STUDIO DI FATTIBILITA

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1 SETTORE POLITICHE DEL TERRITORIO E DELL AMBIENTE UFFICIO MANUTENZIONI IMPIANTI FOTOVOLTAICI SU EDIFICI PUBBLICI STUDIO DI FATTIBILITA Rivalta di Torino, lì 21 novembre 2013 IL PROGETTISTA arch. Giovanni Ruffinatto

2 1) PREMESSE I settori terziario e residenziale assorbono un quarto del fabbisogno energetico nazionale. L 80% di tali consumi è riconducibile al riscaldamento domestico, mentre la restante quota è dovuta, nell ordine, alla preparazione dell acqua calda sanitaria, ai consumi degli elettrodomestici ed all illuminazione. Diminuire i consumi dei settori terziario e residenziale, oltre a contribuire al raggiungimento degli obiettivi nazionale di riduzione delle emissioni inquinanti e climalteranti e di sicurezza dell approvvigionamento energetico, comporta vantaggi immediati per le famiglie in termine di diminuzione della spesa per le bolletta energetica e di miglioramento del comfort abitativo. Le buone abitudini quotidiane che possono essere messe in atto a costo nullo per evitare gli sprechi sono numerosissime, ma gli interventi che hanno la possibilità di incidere in maniera sostanziale sulla diminuzione dei consumi del settore domestico sono quelli strutturali che riducono il fabbisogno di energia degli edifici misurato dai cosiddetti indici di prestazione energetica. Tali interventi sono di svariata natura, ad esempio: isolamento di pareti esterne, coperture, solai, serramenti, cassonetti, superfici vetrate, sostituzione delle caldaie o della rete di distribuzione del calore con sistemi a più alta efficienza, montaggio di sistemi di regolazione della temperatura interna, installazione di sistemi solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria, etc.. Molti di questi interventi sono indispensabili per raggiungere gli standard di prestazione energetica degli edifici richiesti dalla normativa, soprattutto per quanto riguarda le nuove costruzioni. Si tratta peraltro di interventi che, anche in assenza di incentivi, hanno tempi medi di ritorno economico brevi e che in particolare risulta molto conveniente prevedere sin dalla fase di progettazione o eseguire in occasione di lavori di ristrutturazione o manutenzione. Tutti questi interventi, potendo ridurre l indice di prestazione energetica degli edifici, sono potenzialmente idonei a maturare i requisiti necessari per accedere al premio sulle tariffe incentivanti spettanti agli impianti fotovoltaici. In particolare nell attestato di certificazione (qualificazione) energetica dell edificio o unità immobiliare, saranno indicati quali interventi sono raccomandati per conseguire una sensibile riduzione del fabbisogno energetico. 2) GESTORE DEI SERVIZI ELETTRICI Il GSE è l'unico soggetto attuatore che qualifica gli impianti fotovoltaici, eroga gli incentivi previsti dal Conto Energia ed effettua attività di verifica. Il Gestore dei Servizi Elettrici, ex GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A.) è una società posseduta interamente dal Ministero dell'economia e delle Finanze che opera per la promozione dello sviluppo sostenibile attraverso l erogazione di incentivi economici volti a favorire e sostenere lo sviluppo delle energie rinnovabili nel nostro Paese: solare FV e termico in primis.

3 Il Gestore è nato il 1 novembre 2005 quando sono state trasferite a Terna S.p.A. le attività di gestione della rete di trasmissione nazionale fino ad allora svolte dal Gestore della Rete di Trasmissione. La nuova denominazione del Gestore è stata voluta per rispecchiare in modo coerente, anche nella denominazione, la missione svolta dall ente. Le attività inizialmente attribuite al GSE dal Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell' 11 maggio 2004 riguardano principalmente le seguenti aree: attività, rapporti giuridici e personale impegnato nella compravendita dell'energia e nell emissione e verifica dei certificati verdi; promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche alternative, come riportato nella Direttiva Europea 2001/77/CE; gestione delle partecipazioni detenute nelle società Gestore del Mercato Elettrico S.p.a. (GME SpA) ed Acquirente Unico S.p.A. (AU SpA), costituite e detenute interamente dal Gestore della Rete di Trasm. Naz. sviluppo e promozione della produzione elettrica da pannelli fotovoltaici; qualifica degli impianti di cogenerazione ad alto rendimento; gestione della generazione elettrica distribuita sul territorio attraverso il ritiro di energia e lo scambio sul posto. 3) INCENTIVI VANTAGGI - DEFINIZIONI Conto Energia E il meccanismo d incentivazione per l energia prodotta da impianti fotovoltaici connessi alla rete elettrica nazionale ed ha una durata di 20 anni dal momento in cui viene stipulato. Grazie a questi incentivi il gestore o il proprietario di un impianto riceverà una remunerazione che, per ogni kw prodotto, potrà variare a seconda del tipo di impianto realizzato: più piccolo sarà l impianto (fino a 3 kwp), più alta sarà la tariffa incentivante. Un discorso analogo si può fare per l integrazione dei pannelli: maggiore sarà l integrazione, maggiore sarà anche l incentivo percepito. Il Conto Energia ha avuto inizio nel 2005 (DM 28/07/2005) e, nonostante sia stato rivisto già diverse volte riducendone le tariffe, è attivo tutt'ora Scambio sul Posto Tra i servizi offerti dal Gestore c è lo Scambio sul Posto (Del. Aeeg n. 74/08) che permette al richiedente (titolare o gestore di un impianto fv) di immettere in rete l energia elettrica prodotta e non immediatamente autoconsumata, per poi prelevarla in un momento successivo per soddisfare i propri consumi azzerando in questo modo i costi delle bollette per l energia elettrica. Lo scambio è conveniente rispetto alla vendita diretta di energia per chi possiede un sistema fotovoltaico che produce una quantità di energia pari a quanta ne consuma direttamente l utente.

4 Grazie a questa opzione l eventuale differenza tra quanto viene prodotto e quanto consumato non viene remunerata in euro, ma viene trasformata in un credito che resterà attivo negli anni successivi. Si può applicare agli impianti di potenza inferiore a 200 kwp solo se entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007, mentre per quelli entrati in funzione prima il limite è fissato a 20 kwp Vendita di energia in rete Se un impianto è stato dimensionato per produrre una quantità di energia molto superiore a quella necessaria al produttore (proprietario dell impianto) conviene senza dubbio scegliere l opzione della vendita di energia sul mercato. La vendita può essere indiretta (opzione più diffusa) se viene ceduta al Gestore al prezzo di mercato relativo alla zona in cui è collocato il sistema solare e, in questo caso si parla di ritiro dedicato. L altra opportunità prevista è quella della vendita diretta che prevede la vendita di energia in borsa (opzione possibile solo dopo l iscrizione al mercato dell energia elettrica gestito dal Gestore del Mercato Elettrico, il GME) Certificati Verdi e Tariffa Omnicomprensiva Come promotore principale delle fonti rinnovabili è stato affidato al GSE anche il rilascio di certificati verdi e la gestione della tariffa omnicomprensiva. Lo stesso Gestore ha fornito una definizione precisa di entrambe le opportunità. I Certificati Verdi sono titoli negoziabili che attestano la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile e rappresentano un beneficio per l'operatore in quanto sono utilizzabili per ottemperare all'obbligo di immissione nel sistema elettrico di una quota di energia elettrica da fonte rinnovabile. La tariffa omnicomprensiva (comprensiva cioè dell'incentivo e del ricavo da vendita dell'energia) è applicabile, su richiesta dell'operatore, agli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007, di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW e di potenza elettrica non superiore a 0,2 MW per gli impianti eolici, per i quantitativi di energia elettrica netta prodotta e contestualmente immessa in rete. 4) NORMATIVA ATTUALE Il meccanismo che ha a incentivato in questi anni il mercato fotovoltaico italiano si é concluso, ma resta la detrazione IRPEF per l'installazione di impianti fotovoltaici domestici. Il V Conto Energia, (valido dal 27 agosto 2012, come stabilito con la Delibera dell'aeeg n. 292/12, fino al 6 luglio 2013,) fissava nuove tariffe per l'incentivazione dei sistemi fotovoltaici e stabiliva un registro per gli impianti FV che venivano realizzati nel nostro Paese nel periodo indicato, tuttavia Il DM 5 maggio 2011 (4 Conto Energia) ha continuato però ad applicarsi, anche oltre il naturale termine. a tre categorie d'impianto:

5 1. ai piccoli impianti e agli impianti di cui ai Titoli III e IV del medesimo decreto che entrano in esercizio prima della data di decorrenza individuata al comma 3; 2. ai sensi dell articolo 6, comma 3, dello stesso DM 5 maggio 2011, ai grandi impianti iscritti in posizione utile nei registri e che producono la certificazione di fine lavori nei termini previsti; 3. agli impianti realizzati su edifici pubblici e su aree delle amministrazioni pubbliche di cui all articolo 1, comma 2, del decreto legislativo n. 165 del 2001, che entrano in esercizio entro il 31dicembre Per gli impianti successivi collaudati dopo il 30 giugno 2013, non sono più previsti incentivi, ma rimane la possibilità di attivare lo Scambio sul Posto (Del. Aeeg n. 74/08) che permette al richiedente (titolare o gestore di un impianto fv) di immettere in rete l energia elettrica prodotta e non immediatamente autoconsumata, per poi prelevarla in un momento successivo per soddisfare i propri consumi azzerando in questo modo i costi delle bollette per l energia elettrica. Con il termine scambio sul posto (Delibera AEEG 74/08) si intende il servizio erogato dal GSE dal 1 Gennaio 2009 e che consente all utente che abbia la titolarità o la disponibilità di un impianto, la compensazione tra il valore associabile all energia elettrica prodotta e immessa in rete e il valore associabile all energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. Il servizio di scambio sul posto è erogato al cliente finale, o a un soggetto mandatario del medesimo cliente finale, che è titolare o ha la disponibilità di: a) impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kw; b) impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kw, se entrati in esercizio dopo il 31 dicembre Il limite di 200 kw non si applica ad impianti nel caso in cui l utente dello scambio sia il Ministero della Difesa ovvero un soggetto mandatario del Ministero stesso; c) impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kw. 5) CONVENZIONE SCAMBIO SUL POSTO L articolo 12, comma 12.1 dell Allegato A alla deliberazione 570/2012/R/efr prevede che il GSE predisponga e trasmetta all Autorità un documento contenente i criteri puntuali di calcolo per l applicazione del medesimo provvedimento, oltre che i criteri di calcolo da applicarsi nei casi in cui ad un unico punto di scambio risultino collegati più impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto ad accedere al servizio di scambio sul posto (di seguito: SSP), nonché nei casi dei Comuni con popolazione fino a residenti e del Ministero della Difesa. In particolare, ai sensi dell articolo 27, comma 4 della legge n. 99/09 e dell'articolo 355, comma 7, del decreto legislativo n. 66/10, la disciplina dello scambio sul posto è da applicare anche in assenza del vincolo della coincidenza tra il punto di immissione e il punto di prelievo per i seguenti utenti dello scambio sul posto (di seguito: USSP): a) i Comuni con popolazione fino a residenti (o un soggetto terzo previo mandato), nel caso in cui gli impianti ammessi allo scambio sul posto, di potenza fino a 200 kw, siano di proprietà dei medesimi Comuni; b) il Ministero della Difesa (o un soggetto terzo previo mandato), nel caso in cui gli impianti ammessi allo scambio sul posto, di potenza anche superiore a 200 kw, siano realizzati su siti di proprietà del demanio dello Stato.

6 . Nei casi previsti al punto a) e b), l USSP sottoscrive con il GSE un unica convenzione per una pluralità di punti di prelievo e di punti di immissione. È possibile una modifica del dominio dei punti da ricomprendere nell ambito della medesima convenzione vigente esclusivamente in diminuzione così come definito dallo schema di convenzione del GSE. Una modifica in aumento del dominio dei punti di connessione può essere effettuato a partire dall anno solare successivo a quello della convenzione vigente, secondo modalità e tempistiche definite dal GSE nelle disposizioni tecniche di funzionamento pubblicate sul proprio sito istituzionale. E fatta salva comunque la possibilità per l USSP di stipulare una nuova convenzione per i nuovi punti di connessione (in immissione o in prelievo o misto) che non è possibile ricomprendere nella convenzione in essere. 6) NOZIONI TECNICHE 6.1 Modulo fotovoltaico I moduli fotovoltaici oggi più comuni sono costituiti da celle in serie, che permettono l accoppiamento con gli accumulatori da 12 Vcc nominali. Per ottenere i pannelli fotovoltaici, le celle vengono collegate e saldate tra loro mediante terminali sui contatti anteriori e posteriori (in sequenza N-P-N-P-N...) in modo da formare le stringhe. Si realizza quindi un sandwich avente come parte centrale il piano della cella fotovoltaica e intorno, andando dall esterno verso l interno, una lastra di vetro dotata di ottima trasmittanza e buona resistenza meccanica, seguita da un foglio sigillante di EVA (acetato vinil-etilenico) che permette l isolamento dielettrico dell adiacente piano delle celle, seguito posteriormente da un secondo foglio di EVA e da un altra lastra di vetro o un rivestimento isolante in tedlar. Il sandwich è quindi scaldato in un forno a circa 100 C, temperatura alla quale i componenti si sigillano tra loro, l EVA passa da traslucido a trasparente e si elimina l aria residua interna, che potrebbe provocare corrosione a causa del vapor acqueo presente. Si fissa infine il sandwich così trattato in una cornice d alluminio estruso anodizzato (per resistere alla corrosione) e si dispone la cassetta di giunzione. ENERGIA GRIGIA = E la quantità di energia necessaria al ciclo completo di fabbricazione di un modulo (estrazione materie prime, trasporto, lavorazione). TEMPO DI RECUPERO ENERGETICO = E il tempo necessario al modulo fotovoltaico per produrre una quantità di energia solare uguale alla propria energia grigia. FATTORE DI RECUPERO ENERGETICO = E il rapporto tra la durata di vita di un modulo fotovoltaico e il suo tempo di recupero energetico (oppure tra Etot ed Egrigia). CONFRONTO TRA DIVERSI TIPI DI MODULI Unità Siicio monocristallino Silicio multicristallino Silicio amorfo Energia grigia kwh/wp 5-8 3,5-7 2,5-4 Tempo di recupero energetico Fattore di rimborso energetico anni 3,9-6,6 2,9-5,8 2,1-3,3-3,7-6,4 4,3-8,6 7,5-126

7 Ipotesi: produzione specifica annua = [kwh/kwp]; durata di vita 25 anni; senza considerare il tipo di applicazione. Nella sua vita, un modulo fotovoltaico produce da 4 a 10 volte più energia solare dell'energia che è stata necessaria per fabbricarlo. Solo i sistemi energetici che utilizzano le fonti rinnovabili hanno un fattore di rimborso energetico superiore a 1. Il campo fotovoltaico é costituito da una serie di moduli fotovoltaici collegati in serie e in parallelo tra di loro: a) Collegando in serie i moduli la corrente totale del modulo si adegua a quella del modulo che genera meno corrente, mentre la tensione globale è data dalla somma della tensione dei singoli moduli fotovoltaici. Un insieme di pannelli solari fotovoltaici collegati in serie costituisce la cosiddetta stringa. b) Mettendo in parallelo più stringhe di moduli: la corrente totale del campo fotovoltaico è data dalla somma della corrente in uscita da ogni stringa. La tensione globale del sistema fotovoltaico è invece equivalente alla tensione generata da una singola stringa. La potenza nominale totale dell impianto fotovoltaico è pari alla somma della potenza nominale di ogni singolo modulo. La riduzione della potenza erogata causata da un ombreggiamento parziale del campo fotovoltaico può essere non proporzionale alla porzione di superficie in ombra, ma molto superiore. Occorre prestare quindi molta attenzione ai collegamenti: se, ad esempio, di fronte al campo fotovoltaico si ha un palo, bisognerà fare in modo che l effetto dell ombra si senta su una sola stringa e non vada ad intercettare più serie di pannelli fotovoltaici, compromettendo quindi il corretto funzionamento di tutto l impianto. 6.2 Inverter Gli inverter hanno il compito di trasformare la corrente continua prodotta dai moduli fotovoltaici in corrente alternata, in modo da poter alimentare tutti i dispositivi e le apparecchiature elettriche. Possiamo distinguere due tipologie di inverter, in relazione al tipo di applicazione: INVERTER PER IMPIANTI CONNESSI A RETE INVERTER PER IMPIANTI ISOLATI Gli INVERTER PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI CONNESSI A RETE hanno le seguenti caratteristiche: a) tecnologia ad onda sinusoidale costruita con riferimento alla tensione di rete b) elevati rendimenti e stabilità in normali condizioni di irraggiamento c) disponibili per utenze monofase e per utenze trifase su un'ampia gamma di potenze d) protezioni di rete e di interfaccia integrate e) display per visualizzazzione dei dati di produzione f) moduli aggiuntivi per misurare l'irraggiamento, la temperatura, ecc g) trasmissione dati a distanza a scopo di supervisione h) impossibilità di funzionamento in isola (è necessaria la presenza della tensione di rete)

8 6.2.2 Gli INVERTER PER IMPIANTI ISOLATI possono essere suddivisi nelle seguenti tipologie a) Inverter ad onda quadra - semplice tecnologia - rischio di generazione di armoniche dispari --> problemi - nessuna regolazione della tensione in uscita (varia col carico e con la tensione di entrata) b) Inverter ad onda sinusoidale modificata - miglior rendimento - meno armoniche della quadrata - regolazione precisa della tensione - appropriati per l alimentazione di molti apparecchi (TV, motori, seghetti) c) Inverter ad onda sinusoidale - tecnica simile a quella degli inverter per connessione a rete, ma con circuiti più semplici, senza protezioni e sincronizzazione rete - rendimenti elevati, adatti per praticamente tutti i tipi di utilizzatori Le CENTRALINE ELETTRONICHE sono regolatori di carica utilizzabili solo per impianti stand alone. 6.3 Norme tecniche dei pannelli e degli impianti FV norme per la qualifica dei moduli: CEI EN o 61646, CEI EN e : Presso laboratori accreditati EA o con accordi di mutuo riconoscimento in ambito EA (European Accreditation Agreement) o in ambito ILAC International Laboratory Accreditation Cooperation conformità dei moduli alle norme CEI documentata tramite: - Certificato di approvazione di tipo (Type approval certificate) rilasciato da un Laboratorio di prova accreditato (Conformity certificate) ulteriore documentazione: - rapporto di prova secondo IEC FV- Guida CEI Rapporto di prova, Norma ISO/ Certificato di controllo del processo produttivo in fabbrica (Factory inspection certificate) - OEM (Original Equipment Manufacturer certificate) 6.4 Qualità e garanzie dei moduli Certificazione secondo le norme IEC, CENELEC, CEI Garanzie del Costruttore: Garanzie di prodotto: 2-3 (anche 10) anni da difetti di fabbricazione; Garanzie delle prestazioni: 10 anni Pm > 90% Pm, iniziale anni Pm > 80% Pm, iniziale 6.5 Impianti FV connessi alla rete - CEI EN Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici Linee guida per la misura, lo scambio e l'analisi dei dati

9 - IEC Test procedure of islanding prevention measures for utilityinterconnected photovoltaic inverters - IEC Grid connected photovoltaic systems Minimum requirements for system documentation, commissioning tests and inspection - CEI 64-8/sez.712 Sistemi fotovoltaici solari (FV) di alimentazione - CEI 0-16 Condizioni tecniche per la connessione alle reti MT e AT - CEI Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti BT e MT - CEI EN Protezione contro i fulmini 6.6 La verifica delle prestazioni degli impianti FV Verifiche periodiche in sito e in laboratorio - Valutazione invecchiamento dei moduli e diminuzione della potenza erogata. - Verifiche periodiche della potenza dell impianto fotovoltaico Verifiche tramite monitoraggio continuativo - Analisi dei dati operativi di impianti FV - Andamento degli indici qualitativi e dell energia prodotta Verifiche periodiche in sito - Ispezione visiva dei moduli: rottura dei vetri, distacco dei terminali, ingiallimento dell antiriflesso, rottura dei diodi di bypass, infiltrazione di umidità nella cassetta, fra cornice e vetro, tra vetro e tedlar, de laminazione. - Misure elettriche di moduli e stringhe fotovoltaiche: isolamento elettrico, potenza erogata. - Verifica consistenza impianto (solo 1 visita): verifica dichiarazione di conformità dell impianto alle regole dell arte (dm 37/08), corrispondenza dell impianto realizzato alla documentazione finale di progetto (incluso potenza nominale), controllo certificazione di moduli e inverter. - Ispezione visiva del impianto FV: stato delle strutture e dell ancoraggio dei moduli, stato dei quadri di stringa e dei cavi afferenti, stato dell inverter, del trasformatore e delle cabine MT, verifica del corretto funzionamento dell impianto fotovoltaico. - Misure elettriche del generatore FV: continuità elettrica e connessioni tra moduli, messa a terra di masse e scaricatori, isolamento dei circuiti elettrici dalle masse. - Misure prestazionali: generatore fotovoltaico, inverter. 7) CONSIDERAZIONI TECNICO PROGETTUALI Nell ipotesi progettuale che segue sono stati presi in considerazione degli edifici comunali che per caratteristiche di estensione delle coperture e per il loro orientamento possono offrire la possibilità di installare un impianto fotovoltaico di potenza di circa 120 kw di picco e di circa 20 kw di picco. La stima del rendimento (stima di generazione elettricità solare) è stata eseguita mediante il database di radiazione solare PVGIS-classic (ALLEGATO A) ; dal quale ne deriva una resa annua di 1200, ipotizzando l uso di pannelli di dimensione 1,00 x 1,75 m., diffusi sul mercato, di 250 W di picco, si ottiene una produzione di 1 kwp per ogni 7 mq.

10 Considerato che il Comune di Rivalta di Torino ha una popolazione inferiore ai abitanti e che le installazioni proposte sono al di sotto dei 200 kwp, gli impianti oggetto di questo studio potranno, ai sensi dell articolo 27, comma 4 della legge n. 99/09 e dell'articolo 355, comma 7, del decreto legislativo n. 66/10, essere oggetto di convenzione per lo scambio sul posto, senza il vincolo quindi della coincidenza tra il punto di immissione e il punto di prelievo. Di seguito vengono descritti gli edifici pubblici presi in esame. 7.1 Il Bocciodromo del capoluogo La superficie della copertura del bocciodromo di via Monte Ortigara, presenta una copertura di estensione di circa mq. prevalentemente piana, recentemente la copertura è stata interessata da lavori di manutenzione dell impermeabilizzazione e da lavori di consolidamento degli appoggi delle travi prefabbricate. Fatte salve le verifiche strutturali, l edificio, oltre ad offrire uno spazio notevole per la collocazione di pannelli fotovoltaici, è sufficientemente alto rispetto alla vegetazione e ai manufatti circostanti da poter scongiurare che parte dell impianto risulti anche parzialmente in ombra. In questo studio si ipotizza la realizzazione di un impianto costituito da 40 file di 8 moduli, collocati sulla parte piana della copertura, e da 12 file di 13 moduli collocati verticalmente sulla parte di copertura a gradoni (ALLEGATO B) Per quanto sopra si può quindi calcolare il seguente rendimento medio annuo: n pannelli (40 x x 13) x 0,25 kwp = 119 kwp rendimento medio annuo = 1200 x 119 kwp = kw/h annui 7.2 I loculi del cimitero Altri edifici presi in considerazione sono i tre colombari dell ultimo ampliamento del cimitero, che presentano una copertura a falda inclinata di 2 gradi. La superficie delle tre falde più basse favorite dall irraggiamento sono di circa 150 mq. cadauna. Anche in questo caso Fatte salve le verifiche strutturali, gli edifici sono sufficientemente alti rispetto alla vegetazione e ai manufatti circostanti da poter scongiurare che parte dell impianto risulti anche parzialmente in ombra. In questo studio si ipotizza la realizzazione di un impianto costituito da 6 file di 13 moduli, collocati sulla falda esposta a sud-sud-est della copertura (ALLEGATO C) Per quanto sopra si può quindi calcolare il seguente rendimento medio annuo: n pannelli (13 x 6) x 0,25 kwp = 19, 5 kwp rendimento medio annuo = 1200 x 19,5 kwp = kw/h annui

11 8) STIMA DEL COSTO DEGLI IMPIANTI Mediamente il costo unitario (kw di picco) si aggira imediamente intorno ai euro al kw di picco, a cui vanno aggiunti i costi degli inverter, i costi di installazione e delle opere provvisionali per la collocazione degli impianti in quota. Sulla base dell andamento del mercato della tecnologia fotovoltaica il costo unitario parametrico per kw di picco è di circa 2.900,00 comprensivo dei costi sopra descritti. Pertanto la stima dell importo degli impianti può essere così determinata: kwp (119+19,5) x 2.900,00 = ,00 9) QUADRO ECONOMICO DI SPESA 1 IMPORTO LAVORI * lavori soggetti a ribasso ,00 prima stima oneri della sicurezza 3.350,00 IMPORTO LAVORI a base d'asta ,00 2 SOMME A DISPOSIZIONE IVA 10% (importo dei lavori) Spese tecniche incentivi ex art. 92 del ,00 D. Lgs. 163/ pratiche GSE ,00 IVA ed oneri di legge su S.T ,00 Imprevisti e arrotondamento 6.875,00 in uno , IMPORTO QUADRO ECONOMICO ,00 *L importo dei lavori comprende solo le prestazioni strettamente connesse alla realizzazione dell impianto, cioè :costi degli inverter e dei pannelli, cablaggi ed installazione.

12 ALLEGATO A

13 ALLEGATO B

14 ALLEGATO C