunità locali ad ospitare l'impianto. Il quadro che emerge dall'analisi condotta è decisamente interessante La produzione di energia termica da biomassa è, comunque la si voglia guardare, già oggi e senza alcuno strumento di incentivazione conveniente per quei segmenti di mercato per i quali essa ha senso dal punto di vista tecnologico.

La maggior parte delle tecnologie per la produzione di energia elettrica da biomassa si collocano nell'area di indifferenza, ovvero diventano "interessanti" per l'investitore solo in presenza di condizioni ottimali per quanto riguarda gli aspetti autorizzativi e la disponibilità di biomassa (giova infatti rammentare che i dati riportati in figura fanno riferimento ai valori medi rilevati attraverso l'elaborazione dei dati empirici raccolti). In assenza di sistemi di incentivazione, quindi, solo relativamente pochi impianti best case (peraltro probabilmente in larga misura già compresi nell'installato attuale) possono essere realizzati, ossia superare la valutazione complessiva di convenienza dell'investitore all'adozione della tecnologia. Solo gli impianti ad oli vegetali e le tecnologie di gassificazione/pirolisi, che però hanno già validi sostituti tecnologici per il soddisfacimento delle esigenze dei rispettivi segmenti di mercato, si trovano in una condizione critica assumendo la prospettiva dell'investitore. L'impatto dei sistemi di incentivazione In presenza di una situazione quale quella descritta nel paragrafo precedente ci si attenderebbe - almeno dal punto di vista teorico - un sistema di incentivazione disegnato per favorire, ovvero "spostare" dall'area di indifferenza all'area di "convenienza", la migliore soluzione tecnologica per ogni tipologia di investitore e/o che, sempre in linea generale, valorizzi primariamente gli impieghi della biomassa più facilmente reperibile su base territoriale. Il sistema di incentivazione in vigore alla data di chiusura del Rapporto - ovvero per la produzione elettrica, la tariffa onnicomprensiva ex Legge 99/09 ed i Certificati Verdi ex Legge 244/07, e per la produzione termica, la detrazione fiscale del 55% ed i Certificati Bianchi - certo ha poco della "specificità" appena richiamata. In sostanza il suo impatto principale si è risolto nella generica "traslazione" verso la zona a maggiore convenienza delle tecnologie più vicine alla soglia. L'effetto, come dimostrato dai dati di mercato, non è stato tuttavia quello sperato, se si eccettua il "balzo" registrato dal biogas, soprattutto in quei casi (la maggior parte a dire il vero) dove l'approvvigionamento della biomassa non rappresentava un problema. Una incentivazione quindi nei fatti poco efficace - soprattutto se si assume la prospettiva generale del settore delle bioenergie in Italia - cui si è cercato di porre rimedio con lo Schema di Decreto Interministeriale del 13 Aprile 2012 (in discussione alla Conferenza Unificata Stato-Regioni proprio nel giorno seguente la chiusura del presente Rapporto), che ha per oggetto la produzione elettrica da fonti rinnovabili e quindi anche da biomasse. Non è stato sostanzialmente modificato, nonostante gli annunci di un "Conto Energia Termico" il sistema di incentivazione per la produzione termica da biomassa. Il "rimedio" per la parte elettrica, per quanto è dato di valutare dallo Schema di Decreto ed in attesa di possibili sue modifiche, si basa su 4 pilastri: • una transizione sostanzialmente indolore dal vecchio al nuovo sistema per gli impianti che entreranno in esercizio sino alla fine del 2012, che chiaramente soddisfa gli operatori e, almeno dal punto di vista teorico, dovrebbe garantire una continuità degli investimenti per l'anno in corso (a differenza di quanto ad esempio era capitato nel fotovoltaico dopo l'approvazione del Decreto Rinnovabili); • un ricorso al meccanismo del registro (per impianti da 50 kW a 5 MW) e alle aste al ribasso (per impianti sopra i 5 MW) per l'aggiudicazione delle tariffe incentivanti da parte degli impianti a biomassa a partire dal 2013, che invece non fa che appesantire l'effetto ed il peso della burocrazia, incrementando l'incertezza ed i costi "nascosti" dell'adozione delle tecnologie per la produzione di energia da biomassa; • un taglio delle tariffe che, sebbene discriminato per tipologia di biomassa, come riportato di seguito (con i dati relativi al 2013) va a colpire in particolare le taglie di impianto più grandi e in generale il biogas, ossia (quasi fosse una punizione) proprio quegli investimenti sui quali si stavano concentrando gli interessi del mercato. Un taglio mediamente del 30%, e che è solo in parte mitigato dalla presenza di "premi", questi sì volti in maniera virtuosa ad incentivare le applicazioni cogenerative, l'efficientamento energetico dei processi e l'approvvigionamento locale della biomassa. • un contingentamento complessivo delle nuove installazioni che per il triennio 2013-2015 considera solo 880 MW di nuova potenza incentivabile, contro i quasi 1.500 MW installati invece nel triennio 2009-2011, in pratica "costringendo" il mercato a ridursi di oltre il 40%. Un "rimedio" che, in buona sostanza, riduce l'ambito di sviluppo ai soli operatori che già dispongono della biomassa di input.

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I residui legnosi – sfalci e potature di bordi stradali, aiuole, parchi e giardini – possono diventare preziosa biomassa combustibile. Residui legnosi urbani: preziosa biomassa combustibile

Conto Termico 3.0

Le ultime novità di prodotto

PE1c Pellet di Fröling

Vitoligno 200-S di Viessmann

Il tutto gestibile digitalmente con comando a distanza dal display touch Vitotrol 350-C.

Hublot Wood di Cadel

FIREBOX EVO di Edilkamin

Margaret Evolution Line di La Nordica Extraflame

Curve di MCZ

Il rivestimento esterno di ceramica può essere lucido, in tinta White o Warm Grey, oppure opaco, Black o Taupe. Il top è in fusione di alluminio verniciato nero.

NUA di Unical

Indice degli argomenti:

Cosa sono e come funzionano le caldaie a pellet?
Quali sono i vantaggi di una caldaia a pellet?
Qual è l'efficienza energetica delle caldaie a pellet?
Caldaia a pellet, costi e incentivi
Come si installa una caldaia a pellet
Confronto tra caldaie a pellet e a gas
La manutenzione richiesta per le caldaie a pellet
Stufe e caldaiea pellet - Rassegna prodotti

Cosa sono le caldaie a pellet?

Come funzionano le caldaie a pellet?

Quali sono i vantaggi di una caldaia a pellet?

metano	x 28
energia elettrica	x 13,5
pellet	x 2,3

Qual è l'efficienza energetica delle caldaie a pellet?

Come scegliere una caldaia a pellet?

Come si installa una caldaia a pellet?

Quanto costa installare una caldaia a pellet?

Gli incentivi per le caldaie a biomassa

Quali dimensioni di pellet sono compatibili con le caldaie?

Quali precauzioni dovrebbero essere prese nell'uso delle caldaie a pellet?

Confronto tra caldaie a pellet e a gas: quale scegliere?

Sostituzione di vecchie caldaie con modelli a pellet

Come si effettua la manutenzione di una caldaia a pellet?

Stufe e caldaie a pellet - Rassegna prodotti

Froling - PE1c Pellet

[caption id="attachment_146198" align="aligncenter" width="568"] Froling - caldaia a pellet PE1c Pellet

Hoval - BioLyt (13-43)

[caption id="attachment_146200" align="aligncenter" width="1200"] Hoval - caldaia a pellet BioLyt (13-43)

Paradigma - Pelletti Touch

[caption id="" align="aligncenter" width="690"] La caldaia a pellet Pelletti Touch di Paradigma

Viessmann - Vitoligno 300-C

[caption id="attachment_146260" align="aligncenter" width="1200"] Caldaia a pellet Viessmann Vitoligno 300-C anche per attività commerciali

Edilkamin - Gora2 Slim Up

[caption id="attachment_146197" align="aligncenter" width="1200"] Edilkamin - Caldaia a pellet Gora2 Slim Up

Extraflame - PR 20

[caption id="attachment_146202" align="aligncenter" width="1200"] Extraflame - Caldaia a pellet PR20

MCZ - Performa HQ

[caption id="attachment_146203" align="aligncenter" width="919"] MCZ - caldaia a pellet Performa HQ

Palazzetti - Serie JP

[caption id="attachment_146204" align="aligncenter" width="1200"] Palazzetti - caldaia a pellet Serie JP

31/01/2022

Caldaia a pellet o legna e stufe: cosa c’è da sapere sul riscaldamento ecologico

Indice degli argomenti:

Terminata la COP26, ora è il momento di passare alle azioni concrete. Una priorità è il raggiungimento (quantomeno per UE e USA) dell'obiettivo net zero al 2050. Quale ruolo avrà il comparto del riscaldamento a legna e pellet nella transizione ecologica e nel processo di decarbonizzazione del riscaldamento civile?

Su cosa si deve e si dovrà lavorare (a livello associativo e di comparto) perché le soluzioni di riscaldamento a biomassa legnosa possano contribuire a ridurre emissioni e impatto ambientale?

Caldaia a pellet, stufe a legna, caldaie a biomasse: quante sono in Italia?

Stufe e caldaie a pellet e a legna: quali sono i loro consumi?

Caldaia per stufa a legna o a pellet, quale scegliere?

Quanto costano le stufe a legna o a pellet?

Stufe, caldaie ed emissioni: cosa si può dire a proposito?

È possibile dare dei consigli utili in merito?

Annalisa Paniz: “Basterebbe mettere in atto cinque azioni proposte da AIEL:

Accelerare il turnover tecnologico, cioè la sostituzione degli apparecchi più obsoleti con impianti moderni ed efficienti;
Utilizzare biocombustibile di qualità certificata;
Rivolgersi sempre ad installatori e manutentori abilitati e qualificati per l’installazione di impianti a biomasse;
Contare su informazioni corrette e costantemente aggiornate sul parco di generatori installati per questo è fondamentale il popolamento dei catasti informatici regionali e l’intensificazione della sorveglianza sull’applicazione delle norme vigenti.
Sviluppare campagne di comunicazione nazionali rivolte ai consumatori per promuovere le buone pratiche per un uso corretto dei generatori a biomasse.

Quali norme e certificazioni devono rispettare stufe e caldaie a biomasse?

Riscaldare una casa di 100 mq con legna o pellet è più conveniente rispetto alle soluzioni come metano, gasolio o gpl?”

A proposito di stufa ecologica a legna: quali sono gli errori da evitare?

Da clienti finali, come possiamo riconoscere facilmente gli apparecchi più performanti?

A proposito degli impianti NZEB, cosa sono e cosa si intende con questa sigla?

E nel caso invece delle materie prime pellet e legna?

Il cippato invece per quali impianti è indicato e qual è la certificazione di riferimento?

Quali incentivi sono vigenti per l’acquisto di stufe o caldaie?

per le termostufe il pellet dovrà necessariamente essere di classe di qualità A1, mentre per le caldaie esso dovrà essere di qualità uguale o migliore rispetto a quella per cui il generatore è stato certificato (≤500 kW) o testato in opera (>500 kW);
la certificazione del pellet dovrà essere rilasciata da un organismo di certificazione accreditato secondo la norma ISO/IEC 17065, sulla base delle analisi delle proprietà del biocombustibile, svolte da un soggetto accreditato secondo le norme della serie UNI EN ISO 17225-2;
la documentazione di acquisto del pellet dovrà evidenziare la classe di qualità e il codice di identificazione rilasciato dall’organismo di certificazione accreditato al produttore e da questi messo a disposizione del distributore".

Indice degli argomenti:

Quali sono i punti critici della direttiva RED III che possono ostacolare le bioenergie in Europa e nello specifico le biomasse solide?
Il Governo italiano di frontre alle richieste dell'Associazione EBS
Quali saranno i prossimi passi e interventi da partedel comparto bioenergie in Europa
Quale potenziale può esprimere l'Italia in materia di biomasse solide?
Cosa richiede la tutela dei boschi e del patrimonio forestale?

Quali sono i punti critici della direttiva RED III che possono ostacolare le bioenergie in Europa e nello specifico le biomasse solide?

Il Governo italiano ha dato prova di recepire il vostro parere?

Quali saranno i prossimi passi e interventi da parte vostra e del comparto bioenergie in Europa, a livello istituzionale nazionale ed europeo, per cercare di affrontare la questione con gli organismi preposti, italiani ed europei?

Quali aspetti dovrebbe correggere o implementare per fornire uno stimolo alla diffusione delle biomasse solide?

Quale potenziale può esprimere l'Italia in materia di biomasse solide?

Quali sono gli interventi che servirebbero per cambiare la situazione e permettere una gestione forestale sostenibile?

Cosa richiede la tutela dei boschi e del patrimonio forestale?

C'è chi pensa che "sfruttare" le foreste equivalga a "deforestare". Cosa significa, invece, attuare una gestione forestale sostenibile?

Uno dei filoni più innovativi per la produzione di idrogeno verde è collegato alle biomasse. Qual è la posizione in proposito di EBS e del comparto?

Indice degli argomenti:

Quali generatori di energia rinnovabile è possibile installare in una abitazione privata
Come funziona il riscaldamento geotermico domestico
La stufa a biomassa, una soluzione green che fa risparmiare in bolletta

Quali generatori di energia rinnovabile è possibile installare in una abitazione privata?

Tra le più note troviamo:

l’energia solare catturata dai pannelli fotovoltaici e termici;
l’energia eolica, che sfrutta strutture di grandi dimensioni che trasformano il vento in energia;
l’energia idroelettrica che sfrutta la forza dei corsi d’acqua;
la geotermica, cioè l’estrazione del calore dal sottosuolo;
le biomasse (con le quali alimentare, ad esempio, le stufe) cioè scarti organici come il pellet e i rifiuti.

I pannelli fotovoltaici

Come funziona il riscaldamento geotermico domestico

una pompa di calore, valida sia per riscaldare la temperatura in inverno che per raffreddarla in estate;
un sistema in grado di captare il calore, ovvero delle tubature interrate nelle quali scorre un liquido termovettore in grado di captare il calore del terreno e dell’acqua;
un sistema di accumulo, fondamentale se l'impianto geotermico è a sua volta collegato a un sistema fotovoltaico.

La stufa a biomassa, una soluzione green che fa risparmiare in bolletta

Indice degli argomenti:

Energia da biomasse: il contributo dei biocombustibili legnosi
Biomasse legnose: quale impatto ambientale ha il suo apporto
Legna dai boschi: il ruolo delle foreste italiane e del PNRR

Energia da biomasse: il contributo dei biocombustibili legnosi

Biomasse legnose: quale impatto ambientale ha il loro apporto

Legna dai boschi: il ruolo delle foreste italiane e del PNRR

Incendio nel Sud Italia

Cambiamento climatico: temperature in ascesa

Cambiamento dell’uso del suolo

Abbandono delle campagne e espansione e urbana

Fattore umano

Che sia per dolo, o per mera distrazione, l’uomo nel 95% dei casi è direttamente responsabile per l’inizio di un incendio. Nel restante 5%, lo è indirettamente.

Temperature record per l'estate più torrida degli ultimi 200 anni

Che fine ha fatto l'acqua?

Coltivazioni

Piogge

Fonti fossili

Pompieri alle prese con le fiamme

Necessario agire e con tempestività

Aumentare e implementare l’early watching, per la prevenzione dei cosìddetti mega fires
Pianificazione territoriale in maniera accurata, per intervenire sulla topografia di campagne e città
Gestione agro-forestale a breve e lungo termine, per la gestione delle aree rurali
Costruire nuovi bacini, per l'accumulo di acqua a uso agricolo e industriale
Introdurre tecniche di riutilizzo delle acque reflue.

300 milioni di danni all'agricoltura solo in Calabria

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Intervista a Stefano Boeri

Architetto, investire in sostenibilità può essere la risposta alle condizioni di povertà dei Paesi in via di sviluppo?

Parlando di accordi sul clima: come si conciliano progetti sostenibili di città americane come Chicago con il passo indietro di Trump rispetto alla COP di Parigi?

Guardando all’Italia: anche Milano può puntare sulla sostenibilità per aiutare le periferie?

Un altro tema caldo dell’urbanistica meneghina è il progetto di riapertura dei Navigli. Cosa ne pensa il Boeri uomo politico oltre che architetto?

E' possibile che il referendum che Sala vuole indire, possa presentare anche un’opzione di questo tipo?

Oltre all'acqua anche il legno può essere uno strumento importante in fatto di sostenibilità. In un’intervista all’ Unità ha detto che per l'Italia sarebbe importante rilanciarne: come e perché?

si è stimata la quota di potenza «prenotata» ma che presumibilmente non sarà mai effettivamente realizzata, il cosiddetto «inoptato»;
si è calcolata la quota di incentivi «liberati» nel periodo 2015-2018 dalla scadenza dell’accesso agli incentivi per impianti soggetti al regime dei Certificati Verdi e CIP6.

nello scenario “as is”, la nuova potenza incentivabile nel triennio 2016-2018, ammettendo che la rimessa in gioco degli incentivi avvenga a partire dal prossimo anno, potrebbe arrivare a 2,15 GW (per un media quindi di oltre 700 MW annui)
nello scenario “remix”, la nuova potenza incentivabile potrebbe sfiorare i 2,5 GW (oltre 830 MW all’anno), in larga parte rappresentati da impianti eolici.

uno scenario «ottimistico», che veda l’effettiva diffusione dei SEU come stimolo alla realizzazione di impianti anche di media taglia anche attraverso l’estensione dei benefici dei SEU (da tempo invocata dal settore) alla configurazione un venditore-molti clienti allacciati alla stessa porzione di rete (il cosiddetto modello «condominio» o «centro commerciale»);
uno scenario «conservativo», che veda invece un sostanziale consolidamento del mercato residenziale ma un ulteriore calo delle installazioni negli altri segmenti di mercato.

gli investimenti in nuovi impianti scenderanno a poco più di 1,2 miliardi di € (- 24% rispetto al 2014) come segno del più volte discusso rallentamento delle installazioni in assenza di incentivazioni;
la vendita dell’energia salirà a oltre 3,9 miliardi di € (+ 19,5% rispetto al 2014) come effetto combinato di un aumento dei prezzi (+15%) e del parco installato (+4,5%);
le componenti di costo dei servizi si attesteranno invece attorno ai 2 miliardi di €, sostanzialmente invariate rispetto al 2014 per effetto della riduzione attesa dei costi che controbilancerà l’ingresso di nuovi impianti.

470 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» (dell’ordine di qualche MW ciascuna, come sarà meglio dettagliato nelle slide successive) relative al passaggio di proprietà di oltre 212 MW di impianti fotovoltaici;
200 milioni di € sono il controvalore delle transazioni «correnti» relative a 100 MW di impianti eolici passati di mano nel corso del 2014;
650 milioni (stimati) di € legati alla transazione «straordinaria» di un parco da 600 MW di impianti eolici da Edison a F2I (ed i cui dettagli che verranno descritti più avanti in questa sezione).

Le altre fonti rinnovabili (biomasse ed idroelettrico) non hanno segnato transazioni di valore apprezzabile (se si eccettua un passaggio di proprietà di una centrale a biomasse da 20 MW per circa 20 milioni di €), anche se va sottolineato come – non esistendo un «registro» delle transazioni – il quadro qui presentato sia il risultato della ricostruzione dei dati raccolti attraverso interviste agli operatori. Se si analizza il caso del fotovoltaico (che se ci si limita alle transazioni «correnti» ha contato per il 70% del totale), è interessante notare come le prime 10 transazioni sul mercato contano per oltre l’86% del totale della potenza passata di mano nel corso del 2014 e la loro distribuzione per tipologia di investitore mette bene in evidenza il ruoloin decisa crescita degli operatori finanziari. In 9 casi su 10 l’acquirente è infatti straniero, a significare un forte interesse da parte degli investitori internazionali. La vitalitàdelle transazioni sul mercato «secondario» è destinata a proseguire visto che l’effetto atteso dello «Spalma Incentivi» (soprattutto per gli impianti che hanno scelto l’opzione B) è quello di creare ulteriori opzioni per la cessione degli impianti. Unica nota dolente (peraltro comune anche alle altre fonti), l’eccessiva parcellizzazione della proprietà degli impianti, che si scontra con l’interesse – soprattutto da parte degli operatori stranieri – di portafogli di taglia minima elevata (e comunque non inferiore a 10 MW). Uno scenario estremamente interessante, emerso dalla nostra indagine anche se ancora con contorni da definire, è quello che gli istituti di credito possano giocare un ruolo da «intermediario» tra i proprietari di impianti ed i fondi di investimento interessati al mercato delle rinnovabili. Uno scenario interessante sotto diversi punti di vista: (i) perché risponde al problema della parcellizzazione della proprietà facendo in modo che sia l’istituto di credito a «creare» il portafoglio della taglia necessaria, accorpando impianti di «debitori» diversi; (ii) perché potrebbe più agilmente permettere la costruzione di portafogli «multi-fonte», essendo la maggior parte degli istituti di credito variamente esposti sulle diverse fonti rinnovabili; (iii) perché potrebbe permettere una «transazione intermediata», lasciando al fondo di investimenti l’istituto di credito come unico interlocutore, e a quest’ultimo invece il ruolo di gestore del rapporto «uno a molti» con i diversi proprietari. Uno scenario cui guardano con interesse anche gli operatori dei servizi O&M, che potrebbero divenire lo sparring partner degli istituti di credito in questo tipo di operazioni. Agli istituti di credito – e in subordine i grandi O&M contractor – il compito di innescare a questo punto il “cambio di passo” dando nuovo slancio al mercato degli “investimenti” nel comparto delle rinnovabili. Il Rapporto Renewable Energy Report verrà presentato il 19 Maggio 2015 ore 9.30 al Politecnico di Milano - Campus Bovisa, via Durando 10 - Aula Carlo De Carli. Scarica il programma dei lavori [post_title] => Report Energie rinnovabili: osservatorio fotovoltaico, eolico, biomasse, idroelettrico [post_excerpt] => [post_status] => publish [comment_status] => open [ping_status] => open [post_password] => [post_name] => report-energie-rinnovabili-osservatorio-fotovoltaico-eolico-biomasse-idroelettrico [to_ping] => [pinged] => [post_modified] => 2020-05-05 19:01:09 [post_modified_gmt] => 2020-05-05 17:01:09 [post_content_filtered] => [post_parent] => 0 [guid] => https://www.infobuildenergia.it/approfondimenti/report-energie-rinnovabili-osservatorio-fotovoltaico-eolico-biomasse-idroelettrico/ [menu_order] => 0 [post_type] => approfondimenti [post_mime_type] => [comment_count] => 0 [filter] => raw [filename] => /Allegati/5568.jpg [alttext] => [titletext] => ) [8] => WP_Post Object ( [ID] => 60869 [post_author] => 6 [post_date] => 2014-05-15 00:00:00 [post_date_gmt] => 2014-05-14 22:00:00 [post_content] => Il Rapporto Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche dell'Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano sarà presentato in un convegno a Milano il prossimo 22 maggio alle ore 9.30 presso il Politecnico di Milano - Aula Carlo De' Carli. Vi proponiamo in anteprima l'Executive summary. Il Report sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche per la seconda volta, coerentemente con l’approccio adottato dal legislatore, analizza congiuntamente le diverse fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche. Come nella prima edizione si dedica particolare attenzione all’eolico e alle biomasse, ma si espande anche lo spazio dedicato all’idroelettrico. La ricerca, i cui risultati sono raccolti in questa seconda edizione del Report, è stata condotta utilizzando approcci metodologici diversi, ancorché complementari e tra di loro interrelati: dall’analisi della letteratura all’analisi della normativa, dal confronto con ricercatori e professori universitari alle interviste a oltre 85 operatori del settore, dall’analisi comparativa di rapporti di ricerca e studi di settore italiani e internazionali al censimento e alla raccolta di informazioni anagrafiche ed economiche di circa 120 imprese operanti nei diversi stadi delle filiere industriali delle rinnovabili, fino alla realizzazione di oltre 35 casi di studio su un campione rappresentativo di imprese selezionate tra quelle incluse nel censimento. Il Report è stato suddiviso in quattro sezioni. Nella prima si presenta un quadro generale delle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche nel sistema elettrico italiano. Nella seconda, nella terza e nella quarta parte si presentano invece i focus sull’eolico, sulle biomasse e sull’idroelettrico con l’obiettivo di aggiornare i numeri di mercato, di analizzare la filiera, di verificare le possibilità di investimento e le potenzialità di sviluppo futuro di questi settori. Le Rinnovabili nel sistema elettrico italiano Nel 2013 l’Italia ha raggiunto e superato la barriera dei100 TWh prodotti da fonti rinnovabili. La produzione elettrica da rinnovabili copre ormai quasi un terzo del fabbisogno energetico italiano, nel primo trimestre del 2014 si è raggiunto il 39,8% di contributo alla produzione (nel 2013 era stato 32,4%). Le installazioni degli ultimi anni hanno portato ad avere oggi un parco impianti da rinnovabili principalmente composto da solare ed idroelettrico con un importante contributo dell’eolico. L’elevata produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ha alimentato un forte dibattito sia su tematiche prettamente tecniche, che riguardano ad esempio l’integrazione delle rinnovabili con la rete elettrica esistente (non programmabilità e produzione distribuita), sia su tematiche di carattere più generale quali ad esempio i sussidi pubblici garantiti. Il forte ricorso a fonti rinnovabili non programmabili comporta indubbiamente alcune criticità sia dal punto di vista tecnico (impatto sulla sicurezza del sistema), sia dal punto di vista economico (impatto sul mercato elettrico). Le rinnovabili portano, quindi, nuove sfide per il mercato elettrico e per i gestori della rete, dato che la produzione non programmabile è concentrata in determinate ore del giorno e richiede sicuramente uno sforzo maggiore nella gestione e pianificazione della produzione. Il finanziamento delle rinnovabili avviene attraverso numerose forme: CIP6, Certificati Verdi, Tariffa Omnicomprensiva, Conto Energia, Ritiro Dedicato, Scambio sul Posto e altre forme indirette. Con la crescita della produzione da rinnovabili, negli anni l’entità della spesa è cresciuta, passando dai 6,3 miliardi di Euro del 2011 agli oltre 11 miliardi di Euro previsti per il 2013 che potrebbero divenire 12,5 miliardi di Euro nel 2014. Le rinnovabili sono finanziate attraverso un aggravio del costo sostenuto dagli utenti come si evidenzia nella comune bolletta elettrica che considera quattro fattori: l’approvvigionamento e la vendita dell’energia, i costi di rete e di misura, gli oneri generali di sistema e le imposte. La componente degli «oneri generali di sistema» include, tra le altre voci: (i) la messa in sicurezza del nucleare - componente Mct, (ii) la promozione dell’efficienza energetica - Uc7, (iii) il sostegno alla ricerca - A5 e altro ancora. Tuttavia, la maggior parte degli oneri è rappresentata dalla componente A3 per la «Promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili e assimilate». Tre alternative sono allo studio per rimodulare gli incentivi allo scopo di contenere la spesa: (i) il cosiddetto Decreto «Spalma Incentivi» per dilazionare l’erogazione degli incentivi rimanenti su più anni; (ii) un intervento sui «Prezzi Minimi Garantiti» agendo direttamente su alcune tipologie di impianti che ricevono incentivi giudicati troppo elevati; (iii) un intervento su determinati settori, come quello agricolo-zootecnico, con il Decreto Legge «Spending Review». Il dibattito sull’entità degli incentivi ha anche stimolato la discussione su diversi temi: (i) la stima della riduzione del PUN in seguito all’aumento della quota di rinnovabili; (ii) la revisione del meccanismo degli Oneri di Sbilanciamento introdotto per «responsabilizzare» i produttori da rinnovabili; (iii) l’eventuale definizione di un Capacity Payment per gli impianti tradizionali che risentono della competizione con le fonti rinnovabili; (iv) la definizione dei Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) per permettere di sfruttare maggiormente i benefici della generazione distribuita senza congestionare la rete. Per questi temi si rimanda all’interno del Rapporto, anche se qui è possibile fare alcune considerazioni di carattere generale. Tutta la discussione sulle tematiche citate è finalizzata a delineare quello che sarà il contesto futuro per il settore delle rinnovabili in Italia. I meccanismi incentivanti attualmente in vigore richiedono, come definito nel Decreto scorso, di essere aggiornati ed eventualmente prolungati. In questi mesi, secondo quanto contenuto nel DM del 6 Luglio 2012, dovrebbe essere emanato un nuovo Decreto che stabilisca le modalità di incentivazione a partire dal 2015. Molta attenzione però è rivolta al monitoraggio del contatore della spesa per incentivi per le rinnovabili non fotovoltaiche che, sempre più, si sta avvicinando alla soglia dei 5,8 miliardi di Euro che porrebbe fine agli incentivi per questo settore. La preoccupazione per l’eventuale raggiungimento della soglia è elevata poiché, da un lato, non tutte le fonti sono così vicine alla market parity da poter fare a meno degli incentivi e, dall’altro, non è esattamente chiaro che cosa succederà al raggiungimento della soglia, vista la presenza di incentivi «prenotati» che potrebbero però essere riassegnati qualora si verificasse la non realizzazione degli impianti. Tutti gli ultimi provvedimenti legislativi sono stati introdotti per limitare l’impatto in bolletta di nuovi incentivi, tuttavia, l’attuale spesa risente ancora di scelte fatte in passato. L’incentivazione è ora stata rimodulata e focalizzata su un preciso target di impianti (taglia piccola e fortemente integrati con il contesto locale). Nonostante questo, però, lo sviluppo di impianti di taglia maggiore appare ancora possibile senza il ricorso a dosi massicce di incentivi come è stato in passato. Quello che manca è una maggiore integrazione con il mercato elettrico, ad esempio con una partecipazione più attiva, attraverso il ricorso a investimenti che mettano le nostre reti in condizione di operare in maniera più “smart”. L’Eolico I dati a consuntivo per il 2013 descrivono un andamento negativo per il comparto eolico con un mercato annuo globale in contrazione di oltre 10 GW (soli 35,4 GW complessivi di nuovi impianti). La crescita complessiva è quindi stata «solo» del 12,5%. La principale causa del rallentamento è stata il momentaneo stop alle installazioni negli USA a causa dell’incertezza normativa sul sistema di incentivi. In Europa nel 2013 le installazioni sono state numerose, pur se concentrate soprattutto in alcuni Paesi (Germania e Regno Unito in particolare). In particolare si registra un forte sviluppo in alcuni mercati europei finora minori come la Svezia, la Polonia,la Romania e la Danimarca. Anche il mercato Italiano, come quello statunitense, nel 2013 ha fatto registrare un record negativo di installazioni con soli 450 nuovi MW che hanno portato a una potenza complessiva di 8.551 MW. Nonostante il numero ridotto di installazioni, il 2013 è però stato un anno record per la produzione di energia eolica: quasi 14,9 TWh (+11,6% rispetto al 2012), pari al 5,3% della produzione netta totale. Le ragioni del calo delle installazioni erano però note, il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche ha (i) introdotto nuove procedure per incentivare le fonti rinnovabili elettriche non fotovoltaiche e (ii) definito le quantità di potenza incentivabile per ogni singola fonte al fine di poter controllare lo sviluppo del mercato negli anni futuri. Per gli impianti di taglia medio-piccola sono stati istituiti dei Registri, mentre per gli impianti di taglia maggiore l’ottenimento dell’incentivo è stato subordinato alla partecipazione ad un’asta competitiva. Attualmente si sono già effettuati due turni di assegnazione degli incentivi, il primo a Gennaio 2013 e il secondo a Luglio 2013, e un bando per il 3° turno è già stato emanato con scadenza Giugno 2014. Analizzando entrambi i turni conclusi di assegnazione degli incentivi è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri dei nuovi impianti (impianti di medio-piccole dimensioni), un andamento altalenante per le Aste con uno scarso interesse iniziale e un’elevata richiesta per il 2° turno e, infine, uno scarso interesse per quanto riguarda i Rifacimenti (nessuna richiesta pervenuta). Il meccanismo dei Registri, nonostante il grande numero di richieste, tuttavia, ha mostrato diversi limiti: nel primo turno di assegnazione degli incentivi infatti, la totalità di impianti accettati aveva potenza inferiore ai 200 kW, mentre nel secondo turno nessuno di questi impianti è stato accettato poiché gli incentivi sono stati assegnati a impianti con potenza compresa tra gli 800 e i 1.000 kW che erano stati esclusi dal primo Registro e che, di conseguenza, hanno avuto la priorità al secondo turno. C’è inoltre una forte incognita sui progetti che si sono aggiudicati gli incentivi attraverso il meccanismo delle Aste. Analizzando infatti i risultati del primo turno, il cui esito è stato annunciato a Gennaio 2013, è possibile trovare numerosi impianti (circa il 50%) che si sono aggiudicati l’incentivo, ma per cui non sono ancora cominciate le opere di costruzione (il tempo massimo di realizzazione per beneficiare di incentivi senza decurtazione è pari a 28 mesi, trascorsi i quali è prevista una decurtazione di 0,5% per ogni mese fino a un massimo di ulteriori 24 mesi.). Nonostante ci siano numerosi progetti non ancora in fase di realizzazione, la terza Asta si preannuncia molto affollata con circa 600 MW di progetti esclusi dalla 2^ Asta ai quali si potrebbero sommare almeno 500 MW che hanno già ottenuto l’Autorizzazione Unica (Aprile 2014). Il sistema pensato per incentivare i rifacimenti non è stato al momento in grado di attrarre alcun investimento. La crescita dell’Eolico in Italia nei prossimi anni sarà strettamente legata ai contingenti di potenza incentivabile messi a disposizione. Visto il valore (356 MW) disponibile per il prossimo turno di assegnazione, si prevede che il settore subirà una notevole contrazione per quanto riguarda le nuove installazioni, come già successo nel corso del 2013. Diverse «sfide» hanno coinvolto e coinvolgeranno gli operatori della filiera eolica: (i) i produttori di turbine e fornitori di tecnologia dovranno far fronte a un mercato italiano in netta contrazione che non lascia prevedere, almeno nel breve periodo, segni di ripresa; (ii) i gestori degli impianti, dopo il cambio delle modalità di incentivazione, dovranno continuare a seguire con attenzione i continui cambiamenti normativi riguardanti gli oneri di dispacciamento e la durata degli incentivi già acquisiti, che potranno cambiare le regole del gioco «in corso». Gli operatori hanno già iniziato ad adottare contromosse per poter continuare a investire con profitto nell’Eolico. Gli operatori industriali e i grandi gruppi energetici sono stati avvantaggiati, dato che un primo fattore di intervento ha riguardato l’Operation&Maintenance. Lato Operations, l’obiettivo è stato quello di massimizzare i ricavi attraverso l’adozione di sistemi più sofisticati di previsione della produzione accoppiati a sistemi di accumulo/storage che possano permettere strategie più aggressive per la vendita dell’energia prodotta attraverso l’accesso a più mercati elettrici per la vendita dell’energia (non più solo MGP, ma anche MSD). Lato Maintenance, l’obiettivo è stato quello di contenere il più possibile i costi facendo ricorso anche a imprese specializzate che possono essere utilizzate per sostituire o per mettere in competizione i produttori di turbine che storicamente si sono occupati di questa attività. Il meccanismo delle Aste porta gli operatori a dichiarare qual è l’incentivo necessario per poter effettuare con profitto un determinato investimento: durante la prima Asta sono state presentate 18 richieste di incentivazione, con riduzioni che sono andate da un minimo del 2,5% a un massimo del 24,4%, con 5 progetti che hanno richiesto una remunerazione totale inferiore a 110 €/MWh; durante la seconda Asta sono state presentate 16 richieste di incentivazione, in questo caso le riduzioni sono andate da un minimo del 9,5% a un massimo del 19,0%. Considerando le riduzioni medie richieste dagli investitori durante i primi due turni di assegnazione è possibile capire come l’interesse sia interamente focalizzato su siti con ventosità tali da garantire almeno 2.000 ore equivalenti di producibilità annua. Negli ultimi anni la fonte eolica si è di fatto avvicinata alla market parity. Per raggiungere l’obiettivo è necessaria una ulteriore riduzione del costo di sviluppo degli impianti che, da un lato, si può ottenere grazie ai produttori di aerogeneratori che, per competere in un mercato in forte contrazione sono costretti ad abbassare i prezzi e, dall’altro, potrebbe essere reso possibile dall’eventuale snellimento del processo autorizzativo (3-4 anni per sviluppare un parco eolico) e dei costi ad esso associati. Anche se una maggiore flessibilità e potenzialità di azione per i gestori di impianti potrebbe essere fornita dalle tecnologie di storage/accumulo che permetterebbero di ridurre il rischio di penali. Nel corso del 2013 si è registrato, di contro, un ulteriore incremento delle installazioni di mini eolico con nuovi impianti (potenza < 200 kW) che hanno portato la potenza totale installata a circa 35 MW. La potenza è concentrata soprattutto nelle Regioni del Sud con Puglia e Basilicata che da sole ospitano più di metà della potenza mini eolica italiana. L’accesso agli incentivi per questi impianti può avvenire attraverso l’iscrizione al Registro (potenza compresa tra i 60 kW e i 200 kW) o direttamente (potenza inferiore ai 60 kW). In entrambi i turni di assegnazione al Registro sono stati presentati numerosi impianti che rientrano in questa fascia del mini eolico e la potenza richiesta è stata molto superiore a quella disponibile. Complessivamente, a inizio 2014, risultavano assegnati incentivi per 49,6 MW ad impianti compresi tra 20 e 200 kWche saranno realizzati nel corso del 2014, un rallentamento della nuova potenza installata si avrà nel 2015 quando un minor numero di impianti incentivati verrà invece realizzato a causa dell’esito del 2° turno di assegnazione. Il settore mini eolico rappresenta già oggi una realtà importante che si prevede crescerà ancora in futuro. Alcune iniziative che potrebbero favorire lo sviluppo del settore sono: (i) migliore caratterizzazione anemologica del sito, così da evitare investimenti che poi non rispettino le aspettative; (ii) certificazione della curva di potenza del generatore e delle macchine (anche in relazione alla classe di vento), per garantire che sul mercato operino solo gli operatori che hanno dei prodotti qualitativamente «accettabili»; (iii) gestione della naturale overcapacity in relazione ai limiti imposti di potenza nominale, per evitare che l’eventuale energia elettrica «extra» venga dispersa per limiti normativi. Le Biomasse Il mercato delle bioenergie lo scorso anno ha mostrato di muoversi a velocità diverse: crescita positiva per biogas agricolo e biomasse agroforestali; sostanziale crescita “zero” per gli impianti per la valorizzazione energetica dei rifiuti o della produzione di energia da oli vegetali. Le biomasse agroforestali hanno fatto registrare numerose nuove installazioni soprattutto grazie agli impianti di piccole dimensioni (taglia < 2 MW) e alcuni interventi di rifacimento su grandi impianti e il biogas agricolo, nonostante un rallentamento delle installazioni dopo il record raggiunto negli anni scorsi, rimane in crescita soprattutto grazie alle soluzioni di piccola taglia. Il Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012 sulle Rinnovabili Elettriche Non Fotovoltaiche che ha introdotto i cambiamenti di cui si è già detto, classifica le biomasse in più gruppi a seconda della loro tipologia, ma essenzialmente distingue tra biomasse che provengono dal mondo dei «rifiuti»e biomasse derivanti dalla produzione «agricola-forestale». Analizzando entrambi i turni delle Aste introdotte col DM 6 Luglio 2012 è possibile riscontrare un grande successo di richieste per l’accesso ai Registri (impianti di medio-piccole dimensioni) e uno scarso interesse sia per quanto riguarda i Rifacimenti (una sola richiesta pervenuta), che, più in generale, per gli impianti alimentati a RSU. Il DM del 6 Luglio 2012 prevede che nei prossimi mesi, prima della completa scadenza dei contingenti messi a disposizione, venga emanato un nuovo Decreto che stabilisca gli incentivi per gli anni successivi al 2015. Per il 2014–2105 lo sviluppo sarà determinato dai contingenti che restano a disposizione e dal limite di spesa totale per incentivi misurato dai contatori GSE. Per quanto riguarda lo sfruttamento delle biomasse agroforestali, per ragioni tecnologiche e di efficienze di conversione energetiche ottenibili, gli impianti che maggiormente si sono diffusi sono essenzialmente di due tipi: (i) i piccoli impianti con potenza di circa 1 MW elettrico che principalmente sfruttano la tecnologia ORC (OrganicRankineCycle) e che bene si adattano a contesti locali dove è possibile valorizzare la biomassa presente in loco; (ii) i grandi impianti con potenze maggiori di 8 MWelettrici principalmente destinati alla produzione elettrica su grande scala. I piccoli impianti a biomasse agroforestali sono di più recente diffusione e possono essere convenienti (IRR superiori al 6%) se, da un lato,grazie anche alla filiera cortasono in grado di ottenere prezzi di acquisto della biomassa tra i 45 e i 55 €/ton e, dall’altro, sono in grado di vendere tutta l’energia prodotta non solo elettrica, ma anche termica. Il mercato del biogas agricolo per la produzione elettrica è cambiato notevolmente a seguito dell’introduzione del Decreto Ministeriale del 6 Luglio 2012. La taglia media degli impianti di recente sviluppo si è più che dimezzata rispetto all’impianto standard da 999 kW realizzato fino al 2012. La filiera si è consolidata negli ultimi anni con gli operatori che ora stanno riorganizzando la loro offerta di prodotti per seguire i nuovi sistemi di incentivazione. Alcuni operatori stranieri sono usciti dal mercato italiano per focalizzarsi su mercati esteri più redditizi. Il rallentamento del settore del biogas potrebbe essere, almeno in parte, compensato dall’affermarsi della filiera dell’upgrading del biogas a biometano. Le fasi di upgrading del biometano riguardano essenzialmente: la rimozione delle impurità dal biogas, la rimozione dell’anidride carbonica e il post trattamento del biometano ottenuto per finalizzare l’immissione in rete. In Italia, a fine 2013, non sono ancora presenti impianti di upgrading, ma in Europa già alcuni Paesi hanno scommesso su queste tecnologie. Complessivamente nel Mondo sono in funzione oltre 340 impianti di upgradinge i Paesi di riferimento sono la Germania e la Svezia. I costi di investimento relativi alle varie tecnologie disponibili non si differenziano molto, specialmente per impianti di grande taglia: dai 500 m³/h (equivalenti a 2 MW di potenza elettrica installata) di biometano prodotto, i costi delle tecnologie tendono a convergere. L’unica eccezione è rappresentata dalla tecnologia a membrane che, per le piccole e medie taglie, risulta essere più vantaggiosa rispetto alle altre a causa della sua maggiore scalabilità. Il 17 Dicembre del 2013 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo riguardante le modalità di incentivazione del biometano che prevede tre modalità di incentivazione a seconda che il biometano sia immesso in rete, usato per la cogenerazione o venduto come carburante per i trasporti. Il Decreto approvato lascia tuttavia alcune questioni ancora da definire con decreti attuativi successivi o con decisioni a livello comunitario-europeo. In particolare è necessario che: (i) sia data la definizione di FORSU (Frazione Organica Rifiuti Solidi Urban); (ii) si faccia chiarezza sul valore dei certificati di immissione in consumo di biocarburanti; (iii) si decida chi deve sostenere eventuali costi di immissione in rete del biometano prodotto (proprietario della rete vs proprietario dell’impianto). Il mercato italiano che si delineerà avrà caratteristiche fortemente determinate dalla normativa. Infatti sono stati privilegiati, da un lato, l’utilizzo di FORSU (che finora non era stato molto sfruttato dalla filiera del biogas per la produzione elettrica) e, dall’altro, la realizzazione di nuove stazioni per la vendita diretta del biometano. Diventa quindi fondamentale la gestione delle materie prime e la capacità di riuscire a distribuire il biometano prodotto. Sembrano quindi essere favorite le utilities e le ex municipalizzate che gestiscono la raccolta e il trattamento dei rifiuti (FORSU) e che, spesso, dispongono anche di un parco veicoli offrendo servizi di trasporto pubblico. L’Idroelettrico La potenza idroelettrica cumulata installata in Italia a fine 2013 è pari a 18,3 GW e negli ultimi 5 anni è cresciuta complessivamente del 4%, contando mediamente su circa 130 MW aggiuntivi ogni anno. Nello stesso periodo la taglia media del parco impianti italiano è passata tuttavia da 8,1 a 6 MW. Tale andamento è dovuto principalmente alla maggiore crescita del numero di impianti di potenza inferiore al MW (mediamente +9,7% annuo) rispetto a quelli di media e grande taglia (rispettivamente +3,6% e +0,5% annuo). A fine 2013 circa il 64% degli impianti installati era ascrivibile al segmento ≤ 1 MW(3% della potenza complessiva), il 26% era costituito da impianti tra 1 e 10 MW (che contavano per il 13% della potenza) e il 10% da grandi impianti > 1 MW (che costituivano l’83% della potenza installata). Circa il 60% della potenza cumulata è installata in tre Regioni (Lombardia, Trentino e Piemonte) soprattutto grazie ad una forte concentrazione di impianti al di sopra dei 10 MW, ascrivibili al grande idroelettrico che sfrutta i bacini alpini e la cui piena diffusione è iniziata già a partire dagli anni 50. Ad oggi, gli impianti esistenti possono beneficiare, a seconda del periodo di entrata in esercizio, del meccanismo dei Certificati Verdi (CV), delle Tariffe Onnicomprensive (TO) o del sistema del Ritiro Dedicato (RID) e dei Prezzi Minimi Garantiti (PMG). Il costo indicativo cumulato annuo totale per l’incentivazione all’idroelettrico tramite CV e TO rilevato a fine Gennaio 2014 è pari a circa 1 miliardo di Euro. Il regime di Ritiro Dedicato si pone quale alternativa al normale regime di vendita dell’energia elettrica. L’energia elettrica immessa in rete dal singolo impianto viene infatti interamente ritirata dal GSE, che assume il ruolo di controparte del produttore in questa specifica convenzione. Il prezzo di ritiro riconosciuto dal GSE sull’energia immessa in rete è definito dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), è pari al Prezzo Zonale Orario della specifica zona di immissione, è corrisposto sulla base del profilo orario di immissione del singolo produttore. Al Ritiro Dedicato non possono avere accesso gli impianti che beneficiano delle tariffe onnicomprensive (TO). Il Prezzo Minimo Garantito (PMG) è una convenzione riservata ai soggetti che hanno accesso al Ritiro Dedicato (RID) che prevede un limite inferiore al prezzo di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica immessa annualmente in rete dai produttori, riconosciuto, e aggiornato annualmente dall’AEEG sul primo e secondo milione di kWh immessi (che quindi ragionevolmente ha un impatto soprattutto sugli impianti di taglia inferiore a 1 MW). Con la Delibera 618/2013/R/EFR, l’AEEG ha introdotto alcune modifiche al meccanismo del PMG in termini di valore del Prezzo Minimo Garantito riconosciuto e di volume complessivo di energia elettrica immessa sulla quale viene riconosciuto il PMG. La modifica introdotta dal DL 145/2013 «Destinazione Italia» pubblicato in Gazzetta Ufficiale in data 21 Febbraio 2014 riduce inoltre la soglia di accesso ai PMG da 1 MW a 500 kW per gli impianti idroelettrici incentivati. La revisione riguarda circa 1.000 impianti per oltre 330 MW. L’effetto retroattivo sugli impianti incentivati tramite CV risulta significativo soprattutto per le taglie più grandi (superiori ai 500 kW) obbligando i gestori a intervenire per l’ottimizzazione dei costi di gestione e manutenzione e per la valorizzazione dell’energia prodotta (ad esempio attraverso sistemi di forecasting). Il DM 6 Luglio 2012 che ha introdotto i meccanismi delle Aste e dei Registri, prevede un contingente annuo complessivo incentivabile pari a 420 MW per l’idroelettrico. I risultati dei primi due turni delle procedure di accesso all’incentivazione mostrano una forte concentrazione delle richieste sulle medie taglie a cui fanno riferimento i Registri e un sostanziale disinteresse per i grandi impianti. Il 3° turno di incentivazione costituirà l’ultimo turno di assegnazione del contingente, al quale verosimilmente avranno accesso i soli impianti che avevano presentato richiesta nelle precedenti tornate e che erano stati esclusi. Il 65% dei progetti incentivati (in MW) negli ultimi due anni è riconducibile alle Regioni del Nord (Trentino, Lombardia, Piemonte e Veneto). Il 9% della potenza incentivata è ascrivibile a due Regioni del Centro-Sud, Basilicata e Abruzzo, grazie ad una importante quota di impianti di piccole dimensioni. Quasi la totalità (oltre il 90%) dei progetti incentivati è ascrivibile a impianti mini-idroelettrici (p < 1 MW). In particolare, il segmento più rilevante è costituito da taglie medio piccole (tra 100 e 500 kW) che contano per il 64% dei progetti (35% della potenza) complessivamente incentivati. In base all’analisi del mercato e alle prospettive definite dai contingenti di potenza delle procedure di Asta e Registro, nel 2014 e nel 2015 il mercato dell’idroelettrico in Italia continuerà a crescere con un ritmo prossimo ai 70 MW/annui. Il mini-idroelettrico rappresenta il comparto più dinamico dell’idroelettrico in Italia grazie a: (i) il recente sviluppo di tecnologie in grado di sfruttare piccoli salti e portate molto ridotte per la produzione di energia elettrica preservando al contempo l’efficienza complessiva del sistema; (ii) un sistema incentivante che risulta premiante per le piccole taglie, rispetto alle grandi; (iii) un notevole potenziale ancora non sfruttato, al contrario di quanto si verifica per il «grande idroelettrico». Nel caso degli impianti mini idroelettrici si registra una elevata variabilità dei costi di investimento (CAPEX).Ragionando su valori aggregati, risulta tuttavia evidente un effetto scala in funzione della taglia dell’impianto, con una variabilità dei costi medi di investimento compresa tra i circa 6.200 €/kW delle taglie più piccole (< 100 kW) e i 3.800 €/kW degli impianti sopra i 500 kW. Confrontando le diverse tipologie di installazione si riscontrano differenze di costo che possono arrivare anche al 25% tra impianti «su condotta» e impianti ad acqua fluente «tradizionali» (costituiti cioè da bassi salti e portate generalmente più elevate). Il mercato degli impianti al di sotto del MW costituisce il principale settore di crescita dell’idroelettrico in Italia. La potenza cumulata complessiva è cresciuta del 40% tra il 2008 e il 2013vcon una media di nuove installazioni pari a circa 35 MW/anno. Per gli impianti mini idroelettrici è presente, oltre al sistema del Registro, un meccanismo di accesso diretto alle tariffe onnicomprensive che è riconosciuto per tutti gli impianti con potenza inferiore ai 50 kW e fino a 250 kW per impianti che presentano specifiche configurazioni impiantistiche. Il meccanismo di accesso diretto all’incentivazione rappresenta una importante facilitazione per i micro impianti che, potendo prescindere dal meccanismo del Registro, possono richiedere direttamente la qualifica IAFR e quindi ottenere l’accesso alla tariffa incentivante. Le ore di funzionamento annue rappresentano il parametro critico per la redditività dell’investimento. Gli impianti di taglia intermedia (rappresentati dalla taglia 400 kW) si mostrano come quelli in grado di assicurare il miglior rapporto tra costo di investimento e tariffa incentivante e dunque, in ultima analisi, il miglior profilo di rendimento. Un importante potenziale di sviluppo per il futuro del mini idroelettrico in Italia, è rappresentato dalle installazioni su canali irrigui o condotte di presa/scarico di acquedotti per diversi motivi: (i) l'elevato numero di ore annue di funzionamento (generalmente pari a 8.000); (ii) i minori costi di investimento data l’entità contenuta dei costi per le opere edili e idrauliche (in parte già esistenti); (iii) tempi e costi di autorizzazione più contenuti rispetto agli impianti «tradizionali»; (iv) un potenziale ancora sfruttabile estremamente significativo, al contrario di quanto invece si riscontra nel caso dei grandi bacini tradizionali, già ampiamente sfruttati. 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Vale la pena ricostruire per i lettori il percorso che ci ha portato alla redazione del Biomass Energy Report 2012. La constatazione da cui ha preso il via il lavoro di ricerca è stata quella di un mercato, quello delle bioenergie, che durante lo scorso anno ha mostrato di muoversi a "tre velocità": (i) con una crescita "sostenuta", soprattutto nel caso del biogas agricolo con nuove installazioni per oltre 200 MW (il doppio rispetto all'installato dell'anno precedente), ma anche per le caldaie a pellet che ormai da qualche anno fanno registrare un numero costante di nuove installazioni, nell'ordine di 150.000 unità l'anno; (ii) con una crescita "appena accennata", come nel caso del teleriscaldamento e delle biomasse agroforestali (scarti legnosi e agricoli impiegati per la produzione di energia elettrica) che hanno visto percentuali di crescita dell'installato complessivo nell'ultimo anno nell'ordine di 4-5 punti; (iii) sostanzialmente con crescita "zero", come nel caso degli impianti per la valorizzazione energetica dei rifiuti o, qui addirittura con un calo del 75% rispetto alle nuove installazioni del 2010, della produzione di energia da oli vegetali. Una simile difformità di andamento poteva avere tre "origini": (i) da una difformità significativa nei costi/rendimenti intrinseci (ovvero indipendenti dalla incentivazione) fra le diverse tecnologie per la produzione di energia da biomassa; (ii) da una difformità delle caratteristiche dei numerosi segmenti di mercato (da quello residenziale a quello delle imprese produttrici di energia) ai quali le tecnologie sono destinate; (iii) da una difformità di impatto dei sistemi di incentivazione e regolazione "in senso lato" (si pensi ad esempio alle tematiche autorizzative) attualmente in vigore. Una volta chiarito se e come - ovviamente anche in combinazione fra di loro - le tre tipologie di difformità spiegano l'andamento di mercato è possibile impiegare la medesima metodologia in ottica prospettica, stimando l'impatto del "nuovo" sistema di incentivazione di cui proprio in questi giorni si sta discutendo. L'analisi, che per quanto riportato sino ad ora e con la medesima sequenza copre le Sezioni dalla 1 alla 6 del Rapporto, si chiude con una analisi critica del "vero" potenziale delle bioenergie nel nostro Paese e della sua relazione con gli obiettivi del PAN e la loro conseguente regionalizzazione (per tramite del decreto Burden Sharing). Sebbene frutto delle elaborazioni e analisi condotte in maniera indipendente dell'Energy & Strategy Group tutte le Sezioni del Rapporto sono "ancorate" alla realtà da una solida analisi empirica che ci ha permesso - con oltre 50 interviste ad operatori e professionisti del settore - di raccogliere e verificare dati per oltre 16 diverse soluzioni tecnologiche ed un totale di quasi 70 combinazioni di rendimento/impiego, presentate anche con l'ausilio di casi di studio esemplificativi. Le tecnologie per la produzione di energia da biomassa: un quadro sorprendente L'analisi dei LEC (Levelized Energy Cost) - effettuata per le principali tecnologie di produzione di energia termica ed elettrica da biomassa rapportando i costi di investimento nel nostro Paese, approvvigionamento della materia prima e gestione operativa, con l'effettiva produzione di energia - mostra come, per effetto della relativa maturità tecnologica della maggior parte delle tecnologie, i valori di riferimento vadano da un minimo di 6 c€/kWh (per le caldaie a biomassa) a un massimo di 9 c€/kWh (per le caldaie a pellet) per la produzione termica e da un minimo di 14,3 c€/kWh (centrali a combustione da biomassa, escludendo gli impianti per il recupero energetico da RSU per i quali l'approvvigionamento della biomassa in input rappresenta un "ricavo") a un massimo di 23,3 c€/kWh (impianti di pirolisi) per la produzione elettrica. La "vicinanza" con il livello di costo dell'energia dalla rete (grid parity) appare evidente ed è, come ulteriormente dettagliato nel Rapporto, ulteriormente rafforzata nel caso in cui i costi di approvvigionamento della biomassa siano "trascurabili", ossia qualora gli utilizzatori dispongano in proprio del "combustibile" necessario all'alimentazione dell'impianto, perché è ad esempio un sottoprodotto dell'attività produttiva.

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Caldaia a pellet o legna e stufe: cosa c’è da sapere sul riscaldamento ecologico

Su cosa si deve e si dovrà lavorare (a livello associativo e di comparto) perché le soluzioni di riscaldamento a biomassa legnosa possano contribuire a ridurre emissioni e impatto ambientale?

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