piano di azione per l’energia sostenibile (p.a.e.s.) · riduzione delle emissioni del traffico...

1

Piano di Azione per l’Energia Sostenibile

(P.A.E.S.)

attuazione del “Patto dei Sindaci” approvato con

deliberazione del Consiglio Comunale n. 20 del 21 luglio 2011

Energie nuove per riattivare la città

Volume 2

Gli ambiti di intervento individuati per la riduzione delle emissioni di anidride carbonica nel

territorio comunale

Rho, 19 novembre 2012

2

INDICE DEL DOCUMENTO

Cap. 1 Gli obiettivi strategici del PAES del Comune di Rho 1-1 I settori di intervento 1-2 Gli obiettivi di riduzione della CO2 1-3 I settori di intervento 1-3-1 Riduzione dei consumi di combustibili 1-3-2 Riduzione dei consumi di energia elettrica 1-3-3 Riduzione delle emissioni del parco autovetture comunali 1-3-4 Riduzione delle emissioni dal ciclo dei RSU 1-3-5 Produzione di energia da fonti rinnovabili

Cap. 2 Alcuni aspetti metodologici generali 2-1 Sovrapponibilità degli effetti di differenti Azioni-PAES 2-2 Lo “Scenario-BAU” – Business As Usualy

Cap. 3 Interventi sull’involucro edilizio degli edifici comunali 3-1 Analisi energetica ed ambientale 3-2 Analisi economica 3-3 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento

Cap. 4 Controllo della temperatura interna degli ambienti riscaldati 4-1 Analisi energetica ed ambientale 4-2 Analisi economica 4-3 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento /misura

Cap. 5 Sviluppo del servizio di teleriscaldamento sul territorio comunale 5-1 Le indicazioni che discendono dal BEI 5-2 Il censimento dell’utenza potenzialmente teleriscaldabile 5-3 Stima dell’utenza effettivamente tele riscaldabile entro l’anno 2020 5-4 Il sistema di teleriscaldamento di Rho-Mazzo-Fiera 5-4-1 Il programma di acquisizione dell’utenza ed erogazione del calore 5-4-2 Il programma di potenziamento della centrale di produzione dell’energia 5-4-3 Il bilancio energetico ed ambientale 5-4-4 L’analisi economica 5-4-5 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento 5-4-6 Gli strumenti di intervento della PAL 5-4-7 Il monitoraggio dei risultati 5-5 Il sistema di teleriscaldamento di Rho-Ovest 5-5-1 Il programma di acquisizione dell’utenza ed erogazione del calore

3

5-5-2 Il programma di potenziamento della centrale di produzione dell’energia 5-5-3 Il bilancio energetico ed ambientale 5-5-4 L’analisi economica 5-5-5 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento 5-5-6 Gli strumenti di intervento della PAL 5-5-7 Il monitoraggio dei risultati

5-6 Il sistema di teleriscaldamento di Rho-Sud 5-6-1 Il programma di acquisizione dell’utenza ed erogazione del calore 5-6-2 Il programma di potenziamento della centrale di produzione dell’energia 5-6-3 Il bilancio energetico ed ambientale 5-6-4 L’analisi economica 5-6-5 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento 5-6-6 Gli strumenti di intervento della PAL 5-6-7 Il monitoraggio dei risultati

Cap. 6 Utilizzo di fonti rinnovabili per il riscaldamento invernale: le pompe di calore ad alta temperatura 6-1 Considerazioni generali 6-2 L’utenza “trasformabile” a pompa di calore. Analisi energetica ed ambientale 6-3 L’analisi economica 6-4 Scheda di sintesi e parametri di valutazione del’intervento

Cap. 7 Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili: il fotovoltaico 7-1 Le motivazioni di ordine generale 7-2 Le potenzialità di sviluppo del fotovoltaico nel comune di Rho 7-2-1 Analisi energetica ed ambientale 7-2-2 l’obiettivo di riduzione delle emissioni nel 2020 7-3 Analisi economica 7-4 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento 7-5 Strumenti di intervento della PAL

Cap. 8 La riduzione dei consumi di energia elettrica 8-1 Riduzione dei consumi di energia elettrica nel settore residenziale 8-2 Riduzione dei consumi di energia elettrica nel settore pubblico 8-2-1 Interventi sul sistema dell’illuminazione pubblica 8-2-2 Interventi negli edifici pubblici e sulla rete semaforica

Cap. 9 Riduzione delle emissioni del parco automezzi comunali 9-1 La situazione attuale 9-2 Gli interventi previsti dal PAES

4

Cap. 10 Riduzione delle emissioni del ciclo dei Rifiuti Solidi Urbani

Cap. 11 Riduzione delle emissioni del traffico veicolare privato

Cap. 12 Sintesi delle riduzioni di CO2 attese entro l’anno 2020

5

ELENCO TABELLE E FIGURE INSERITE NEL TESTO

Cap. 1 - Sintesi dei risultati dell’inventario delle emissioni

Tab.1-1 Sintesi dei risultati dell’inventario 2005÷2011. Emissioni totali

Tab. 1-2 Sintesi dei risultati dell’inventario 2005÷2011. Solo settori di intervento del PAES

Cap. 2 – Alcuni aspetti metodologici

Tab. 2-1 Metodologie – Sequenza di interventi: coibentazione + teleriscaldamento

Tab. 2-2 Metodologie – Sequenza di interventi: teleriscaldamento + coibentazione

Tab. 2-3 Metodologie – Confronto Azioni con i risultati del BEI

Tab. 2-4 Metodologie – Confronto Azioni con i risultati dello Scenario-BAU

Cap. 3 - Riduzione dei consumi di gas negli edifici comunali

Tab. 3-1 Elenco edifici comunali oggetto di interventi sull’involucro edilizio

Tab. 3-2 Programma degli interventi e riduzioni attese di CO2

Tab. 3-3 Analisi economica

Tab. 3-4 Scheda di sintesi e parametri di valutazione

Cap. 4 – Controllo della temperatura degli ambienti riscaldati

Tab. 4-1 Ipotesi ed obiettivi di coinvolgimento dei cittadini

Tab. 4-2 Riduzione delle emissioni di CO2 – Programma temporale dei risultati attesi – Tutti i

settori

Tab. 4-3 Riduzione dei consumi di energia primaria – Programma temporale dei risultati attesi –

Tutti i settori

Tab. 4-4 Analisi energetica – Edificio residenziale tipo

Tab. 4-5 Analisi economica – Edificio residenziale tipo

Tab. 4-6 Riduzione dei costi del riscaldamento degli edifici – Programma temporale dei risultati

attesi – Tutti i settori

Tab. 4-7 Stima degli investimenti necessari – Edifici esistenti – Tutti i settori

Tab. 4-8 Risultati dell’analisi economica – Tutti i settori

Tab. 4-9 Scheda di sintesi e parametri di valutazione

Cap. 5 – Sviluppo del servizio di teleriscaldamento nel territorio comunale

Tab. 5-1 Sintesi dei sistema di riscaldamento esistenti nel comune di Rho e delle relative

emissioni di CO2

Fig. 5-1 Aree di sviluppo del teleriscaldamento

Fig. 5-2 Il Progetto Guida generale - Rete di teleriscaldamento Rho-Pero-Fiera

Fig. 5-3 La rete esistente del teleriscaldamento Rho-NET

Tab. 5-2 L’utenza a gas potenzialmente teleriscaldabile

6

Tab. 5-3 L’utenza a gasolio potenzialmente teleriscaldabile

Tab. 5-4 L’utenza a gas effettivamente teleriscaldabile

Tab. 5-5 L’utenza a gasolio effettivamente teleriscaldabile

Tab. 5-6 Teleriscaldamento RHO-NET: Programma di acquisirne della nuova utenza

Tab. 5-7 Teleriscaldamento RHO-NET: sviluppo storico e previsioni 2012-2020

Fig. 5-1 Teleriscaldamento RHO-NET: schema rete

Fig. 5-2 Teleriscaldamento RHO-NET: schema bilancio energetico-ambientale al 2020

Tab. 5-8 Teleriscaldamento RHO-NET: bilancio energetico-ambientale 2012-2020

Fig. 5-3 Teleriscaldamento RHO-NET: energia immessa in rete – Fonti

Fig. 5-4 Teleriscaldamento RHO-NET: emissioni specifiche

Fig. 5-5 Teleriscaldamento RHO-NET: emissioni evitate, con e senza potenziamento centrale

Tab. 5-9 Teleriscaldamento RHO-NET: risultati dell’analisi economica

Tab. 5-10 Teleriscaldamento RHO-NET: scheda di sintesi

Tab. 5-11 Teleriscaldamento RHO-OVEST: sviluppo storico e previsioni 2012-2020

Fig. 5-6 Energia erogata all’utenza

Fig. 5-7 Teleriscaldamento RHO-OVEST: schema bilancio energetico-ambientale al 2020

Tab. 5-12 Teleriscaldamento RHO-OVEST: bilancio energetico-ambientale 2012-2020

Fig. 5-8 Teleriscaldamento RHO-OVEST: energia immessa in rete – Fonti

Fig. 5-9 Teleriscaldamento RHO-OVEST: emissioni specifiche

Fig. 5-10 Teleriscaldamento RHO-OVEST: emissioni evitate, con e senza potenziamento centrale

Tab. 5-13 Teleriscaldamento RHO-OVEST: risultati dell’analisi economica

Tab. 5-14 Teleriscaldamento RHO-OVEST: scheda di sintesi

Tab. 5-15 Teleriscaldamento RHO-SUD: sviluppo nuova utenza 2012-2020

Fig. 5-11 Teleriscaldamento RHO-SUD: sviluppo storico e previsioni 2012-2020

Fig. 5-12 Teleriscaldamento RHO-SUD: schema bilancio energetico-ambientale al 2020

Tab. 5-16 Teleriscaldamento RHO-SUD: bilancio energetico-ambientale 2012-2020

Tab. 5-17 Teleriscaldamento RHO-SUD: risultati dell’analisi economica

Tab. 5-18 Teleriscaldamento RHO-SUD: scheda di sintesi

7

Cap. 1 Gli obiettivi strategici del PAES del comune di Rho

1-1 I settori di intervento del PAES Sulla base dei risultati ottenuti nella elaborazione dello Scenario-BAU (riportati in Tab. 8-2 del Volume-1 e qui riproposte sinteticamente in Tab. 1-1), nonché di una seria e realistica valutazione degli effettivi strumenti di intervento a sua disposizione e della loro reale efficacia, l’Amministrazione Comunale di Rho ritiene, in prima istanza, di inserire nel PAES – anche ai fini delle successive azioni di riduzione - le seguenti fonti di emissioni di CO2: 1) i consumi di combustibili destinati al riscaldamento degli ambienti (tutti i settori: residenziale, produttivo,

terziario e pubblico) ed alla produzione di ACS; 2) i consumi di energia elettrica nei settori pubblico e residenziale; 3) i consumi di carburanti, relativi al parco autoveicoli comunali ed al traffico veicolare locale; 4) il ciclo dei RSU; 5) lo sviluppo delle fonti rinnovabili “termiche”: pompe di calore; 6) lo sviluppo delle fonti rinnovabili “elettriche”: fotovoltaico sulle coperture degli edifici pubblici e privati.

8

Pertanto l’Amministrazione, al moment, è propensa ad escludere, perché ritiene di non disporre, almeno nell’attuale contesto, dei necessari strumenti d’intervento – azioni miranti: 1) alla riduzione dei consumi di energia elettrica nell’industria e nel terziario privato; 2) alla riduzione dei consumi di combustibili per processo; 3) alla riduzione dei consumi di combustibili per cottura cibi; 4) alla riduzione dei consumi di carburanti nel settore della mobilità privata di attraversamento. Dalla Tab. 1-2 risulta che i “settori di intervento del PAES” emettono globalmente circa 144.000 t di CO2 nel 2005 e circa la medesima quantità nel 2011. Si vuole far notare che l’apparente discrepanza con le emissioni relative al ciclo dei RSU indicate nel Volume-1 sta nel fatto che nel presente Volume-2 non si considerano, in coerenza con la metodologia IPCC, le emissioni evitate dal recupero delle materie prime derivanti dalla raccolta differenziata. Le emissioni qui indicate sono pertanto maggiori di quelle indicate nel BEI del Volume-1.

9

1-2 Gli obiettivi di riduzione della CO2 L’Amministrazione intende conseguire un obiettivo complessivo di riduzione delle emissioni almeno pari al 20% delle emissioni censite nel 2005 nei “settori di intervento del PAES”, quindi una riduzione almeno pari a 0,20 x 144.000 = 28.600 t di CO2.

1-3 I settori di intervento L’Amministrazione intende conseguire l’obiettivo di riduzione indicato nel paragrafo precedente attraverso i seguenti interventi: 1) riduzione dei consumi di combustibili per il riscaldamento degli edifici; 2) riduzione dei consumi di energia elettrica nei settori residenziale e pubblico; 3) sviluppo delle fonti rinnovabili per la climatizzazione degli edifici; 4) rinnovo del parco automezzi comunali con un maggior utilizzo di carburanti a basse emissioni; 5) incremento del recupero di energia termica nel ciclo dei RSU, da destinare a reti di teleriscaldamento

esistenti e/o in fase di sviluppo nell’area; 6) produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (fotovoltaico); 7) riduzione del traffico veicolare locale. Maggiori dettagli relativi a questi strumenti/ambiti di intervento vengono forniti nei paragrafi che seguono. Nei capitoli successivi sarà svolta una analisi puntuale mirante: • a definire il potenziale di riduzione di ciascuna delle misure elencate; • a definire il programma di realizzazione degli interventi ed il programma delle riduzioni attese; • ad effettuare una stima di massima dei costi a carico della PAL o degli altri soggetti coinvolti; • a definire le modalità per il monitoraggio (almeno biennale) dei risultati attesi. 1-3-1 Riduzione dei consumi di combustibili Per la riduzione dei consumi di combustibili per il riscaldamento degli edifici, il PAES prevede il ricorso agli strumenti di seguito elencati.

1) messa in atto di una vasta e capillare azione di informazione e sensibilizzazione dei cittadini finalizzata alla riduzione degli sprechi, in particolare finalizzata al controllo della temperatura interna degli ambienti, quasi sempre superiore alle condizioni di confort (a volte superiore di diversi gradi centigradi). L’azione di informazione/sensibilizzazione sarà rivolta a tutti i settori: residenziale, pubblico, produttivo e terziario.

2) Realizzazione di interventi sulle strutture disperdenti degli edifici comunali che, a seguito delle diagnosi

energetiche riportate in Allegato-II-2-1, sono risultate avere elevati valori di trasmittanza termica (in primo luogo gli edifici scolastici).

10

3) Ulteriore sviluppo delle reti di teleriscaldamento esistenti, da alimentare tramite sistemi di produzione a basso impatto ambientale: incremento del recupero di calore dall’inceneritore RSU; potenziamento dei sistemi

4) cogenerativi esistenti. Attivazione di tutti gli strumenti necessari per consentire l’estensione del servizio a

buona parte dell’ambito urbano entro il 2020. 5) messa in atto di azioni atte a facilitare lo sviluppo di fonti rinnovabili nella climatizzazione degli edifici

privati, ed in particolare la diffusione di pompe di calore in quelle tipologie di edifici privi dei requisiti tecnici ed economici necessari per essere allacciati alla rete di teleriscaldamento di cui al punto precedente.

In linea di principio, la sequenza con cui sono analizzati e valutai gli interventi dovrebbe essere tale che i rispettivi contributi alla riduzione delle emissioni siano sommabili. Principio rigoroso, ma di assai difficile (se non impossibile) applicazione. Si consideri, ad esempio, un edificio interessato sia da un intervento Ad esempio, le emissioni evitate dagli interventi (2) sulle strutture edilizie pubbliche vengono realizzati dopo gli interventi di sensibilizzazione finalizzati alla riduzione della temperatura ambiente e, per questo, tali riduzioni si sommano alle prime. Ancora: l’allacciamento alla rete di teleriscaldamento degli stessi edifici comunali (3) avviene quando detti edifici hanno già ridotto i fabbisogni utili per gli interventi (1) e (2). Pertanto, anche in questo caso, la riduzione delle emissioni dovute al teleriscaldamento è sommabile a quella prodotta dagli interventi precedenti. In altri casi, la riduzione della temperatura interna viene realizzata in edifici già tele riscaldati: in tal caso il risparmio di energia primaria e di emissioni viene valutato con riferimento ai consumi netti della centrale che alimenta la rete di teleriscaldamento. 1-3-2 Riduzione dei consumi di energia elettrica Per la riduzione dei consumi di energia elettrica nei settori residenziale e pubblico la PAL prevede la messa in atto di una vasta e capillare azione di informazione e sensibilizzazione dei cittadini, finalizzata: 1) alla sostituzione totale, entro il 2015,di tutte le lampade ad incandescenza ancora esistenti con lampade CFL (fluorescenti compatte); 2) alla sostituzione, entro il 2020, delle restanti lampade alogene sempre con sorgenti CFL; 3) alla sostituzione, entro il 2020 di tutti gli elettrodomestici esistenti con elettrodomestici aventi classe energetica A, A+, A++, A+++; 4) ad un uso responsabile degli apparecchi audiovisivi e dei personal computer nelle abitazioni e negli

uffici (eliminazione totale dello stand-by).

11

1-3-3 Riduzione delle emissioni del parco automezzi comunali Per la riduzione delle emissioni di CO2 del parco automezzi comunali, la PAL prevede la messa in atto delle seguenti azioni:

1) utilizzo prioritario, già dal 2013, degli automezzi esistenti dotati di alimentazione dual-fuel in modalità

GN (attualmente tali automezzi non vengono utilizzati al pieno della loro capacità di percorrenza); 2) sostituzione di almeno tre autovetture a benzina (quelle più vetuste) con analoghe autovetture

elettriche: la prima nel 2014, la seconda nel 2016 e la terza nel 2018; 3) sostituzione graduale, a partire dal 2015, ed in ragione della loro vetustà, delle autovetture alimentate a benzina con autovetture a GN o dual-fuel (in questo secondo caso, con utilizzo prioritario del GN); 1-3-4 Riduzione delle emissioni del ciclo RSU Per la riduzione delle emissioni di CO2 del ciclo dei rifiuti, la PAL prevede la messa in atto delle seguenti azioni: 1) ulteriore incremento, rispetto al piano in vigore, della raccolta differenziata: fino al 65% entro l’orizzonte

temporale del 2020; 2) il potenziamento della rete di teleriscaldamento che utilizza il calore proveniente dalla termodistruzione

della frazione indifferenziata dei rifiuti prodotti sul territorio comunale. 1-3-5 Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili La PAL intende promuovere con decisione la produzione di energia da fonte rinnovabile tramite la messa in atto delle seguenti azioni: 1) installazione di moduli fotovoltaici su tutte le coperture praticabili degli edifici pubblici; 2) coinvolgimento dei cittadini e degli operatori economici in un vasto programma di installazione di moduli

fotovoltaici sulle coperture degli edifici privati, sia residenziali che del settore produttivo.

12

Cap. 2 Alcuni aspetti metodologici generali I criteri metodologici adottati nel presente Volume-2 sono diffusamente illustrati e precisati nel seguito in concomitanza con ciascuna area o tipologia di Azione-PAES. Qui si vuole solo evidenziare alcuni aspetti generali che interessano tutte le aree di intervento – in particolare quelle attinenti la riduzione dei consumi di combustibili per il riscaldamento ambiente - che, come tali, costituiscono necessaria premessa alle analisi che seguono.

2-1 Sovrapponibilità degli effetti di differenti Azioni-PAES Il primo aspetto che si vuole qui affrontare è la “sommabilità degli effetti delle diverse misure PAES”. Sorge infatti, inevitabile, il quesito se la sequenza degli interventi ha effetti sulla sommabilità degli effetti attesi e se da tale sequenza dipende anche il risultato complessivo delle azioni PAES. In particolare, con riferimento alla sequenza indicata nel Par. 1-3, occorre preliminarmente chiarire se tale sequenza consente di sommare gli effetti attesi (in termini di riduzione dei consumi di energia primaria e di emissioni di CO2) e se gli effetti complessivi variano al variare della sequenza medesima.. Stante la inevitabile “sovrapposizione” di differenti Azion-PAES sul medesimo “centro di consumo/emissioni”, la risposta certa ai quesiti prima posti è, a nostro avviso, indispensabile. Ad esempio, nell’analisi che segue, l’Azione-1, isolamento termico delle strutture disperdenti degli edifici pubblici, riguarda anche gli edifici che saranno oggetto di allacciamento al teleriscaldamento (Azioni-4-5-6). Ancora, la stessa Azione-1 riguarda gli edifici oggetto dell’Azione-2 (riduzione della temperatura interna degli ambienti riscaldati). In risposta ai suddetti quesiti, si può affermare che la sequenza con cui sono analizzati e valutati gli interventi prima elencati modifica certamente – ed in talune circostanze in maniera sensibile - i valori dei rispettivi contributi alla riduzione delle emissioni, ma non influisce, almeno in prima approssimazione, sul risultato finale complessivo delle azioni PAES. A dimostrazione di quanto ora affermato si consideri, come esempio, un edificio residenziale che nella situazione attuale (risultati del BEI): • è riscaldato tramite una caldaia a gas avente rendimento termico stagionale pari a 0,85; • ha registrato un consumo medio annuo di gas pari a 36.792 Sm3; • ha registrato, quindi, un fabbisogno termico medio di 300.000 kWht/a (energia termica prodotta dalla

caldaia). Il consumo annuo di energia primaria dell’edificio risulta pertanto pari a 36.792 Sm3 x 9,593 kWhc/Sm3 = 352.941 kWhc, e le relative emissioni di CO2 ammontano a 71.294 kg. L’edificio è interessato, nell’ambito delle azioni previste dal PAES, sia da un intervento di coibentazione delle pareti perimetrali che dall’allacciamento alla rete di teleriscaldamento “Rho-Ovest” analizzata nel seguito.

13

In Tab. 2-1 sono riportate le valutazioni volte a determinare il risparmio di energia primaria e le emissioni evitate nell’ipotesi di adottare la sequenza di intervento coibentazione + teleriscaldamento, sequenza che potrebbe essere dettata, ad esempio, dal programma di espansione della suddetta rete.

Nella successiva Tab. 2-2 sono riportate le analoghe valutazioni condotte sotto l’ipotesi di adottare la sequenza teleriscaldamento+coibentazione. Come risulta dalle tabelle citate, il risultato complessivo, ai fini del raggiungimento dell’obiettivo finale del PAES nell’orizzonte temporale del 2020, non muta. Cambiano, ovviamente, e anche in maniera significativa, i contributi dei singoli interventi e, conseguentemente, i rispettivi valori di “redditività degli investimenti”, sia dal punto di vista economico che ambientale. Con riferimento all’intervento di coibentazione sull’edificio preso ad esempio, a parità di costo dell’intervento risulta quanto segue: • nel primo caso (coibentazione eseguita prima dell’allacciamento alla rete di TLR) si consegue una

riduzione dei consumi di gas parie a 3.680 Sm3; cui corrisponde un risparmio economico pari a 3.680 Sm3 x 0,847 €/Sm3 = 3.117 €/a);

14

• nel secondo caso (coibentazione eseguita successivamente all’allacciamento alla rete di TLR) caso si consegue una riduzione dell’energia prelevata dalla rete di TLRo, ancora pari a 30.000 kWht/a, ma di valore economico differente rispetto al caso precedente (30.000 kWht x 0,110 €/kWh = 3.300 €/a).

Decisamente più marcata risulta la differenza tra i valori di “efficacia ambientale degli investimenti”: sempre con riferimento all’Azione di coibentazione prima vista, nel secondo caso si consegue, a parità di investimento, un risultato ambientale pari al 76% del caso precedente. In conclusione, ai fini della stima del risultato complessivo delle Azioni-PAES si può ritenere che la sequenza indicata al Par. 1-3 sia accettabile: privilegia le azioni di più immediata implementazione; non modifica il risultato finale conseguibile dal PAES. Con l’avvertenza che l’”efficienza ambientale” degli investimenti (CO2 evitata/investimenti) è invece strettamente legata alla sequenza adottata. Sarebbe auspicabile una analisi di sensibilità che consenta di individuare la “sequenza ottimale” anche da questo punto di vista.

15

2-2 Lo “Scenario BAU - Business As Usualy” Un secondo aspetto, altrettanto importante, è costituito dalla necessità di definire correttamente lo “Scenario-BAU”, vale a dire la situazione dei consumi di fonti primarie e delle emissioni “in assenza di Azioni-PAES”. Il BEI ha definito la “situazione storica” dal 2005 al 2011, per cui azioni di riduzione delle emissioni realizzate in tale periodo e considerate come Azioni-PAES non possono che fare riferimento, cioè confrontarsi, con la situazione storica. Diverso è il discorso nel caso di Azioni-PAES previste per il periodo 2012-2020, quando consumi specifici ed emissioni specifiche saranno certamente cambiate e, conseguentemente, le Azioni-PAES incideranno su una situazione differente da quella rilevata nel BEI. La definizione corretta dello Scenario-BAU relativo ad ogni azione è operazione indispensabile per valutare correttamente gli effetti delle azioni stesse. Lo scopo di quanto qui argomentato, in particolare, è quello di NON SOVRASTIMARE la riduzione dei consumi di fonti primarie e delle emissioni di CO2 attribuibili alle Azioni-PAES. Nel valutare gli effetti delle Azioni-PAES occorre pertanto tenere in debito conto l’evoluzione delle tecnologie e/o quegli interventi di riduzione dei consumi e delle emissioni non riconducibili direttamente alle stesse Azioni-PAES. Un esempio concreto è costituito dal graduale processo di sostituzione dei generatori di calore per il riscaldamento degli edifici. Le stime relative al periodo 2005-2011 hanno portato al valore di rendimento ηt = 0,85. Ma è certamente non corretto ipotizzare costante tale valore fino al 2020. Tale assunto, infatti, comporterebbe una sovrastima delle riduzioni di consumi/emissioni delle Azioni PAES quali: l’isolamento termico degli edifici; la riduzione della temperatura interna degli stessi edifici; lo sviluppo del teleriscaldamento. Situazione analoga si verificherebbe assumendo costante il fabbisogno termico specifico degli edifici: anche tale assunzione comporterebbe una sovrastima delle stesse Azioni–PAES prima elencate. Nello specifico, e come meglio si vedrà nel seguito, il rendimento termico medio stagionale è stato assunto crescente in maniera lineare dal valore 0,85 (2005-2011) al valore 0,90 (2020); Il fabbisogno termico specifico per riscaldamento degli edifici è stato assunto linearmente decrescente dal valore Fa1 del 2005-2011 (distinto per destinazione d’uso) al valore Fa2 = 0,90 x Fa1 nel 2020. Un esempio concreto a supporto delle precedenti affermazioni è riportato in Tab. 2-3 e Tab. 2-4. Nella prima sono riportate le valutazioni dell’Azione-1 di coibentazione dell’edificio residenziale visto in precedenza, adottando il “valore statico” del rendimento registrato dal BEI (ηt = 0,85). Nella seconda tabella sono riportate le valutazioni relative alla medesima struttura edilizia, ma considerando il fatto che nell’orizzonte temporale del 2020 il rendimento medio del generatore di calore sarà certamente migliorato a causa del rinnovo dell’impianto. Gli effetti dell’Azione di coibentazione sono ovviamente diversi: nel secondo caso, cioè considerando gli effetti dell’evoluzione della tecnologia non dipendenti dal PAES: il REM risulta pari al 94% circa del valore calcolato utilizzando il rendimento rilevato dal BEI. In sostanza, senza considerare l’evoluzione della tecnologia si sarebbero sovrastimate del 6% circa le riduzioni di CO2 attribuibili all’Azione in questione.

16

Una percentuale per nulla trascurabile, prossima ad un terzo dell’obiettivo PAES: è questa una dimostrazione del fatto che un approccio non corretto nella definizione dei termini di confronto possa portare a risultati effettivi ben inferiori agli obiettivi del Patto.

17

Cap. 3 Interventi sull’involucro edilizio degli edifici comunali

3-1 Analisi energetica ed ambientale Dalle analisi di dettaglio svolte (si veda l’esempio riportato in Allegato-II-3-1) risulta che gli edifici comunali, ed in particolare gli edifici scolastici realizzati negli anni ’60-‘70 del secolo scorso, sono caratterizzati da strutture perimetrali disperdenti con elevata trasmittanza termica. I consumi termici specifici di molti di tali edifici (si veda il Cap. 4 del Volume 1), significativamente superiori di quelli del settore residenziale, confermano la necessità di interventi urgenti su tali strutture. Gli interventi già quantificati, e qui inseriti nelle azioni del PAES, riguardano gli edifici elencati in Tab. 3-1.

Complessivamente, quindi, gli interventi di riqualificazione energetica degli edifici comunali inseriti nel PAES riguardano, in termini di consumi di fonti energetiche, circa il 60% dei consumi comunali.

18

Quanto alla tipologia, gli interventi prevedono:

• coibentazione di pareti perimetrali verticali (parziale su tutti gli edifici); • coibentazione delle coperture (parziale su dieci edifici); • coibentazione pavimenti (parziale su cinque edifici); • sostituzione serramenti esterni (su tutti gli edifici); • sostituzione lucernari (su due edifici);

Il dettaglio degli interventi è riportato in Allegato-II-3-2. I risultati sintetici, in termini di riduzione del fabbisogno termico utile e dei consumi di gas, sono riportati in Tab. 3-2, da cui risulta che le misure previste sono in grado di ridurre i consumi di gas di circa 104.000 Sm3/anno ed i prelievi di energia dalle reti di teleriscaldamento di circa 400 MWht/anno. A regime, la riduzione dei consumi complessivi di energia primaria (gas caldaie più combustibili consumati nelle tre centrali di teleriscaldamento) è stimabile in circa 1.392 MWhc, corrispondente a circa il 20% dei consumi precedenti degli stessi edifici ed a quasi il 12% dei consumi complessivi degli edifici comunali. Si vuole rimarcare, come peraltro è intuitivo, che i risparmi più consistenti si riscontrano sugli edifici riscaldati tramite caldaie. Gli edifici teleriscaldati godono già dei vantaggi connessi alle fonti di alimentazione (recupero da incenerimento RSU e cogenerazione) e, di conseguenza, gli interventi sull’involucro edilizio presentano vantaggi meno consistenti. La stessa Tab. 3-2 riporta il programma degli interventi sugli edifici (in termini di risultati attesi di riduzione del consumo di combustibile e delle emissioni di CO2). Si evidenzia che: • a regime gli interventi previsti porteranno ad una riduzione di circa 269 t/a delle emissioni di CO2; • i primi risultati sono previsti per l’anno 2014; il risultato pieno (situazione a regime) dovrebbe essere conseguito entro il 2020.

20

3-2 Analisi economica L’analisi economica degli interventi qui descritti è svolta adottando il metodo del DCF (Discount Cash Flow). I flussi monetari in uscita (investimenti e costi operativi di gestione/manutenzione) ed i flussi monetari in ingresso (risparmi conseguiti o ricavi da vendita di energia termica/elettrica prodotta) vengono attualizzati, per l’intera vita tecnica dell’intervento, adottando un tasso di attualizzazione del 5%. I parametri di valutazione economica risultanti dall’analisi sono:

• il VAN (Valore Attuale Netto); • il TIR (Tasso Interno di Redditività) ante imposte.

Il risultato dell’analisi è sintetizzato in Tab. 3-3. I risultati sono riportati in forma grafica per l’intera vita tecnica dell’intervento (25 anni a partire dal 2012), in forma tabellare per soli 20 anni per mere esigenze di editing. Risulta che l’intervento presenta una redditività economica accettabile (TIR = 7,2%). Il risultato ottenuto non tiene conto di sovvenzioni pubbliche di qualsiasi natura, avendo lo scopo, detta analisi, di valutare la “redditività economica reale” dell’intervento stesso.

21

3-3 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’Azione

La Tab. 3-4 sintetizza i dati essenziali dell’intervento proposto, sia sotto il profilo ambientale che sotto quello economico. La scheda evidenzia, inoltre, che l’investimento è previsto realizzato a totale carico di una ESCO (Energy Savig Company) tramite il meccanismo dei fondi BEI /Provincia di Milano. L’ipotesi ESCO comporta peraltro un sicuro miglioramento della redditività economica rispetto a quanto risulta in Tab. 3-3 e Tab. 3-4. Infatti: • il Progetto BEI prevede l’erogazione di finanziamenti alla ESCO ad un tasso decisamente vantaggioso; • la ESCO fruisce delle agevolazioni fiscali di cui alla Legge finanziaria 2008 e successivi aggiornamenti

(detrazioni fiscali alle spese di riqualificazione energetica del patrimonio edilizio esistente). La scheda di sintesi riporta anche le emissioni evitate cumulate attualizzate, sia nell’orizzonte temporale del 2020 (772 t) che nel corso dell’intera vita utile dell’intervento (2.745 t). Nella scheda di sintesi è poi proposto un altro parametro economico, finalizzato alla valutazione della bontà dell’intervento sotto il profilo ambientale: il rapporto fra i costi totali attualizzati e le emissioni evitate totali attualizzate. Tale parametro, espresso in €/t di CO2, è una misura dell’efficacia degli investimenti ai fini della riduzione delle emissioni di CO2. Nella costruzione di tale parametro, le riduzioni annue di CO2 sono attualizzate per “premiare” gli interventi che producono risultati da subito e non solo nella prospettiva temporale del 2020. Tale parametro potrebbe essere utilizzato per stilare una graduatoria utile per definire la priorità di allocazione delle (scarse) risorse economiche disponibili. Tuttavia tale parametro, è utile precisarlo, non rispecchia necessariamente la redditività economica conseguita dal soggetto che effettua l’investimento (che baserà le proprie decisioni essenzialmente sul valore del TIR), in quanto non tiene conto dei ricavi prodotti dall’iniziativa.

23

Cap. 4 Controllo della temperatura interna degli ambienti

4-1 Analisi energetica ed ambientale I rilievi effettuati sistematicamente negli edifici pubblici e – a campione – negli edifici privati residenziali, terziari e produttivi hanno evidenziato che la temperatura interna degli ambienti riscaldati è, nel periodo invernale, quasi sempre mantenuta ad un valore superiore a quello prescritto dalle norme (vedasi DPR-412/93 e successivi aggiornamento), e spesso, addirittura, superiore alle usuali condizioni di confort. Detto scostamento, poi, è risultato particolarmente marcato negli edifici pubblici, ed in particolare negli edifici scolastici, ove non di rado sono state rilevate temperature fra i 24 e 25 °C. In alcuni ambienti si è riscontrata la necessità di tenere i serramenti aperti per poter “regolare” la temperatura ambiente! La situazione evidenziata è, come noto, fonte di notevole spreco energetico. Tenendo conto che nel periodo 2005÷2010 è stata registrata una temperatura media invernale di circa 9,0 °C (da cui discendono i 2.004 GG medi nel medesimo periodo, con temperatura interna di 20 °C), risulta che per ogni grado centigrado di incremento della temperatura interna si verifica un incremento del 9% circa delle dispersioni degli edifici e quindi un pari incremento percentuale dei consumi di combustibili e delle relative emissioni di CO2. Con approccio conservativo, considerando la temperatura esterna media derivante dai Gradi Giorno ex DPR-412/93 (2.549 °C g per il comune di Rho, da cui Te-media = 6,2 °C), ed una temperatura interna ante PAES di 22 °C, risulta che per ogni grado centigrado di incremento della temperatura interna si verifica un incremento del 6,3% delle dispersioni degli edifici e quindi un pari incremento percentuale dei consumi di combustibili e delle relative emissioni di CO2. Per quanto sopra evidenziato, la PAL ritiene prioritario inserire nel PAES, prima di ogni altra azione/intervento, una forte azione di sensibilizzazione, rivolta a tutti i settori, mirante al controllo ed alla riduzione della temperatura ambiente nel periodo di riscaldamento. Tale controllo/riduzione della temperatura ambiente potrà essere effettuata: • tramite il termostato ambiente (esistente o da installare), nel caso di impianti individuali o impianti

recenti con distribuzione a zona; • tramite l’installazione di valvole termostatiche sui corpi scaldanti, nel caso di impianti centralizzati di

vecchia concezione. L’azione di informazione e sensibilizzazione sarà svolta tramite la redazione e la distribuzione di opuscoli informativi di facile lettura e comprensione anche per i “non addetti ai lavori”, riportanti: • una esaustiva esplicazione delle problematiche connesse agli effetti deleteri dei gas-serra; • gli obiettivi che l’Amministrazione intende raggiungere entro il 2020 con l’adesione al Patto dei Sindaci; • il ruolo chiave dei cittadini nel raggiungimento dei suddetti obiettivi; • gli interventi possibili negli edifici alla portata di tutti i cittadini e/o operatori; • una stima del potenziale di riduzione dei vari interventi possibili negli edifici; • una analisi economica di primo livello, atta a dimostrare la convenienza degli interventi suggeriti.

24

La distribuzione dell’opuscolo sarà effettuata in concomitanza con eventi mirati, incontri con i cittadini/operatori, incontri con gli allievi delle scuole. L’analisi energetica ed ambientale degli interventi volti alla riduzione della temperatura degli ambienti riscaldati, distintamente per ciascun settore, è riportata in Allegato-II-4-1, 2, 3 e 4. Le ipotesi poste a base delle valutazioni sono estremamente conservative, avendo assunto, in particolare, che l’azione di sensibilizzazione consegua: • la riduzione di un solo grado centigrado negli ambienti del settore; • il coinvolgimento di solo il 50% degli edifici residenziali a combustibili e di solo il 30% degli edifici del

settore produttivo e terziario; Ipotesi meno conservative sono state adottate per il settore pubblico (in quanto presuppone l’azione diretta della PAL) e per gli edifici teleriscaldati di qualsiasi settore, questi ultimi sotto la diretta competenza delle Società di Gestione che, direttamente o tramite lo strumento della Concessione, fanno ancora capo alla PAL. Le ipotesi poste a base delle valutazioni sono sintetizzate nella sottostante Tab. 4-1.

Nella sottostante Tab. 4-2 è riportata la sintesi dei risultati, da cui risulta che, seppure adottando ipotesi molto conservative, gli interventi volti alla riduzione della temperatura interna degli ambienti riscaldati sono in grado di produrre consistenti risparmi di combustibili fossili (circa 6.652 MWhc) e riduzione delle emissioni di CO2 (circa 1.154 t/a) nell’orizzonte temporale del 2020.

26

4-2 Analisi economica degli interventi Si ritiene che una quota consistente della riduzione delle emissioni indicate nella precedente Tab. 4-2, quella relativa agli impianti dotati di termostato ambiente (fra questi rientrano gli impianti residenziali individuali, che, nel 2011 rappresentano il 36% dei consumi di gas per riscaldamento) possa essere conseguita senza investimenti significativi. E’ sufficiente una maggiore sensibilità del cittadino/utente per regolare il termostato ambiente di cui l’impianto già dispone.

Nel caso, invece, di impianti centralizzati tradizionali è necessario installare valvole termostatiche sui corpi scaldanti degli edifici per poter realizzare il controllo della temperatura degli ambienti. L’analisi economica di questo tipo di intervento è effettuata dapprima con riferimento ad un edificio-tipo residenziale (36 alloggi da circa 80 m2 ciascuno) dotato di impianto tradizionale con sola regolazione climatica, che installa radiatori in ghisa dotati di vecchie valvole senza “testa termostatica”. Il caso preso in esame costituisce la tipologia che richiede il maggior investimento (circa 100 €/valvola), in quanto si rende necessaria la sostituzione dell’intero corpo valvola dei radiatori. Negli impianti di più recente realizzazione la maggior parte dei radiatori sono già predisposti per l’installazione del solo comando termostatico; in questo caso il costo si aggira attorno alla metà del caso precedente (45÷55 €/valvola). In Tab. 4-4 è riportata la stima del minor consumo di gas dell’edificio in questione nel caso di installazione delle valvole termostatiche su tutti i radiatori (36 x 5 = 180 valvole) ed ipotizzando, in coerenza con l’analisi precedente, che si consegua la riduzione della temperatura ambiente di un solo grado centigrado. Risulta che l’intervento consente di risparmiare circa 2.281 Sm3/a di gas (-6,20%), con una conseguente riduzione di 4.419 kg/a di CO2. I termini economici dell’intervento sono illustrati in Tab. 4-5: questa Azione consegue un TIR di quasi il 12%, quindi un tempo di ritorno attualizzato dell’investimento (PBP = Pay Back Period) pari a 11 anni circa. Il grafico annesso alla tabella illustra anche altri due scenari alternativi: rispettivamente con ∆Ti = 1,5 e ∆Ti = 2,0 °C. Si tratta di casi nient’affatto improbabili, anzi riscontrabili in molte situazioni. Si rileva come la convenienza economica dell’intervento di installazione delle valvole termostatiche aumenti rapidamente all’aumentare del ∆Ti conseguito. Lo stesso effetto migliorativo si ottiene nel caso di edifici di più recente costruzione, ove quasi sempre sono presenti radiatori già dotati di valvola con “testa termostatica”. L’analisi economica, anche in questo caso, è condotta senza tener conto degli sgravi fiscali di cui godono questi interventi. Nella successiva Tab. 4-6 è riportata la stima della riduzione totale dei costi del riscaldamento conseguenti alle Azioni-2-3 e sotto le ipotesi indicate in Tab. 4-1. Si rileva che nel 2020 la riduzione dei costi dovrebbe raggiungere circa 275 k€ negli edifici a gas (in quell’anno il gasolio dovrebbe essere ormai ridotto ad una quota trascurabile) e circa 605 k€ negli edifici teleriscaldati. Risalta il forte risparmio stimato per il settore pubblico (circa 170 k€), diretta conseguenza della situazione rilevata nel BEI e delle ipotesi assunte per questo settore in Tab. 4-1. In Tab. 4-7 è riportata una stima dei costi di investimento complessivi richiesti per l’implementazione delle Azioni-2-3, effettuata con approccio coerente con le ipotesi di Tab. 4-1.

27

La stima porta ad un investimento complessivo dell’ordine di 5,143 milioni di euro, di cui circa 900 k€ per gli interventi nel settore pubblico. La Tab. 4-8 riporta, infine, i risultai economici dell’Azione-2-3 complessiva: l’investimento relativo a questa Azione è caratterizzato da una eccellente redditività economica, con un TIR=18%. Tale risultato è ovviamente influenzato dal fatto che una quota significativa dei risparmi di combustibile è conseguibile senza necessità di investimenti (impianti dotati di termostato ambiente). Si rimarca ancora che i risultati illustrati non tengono conto delle agevolazioni fiscali di cui gode tale Azione.

30

4-3 Scheda si sintesi e parametri di valutazione dell’intervento La Tab. 4-9 sintetizza i dati essenziali dell’intervento proposto, sia sotto il profilo ambientale che sotto quello economico. La scheda riporta la stima degli investimenti complessivi necessari per l’installazione delle valvole termostatiche negli edifici di Settimo, basata sulle ipotesi di cui al prospetto sottostante (necessariamente coerenti con quelle che stanno alla base dei risultati di Tab. 4-1): Si evidenzia che i valori del TIR e del VAN che compaiono nella scheda di sintesi si riferiscono ai soli interventi che richiedono l’installazione delle valvole termostatiche, sotto l’ipotesi (conservativa) che il 100% è di tipo tradizionale (radiatori senza predisposizione per la “testa termostatica”). Il costo unitario delle emissioni evitate (si riferisce invece alla totalità delle emissioni evitate: in parte tramite il termostato ed in parte con le valvole termostatiche). Anche in questo caso si è assunto che gli interventi nel settore pubblico vengano realizzati a cura ed onere di una ESCO nel’ambito del Progetto BEI / Provincia di Milano, che ripagherà il proprio investimento tramite i risparmi realizzati dall’intervento / misura..

32

Cap. 5 Sviluppo del servizio di teleriscaldamento sul territorio comunale 5-1 Le indicazioni che discendono dal BEI L’analisi svolta nel Volume-1 (BEI) ha evidenziato in dettaglio la struttura dei consumi di fonti primarie e le emissioni dovute al riscaldamento degli edifici ubicati sul territorio comunale di Rho. I risultati dell’analisi sono sintetizzati nella sottostante Tab. 5-1, da cui derivano le seguenti considerazioni e conclusioni.

33

Situazione anno 2005 • Nel 2005 il 65% dei consumi finali di energia termica per riscaldamento era attribuibile agli edifici dotati di

impianti centralizzati a gas-gasolio (162.344 MWht); il 30% agli edifici dotati di impianti a gas individuali (76.068 MWht), e solo il 5% agli edifici teleriscaldati (12.038 MWht).

• La rete di teleriscaldamento Rho-NET, allora limitata al Centro Sportivo Molinello ed a poche utenze residenziali adiacenti, conseguiva ancora modesti benefici energetici ed ambientali: un consumo specifico netto di energia primaria fossile pari a 1,08 kWhc per ogni kWht erogato agli edifici (contro 1,18 kWhc/kWht degli impianti a gas sostituiti) e 201 g di CO2 per ogni kWht (contro i 238 g CO2/kWht degli impianti a gas sostituiti).

• La rete di teleriscaldamento Rho-Sud presentava risultati decisamente deludenti, retaggio di scelte non corrette effettuate all’atto della pianificazione delle rete e del sistema di produzione dell’energia.

Situazione anno 2011

• Nel 2011 gli edifici teleriscaldati hanno consumato 52.235 MWht (oltre ai 12.212 MWht erogati al Polo Esterno di Fiera Milano qui non considerati), corrispondenti a poco meno del 20% dei consumi finali comunali.

• Alle due reti esistenti nel 2005 si è affiancata la rete Rho-Ovest, che ha superato le dimensioni della rete

Rho-NET.

• Gli edifici allacciati alla rete di teleriscaldamento di Rho-NET hanno realizzato, grazie al potenziamento della sezione cogenerativa ed all’utilizzo di calore proveniente dall’impianto di incenerimento RSU, un consumo netto di energia primaria fossile pari a 0,83 kWhc/kWht erogato all’edificio (contro i 1,18 kWhc/kWht degli impianti a gas) ed emissioni nette di CO2 pari a 146 g/kWht (contro 238 g/kWht degli impianti a gas e 313 g/kWht degli impianti a gasolio);

• Gli edifici allacciati alla rete di teleriscaldamento di Rho-Ovest hanno realizzato un consumo netto di energia primaria fossile pari a 0,89 kWhc/kWht ed emissioni nette di CO2 pari a 99 g/kWht.

• La rete di teleriscaldamento RHO-Sud continua a presentare risultati negativi, anzi addirittura peggiori di

quelli conseguiti nel 2005, in parte per l’obsolescenza dei generatori installati ed in parte per la sempre minore quota di energia termica cogenerata (la potenza termica installata in cogenerazione è rimasta invariata, mentre l’energia termica erogata all’utenza ha subito un incremento del 56% circa).

In conclusione risulta che: • Le reti di teleriscaldamento, se correttamente pianificate e se alimentate da fonti energetiche appropriate,

costituiscono senza dubbio un mezzo formidabile per conseguire consistenti riduzioni dei consumi di energia primaria e di emissioni di CO2: come risulta dalla Tab. 5-1, le percentuali di riduzioni conseguite nel 2011 dalle due reti “virtuose”, riferite ai soli edifici teleriscaldati, si attestano fra il 25 ed 55% dei consumi/emissioni dei “sistemi convenzionali sostituiti”).

34

• Gli edifici ancora riscaldati tramite impianti a gas-gasolio di tipo centralizzato (quelli che ben si prestano ad essere allacciati a reti di teleriscaldamento) rappresentano ancora ben il 54% dell’utenza totale esistente sul territorio comunale: ne consegue che il potenziale di sviluppo del teleriscaldamento sul territorio comunale di Rho è ancora notevole.

Quanto sopra evidenziato ed argomentato giustifica pienamente la scelta dell’Amministrazione Comunale di Rho di puntare decisamente su uno sviluppo sostenuto del teleriscaldamento sul proprio territorio per poter conseguire gli obiettivi conseguenti agli impegni sottoscritti nell’ambito del Patto dei Sindaci. Nei paragrafi che seguono si valuteranno pertanto, per ciascuna delle tre reti esistenti sul territorio: 1) L’entità dell’utenza ulteriormente teleriscaldabile esistente nel relativo bacino di competenza; 2) il programma di estensione delle reti; 3) il programma di potenziamento/adeguamento delle centrali di produzione dell’energia; 4) l’analisi energetica ed ambientale; 5) l’analisi economica. Nella sottostante Fig. 5-1 sono evidenziati i bacini d’utenza delle tre reti, assunti come riferimento territoriale per le valutazioni che seguono. A questo punto sono necessarie alcune ulteriori precisazioni, indispensabili per comprendere la portata strategica del piano di sviluppo del teleriscaldamento nel comune di Rho. Prima precisazione: la delimitazione territoriale indicata in Fig. 5-1 ha valore esclusivamente entro l’orizzonte temporale del PAES (anno 2020). A regime, indicativamente entro l’anno 2030, le tre reti di teleriscaldamento di Rho costituiranno un unico sistema interconnesso, alimentato da una dorsale principale che, proveniente dall’impianto di incenerimento RSU situato in sito esterno al comune di Rho, collegherà i baricentri d’utenza e le centrali di produzione esistenti sul territorio di Rho (Rho-Mazzo e Rho-Arkema, mentre la centrale Rho-Sud sarà probabilmente dismessa e sostituita dalla centrale Rho-Arkema). Seconda precisazione: la rete di teleriscaldamento di Rho nella sua configurazione finale farà parte di un sistema sovracomunale integrato, illustrato nelle sue linee generali in Fig. 5-2. In realtà la rete Rho-NET fa già parte di tale sistema sovra comunale: infatti dal novembre 2011 questa rete è collegata alla rete dei comuni di Milano e di Pero (Fig. 5-3).

35

Fig. 5-1 Il piano di sviluppo del teleriscaldamento nel territorio comunale di Rho In colore verde: area di espansione della rete Rho-NET In colore rosso: area di espansione della rete Rho-Ovest In colore giallo: area di espansione della rete Rho-Sud

36

Fig. 5-2 La configurazione finale del sistema di teleriscaldamento sovracomunale di Rho-Pero-Milano (anno 2030)

.

37

Fig. 5-3 La rete di teleriscaldamento Rho-NET è parte di un sistema sovracomunale dal novembre 2011

5-2 Il censimento dell’utenza potenzialmente teleriscaldabile L’area di sviluppo della rete di teleriscaldamento Rho è riportata nella planimetria generale della già citata Fig. 5-1. In tali aree è stato effettuato il puntuale censimento dell’utenza potenzialmente teleriscaldabile, avendo assunto come tale gli edifici dotati di impianti di riscaldamento centralizzati ed aventi un consumo annuo (2011) superiore a 40 MWht (5.000 Sm3 di gas o 5.000 litri di gasolio). In Allegato-II-5-1 è riportato il dettaglio dell’indagine d’utenza. Nelle sottostanti Tab. 5-2 e Tab. 5-3 è riportata la sintesi dei risultati, rispettivamente per gli edifici a gas e per gli edifici ancora a gasolio, con disaggregazione territoriale sufficiente per poter programmare lo sviluppo temporale della rete.

39

Dalle tabelle sopra riportate risulta che sul territorio di Rho esiste ancora un consistente parco edilizio teleriscaldabile. In termini più sintetici risulta la situazione riportata nel prospetto sottostante: l’utenza potenziale è stimabile in circa 2,3 volte quella attuale.

5-3 La stima dell’utenza effettivamente teleriscaldabile entro l’anno 2020 La stima della nuova utenza effettivamente teleriscaldabile entro l’orizzonte temporale del PAES (anno 2020) è stata effettuata prendendo in considerazione i vincoli generali che gravano sullo sviluppo di questo servizio e i vincoli derivanti dalla specifica situazione del territorio in esame. In particolare: • la realizzazione delle reti di teleriscaldamento comporta un impatto piuttosto pesante sulla viabilità

urbana, per cui, anche a prescindere dagli altri vincoli di cui si dirà nel seguito, il programma realizzativo deve necessariamente tener conto di certi limiti (numero di cantieri aperti; numero di strade chiuse contemporaneamente al traffico; ottenimento dei permessi di manomissione del sottosuolo pubblico; ecc.).

• la realizzazione delle reti di teleriscaldamento interferisce con i sottoservizi esistenti (acquedotto, fognature, TLC, energia elettrica). Il necessario coordinamento con i soggetti gestori di tali sottoservizio costituisce inevitabilmente un limite al programma temporale delle opere.

• A causa dei vincoli sopra detti, in una realtà urbana delle dimensioni di Rho il programma realizzativo non può superare indicativamente i 2÷3 km/anno di rete stradale e/o i 20÷30 allacciamenti d’utenza. Questo si traduce, sempre in termini generali, in circa 200÷300.000 m3 di edifici allacciabili in ciascun anno.

• La capacità di investimento dei Gestori è un fattore cruciale: gli elevati investimenti richiesti per la realizzazione delle reti e delle centrali, nonché i valori tipici del pay back period riscontrati in questo settore, attorno ai 15÷18 anni, creano inevitabilmente seri problemi di liquidità e difficoltà di autofinanziamento delle estensioni di rete. Il ricorso massiccio al mercato finanziario è, nel teleriscaldamento, strada obbligata.

Le considerazioni sopra accennate, e le valutazioni specifiche svolte congiuntamente e condivise con i due soggetti gestori che operano, in regime di Concessione, sul territorio comunale di Rho, hanno portato a stimare una utenza effettivamente teleriscaldabile entro il 2020 dell’ordine del 50% dell’utenza potenziale riportata nel prospetto precedente.

40

I risultati delle stime sono sintetizzati nel prospetto seguente e riportati, con dettaglio territoriale e tipologia d’utenza, nelle Tab. 5-4 e Tab. 5-5.

Un’avvertenza importante: l’energia che si prevede di erogare nel 2020 tiene conto della graduale riduzione dei fabbisogni specifici degli edifici connessi sia ad altri interventi PAES (riduzione della temperatura interna) che ad interventi non compresi nel PAES. Tale riduzione riguarda sia gli edifici già oggi teleriscaldati che gli edifici che si prevede di allacciare nei prossimi anni.

41

5-4 Lo sviluppo della rete di teleriscaldamento Rho-NET 5-4-1 Il programma di acquisizione dell’utenza e di erogazione del calore Il programma di estensione della rete RHO-NET, rappresentato in termini di nuova volumetria riscaldata ed energia erogata all’utenza, è riportato in Tab. 5-6. Si rileva che, salvo che per l’anno 2012 in corso, il programma realizzativo prevede di allacciare circa 230.000 m3/a, stimato sulla base dei criteri e vincoli prima illustrati. La successiva Tab. 5-7 illustra efficacemente l’andamento complessivo della rete RHO-NET: storico 2005÷2011 e scenario previsionale 2012÷2020. Per maggiore chiarezza, la tabella ed il grafico riportano i dati disaggregati nelle tre sotto-reti che compongono il sistema TLR-NET (rete storica del Centro Sportivo “Molinello”; estensioni nella frazione Mazzo verso Rho centro, e rete al servizio del Polo Fieristico).

43

5-4-2 Il programma di potenziamento del sistema di produzione dell’energia Per far fronte alla crescente richiesta di energia termica conseguente allo sviluppo della rete come prefigurato in Tab. 5-7 sono previste le seguenti azioni: • La “rete storica” del Centro Sportivo Molinello sarà esercita “in isola”, separata dalla rete principale che

trasporta acqua surriscaldata a 115 °C; • le unità cogenerative esistenti (N. 3 Bibloc da 170 kWt ciascuno; N. 1 Guascor da 1,033 MWt), in quanto

generatori in grado di fornire solo acqua calda, saranno mantenute al solo servizio della rete storica del CS-Molinello;

44

• i cogeneratori Bibloc, installati nell’ 200, saranno tenuti in esercizio fino a tutto il 2016, quando avranno esaurito la propria vita tecnica;

• il cogeneratore Guascor, installato nel 2008, avrà una vita tecnica sicuramente oltre l’anno 2020; • in caso di fuori servizio dei cogeneratori, la rete ad acqua calda potrà essere alimentata dalla rete

principale tramite una sottostazione di scambio termico di recente realizzazione (3,0 MWt installati, potenza ben superiore alla potenza massima richiesta dalla rete del Molinello, variabile nell’intervallo 1.350÷1.500 kWt);

• per quanto riguarda la rete principale esercita a 115 °C, questa sarà alimentata prioritariamente dal calore proveniente dall’inceneritore RSU; i picchi di potenza saranno coperti dalle due caldaie esistenti (8,701 MWt complessivi), che dovranno essere spostate, già dalla stagione termica 2013-2014, dalla rete Molinello alla rete principale;

• a partire dall’anno 2017, l’incremento dell’utenza allacciata alla rete principale (41 MWht all’utenza, circa 28÷30 MWt di picco) richiederà la disponibilità di ulteriori generatori di calore. Ragioni sia economiche (accesso alla defiscalizzazione del gas; costo del calore) che ambientali portano a concludere che nel 2017 sarà necessario disporre di ulteriori 3,0 MWt da fonte cogenerativa e di almeno ulteriori 5,0 MWt da produzione semplice. Di ulteriore uguale potenza occorrerà poi disporre a partire dall’ano 2019.

La nuova centrale che ospiterà le quattro unità prima elencate (N. due cogeneratori tipo MAG – Motore Alternativo a Gas da 3,0 MWe e 3,0 MWt ciascuno; N. 2 caldaie a gas da 5,0 MWt ciascuna)e dovrà sorgere in adiacenza alla centrale esistente, e alimenterà la dorsale DN-300 che trasporta il calore verso Rho Centro tramite l’esistente tratta che già collega il sito alla suddetta dorsale principale. La complessità del sistema sarà più chiara con l’ausilio della Fig. 5-1.

46

5-4-3 Il bilancio energetico ed ambientale Stante la complessità della sua configurazione, come chiaramente emerge dalla precedente Fig. 5-1, per la ricostruzione del bilancio energetico-ambientale della rete di teleriscaldamento RHO-NET, per ciascun anno dal 2012 al 2020, si è ricorsi all’ausilio di uno specifico modello di simulazione, sviluppato e testato con successo nell’ambito della Ricerca di Sistema Nazionale Anno 2004-2005 (Progetto Game, Sottoprogetto Svalter). Sono state assunte le seguenti modalità gestionali: • i cogeneratori, sia quelli esistenti lasciati al servizio della rete storica del Molinello che, dal 2017, le nuove

unità al servizio della rete principale, sono destinati alla copertura del carico di base; • la successiva richiesta di potenza è soddisfatta dal calore proveniente dall’inceneritore RSU, fino al limite

imposto dalle condizioni contrattuali in vigore con il soggetto economico – diverso dal Gestore della rete di teleriscaldamento - che detiene questa fonte energetica. Tale limite è stimabile attorno a 58.615 MWt/a. Più precisamente, il contratto di fornitura prevede un limite di prelievo di 103.000 MWht/a; di questi il Gestore ne destina circa 44.385 alla rete di teleriscaldamento di Pero (comune limitrofo alimentato dalla medesima dorsale), da cui discende il quantitativo di energia prima indicato destinabile alla rete di RHO.

• I picchi di potenza sono soddisfatti tramite le caldaie a gas (8,7 MWt installati fino al 2016; 13,7 MWt installati dal 2017; 18,7 MWt installati dal 2019).

• Il fabbisogno termico di Fiera, sito alimentato direttamente dal feeder principale, è soddisfatto prioritariamente dal calore proveniente dall’inceneritore RSU; le punte di potenza sono coperte dalle caldaie di integrazione a gas installate presso lo stesso sito.

I termini principali del bilancio energetico ed ambientale relativi all’anno 2020 sono riportati in Fig. 5-2. In Tab. 5-8 è riportato il bilancio energetico ed ambientale per ciascun anno dal 2012 al 2020. Valgono, per una corretta interpretazione dello schema e della tabella, le seguenti precisazioni e considerazioni. 1) Il risparmio di energia primaria fossile attribuibile al teleriscaldamento è valutato utilizzando le

metodologie universalmente riconosciute (Autorità per l’Energia Elettrica ed Gas; Direttiva 2004/8/CE; DM 4 agosto 2011; DM 5 settembre 2011; PAN – Piano d’Azione Nazionale per le energie rinnovabili, solo per citare alcuni riferimenti fra i più recenti).

2) Tali metodologie calcolano il Risparmio di Energia Primaria (per brevità indicato con REP nel seguito) come differenza fra l’energia primaria consumata dai sistemi che alimentano la rete (fra questi figurano anche il Sistema Elettrico Nazionale – SEN, per la quota di energia elettrica prelevata dalla rete esterna) e i consumi evitati al “Sistema Energetico Sostituito - SES”.

3) Il Sistema Energetico Sostituito è costituito a sua volta: dal Sistema Termico Sostituito (le caldaie degli edifici allacciati alla rete) e, nel caso di presenza di unità cogenerative – come nel caso in esame – dal Sistema Elettrico Nazionale, che non produrrà un quantitativo di energia elettrica pari a quello prodotto dai sistemi cogenerativi che alimentano la rete di teleriscaldamento.

4) Il bilancio delle emissioni di CO2 adotta, ovviamente, i medesimi criteri del bilancio dell’energia primaria (nel seguito, per brevità, si potrà indicare con REM il risparmio di emissioni).

Un cenno particolare merita la valutazione dei consumi di energia primaria e delle emissioni attribuibili all’energia termica prelevata dall’inceneritore RSU.

47

Sempre in coerenza con quanto prima richiamato, e stante il fatto che l’impianto “Silla-2” da cui viene prelevato il calore che alimenta la rete di RHO-NET è costituito da un ciclo cogenerativo a spillamento regolato di vapore, il consumi di energia primaria e le emissioni attribuibili all’energia prelevata da questo impianto sono assunti pari ai consumi ed alle emissioni del sistema elettrico nazionale che dovrà produrre un maggior quantitativo di energia pari alla minore produzione elettrica dell’impianto di incenerimento RSU causata, per l’appunto, dal prelievo di calore da destinare alla rete di teleriscaldamento (β=0,19 kWhe/kWht).

In ogni caso, ogni qual volta si trattano gli scambi di energia elettrica con il SEN, sia in prelievo che in immissione, occorre tener conto, sia ai fini del calcolo dell’energia primaria che delle emissioni di CO2, delle perdite elettriche sulla Rete Elettrica Nazionale (delle “perdite evitate” nel caso si immette energia elettrica in rete). Anche in questo caso, il riferimento assunto è costituito dal DM 4 agosto 2011. Quanto ai parametri caratterizzanti il Sistema Elettrico Sostituito (SES), nell’elaborazione del PAES del comune di Rho si è ritenuto corretto fare riferimento alla specifica situazione nazionale, assumendo, come risulta dai dati Sinanet – Sistema Informativo Nazionale Ambientale (cui fanno riferimento sia il PAN che i DM agosto e settembre 2011): • rendimento: pari al rendimento netto medio del sistema termoelettrico consuntivato nel 2010 (0,46); • emissioni specifiche: pari alle emissioni nette del sistema termoelettrico nazionale nel 2010 (564 g

CO2/kWhe immesso nella rete nazionale). L’assunzione dei valori sopra indicati, benché non in linea con i valori IPCC, rende più attendibili le valutazioni. Inoltre, aspetto da non sottovalutare, tale assunzione produce risultati coerenti con gli altri ambiti cui sono interessati gli impianti in questione (ETS; Titoli di Efficienza Energetica; attestazione CAR; ecc.). Si vuole infine sottolineare che i parametri del SEN sopra adottati sono senza dubbio conservativi, nel senso che portano ad una sottostima del risparmio di energia primaria e di emissioni evitate dell’AZIONE-PAES. A supporto di tale affermazione si evidenzia infatti che:

• l’energia elettrica netta immessa nella REN dai sistemi cogenerativi che alimentano la rete di teleriscaldamento in esame non sostituisce la “centrale termoelettrica media” del parco nazionale ma, per i meccanismi che regolano la priorità di dispacciamento dell’energia sulla rete di trasporto nazionale, certamente quelle più vetuste e meno efficienti (quindi caratterizzate da valori di emissioni specifiche più elevati); • l’energia elettrica prelevata dalla REN – uno dei termini di consumo/emissioni della rete di

teleriscaldamento - non è quella prodotta dalla “centrale termoelettrica media”, ma la media del sistema elettrico nazionale (che dal bilancio 2010 risulta: 0,58 kWhc fossilli per ogni kWhe netto prodotto; 414 g CO2 per ogni kWhe netto prodotto).

In conclusione: applicando le metodologie ed i criteri sopra illustrati, nell’orizzonte del 2020 gli sviluppi previsti della rete di teleriscaldamento di RHO-NET consentono: • un risparmio di energia primaria pari a circa 48.902 MWhc; • emissioni evitate di CO2 pari a circa 10.935 t

48

Non meravigli il fatto che i valori di REP e REM conseguiti nel 2019 sono superiori ai valori conseguiti nel 2020. Tale circostanza è perfettamente spiegabile con il fatto che la crescita dell’utenza ha comportato, nel 2020, un incremento della quota di energia prodotta tramite le caldaie di integrazione (224 g CO2 /kWht, a fronte di una media delle fonti di 82 g/kWht). Questo fatto suggerisce che, successivamente al 2020, crescendo ancora l’utenza allacciata, occorrerà ulteriormente potenziare la sezione cogenerativa se si vorrano mantenere i benefici ambientali conseguiti. La Fig. 5-3 evidenzia efficacemente il ruolo delle fonti energetiche nella copertura del carico termico richiesto dalla rete. Emerge il peso assolutamente preponderante della fonte RSU, che tuttavia già nel 2018 avrà raggiunto il limite massimo consentito dai vincoli contrattuali e la sua quota diminuisce sempre di più negli anni successivi.

La Fig. 5-4 evidenzia visivamente (colore rosso) l’andamento delle emissioni specifiche dell’energia termica erogata all’utenza dalla rete. In colore verde sono riportate le emissioni evitate, sempre espresse in grammi di CO2 per ogni kWht erogato all’utenza. L’altezza totale delle barrette rappresenta, ovviamente, le emissioni specifiche che si avrebbero senza teleriscaldamento. L’andamento è leggermente decrescente a causa del miglioramento – non dipendente dal PAES – del rendimento dei generatori a gas. Di estrema importanza è, infine, quanto rappresentato nel grafico di Fig. 5-5, che riporta l’andamento delle emissioni assolute evitate dal teleriscaldamento RHO-NET. In colore rosso è evidenziata la quota di emissioni evitate dovute al potenziamento della sezione cogenerativa nella centrale “Mazzo”. In altri termini, nel caso in cui non si proceda alla installazione degli ulteriori cogeneratori, la quota di energia prodotta tramite caldaie aumenterebbe man mano che cresce la richiesta termica della rete e, conseguentemente, i benefici ambientali subirebbero una rapida riduzione.

53

5-4-4 L’analisi economica Come nei casi precedenti, anche l’analisi economica dello sviluppo della rete di teleriscaldamento RHO-NET è svolta adottando il metodo del DCF (Discount Cash Flow). Stima degli investimenti L’analisi puntuale dei costi di realizzazione della rete, delle sottocentrali di edificio e della nuova centrale cogenerativa “Mazzo” porta alle seguenti stime: • investimento totale per la rete e le SST: 11,770 M€ • investimento per la centrale 10,800 M€ • investimento totale 22,570 M€ Ai fini della verifica della redditività economica occorre poi tener conto degli investimenti già effettuati fino al 31 dicembre 2011 dal’attuale Soggetto Gestore, ammontanti a circa 7,770 M€. I ricavi di gestione sono costituiti: • dalla vendita di energia termica all’utenza allacciata alla rete di teleriscaldamento (tariffe differenziate

per tipologia d’utenza, stabilite sulla base del “principio di indifferenza rispetto al costo di produzione del calore tramite gas). A regime, questa voce rappresenta ben l’82% dei ricavi totali);

• dalla vendita (in via prioritaria) di energia elettrica alle utenze del sito CS-Molinello; • dalla vendita di energia elettrica al GSE – Gestore dei Servizi Elettrici; • dai Titoli di Efficienza Energetica (TEE), fruibili per 15 anni dall’entrata in esercizio della centrale

cogenerativa, ma qui, con atteggiamento prudenziale, non considerati. Le componenti principali dei costi di gestione sono: • acquisto del gas per l’alimentazione delle centrale (38% dei costi totali nel 2020);

• acquisto di energia termica da INC-RSU (34% dei costi totali, sempre con riferimento al 2020); • i canoni per l’utilizzo degli impianti di altri Soggetti (impianti presso INC-RSU; CT-Molinello e rete

storica Molinello: circa 8%); • il personale di centrale ed il personale amministrativo (6%); • la full maintenance dei gruppi cogenerativi (circa il 3%); • altri costi operativi (manutenzione rete e centrali, costi generali di struttura).

Il risultato dell’analisi è sintetizzato in Tab. 5-9, da cui risulta che l’intervento presenta una redditività economica di sicuro interesse (TIR = 8,5%). 5-4-5 Scheda si sintesi e parametri di valutazione dell’intervento La Tab. 5-10 sintetizza i dati essenziali dell’intervento proposto, sia sotto il profilo ambientale che sotto quello economico. La scheda evidenzia, in particolare, che l’investimento sarà realizzato a totale carico del Soggetto Gestore nell’ambito della Concessione in vigore. I costi a carico della PAL saranno limitati all’espletamento delle procedure ed al monitoraggio dei risultati.

54

Dalla scheda di sintesi emerge l’ottimo rapporto CO2 evitata / Investimento, che si attesta attorno ai 200 €/t, nonché l’entità delle emissioni evitate entro l’orizzonte del 2020. 5-4-6 Gli strumenti di intervento della PAL La PAL intende realizzare l’intervento “Sviluppo della rete di Teleriscaldamento Rho-NET” tramite il Soggetto Concessionario, con cui ha condiviso sia gli obietivi che le valutazioni riportate nel PAES.

56

5-4-7 Monitoraggio dei risultati L’Amministrazione comunale effettuerà il monitoraggio continuo di tutte le fasi dell’intervento. In particolare: • in fase di progettazione e realizzazione, al fine di assicurare elevati standard qualitativi alle opere e

rigoroso rispetto dei tempi in vista dell’obiettivo di riduzione delle emissioni posto per l’anno 2020; • in fase di esercizio, al fine di verificare il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni. A tale

scopo si ricostruirà il bilancio energetico-ambientale conseguito a consuntivo, in ciascun anno a partire dal 2012. Il modello di bilancio sarà quello riportato in Tab. 5-8 (e visivamente in Fig. 5-2).

A seguito dell’approvazione del PAES, l’atto di concessione che regolamenta i rapporti fra la Pubblica Amministrazione ed il soggetto realizzatore/gestore del Servizio di teleriscaldamento sarà integrato da precise clausole a carico di quest’ultimo soggetto, atte a garantire il raggiungimento degli obiettivi derivanti dalla sottoscrizione del Patto.

58

5-5 Lo sviluppo della rete di teleriscaldamento Rho-Ovest 5-5-1 Il programma di acquisizione dell’utenza e di erogazione del calore Il programma di estensione della rete RHO-Ovest, rappresentato in termini di nuova volumetria riscaldata ed energia erogata all’utenza, è riportato in Tab. 5-11. Si rileva che il programma di sviluppo, concordato con il Soggetto Gestore, prende avvio non da subito ma solo a partire dal 2014. Il programma realizzativo prevede di allacciare circa 85.000 m3/a, stimati sulla base dei criteri generali e dei vincoli specifici che interessano l’area ed il Soggetto Gestore. La successiva Fig. 5-6 illustra efficacemente l’andamento complessivo della rete RHO-Ovest: storico 2005÷2011 e scenario previsionale 2012÷2020.

59

5-5-2 Il programma di potenziamento del sistema di produzione dell’energia Per far fronte alla crescente richiesta di energia termica conseguente allo sviluppo della rete come prefigurato in Fig. 5-6 occorre a breve potenziare la centrale cogenerativa ubicata presso lo stabilimento Arkema. In particolare, sono previste le seguenti azioni: • anno 2015: entrata in esercizio di un terzo cogeneratore tipo MAG da 1,303 MWt e di una quarta caldaia

da 5,0 MWt); • anno 2017: entrata in esercizio di un ulteriore cogeneratore tipo MAG da 1,303 MWt e di una quinta

caldaia ancora da 5,0 MWt. Pertanto, nel 2020, la centrale “Arkema” installerà complessivamente: • N. 4 cogeneratori tipo MAG, per complessivi 5,378 MWe e 5,106 MWt; • N. 5 caldaie a gas per complessivi 30,600 MWt, in gradi di far fronte all’intera richiesta di potenza della

rete nel caso di fuori servizio della sezione cogenerativa. I nuovi generatori potranno trovare alloggiamento nello stesso sito della centrale esistente all’interno dello stabilimento Arkema. 5-5-3 Il bilancio energetico ed ambientale Per la ricostruzione del bilancio energetico-ambientale della rete di teleriscaldamento RHO-Ovest, per ciascun anno dal 2012 al 2020, sono state assunte le seguenti modalità gestionali: • i cogeneratori, sia quelli esistenti che le nuove unità che entreranno in esercizio nel 2017-2017, sono

ovviamente destinati alla copertura del carico di base; • la successiva richiesta di potenza proveniente dalla rete è soddisfatta dal calore prodotto tramite le

caldaie a gas

60

I termini principali del bilancio energetico ed ambientale relativi all’anno 2020 sono riportati in Fig. 5-7. In Tab. 5-12 è riportato il bilancio energetico ed ambientale per ciascun anno dal 2012 al 2020.

Quanto ai criteri metodologici per la valutazione del risparmio di energia primaria e delle emissioni evitate di CO2, valgono ovviamente tutte le considerazioni svolte in precedenza per la rete RHO-NET. In conclusione: applicando le metodologie ed i criteri prima illustrati, nel 2020 gli sviluppi previsti della rete di teleriscaldamento di RHO-Ovest consentono:

• un risparmio di energia primaria pari a circa 8.319 MWhc; • emissioni evitate di CO2 pari a circa 4.747 t

Anche in questo caso si evidenzia che i valori di REP e REM conseguiti nel 2020 sono inferiori a quelli degli ani precedenti (i benefici maggiori si hanno nel 2017, in concomitanza con l’entrata in esercizio del quarto cogeneratore). Come per la rete RHO-NET, tale circostanza si spiega con il fatto che la crescita dell’utenza comporta, già a partire dal 2018, un incremento della quota di energia prodotta tramite le caldaie di integrazione (224 g CO2 /kWht, a fronte di una media delle fonti di 80 g/kWht). Risulta evidente, pertanto, che l’ottimizzazione ambientale dello sviluppo della rete RHO-Ovest richiederebbe l’installazione di cogeneratori di taglia superiore a quella prevista nel paragrafo precedente, o, in alternativa, l’installazione di ulteriori cogeneratori negli anni successivi al 2017. I vincoli finanziari che gravano sul Soggetto Gestore non consentono tuttavia, nell’attuale situazione, di prefigurare investimenti per impianti di taglia superiore. La Fig. 5-8 evidenzia efficacemente il ruolo delle fonti energetiche nella copertura del carico termico richiesto dalla rete. Emerge il peso sempre più crescente delle caldaie di integrazione, che imporrà inevitabilmente, negli anni successivi al 2017, e pur in considerazione dei vincoli finanziari prima evidenziati, un potenziamento ulteriore della sezione cogenerativa. La Fig. 5-9 evidenzia visivamente (colore rosso) l’andamento delle emissioni specifiche dell’energia termica erogata all’utenza dalla rete. In colore verde sono riportate le emissioni evitate, sempre espresse in grammi di CO2 per ogni kWht erogato all’utenza. L’altezza totale delle barrette rappresenta, ovviamente, le emissioni specifiche che si avrebbero senza teleriscaldamento. Risalta il fatto che la graduale riduzione della quota di energia termica di origine cogenerativa comporterà, negli anni successivi al 2017, un concomitante graduale incremento dele emissioni specifiche. Ulteriore segnale di attenzione per la PAL, che dovrà certamente monitorare costantemente i risultati ambientali di questa rete. Anche nel caso di questa rete è di estrema importanza quanto rappresentato nel grafico di Fig. 5-10, che riporta l’andamento delle emissioni assolute evitate dal teleriscaldamento RHO-Ovest. In colore rosso è evidenziata la quota di emissioni evitate dovute al potenziamento della sezione cogenerativa nella centrale “Arkema”. Risulta evidente che nel caso in cui non si proceda alla installazione degli ulteriori cogeneratori entro il 2015-2017, la quota di energia prodotta tramite caldaie aumenterebbe man mano che cresce la richiesta termica della rete e, conseguentemente, i benefici ambientali subirebbero una rapida riduzione, fino a valori addirittura inferiori a quelli registrati negli anni 2008÷2011..

63

5-5-4 L’analisi economica Stima degli investimenti L’analisi puntuale dei costi di realizzazione della rete, delle sottocentrali di edificio e del potenziamento della centrale cogenerativa “Arkemao” porta alle seguenti stime:

• investimento totale per la rete e le SST: 2,383 M€ • investimento per la centrale 4,072 M€ • investimento totale 6,455 M€

64

Ai fini della verifica della redditività economica occorre poi tener conto degli investimenti già effettuati fino al 31 dicembre 2011 dal’attuale Soggetto Gestore, ammontanti a circa 12,500 M€. I ricavi di gestione sono costituiti: • dalla vendita di energia termica all’utenza allacciata alla rete di teleriscaldamento (tariffe differenziate

per tipologia d’utenza, stabilite sulla base del “principio di indifferenza rispetto al costo di produzione del calore tramite gas). A regime, questa voce rappresenta il 65% dei ricavi totali;

• dalla vendita di tutta l’energia elettrica prodotta alle utenze dello stabilimento Arkema (34% dei ricavi totali);

• dai Titoli di Efficienza Energetica (TEE), fruibili per 15 anni dall’entrata in esercizio della centrale cogenerativa, ma qui, con atteggiamento prudenziale, non considerati.

Le componenti principali dei costi di gestione sono: • acquisto del gas per l’alimentazione delle centrale: è la componente di costo di gran lunga prevalente

(38% dei costi totali nel 2020); • la full maintenance dei gruppi cogenerativi (circa il 5%); • l personale di centrale ed il personale amministrativo (4%); • altri costi operativi (manutenzione rete e centrali, costi generali di struttura). Il risultato dell’analisi è sintetizzato in Tab. 5-13, da cui risulta che l’intervento presenta una redditività economica non esaltante (TIR = 7,7%), ma ancora accettabile se si tiene conto della natura del servizio erogato (paragonabile ad un monopolio naturale, seppure erogato sotto la vigilanza ed il controllo della PAL). 5-5-5 Scheda si sintesi e parametri di valutazione dell’intervento La Tab. 5-14 sintetizza i dati essenziali dell’intervento proposto, sia sotto il profilo ambientale che sotto quello economico. La scheda evidenzia, in particolare, che l’investimento sarà realizzato a totale carico del Soggetto Gestore nell’ambito della Concessione in vigore. I costi a carico della PAL saranno limitati all’espletamento delle procedure ed al monitoraggio dei risultati. Dalla scheda di sintesi emerge l’ottimo rapporto CO2 evitata / Investimento, che si attesta attorno ai 264 €/t, nonché l’entità delle emissioni evitate entro l’orizzonte del 2020.

65

5-5-6 Gli strumenti di intervento della PAL La PAL intende realizzare l’intervento “Sviluppo della rete di Teleriscaldamento Rho-Ovest” tramite il Soggetto Concessionario, con cui ha condiviso sia gli obiettivi che le valutazioni riportate nel PAES. 5-5-7 Monitoraggio dei risultati L’Amministrazione comunale effettuerà il monitoraggio continuo di tutte le fasi dell’intervento. In particolare: • in fase di progettazione e realizzazione, al fine di assicurare elevati standard qualitativi alle opere e

66

rigoroso rispetto dei tempi in vista dell’obiettivo di riduzione delle emissioni posto per l’anno 2020;

• in fase di esercizio, al fine di verificare il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni. A tale scopo si ricostruirà il bilancio energetico-ambientale conseguito a consuntivo, in ciascun anno a partire dal 2012. Il modello di bilancio sarà quello riportato in Tab. 5-12 (e visivamente in Fig. 5-7). A seguito dell’approvazione del PAES, l’atto di concessione che regolamenta i rapporti fra la Pubblica Amministrazione ed il soggetto realizzatore/gestore del Servizio di teleriscaldamento sarà integrato da precise clausole a carico di quest’ultimo soggetto, atte a garantire il raggiungimento degli obiettivi derivanti dalla sottoscrizione del Patto.

67

5-6 Lo sviluppo della rete di teleriscaldamento Rho-Sud. 5-6-1 Il programma di acquisizione dell’utenza e di erogazione del calore. Il programma di estensione della rete RHO-Sud, rappresentato in termini di nuova volumetria riscaldata ed energia erogata all’utenza, è riportato in Tab. 5-15.

68

Si rileva che il programma di sviluppo, concordato con il Soggetto Gestore, il medesimo della rete RHO-Ovest, prende avvio non da subito ma solo a partire dal 2014. Il programma realizzativo prevede di allacciare circa 85.000 m3/a, stimati sulla base dei criteri generali e dei vincoli specifici che interessano l’area ed il Soggetto Gestore. La successiva Fig. 5-11 illustra efficacemente l’andamento complessivo della rete RHO-Sud: storico 2005÷2011 e scenario previsionale 2012÷2020.

69

5-6-2 Il programma di potenziamento del sistema di produzione dell’energia Per far fronte alla crescente richiesta di energia termica conseguente allo sviluppo della rete come prefigurato in Fig. 5-11 occorre a breve ammodernare e potenziare la centrale cogenerativa in Via San Martino. In particolare, sono previste le seguenti azioni:

• anni 2012÷2014: mantenimento in esercizio dell’attuale cogeneratore da 1.200 kWt, benché risulti ormai prossimo al termine della sua vita tecnica (nel 2011 ha conseguito un ηel = 0,38 ed un deludente ηt = 0,30);

• anno 2015: dismissione del cogeneratore esistente ed entrata in esercizio di un cogeneratore di taglia superiore (1.500 kWt) in grado di modulare il proprio carico in funzione della richiesta termica – molto variabile - della rete e quindi di conseguire prestazioni medie annue accettabili (ηel almeno 0,40; ηt almeno 0,45); Le quattro caldaie di integrazione, per un totale di 20,6 MWt, benché anch’esse datate, possono essere mantenute in esercizio sicuramente fino all’anno 2020. La loro ridondanza (la rete di teleriscaldamento RHO-Sud richiederà non più di 10÷12 MWt anche nello scenario di sviluppo di Fig. 5-11) è comunque garanzia di continuità di esercizio anche nel caso di un fuori servizio che interessi metà dei generatori. Una seconda ipotesi, ancora allo studio, prevede la totale dismissione della centrale RHO-Sud e l’alimentazione della rete tramite la centrale RHO-Ovest, in quanto questa seconda centrale è sicuramente in grado, stante la sua taglia, di conseguire prestazioni energetiche ed economiche decisamente migliori. Al momento in cui viene redatto il PAES tale ipotesi non ha ancora trovato le conferme definitive necessarie per poter essere assunta come riferimento del PAES stesso. Non è tuttavia da escludere che negli aggiornamenti successivi sarà questo lo scenario di riferimento per lo sviluppo della rete RHO-Sud. Pertanto, nel 2020, la centrale RHO-Sud installerà: • un cogeneratori tipo MAG da 1.325 kWe e 1.500 kWt;

70

• le attuali quattro caldaie a gas per complessivi 20,600 MWt. Il nuovo cogeneratore sarà installato nell’edificio esistente, consentendo di utilizzare parte dell’impiantistica termica ed elettrica dell’attuale cogeneratore. 5-6-3 Il bilancio energetico ed ambientale I termini principali del bilancio energetico ed ambientale relativi all’anno 2020 sono riportati in Fig. 5-12. In Tab. 5-16 è riportato il bilancio energetico ed ambientale per ciascun anno dal 2012 al 2020. Quanto ai criteri metodologici per la valutazione del risparmio di energia primaria e delle emissioni evitate di CO2, valgono ovviamente tutte le considerazioni svolte in precedenza per la rete RHO-NET e RHO-Ovest. La Tab. 5-16 evidenzia la situazione di estrema criticità in cui versa attualmente la rete RHO-Sud: il sistema di teleriscaldamento presenta consumi di energia primaria ed emissioni di CO2 maggiori del Sistema Energetico Sostituito. Tale situazione richiederebbe ovviamente interventi immediati, ma i vincoli finanziari gravanti sul Soggetto Gestore non consentono, come già si diceva, di intervenire prima del 2014 (con risultati a partire dal 2015). In conclusione: applicando le metodologie ed i criteri prima illustrati, nel 2020 gli sviluppi previsti della rete di teleriscaldamento di RHO-Sud, unitamente agli interventi in centrale prima illustrati, consentono: • un risparmio di energia primaria pari a circa 136 MWhc; • emissioni evitate di CO2 pari a circa 484 t Anche in questo caso si evidenzia che i valori di REP e REM conseguiti nel 2020 sono inferiori a quelli degli ani precedenti (i benefici maggiori si hanno nel 2015, in concomitanza con l’entrata in esercizio del nuovo cogeneratore). Come per la rete RHO-Ovest, tale circostanza si spiega con il fatto che la crescita dell’utenza comporta, già a partire dal 2016, un incremento della quota di energia prodotta tramite le caldaie di integrazione. Risulta evidente, pertanto, che l’ottimizzazione ambientale dello sviluppo della rete RHO-Sud richiederebbe l’installazione di cogeneratori di taglia superiore a quella prevista nel paragrafo precedente, o, in alternativa, l’installazione di ulteriori cogeneratori negli anni successivi al 2015. I vincoli finanziari che gravano sul Soggetto Gestore non consentono tuttavia, nell’attuale situazione, di prefigurare investimenti per impianti di taglia superiore. L’ipotesi, cui si accennava prima, di dismissione della centrale RHO-Sud e di alimentazione della rete tramite la centrale Rho-Ovest potrebbe migliorare decisamente il bilancio ambientale ed economico dell’intervento.

72

5-6-4 L’analisi economica Stima degli investimenti L’analisi puntuale dei costi di realizzazione della rete, delle sottocentrali di edificio e del potenziamento della centrale cogenerativa Rho-Sud porta alle seguenti stime: • investimento totale per la rete e le SST: 1,196 M€ • investimento per la centrale 1,590 M€ • investimento totale 2,786 M€ Ai fini della verifica della redditività economica occorre poi tener conto degli investimenti già effettuati fino al 31 dicembre 2011 dal’attuale Soggetto Gestore, ammontanti a circa 2,200 M€.

73

I ricavi di gestione sono costituiti: • dalla vendita di energia termica all’utenza allacciata alla rete di teleriscaldamento (tariffe differenziate

per tipologia d’utenza, stabilite sulla base del “principio di indifferenza rispetto al costo di produzione del calore tramite gas). A regime, questa voce rappresenta il 79% dei ricavi totali;

• dalla vendita di tutta l’energia elettrica prodotta al GSE Gestore dei Servizi Elettrici (20% dei ricavi totali); • dai Titoli di Efficienza Energetica (TEE), fruibili per 15 anni dall’entrata in esercizio della centrale

cogenerativa, ma qui, con atteggiamento prudenziale, non considerati. Le componenti principali dei costi di gestione sono: • acquisto del gas per l’alimentazione delle centrale: è la componente di costo di gran lunga prevalente (85% dei costi totali nel 2020); • la manutenzione della rete e della centrale (circa 8%); • l personale di centrale ed il personale amministrativo (2% in quanto condiviso con la centrale RHO-Ovest); Il risultato dell’analisi è sintetizzato in Tab. 5-17, da cui risulta che l’intervento presenta una redditività economica decisamente modesta (TIR = 5,8%). Tale risultato, unitamente agli aspetti ambientali prima esaminati, suggerisce senz’altro di ricercare soluzioni differenti da quelle che, stante i vincoli di varia natura, si è costretti a prefigurare al momento attuale. 5-6-5 Scheda si sintesi e parametri di valutazione dell’intervento La Tab. 5-18 sintetizza i dati essenziali dell’intervento proposto, sia sotto il profilo ambientale che sotto quello economico. La scheda evidenzia, in particolare, che l’investimento sarà realizzato a totale carico del Soggetto Gestore nell’ambito della Concessione in vigore. I costi a carico della PAL saranno limitati all’espletamento delle procedure ed al monitoraggio dei risultati. Dalla scheda di sintesi emerge l’ottimo rapporto CO2 evitata / Investimento, che si attesta attorno ai 798 €/t, valore decisamente superiore a quelo riscontrato nelle due reti di maggiori dimensioni.

5-6-6 Gli strumenti di intervento della PAL

La PAL intende realizzare l’intervento “Sviluppo della rete di Teleriscaldamento Rho-Sud” tramite il Soggetto Concessionario, con cui ha condiviso sia gli obiettivi che le valutazioni riportate nel PAES. 5-6-7 Monitoraggio dei risultati L’Amministrazione comunale effettuerà il monitoraggio continuo di tutte le fasi dell’intervento. In particolare: • in fase di progettazione e realizzazione, al fine di assicurare elevati standard qualitativi alle opere e

rigoroso rispetto dei tempi in vista dell’obiettivo di riduzione delle emissioni posto per l’anno 2020;

74

• in fase di esercizio, al fine di verificare il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni. A tale

scopo si ricostruirà il bilancio energetico-ambientale conseguito a consuntivo, in ciascun anno a partire dal 2012. Il modello di bilancio sarà quello riportato in Tab. 5-16 (e visivamente in Fig. 5-12).

A seguito dell’approvazione del PAES, l’atto di concessione che regolamenta i rapporti fra la Pubblica Amministrazione ed il soggetto realizzatore/gestore del Servizio di teleriscaldamento sarà integrato da precise clausole a carico di quest’ultimo soggetto, atte a garantire il raggiungimento degli obiettivi derivanti dalla sottoscrizione del Patto.

77

Cap. 6 Utilizzo di fonti rinnovabili per il riscaldamento invernale: le pompe di calore ad alta temperatura

6-1 Considerazioni generali Le analisi precedenti hanno messo in evidenza che il teleriscaldamento, esteso all’intero territorio urbanizzato di Rho, è in grado di produrre significative riduzioni delle emissioni di CO2: circa 13.100 t/a la rete “RHO-NET” e circa 4.750 t/a la rete “RHO-Ovest” nell’orizzonte temporale del 2020. Ben più modesto è il contributo della rete “RHO-Sud”, ma suscettibile di miglioramenti nel caso in cui si reperiscano le risorse finanziarie per procedere ad una totale “rivisitazione” del progetto. Il teleriscaldamento, tuttavia, potrà servire, nello scenario 2020 sviluppato nel Cap. 5, una volumetria riscaldata di circa 4,8 milioni di metri cubi, costituenti circa il 47% del parco edilizio riscaldato stimato nel Comune di Rho nello stesso anno (Fiera esclusa), come da dettaglio riportato nella sottostante Tab. 6-1. Una quota consistente di edifici, pertanto, risulterà esclusa dai benefici apportabili da questa tecnologia.

78

Gli edifici esclusi dal teleriscaldamento per ragioni di ordine tecnico ed economico appartengono alle seguenti categorie: a) edifici di dimensioni modeste dotati di impianti di riscaldamento individuali e aventi un consumo di

combustile entro la soglia dei 5.000 Sm3/a di gas; b) edifici multipiano, anche di considerevoli dimensioni, dotati di impianti di riscaldamento individuali. A queste categorie occorre aggiungere gli edifici di nuova realizzazione che, stante i nuovi standard di fabbisogno energetico, mal si prestano, per ragioni meramente economiche, ad essere allacciati alle reti di teleriscaldamento. Per tali categorie di edifici, la riduzione delle emissioni di CO2 dovute al riscaldamento invernale richiede, pertanto, il ricorso a tecnologie/soluzioni diverse dal teleriscaldamento (oltre alle azioni di sensibilizzazione viste nel Cap. 4). Allo stato attuale delle tecnologie, ed entro l’orizzonte temporale del 2020, si ritiene che risultati apprezzabili possano essere ottenuti promuovendo la diffusione delle pompe di calore elettriche ad alta temperatura (PdC-HT). Tale tecnologia, ormai industrialmente matura, è in grado di produrre acqua calda a 70-75 °C, quindi totalmente compatibile con gli impianti utilizzatori esistenti (sia per riscaldamento che per produzione di ACS), in sostituzione delle caldaie esistenti. Le pompe di calore esistenti sul mercato, e adatte agli scopi detti, classificate in base alla “sorgente fredda”, sono essenzialmente di tre tipi (Fig. 6-1): 1) pompe di calore “geotermiche”: utilizzano come sorgente fredda , tramite “sonde orizzontali” o “sonde

verticali”, il calore immagazzinato nel terreno limitrofo all’edificio da riscaldare (immagine in Fig. 6-2); 2) pompe di calore che utilizzano come sorgente fredda acque superficiali o acque della prima falda

(immagine in Fig. 6-3); 3) pompe di calore che utilizzano come sorgete fredda l’aria esterna (immagine in Fig. 6-4). Nell’ambito delle valutazioni relative al PAES di Rho, si prendono in considerazione solo le pompe di calore che utilizzano come sorgente fredda l’aria esterna e producono acqua calda alla temperatura adatta ai corpi scaldanti installati negli edifici esistenti (radiatori, fan-coils, sistemi ad aria). I motivi di tale scelta sono i seguenti: • i costi decisamente contenuti: questo tipo di apparecchiatura non necessita di impianti aggiuntivi per il

prelievo di calore dalla sorgente fredda, in quanto utilizzano direttamente l’aria esterna; • la facilità di installazione: sono posizionabili in qualsiasi spazio (giardino, balconi, terrazzi, ex locale

caldaia se sufficientemente areato, tetti e sottotetti); • consentono, almeno le tecnologie più recenti, prestazioni accettabili anche con temperatura dell’aria

esterna molto bassa. Tale scelta non esclude, e tantomeno vuole sconsigliare, il ricorso alle altre tipologie di PdC, che tuttavia richiedono alcune condizioni particolari derivanti dalla necessità di opere ed impianti aggiuntivi per la captazione del calore a bassa temperatura. Si ritiene, in sostanza, che mentre le PdC aria-acqua possano avere, in un contesto urbano come quello di Rho, una significativa diffusione, quelle geotermiche e quelle acqua-acqua soffrano di vincoli oggettivi alla loro diffusione capillare.

79

Fig. 6-1 La classificazione delle pompe di calore in base alla sorgente fredda. Confronti

Fig. 6-2 Pompa di calore “geotermica” con sonda orizzontale

80

Fig. 6-3 Pompa di calore utilizzante acqua di falda

Fig. 6-4 Pompa di calore utilizzante l’aria esterna

81

6-2 L’utenza “trasformabile” a pompa di calore. Analisi energetica ed ambientale 6-2-1 Edifici esistenti Il potenziale di riduzione L’analisi puntuale degli edifici esistenti nel 2011 ha consentito di identificare circa 4.000 utenze con un consumo annuo di gas compreso fra 1.500 e 5.000 Sm3/a, corrispondente ad un fabbisogno termico di 12÷40 MWht/a. Tale range di consumo è quello ritenuto adatto per investigare il potenziale di diffusione delle pompe di calore, in quanto:

• gli edifici aventi consumo di gas superiore a 5.000 Sm3/a sono stati inclusi nel’utenza “potenzialmente tele riscaldabile” (Cap. 5);

• gli utenti con consumi inferiori ai 1.500 Sm3/a possono, almeno in parte, essere costituite da unità immobiliari poste in edifici multipiano, di non agevole trasformazione da caldaia individuale a pompa di calore.

• Le utenze aventi consumo 1.500÷5.000 Sm3/a sono in larga parte edifici autonomi aventi volumetria da 400÷1.500 m3, che ben si prestano all’installazione delle pompe di calore.

Tale categoria di edifici, come risulta dalla Tab. 6-2, hanno registrato nel 2011 un consumo complessivo di gas per riscaldamento e per produzione di acqua calda sanitaria (ACS) pari a 8,760 MSm3. Il fabbisogno termico annuo di tale fascia d’utenza è stimabile in circa 71.000 MWht, corrispondente al 35% circa dell’intera utenza riscaldata a gas. Solo una quota delle utenze fra quelle evidenziate in Tab. 6.2 è risultata potenzialmente trasformabile da caldaia a pompa di calore. Ai fini del PAES, il criterio adottato è stato quello di considerare trasformabili da caldaia a pompa di calore gli edifici aventi dimensioni fino a 4 unità immobiliari. I risultati delle elaborazioni sono riportati in Tab. 6-3, da cui risulta che gli edifici potenzialmente trasformabili da caldaia a pompa di calore HT rappresentano una quota cospicua del parco edilizio esistente: circa 3.300 unità immobiliari per un consumo annuo di oltre 61.000 MWht.. La successiva Tab. 6-4, sintetizzata nel prospetto sottostante, riporta la stima del potenziale di riduzione delle emissioni, riferito alle condizioni dell’anno 2020, tramite la sostituzione delle caldaie a gas con pompe di calore sulla totalità del parco edilizio potenzialmente trasformabile. Le valutazioni sono effettuate tenendo conto, come per le altre Azioni-PAES, della graduale riduzione dei fabbisogni termici specifici e del miglioramento del rendimento delle caldaie. Risulta che il potenziale di riduzione delle emissioni è dell’ordine di 4.350 t/a di CO2.

82

Tecnologia Produzione Energia Termica

MWht

Consumo gas

1000 Sm3

Consumo Energia Elettrica MWhe

Emissioni CO2

t

Caldaie a gas 55.361 6.412 12.423 Pompe di Calore 55.361 16.776 8.076

Emissioni di CO2 evitate dalle pompe di calore 4.347

A giustificazione di tale risultato occorre poi precisare che: • Stante la taglia delle PdC adatte al parco edilizio trasformabile (10÷45 kWt erogati; 4÷15 kWe assorbiti),

l’energia elettrica da queste consumata è prelevata dalla Rete Elettrica Nazionale REN interamente in BT, quindi con perdite di rete complessive pari al 14% (valori da DM 4 agosto 2011);

• le emissioni specifiche associate all’energia elettrica consumata dalle PdC sono assunte pari al valore medio complessivo del Sistema Elettrico Nazionale SEN (mix fossili e rinnovabili), risultate nel 2010 pari a 414 g CO2/kWhe netto immesso nella REN (quindi 414/0,86 = 481 g di CO2 per ogni kWhe consumato in BT dalle PdC).

83

Gli obiettivi del PAES Adottando un atteggiamento doverosamente prudenziale, l’Amministrazione Comunale si pone, nell’ambito del PAES, un obiettivo di gran lunga inferiore al potenziale di riduzione indicato in Tab. 6-4. Le ragioni sono evidenti: • i costi degli interventi di trasformazione saranno interamente a carico dei cittadini; • il ricorso a forme di incentivazione, ad esempio basate sulla riduzione delle imposte locali sugli immobili,

si scontra con le attuali gravi difficoltà finanziarie in cui versano le Amministrazioni Locali; • l’unico strumento a disposizione della PAL sarà l’azione di informazione e sensibilizzazione;

•

84

• infine, come più diffusamente si analizzerà nel seguito, l’attuale sistema tariffario del settore elettrico non

favorisce ancora la tecnologia della PdC.

Tutto quanto sopra considerato e valutato, la PAL ritiene di poter conseguire, entro il 2020, la trasformazione di solo il 10÷20% delle utenze potenziali, quindi di sostituire un fabbisogno termico dell’ordine di 6÷12.000 MWht (a fronte dei 61.512 MWht potenzialmente trasformabili, quali risultano dalla Tab. 6-4). Considerando i tempi necessari per l’avvio delle azioni di informazione e sensibilizzazione, il programma temporale degli interventi di trasformazione è ipotizzato prendere avvio dal 2014 (solo il 5% delle trasformazioni nel primo anno), con un andamento sostanzialmente lineare negli anni successivi. I risultati dell’AZIONE “Installazione di pompe di calore negli edifici esistenti”, elaborati assumendo un obiettivo del 15% rispetto al potenziale di Tab. 6-4, sono illustrati in Tab. 6-5, ove si prefigura una riduzione di circa 650 t/a di CO2. I risultati sono infine rappresentati visivamente in Fig. 6-5, che riporta l’andamento delle emissioni di CO2 per il riscaldamento degli edifici ritenuti trasformabili da caldaie a pompe di calore (i soli edifici di Tab. 6-5). La curva in colore nero rappresenta le emissioni di CO2 nello Scenario-BAU (mantenimento delle caldaie a gas; emissioni comunque decrescenti per i motivi più volte illustrati); la curva in colore rosso rappresenta l’andamento delle emissioni dovute alla graduale sostituzione delle caldaie con pompe di calore.

85

6-2-2 Le pompe di calore nelle nuove edificazioni Le nuove edificazioni costituiscono senza dubbio una categoria di edifici che ben si presta all’installazione di Pompe di Calore. • Gli impianti utilizzatori possono essere progettati per essere eserciti a temperatura inferiore rispetto a

quelli degli edifici esistenti, migliorando sensibilmente le prestazioni delle PdC (con temperature di produzione di 50 °C il COP medio annuo può agevolmente raggiungere il valore di 3,5÷4,0);

• i costi di installazione sono decisamente più contenuti, anche in considerazione del fatto che si evitano i costi dei generatori a gas;

Anche l’azione della PAL potrà essere sicuramente più efficace nelle nuove edificazioni, potendo intervenire, tramite le regole tecniche del regolamento edilizio, in fase di rilascio delle autorizzazioni a costruire. Sulla base di tali considerazioni, non appare velleitario ipotizzare che almeno un terzo delle nuove edificazioni autorizzate a seguito dell’approvazione del PAES possa installare pompe di calore invece che caldaie a gas. Assumendo tale ipotesi, e tenendo conto degli tempi intercorrenti fra autorizzazione a costruire ed effettiva occupazione degli edifici, si stima che solo dal 2016 possano entrare in esercizio impianti a pompa di calore nelle nuove edificazioni. I risultati delle elaborazioni, basate sullo scenario di sviluppo edilizio illustrato nel Volume-1, sono riportati in Tab. 6-6. Si rileva che la riduzione delle emissioni di CO2 conseguibile entro il 2020 è stimabile in circa 610 t/a.

86

Il grafico di Fig. 6-6, riferito a tutte le nuove edificazioni di Tab. 6-6, illustra visivamente i risultati conseguibili. Complessivamente, dunque, l’AZIONE PAES mirante alla diffusione delle pompe di calore nel parco edilizio esistente ed in quello di nuova edificazione dovrebbe conseguire una riduzione delle emissioni di circa 1.262 t nel 2020.

87

6-3 L’analisi economica L’analisi economica viene dapprima svolta prendendo a riferimento ad un edificio-tipo costituito da una villetta quadrifamiliare avente volumetria riscaldata di 1.200 m3 I costi di investimento sono stimati sulla base dei prezzi di listino dell’anno 2012 per apparecchiature esistenti sul mercato. Il risultati dell’analisi, riportati in Tab. 6-7, mostrano quanto segue: Scenario-1: costi attuali; tariffa domestica per energia elettrica; nessuna detrazione fiscale Con i costi attuali delle PdC ad alta temperatura, l’intervento di sostituzione della caldaia a gas con PdC non è economicamente giustificato se il contratto di fornitura elettrica è quello domestico (tariffa D3 articolata per scaglioni, come autorizzata dalla Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n. 117/2008); Ipotizzando una vita tecnica di 20 anni, i costi totali (attualizzati) di produzione del calore tramite la PdC risultano sensibilmente superiori ai costi di produzione tramite gas (+10%); Scenario-2: costi attuali; tariffa domestica per energia elettrica; con detrazione fiscale Mantenendo invariate le prime due ipotesi (costi di impianto e tariffa energia elettrica), la detrazione fiscale del 55% dei costi di impianto migliora sensibilmente la convenienza economica dell’intervento: ipotizzando un pari trend evolutivo delle tariffe gas ed energia elettrica, i costi totali attualizzati della produzione del calore con caldaia e con PdC sono confrontabili. Sulla base dei risultati ora illustrati, sembrerebbe che la PdC abbia scarse possibilità di diffusione. Tuttavia, lo scenario sembra destinato ad evolvere a favore di questa tecnologia.

88

La tariffa elettrica, innanzitutto. Già da oggi esiste la possibilità di fruire di tariffe decisamente più convenienti rispetto alla opzione D3. La Delibera AEEG-30/2008, al comma 5.5, introduce la possibilità di installare nelle abitazioni un secondo contatore con tariffa “Usi diversi” nel caso di utilizzo di un impianto a pompa di calore (“In deroga a quanto previsto dal comma 5.2, per le utenze domestiche in bassa tensione, con potenza disponibile fino a 3,3 kW, può essere richiesta l’installazione di un secondo punto di prelievo destinato esclusivamente all’alimentazione di pompe di calore per il riscaldamento degli ambienti, anche di tipo reversibile”). A questo secondo punto di prelievo può essere associata una tariffa per usi diversi BTA1/2/3, che – a differenza della tariffa domestica, articolata su scaglioni con tariffa fortemente progressiva – prevede una tariffa fissa (circa 134 €/MWh per tariffa BTA3 nel 2011, oltre a quota fissa, quota potenza ed imposte erariali).

89

Inoltre, nel caso di impianto installato in un edificio residenziale (come nel caso qui trattato), tale tariffa è gravata di IVA al 10%. Il risultai del nuovo scenario sono riportati in Fig. 6-7, da cui risulta che: • con i costi attuali della tecnologia, ed in assenza di misure di sostegno (detrazioni fiscali), le PdC, anche

ricorrendo alla “tariffa dedicata” BTA non sono ancora in grado di competere con le caldaie a gas (si verifica una situazione di sostanziale indifferenza, non certo in grado di consentire lo sviluppo delle PdC come prefigurato negli obiettivi PAES);

• il sostegno pubblico, sotto forma di detrazione fiscale (ormai divenuto definitivo con la legge finanziaria 2012) rende le pompe di calore convenienti: l’investimento – per il caso esempio trattato – si ripaga in circa 9 anni, un tempo corrispondente a circa metà della vita tecnica utile dell’intervento.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Anni

Fig. 6-7Edificio residenziale da 1.200 m3

Costo totale attualizzato del calore (1000 €)

Con caldaia attuale

Con Pompa di Calore - Senza detrazioni fiscali

Con Pompa di Calore - Con detrazioni fiscali

Costi impianto: 2012

Tariffa energia elettrica: BTA3 (200,0 €/MWh + IVA)

Ma anche lo scenario di Fig. 6-7 è destinato ad evolvere ulteriormente a favore delle PdC. I costi della tecnologia appaiono in decisa discesa: le stime di settore prefigurano, nell’arco di un decennio, costi di impianto pari a circa la metà di quelli attuali. Sempre con riferimento all’edificio-tipo finora considerato, nell’orizzonte temporale del 2020 l’analisi economica di un intervento di sostituzione della caldaia con PdC porta ai risultati illustrati in Fig. 6-8. Il risultato è conseguente alle seguenti ipotesi: a) costi unitari delle PdC: 400 €/kWt (670 €/kWt nel 2012) b) rendimento medio stagionale della caldaia sostituita: 90% (85% nel 2012) c) stesso trend evolutivo delle tariffe gas ed energia elettrica. Il risultai dello scenario 2020 portano alle seguenti conclusioni:

90

• la consistente riduzione dei costi di impianto, se confermata, renderà nei prossimi anni le PdC competitive

rispetto alle caldaie a gas anche in assenza di sostegno pubblico (detrazioni fiscali); • l’investimento richiesto per la realizzazione dell’intervento si ripaga, per il caso-esempio in esame, in 8

anni circa senza misure di sostegno ed in 6 anni circa se rimangono confermate le detrazioni fiscali.

L’analisi economica, fin qui svolta con riferimento ad un edificio-tipo, ci consente ora di estendere le valutazioni all’intero parco edilizio di Rho ritenuto trasformabile da caldaie a gas a pompe di calore (volumetrie riscaldate esistenti riportate in Tab. 6-5 e volumetrie riscaldate nuove edificazioni riportate in Tab. 6-6). L’analisi economica complessiva è svolta utilizzando lo strumento del DCF, ove: • gli investimenti sono stimati sulla base della potenza delle PdC installate in ciascun anno dal 2014 al

2020, tenuto conto dei costi specifici decrescenti (valori interpolati linearmente tra i costi specifici al 2012 e quelli attesi al 2020);

• i costi operativi sono dati, in ciascun anno, dal costo dell’energia elettrica (edifici già trasformati a PdC) e dal costo del gas (edifici ancora dotati di caldaia);

• i ricavi operativi sono dati dai “costi evitati” del gas. risultanti dallo Scenario-BAU riportato nelle citate Tab. 6-5 e Tab. 6-6.

Nell’analisi il DCF è esteso fino all’anno 2035 (in tal modo si tiene conto del fatto che la vita tecnica degli impianti installati successivamente al 2015 si prolunga otre tale anno). Il risultato delle elaborazioni è riportato in Tab. 6-8, ove si evidenzia che il DCF è esteso fino all’anno 2035 (in tal modo si tiene conto del fatto che la vita tecnica degli impianti installati successivamente al 2015 si prolunga otre tale anno).

91

In coerenza con quanto rappresentato in Fig. 6-8, i risultati di Tab. 6-8 mostrano che un investimento realizzato da un ipotetico soggetto economico (ad esempio una ESCO), volto a sostituire - nel parco edilizio di cui alla Tab. 6-5 e Tab. 6-6 - tutte le caldaie a gas con pompe di calore elettriche, secondo il programma temporale prima illustrato (dal 2015 al 2020), consegue una redditività economica di tutto rispetto: il TIR con detrazione fiscale si attesta attorno a 16% (superiore a quello relativo al teleriscaldamento) e, anche nel caso di assenza di sostegno pubblico si conseguirebbe un TIR dell’11% circa.

6-4 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento Dalla scheda di sintesi dell’intervento, riportata in Tab. 6-9, risalta il parametro indicatore dell’efficienza ambientale dell’intervento: la sostituzione delle caldaie a gas con pompe di calore elettriche richiede un investimento di solo 321 € per tonnellata di CO2 evitata.

93

Cap. 7 Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili: il fotovoltaico

7-1 Le motivazioni di ordine generale Nell’ambito della redazione ed adozione del PAES, l’Amministrazione Comunale di Rho ha ritenuto di assegnare un ruolo di primo piano alla produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, individuando nella tecnologia fotovoltaica quella più adatta a tale scopo, soprattutto se vista in una prospettiva di medio e lungo periodo. Le considerazioni di ordine generale che stanno alla base di tale scelta sono sintetizzabili come di seguito.

a) Le emissioni di CO2 causate dai consumi di energia elettrica registrati sul territorio comunale di Rho ammontano:

• nel 2005 a 210.000 t, pari al 52% delle emissioni totali attribuibili alle attività antropiche che hanno luogo nel territorio comunale;

• nel 2011 a 248.000 t, pari al 56% delle emissioni totali; • nello Scenario-BAU 2020 a 268.000 t, pari al 59% delle emissioni totali. b) di tali emissioni, nell’anno 2005 oltre l’85% (179.000 t/a circa) erano addebitabili ai settori industriale e

terziario, ambiti ove la PAL ha una limitata capacità di intervento. Il peso di questi due settori è ulteriormente aumentato nel 2011 (89%) e supererà il 90% nello Scenario-BAU 2020.

c) ne consegue che, nell’ambito del PAES, bisogna riconoscere, con realismo ed onestà intellettuale, che le misure implementabili dalla PAL ai fini della riduzione dei consumi elettrici sul territorio comunale possono produrre effetti limitati ai fini del raggiungimento degli obiettivi fissati dal Patto. Le valutazioni che saranno svolte nei Capitoli successivi, dedicati a tali ambiti di intervento, confermano quanto ora affermato.

La riduzione delle emissioni di CO2 derivanti da consumi elettrici si può pertanto perseguire con risultati quantitativamente significativi – nel caso specifico del comune di Rho - solo promuovendo la produzione

elettrica da fonti rinnovabili. A tale scopo esistono, allo stato attuale e nell’orizzonte temporale del 2020, due possibili tecnologie industrialmente mature (si trascurano qui le soluzioni aventi ancora scarsa diffusione, come le celle a combustibile):

• la produzione tramite la combustione di biomassa (ciclo tradizionale a vapore o ciclo a fluido organico, quest’ultimo noto come ORC);

• la produzione tramite impianti fotovoltaici. Le considerazioni che seguono motivano – per il contesto specifico di Rho - la scelta a favore della seconda tecnologia. Le superfici necessarie. L’installazione di 1,0 MWe richiede la disponibilità di una superficie di circa 7.500 m2 nel caso di moduli

94

fotovoltaici e ben 1,5 milioni di m2 di superficie coltivata (per intenderci: un bosco quadrato avente lato 1,2 km), nel caso di combustione di biomassa, con una rapporto 1/200. Pur tenendo conto delle diverse ore di utilizzo della potenza installata delle due tipologie di impianti (1.100 h/a il fotovoltaico; 7.000 h/a l’impianto a biomassa), il rapporto delle superfici necessarie rimane ancora 1/30.

Il potenziale. La radiazione solare che investe la terra è circa 15.000 volte superiore al fabbisogno energetico mondiale: da questo discende la ferma convinzione che, nel lungo termine, anche con fattori di utilizzazione estremamente bassi, questa fonte sarà in grado di coprire buona parte del il fabbisogno energetico dell’umanità. L’energia solare che giunge al suolo su una superficie di circa 3,0 m2 del territorio di Rho equivale ai consumi elettrici di una famiglia media. E’ immediato percepire le conseguenze di ciò nell’ipotesi di un miglioramento significativo del rendimento dei sistemi di captazione dell’energia solare e dei relativi sistemi di conversione in energia elettrica. Lo sviluppo della tecnologia. La tecnologia fotovoltaica è in rapidissima espansione, sia nei Paesi industrializzati che in quelli in via di sviluppo. La situazione nazionale: confronto con gli altri Paesi. Giova sottolineare il ruolo di assoluta preminenza spettante all’Italia, che, nel 2011, si pone al primo posto quanto a potenza installata (Fig. 7-1). La situazione nazionale: il trend e le prospettive. L’andamento del fotovoltaico a livello nazionale è messo in evidenza in Tab. 7-1 (dati GSE – Gestore dei Servizi Energetici): dal 2006 al 2011 si è registrata una crescita esponenziale, prodotta dalle misure di sostegno varate con i vari “Conti Energia”, ed il superamento di ogni più ottimistica previsione. Basti citare, in proposito, il fatto che il 3° Conto Energia (DM 6 agosto 2010) si poneva l’obiettivo di 8,0 GWe installati entro il 2020, ma questo obiettivo è già superato abbondantemente nel 2011. La produzione elettrica da fotovoltaico nel 2011 costituisce ben il 10% dei consumi domestici. Quanto alle prospettive, si rimarca il fatto che il 4° Conto Energia (DM 5 maggio 2011) si pone un obiettivo di 23 GWe installati entro il 2016, con una producibilità attesa di circa 25÷30,000 GWh (corrispondente all’8÷9% della produzione nazionale netta immessa sulla rete. Vedasi Scenario-BAU del sistema elettrico nazionale, che prevede 322.200 GWhe immessi in rete, di cui 37.800 da fotovoltaico ed eolico). La situazione nella regione Lombardia. Al 31 dicembre 2011 la regione Lombardia, con 1.282 MW installati, occupa il secondo posto nella classifica nazionale (Fig. 7-2), superando di gran lunga altre regioni con ben più elevato irraggiamento solare. Il trend regionale registrato nell’ultimo quinquennio è addirittura più dinamico della media nazionale, come evidenzia il grafico di Fig. 7-3. L’anno 2011, poi, ha visto una vera e propria “esplosione”: 1.035 MW installati, pari ad oltre 6 volte l’anno 2010.

95

Fig. 7-1 Impianti fotovoltaici - Potenza installata nel mondo nell’anno 2011

96

La situazione nei Paesi in Via di Sviluppo. In Bengladesh un milione di famiglie autoproduce il proprio fabbisogno di energia elettrica tramite moduli fotovoltaici non connessi alla rete. Nel 2002 erano 7.000 le famiglie che utilizzavano moduli FV. L’enorme sviluppo è stato reso possibile dal sistema dei microcrediti attuato dalla “banca dei poveri” di Grameen Shakti (genero del premio Nobel per la pace 2006 Muhammad Yunus). Forte calo dei costi. Da dicembre 2008 a giugno 2011 si è registrato un calo del 58% dei costi alla produzione dei moduli FV. A metà 2011 si registra la seguente situazione: • moduli di fabbricazione cinese: 1,49 $/Wp; • moduli di altra provenienza: 1,79 $/Wp La situazione del sistema produttivo, caratterizzato da forti investimenti effettuati negli ultimi anni e da una sovracapacità rispetto alla richiesta, fa prevedere un ulteriore calo dei costi.

97

Valutazioni effettuate da varie Agenzie Internazionali (esempio: Blomberg Energy Finance) stimano, per le regioni ad elevato irraggiamento, il seguente costo di produzione (metà 2011): 180 $/MWh (128 €/MWh) in grandi impianti a terra; 200 $/MWh (142 €/MWh) in impianti medio-piccoli. Si tratta di valori confrontabili con il prezzo pagato dagli utenti in fascia F1. Studi a livello nazionale prevedono che entro il 2016 la produzione elettrica da fotovoltaico dovrebbe raggiungere la capacità di auto sostenersi senza incentivi pubblici. Su tali studi si basano i recenti strumenti di incentivazione (Quarto e Quinto “Conto Energia”), che prevedono l’azzeramento degli incentivi agli impianti che saranno installati dopo il 2016. Le considerazioni fin qui svolte, lungi dal costituire una analisi esaustiva del settore (non è stato per nulla affrontato, ad esempio, l’aspetto dei miglioramenti tecnologici in atto e prevedibili), hanno chiaramente evidenziato un trend evolutivo di estremo interesse, che fa presagire un ruolo importante del settore FV nei prossimi anni, settore che sicuramente fornirà un contributo significativo sia alla riduzione della dipendenza energetica dai combustibili fossili che agli obiettivi di riduzione della CO2. L’Amministrazione Comunale di Rho è fermamente convinta delle valenze insite nella tecnologia fotovoltaica e intende cogliere l’occasione del PAES per inserirsi in questo processo.

7-2 Le potenzialità di sviluppo del fotovoltaico nel comune di Rho

7-2-1 Analisi energetica ed ambientale L’analisi delle potenzialità di sviluppo del FV nel settore pubblico e privato è stata effettuata limitando l’attenzione alla superficie delle coperture degli edifici (sono stati esclusi impianti a terra) ed adottando la metodologia di seguito descritta. Fase-1: rilievo puntuale delle superfici coperte degli edifici esistenti ad inizio 2009, di qualunque destinazione d’uso, utilizzando gli strumenti messi a disposizione dalla cartografia digitale del territorio. I risultato è sintetizzato, aggregato per Area Urbana, in Tab. 7-2: la superficie coperta degli edifici esistenti nel comune di Rho assomma circa 3,261 milioni di m3. Doverosa, a questo punto, una avvertenza importante: quella di non ricercare a tutti i costi la totale coerenza fra i consumi energetici, le volumetrie lorde e le superfici coperte dei quattro settori di attività (residenziale, produttivo, terziario e pubblico). Tale avvertenza è giustificata dal fatto che i Soggetti che hanno reso disponibili i dati (Azienda Distributrici gas; Azienda Distributrice energia elettrica; Ufficio Urbanistica del Comune di Rho) adottano classificazioni non sempre coerenti (anzi, sovente molto divergenti). Si evidenzia, ad esempio, che nel 2011 Enel Distribuzione indica in 142.000 MWe i consumi del settore terziario (solo 105.000 m2 coperti secondo il Data Base topografico del Comune di Rho), mentre attribuisce 80.000 MWhe al settore industria (1.687.000 m2 secondo il Data Base topografico). Le incongruenze evidenziate non inficiano comunque le valutazioni qui illustrate. Fase-2: stima della superficie coperta degli edifici realizzati dal 2009 e scenario previsionale fino al 2020. A tale scopo sono stati assunte le valutazioni riportate nel Volume-1 (capitolo relativo allo sviluppo urbanistico).La stima delle superfici coperte totali disponibili entro il 2020 è riportata in Tab. 7-3.

98

Fase-3: stima delle superfici esistenti potenzialmente adatte all’installazione di moduli fotovoltaici. Si intendono, qui, come “potenzialmente adatte” al FV quelle superfici che presentano i requisiti tecnici specifici adatti alla installazione di moduli FV. La stima di tale superficie è stata effettuata applicando alcuni “coefficienti riduttivi” alla superficie coperta di Tab. 7-3. K1 (coefficiente di orientamento delle coperture). Sono ritenute adatte: le coperture piane (100%); le falde con orientamento sud (100%); parzialmente le falde con orientamento ad est e con orientamento ovest (quelle entro un certo angolo di inclinazione, stimabili nel 25% del totale). Sono state totalmente escluse le falde con orientamento nord.

99

K2 (coefficiente indicante la presenza delle varie tipologie di copertura). Si è assunto: Coperture piane: 0% Falde orientate a sud: 25% falde orientate a est: 25% falde orientate ad ovest: 25% falde orientate a nord: 25% K3 (coefficiente riduttivo per superfici non praticabili). Questo coefficiente tiene conto delle superfici non praticabili, delle superfici con altra destinazione d’uso (camini, vani tecnici), della presenza di ostacoli vari. E’ evidentemente molto difficoltoso stimare tale fattore riduttivo, peraltro estremamente variabile da edifico ad edificio. Sulla base di indagini a campione svolte in contesti simili sono stati adottati i seguenti coefficienti riduttivi: K3 = 0,50 per gli edifici residenziali e terziari; K3 = 0,65 per gli edifici industriali; K3 = 0,75 per gli edifici pubblici (tale valore elevato è stato suggerito da una indagine a campione effettuata sugli edifici comunali). I risultati finali delle elaborazioni sono riportati in Tab. 7-4 (prima colonna), da cui risulta che le superfici potenzialmente adatte alla posa di moduli fotovoltaici dovrebbero attestarsi, entro il 2020, attorno ai 777.000 m2, cioè all’incirca il 22% della superficie totale delle coperture.

100

Fase-4: stima delle superfici delle coperture effettivamente utilizzabili per moduli FV. Altri fattori, di cui alcuni non tecnici o non specifici della tecnologia, concorrono a ridurre ulteriormente l’entità delle superfici effettivamente destinabili ad impianti FV.

In primo luogo, le difficoltà tecniche di realizzazione degli interventi, determinate dai vincoli per l’accesso alle coperture degli edifici (possibilità di installazione di ponteggi o di utilizzo di mezzi d’opera per sollevamento materiali, occupazione di spazi pubblici per cantiere, ecc.). Il coefficiente riduttivo K4 che tiene conto di tali circostante è strettamente legato al contesto urbano: la realizzazione degli impianti è, intuitivamente, più difficoltosa nel centro urbano rispetto alle aree periferiche ed alle zone industriali. E’ intuitivo, poi, che il coefficiente K4 relativo agli edifici autorizzati successivamente all’approvazione del PAES (per i quali posa dei moduli FV è contestuale alla costruzione) è ben superiore all’analogo coefficiente relativo agli edifici esistenti. Bisogna inoltre tener conto di un fattore riduttivo connesso alla “ottimizzazione economica della produzione di energia elettrica”: i criteri economici che discendono dal Quinto “Conto Energia”, quello in vigore dall’agosto 2012, impongono di massimizzare l’autoconsumo di energia elettrica, per cui, sovente, le superfici disponibili sono sovrabbondanti rispetto all’effettivo fabbisogno elettrico dell’edificio. Tale fattore è qui assunto pari a K5 = 0,85. In genere si riscontra un valore inferiore, ma avendo adottato un approccio fin troppo cautelativo nel definire i coefficienti precedenti, si ritiene realistico assumere il valore sopra detto. Bisogna, infine, tener conto di un fattore riduttivo non tecnico: la “propensione dell’utente” (i proprietari degli edifici) ad investire risorse in una attività che – pur con tutti i distinguo derivanti dalle dimensioni delle varie iniziative - assume tutti i caratteri di un investimento industriale (un impiego di risorse fatto per avere una remunerazione). I proprietari di edifici residenziali sono, ovviamente, meno adusi a tale approccio rispetto agli operatori industriali. I risultati finali delle elaborazioni sono riportati nella citata Tab. 7-4, in seconda colonna, da cui risulta che le superfici effettivamente destinabili all’installazione di moduli FV sulle coperture degli edifici esistenti nel territorio di Rho entro l’anno 2020 dovrebbero attestarsi attorno ai 323.000 m2, cioè poco meno del 10 % circa della superficie totale delle coperture. L’approccio adottato per passare dalle superfici coperte alle superfici effettivamente destinabili agli impianti FV è certamente molto conservativo. Come è ragionevole che sia, stante la stima di tipo parametrico e non basata su rilievi puntuali sui singoli edifici (come invece si è proceduto con gli edifici comunali). Fase-5: stima della superficie dei moduli FV installabili. Determinata la superficie effettivamente destinabile alla installazione di moduli FV, la stima della superficie captante installabile (superficie dei moduli) dipende dalle modalità di posa dei moduli stessi. Come è noto, la massimizzazione della captazione per unità di superficie dei moduli si ottiene con moduli orientati a sud e con inclinazione di 30° rispetto al piano orizzontale (in tal caso la radiazione captata è circa del 13% superiore a quella captata dalla stessa superficie unitaria orizzontale). Tuttavia, tali modalità di posa riducono fortemente la superficie dei moduli installabili su una data superficie a disposizione. Nel caso in esame, in cui è fissata la superficie a disposizione (i 323.000 m2 risultanti da Tab. 7-4), la massimizzazione della captazione complessiva si ottiene con moduli FV complanari alle superfici

101

disponibili: in tal caso è possibile installare moduli aventi una superficie complessiva pari a quella disponibile, quindi circa 323.000 m2 di moduli.

Fase-6: Stima della potenza di picco installabile. Tale stima richiede la formulazione di una ipotesi relativa alla tecnologia FV che sarà impiegata nei diversi settori (monocristallino, policristallino, amorfo), stante il diverso rendimento elettrico delle celle. Le ipotesi assunte sono riportate in Tab. 7-5 ed i risultati nella successiva Tab. 7-6. Da quest’ultima risulta che la potenza installabile sulle coperture degli edifici di Rho entro il 2020 si attesta attorno ai 45 MWe. Fase-7: Stima della producibilità annua attesa di energia elettrica Tale stima dipende dall’irraggiamento medio annuo nel Comune di Rho, pari a 1.442 kWh/a m2 (dato elaborato dal JRC di Ispra tramite il software PVGIS) e dai fattori di ombreggiamento stimati nei diversi contesti urbani. I risultati finali sono riportati in Tab. 7-7, da cui risulta che la producibilità attesa risulta attorno ai 42.000 MWhe/a..

102

7-2-2 L’obiettivo di riduzione delle emissioni nell’anno 2020 Lo scenario potenziale di sviluppo complessivo (impianti su edifici esistenti più impianti su edifici futuri), riportato in Tab. 7-7, prefigura dunque: • potenza di picco installabile: circa 45 MWe;

103

• producibilità attesa: circa 42.000 MWhe/anno L’impegno dell’Amministrazione Comunale, nell’ambito del PAES, è quello di creare le condizioni affinchè una parte consistente dello scenario suddetto trovi concreta realizzazione entro l’orizzonte temporale del Patto dei Sindaci (anno 2020). Si ritiene di poter assumere che l’azione concomitante delle misure incentivanti previste dal Quarto e dal Quinto “Conto Energia” e dell’azione di informazione e sensibilizzazione messa in atto dall’amministrazione consenta di raggiungere almeno il 15% del potenziale di sviluppo entro il 2015 (obiettivo intermedio del PAES) ed almenoil 50% del medesimo potenziale entro il 2020. Il programma ipotizzato per l’installazione dei moduli, la relativa producibilità attesa e le conseguenti riduzioni di emissioni cono riportate in dettaglio in Tab. 7-8. Si rileva che l’AZIONE PAES “installazione di moduli fotovoltaici sulle coperture degli edifici” potrà portare ad una riduzione delle emissioni di CO2 pari a circa 13.000 t/a a partire dal 2020, con un obiettivo intermedio di poco meno di 4.000 t nel 2015.

104

7-3 L’analisi economica L’analisi economica dell’AZIONE “installazione di moduli fotovoltaici sulle coperture degli edifici” si rivela, per svariati motivi, estremamente complessa. Citiamo gli aspetti più evidenti: 1) i costi di investimento sono fortemente variabili in relazione alla taglia dell’impianto ed alle condizioni

specifiche di posa. In particolare, nell’ambito “impianti sugli edifici” i costi di installazione variano in funzione della tipologia degli edifici e del contesto urbano, elementi che determinano le difficoltà di accesso alla copertura;

2) i costi specifici dei moduli FV sono in rapida discesa, ma sull’andamento del tasso di riduzione le stime di settore non sono concordi;

3) l’energia elettrica prodotta dai generatori FV è soggetta a regime incentivante. Lo strumento normativo in vigore (DM 5 luglio 2012, noto come “V Conto Energia”) prevede incentivi fortemente decrescenti nel tempo, fino ad annullarsi per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 31-12-2016. Non esiste alcuna previsione per il periodo successivo a tale data.

Il settore FV, in sintesi, è soggetto ad una dinamica estremamente vivace, tanto che gli scenari evolutivi sono in continuo aggiornamento e spesso forniscono stime poi smentite dai risultati effettivi. Quanto sopra detto evidenzia i limiti di affidabilità dell’analisi economica dei sistemi FV; che tuttavia è qui d’obbligo affrontare, in quanto supporto indispensabile all’azione di informazione e sensibilizzazione della PAL nell’ambito del PAES. L’analisi economica svolta nel seguito assume le seguenti ipotesi: a) sulla base dell’andamento recente del mercato, si assume che i costi d’impianto subiscono una

riduzione costante del 7% l’anno rispetto ai costi base rilevati nel 2° semestre 2012. La riduzione è ipotizzata fino al 2020; nessuna ipotesi è possibile oltre tale anno;

b) la valorizzazione dell’energia elettrica prodotta è calcolata secondo le regole contenute nel citato DM 5 luglio 2012 fino al 31-12-2016. Per il periodo successivo si assumono i dati in vigore a tale data, ipotesi sostenibile in quanto il valore complessivo dell’incentivo al 31-12-2016 è molto prossimo al valore dei “prezzi minimi garantiti” all’energia da fonte rinnovabile (meccanismo che, presumibilmente, sostituirà il regime incentivante).

I parametri tecnico-economici assunti a base dell’analisi sono fortemente cautelativi. Per tutti i casi presi in esame si è assunto: • irraggiamento su piano orizzontale (i moduli con orientazione ottimale – sud, inclinazione 30% - captano il

13% in più di energia); • efficienza del BOS (elettronica del sistema): 0,75; • fattore di ombreggiamento: 0,90 per gli impianti su edifici residenziali; 0,95 sugli edifici industriali; • quota energia autoconsumata istantaneamente: 60%. L’analisi economica relativa allo scenario di sviluppo complessivo (obiettivi del PAES riportati in Tab. 7-8) è stata svolta considerando lo scenario dinamico costi-tariffe fin qui illustrato fino al 2020 e considerando solo l’ipotesi di autofinanziamento (il metodo del DCF è l’unico applicabile in tale situazione). I risultati sono sintetizzati nelle seguenti tabelle:

105

Tab. 7-9: riporta il programma di installazione dei moduli FV, in termini di potenza. I programma disaggrega gli impianti per settore e per taglia. Tab. 7-10: riporta, con la medesima disaggregazione della tabella precedente, il programma degli investimenti. Si rileva che questa AZIONE PAES richiede un investimento piuttosto consistente, dell’ordine di 31 M€. Il costo unitario medio degli impianti risulta attestarsi attorno aai 1.400 €/kWp. Tab. 7-11: riporta il programma della produzione di energia elettrica, che già compare in Tab. 7-8 ma in forma aggregata. Si rileva che gli impianti del settore produttivo dovrebbe produrre circa il 60% dell’energia totale da FV e gli impianti del settore residenziale poco meno del 30%. Tab. 7-12: riporta il valore della produzione elettrica. Fig. 7-4: riporta il risultato finale dell’analisi economica. Risultano i seguenti parametri di redditività dell’investimento necessario per la realizzazione del piano di sviluppo del settore FV nel Comune di Rho: Investimento totale richiesto nel periodo 2013÷2020: circa 31 M€ VAN = 8.668 M€; TIR = 8,9% PBP = 17 anni. La stessa figura riporta i possibili scenari migliorativi nel caso in cui si incrementi la quota di energia autoconsumata. In conclusione: se il trend discendente dei costi di impianto non si discosterà sensibilmente da quanto qui ipotizzato (-7% annuo fino al 2020), sembrerebbero esistere le condizioni tecniche ed economiche per conseguire gli obiettivi di sviluppo del settore FV posti dall’Amministrazione di Rho nell’ambito del PAES.

109

7-4 Scheda di sintesi e parametri di valutazione dell’intervento La scheda di sintesi dell’intervento, riportata in Tab. 7-13, si riferisce all’AZIONE complessiva (settore pubblico e settore privato). Si evidenzia che: • a carico della PAL sono previsti esclusivamente i costi di informazione, sensibilizzazione e monitoraggio

dei risultati; • l’efficienza ambientale media degli investimenti si attesta attorno a poco meno di 200 €/t di CO2 evitata.

7-5 Gli strumenti di intervento della PAL L’Amministrazione intende favorire il raggiungimento gli obiettivi potenziali nel settore FV privato tramite:

a) una campagna di informazione e di sensibilizzazione dei cittadini e dei proprietari degli edifici, ponendo fortemente l’accento sugli aspetti economici della tecnologia, che le analisi fin qui illustrate mostrano essere sostenibili, sia nel breve che nel medio-lungo periodo;

b) ponendosi come tramite fra gli operatori del settore FV (investitori ed installatori) ed i cittadini, allo scopo di far incontrare, in un contesto di obiettivi condivisi, la domanda e l’offerta.

111

Cap. 8 La riduzione dei consumi di energia elettrica In questo capitolo si riporta una stima delle riduzioni possibili delle emissioni di CO2 dovute ai consumi di energia elettrica nei settori Residenziale e Pubblico. Per le ragioni evidenziate nel Cap. 1 del presente Volume-2, sono esclusi dalle Azioni-PAES i settori Industriale e Terziario. L’analisi svolta nel Volume-1 mostra che i settori Residenziale e Pubblico nel 2005 hanno registrato nel loro complesso un consumo di energia pari a 63.147 MWhe (34.814 t di CO2 emesse, pari al 17% delle emissioni totali “elettriche” del Comune); la situazione nel 2011 non è sostanzialmente cambiata: 64.031 MWhe e 28.212 t di CO2.

8-1 La riduzione dei consumi di energia elettrica nel settore residenziale La stima della riduzione delle emissioni di CO2 nel settore residenziale conseguibile nell’ambito del PAES è stata effettuata adottando la metodologia di seguito descritta. Fase-1: individuazione delle apparecchiature elettriche presenti nelle abitazioni del comune di Rho e dei relativi consumi di energia. Per lo svolgimento di questa fase ci si è avvalsi dei risultati dell’indagine svolta dal Politecnico di Milano nel periodo 2000÷2005, nell’ambito del “Progetto Micene”, su un campione significativo di abitazioni italiane, in larga parte ubicate in Lombardia (circostanza che rende l’indagine particolarmente affidabile per i nostri scopi). I risultati dell’indagine sono riportati in Tab. 8-1. Il consumo di energia riportato in ultima colonna rappresenta la media relativa a tutte le abitazioni sottoposte ad indagine. I risultati dell’indagine, opportunamente “ritarati” sui consumi totali registrati nel settore domestico del comune di Rho, hanno consentito una stima sufficientemente precisa dei consumi elettrici nelle abitazioni di questo comune, per tipologia di utilizzo, nell’anno base 2005 (Tab. 8-2). Ulteriori ipotesi sull’evoluzione del settore nel periodo 2005÷2011 (miglioramento delle tecnologie; maggior uso di alcuni utilizzi, quali audiovisivi e PC), hanno poi consentito una stima dei consumi domestici, per tipologia di utilizzo, nel 2011 (Tab. 8-3). I risultati riportati in tabella costituiscono la “situazione di partenza” su cui si inseriscono le azioni del PAES volte alla riduzione dei consumi. Fase-2: una volta individuata con approssimazione accettabile la situazione attuale (anno 2011), si è definito, nell’ambito delle azioni del PAES, un ragionevole obiettivo di sostituzione delle apparecchiature attuali con apparecchiature a maggior efficienza disponibili sul mercato. L’obiettivo, ovviamente, è specifico per ciascuna delle tecnologie/utilizzazioni presenti nella tabelle prima citate. In Tab. 8-4 sono riportati, a titolo di esempio, gli obiettivi relativi agli interventi di sostituzione delle sorgenti luminose e quelli relativi ai frigocongelatori.

112

Risulta, da tale tabella, che, nell’ambito delle azioni del PAES, l’Amministrazione intende convincere i cittadini di Rho a ridurre la presenza di lampade ad incandescenza a non più del 10% entro il 2015 ed eliminare completamente questa tecnologia entro il 2020; ancora, si pone l’obiettivo di dimezzare la presenza delle lampade alogene entro il 2015 e di eliminarle completamente entro il 2002. L’obiettivo finale al 2020 è la presenza nelle abitazioni di sole lampade fluorescenti. Risulta, ancora, che l’azione di informazione e sensibilizzazione che l’Amministrazione intende rivolgere ai cittadini dovrebbe portare alla “rottamazione” entro il 2015 di oltre il 50% dell’esistente parco di frigocongelatori (consumo medio 519 kWh/anno), ed alla eliminazione del 100% di tali apparecchiature entro il 2020, sostituendo le medesime con apparecchi in Classe-A, A+, A++ e A+++. Il medesimo approccio metodologico è stato utilizzato per gli altri elettrodomestici: frigoriferi, congelatori orizzontali e verticali, lavabiancheria e lavastoviglie. Un approccio metodologico differente è stato invece utilizzato per gli apparecchi audiovisivi, per i personal computer e le relative periferiche Il “Progetto Micene” prima richiamato ha evidenziato il dato, sicuramente sconcertante, che i consumi di tali apparecchiature erano – all’epoca dell’indagine – attribuibili per almeno il 40% alla funzione di stand-by. In alcune apparecchiature costituivano addirittura l’80÷90% dei consumi annui. Partendo dai risultati dell’indagine, ai fini del PAES di Rho si è poi ipotizzato che: • stante la maggiore sensibilità odierna delle famiglie rispetto all’epoca in cui è stata eseguita l’indagine,

oggi (2012) già in metà delle abitazioni si evita la funzione di stand-by; • le ulteriori azione di informazione e sensibilizzazione che l’Amministrazione intende svolgere nell’ambito

del PAES avranno come risultato l’abbandono della funzione di stand-bay nelle restanti abitazioni entro la fine del 2015 (azioni di sensibilizzazioni da avviare entro il 2013).

I risultati delle elaborazioni, distintamente per ciascun utilizzo, sono riportati in Tab. 8-5, da cui risulta che: • lo scenario di sostituzione delle tecnologie attuali con tecnologie a maggiore efficienza, unito alla

diffusione di comportamenti più responsabili, dovrebbero portare entro il 2020 ad una riduzione dei consumi di energia nelle abitazioni di circa 17.000 MWhe rispetto allo scenario tendenziale (tecnologia attuale ed evoluzione dei consumi). Tale riduzione è pari al 36% dei consumi registrati nell’anno base 2005.

• Lo scenario prefigura una riduzione delle emissioni di CO2 pari a 7.379 t/a, pari al 28% delle emissioni registrate nell’anno base 2005 e circa al 34% delle emissioni dello scenario tendenziale.

I risultati evidenziati mostrano valori di riduzione delle emissioni decisamente elevati. Tuttavia non sarebbe corretto attribuire tale risultato interamente all’azione di informazione e sensibilizzazione che l’Amministrazione intende svolgere nell’ambito del PAES. Il processo di sostituzione delle apparecchiature (come risulta dallo stesso confronto 2011-2005) è già in atto, in parte anche per l’evoluzione del quadro normativo UE, che impone ai costruttori vincoli più stringenti rispetto al passato. Si ritiene pertanto, più realisticamente, che l’azione dell’Amministrazione accelererà il processo di sostituzione già in atto e migliorerà i comportamenti dei cittadini. Quale sia l’incidenza delle Azioni PAES è, ovviamente, di difficile valutazione. Qui assumeremo, cautelativamente, che del risultato indicato il Tab. 8-5 (7.379 t di CO2 evitate entro il 2020), solo il 25% sia attribuibile alle Azioni PAES. Una quota, si insiste, difficile da giustificare, ma comunque ritenuta cautelativa.

115

8-2 La riduzione dei consumi di energia elettrica nel settore pubblico

8-2-1 Interventi nel settore dell’illuminazione pubblica La consistenza del sistema dell’illuminazione pubblica (IP) del comune di Rho ed i relativi consumi storici di energia elettrica nel periodo 2005÷2011 sono riportati in Tab. 8-6. Si rileva che i consumi passano da 3.717 MWhe nel 2005 a 3.158 MWhe nel 2011, rivelando un deciso miglioramento dell’efficienza. Nella successiva Tab. 8-7 è riportata la situazione del parco delle sorgenti luminose esistenti nel 2005. Si rileva la presenza ancora consistente di sorgenti a bassa efficienza (vapori di mercurio a Bassa Pressione). Inoltre era appena iniziata l’adozione del Sistema di Accensione Unico Regolato (SAUR) che, ottimizzando gli orari di accensione, è in grado di produrre consistenti risparmi di energia elettrica. A fronte di un flusso luminoso totale di circa 51,595 milioni di lumen, l’efficienza luminosa media risulta, nel 2005, pari a 58 lm/W. In Tab. 8-8 è riportata la situazione del parco delle sorgenti luminose nel 2011. Si rileva un consistente incremento sia del numero di sorgenti (il flusso luminoso ha raggiunto i 66,662 milioni di lumen; +30% rispetto al 2005) che dell’efficienza luminosa media complessiva (da 58 a 66 lm/W, +14% rispetto al 2005). Si rileva poi l’applicazione più diffusa del SAUR, che comporta una consistente riduzione dei consumi di energia (-26% rispetto ai consumi senza sistema di regolazione). In Tab. 8-9 è illustrata l’evoluzione subita dal sistema fra il 2005 ed il 2011. Si evidenziano i miglioramenti dovuti sia all’incremento del’efficienza luminosa media totale che la riduzione dei consumi dovuti alla sempre maggiore diffusione del Sistema di Accensione Unico Regolato. Questo ha permesso di ottenere una cospicua riduzione dei consumi di energia elettrica pur in presenza di un consistente incremento del flusso luminoso totale. La riduzione delle emissioni di CO2 è ancora più marcata: da 2.049 t nel 2005 a 1.392 t nel 2011. Ma ovviamente tale effetto è in parte dovuto all’evoluzione del fattore di emissione del Sistema Elettrico Nazionale, che passa da 551 g CO2/kWhe nel 2005 a 441 g CO2/kWhe nel 2011. L’obiettivo fissato dall’Amministrazione nell’ambito del PAES è la sostituzione della quasi totalità delle sorgenti tradizionali con sorgenti a LED. Rimarranno in esercizio, delle prime, solo le sorgenti di maggiore potenza (NA AP da 400 e 1.00 W). L’obiettivo del PAES è riportato in Tab. 8-10. L’Azione dovrebbe consentire di raggiungere una efficienza luminosa complessiva attorno a 79 lm/W (+14% rispetto al 2011; +36% rispetto al 2005). Ai fini dei benefici attribuibili al PAES, il risparmio di energia elettrica e le emissioni evitate di CO2 sono valutate a parità di flusso luminoso totale installato. Lo Scenario-BAU è pertanto ricostruito sulla base: • del flusso luminoso installato nel 2005 (51,595 milioni di lumen); • dell’efficienza media globale rilevata nel 2005, nel 2011 e prevista nel 2020; • delle ore/anno di utilizzo risultanti dalla media nel periodo 2005÷2011 (4.239 h/a); • del fattore riduttivo per regolazione riscontrato nel 2005;

116

• dell’andamento delle emissioni specifiche del Sistema Elettrico Nazionale, conto tenuto della tensione di prelievo (l’energia del sistema dell’IP è prelevata per il 100% in BT). Lo Scenario-PAES prevede il graduale incremento dell’efficienza luminosa totale dai 66 lm/W (2011) ai 79 lm/W entro il 2020. Il confronto fra i due scenari, in termini energetici ed emissivi, è riportato in Tab. 8-11. Si evidenzia che l’intervento produce una riduzione di CO2 di 784 t entro l’orizzonte del 2015 e di 1.006 t entro il 2020. Dal punto di vista economico, l’intervento è in grado di produrre, a regime, un risparmio di circa 2.395 MWhe/a, corrispondenti a circa 470÷480.000 €/a, sufficiente per sostenere i costi di investimento, stimati in 4,700 M€ per la completa realizzazione del’intervento. L’intervento, già in fase di realizzazione, viene effettuato a cura e spese del Gestore della rete, che, come detto, ripaga il proprio investimento tramite i risparmi economici conseguiti dalla riduzione dei consumi di energia elettrica. In tal modo l’Amministrazione consegue gli obiettivi di riduzione delle emissioni senza oneri a proprio carico.

120

8-2-2 Interventi negli uffici pubblici e sulla rete semaforica Gli usi di energia elettrica negli edifici pubblici, escludendo i servizi generali (elevatori, impianti di riscaldamento e raffrescamento: utilizzi non trattati anche nel settore domestico), sono quasi totalmente riferibili all’illuminazione ed all’uso di computer e periferiche. Ai fini delle valutazioni del PAES, a tali utilizzi si possono applicare le medesime metodologie adottate nel settore domestico, conto tenuto delle peculiarità del settore pubblico. Ad esempio: un maggior utilizzo dei

121

computer, quindi una sensibile minore incidenza della funzione di stand-bay; una maggiore presenza, già oggi, di lampade fluorescenti.

Le stime portano ad un risparmio piuttosto modesto: dell’ordine di 130 MWhe/a entro il 2020, corrispondente al 7% circa dei consumi registrati nel 2011 (1.945 MWhe) e ad appena il 4% dei consumi registrati nel 2005 (3.174 MWhe). La riduzione delle emissioni di CO2 connessa alal riduzione dei consumi di energia elettrica negli edifici comunali è pertanto dell’ordine di 55 t/a a partire dal 2020. L’investimento previsto, essenzialmente per la sostituzione del sistema di illuminazione, è dell’ordine di 110.000 €, a fronte di un risparmio annuo di circa 26.000 €/a. Oltre agli interventi negli edifici, l’Amministrazione comunale intende procedere, nell’ambito delle Azioni PAES, alla graduale sostituzione delle attuali lanterne semaforiche con sistemi a LED. Le stime portano ad una riduzione dei consumi dagli attuali 110 MWhe (158 MWhe nel 2005) a circa 58.000 kWhe entro l’anno 2020, con una conseguente riduzione di circa 22 t/a di CO2. L’investimento complessivo previsto è di circa 41.000 €, a fronte di un risparmio stimabile in circa 11.500 €/a.

122

Cap. 9 Riduzione delle emissioni del parco automezzi comunali

9-1 La situazione attuale La consistenza del parco automezzi comunali, la relativa percorrenza ed i consumi storici di carburanti nel periodo 2005÷2011 sono riportati in dettaglio in Allegato-II-9-1 e sintetizzati in Tab. 9-1. In Tab. 9-2 è poi riportato il quadro di sintesi delle emissioni di CO2, distinte per categoria di veicoli e tipo di carburante. In sintesi, a fronte di una percorrenza media di circa 470.000 km/anno, gli automezzi comunali hanno registrato nel 2011 i seguenti consumi di carburanti ed emissioni di CO2: benzina: 25.685 litri 61,1 t di CO2 Gasolio: 10.253 litri 27,2 Gas 2.000 kg 5,50 Energia elettrica 337 kWh 0,148 Totale 355,2 MWhc 93,9 t di CO2 Altri aspetti che emergono dai dati riportati nelle tabelle: • la percorrenza a benzina (75% nel 2005; 66% nel 2011) è stata gradualmente sostituita in parte da

percorrenza a gasolio (dal 25 al 27%) e, soprattutto, da percorrenza a gas (da 0 al 7%); • solo dal 2008 è stata introdotta una autovettura elettrica e tre automezzi gasolio/Energia Elettrica.

Tuttavia, per ragioni non note, la percorrenza di tali automezzi è stata molto ridotta; • nello stesso anno 2008 sono state introdotte ben 18 autovetture dual-fuel benzina/gas, ma la percorrenza

a gas (complessivamente solo 35.000 km nel 2011) è risultata inferiore alle effettive potenzialità.

9-2 Gli interventi previsti dal PAES Gli interventi previsti nell’ambito del PAES sul parco automezzi comunali sono i seguenti: a) utilizzo prioritario, da subito, del gas nelle 18 autovetture dual-fuel benzina/gas già in dotazione, fino a

coprire con tale carburante non meno del 75% dei consumi delle stesse autovetture entro il 2015; b) in concomitanza con il naturale rinnovo del parco automezzi, si procederà alla graduale sostituzione

degli automezzi a benzina con automezzi dual-fuel benzina/gas, con l’obiettivo di sostituire almeno il 10% della percorrenza entro il 2015 ed almeno il 30% entro il 2020. Contestuale obbligo, per il personale utilizzatore dei nuovi automezzi dual-fuel, di coprire non meno del 75% della percorrenza tramite gas;

c) utilizzo pieno dell’attuale autovettura elettrica (almeno 4-5.000 km/anno, ottenibile tramite una differente e più razionale gestione del mezzo); acquisto di una seconda autovettura elettrica nel 2017 e di una terza entro il 2019.

In Tab. 9-3 è riportato lo Scenario-BAU in termini di percorrenza-carburanti ed in termini di emissioni di CO2; nella successiva Tab. 9-4 sono illustrati i risultati prodotti dalle Azioni PAES prima elencate. Risulta che le suddette Azioni dovrebbero produrre una riduzione delle emissioni di CO2 pari a 2,1 t entro il 2015 e 5,0 t entro il 2020.

123

Risultato modesto, certamente, in confronto ad altre Azioni PAES.

Si vuole infine evidenziare la circostanza, che potrebbe apparire un errore, che le Azioni suddette producono un incremento dei consumi di fonti primarie fossili (+1,9 MWhc nel 2020, come risulta da Tab. 9-4). Questo risultato è comprensibile se si pone attenzione al fatto che i veicoli a gas attuali hanno un consumo medio specifico leggermente superiore ai veicoli a benzina (0,78 kWhc/km contro 0,76 kWhc/km): il consistente incremento dei consumi di gas a scapito della benzina produce sì una riduzione delle emissioni di CO2 ma anche un leggero incremento dei consumi di energia fossile.

127

Cap. 10 Riduzione delle emissioni del ciclo dei Rifiuti Solidi Urbani Per la riduzione delle emissioni di CO2 del ciclo dei rifiuti, l’Amministrazione ha avviato le seguenti azioni: a) ulteriore incremento, rispetto al piano in vigore, della Raccolta Differenziata: dall’attuale 49%

(consuntivo 2011) fino al 65% entro l’anno 2020; b) sviluppo delle reti di teleriscaldamento sul proprio territorio (Cap. 5) per consentire un incremento del

recupero energetico dalla frazione di RSU avviata alla termodistruzione. Gli effetti ambientali dell’Azione b) sono già stati evidenziati e valutati in dettaglio nel Cap. 5 del presente Volume-2. Qui si vuole evidenziare gli effetti in termici di riduzione delle emissioni di CO2 emesse dal ciclo dei RSU conseguenti all’Azione a). In sintesi, l’incremento della raccolta differenziata ha l’effetto di evitare il conferimento alla termodistruzione di materiali riciclabili di cui una parte cospicua è composta da materiali non biodegradabile proveniente dal ciclo dei prodotti petroliferi. L’esempio più immediato è costituito dalle plastiche (100% non biodegradabile)e dalle fibre tessili artificiali. Tutti materiali, questi, con elevato contenuto di carbonio di origine non biogenica. La raccolta differenziata, in sostanza, modifica la composizione merceologica media del rifiuto inviato alla termodistruzione, incrementando la percentuale di composti organici produttori di CO2 di origine biogenica. La composizione merceologica assunta a riferimento nelle valutazioni finora effettuate è quella riportata in Tab. 10-1, da cui risulta che la combustione di una tonnellata di RSU proveniente dal territorio di Rho produce circa 962 kg di CO2, di cui solo 361 kg sono di origine fossile, e solo queste ultime vanno computate ai fini del pAES. La successiva Tab. 10-2 mostra gli effetti sulle emissioni di CO2 di un incremento della raccolta differenziata che produca, ad esempio, una riduzione di solo il 10% della plastica inviata alla termodistruzione. Gli effetti sulla riduzione delle emissioni di CO2 di origine fossile sono di entità notevole: queste passano da 361 kg/ per ogni tonnellata di RSU incenerita a 305 kg/t (-15%).

128

Ai fini della valutazione degli “effetti netti” dell’incremento della raccolta differenziata, occorre tuttavia tener conto che questa, producendo una riduzione dei quantitativi di RSU inceneriti, comporta una minore produzione di energia elettrica (per la Rete Elettrica Nazionale) e di energia termica (per le reti di teleriscaldamento). In sostanza: un incremento della RD comporta minori “emissioni evitate” al Sistema Elettrico Nazionale ed agli edifici allacciati alla rete di teleriscaldamento. Il bilancio energetico ed ambientale complessivo del sistema Inceneritore-SEN-TLR è riportato in Tab. 10-3. Per evidenziare correttamente gli effetti dell’incremento della RD sono state adottate le seguenti ulteriori ipotesi semplificative: • nessun incremento della produzione totale di RSU; • rendimento termico ed elettrico dell’inceneritore RSU in assetto cogenerativo costanti; • PCI dei rifiuti inceneriti costante; • Si considerano unicamente le “emissioni dirette”, quelle legate agli usi energetici dei rifiuti e si trascurano

le emissioni dovute al trasporto e trattamento delle frazioni differenziate, così come pure il rispamio di energeia e di emissioni dovuto alle materie prime recuperate (approccio coerente con i criteri IPCC).

Le elaborazioni riportate in tabella mostrano che, sotto le ipotesi assunte, l’incremento della RD produce una riduzione netta delle emissioni di CO2 dal ciclo dei rifiuti, stimabile in poco meno di 500 t/a entro il 2020. La successiva Tab. 10-4riporta il dettaglio del bilancio energetico del sistema di termodistruzione RSU ed il calcolo delle emissioni evitate dal recupero di energia termica ed elettrica.

130

Cap. 11 Riduzione delle emissioni da traffico veicolare privato Gli interventi di riduzione del traffico veicolare privato sul territorio comunale di Rho sono contenuto nel PGTU – Piano Generale del Traffico Urbano, strumento a validità biennale,di pianificazione di livello tattico-operativo del sistema della mobilità. Il Piano opera assumendo l’infrastrutturazione esistente e prevedendo, al più, l’entrata in funzione di interventi già programmati, finanziati e/o in corso di realizzazione di cui si ipotizza il completamento entro l’arco di validità del PGTU. Questa apparente limitazione si giustifica collocando il Piano nel quadro complessivo degli strumenti di programmazione settoriale e dando corso alle interrelazioni previste tra i differenti livelli di pianificazione. Il PGTU infatti, grazie al suo periodico aggiornamento, costituisce lo strumento ideale per la progressiva attuazione di uno scenario a lungo termine più articolato e complesso, previsto dallo strumento urbanistico ovvero, per città di dimensioni significative, anche da un PUM che, necessariamente, richiede una realizzazione per fasi.

Fig. 11-1: Piano Generale del Traffico Urbano – Aggiornamento dei flussi veicolari 2012

Nel caso del comune di Rho, lo scenario di riferimento di medio-lungo periodo è parzialmente mutato nel corso dei recenti anni, tanto da giustificare una ridefinizione del Piano. Da un lato la complessità dello scenario è dovuta all’attuale situazione transitoria sotto il profilo della pianificazione territoriale, in cui il nuovo Piano di Governo del Territorio (PGT) sta giungendo alla fase conclusiva.

131

Dall’altro la recente crisi economica nazionale ed europea ha comportato una discreta contrazione del traffico veicolare che, a livello locale, si traduce in un “alleggerimento” dell’emergenza-traffico. La volontà di consolidare la configurazione dell’assetto infrastrutturale del sistema dei trasporti in ambito comunale è tcomunque giustificata dagli imponenti processi di trasformazione del Rhodense e delle ulteriori previsioni che interessano, in maniera contenuta, il territorio comunale e, con maggiori impatti, le sue immediate vicinanze (si pensi non solo ad Expo ed al post Expo, ma anche alla viabilità Fiera e all’area Ex-Alfa ad Arese). Ciò premesso, è obiettivo del PGTU, a parità di condizioni infrastrutturali (come sopra precisato), la riduzione del traffico locale e di attraversamento e l’incentivazione del trasporto pubblico locale, agendo da una parte sul piano parcheggi (in particolare di interscambio modale) e dall’altra sulla riorganizzazione-efficientamento del Trasporto Pubblico Locale (TPL), ridefinendo linee, percorsi e frequenze delle corse, in funzione delle esigenze dell’utenza (es. esigenze degli studenti) e di una migliore sincronizzazione con gli altri vettori del trasporto pubblico (Rete Ferroviaria Italiana RFI, Metropolitana Milanese MM). Agendo quindi solo ad un livello “software”, senza intervenire a livello “hardware”, infrastrutturale, il PGTU può contribuire a migliorare la movimentazione del trasporto privato fino a conseguire una riduzione del 6-7%, a beneficio del trasporto pubblico, meno inquinante. Tali finalità generali del PGTU hanno, com’è evidente, stretta correlazione con le finalità del PAES, anche se non sono contemplate nel PGTU (e non potrebbero neanche esserlo, vista la natura e lo scopo di tale strumento pianificatorio) analisi e ricadute delle azioni intraprese in termini di riduzione di CO2 e altri gas serra. Proprio in attuazione del PGTU, nel corso del 2012 è stato completato l’aggiornamento dei rilievi dei flussi veicolari lungo le direttrici principali interne e di attraversamento. Più in particolare, per quanto riguarda gli ambiti di intervento, è scritto nella relazione del PGTU che “Tra le misure per la riduzione del traffico più efficaci che si intendono attuale figurano gli interventi sulla sosta (sia la tariffazione che la riduzione/regolamentazione). Uno studio condotto nella città di Brema ha individuato le più efficaci misure per il contenimento del traffico: se il 21% degli utenti modifica la propria mobilità in funzione della sosta, solo il 7% lo fa in funzione degli incentivi al TPL e il 4% per incentivi alla mobilità non motorizzata. Un altro studio sulle città inglesi (M. Dasgupta et al., “The Impact of Transport Policies in Five Cities”, Transport Research Library, 1994) ha dimostrato che il raddoppio delle tariffe di parcheggio riduce del 20% la mobilità privata, mentre il raddoppio della frequenza dei servizi pubblici riduce l’uso dell’auto tra l’1 e il 2%. Inoltre, una riduzione del 50% dell’offerta di sosta determina un taglio del 30% nell’uso dell’auto.” Il PGTU prevede che l’azione combinata di: • revisione della sosta (con un incremento, nell’area centrale, della sosta a pagamento e libera regolamentata e l’eliminazione sostanziale della sosta non regolamentata); • ampliamento della ZTL; • miglioramento della dotazione dei punti di accesso al TPL e di approdo ai maggiori attrattori (stazioni RFI e MM); • l’istituzione di nuovi schemi di circolazione TPL all’interno dell’area compatta del Comune e la modifica di alcuni tratti dei tracciati delle linee,

132

possa comportare, nel suo complesso, una riduzione del trasporto privato del 6÷7%. Gli effetti delle misure prima dette sulla riduzione delle emissioni di CO2 non sono, come è facile comprendere, di immediata valutazione. Cautelativamente si assume, ai fini del PAES, che la riduzione possa attestarsi attorno al 2÷3% delle emissioni del traffico veicolare locale, quindi attorno alle 800 t/a entro il 2020.

Fig. 11-2: Piano Generale del Traffico Urbano – Aggiornamento dei flussi veicolari 2012. Localizzazione sezioni di rilievo

Fig. 11-3: Piano Generale del Traffico Urbano – Aggiornamento dei flussi veicolari 2012. Risultati sul cordone esterno

133

Cap. 12 Sintesi delle riduzioni di CO2 attese entro il 2020

La riduzione delle emissioni di CO2 attesa in virtù delle azioni previste dal PAES adottato dall’Amministrazione di Rho sono sintetizzate in Tab. 12-1 per ciascuna Azione. Le azioni avviate o in fase di avvio dovrebbero produrre le seguenti riduzioni delle emissioni di CO2: entro il 2015( obiettivo intermedio): circa 17.500 t/a entro il 2020 (obiettivo finale): circa 36.000 t/a La riduzione attesa al 2020 sopra indicati corrisponde alle seguenti riduzioni percentuali: a) considerando tutte le fonti di emissioni censite nel comune di Rho: al 9% delle emissioni relative all’anno 2005 (36.176 t / 402.504 t); b) considerando solo le fonti di emissione inserite nel PAES adottato dal Comune di Rho:

al 27% delle emissioni relative all’anno 2005 (36.176 t / 136.044 t); Si ritiene pertanto che l’obiettivo del 20% di riduzione sia ragionevolmente raggiungibile nei settori oggetto degli interventi del PAES. I settori/interventi che maggiormente contribuiscono alla riduzione di CO2 risultano: • Fotovoltaico sugli edifici pubblici e privati -13.114 t • Teleriscaldamento Rho-NET -10.935 t • Teleriscaldamento Rho-Ovest -4.747 t • Risparmio di energia elettrica nelle abitazioni -1.845 t • Pompe di calore -1.262 t • Controllo temperatura interna edifici -1.154 t

piano di azione per l’energia sostenibile (p.a.e.s.) · riduzione delle emissioni del traffico...

Documents