REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO CONNESSO ALLA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE

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2 Comune di OLBIA (OT) REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO CONNESSO ALLA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE Potenza = 993,60 kw Relazione tecnica Impianto: GEASAR_10 Soggetto Responsabile: GEASAR S.P.A. Località: Aeroporto Olbia Costa Smeralda - OLBIA (OT) SASSARI, 30/11/2011 Il Tecnico (Per.Ind. Luca Tagliaferro) S.E.I. S.r.l. Via Caniga 29B/17 SASSARI (SS) tagliaferro@studiotecnicotagliaferro.net Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 1

3 DATI GENERALI Ubicazione impianto Identificativo dell impianto: GEASAR_10 Indirizzo: Aeroporto Olbia Costa Smeralda Comune: OLBIA (OT) CAP: Committente Ragione Sociale GEASAR S.P.A. Codice Fiscale P. IVA Indirizzo AEROPORTO OLBIA COSTA SMERALDA Comune OLBIA (OT) CAP Telefono Tecnico Ragione Sociale S.E.I. S.r.l. Nome Cognome Luca Tagliaferro Qualifica P.I. Codice Fiscale P. IVA Indirizzo Via Caniga 29B/17 Comune SASSARI (SS) CAP Telefono Fax Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 2

4 PREMESSA Valenza dell'iniziativa Con la realizzazione dell impianto, denominato GEASAR_10, si intende conseguire un significativo risparmio energetico per la struttura servita, mediante il ricorso alla fonte energetica rinnovabile rappresentata dal Sole. Il ricorso a tale tecnologia nasce dall esigenza di : - tutelare l ambientale; - non produrre inquinamento acustico; - evitare l utilizzo di combustibile fossile; - produrre, in generale, energia elettrica senza emissioni di sostanze inquinanti. Attenzione per l'ambiente Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. L impianto previsto è caratterizzato da una potenza di picco pari a 993,6 kw, si stima che lo stesso, durante il primo anno di esercizio, sia in grado di produrre ,30 kwh. Considerando una perdita di efficienza annuale pari al 0,90 %, e un tempo di vita dell impianto pari a 20 anni, nei paragrafi successivi e nel business plan vengono evidenziati i benefici attuabili dall investimento Risparmio di combustibile Un utile indicatore per definire il risparmio di combustibile derivante dall utilizzo di fonti energetiche rinnovabili è il fattore di conversione dell energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh]. Questo coefficiente individua le T.E.P. (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) necessarie per la realizzazione di 1 MWh di energia, ovvero le TEP risparmiate con l adozione di tecnologie fotovoltaiche per la produzione di energia elettrica. Risparmio di combustibile Risparmio di combustibile in TEP Fattore di conversione dell energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh] 0,187 TEP risparmiate in un anno 258,48 TEP risparmiate in 20 anni 4.750,53 Fonte dati: Delibera EEN 3/08, art. 2 Emissioni evitate in atmosfera Inoltre, l impianto fotovoltaico consente la riduzione di emissioni in atmosfera delle sostanze che hanno effetto inquinante e di quelle che contribuiscono all effetto serra. Emissioni evitate in atmosfera Emissioni evitate in atmosfera di CO 2 SO 2 NO X Polveri Emissioni specifiche in atmosfera [g/kwh] 496,0 0,670 0,523 0,024 Emissioni evitate in un anno [kg] ,22 926,10 722,91 33,17 Emissioni evitate in 20 anni [kg] , , ,25 609,69 Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2007 Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 3

5 Normativa di riferimento Gli impianti dovranno essere realizzati a regola d arte, come prescritto dalle normative vigenti, ed in particolare dal D.M. 22 gennaio 2008, n. 37. Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, dovranno essere conformi alle: - prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF; - prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica; - prescrizioni del gestore della rete; - norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano). L elenco completo delle norme alla base della progettazione è riportato in Appendice A. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 4

6 SITO DI INSTALLAZIONE Premessa Il dimensionamento energetico dell'impianto fotovoltaico connesso alla rete del distributore è stato effettuato tenendo conto, oltre che della disponibilità economica, di: - disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico; - disponibilità della fonte solare; - fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo); Disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico Descrizione del sito Il contesto in cui verrà installato l impianto è il seguente: l'impianto sarà installato a terra su apposite strutture di ancoraggio, realizzate come meglio evidenziato negli allegati elaborati grafici di progetto ed in particolare nella Tav. 03 Particolari costruttivi. L area individuata per l installazione dell impianto è quella evidenziata nell allegata Tav. 01 Aerofoto con individuazione aree di intervento. Si tratta di una striscia di terreno ricavata tra il limite della strip di pista e la strada perimetrale aeroportuale. In detta striscia di terreno verranno ricavate n. 4 aree di installazione, caratterizzate dalle seguenti dimensioni: - area 1 lunghezza: 155,44 m larghezza: 12,85 m superficie: mq - area 2 lunghezza: 345,45 m larghezza: 12,85 m superficie: mq - area 3 lunghezza: 345,45 m larghezza: 12,85 m superficie: mq - area 4 lunghezza: 443,34 m larghezza: 12,85 m superficie: mq Per una superficie totale pari: mq La suddivisone in quattro distinte aree emerge dalla necessità di: - garantire gli accessi alla pista ai mezzi di emergenza; - salvaguardare il sito di installazione di alcune apparecchiature meteo; - mantenere l attuale sbocco del canale Colcò; - permettere un facile accesso al campo fotovoltaico al personale di manutenzione. Le caratteristiche morfologiche del terreno prescelto per l installazione del campo fotovoltaico, sono le seguenti: - terreno pianeggiante; - assenza di dossi e/o avvallamenti; - presenza di macchia mediterranea, caratterizzata da piante di basso fusto e dimensioni contenute. Come meglio evidenziato nelle foto inserite all interno della Tav. 01 Aerofoto con individuazione aree di interventi. Nel vigente Piano di Fabbricazione del Comune di Olbia, la destinazione urbanistica dell'area interessata dall impianto è : zona "Servizi Generali" per strutture aeroportuali (AA). Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 5

7 Conformità dell installazione ai canoni di sicurezza aeroportuali Ubicazione dell area di impianto Considerato che l aeroporto di Olbia possiede una pista strumentale di codice 4 e che pertanto: - la larghezza delle strip di sicurezza deve estendersi sui due lati della pista di volo per almeno 150 m. Riferimento Regolamento Enac per la costruzione e l esercizio degli aeroporti, Capitolo 3 Caratteristiche fisiche degli aeroporti, paragrafo 4 Striscia di sicurezza della pista (Runway Strip). - la superficie di transizione TS, con partenza dal bordo esterno della strip di pista, deve possedere una pendenza di 1 a 7. Riferimento Regolamento Enac per la costruzione e l esercizio degli aeroporti, Capitolo 4 Valutazione e limitazione ostacoli, paragrafo 4 Superficie di transizione (transitional surface -TS). - l altezza massima dei moduli fotovoltaici installati, completi della relativa struttura di supporto risulta pari a 1 m. Ne deriva che la distanza minima di istallazione dei moduli dal limite della strip, distanza che permette il rispetto delle altezze di sicurezza, risulta pari a 7 m. Considerato inoltre che all interno dell area in argomento, lungo la strada perimetrale, è presente un fosso per la raccolta e lo smaltimento delle acque meteoriche, si evince che l area disponibile utile all installazione del campo fotovoltaico, risulta larga 12,85 m, come meglio evidenziato nell allegata Tav. 03 Particolari costruttivi. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 6

8 Disponibilità della fonte solare Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i dati UNI relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale. Per la località sede dell intervento, ovvero il comune di OLBIA (OT) avente latitudine 40,9250, longitudine 9,5036 e altitudine di 15 m.s.l.m.m., i valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono pari a: Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [ kwh/m²] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 1,92 2,67 3,94 5,25 6,56 7,28 7,78 6,64 5,03 3,42 2,14 1,67 Fonte dati: UNI Fig. 1: Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [ kwh/m²] - Fonte dati: UNI Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari a 1.651,63 kwh/m² (Fonte dati: UNI 10349). Non essendoci la disponibilità, per la località sede dell impianto, di valori diretti si sono stimati gli stessi mediante la procedura della UNI 10349, ovvero, mediante media ponderata rispetto alla latitudine dei valori di irradiazione relativi a due località di riferimento scelte secondo i criteri della vicinanza e dell appartenenza allo stesso versante geografico. La località di riferimento N. 1 è NUORO avente latitudine 40,3225, longitudine 9,3350 e altitudine di 546 m.s.l.m.m.. Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m 2 ] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 6,90 9,60 14,20 18,90 23,60 26,20 28,00 23,90 18,10 12,30 7,70 6,00 Fonte dati: UNI La località di riferimento N. 2 è SASSARI avente latitudine 40,7292, longitudine 8,5606 e altitudine di 225 m.s.l.m.m.. Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [MJ/m 2 ] Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 6,80 9,80 14,20 19,00 24,10 26,60 28,10 24,00 18,60 12,60 7,50 5,80 Fonte dati: UNI Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 7

9 Fattori morfologici e ambientali Ombreggiamento Gli effetti di schermatura da parte di volumi all orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell investimento. Il Coefficiente di Ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 1,00. Di seguito il diagramma solare per il comune di OLBIA: Fig. 2: Diagramma solare Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 8

10 Albedo Inoltre, per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori presenti nella norma UNI 8477: Valori di albedo medio mensile Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 L albedo medio annuo è pari a 0,20 Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 9

11 Procedura di calcolo Criterio generale di progetto DIMENSIONAMENTO DELL IMPIANTO Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile. Nella generalità dei casi, il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla luce solare in modo ottimale, scegliendo prioritariamente l orientamento a Sud e evitando fenomeni di ombreggiamento. In funzione degli eventuali vincoli architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono comunque adottati orientamenti diversi e sono ammessi fenomeni di ombreggiamento, purché adeguatamente valutati. Perdite d energia dovute a tali fenomeni incidono sul costo del kwh prodotto e sul tempo di ritorno dell investimento. Criterio di stima dell energia prodotta L energia generata dipende: - dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie antistante i moduli); - dall esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut); - da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico; - dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch; - dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System). Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all unità del totale delle perdite, calcolate mediante la seguente formula: Totale perdite [%] = [1 (1 a b) x (1 c - d) x (1 e) x (1 f)] + g per i seguenti valori: a Perdite per riflessione. b Perdite per ombreggiamento. c Perdite per mismatching. d Perdite per effetto della temperatura. e Perdite nei circuiti in continua. f Perdite negli inverter. g Perdite nei circuiti in alternata. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 10

12 Criterio di verifica elettrica In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT Tensione nel punto di massima potenza, Vm a 70 C maggiore della Tensione MPPT minima. Tensione nel punto di massima potenza, Vm a -10 C minore della Tensione MPPT massima. Nelle quali i valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utile per la ricerca del punto di funzionamento alla massima potenza. TENSIONE MASSIMA Tensione di circuito aperto, Voc a -10 C inferiore alla tensione massima dell inverter. TENSIONE MASSIMA MODULO Tensione di circuito aperto, Voc a -10 C inferiore alla tensione massima di sistema del modulo. CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata, Isc inferiore alla corrente massima dell inverter. DIMENSIONAMENTO Dimensionamento compreso tra il 70% e 120%. Per dimensionamento si intende il rapporto di potenze tra l inverter e il sottocampo fotovoltaico ad esso collegato. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 11

13 Impianto Descrizione L impianto, denominato GEASAR_10, è di tipo grid-connected ed è collegato alla rete elettrica con una connessione trifase in media tensione. Ha una potenza pari a 993,60 kw e una produzione di energia annua pari a ,30 kwh, derivante da moduli che occupano una superficie di 7.056,72 m², ed è composto da 1 generatore. Scheda tecnica dell'impianto Dati generali Identificativo dell'impianto GEASAR_10 Indirizzo Aeroporto Olbia Costa Smeralda Comune OLBIA Provincia OT CAP Latitudine 40,9250 Longitudine 9,5036 Altitudine 15 m Irradiazione solare annua sul piano orizzontale 1.651,63 kwh/m² Coefficiente di ombreggiamento 1,00 Dati tecnici Superficie totale moduli 7.056,72 m² Numero totale inverter 3 Numero totale moduli Energia totale annua ,30 kwh Potenza totale 993,60 kw Suddivisione potenza sulle fasi Potenza fase L1 331,20 kw Potenza fase L2 331,20 kw Potenza fase L3 331,20 kw BOS 74,97 % Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 12

14 Energia prodotta L'energia totale annua prodotta dall'impianto è ,30 kwh. Nel grafico si riporta l'energia mensile prodotta dall'impianto: Fig. 3: Energia mensile prodotta dall'impianto Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 13

15 Specifiche degli altri componenti dell'impianto Posizionamento dei moduli Come già evidenziato nei precedenti paragrafi, l impianto verrà realizzato con moduli fotovoltaici fissati su strutture portanti in ferro zincato a caldo, ancorate al terreno. L impianto sarà costituito da n. 216 stringhe, ognuna costituita da n. 20 moduli fotovoltaici. La potenza di picco caratteristica del singolo modulo risulta pari a 230W. Il posizionamento delle stringhe è quello riportato sull allegata Tav. 02 Planimetria distribuzione principale Planimetria impianto di terra. Il posizionamento delle stringhe è stato effettuato rispettando i seguenti criteri: - vincoli aeronautici per quanto riguarda distanze dalle infrastrutture di volo; - vincoli aeronautici per quanto riguarda l altezza degli ostacoli; - adozione di interdistanze tra stringhe adiacenti, tali da evitare fenomeni di ombreggiamento; - facilitare l accesso al personale durante le operazione di manutenzione e/o pulizia dei moduli. Il posizionamento delle stringhe e dei relativi moduli è ottimale in quanto: - le stringhe verranno orientate perfettamente a sud; - l angolo di inclinazione utilizzabile per il posizionamento dei moduli, corrisponde a 30 e rappresenta pertanto quello in grado di garantire la maggiore produttività dell impianto. Per maggiori dettagli vedere tav. 03 Particolari costruttivi. Caratteristiche elettriche del sistema La configurazione dell impianto è quella descritta al precedente paragrafo. L impianto è costituito dai seguenti principali elementi: - moduli fotovoltaici; - stringhe; - cassette di giunzione stringhe; - inverter; - cabine di elevazione bt/mt; - cabina di raccolta e smistamento linee MT; - cabina di interfacciamento alla rete aeroportuale e di connessione alla rete pubblica. Le caratteristiche dei vari componenti vengono descritte nei successivi paragrafi. Dati tecnici modulo fotovoltaico Potenza di picco Tensione massima Corrente massima 230 W 29,50 V 7,80 A Dati tecnici stringa Numero moduli per stringa 20 Potenza di picco W Tensione massima 590 V Corrente massima 7,80 A I collegamenti tra i vari moduli fotovoltaici verranno eseguiti in serie, utilizzando connettori a spina con attacchi maschio-femmina. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 14

16 Le stringhe verranno raggruppate su apposite cassette di giunzione denominate string box, ad ognuna delle quali verranno connesse n. 8 stringhe. Le cassette di giunzione verranno installate in posizione baricentrica, ovvero in prossimità della quinta stringa più vicina all inverter, per ogni gruppo). Come meglio indicato nell allegata Tav. 03 Particolari costruttivi e Tav. 04 Tipico schema multifilare e collegamenti stringhe, string monitor e inverter. Dati tecnici cassetta di giunzione stringhe Numero stringhe per cassetta 8 Potenza di picco W Tensione massima 590 V Corrente massima 62,40 A All interno delle string box, i collegamenti verranno effettuati in parallelo. Da ogni cassetta di giunzione verrà derivata una linea in corrente continua, a due conduttori, che verrà condotta all inverter di competenza. Ad ogni inverter verranno connesse, in parallelo, n. 9 string box. Come meglio indicato nell allegata Tav. 04 Tipico schema multifilare e collegamenti stringhe, string monitor e inverter. Dati tecnici inverter Numero di string box per inverter 9 Potenza di picco W Tensione massima DC 590 V Corrente massima DC 560 A Tensione in uscita AC 400 V Corrente massima in uscita AC 561 A E prevista l installazione di n. 3 inverter, ognuno con potenza nominale pari a 350 kw. Schema distributivo adottato Vista la configurazione del campo fotovoltaico, caratterizzato da un elevato sviluppo in lunghezza, con lo scopo di economizzare i costi dell intervento e ridurre le perdite per il trasporto dell Energia Elettrica, la configurazione del sistema è stata progettata prevedendo la realizzazione di n. 3 cabine di trasformazione bt/mt e pertanto, in corrispondenza di ogni singolo inverter, verrà installato un trasformatore 0.4/15 kv. Il dettaglio delle cabine è riportato nella Tav. 07 Particolare cabina elettrica. Le tre linee MT in uscita dalle cabine di conversione da DC ad AC e di elevazione da bt a MT, verranno condotte ad una cabina di attestazione dotata di interruttore generale in SF6. Il dettaglio della cabina in argomento è riportato sulla Tav. 08 Particolare cabina elettrica MT generale. Da questa tramite una linea MT, l energia prodotta verrà condotta alla preesistente cabina di ricevimento e trasformazione MT/BT. Il collegamento con il preesistente quadro MT presente all interno della cabina di consegna MT, verrà realizzato interponendo un dispositivo generale di protezione dotato di interfaccia a norma Enel. Lo schema adottato per il collegamento con la rete MT è contenuto nell allegata Tav. 10 Schema unifilare MT/BT cabina di ricevimento esistente Stato attuale e stato modificato. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 15

17 Cablaggio elettrico La distribuzione elettrica del sistema verrà realizzata in corrente continua (DC) nei seguenti tratti di impianto: - interconnessione moduli; - interconnessione stringhe; - interconnessione string-box inverter. Le tensioni di impiego, sempre inferiori a 1000 V, sono quelle indicate nelle tabelle riportate nei precedenti paragrafi. Si adotterà invece tensione alternata trifase a 400 V, 50 Hz, (AC) nel tratto di collegamento tra inverter e trasformatore bt/mt. La distribuzione MT verrà realizzata a V, 50 Hz. Le linee sono state dimensionate per contenere: - al 2% la caduta di tensione massima nei tratti di linea in corrente continua dalle stringhe fino agli inverter; - al 4% nei tratti di linea in corrente alternata dall uscita degli inverter fino alla cabina di interconnessione con la rete MT. Caratteristiche cavi Linee bt in corrente continua - cavo solare unipolare tipo FG7M2 (PV-1500) o sezione 6 mmq per interconnessione tra i moduli fotovoltaici e con le cassette di giunzione stringhe - cavo unipolare tipo FG7R 0,6/1 kv o sezioni da 25 a 120 mmq per la connessione tra le string box e gli inverter Linee bt in corrente alternata - cavo/i uni/multipolare tipo FG7(O)R 0.6/1kV o sezioni varie linee MT in corrente alternata - cavo unipolare tipo RG7H1R 12/20 kv o sezione 95 mmq Impianto di messa a terra Un impianto di messa a terra realizzato con corda di rame nudo da 35 mmq integrata da dispersori verticali con sezione a croce, in acciaio zincato a caldo con dimensioni 50x50x5x1500 mm, verrà realizzato a servizio del impianto. Il dimensionamento verrà effettuato in conformità ai dettami delle norme: - CEI 11-1 Impianti elettrici con tensione superiore a 1 kv in corrente alternata ; - CEI Guida per l esecuzione degli impianti di terra nei sistemi utilizzatori di energia alimentati a tensione maggiore di 1 kv. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 16

18 Cavidotti di distribuzione Le reti di distribuzione verranno realizzate con cavidotti interrati, le caratteristiche costruttive degli stessi sono indicate nelle tavole: Tav. 02 Planimetria distribuzione principale Planimetria impianto di terra, Tav. 06 Planimetria percorso cavidotti MT e impianti speciali per interconnessione con cabina aeroportuale. La profondità di interramento delle tubazioni rispetterà in tutti i casi le indicazioni riportate: - nella norma CEI 11.17; - nel regolamento ENAC. I pozzetti verranno realizzati in cemento e dotati di chiusini in ghisa di classe non inferiore a: - F900 per i pozzetti installati all interno della strip; - D400 in tutti gli altri casi. I pozzetti posizionati all interno delle strip saranno dotati degli scivoli prescritti dal Regolamento Enac. Gli attraversamenti delle infrastrutture di volo, ovvero della pista e della via di rullaggio, verranno realizzati utilizzando la tecnologia NO-DIG, ovvero il sistema di trivellazione orizzontale teleguidata. Verranno realizzati n. 2 attraversamenti per ogni infrastruttura di volo. Un attraversamento realizzato con tubazione DN 160 mm, verrà utilizzato per il passaggio dei cavi di Media Tensione. Un attraversamento realizzato con tubazione DN 110 mm, verrà impiegato per il passaggio dei cavi afferenti agli impianti speciali. E prevista la realizzazione di cavidotti indipendenti a servizio dei vari impianti, appartenenti alle diverse categorie ed in particolare: - linee MT a 15 kv; - linee bt fino a 1 kv; - linee di segnale per impianti speciali. Protezioni e dispositivi di interfacciamento L impianto sarà dotato dei dispositivi di protezione ed interfacciamento previsti dalla normativa vigente che regolamenta gli impianti di autoproduzione ed in particolare la: - guida Enel per le connessioni alla rete elettrica di enel Distribuzione. Ed. I dicembre 2008; - norma CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica. Contabilizzazione dell Energia Elettrica La contabilizzazione dell energia prodotta verrà effettuata attraverso n. 3 gruppi di misura, installati ognuno in corrispondenza dell uscita BT alternata dell inverter. L energia di scambio verrà invece rilevata attraverso un misuratore bidirezionale installato a monte dell interruttore generale MT. Distribuzione secondaria per servizi ausiliari I servizi ausiliari necessari al funzionamento degli apparati e delle protezioni previsti nel progetto delle opere, verranno alimentati attraverso un trasformatore MT/bt da 50 kva, installato presso la cabina di raccolta MT posizionata presso il campo fotovoltaico. Lo schema distributivo adottato per i servizi ausiliari è quello indicato nella Tav. 13 Schema unifilare quadro servizi cabine (QSC). I servizi essenziali verranno alimentati attraverso n. 2 gruppi statici di continuità da 10 kva, funzionanti in parallelo, derivati dal quadro Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 17

19 QSC. Dal quadro descritto verranno alimentati, attraverso una distribuzione ad albero, a doppio ramo (normale e continuità assoluta) i singoli quadri previsti all interno delle cabina di conversione e trasformazione. Gli schemi dei quadri sono quelli raccolti nella Tav. 12 Raccolta schemi unifilari quadri elettrici. Impianto di supervisione e telecontrollo Un sistema di supervisione e controllo garantirà in corretto funzionamento dell impianto e la segnalazione repentina di eventuali anomalie. Lo stesso sistema sarà in grado di acquisire i dati di produzione e inviare gli stessi, attraverso una rete di cablaggio strutturato al Centro Elaborazione Dati aeroportuale e da qui, attraverso: - monitor informativi, evidenziare al pubblico i dati di produzione dell impianto; - computer locale, da impiegarsi per l archiviazione dei dati di produzione e per la segnalazione di eventuali anomalie. Il sistema di supervisione e telecontrollo utilizzerà una rete specifica di cablaggio strutturato in F.O. che verrà all uopo realizzata e che permetterà il collegamento tra le varie cabine previste in progetto. All interno di ogni cabina, compresa l esistente cabina di consegna MT, verrà installato un rack dotato di switch per F.O. uscite in cat.5. Impianto TVCC Considerato che l installazione dell impianto fotovoltaico è prevista all interno del sedime aeroportuale, in area Doganale, non è stata prevista la realizzazione di un impianto antifurto. E stata però prevista la realizzazione di un impianto di TV a circuito chiuso costituito da: - n. 5 telecamere DOME, utilizzate per il controllo del campo fotovoltaico; - n. 4 telecamere fisse per il controllo delle cabine installate presso il campo. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 18

20 Generatore GEASAR_10 Descrizione Il generatore denominato GEASAR_10 ha una potenza pari a 993,60 kw e una produzione di energia annua pari a ,30 kwh, derivante da 4320 moduli occupanti una superficie di 7.056,72 m². Scheda tecnica Dati generali Posizionamento dei moduli Non complanare alle superfici Struttura di sostegno Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 30 Orientazione dei moduli (Azimut) 0 Irradiazione solare annua sul piano dei moduli 1.853,00 kwh/m² Numero superfici disponibili 1 Estensione totale disponibile ,00 m² Estensione totale utilizzata ,00 m² Potenza totale 993,60 kw Energia totale annua ,30 kwh Dimensionamento inverter 105,68 % Modulo Marca Modello Yingli Solar - YL 230 PB-2 o similare Numero totale 4320 Numero stringhe 72 Moduli x stringa 20 Superficie totale 7.056,72 m² Inverter Marca Modello SMA - SUNNY CENTRAL 350 o similare Numero totale 3 Dimensionamento inverter Dimensionamento (105,68 %) compreso tra 70,00 % e 120,00 % VERIFICATO Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 19

21 Verifiche elettriche In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT Vm a 70 C (473,00 V) maggiore di Vmppt min. (450,00 V) Vm a -10 C (681,00 V) minore di Vmppt max. (820,00 V) TENSIONE MASSIMA Voc a -10 C (831,00 V) inferiore alla tensione max. dell inverter (880,00 V) TENSIONE MASSIMA MODULO Voc a -10 C (831,00 V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo (1.000,00 V) VERIFICATO VERIFICATO VERIFICATO VERIFICATO CORRENTE MASSIMA Corrente max. generata (604,80 A) inferiore alla corrente max. dell inverter (827,00 A) VERIFICATO Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 20

22 PIANO DI DISMISSIONE DELL IMPIANTO Procedura di decommissioning Premessa Ad oggi non esiste una direttiva europea per lo smaltimento dei pannelli fotovoltaici, anche perché il numero delle installazioni fotovoltaiche giunte alla fine del loro ciclo di vita è ancora contenuto. Il problema dello smaltimento si evidenzierà soprattutto nel futuro. Se nel 2010 saranno 290 le tonnellate di rifiuti fotovoltaici, nel 2040 si prevedono ben tonnellate di moduli usati. Criteri di progettazione adottati per la realizzazione dell impianto Con lo scopo di permettere la facile dismissione dell impianto fotovoltaico sono stati adottati i seguenti criteri di progettazione: - impiego di strutture di ancoraggio in acciaio zincato a caldo, adatte per il montaggio direttamente infissi nel terreno, senza la necessità di realizzare plinti di fondazione in calcestruzzo; - impiego di cabine elettriche prefabbricate, dotate di basamenti anch essi prefabbricati; - realizzazione di cavidotti di distribuzione realizzati con tubazioni direttamente interrate, di adeguata resistenza meccanica, tali da permetterne l utilizzo senza ulteriori sistemi di protezione meccanica, quali copponi in cemento o getto in cemento, ecc. Stima dei costi di decommissioning Di seguito viene riportata una stima dei costi di smaltimento di un impianto con potenza nominale di picco fino a 1MW. I costi di smaltimento vengono così calcolati: 1) demolizione cabine, ancoraggi, pali, ecc. costituenti materiale inerte da recuperare in appositi centri, per un volume stimato pari a 200 mc. demolizione e trasporto macchina con operatore ore 120 x 110,00 Euro/ora = ,00 Euro camion con operatore ore 240 x 62,00 Euro/ora = ,00 Euro manodopera (n.2 operai) ore 240 x 28,00 Euro/ora = 6.720,00 Euro smaltimento mc 200 x 50,00 Euro/mc = ,00 Euro 2) sistemazione dell area con macchina e operatore, ore 40 x 68,00 Euro/ora = 2.720,00 Euro 3) aratura e semina con operatore ha 3 x 2.800,00 Euro /ha = 8.400,00 Euro 4) smontaggio moduli e telai Euro 0,00 * Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 21

23 5) smontaggio parti elettriche Euro 0,00 * 6) ogni onere per lavaggio materiali vetrosi Euro 3.000,00 7) smaltimento rifiuti moduli (5% peso) Euro 0,00 * 8) costo per smaltimento cavi in rame Euro 0,00 * 9) costo per smaltimento alluminio Euro 0,00 * 10) costo per smaltimento materiale ferroso Euro 0,00 * 11) costo per smaltimento materiale elettrico, telecamere, ecc. Euro 0,00 * 12) imprevisti Euro 1.080,00 Totale complessivo Euro ,00 In conclusione, il costo finale di decommissioning di un impianto fotovoltaico di potenza nominale fino a 1 MW è di ,00 Euro, rivalutabile con gli indici ISTAT. Tale valore è tuttavia suscettibile di diminuzione a seguito di raccolte organizzate su larga scala, come in procinto di realizzarsi a livello europeo. * NOTE ESPLICATIVE Da una indagine di mercato è risultato che il vetro se pulito viene ritirato senza alcun costo, così come per i materiali elettrici. Diversamente per i profili d alluminio il recuperatore paga circa Euro/ton, analogamente per i materiali ferrosi, la cifra si aggira attorno ai 130 Euro/ton. I cavi in rame, se scoperti, vengono pagati dal recuperatore circa Euro/ton, cifra ridotta a Euro/ton se ricoperti. Per quanto attiene alla demolizione dei manufatti in c.c.a. e c.s. e mattoni, il costo di smaltimento è di circa 50 Euro/ton. Si ritiene pertanto che, gli oneri per smontaggio, separazione, smaltimento dei suddetti materiali, siano coperti dai ricavi della vendita di tali prodotti. E pertanto nel sopraelencato computo vengono valutati a zero. Criteri di dismissione Allo scadere del 20 anno dalla messa a regime dell impianto terminerà l erogazione da parte del GSE della tariffa incentivante. Geasar S.p.A. potrà, nel caso in cui lo ritenesse opportuno, continuare la produzione di energia elettrica, sino alla fine del ciclo di vita del medesimo impianto che, con i dati oggi disponibili, può essere pari a anni con una produzione di circa il 60% di quella iniziale. Dopo tale data si procederà allo smantellamento dell impianto e si all esecuzione delle misure complementari. La dismissione dell impianto verrà affidata a ditta specializzata in smaltimento che procederà a separare i materiali riciclabili da quelli inerti non riutilizzabili. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 22

24 I principali componenti di un pannello fotovoltaico sono: - silicio - componenti elettrici - metalli - vetro Circa il % del peso del modulo è composto da materiali che possono essere riciclati attraverso operazioni di separazione e lavaggio vetri, separazione componenti metallici, loro purificazione e smaltimento degli inerti non diversamente utilizzabili. Le fasi di dismissione possono essere schematicamente riassunte come segue: - montaggio dei moduli e delle strutture di sostegno, con il recupero (per il riciclaggio) delle componenti realizzate in alluminio, rame e vetro; - l allontanamento dal sito, per il recupero o per il trasporto a rifiuto, di tutti i componenti dell impianto; - rinvenimento delle strutture di fondazione, il trasporto ed il conferimento a discarica del materiale di risulta, la copertura con terra vegetale di tutte le cavità createsi con lo smantellamento dei delle medesime; - il ripristino dello stato dei luoghi; - la rimozione completa delle linee elettriche e conferimento agli impianti di recupero e trattamento secondo la normativa vigente al momento dello smantellamento. La società proprietaria dell impianto fotovoltaico si riserverà comunque la facoltà di riutilizzare parti di impianti e/o apparecchiature che potrebbero essere utilizzati per altri scopi, abbattendo così i costi di dismissione sopra evidenziati. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 23

25 VARIE Capacità economico gestionali di Geasar S.p.A. Descrizione della società GEASAR Spa è la società che cura la gestione dell aeroporto Olbia Costa Smeralda. E una società a capitale misto pubblico-privato la cui compagine azionaria è costituita da: Meridiana S.p.A. (79,79%), Camera di Commercio di Sassari (10%), Camera di commercio di Nuoro (8,42%), Regione Autonoma della Sardegna (1,59%), Consorzio Costa Smeralda (0,2%). Il Capitale Sociale è di interamente versato. GEASAR è stata costituita nel 1985 dalla ex Alisarda (ora Meridiana) ed è diventata operativa nel mese di Marzo del 1989 quando ha ottenuto dal Ministero dei Trasporti l affidamento dell aeroporto Olbia Costa Smeralda e delle relative pertinenze. Nel dicembre 2004, dopo circa 15 anni di attività, la GEASAR ha ottenuto la concessione del sedime demaniale per la gestione totale dell aeroporto Olbia Costa Smeralda per un periodo di 40 anni (Decreto Interministeriale del 23 Dicembre 2004 del Ministro delle Infrastrutture e dei Trasporti e del Ministero dell Economia e delle Finanze). La concessione prevede a carico della GEASAR la gestione con mantenimento di tutte le infrastrutture esistenti ed il loro sviluppo secondo un importante programma di investimenti che, in funzione dello sviluppo del traffico aereo, consenta di fornire costantemente agli utenti e al territorio in genere un adeguato livello di tutte le opere e servizi connessi con l aeroporto (strutture di volo, terminal passeggeri e merci, parcheggi, collegamenti stradali etc. etc.). Il piano di investimenti citato, che prevede circa 270 M di investimenti pubblici e privati (rispettivamente 62 % e 38% circa) è stato valutato dai Ministeri competenti anche in termini di sostenibilità economica con i piani tariffari con cui viene compensata l attività gestionale e gli investimenti infrastrutturali della Geasar. Inoltre i singoli investimenti che vengono periodicamente proposti da Geasar, vengono esaminati dall Ente Nazionale per l Aviazione Civile (ENAC) che, in conformità alle norme vigenti, deve dare la propria autorizzazione all esecuzione accertandone la compatibilità sia da un punto di vista tecnico, sia da un punto di vista di coerenza con il piano degli investimenti di cui sopra. Anche il progetto dell impianto fotovoltaico, oggetto della presente relazione, rientra in questo contesto ed è stato sviluppato in accordo con l ENAC anche per l ottenimento di un significativo risparmio nell approvvigionamento energetico di cui, come noto, l aeroporto ha un notevole consumo. Il progetto si inquadra inoltre nel programma di efficientamento energetico che Geasar sta portando avanti in accordo con l ENAC, il quale ha individuato l aeroporto di Olbia quale struttura pilota su cui sperimentare le politiche in materia da riportare nelle norme guida dell Ente valide per tutti gli aeroporti italiani. La Geasar produce un fatturato annuo medio di circa 30 milioni di Euro con un numero medio di dipendenti annuali pari a circa 300, che ne fanno una delle più importanti e consolidate realtà imprenditoriali della Sardegna. Il progetto dell impianto fotovoltaico di cui trattasi contribuisce senz altro a rafforzare ed accrescere ulteriormente questa realtà. La società si è sempre contraddistinta per una attenta gestione delle risorse che ha portato a chiudere sempre in utile i bilanci annuali, senza per questo tralasciare la qualità ed efficienza dei servizi resi che, nel mondo aeroportuale nazionale e internazionale, sono unanimemente riconosciuti a livelli di eccellenza. In considerazione di quanto sopra si può senz altro affermare e riconoscere in capo a Geasar le capacità economico/gestionali ed imprenditoriali per la realizzazione dell impianto fotovoltaico oggetto del presente progetto. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 24

26 APPENDICE A Gli impianti fotovoltaici e i relativi componenti devono rispettare, ove di pertinenza, le prescrizioni contenute nelle seguenti norme di riferimento, comprese eventuali varianti, aggiornamenti ed estensioni emanate successivamente dagli organismi di normazione citati. Si applicano inoltre i documenti tecnici emanati dai gestori di rete riportanti disposizioni applicative per la connessione di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica e le prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF. Leggi e decreti Normativa generale: Decreto Legislativo n. 504 del , aggiornato Testo Unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative. Direttiva CE n. 77 del : sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato dell'elettricità (2001/77/CE). Decreto Legislativo n. 387 del : attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità. Legge n. 239 del : riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia. Decreto Legislativo n. 192 del : attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia. Decreto Legislativo n. 311 del : disposizioni correttive ed integrative al decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante attuazione della direttiva 2002/91/CE, relativa al rendimento energetico nell'edilizia. Decreto Legislativo n. 26 del : attuazione della direttiva 2003/96/CE che ristruttura il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell'elettricità. Decreto Legge n. 73 del : testo coordinato del Decreto Legge 18 giugno 2007, n. 73. Decreto Legislativo del : attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE. Decreto : disposizioni in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare. Sicurezza: D.Lgs. 81/2008 (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro; DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all interno degli edifici. Nuovo Conto Energia: DECRETO : criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n Legge n. 244 del (Legge finanziaria 2008): disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato. Decreto Attuativo Finanziaria 2008 Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 25

27 Norme Tecniche CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria. CEI EN (CEI 82-1): dispositivi fotovoltaici Parte 1: Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente. CEI EN (CEI 82-2): dispositivi fotovoltaici - Parte 2: Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento. CEI EN (CEI 82-3): dispositivi fotovoltaici - Parte 3: Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento. CEI EN (CEI 82-9): sistemi fotovoltaici (FV) - Caratteristiche dell'interfaccia di raccordo con la rete. CEI EN (CEI 82-8): moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri. Qualifica del progetto e omologazione del tipo. CEI EN (82-12): moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri - Qualifica del progetto e approvazione di tipo. CEI EN (CEI 82-22): fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici. CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione. CEI EN (CEI 82-24): componenti di sistemi fotovoltaici - moduli esclusi (BOS) - Qualifica di progetto in condizioni ambientali naturali. CEI EN (CEI ): compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti - Sezione 2: Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente di ingresso " = 16 A per fase). CEI EN (CEI 77-2): disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili - Parte 1: Definizioni. CEI EN (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT). Serie composta da: CEI EN (CEI 17-13/1): apparecchiature soggette a prove di tipo (AS) e apparecchiature parzialmente soggette a prove di tipo (ANS). CEI EN (CEI 17-13/2): prescrizioni particolari per i condotti sbarre. CEI EN (CEI 17-13/3): prescrizioni particolari per apparecchiature assiemate di protezione e di manovra destinate ad essere installate in luoghi dove personale non addestrato ha accesso al loro uso - Quadri di distribuzione (ASD). CEI EN (CEI 16-2): principi base e di sicurezza per l'interfaccia uomo-macchina, marcatura e identificazione - Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico. CEI EN (CEI 70-1): gradi di protezione degli involucri (codice IP). CEI EN (CEI 37-1): scaricatori - Parte 1: Scaricatori a resistori non lineari con spinterometri per sistemi a corrente alternata. CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V. CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V. CEI EN (CEI 81-10): protezione contro i fulmini. Serie composta da: CEI EN (CEI 81-10/1): principi generali. CEI EN (CEI 81-10/2): valutazione del rischio. CEI EN (CEI 81-10/3): danno materiale alle strutture e pericolo per le persone. CEI EN (CEI 81-10/4): impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture. CEI 81-3: valori medi del numero di fulmini a terra per anno e per chilometro quadrato. CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici. CEI 0-3: guida per la compilazione della dichiarazione di conformità e relativi allegati per la legge n. 46/1990. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 26

28 UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici. CEI EN (CEI 82-15): rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici - Linee guida per la misura, lo scambio e l'analisi dei dati. CEI 13-4: sistemi di misura dell'energia elettrica - Composizione, precisione e verifica. CEI EN (CEI 13-43): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari - Parte 21: Contatori statici di energia attiva (classe 1 e 2). EN ed EN in corso di recepimento nazionale presso CEI. CEI EN (CEI 13-45): apparati per la misura dell'energia elettrica (c.a.) - Prescrizioni particolari - Parte 23: Contatori statici di energia reattiva (classe 2 e 3). CEI 64-8, parte 7, sezione 712: sistemi fotovoltaici solari (PV) di alimentazione. Delibere AEEG Connessione: Delibera ARG/elt 33/08: condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell'energia elettrica a tensione nominale superiore ad 1 kv. Delibera ARG-elt -n : disposizioni inerenti l'applicazione della deliberazione dell'autorità per l'energia elettrica e il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in materia di connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kv. Ritiro dedicato: Delibera ARG-elt n : modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell'energia elettrica ai sensi dell'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n , e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n Servizio di misura: Delibera ARG-elt n : disposizioni in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti di generazione. Tariffe: Delibera ARG-elt n. 111/06: condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. Delibera ARG-elt n : approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07. Allegato A TIV Delibera A RG-elt n : testo integrato delle disposizioni dell'autorita' per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del Decreto Legge 18 giugno 2007 n. 73/07. Delibera ARG-elt n : definizione per l'anno 2009 del corrispettivo di gradualità per fasce applicato all'energia elettrica prelevata dai punti di prelievo in bassa tensione diversi dall'illuminazione pubblica, non trattati monorari e serviti in maggior tutela o nel mercato libero. Delibera ARG-elt n : aggiornamento per l'anno 2009 delle tariffe per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione. Delibera ARG-elt n : aggiornamento per il primo trimestre 2009 (1 gennaio 31 marzo) delle condizioni economiche del servizio di vendita di maggior tutela e modifiche al TIV e al TIT. Delibera ARG-elt n : aggiornamento per il trimestre gennaio marzo 2009 delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico, di ulteriori componenti. Istituzione della componente tariffaria UC7 e modificazioni dell'allegato A alla deliberazione dell'autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 27

29 Delibera ARG-elt n : testo integrato delle disposizioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di regolazione e disposizioni in materia di condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione. Delibera ARG-elt n : prezzi di commercializzazione nella vendita di energia elettrica (PCV) nell'ambito del servizio di maggior tutela e conseguente la emunerazione agli esercenti la maggior tutela. Modificazioni della deliberazione dell'autorità per l'energia elettrica e il gas 27 giugno 2007 n. 156/07 (TIV). Delibera ARG-elt n : aggiornamento delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico, di ulteriori componenti e disposizioni alla Cassa conguaglio per il settore elettrico. TICA: Delibera ARG-elt n.90-07: attuazione del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 19 febbraio 2007, ai fini dell'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante impianti fotovoltaici. Delibera ARG-elt n TICA: testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive TICA). Delibera ARG-elt n : modificazione della deliberazione dell'autorità per l'energia elettrica e il gas 13 aprile 2007, n. 90/07, in materia di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici. Delibera ARG-elt n : modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 e n. 281/05 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica. TISP: Delibera ARG-elt n : definizione del soggetto attuatore e delle modalità per l'erogazione delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici, in attuazione dell'articolo 9 del decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 28 luglio 2005 (deliberazione n. 188/05). Delibera ARG-elt n : modificazione ed integrazione della deliberazione dell'autorità per l'energia elettrica e il gas 14 settembre 2005, n. 188/05 in materia di misura dell'energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici. Delibera ARG-elt n TISP: testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP). Delibera ARG-elt n : disposizioni transitorie in materia di scambio sul posto di energia elettrica. Delibera ARG-elt n.1-09: attuazione dell'articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e dell'articolo 20 del decreto ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili tramite la tariffa fissa onnicomprensiva e di scambio sul posto. TEP: Delibera EEN 3/08: aggiornamento del fattore di conversione dei kwh in tonnellate equivalenti di petrolio connesso al meccanismo dei titoli di efficienza energetica. Prezzi minimi: Delibera ARG-elt n : revisione dei prezzi minimi garantiti di cui alla deliberazione dell'autorità per l'energia elettrica e il gas 6 novembre 2007, n. 280/07. Relazione tecnica_r02 novembre Pag. 28