PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A1) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: EOLICO

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1 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A1) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: EOLICO STATO DELL ARTE Generalità L'energia eolica è stata utilizzata sin dai tempi antichi in diverse applicazioni. Già 5000 anni fa, nell'antico Egitto, il vento veniva utilizzato per la navigazione a vela. In Cina, intorno al XVII secolo, i primi mulini a vento consentivano di utilizzare l'energia eolica per la macinazione dei cereali. In Olanda, in tempi più recenti, i mulini a vento favorirono una prima fase di industrializzazione con l'azionamento di pompe per l'acqua (ad es., per il drenaggio delle paludi), di segherie, cartiere, tintorie, industrie del tabacco. Nel secolo scorso le aeropompe con giranti multipala di piccolo diametro si diffusero in grandissimo numero, in particolare nelle fattorie dei nuovi territori colonizzati e negli Stati Uniti. I primi generatori di energia elettrica azionati dal vento risalgono ai primi anni di questo secolo ed avevano una potenza compresa tra 3 e 30 kw. A partire dagli inizi degli '70 il rinnovato interesse per le energie pulite ha dato un forte impulso allo sviluppo tecnologico degli aerogeneratori che hanno raggiunto, in questi ultimi anni, la piena maturità commerciale. Tra i moderni aerogeneratori quello più diffuso è il modello ad asse orizzontale (vedi fig.1). Le pale (da 1 a 3), montate su un mozzo, formano il rotore che è posto in cima a un sostegno alto all'incirca quanto il diametro delle pale (vedi figura). Dal rotore l'energia cinetica viene trasmessa a un generatore di corrente collegato a sistemi di controllo e trasformazione tali da regolare la produzione di elettricità e l'eventuale allacciamento alla rete. Un aerogeneratore è caratterizzato da una velocità minima e massima di funzionamento. Tali velocità del vento sono comprese nei limiti da 4-5 m/s (alle quali l'aerogeneratore comincia a funzionare) a m/s (alle quali l'aerogeneratore viene posto fuori servizio per motivi di sicurezza essendo la velocità del vento troppo elevata). Le caratteristiche anemometriche necessarie per lo sfruttamento di un sito considerano di interesse zone con classe di velocità media annua superiore a 5 m/s. Fig. 1: Aerogeneratore ad asse orizzontale L'energia dal vento rappresenta una delle fonti rinnovabili più mature e competitive fra quelle disponibili; la varietà di macchine presenti sul mercato è molto elevata adeguandosi a differenti necessità. Gli impianti possono essere classificati in base alla taglia: - piccoli impianti con potenza inferiore a 50 kw per domanda energetica periferica ed isolata (diametro del rotore fino a 15 m); - impianti di media taglia con potenza fra 50 e 500 kw per applicazioni decentrate o in gruppi di qualche decina di kw collegati alla rete elettrica (wind farms), il diametro del rotore è compreso fra 15 e 35 m; - grandi impianti con taglia superiore a 500 kw per l'allacciamento in rete (diametro del rotore da 35 a 100 m); la tecnologia in questo ambito è ancora in via di maturazione. Gli impianti di piccola o media taglia permettono la fornitura di energia elettrica in loco, eliminando così le perdite di trasporto e di distribuzione; inoltre il surplus generato può essere ceduto al gestore della rete. L'installazione avviene solitamente in territori vicini al mare, dove i caratteristici movimenti delle masse d'aria sono tali da garantire un'elevata produzione di energia, ma anche all'interno, in corrispondenza di particolari conformazioni del suolo come ad esempio lungo i crinali o nelle cavità dei canaloni; infine, sta conoscendo un rapido sviluppo la realizzazione di impianti offshore, in special modo nei paesi del nord-europa. In Italia sono già sviluppate industrie produttrici di sistemi eolici quali la Ansaldo West, la Riva Calzoni e la Italian Vento Power Corporation (IVPC). Il 62% delle installazioni eoliche nel mondo è stato realizzato in Europa (circa MW alla fine del 2000 [1]); in Italia, grazie anche al provvedimento Cip 6/92, alla stessa data erano stati realizzati impianti per 430 MW [2]; in Umbria è funzionante il solo impianto di Fossato di Vico, la cui potenza è pari a circa 1,5 MW. Costi L investimento per la realizzazione chiavi in mano di una centrale eolica è, in media, dell ordine di 1000 euro per kw di potenza installata (IVA esclusa) [3]. Il costo annuo di esercizio e manutenzione è, in genere, pari al 3% dell investimento e la cosiddetta disponibilità delle macchine (rapporto tra il numero di ore durante le quali l aerogeneratore è disponibile per la produzione di energia e il numero di ore dell anno) è vicina al 2

2 (Segue stato dell arte) 98%. Per ciò che concerne il costo dell energia, si può constatare l effetto della taglia dell aerogeneratore: c'è un decremento quasi lineare del costo dell energia, passando da 94,51 euro/mwh per macchine da 100 kw a 36,15 euro/mwh per macchine da 600 kw, a parità di altre condizioni [3]. La durata media di un aerogeneratore è di circa 20 anni [4], generalmente, il valore di rottamazione delle turbine è sufficiente a coprire i costi del loro smantellamento [3]. Legislazione In Italia non esistono procedure specifiche per la pianificazione e la localizzazione degli impianti. Esiste una normativa generale a sostegno, ma anche a limitazione, di tali insediamenti. La legge 10/91 (art.1, comma 4) stabilisce che l uso delle fonti rinnovabili è da considerarsi di "pubblico interesse e di pubblica utilità", quindi le relative opere sono da considerarsi indifferibili ed urgenti ai fini dell applicazione delle leggi sulle opere pubbliche. L art. 22 della legge 9/91 esclude, inoltre, per tali impianti le autorizzazioni ministeriali previste dalla vecchia normativa sulla nazionalizzazione dell energia elettrica. Altra legge a favore dell eolico è da considerarsi la 394/91 (art. 7, comma 1) che prevede misure di incentivazione alle amministrazioni comprese nelle aree protette che promuovano l uso delle fonti energetiche rinnovabili. Per ciò che concerne le limitazioni, le centrali eoliche devono sottostare ad una legislazione generale di tutela del paesaggio, dell ambiente e della salute, nonché di disciplina di uso del suolo, cosa che impone il rilascio di diversi nullaosta da parte di enti, amministrazioni centrali dello Stato e degli Enti locali: concessione dei suoli di uso (rilasciata da Comune e Regione), concessione edilizia (Comune, Regione), nullaosta paesaggistico (Regione, Soprintendenza Beni Culturali e Ambientali, Ministero Beni Culturali e Ambientali), nullaosta idrogeologico (Corpo Forestale dello Stato, Corpo delle Miniere), nullaosta sismico (Ufficio Sismico Regionale), nullaosta militare per la sicurezza al volo (Comando Regione Militare, Regione). PROSPETTIVE DI SVILUPPO Il tasso di crescita delle installazioni nel mondo, negli ultimi anni, ha sfiorato il 50% annuo, trascinato soprattutto da paesi europei quali Danimarca, Germania e Spagna; mantenendo tale rateo, è ragionevole supporre un valore di nuove realizzazioni eoliche pari a MW all'anno nel Parallelamente il decremento dei costi dovrebbe far raggiungere l'obiettivo di 39,77 euro/mwh fissato dall Unione Europea attraverso i propri programmi [3] (ad esempio le condizioni di accesso al capitale hanno conosciuto un notevole miglioramento negli ultimi 10 anni, grazie al progressivo calo del tasso di interesse praticato sui progetti). Gli sforzi della ricerca sono rivolti al miglioramento dei meccanismi di conversione del movimento dalle pale al generatore e nei sistemi di trasmissione dell'elettricità dal sito alla rete; le maggiori aspettative per il raggiungimento della competitività sono comunque riposte nelle economie di scala, anche perché i componenti degli impianti di conversione eolica sono caratterizzati da una relativa semplicità costruttiva. Incentivi Lo scorso anno sono scadute le proroghe per l'installazione e la messa in funzione degli impianti a regime CIP 6/92 che prevedevano, da parte dello stato, incentivi di circa 100,00 euro/mwh; le direttive politiche attuali sono orientate verso il sistema dei certificati verdi, ossia i ricavi del kwh rinnovabile deriverà dalla vendita di due prodotti: l'energia elettrica, al prezzo di mercato in un confronto concorrenziale con la produzione da fonti convenzionali ed il certificato verde. La domanda di questi ultimi sarà garantita dall'obbligo, per i produttori termoelettrici e per gli importatori di elettricità, di immettere in rete elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, per un quantitativo pari al 2% dell'elettricità prodotta o importata nell'anno precedente. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Ipotizzando un prezzo di vendita dell'energia prodotta pari a 72,00 euro/mwh, un'efficienza annua dell'impianto pari a 2500 MWh/MW [5], un investimento di ,00 euro/mw installato ed un costo annuo di esercizio e manutenzione pari al 3% dell'investimento, si ottiene un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua, epurata delle spese) di circa 7 anni. Ipotizzando che l'effetto dei certificati verdi si traduca in un aumento del prezzo di vendita dell'energia pari a 62 euro/mwh [2] il tempo di ritorno si riduce a circa 3 anni. Il funzionamento di un aerogeneratore non prevede processi di combustione, pertanto le emissioni di gas in atmosfera sono trascurabili evitando il rilascio in atmosfera di notevoli quantità di gas serra pari al valore 3

3 (Segue risvolti energetici, ambientali e socio-economici) medio della CO 2 equivalente prodotta dal parco termoelettrico ENEL, cioè 700 gco 2-eq /kwh. L'occupazione del territorio è dell'ordine di m 2 /MW [5], anche se la parte del terreno non occupata dalle macchine può essere impiegata per altri scopi, come l agricoltura e la pastorizia. Gli aerogeneratori, per la loro configurazione, sono visibili in ogni contesto in cui vengono inseriti, in modo più o meno evidente in relazione alla topografia e all antropizzazione del territorio; un aerogeneratore da 500 kw di potenza ha un diametro del rotore e un altezza della torre di circa 40 metri. Se sono rispettate le distanze prescritte dalle normative, la tecnologia attuale consente di ottenere, nei pressi di un aerogeneratore, livelli di rumore contenuti, tali da non alterare significativamente il rumore di fondo, che, a sua volta, è fortemente influenzato dal vento stesso. La macchina eolica può influenzare le caratteristiche di propagazione delle telecomunicazioni (come qualsiasi ostacolo), la qualità del collegamento in termini di segnale-disturbo e la forma del segnale ricevuto, con eventuale alterazione dell informazione. Una adeguata distanza degli aerogeneratori fa sì che l interferenza sia ridotta al minimo. Sulla base delle informazioni disponibili, si può affermare che le possibili interferenze di qualche rilievo degli impianti eolici con la flora e la fauna riguardano solo l impatto dei volatili con il rotore delle macchine. In particolare, le specie più influenzate sono quelle dei rapaci; gli uccelli migratori sembrano adattarsi alla presenza di questi ostacoli; lo studio di fattibilità di un impianto deve quindi tenere conto anche dell'eventuale interferenza con le vie di migrazione aviofaunistiche. Occupazione Stime raccolte da Ambiente Italia indicano fra i 10 e i 20 posti di lavoro creati per ogni MW eolico installato; tale dato si traduce in posti / Meuro investito. ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE Nell ambito del Piano Energetico Regionale, la Regione Umbria sta individuando i siti idonei per lo sfruttamento delle potenzialità derivanti dalla risorsa eolica; il Comune di Perugia farà proprie le risultanze di tali studi. L analisi della risorsa eolica nel territorio comunale, effettuata nell'ambito del Piano Energetico, ha individuato, come sito di interesse, la sommità di Monte Tezio; ipotizzando l'installazione di ventidue aerogeneratori di potenza nominale complessiva pari a 36,3 MW e tenendo conto dell'anemometria del sito, si potrebbero produrre circa MWh/anno [3]. L eventuale installazione del campo eolico in detta zona, non potrà prescindere dalla minimizzazione dell impatto visivo, attraverso la scelta degli aerogeneratori più idonei, e delle opere di costruzione e di allaccio alla rete elettrica. Sono tuttora in corso valutazioni sulla potenzialità di un altro sito Pietramelina, peraltro già interessato da un attività di valenza ambientale. NOTE Riferimenti [1] European Wind Energy Association (sito internet: [2] ENEA: "Rapporto energia e ambiente 2001"; [3] ENEA: "Energia eolica, aspetti tecnici, ambientali e socio-economici", aprile [4] [5] International Solar Energy Society Italia (sito internet: [6] Piano Energetico-Ambientale del Comune di Perugia (piano preliminare),

4 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A2) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: SOLARE TERMICO STATO DELL ARTE Generalità Il primo pannello solare per scaldare l'acqua pare sia stato costruito nel diciottesimo secolo dallo scienziato svizzero Horace Benedict de Saussure. Si trattava di una semplice "scatola" di legno con un vetro nella parte esposta al sole e la base di colore nero, capace di assorbire la radiazione solare termica intrappolata nella scatola stessa grazie a un locale "effetto serra" e alla scarsa dispersione dovuta alle caratteristiche termiche isolanti del legno. Il pannello consentiva di raggiungere temperature di circa 87 ºC. Negli anni '50 gli scaldacqua solari si diffusero particolarmente in Giappone, Australia, Israele e Stati Uniti (in Florida furono installati scaldacqua solari). Un nuovo forte impulso allo sviluppo di questa tecnologia fu dato dalla crisi petrolifera agli inizi degli anni '70. Un moderno sistema solare per scaldare l'acqua (vedi figura 1) consiste essenzialmente; del pannello solare o collettore solare piano, che può essere con vetro (vetrato) o in polipropilene, polietilene, PVC o PDM (non vetrato), di un serbatoio termicamente isolato, destinato all'accumulo dell'acqua calda, di un circuito di collegamento di questi due componenti e dei relativi sistemi di regolazione e controllo. La circolazione dell'acqua tra il collettore e il serbatoio può avvenire per effetto dell'azione di una pompa (sistemi attivi) o per circolazione naturale, sfruttando le differenze di temperatura del circuito (sistemi passivi). I singoli componenti e il sistema nel suo insieme possono essere più o meno sofisticati dal punto di vista tecnologico con rendimenti dal 50 al 80%, in funzione delle temperature in gioco. Con i pannelli piani senza concentrazione la temperatura massima raggiungibile si aggira intorno agli 80 C e sarà di poco superiore nel caso in cui la base assorbente sia stata trattata con speciali vernici in modo da ottenere una superficie selettiva o anti-raggiante. Temperature più elevate, anche per produrre vapore (solare termodinamico), possono essere ottenute con tecnologie più sofisticate, come quella dei collettori solari con tubi sottovuoto o con piastre che sfruttano il principio della "Non Imaging Optics", che consente di realizzare una debole concentrazione. Nei paesi dove non ci sono problemi di congelamento dell'acqua, si tende ad avere il serbatoio di accumulo integrato nello stesso collettore, con una notevole semplificazione e riduzione dei costi di tutto il sistema. I sistemi più sofisticati sono in genere utilizzati nei paesi più freddi o per utenze che richiedono calore a temperature elevate, quali quelle di tipo ospedaliero per la sterilizzazione o quelle industriali. tubazione di uscita B lastra assorbente tubazioni supporto metallico tubazione di ingresso B B B SUD lastra di vetro L ± 10 tubazione di ingresso B B piano di campagna SEZIONE AA tubazione di uscita tubi con fluido termovettore materiale isolante supporto metallico SEZIONE BB A A Fig.1: Pannello solare piano, pianta e sezioni Gli impianti solari oggi offerti sul mercato hanno dimostrato di essere una tecnologia arrivata a piena maturazione. Il maggiore settore di applicazione risulta essere quello degli impianti solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria e/o per il riscaldamento nelle abitazioni private, dove i risparmi energetici sono tipicamente del % per la preparazione di acqua calda e del % per la domanda totale di calore. L'energia solare termica trova impiego in diversi settori: 5

5 (Segue stato dell arte) - Abitazioni private: l'energia necessaria per la preparazione di acqua calda nelle abitazioni private è di circa 800 kwh per persona all'anno; in condizioni meteorologiche simili a quelle italiane, l'area di collettore necessaria è pari a circa 1 m 2 a persona. Si possono utilizzare:! impianti compatti ad accumulo integrato ed impianti a circolazione naturale;! impianti a circolazione forzata;! impianti combinati per il riscaldamento dell'acqua calda e degli ambienti. - Impianti solari di grandi dimensioni: impianti a grande scala con superficie di collettore dai 100 m 2 ai 1000 m 2 che possono essere impiegati in grandi edifici multifamiliari, in reti di teleriscaldamento, ospedali, residenze per anziani o per studenti e nel settore turistico. Risultano essere tra le applicazioni più vantaggiose del solare termico. - Riscaldamento di piscine pubbliche: è il sistema più remunerativo dal punto di vista economico poiché è richiesta energia termica a bassa temperatura, potendosi così utilizzare collettori più economici; sono necessari 5 m 2 di collettori per 10 m 2 di superficie della piscina da riscaldare. - Applicazioni nel settore turistico: gli alberghi, gli agriturismi ed i campeggi hanno un consumo importante di acqua calda per gli ospiti, per le cucine e per i lavaggi; tale condizione risulta estremamente favorevole per l'applicazione di impianti solari, soprattutto se le strutture turistiche sono localizzate in aree isolate, dove di norma il costo dell'energia convenzionale è maggiore. Un ulteriore fattore di stimolo è rappresentato dalla crescente domanda di "turismo verde" e di tecnologie ambientalmente compatibili in questo settore. - Applicazioni nel settore agricolo: è di notevole interesse economico l'utilizzo dell'energia solare in essiccatori per frutta, vegetali, piante aromatiche e medicinali, tabacco e legna, insieme al riscaldamento solare di serre. In Europa, alla fine del 2000, erano installati circa 9 milioni di m 2 di collettori vetrati [1]; l'italia ha forti margini di sviluppo dal momento che la penetrazione del solare termico è limitata ad un totale di circa m 2 installati [2]. In Umbria, nello stesso periodo, si era ancora al di sotto dei m 2 [3]. La tecnologia dei sistemi solari termici è fortemente sviluppata in Germania; in Italia esistono pochi esempi di aziende direttamente coinvolte nella produzione; tra le più note si ricordano Idaltermo, Chromagen e Costruzioni Solari. Costi L'investimento medio (per m 2 di collettore, IVA esclusa) richiesto per le installazioni complete di sistemi solari varia in funzione del tipo di impianto [4]: - impianti compatti ad accumulo integrato ed impianti a circolazione naturale: 750 euro/m 2 ; - impianti a circolazione forzata: 750 euro/m 2 ; - impianti combinati per il riscaldamento dell'acqua calda e degli ambienti: 700 euro/m 2 ; - impianti di grandi dimensioni con accumulo giornaliero: 500 euro/m 2 ; - impianto per riscaldamento di una piscina: 100 euro/m 2 ; - impianto per azienda agrituristica 500 euro/m 2 ; Legislazione La legge 10/91 (art.26, comma 7) stabilisce che negli edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico è fatto obbligo di soddisfare il fabbisogno energetico degli stessi favorendo il ricorso a fonti rinnovabili di energia o assimilate salvo impedimenti di natura tecnica od economica (tempo di ritorno semplice inferiore a 10 anni). L'installazione di un impianto solare termico richiede, nel rispetto delle leggi vigenti in materia di edilizia ed a seconda della tipologia di intervento prevista, tre diversi atti amministrativi: Concessione ai lavori, Autorizzazione ai lavori, Dichiarazione Inizio Attività. L'installazione è inoltre subordinata a vincoli storico-artistici e paesaggistico-ambientali. PROSPETTIVE DI SVILUPPO L'obiettivo di sviluppo del mercato nazionale prevede a breve il raggiungimento della quota di m 2 di pannelli installati, 1-1,5 milioni al 2006 e 3 milioni di m 2 al ; in tale data la capacità produttiva dovrebbe aggirarsi intorno ai m 2 all'anno [5]. I costi medi di investimento, nel futuro decennio, si attesteranno sui 350 euro/m 2 [5]. In Umbria, rapportando il dato nazionale alla superficie della regione e alla popolazione, è prevista al 2010 l'installazione di ulteriori m 2 di pannelli, che porteranno la producibilità annua di energia a circa 6000 MWh. 6

6 (Segue prospettive di sviluppo) Incentivi Gli interventi che prevedono lo sfruttamento di sistemi solari sono sottoposti ad un'aliquota IVA del 10%, per i soggetti privati è poi prevista la detrazione IRPEF del 36% da applicare sull'intero importo della fornitura, comprensiva di IVA e da ripartire in 5 anni. La Regione Umbria (B.U.R. n. 12 del 19/03/2002) aveva previsto contributi a fondo perduto pari al 30% delle spese ammissibili, destinati a soggetti pubblici o privati. Il Ministero dell'ambiente, con un bando del 21 dicembre 2001, prevede l'elargizione di un contributo fino ad un massimo del 30 % delle spese ammissibili (non inclusive dell'iva) a Pubbliche Amministrazioni, Enti Pubblici ed aziende distributrici del gas di proprietà comunale; gli impianti devono essere destinati alla produzione di acqua calda sanitaria e/o al riscaldamento dell'acqua delle piscine e/o al riscaldamento degli ambienti e/o al raffrescamento degli ambienti. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Il costo medio attuale di un impianto a pannelli solari si aggira sugli 800 euro/m 2, chiavi in mano e comprensivo di IVA al 10%; per l'italia centrale si può assumere un rendimento di circa 800 kwh/m 2 all'anno, che, ad una tariffa media di 72 euro/mwh, porta ad un risparmio economico di 57,6 euro/m 2 all'anno. Gli enti pubblici, usufruendo dei fondi erogati dal Ministero dell'ambiente, possono ridurre l'investimento a 580 euro/m 2, che, trascurando i costi di manutenzione, portano ad un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua) di circa 10 anni. I privati, con la detrazione IRPEF, vedono il tempo di ritorno ridursi a 8 anni. Tali valori possono essere sensibilmente abbassati sia, con l'affermarsi di economie di scala e sia dirigendo le risorse degli enti pubblici, verso il cumulo con gli incentivi destinati ai soggetti privati. Impatto ambientale locale Il solare termico non prevede processi di combustione, pertanto le emissioni di gas in atmosfera sono trascurabili, evitando il rilascio in atmosfera di notevoli quantità di gas serra (pari a 186 gco 2-eq /kwh per dispositivi di produzione del calore all avanguardia); non si riscontrano influenze in campo elettromagnetico e sono assolutamente silenziosi. Per quanto concerne l'impatto visivo, va rimarcato che nel centro storico di alcune città e nelle aree protette, è vietata l'applicazione di collettori solari su edifici; i regolamenti tendono comunque ad una minore rigidità, considerando l'alto livello di integrazione architettonica ottenibile con impianti progettati ed installati adeguatamente; le limitazioni rimarranno limitate a sistemi solari attivi con strutture di sopraelevazione o con serbatoi in vista. Occupazione Si prevede la creazione di 1 posto di lavoro per 100 m 2 di collettori installati; tale dato si traduce in 12 posti / Meuro investito [3]. ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE La superficie teoricamente a disposizione per l'installazione dei sistemi termici solari è quella di copertura di tutti gli edifici siti nel territorio comunale, ad eccezione di: centri storici, zone monumentali, orientamenti non idonei, presenza di ostruzioni e scarsità di spazi tecnici. La fattibilità dell installazione di sistemi solari termici è in ogni caso da verificare con la destinazione d uso prevista dal Piano Regolatore Generale. Sugli edifici già esistenti varranno i vincoli già citati; sulle nuove costruzioni, l Amministrazione Comunale incentiverà tali soluzioni, anche in base a quanto riportato nel Piano Energetico Regionale, attraverso il proprio Regolamento Edilizio, nell ottica di soluzioni integrate e rispettose degli indirizzi di edilizia bioclimatica. Il supporto sarà garantito anche attraverso incentivazioni tecnico-economiche nazionali e regionali. Potenzialmente, ipotizzando l obiettivo ambizioso di soddisfare entro il 2010 il fabbisogno di acqua calda per usi sanitari del 30% degli abitanti del Comune di Perugia (circa persone) attraverso collettori solari, si dovranno installare m 2 di pannelli sul territorio comunale (con l ipotesi di copertura del fabbisogno per le nostre latitudini pari ad 1 m 2 a persona), corrispondenti a circa MWh/anno. Esistono ad oggi già esperienze di edilizia convenzionata e sovvenzionata con installazioni di pannelli solari termici quali, ad esempio, gli edifici in prossimità di via Settevalli, nella zona di Ponte Felcino e Ponte San Giovanni, in località Pieve di Campo. 7

7 NOTE Si veda anche la scheda C3a Riferimenti [1] ISES Italia: "Il sole a trecentosessantagradi, novembre 2000" (sito internet: [2] ENEA: "Rapporto energia e ambiente 2001"; [3] ISRIM: "Studio di piano energetico regionale per l'umbria", settembre 2000; [4] Ambiente Italia: "Impianti solari termici - Manuale per la progettazione e costruzione", gennaio 2002; [5] Governo italiano: "Libro bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili", aprile

8 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A3) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: FOTOVOLTAICO STATO DELL ARTE Il fotovoltaico (FV) è una tecnologia che consente di trasformare direttamente la luce solare in energia elettrica. L'effetto fotovoltaico si basa sulla proprietà che hanno alcuni materiali semiconduttori opportunamente trattati (fra cui il silicio, elemento molto diffuso in natura), di generare direttamente energia elettrica quando vengono colpiti dalla radiazione solare. Il dispositivo più elementare capace di operare una tale conversione è la cella fotovoltaica. Le tecnologie più usate in questo momento sono il silicio cristallino ed il film sottile. Più celle assemblate e collegate in serie tra loro in un'unica struttura formano il modulo fotovoltaico e un insieme di moduli, connessi elettricamente tra loro, costituisce il campo FV che, insieme ad altri componenti meccanici, elettrici ed elettronici, consente di realizzare i sistemi FV. La struttura di un sistema FV può essere molto varia a seconda del tipo di applicazione. Una distinzione può essere fatta tra sistemi isolati (stand-alone, fig.1) e sistemi collegati alla rete (grid connected, fig. 2): i primi hanno il vantaggio di produrre energia elettrica esattamente dove serve e nella quantità vicina alla effettiva domanda e vengono utilizzati per diverse applicazioni sia nel settore residenziale che in quello industriale; i secondi sono costruttivamente più semplici dal momento che non necessitano di sistemi di accumulo e possono pertanto essere installati in ogni sito dove ci sia facile accesso alla rete elettrica. Si stima che la capacità totale installata a livello mondiale (a fine 1999) si aggiri intorno ai 720 MW [1], con Giappone, Stati Uniti e Germania paesi trainanti; l'italia è al quinto posto a livello mondiale, dopo l'australia, con 25 MW installati, mentre in Umbria si è sviluppata solo qualche sporadica applicazione dimostrativa per 0,05 MW totali installati [2]. In Italia, i produttori di moduli per la conversione fotovoltaica dell'energia solare sono estremamente rari: i più conosciuti sono Eurosolare (gruppo ENI) ed Helios Technology. Figura 1:schema di un impianto isolato (stand-alone) Figura 2: schema di un impianto connesso alla rete pubblica. (grid connected) Costi L investimento per la realizzazione chiavi in mano di un impianto fotovoltaico è, in media, dell ordine di 8000 euro per kw di potenza installata (IVA esclusa) [1]. Il costo annuo di esercizio e manutenzione è praticamente nullo. Legislazione La legge 10/91 (art. 26, comma 7) stabilisce che negli edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico è fatto obbligo di soddisfare il fabbisogno energetico degli stessi favorendo il ricorso a fonti rinnovabili di energia o assimilate salvo impedimenti di natura tecnica od economica (tempo di ritorno semplice inferiore a 10 anni). 9

9 (Segue stato dell arte) L'installazione di un impianto fotovoltaico richiede, nel rispetto delle leggi vigenti in materia di edilizia ed a seconda della tipologia di intervento prevista, tre diversi atti amministrativi: Concessione ai lavori, Autorizzazione ai lavori, Dichiarazione Inizio Attività. L'installazione è inoltre subordinata a vincoli storicoartistici e paesaggistico-ambientali.per ciò che concerne il regime tariffario di vendita dell'energia elettrica prodotta da impianti FV, è attualmente in vigore la delibera dell'autorità per l'energia elettrica e il gas del 6 dicembre PROSPETTIVE DI SVILUPPO Le proiezioni di mercato in Europa prevedono il raggiungimento nel 2003 di un parco installato pari a 400 MW; nel lungo periodo, con un tasso di crescita medio annuale del 20%, nel 2010 si arriverà a 1600 MW di fotovoltaico installato [1].Dal punto di vista della tecnologia, è opinione diffusa che nei prossimi 10 anni, a livello di produzione industriale, continuerà a regnare la tecnologia del silicio cristallino, pertanto gli sforzi di ricerca e sviluppo su di essa continuano, al fine di facilitare la sempre maggiore diffusione del FV, consentendo allo stesso tempo la redditività delle industrie. Un contributo essenziale al raggiungimento della economicità dell'energia da FV deve essere dato dalle azioni sui componenti non FV del sistema.per quanto riguarda la ricerca sulla tecnologia del futuro sembra plausibile che essa possa essere basata sui film sottili. Mentre la ricerca sul silicio amorfo ha dato risultati ancora inferiori alle attese, promettenti risultati sono stati ottenuti, a livello di laboratorio, su vari tipi di composti (diseleniuro di indio e rame CiS, telluriuro di cadmio, ecc.). Incentivi Attraverso il programma "Tetti fotovoltaici" si è voluto dare sostegno a questa forma di sfruttamento dell'energia solare, per superare uno dei limiti dei certificati verdi che penalizzano le tecnologie più lontane dalla competitività. I finanziamenti previsti danno la possibilità a privati ed enti pubblici di installare impianti fotovoltaici godendo di un contributo pari al 75% in conto capitale; per gli impianti con potenza superiore a 20 kw si punta anche ad un rimborso in conto energia. Il programma si articola in due fasi della durata complessiva di 6 anni ed ha come obiettivo il raggiungimento di una potenza complessiva installata di oltre 200 MW. Gli interventi che prevedono lo sfruttamento di sistemi solari sono sottoposti ad un'aliquota IVA del 10%, per i soggetti privati è poi prevista la detrazione IRPEF del 36% da applicare sull'intero importo della fornitura, comprensiva di IVA e da ripartire in 10 anni. Inoltre, la Regione Umbria (BUR n. 12 del 19/03/2002) prevede contributi in conto capitale per la realizzazione di impianti con potenza compresa tra 1 e 5 kw per la produzione di energia elettrica; il contributo alle iniziative sarà pari al 60% della spesa ritenuta ammissibile. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Il costo medio attuale di un impianto fotovoltaico si aggira sugli 8800 euro/kw, chiavi in mano e comprensivo di IVA al 10%; per l'italia centrale si può assumere un rendimento di circa 1,3 MWh/kW installato all'anno [1], che, ad una tariffa media di 72 euro/mwh, porta ad un risparmio di 93,6 euro/kw installato all'anno.gli enti pubblici, usufruendo dei fondi erogati dal Ministero dell'ambiente, possono ridurre l'investimento a 2800 euro/kw che, trascurando i costi di manutenzione, portano ad un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua) di circa 30 anni. I privati, che possono godere anche della detrazione IRPEF, vedono il tempo di ritorno ridursi a circa 19 anni (investimento di 1800 euro/kw).ipotizzando che l'effetto dei certificati verdi si traduca in un aumento del prezzo di vendita dell'energia pari a 62 euro/mwh [2] il tempo di ritorno si riduce a circa 16 anni per gli enti pubblici e 10 anni per i privati.tali valori si abbassano nel caso di impianti con potenza installata superiore a 20 kw, per i quali sono previsti ulteriori incentivi sul prezzo di vendita dell'energia. Impatto ambientale locale La tecnologia fotovoltaica non prevede processi di combustione, pertanto le emissioni di gas in atmosfera sono trascurabili, evitando il rilascio in atmosfera di notevoli quantità di gas serra (vedi anche scheda A1); non si riscontrano influenze in campo elettromagnetico e sono assolutamente silenziosi.per quanto concerne l'impatto visivo, va rimarcato che nel centro storico di alcune città e nelle aree protette è vietata l'applicazione di sistemi fotovoltaici su edifici; i regolamenti tendono comunque ad una minore rigidità, considerando l'alto livello di integrazione architettonica ottenibile con le nuove tecnologie. Occupazione Si prevede la creazione di 150 posti di lavoro per 1000 kw installati; tale dato si traduce in 17 posti / Meuro investito [2]. 10

10 ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE La superficie teoricamente a disposizione per l'installazione dei sistemi fotovoltaici è quella di copertura di tutti gli edifici siti nel territorio comunale, ad eccezione di: centri storici, zone monumentali, orientamenti non idonei, presenza di ostruzioni e scarsità di spazi tecnici. La tecnologia fotovoltaica permette un ottimo inserimento su numerosi elementi architettonici quali tetti, coperture, facciate, pensiline, ecc.., grazie anche alla possibilità di variazioni cromatiche delle celle. La Regione Umbria, con delibera n 279 del 12/3/2003 ha sancito l erogazione di contributi in conto capitale per la realizzazione di impianti per lo sfruttamento dell energia fotovoltaica nel settore dell edilizia residenziale. Gli elevati costi di questa tecnologia fanno supporre uno sviluppo nei prossimi anni legato solo a quanto incentivato; ipotizzando che la Regione Umbria potrà erogare mediamente euro all anno a coprire il 50% (mediamente fino al 2010) dell investimento (circa 8000 euro/kw) e ipotizzando una quota ascrivibile al Comune di Perugia pari al rapporto fra gli abitanti Comune/Regione, si ottiene una potenza installata al 2010 pari a circa 0,5 MW, con una capacità annua di produzione di 650 MWh / anno. Ad oggi è già stata accettata la domanda di finanziamento per un impianto da 12 kw da realizzare presso la Scuola Media "L. Bonazzi" di Ponte Felcino. NOTE Si veda anche scheda C3b Riferimenti [1] "LUCE", organo ufficiale dell'associazione Italiana Di Illuminazione, febbraio 2002; [2] ISRIM: "Studio di piano energetico regionale per l'umbria", settembre 2000; 11

11 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A4) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: IDROELETTRICO STATO DELL ARTE Energia idroelettrica è un termine usato per definire l'energia elettrica ottenibile a partire da una caduta d'acqua, convertendo, con apposito macchinario, l'energia meccanica contenuta nella portata d'acqua trattata. Gli impianti idraulici, quindi, sfruttano l'energia potenziale contenuta in una portata d'acqua che si trova disponibile ad una certa quota rispetto al livello cui sono posizionate le turbine. La potenza di un impianto idraulico dipende da due termini: il salto (dislivello esistente fra la quota a cui è disponibile la risorsa idrica svasata e il livello a cui la stessa viene restituita dopo il passaggio attraverso la turbina) e la portata (la massa d'acqua che fluisce attraverso la macchina espressa per unità di tempo). In base alla taglia di potenza nominale della centrale, gli impianti idraulici si suddividono in: - Micro-impianti: P < 100 kw; - Mini-impianti: 100 < P (kw) < 1000; - Piccoli-impianti: 1000 < P (kw) < 10000; - Grandi-impianti: P > kw. Trattandosi di una tecnologia consolidata nel nostro paese da diversi decenni, tutti i siti favorevoli per la realizzazione di impianti di grande e media taglia sono ormai stati sfruttati, per cui sono in genere proponibili solo nuove applicazioni di mini e micro-idraulica. In genere molti impianti di piccola taglia si trovano realizzati in aree montane, su corsi d'acqua a regime torrentizio o permanente e l'introduzione del telecontrollo, telesorveglianza e telecomando consentono di recuperarli ad una piena produttività, risparmiando sui costi del personale di gestione, che in genere si limita alla sola manutenzione ordinaria con semplici operazioni periodiche (ad es. la sostituzione dell'olio per la lubrificazione delle parti). Molti impianti di piccola taglia attuano il cosiddetto recupero energetico. I sistemi idrici nei quali esistono possibilità di recupero sono assai diversi e possono essere indicativamente raggruppati nelle seguenti tipologie: - acquedotti locali o reti acquedottistiche complesse; - sistemi idrici ad uso plurimo (potabile, industriale, irriguo, ricreativo, etc.); - sistemi di canali di bonifica o irrigui; - canali o condotte di deflusso per i superi di portata; - circuiti di raffreddamento di condensatori di impianti motori termici. In linea generale, nei sistemi idrici in cui esistono punti di controllo e regolazione della portata derivata o distribuita all'utenza, come pure dei livelli piezometrici, attraverso organi del tipo di paratoie, valvole, opere idrauliche (vasche di disconnessione, sfioratori, traverse, partitori), cioè sistemi di tipo dissipativo, è possibile installare turbine idrauliche che siano in grado di recuperare salti altrimenti perduti. Si può dire che esiste la convenienza a realizzare impianti di piccola taglia ove le condotte già esistano insieme a salti e portate interessanti. In Europa, tra mini e micro-impianti, risultano installati circa 9000 MW [1]; in Italia, a fine 1999, erano funzionanti impianti per una potenza complessiva pari a 414 MW [2], con il contributo dell'umbria pari a 4,4 MW [3]. Le turbine per impianti mini e micro-hydro sono prodotte dalle stesse industrie che posseggono un knowhow avanzato nel campo degli impianti di grossa taglia; trovano comunque spazio anche piccoli produttori quali la Tamanini. Costi Il costo unitario della potenza installata è funzione delle caratteristiche del sito; mediamente si può considerare l'investimento iniziale pari a 1100 euro/kw [4]. Legislazione La maggior parte delle installazioni idrauliche di piccola taglia si realizzano come inserzioni su sistemi altrimenti dissipativi, pertanto, non sono necessarie importanti opere di derivazione o di adduzione ausiliarie. Quando questi interventi si rendono necessari, vengono regolati dalla legge attraverso apposite concessioni governative che sono soggette a rinnovo con durata, in genere, ventennale. La portata derivata da un bacino deve essere tale da rispettare l'ambiente e l'idrologia del corpo idrico intercettato; il cosiddetto Deflusso Minimo Vitale (DMV) rappresenta il limite posto alla portata derivabile affinché l'impianto sia compatibile con 12

12 (Segue stato dell arte) l'ambiente (L. n 183/'89). PROSPETTIVE DI SVILUPPO Secondo le stime riportate dal Ministero dell'ambiente [4], sarebbe possibile realizzare in Italia, entro il 2010, 850 MW di impianti idraulici di taglia small (potenza minore di 10 MW) su circa 800 siti; circa il 95 % delle installazioni sarebbe costituito da mini e micro-hydro. Secondo il Piano energetico Regionale, nella regione Umbria, il potenziale totale delle centrali di taglia inferiore a 10 MW si aggira intorno ai 22 MW, il 20% dei quali (4,2 MW) sarebbe ricoperto da impianti con potenza installata inferiore a 1 MW [3]. Incentivi La Regione Umbria (B.U.R. n. 9 del 28/2/2001) ha previsto contributi a fondo perduto destinati a soggetti pubblici o privati, pari al 30% delle spese ammissibili per l'installazione di impianti idroelettrici di piccola potenza (mini e micro-hydro), fino ad un massimo di circa euro; è previsto un rinnovo di tale incentivo negli anni a seguire. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Il fattore di utilizzazione medio di un impianto di piccola taglia è pari a circa 4500 ore/anno [4], quindi, la produzione di ogni kw installato è di 4,5 MWh/anno. Ricordando che il costo si aggira sui 1100 euro/kw ed ipotizzando un prezzo di vendita dell'energia prodotta pari a 72,00 euro/mwh, trascurando i costi di manutenzione, si ottiene un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua) di circa 4 anni. Valutando l'effetto dei certificati verdi in un aumento del prezzo di vendita dell'energia pari a 62 euro/mwh [5] il tempo di ritorno si riduce a circa 2 anni. Impatto ambientale locale La conversione elettrica dell'energia idraulica non prevede processi di combustione, pertanto, le emissioni di gas in atmosfera sono trascurabili, evitando il rilascio in atmosfera di notevoli quantità di gas serra (vedi anche scheda A1); non si riscontrano influenze in campo elettromagnetico mentre, per ciò che concerne il rumore, si rileva un livello equivalente di 80 dba in prossimità delle turbine a pieno regime ma già ad una distanza di 100 metri, il livello si riduce a 40 dba [1]. L'impatto degli impianti idraulici sul territorio è ben diverso e varia in misura notevole a seconda che si tratti di impianti a bacino o meno. Fermo restando la presenza di notevoli opere di captazione e contenimento, e la stessa esistenza del bacino, che mutano il paesaggio e la fruibilità del territorio, esistono due aspetti che sono strettamente collegati con il prelievo di acque superficiali e che possono generare impatti notevoli di due diversi ordini: - l'impatto relativo alla variazione (diminuzione) della quantità dell'acqua, con possibili conseguenze conflittuali per gli utilizzatori; - l'impatto relativo alla variazione di qualità dell'acqua in conseguenza di variazioni di quantità ed anche in conseguenza di modificazioni della vegetazione riparia e della popolazione ittica. In genere, gli impianti mini-hydro presentano un intrusività più contenuta di quelli di dimensioni maggiori, specie nella versione a recupero, in quanto si inseriscono entro schemi idrici già esistenti e quindi, eventualmente, già caratterizzati da un impatto mitigato in altre maniere. D'altro canto, la loro presenza sul territorio può contribuire alla regolazione e regimazione delle piene sui corpi idrici a regime torrentizio, specie in aree montane ove esista degrado e dissesto del suolo e, quindi, possono contribuire efficacemente alla difesa e salvaguardia del territorio. Occupazione Si prevede la creazione di 4 posti di lavoro per ogni MW installato; tale dato si traduce in circa 3,6 posti / Meuro investito [3]. 13

13 ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE Nella zona di Ponte Felcino è già in funzione una centrale sul Tevere di 880 kw ed è in fase di realizzazione un altro impianto a P.S. Giovanni, sempre sul fiume Tevere, di circa 1100 kw che potrà erogare circa MWh all anno [3]. Restano da esplorare le possibilità di installazione di mini e micro-impianti nei punti di recupero. NOTE Riferimenti [1] European Small Hydropower Association (sito internet: profesionales.iies.es/minas/celpenc/ukindex.htm) [2] ENEA: "Rapporto energia e ambiente 2001"; [3] ISRIM: "Studio di piano energetico regionale per l'umbria", settembre 2000; [4] Ministero dell'ambiente (sito internet: [5] ENEA: "Rapporto energia e ambiente 2001"; 14

14 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A5) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: COGENERAZIONE STATO DELL ARTE Con il termine cogenerazione si intende la produzione combinata di energia elettrica e di calore; l'energia contenuta nel combustibile e non convertita in elettricità viene, in parte, recuperata, innalzando così il rendimento energetico globale del sistema. Gli impianti possono raggrupparsi nelle seguenti tipologie: - grandi centrali termoelettriche: potenza superiore a 100 MWe; l'impiego più opportuno del calore è il teleriscaldamento di vaste aree urbane; - industria: potenza compresa tra 10 e 100 MWe, applicazione vantaggiosa dove il ciclo produttivo richiede un elevato e contemporaneo consumo di energia elettrica e termica; - inceneritori di rifiuti solidi urbani: potenza compresa tra i 5 e i 50 MWe; generalmente tali impianti si trovano vicino ai centri urbani e si adattano all'uso del calore per il teleriscaldamento urbano; - quartieri isolati: potenza da 1 a 10 MWe, funzionano solo quando c'è richiesta di energia termica; - singoli edifici: potenza minore di 1 MWe (microcogenerazione). I sistemi di cogenerazione si classificano sostanzialmente nei seguenti tipi fondamentali:! motori alternativi, a ciclo Otto e Diesel, da cui viene recuperato il calore del circuito di raffreddamento del motore e dell'olio a bassa temperatura (da 50 a 90 C) e quello dei gas di scarico ad alta temperatura (circa C);! turbine a gas, i cui gas di scarico in gran volume e ad alta temperatura producono il calore richiesto in una caldaia a recupero, oppure vengono utilizzati direttamente in processo, come ad esempio nei processi di essiccamento;! turbine a vapore a contropressione alimentate con vapore surriscaldato, che dopo aver attraversato la turbina producendo energia elettrica viene scaricato a bassa pressione per alimentare le utenze termiche. A questi va aggiunto il ciclo combinato in cui, con lo scarico delle turbine a gas, viene prodotto vapore, che a sua volta può azionare una turbina a vapore. I valori di rendimento medi in potenza elettrica, se riferiti al combustibile bruciato, nel campo della piccola cogenerazione sono mediamente compresi nei seguenti ambiti: turbina a vapore 18-20%, turbogas 23-33%, motori alternativi 32-40%. Considerando, invece il rendimento globale del sistema (energia termica ed energia elettrica prodotta rispetto a quella introdotta come combustibile) si ha: turbina a vapore 80-90%, turbogas 70-85%, motori alternativi 65-90%. L'Europa, a fine 1999 è risultato il mercato maggiormente sviluppato con MW elettrici prodotti per mezzo di impianti di cogenerazione [1]; in Italia, alla stessa data, erano installati MW [2], con il contributo dell'umbria pari a circa 4 MW [3]. In Italia esistono numerose aziende che si occupano di impianti di cogenerazione quali la Accorroni, la Cefla e la Savener. Costi Il costo unitario della potenza installata è fortemente variabile a seconda del gruppo elettrogeno scelto e del sistema di utilizzo del calore prodotto; mediamente si può considerare l'investimento iniziale pari a 3500 euro/kwe installato per il teleriscaldamento, 800 euro/kwe installato per impieghi industriali e 900 euro/kwe per impieghi nel terziario [4]. Legislazione Il decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999 sulla liberalizzazione e disciplina del mercato elettrico prevede una serie di vantaggi per gli impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore. L'articolo 2, comma 8 del succitato decreto definisce cogenerazione la produzione combinata di energia elettrica e calore a condizioni che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. Tra gli indicatori di merito per la valutazione del risparmio suddetto, il più diffuso nella letteratura tecnica è l'indice di risparmio energia (Ire), definito come il rapporto fra il risparmio di energia primaria conseguito dall'impianto di cogenerazione rispetto alla generazione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica e l'energia primaria richiesta da detta generazione separata: 15

15 (Segue stato dell arte) Ire = ES - EC ES EC = 1- ES EC = 1- EES + ETS EC = 1- EE ET + pηes ηts dove: E S è l'energia primaria di un combustibile fossile commerciale necessaria per produrre separatamente elettricità e calore utile per mezzo di due distinti impianti; E ES è l'energia primaria da combustibile fossile commerciale necessaria per produrre elettricità per mezzo di un impianto di sola produzione di energia elettrica; E TS è l'energia primaria da combustibile fossile commerciale necessaria per produrre calore mediante una caldaia industriale; E C è l'energia primaria del combustibile fossile commerciale riferita al potere calorifico inferiore, consumata dall'impianto di cogenerazione per la produzione combinata delle stesse quantità di energia elettrica E E e di energia termica utile E T ; η ES è il rendimento elettrico medio di riferimento della modalità di sola generazione energia elettrica; η TS è il rendimento termico medio di riferimento della modalità di sola generazione energia termica; p è un coefficiente che tiene conto delle minori perdite di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica dei sistemi cogenerativi. Affinché un impianto possa essere definito cogenerativo, l'ire (calcolato secondo il metodo più utilizzato: Ire A ) deve avere un valore maggiore o uguale al 26,4%, oltre a dover produrre energia termica pari almeno al 15% dell'energia totale prodotta [2]. Sono stati infine proposti più recentemente i cosiddetti sistemi di trigenerazione, in grado di garantire la produzione combinata di energia elettrica, termica e frigorifera; quest ultima è ottenuta grazie all impiego di macchine frigorifere ad assorbimento, che, come è noto, sono alimentate da energia termica. PROSPETTIVE DI SVILUPPO La cogenerazione di grossa e media taglia è una tecnologia ormai matura, mentre vi sono ancora forti margini di sviluppo per le microturbine, per lo sviluppo delle quali si sta facendo tesoro della teconologia derivata dalla propulsione aeronautica. Entro il 2010, nell'unione Europea, si prevede di avere MW elettrici prodotti da impianti di cogenerazione [1], con l'italia che contribuirà con MWe, se manterrà la stessa quota percentuale attuale. Nelle regione Umbria, ad oggi, sono installabili circa 50 MWe [3], specialmente attraverso la diffusione di impianti di microcogenerazione. Di particolare interesse risulta la cosiddetta rigenerazione, ovvero la possibilità di produrre con lo stesso impianto, energia elettrica, calore per il riscaldamento od altri usi e la refrigerazione. Incentivi Il D.L. 76/99 garantisce la priorità all'accesso in rete all'energia elettrica da cogenerazione; quest'ultima non rientra nel monte energia, il 2% del quale deve essere generato da fonti rinnovabili. Il D.L. 164 del 2000 classifica fra i clienti idonei per l'acquisto di gas sul mercato, tutti gli impianti di cogenerazione. La Regione Umbria (B.U.R. n. 12 del 19/03/2002) aveva previsto contributi a fondo perduto destinati a soggetti pubblici o privati, pari al 30% delle spese ammissibili per la realizzazione di impianti per la produzione combinata di energia elettrica e calore alimentati a metano o recupero di reflui termici, fino ad un massimo di circa euro. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Si può ipotizzare un funzionamento medio degli impianti di cogenerazione pari a 4000 ore/anno, ovvero una produzione di 4 MWh/kWe installato [5], con un rendimento elettrico del 35% e un rendimento termico del 40%. Considerando la tariffa di vendita del calore equivalente alla combustione di metano (PCI = 9,6 kwh/m 3 ) a 0,50 euro/m 3 [5] su una caldaia convenzionale con rendimento del 75%, si ottiene un ricavo annuo di 278 euro/kwe installato, a cui va ad aggiungersi il ricavo dell'energia elettrica prodotta (72,00 euro/mwh) che ammonta a 288 euro/kwe; le entrate complessive ammontano dunque a 566 euro/kwe. Ipotizzando un valore medio dell'investimento pari a 1700 euro/kwe, i costi di produzione annui, comprensivi di gestione, manutenzione (3% dell'investimento) e combustibile (prezzo di acquisto del gas per uso cogenerativo: 0,30 euro/m 3 [5]), sono pari a (51, ,14) = 408,14 euro/kwe. Con tali dati, si ottiene un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua) di circa 11 anni. 16

16 (Segue risvolti energetici, ambientali e socio-economici) Impatto ambientale locale Prendendo in considerazione lo stesso impianto di cogenerazione-tipo utilizzato per le valutazioni economiche, si ottiene un livello di emissione di anidride carbonica per energia elettrica prodotta pari a 520 gco 2 /kwh, inferiore di 180 grammi rispetto ai 700 gco 2 /kwh delle emissioni associate alla generazione elettrica [6]. Inoltre per ogni kwh elettrico, lo stesso impianto produce 1,15 kwh termici. Considerando che, per produrre un kwh termico con un generatore costruito con tecnologie all avanguardia, si emettono circa 186 gco 2 eq/kwh, con un impianto di cogenerazione si evita l immissione di ulteriori 214 grammi di CO 2 per ogni kwh elettrico prodotto. In totale quindi, per ogni kwh elettrico prodotto si evita l immissione di 394 g di CO 2 ( ). Per ciò che concerne l'impatto visivo, acustico ed elettromagnetico, valgono tutte le prescrizioni caratteristiche delle centrali termoelettriche tradizionali; è da sottolineare che la cogenerazione con grandi centrali accoppiata con il teleriscaldamento di aree urbane risulta complessa, dal momento che tali soluzioni impiantistiche hanno un basso livello di accettabilità sia per l'opinione pubblica che per oggettivi motivi di sicurezza, pertanto, sono generalmente localizzate lontano dai centri urbani, rendendo più complicato l'allacciamento alle utenze termiche. Occupazione Si prevede la creazione di 3 posti di lavoro per ogni MWe installato; tale dato si traduce in circa 1,8 posti / Meuro investito [3]. ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE Attualmente lo sviluppo del settore nel Comune di Perugia avviene attraverso la diffusione di impianti di piccola taglia, come ad esempio la centrale della Facoltà di Ingegneria (potenza nominale pari a circa 1 MWe). Ipotizzando di poter installare, entro il 2010, 9,5 MW nel territorio comunale (in rapporto ai 50 MW producibili in Umbria [3] e ipotizzando una proporzionalità diretta con il rapporto tra il numero di abitanti Comune/Regione) e considerando che è possibile produrre 4 MWh all anno per ogni kw installato, il potenziale energetico è pari a MWh all anno. Una dettagliata analisi dei profili di consumo di energia elettrica e termica presso le principali utenze potrà individuare località eventualmente idonee per la realizzazione di nuove installazioni. Con le tecnologie attuali, nel territorio comunale, se da un lato appaiono di difficile realizzazione reti di teleriscaldamento per il centro storico e le prime periferie, a causa dell orografia accidentata e della forte antropizzazione, dall altro sono proponibili applicazioni per le zone industriali ed artigianali e per le nuove lottizzazioni in aree pressochè pianeggianti. L'incremento della presenza della cogenerazione può avvenire soprattutto nella realizzazione di impianti collegati a piccole reti di teleriscaldamento a servizio di utenze pubbliche quali ospedali, centri scolastici, impianti sportivi (in particolare piscine), interventi di riqualificazione urbana con destinazione pubblico-privata (ad es. la zona di Monteluce), uffici pubblici, aziende particolari come, ad esempio, salumifici e mattatoi, oltre che con sistemi di microcogenerazione; tali interventi potranno essere realizzati singolarmente o, preferibilmente, integrandoli con altre soluzioni energeticamente ed ambientalmente di qualità. Nell ampliamento del Policlinico Silvestrini è prevista le realizzazione di un impianto di cogenerazione a servizio delle utenze elettriche e termiche del polo ospedaliero. NOTE Riferimenti [1] ABB: "Alternative Energy Solutions" [2] P. Berra E. Antognazza: "Cicli combinati ad alto rendimento e cogenerazione", La Termotecnica, dicembre 2000; [3] ISRIM: "Studio di piano energetico regionale per l'umbria", settembre 2000; [4] ENEA: "Rapporto energia e ambiente 2001"; [5] Provincia Di Torino: "Programma Energetico Provinciale". [6] Dati ENEL

17 PIANO ENERGETICO E AMBIENTALE DEL COMUNE DI PERUGIA III FASE - PIANO DEFINITIVO SCHEDA TECNICA A6) SVILUPPO DI FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI: BIOMASSE STATO DELL ARTE Generalità Con il termine biomasse si intendono sostanze di origine biologica in forma non fossile quali: - materiali e residui di origine agricola e forestale; - prodotti secondari e scarti dell industria agro-alimentare; - reflui di origine zootecnica; - alghe e molte specie vegetali che vengono espressamente coltivate per essere destinate alla conversione energetica; - vegetali utilizzati per la depurazione di liquami organici. Tramite il processo di fotosintesi clorofilliana, i vegetali utilizzano l apporto energetico dell irraggiamento solare per convertire l anidride carbonica atmosferica e l acqua nelle complesse molecole di cui sono costituiti. Le biomasse si possono considerare risorse primarie rinnovabili e quindi inesauribili nel tempo, purchè vengano impiegate ad un ritmo complessivamente non superiore alle capacità di rinnovamento biologico. Tra le varie tecnologie di conversione energetica delle biomasse alcune possono considerarsi giunte ad un livello di sviluppo tale da consentirne l utilizzazione su scala industriale, altre necessitano invece di ulteriore sperimentazione al fine di aumentare i rendimenti e ridurre i costi di conversione energetica. La digestione anaerobica è un processo di conversione di tipo biochimico, che avviene in assenza di ossigeno, consistente nella demolizione, ad opera di micro-organismi, di sostanze organiche complesse (lipidi, protidi, glucidi) contenute nei vegetali e nei sottoprodotti di origine animale, che produce un gas (biogas) costituito per il 50 70% da metano e per la restante parte soprattutto da CO 2 ed avente un potere calorifico medio dell'ordine di kj/nm 3. Il biogas così prodotto viene raccolto, essiccato, compresso ed immagazzinato e può essere utilizzato come combustibile per alimentare lo stesso processo di bioconversione, ovvero veicoli a gas o caldaie a gas per produrre calore e/o energia elettrica. Al termine del processo di fermentazione si conservano integri nell'effluente i principali elementi nutritivi (azoto, fosforo, potassio), già presenti nella materia prima, favorendo così la mineralizzazione dell'azoto organico; l'effluente risulta in tal modo un ottimo fertilizzante. Gli impianti a digestione anaerobica possono essere alimentati mediante residui ad alto contenuto di umidità, quali deiezioni animali, reflui civili, rifiuti alimentari e frazione organica dei rifiuti solidi urbani. Tuttavia, anche in discariche opportunamente attrezzate per la raccolta del biogas sviluppato, solo il 30 40% del gas generato può essere raccolto, mentre la rimanente parte viene dispersa in atmosfera: poiché il metano, di cui è in gran parte costituito il biogas, è un gas serra con un effetto circa venti volte superiore a quello della CO 2, le emissioni in atmosfera di biogas non sono desiderabili; quando invece la decomposizione dei rifiuti organici è ottenuta mediante digestione anaerobica nei digestori (chiusi) degli appositi impianti, tutto il gas prodotto viene raccolto per essere usato come combustibile. La fermentazione alcoolica è un processo, di tipo micro-aerofilo, di trasformazione dei glucidi contenuti nelle produzioni vegetali in etanolo. L etanolo risulta un prodotto utilizzabile anche nei motori a combustione interna (dual fuel), come riconosciuto fin dall inizio della storia automobilistica. Se, però, l iniziale ampia disponibilità ed il basso costo degli idrocarburi hanno contribuito ad affermare in modo molto rapido l uso di essi come combustibili, dopo lo shock petrolifero del 1973 sono stati studiati numerosi altri prodotti per sostituire sia il carburante delle auto che il gasolio per i motori diesel; oggi, tra questi prodotti alternativi, quello che mostra il miglior compromesso tra prezzo, disponibilità e prestazioni è proprio l etanolo, o più probabilmente il suo derivato ETBE (EtilTertioButilEtere), ottenuto combinando un idrocarburo petrolifero (l isobutene) e l etanolo. La digestione aerobica consiste nella metabolizzazione delle sostanze organiche per opera di microorganismi, il cui sviluppo è condizionato dalla presenza di ossigeno. Questi batteri convertono sostanze complesse in altre più semplici, liberando CO 2 e H 2 O e producendo un elevato riscaldamento del substrato, proporzionale alla loro attività metabolica. Il calore prodotto può essere così trasferito all esterno, mediante scambiatori a fluido. In Europa viene utilizzato il processo di digestione aerobica termofila autoriscaldata (Autoheated Termophilic Aerobic Digestion) per il trattamento delle acque di scarico. Più recentemente tale tecnologia si è diffusa anche in 18

18 (Segue stato dell arte) Canada e Stati Uniti. La carbonizzazione è un processo di tipo termochimico che consente la trasformazione delle molecole strutturate dei prodotti legnosi e cellulosici in carbone (carbone di legna o carbone vegetale), ottenuta mediante l eliminazione dell acqua e delle sostanze volatili dalla materia vegetale, per azione del calore nelle carbonaie, all aperto, o in storte, che offrono una maggior resa in carbone. Il processo di gassificazione consiste nell'ossidazione incompleta di una sostanza in ambiente ad elevata temperatura ( C) per la produzione di un gas combustibile (detto gas di gasogeno) di basso potere calorifico inferiore, variabile tra i 4000 kj/nm 3, nel caso più diffuso dei gassificatori ad aria ed i kj/nm 3, nel caso dei gassificatori ad ossigeno. Valori intermedi (10000 kj/nm3) si ottengono nel caso di gassificatori a vapor d acqua. I problemi connessi a questa tecnologia, ancora in fase di sperimentazione, si incontrano a valle del processo di gassificazione e sono legati principalmente al suo basso potere calorifico ed alle impurità presenti nel gas (polveri, catrami e metalli pesanti). L utilizzazione del gas di gasogeno quale vettore energetico pone alcune limitazioni legate essenzialmente ai problemi connessi con il suo immagazzinamento e trasporto, causa il basso contenuto energetico per unità di volume. Ciò fa sì che risulti eccessivamente costoso il trasporto su lunghe distanze. Tali inconvenienti possono essere superati, trasformando il gas in alcool metilico (CH3OH), che può essere agevolmente utilizzato per l azionamento di motori. Il metanolo, caratterizzato da un potere calorifico inferiore dell ordine di kj/kg, può essere successivamente raffinato per ottenere benzina sintetica, con potere calorifico analogo a quello delle benzine tradizionali. La pirolisi è un processo di decomposizione termochimica di materiali organici, ottenuto mediante l applicazione di calore, a temperature comprese tra 400 e 800 C, in completa assenza di un agente ossidante, oppure con una ridottissima quantità di ossigeno (in quest ultimo caso il processo può essere descritto come una parziale gassificazione). I prodotti della pirolisi sono sia gassosi, sia liquidi, sia solidi, in proporzioni che dipendono dai metodi di pirolisi (pirolisi veloce, lenta, o convenzionale) e dai parametri di reazione. Uno dei maggiori problemi legati alla produzione di energia basata sui prodotti della pirolisi è la qualità di detti prodotti, che non ha ancora raggiunto un livello sufficientemente adeguato con riferimento alle applicazioni, sia con turbine a gas sia con motori diesel. In prospettiva, anche con riferimento alle taglie degli impianti, i cicli combinati ad olio pirolitico appaiono i più promettenti, soprattutto in impianti di grande taglia, mentre motori a ciclo diesel, utilizzanti prodotti di pirolisi, sembrano più adatti ad impianti di piccola potenzialità. La combustione diretta viene generalmente attuata in apparecchiature (caldaie) in cui avviene anche lo scambio di calore tra i gas di combustione ed i fluidi di processo (acqua, olio diatermico, ecc.). La combustione di prodotti e residui agricoli si attua con buoni rendimenti, se si utilizzano come combustibili sostanze ricche di glucidi strutturati (cellulosa e lignina) e con contenuti di acqua inferiori al 35%. I prodotti utilizzabili a tale scopo sono: legname; paglie di cereali; residui di raccolta di legumi secchi, di piante oleaginose (ricino, catramo, ecc.) e di piante da fibra tessile (cotone, canapa, ecc.); residui legnosi di potatura di piante da frutto e di piante forestali; residui delle industrie agrarie; ecc.. Le caldaie a letto fluido rappresentano la tecnologia più sofisticata e dispendiosa che sta ricevendo, però, notevoli attenzioni in quanto permette il conseguimento di numerosi vantaggi quali la riduzione degli inquinanti e l elevato rendimento di combustione. Gli olii vegetali possono essere estratti da piante oleaginose quali soia, colza, girasole, ecc. Caratteristica comune di tutte le oleaginose è quella di essere ricche di materie proteiche le quali, dopo l estrazione dell olio, sono impiegabili nell alimentazione animale sotto forma di panelli. Le principali piante che si trovano in Europa sono la colza e il girasole (i principali Paesi produttori europei sono, per la colza, la Germania, la Francia, la Gran Bretagna e la Danimarca; per il girasole, la Francia, la Spagna e l Italia); la coltivazione della soia, invece, si trova principalmente in America (Stati Uniti, Brasile e Argentina). Gli olii possono essere utilizzati come combustibili nello stato in cui vengono estratti oppure dopo esterificazione, ed il loro utilizzo ha destato ormai da tempo un notevole interesse, sia per la disponibilità di tecnologie semplici di trasformazione ed utilizzazione, sia perché consentono bilanci energetici accettabili. In realtà le biomasse non sono illimitate quantitativamente, ma per ogni specie vegetale utilizzata la disponibilità trova un tetto nella superficie ad essa destinata, nonché in vincoli climatici ed ambientali che tendono a limitare in ogni regione le specie che possono crescere convenientemente ed economicamente. L impiego a fini energetici delle biomasse può essere vantaggioso quando queste si presentano concentrate nello spazio e disponibili con sufficiente continuità nell arco dell anno, mentre una eccessiva dispersione sul territorio ed una troppo concentrata stagionalità dei raccolti rendono più difficili ed onerosi la raccolta, il trasporto e lo stoccaggio. Allo stato attuale le biomasse utilizzate per scopi energetici in Italia provengono dal comparto agricolo, agro-industriale. Nel nostro paese, alla fine del 2000, erano installati impianti per la produzione di energia elettrica da biomasse per un totale di circa 400 MW [1]; in Umbria, l'utilizzo a fini energetici delle biomasse è sviluppato da un sansificio a Foligno e da una distilleria nel Comune di Perugia, per un totale di circa 5 MW [1]. Costi Il costo unitario della potenza installata è fortemente variabile a seconda del tipo di impianto realizzato per la produzione di energia elettrica; mediamente si può considerare un investimento iniziale pari a

19 (Segue stato dell arte) euro/kwe [2]. Nel caso di impiego per uso riscaldamento, il costo è fortemente variabile a seconda del tipo di impianto realizzato. Legislazione Il Decreto Ronchi n. 401/99 istituisce fondi di aiuto per l'impiego a fini energetici di produzioni agricole ed un suo approfondimento classifica le biomasse residuali come combustibili rinnovabili e non più come rifiuti. Il Programma Nazionale Biocombustibili (PROBIO) promuove iniziative di tipo pilota e l'analisi e diffusione dei risultati; ad esso si affianca la Delibera CIPE n. 137/98 che prevede la predisposizione di un Piano Nazionale di Valorizzazione delle Biomasse Agro-Forestali (PNVBAF). PROSPETTIVE DI SVILUPPO Una intensa attività di studio e sperimentazione è in atto, allo scopo di individuare le colture che si adattano maggiormente alle diverse condizioni climatiche e che sono in grado di produrre quantitativi elevati di sostanza secca, nonché di studiare le tecniche di raccolta, trasporto e stoccaggio ottimali. Oltre alle foreste esistenti, si potrebbero ottenere nuove superfici boschive convenzionali, sfruttando una parte del territorio non destinato all agricoltura perché troppo poco produttivo. Inoltre, potrebbero essere piantati boschi cedui e colture erbacee a precipuo uso energetico, riconvertendo parte dei terreni lasciati attualmente incolti nel rispetto delle direttive comunitarie emanate con riferimento al problema delle eccedenze agricole. Entro il 2010, in Italia, si prevede di avere 2300 MW elettrici prodotti da impianti alimentati a biomasse [3], con l'umbria che ha come obiettivo l'installazione di 50 MWe [2]. Incentivi L'applicazione più interessante per la termovalorizzazione delle biomasse è senz'altro costituita dagli impianti di cogenerazione; la realizzazione di un impianto alimentato da biomasse per la produzione di energia elettrica, accompagnato dal recupero del calore prodotto, gode di tutti gli incentivi destinati agli impianti di cogenerazione. Inoltre, la Regione Umbria (B.U.R. n. 12 del 19/03/2003) aveva previsto contributi a fondo perduto destinati a soggetti privati, pari al 30% delle spese ammissibili per la realizzazione di impianti per la produzione e distribuzione di calore alimentati da biomasse. RISVOLTI ENERGETICI, AMBIENTALI E SOCIO-ECONOMICI Tempo di ritorno dell'investimento Si può ipotizzare un funzionamento medio degli impianti di cogenerazione a biomassa pari a 4000 ore/anno, ovvero una produzione di 4 MWh/kWe installato [5], con un rendimento elettrico del 35% e un rendimento termico del 40%. Considerando la tariffa di vendita del calore equivalente alla combustione di metano (PCI = 9,6 kwh/m 3 ) a 0,50 euro/m 3 [4] su una caldaia convenzionale con rendimento del 75%, si ottiene un ricavo annuo di 278,00 euro/kwe installato a cui va ad aggiungersi il ricavo dell'energia elettrica prodotta (72,00 euro/mwh) che ammonta a 288,00 euro/kwe; le entrate complessive ammontano dunque a 566,00 euro/kwe. Ipotizzando un valore medio dell'investimento pari a 1800 euro/kwe [3], i costi di produzione annui, comprensivi di gestione, manutenzione (3% dell'investimento) ed acquisto della biomassa (prezzo di acquisto e di stoccaggio pari a 0,14 euro/kg, PCI = 4,30 kwh/kg [5]) sono pari a (54, ,09) = 426,09 euro/kwe. Con tali dati, si ottiene un tempo di ritorno (payback time ovvero rapporto tra investimento e resa annua) di circa 13 anni. Per ciò che concerne le soluzioni con stufe e termocamini per riscaldamento domestico e caldaie di taglia adeguata per la produzione centralizzata di calore, i tempi di ritorno si abbassano a 8 anni [6]. Impatto ambientale locale L impiego energetico delle biomasse presenta una indiscutibile rilevanza ambientale: oltre agli effetti positivi sul contenimento dell anidride carbonica in atmosfera, la loro utilizzazione rappresenta spesso una buona soluzione a problemi di eliminazione di rifiuti, specialmente se solidi. Molte utilizzazioni, ai limite della praticabilità se considerate esclusivamente sotto l aspetto della resa energetica, possono così risultare interessanti o convenienti, se si considera anche il valore ambientale dell intervento. Inoltre la possibilità di recuperare vaste aree marginali, oggi in stato di abbandono e di degrado, per lo sviluppo di colture destinate alla produzione di biomasse porterebbe ad innegabili vantaggi di tipo socio-economico. 20

20 (Segue risvolti energetici, ambientali e socio-economici) Le biomasse sono neutre per quanto attiene l effetto serra poiché l anidride carbonica prodotta durante la combustione viene riassorbita dalle piante stesse mediante il processo della fotosintesi clorofilliana. Il basso contenuto di zolfo e di altri inquinanti fa sì che, quando utilizzate in sostituzione di carbone e olio combustibile, le biomasse contribuiscano ad alleviare il fenomeno delle piogge acide. Per ciò che concerne l'impatto visivo, acustico ed elettromagnetico, valgono tutte le prescrizioni caratteristiche delle centrali termoelettriche tradizionali; è da sottolineare che la cogenerazione con grandi centrali accoppiata con il teleriscaldamento di aree urbane, seppure ideale per le biomasse, risulta di complessa realizzazione dal momento che tali soluzioni impiantistiche hanno un basso livello di accettabilità, sia per l'opinione pubblica che per oggettivi motivi di sicurezza, pertanto sono generalmente localizzate lontano dai centri urbani, rendendo più complicato l'allacciamento alle utenze termiche. Occupazione Si prevede la creazione di 9 posti di lavoro per ogni MWe installato; tale dato si traduce in circa 5 posti / Meuro investito [2]. ATTUABILITÀ NEL TERRITORIO COMUNALE Le tecnologie usate per lo sfruttamento delle biomasse si possono distinguere in: 1. stufe e termocamini per riscaldamento domestico; 2. caldaie di taglia adeguata per la produzione centralizzata di calore; 3. impianti per la produzione combinata di energia termica ed elettrica con relativa rete di teleriscaldamento. Nel territorio comunale, l'uso della biomassa per impianti di sola produzione di calore è già avviato e non si presentano particolari limiti alla maturazione di tale soluzione (specialmente in ambito domestico), dal momento che l'approvvigionamento può avvenire anche da zone esterne al Comune di Perugia. Nel territorio comunale sono già attivi impianti di cogenerazione per lo sfruttamento del biogas: in corrispondenza della discarica di Pietramelina è attiva una centrale di potenzialità pari a 1 MW e che potrà produrre fino al MWh/anno. La UMBRA ACQUE ricava e utilizza il biogas dagli impianti di depurazione di Genna (1.300 MWh / anno), Ponte Valleceppi (300 MWh/anno), San Sisto (320 MWh/anno). I dati regionali indicano la potenzialità di sfruttamento delle biomasse in cogenerazione pari a 50 MW elettrici; parallelamente l utilizzo ai fini della produzione di solo calore può essere realizzata attraverso l installazione di 100 MW termici. Tali valori, in rapporto alle superfici Comune/Regione (450/8500), si traducono nella possibilità per il Comune di realizzare impianti di cogenerazione a biomassa per 2,5 MW elettrici e di installare stufe e caldaie per complessivi 5,3 MW termici. Poiché per gli impianti di cogenerazione la produzione di energia unitaria annua è di circa 4 MWhe/kWe installato contemporaneamente a 4,5 MWht/kWe installato, la produzione di energia potrebbe essere circa pari a MWh elettrici e MWh termici all anno; a tale dato va aggiunto il contributo relativo all energia termica prodotta nelle stufe e caldaie (4 MWht/kWt) che risulta pari a MWht; complessivamente si possono produrre MWh all anno. Per ciò che concerne la produzione di energia elettrica in impianti di cogenerazione a biomassa, lo sviluppo può avvenire soprattutto nella realizzazione di impianti collegati a piccole reti di teleriscaldamento a servizio di utenze pubbliche quali ospedali, scuole, impianti sportivi, uffici pubblici, oltre che con sistemi di microcogenerazione. Nel territorio comunale, se da un lato appaiono di difficile realizzazione reti di teleriscaldamento per il centro storico e le prime periferie, a causa dell orografia accidentata e della forte antropizzazione, dall altro sono proponibili applicazioni per le zone industriali ed artigianali e per le nuove lottizzazioni in aree pressochè pianeggianti e possibilmente vicine alle zone di captazione delle biomasse. L Amministrazione Comunale è intenzionata ad incentivare l uso domestico dei generatori di calore a biomassa; potenzialmente, nel territorio del Comune di Perugia, possono essere interessate all utilizzo di biomasse circa unità abitative. Questa soluzione è particolarmente indicata in abitazioni mono o bifamiliari, in quanto generalmente dotate di idonei condotti di evacuazione dei fumi di scarico. Tenuto conto della potenzialità prima citata delle biomasse per il riscaldamento domestico (circa MWh) e di ricoprire con esse per metà il fabbisogno stagionale medio di un abitazione ( kwh = 20 kw potenza x 8 ore x 182 giorni x 0,5 coefficiente di utilizzo) si ottiene un coinvolgimento di circa unità abitative. NOTE Si vedano anche le schede A5, B8 e B9. Riferimenti [1] GRTN: "Dati statistici sull'energia elettrica in Italia 2000", gennaio 2002; [2] ISRIM: "Studio di piano energetico regionale per l'umbria", settembre 2000; [3] Governo italiano: "Libro bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili", aprile [4] Provincia Di Torino: "Programma Energetico Provinciale". [5] M. Fiala, W. Mebane, G. Riva: Energia da biomasse", La Termotecnica, dicembre 1994; [6] ISES Italia: "Il sole a trecentosessantagradi, settembre 2003" (sito internet: 21