Serie Generale n. 78 del 2-4-2012
DECRETI, DELIBERE E ORDINANZE MINISTERIALI
MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO
MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO
DECRETO 15 marzo 2012
Definizione e qualificazione degli obiettivi regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalita' di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle regioni e delle provincie autonome (c.d. Burden Sharing). (12A03600) (GU Serie Generale n.78 del 02-04-2012)

IL MINISTRO DELLO SVILUPPO ECONOMICO

di concerto con

IL MINISTRO DELL'AMBIENTE E DELLA TUTELA DEL TERRITORIO E DEL MARE

Vista la legge 24 dicembre 2007, n. 244 (di seguito legge n. 244
del 2007) ed in particolare:
- l'articolo 2, comma 167, come modificato dall'articolo 8-bis
del decreto legge 30 dicembre 2008, convertito con modificazioni
dalla legge 27 febbraio 2009, n. 13, il quale stabilisce che il
Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, d'intesa con
la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le
province autonome di Trento e di Bolzano, emana uno o più decreti
per definire la ripartizione fra regioni e province autonome di
Trento e di Bolzano della quota minima di incremento dell'energia
prodotta con fonti rinnovabili per raggiungere l'obiettivo del 17 per
cento del consumo interno lordo entro il 2020 ed i successivi
aggiornamenti proposti dall'Unione europea, precisando che i suddetti
decreti sono emanati tenendo conto:
a) della definizione dei potenziali regionali tenendo conto
dell'attuale livello di produzione delle energie rinnovabili;
b) dell'introduzione di obiettivi intermedi al 2012, 2014, 2016
e 2018 calcolati coerentemente con gli obiettivi intermedi nazionali
concordati a livello comunitario;
c) della determinazione delle modalità di esercizio del potere
sostitutivo del Governo ai sensi dell'articolo 120 della Costituzione
nei casi di inadempienza delle regioni per il raggiungimento degli
obiettivi individuati;
Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 che attua la
direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti
rinnovabili (di seguito: decreto legislativo n. 28 del 2011) ed in
particolare:
- gli articoli 35 e 36 che prevedono la promozione e la gestione
con altri Stati membri e Paesi terzi, sulla base di accordi
internazionali, di progetti comuni e trasferimenti statistici a
favore dell'Italia di produzioni di energia da fonti rinnovabili,
stabilendone i criteri e le modalità di copertura dei relativi
oneri;
- l'articolo 37, commi da 1 a 5 che individuano le azioni e gli
strumenti ulteriori a quelli resi disponibili dalla normativa
nazionale, che le regioni e le province autonome possono utilizzare
ai fini del raggiungimento dei rispettivi obiettivi di sviluppo di
energia da fonti rinnovabili, definiti in attuazione del predetto
articolo 2, comma 167 della legge n. 244 del 2007, nonchè le
modalità di verifica del raggiungimento degli obiettivi regionali da
parte del Ministro dello sviluppo economico;
- l'articolo 37, comma 6, il quale prevede che, con decreto del
Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e d'intesa con
la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le
province autonome di Trento e di Bolzano sono definiti e quantificati
gli obiettivi regionali in attuazione del predetto articolo 2, comma
167, della legge n. 244 del 2007 e successive modificazioni, nonchè
definite le modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento
degli obiettivi da parte delle regioni e delle province autonome, in
coerenza con quanto previsto dal medesimo articolo 2, comma 170,
della legge n. 244 del 2007;
Vista la legge 5 giugno 2003, n. 131, e in particolare l'articolo
8, il quale, in l'attuazione dell'articolo 120 della Costituzione,
disciplina le modalità con le quali il Governo può sostituirsi a
organi delle regioni, delle città metropolitane, delle province e
dei comuni nel caso di mancato rispetto di norme e trattati
internazionali o della normativa comunitaria, ovvero quando lo
richiedono la tutela dell'unità giuridica ed economica;
Visto il Piano di azione nazionale per lo sviluppo delle fonti
rinnovabili (di seguito PAN), adottato ai sensi dell'articolo 4 della
direttiva 2009/28/CE e trasmesso alla Commissione europea il 31
luglio 2010, che definisce gli obiettivi nazionali e le misure al
2020, anche di carattere intermedio, per contenere i consumi finali e
sviluppare quelli di energia da fonti rinnovabili, quantificando
anche la quota conseguibile attraverso mezzi diversi dalla produzione
nazionale, quali l'importazione di energia da altri paesi;
Visto il decreto 5 maggio 2011 del Ministro dello sviluppo
economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela
del territorio e del mare e sentita la Conferenza Unificata di cui
all'articolo 8 del decreto legislativo n. 281 del 1997, con cui sono
stati ridefiniti i criteri per incentivare la produzione di energia
elettrica da impianti solari fotovoltaici e gli obiettivi di potenza
incentivabile al 2016;
Visto lo studio preliminare effettuato dalla società ERSE -
nell'ambito delle attività di ricerca sul sistema elettrico per il
triennio 2009-2011 - e da ENEA, con cui è stata individuata la
metodologia per la ripartizione regionale dell'obiettivo nazionale
sulle fonti rinnovabili ed è stata proposta una prima ipotesi di
ripartizione basata, tra l'altro, su una serie di dati regionali di
consumo finale di energia prodotti da ENEA;
Visti i risultati del successivo studio eseguito dalla società
Ricerca sul Sistema Energetico - RSE SpA (già ERSE), nell'ambito
delle attività di ricerca sul sistema elettrico per il triennio
2009-2011, con il quale, con riferimento ai valori di produzione e
consumo di energie rinnovabili in ciascuna regione e provincia
autonoma, sono stati definiti gli attuali livelli, esaminati i
potenziali e delineati i criteri di ripartizione degli obiettivi
nazionali fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da
fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di
energia da fonti rinnovabili nei trasporti;
Ritenuto che la ripartizione tra le regioni e le province autonome
degli obiettivi di consumo di fonti rinnovabili fino al 2020 debba
riguardare i soli settori dell'elettricità e del calore e
raffrescamento, poichè l'aumento dei consumi di energia da fonti
rinnovabili nei trasporti dipende quasi esclusivamente da strumenti
nella disponibilità dello Stato;
Ritenuto altresì che gli obiettivi nazionali indicati nel PAN
rappresentano obiettivi minimi, che potranno essere integrati ed
anche diversamente articolati nell'arco dei previsti aggiornamenti
biennali, per tener conto del maggior apporto di alcune fonti, di
eventuali mutamenti tecnologici così come degli esiti del
monitoraggio;
Acquisita l'intesa della Conferenza permanente per i rapporti tra
lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano,
sancita nella riunione del 22 febbraio 2012;

Emana


il seguente decreto:

Art. 1

Finalità

1. Il presente decreto, in attuazione dell'articolo 37, comma 6,
del decreto legislativo n. 28 del 2011 e nel rispetto dei criteri di
cui all'articolo 2, comma 167, della legge n. 244 del 2007 e
successive modificazioni, definisce e quantifica gli obiettivi
intermedi e finali che ciascuna regione e provincia autonoma deve
conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali fino
al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti
rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia
da fonti rinnovabili nei trasporti.
2. Il presente decreto, in attuazione dell'articolo 37, comma 6,
del decreto legislativo n. 28 del 2011, definisce le modalità di
gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte
delle regioni e delle province autonome, in coerenza con quanto
previsto dall'articolo 2, comma 170, della legge n. 244 del 2007.

Art. 2

Modalità di determinazione e conseguimento degli obiettivi
delle regioni e delle province autonome

1. Per la quantificazione degli obiettivi da assegnare a ciascuna
regione e provincia autonoma, si assumono a riferimento gli obiettivi
nazionali definiti nel PAN. Il consumo di biocarburanti per trasporti
e le importazioni di energia rinnovabile da Stati membri e da Paesi
terzi, conseguenti all'attuazione degli articoli 35 e 36 del decreto
legislativo n. 28 del 2011, non concorrono alla determinazione della
quota di energia da fonti rinnovabili da ripartire tra le regioni e
le province autonome, fatto salvo quanto previsto ai commi 5 e 6.
2. Ai fini del presente decreto, il consumo finale lordo di energia
di una regione o provincia autonoma è dato dalla somma dei seguenti
tre termini:
a) consumi elettrici, compresi i consumi degli ausiliari di
centrale, le perdite di rete e i consumi elettrici per trasporto;
b) consumi di energia per riscaldamento e raffreddamento in tutti
i settori, con esclusione del contributo dell'energia elettrica per
usi termici;
c) consumi per tutte le forme di trasporto, ad eccezione del
trasporto elettrico e della navigazione internazionale.
3. Ai fini del presente decreto, il consumo di energia rinnovabile
in una regione o provincia autonoma è dato dalla somma dei seguenti
quattro termini:
a) energia elettrica lorda da fonte rinnovabile prodotta da
impianti ubicati nella regione;
b) energia termica da fonte rinnovabile per
riscaldamento/raffreddamento, prodotta e distribuita, anche mediante
teleriscaldamento, da impianti di conversione ubicati nella regione o
provincia autonoma, ad esclusione di quelli alimenti con biometano o
biogas prelevato da reti di cui al punto d) del presente comma;
c) biometano prodotto tramite impianti di produzione ubicati
nella regione o provincia autonoma e immesso nella rete di
distribuzione del gas naturale;
d) biometano e biogas prodotto tramite impianti di produzione
ubicati nella regione o provincia autonoma, immesso in reti di
distribuzione private e impiegato per usi termici o di trasporto.
4. Per le finalità di cui al comma 3 nel caso di impianti in cui
la produzione sia attribuibile agli apporti di più regioni o
province autonome, la ripartizione delle relative produzioni è
definita da accordi stipulati tra le medesime regioni e province
autonome. In carenza di accordi, la produzione è attribuita
applicando i criteri di cui al punto 10.5 delle linee guida approvate
dalla Conferenza Unificata ed emanate con DM 10 settembre 2010,
pubblicato in G.U. 18 settembre 2010, n. 219.
5. Le regioni e le province autonome possono ricorrere, ai fini del
raggiungimento dei rispettivi obiettivi, agli strumenti di cui
all'articolo 37, comma 1 e comma 4, lettera a), del decreto
legislativo n. 28 del 2011. Allo scopo di destinare prioritariamente
le produzioni da fonti rinnovabili realizzate in Italia al
conseguimento degli obiettivi nazionali, i trasferimenti statistici
per cessione di energia da fonti rinnovabili ad altri Stati membri o
Paesi terzi promossi dalle regioni o province autonome devono essere
preventivamente autorizzati dal Ministro dello sviluppo economico.
6. La copertura dei costi per i trasferimenti statistici e i
progetti comuni promossi dalle regioni e province autonome è
assicurata attraverso le modalità definite dall'Autorità per
l'energia elettrica e il gas, sentita la Conferenza Stato-Regioni,
nell'ambito dei provvedimenti previsti dall' articolo 35, comma 2,
del decreto legislativo n. 28 del 2011. A tali fini, gli oneri
specifici dell'energia oggetto di trasferimenti statistici o progetti
comuni a carico delle regioni e province autonome partecipanti sono
pari a quelli definiti ai sensi dell'articolo 35, comma 1, lettera
b), del decreto legislativo n. 28 del 2011.
7 Ai fini del presente decreto, la quota del consumo finale lordo
di energia coperta da fonti rinnovabili in ciascuna regione e
provincia autonoma è calcolata come rapporto tra la somma dei
termini di cui al comma 3 e degli eventuali apporti conseguenti
all'utilizzo degli strumenti richiamati al comma 5, e la somma dei
termini di cui al comma 2.

Art. 3

Obiettivi delle regioni e province autonome

1. La metodologia seguita per la ripartizione tra le regioni e le
province autonome degli obiettivi intermedi e finali di contenimento
dei consumi finali lordi e di sviluppo delle fonti rinnovabili
previsti dal PAN ed i relativi risultati conseguiti sono riportati,
rispettivamente, negli allegati 2 e 1 che formano parte integrante
del presente decreto. Gli elementi metodologici e quantitativi
riportati nei medesimi allegati hanno valore indicativo e di
orientamento, in particolare ai fini della programmazione delle
regioni e delle province autonome, fermo restando quanto previsto
dall'articolo 4. Gli obiettivi di cui al comma 2 possono essere
conseguiti attraverso una qualsiasi combinazione dei contributi dei
quattro termini di cui all'articolo 2, comma 3, nonchè dei
contributi derivanti dagli strumenti di cui all'articolo 37, comma 4,
del decreto legislativo n. 28 del 2011.
2. Gli obiettivi, intermedi e finali, per ciascuna regione e
provincia autonoma sono riportati nella seguente Tabella A, fatto
salvo quanto previsto dall'art. 5, commi 5 e 6. Gli obiettivi,
intermedi e finali, a partire dall'anno 2016 sono vincolanti.


Parte di provvedimento in formato grafico


3. Nelle more della definizione della metodologia di monitoraggio
di cui all'art. 40 del decreto legislativo n. 28 del 2011, su
proposta unitaria delle regioni e fermo restando l'obiettivo
nazionale, viene effettuata una rivisitazione dei criteri
metodologici e dei parametri utilizzati per la ripartizione tra
regioni e le province autonome degli obiettivi intermedi e finali, a
seguito della quale il Ministero dello sviluppo economicoprovvede di
concerto con il Ministero dell'Ambiente e della tutela del territorio
e del mare e d'intesa con la Conferenza Stato-Regioni alla
ridefinizione della Tabella A del presente articolo. Fermo restando
l'obiettivo nazionale, la ridefinizione della Tabella A è altresì
consentita al verificarsi delle condizioni di cui all'articolo 5,
comma 6.
4. Le regioni, al fine di assicurare il raggiungimento degli
obiettivi intermedi e finali di cui alla Tabella A del presente
articolo, integrano i propri strumenti per il governo del territorio
e per il sostegno all'innovazione nei settori produttivi con
specifiche disposizioni a favore dell'efficienza energetica e
dell'uso delle fonti rinnovabili.
5. Qualora una regione abbia attribuito il rilascio delle
autorizzazioni di cui all'articolo 12 del decreto legislativo del 29
dicembre 2003, n. 387 agli enti locali, è tenuta a vigilare
affinchè i medesimi ottemperino alla regolare applicazione delle
norme vigenti in materia, a definire le proprie modalità di
intervento ed a utilizzare poteri sostitutivi in caso di inerzia
accertata al fine di assicurare il rispetto delle norme stesse
nonchè il raggiungimento degli obiettivi indicati alla Tabella A del
presente articolo.
6. Fermi restando gli obiettivi previsti dalla Tabella A di cui
all'articolo 3 del presente decreto, le regioni e le province
autonome possono stabilire, anche sulla base delle disposizioni di
cui all'articolo 4, comma 3, del decreto legislativo n.28 del 2011 e
di cui al paragrafo 17.2 del DM 10 settembre 2010, pubblicato in
Gazzetta Ufficiale 18 settembre 2010, n. 219, i limiti massimi alla
produzione di energia per singola fonte rinnovabile in misura non
inferiore a 1,5 volte gli obiettivi previsti nei rispettivi strumenti
di pianificazione energetica per la medesima fonte.
7. In considerazione dell'impatto sulle reti elettriche degli
impianti di produzione a fonti rinnovabili non programmabili e della
rapida crescita di tali tipi di impianti, con fenomeni di forte
concentrazione geografica, fermo restando il principio
dell'autorizzazione unica di cui all'articolo 12 del decreto
legislativo n. 387 del 2003, ed alle linee guida di cui al decreto
ministeriale 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale
18 settembre 2010, n. 219, la regione o la provincia delegata, nelle
more della realizzazione degli interventi di messa in sicurezza del
sistema elettrico, può sospendere i procedimenti di autorizzazione
in corso su motivata segnalazione da parte dei gestori delle reti
circa la sussistenza di problemi di sicurezza per la continuità e la
qualità delle forniture. La segnalazione, che può avvenire anche a
seguito di richiesta di verifica da parte della regione interessata,
è corredata dalla proposta degli interventi di messa in sicurezza,
necessari e propedeutici all'ulteriore installazione di impianti
rinnovabili non programmabili in condizioni di sicurezza. La
sospensione ha la durata massima di otto mesi. La regione o l'ente
preposto assicurano adeguata pubblicità e garantiscono il sollecito
rilascio degli atti autorizzativi di competenza, necessari per
l'esecuzione nei tempi minimi degli interventi di messa in sicurezza.
8. La sospensione di cui al comma 7 non può essere disposta per i
procedimenti relativi ad impianti non collegati alla rete elettrica
ovvero dotati di sistemi di accumulo di capacità pari almeno alla
produzione giornaliera media dell'impianto.

Art. 4

Orientamenti per iniziative prioritarie e
collaborazione Stato-Regioni e Province autonome

1. In attuazione dell'articolo 37, comma 4, lettere b), c), d) ed
e), del decreto legislativo n. 28 del 2011 e tenuto conto delle
ulteriori disposizioni in materia di formazione e di reti di
teleriscaldamento di cui agli articoli 15 e 22 dello stesso decreto
legislativo, le regioni e le province autonome, nell'ambito delle
proprie risorse finanziarie, perseguono prioritariamente il
contenimento dei rispettivi consumi finali lordi, nella misura
prevista in allegato 2, con i seguenti principali strumenti:
a) sviluppare modelli di intervento per l'efficienza energetica e
le fonti rinnovabili su scala distrettuale e territoriale;
b) integrare la programmazione in materia di fonti rinnovabili e
di efficienza energetica con la programmazione di altri settori.
2. Le regioni e le province autonome, nell'ambito delle proprie
risorse finanziarie, concorrono al contenimento del rispettivi
consumi finali lordi, nella misura prevista in allegato 2, favorendo
in particolare le seguenti attività anche ai fini dell'accesso agli
strumenti nazionali di sostegno, in particolare mediante:
a) misure e interventi nei trasporti pubblici locali, negli
edifici e nelle utenze delle regioni e delle province autonome,
nonchè degli enti locali;
b) misure e interventi di riduzione del traffico urbano;
c) interventi per la riduzione dei consumi di energia elettrica
nell'illuminazione pubblica e nel settore idrico;
d) diffusione degli strumenti del finanziamento tramite terzi e
dei servizi energetici;
e) incentivazione dell'efficienza energetica, nei limiti di
cumulabilità fissati dalle norme nazionali.
3. Ai fini dell'attuazione delle disposizioni richiamate al comma 1
le regioni e le province autonome provvedono a:
a) indirizzare gli enti locali per lo svolgimento dei
procedimenti di loro competenza, relativi alla costruzione e
all'esercizio degli impianti di produzione da fonti rinnovabili,
secondo principi di efficacia e di semplificazione amministrativa e
applicando il modello dell'autorizzazione unica per impianti ed opere
di rete connesse;
b) incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili, nei
limiti di cumulabilità fissati dalle norme nazionali;
c) destinare specifici programmi di formazione, rivolti anche a
gestori di utenze pubbliche, progettisti, piccole e medie imprese;
d) promuovere la realizzazione di reti di teleriscaldamento per
la valorizzazione del calore e la riduzione delle sorgenti emissive,
secondo criteri di efficienza realizzativa, anche mediante specifiche
previsioni nella pianificazione di livello regionale ed indirizzi per
la pianificazione di livello locale.
4. Al fine di semplificare e favorire l'accesso agli strumenti di
sostegno nazionali per l'efficienza energetica, su richiesta delle
regioni accompagnata da progetti preliminari, l'ENEA redige e propone
all'approvazione del Ministero dello sviluppo economico schede
standardizzate per la quantificazione dei risparmi di progetti
inerenti misure e interventi di cui al comma 2.
5. Le regioni e le province autonome rendono note al Ministero
dello sviluppo economico, al Ministero dell'ambiente e della tutela
del territorio e del mare e alle altre regioni le rispettive
iniziative e misure, di particolare efficacia in materia di
efficienza energetica, di semplificazione e accelerazione delle
procedure autorizzative di impianti a fonti rinnovabili e interventi
di efficienza energetica.
6. Il Ministero dello sviluppo economico e il Ministero
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare promuovono lo
scambio e la valorizzazione di esperienze e di buone pratiche
realizzate nelle regioni e nelle province autonome, attraverso
specifici eventi e strumenti di diffusione informativa.
7. Il Ministero dello sviluppo economico e il Ministero
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare provvedono a
informare le regioni e le province autonome sulle iniziative
comunitarie in materia di sostegno alle fonti rinnovabili e
all'efficienza energetica.

Art. 5

Monitoraggio e verifica di raggiungimento degli obiettivi

1. A decorrere dal 2013, successivamente all'approvazione delle
metodologie di cui all'articolo 40, commi 4 e 5, del decreto
legislativo n. 28 del 2011, il Ministero dello sviluppo economico,
nell'ambito delle risorse umane, strumentali e finanziarie
disponibili a legislazione vigente, provvede, entro il 31 dicembre di
ciascun anno e secondo le modalità di cui al comma 4, alla verifica
per ciascuna regione e provincia autonoma della quota del consumo
finale lordo di energia coperta da fonti rinnovabili, riferita
all'anno precedente. L'esito della verifica annuale è comunicato al
Ministero dell'ambiente, al Ministero per i beni e le attività
culturali, alla Presidenza del Consiglio dei ministri e alle regioni,
con proposta di discussione in Conferenza Stato-Regioni nonchè, in
caso di mancato conseguimento degli obiettivi di cui alla Tabella A
dell'articolo 3, per l'esercizio dei poteri di cui all'articolo 6.
2. Per le finalità di cui al comma 1, le regioni e province
autonome trasmettono al Gestore Servizi Energetici GSE S.p.A. e al
Ministero dello sviluppo economico:
a) copia delle intese e degli accordi conclusi ai sensi
dell'articolo 37, comma 4, lettera a) del decreto legislativo n. 28
del 2011, nonchè degli accordi per trasferimenti statistici di cui
all'articolo 37, comma 1, dello stesso decreto legislativo;
b) i valori dell'energia effettivamente trasferita, nell'anno
precedente, in attuazione delle intese e degli accordi di cui alla
lettera a);
c) gli elementi atti a dimostrare la partecipazione alla
copertura dei costi per i trasferimenti statistici e i progetti
comuni previsti dall'articolo 35 del decreto legislativo n. 28 del
2011.
3. Per le finalità di cui all'articolo 6, l'obiettivo di ciascuno
degli anni 2014, 2016, 2018 e 2020 è calcolato come il valore più
alto tra la media del biennio e il valore calcolato al 31 dicembre
dell'anno di riferimento.
4. Nel caso in cui le metodologie di cui all'art. 40, commi 4 e 5,
del decreto legislativo n. 28 del 2011 non siano approvate, ovvero il
monitoraggio degli obiettivi non sia operativo, non si dà luogo alla
verifica di cui al comma 1 e, conseguentemente, a quanto previsto
dall'articolo 6. La verifica è svolta a partire dall'anno successivo
a quello dal quale risulta attivo il sistema statistico nazionale in
materia di energia integrato secondo quanto previsto dall'art. 40,
comma 1, del decreto legislativo n. 28 del 2011.
5. Al fine di assicurare modalità coordinate e condivise di
realizzazione, monitoraggio e verifica degli obiettivi di cui alla
Tabella A dell'articolo 3, entro tre mesi dalla data di entrata in
vigore del presente decreto, il Ministero dello sviluppo economico
istituisce un osservatorio, con i compiti di analisi e proposta di
cui ai commi successivi, costituito da sedici componenti, di cui otto
designati dal Ministero dello sviluppo economico, d'intesa con il
Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, il
Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali e il
Ministero per i beni e le attività culturali e otto designati dalla
Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le
province autonome di Trento e di Bolzano. Ai componenti
dell'osservatorio non spetta alcun compenso, comunque denominato, nè
rimborso spese.
6. L'osservatorio di cui al comma 5 costituisce un organismo
permanente di consultazione e confronto tecnico sulle modalità di
raggiungimento degli obiettivi regionali, nonchè di supporto e di
scambio di buone pratiche in particolare finalizzate al contenimento
dei consumi finali nell'ambito delle politiche territoriali.
Annualmente, l'osservatorio analizza il grado di raggiungimento degli
obiettivi e le cause di eventuali scostamenti, proponendo le
conseguenti azioni ritenute idonee al superamento delle circostanze
impeditive. In occasione del monitoraggio dell'anno 2016, qualora
risulti uno scostamento dall'obiettivo nazionale superiore al 20%,
l'osservatorio ne individua le cause e propone al Ministero dello
sviluppo economico l'adozione di provvedimenti diretti a superare le
criticità, anche attraverso la rimodulazione degli obiettivi
regionali di cui alla Tabella A, dopo aver accertato l'efficacia e la
qualità delle misure attivate da ciascuna regione e provincia
autonoma, nonchè il rispetto degli adempimenti di cui al decreto
legislativo n. 28 del 2011.
7. L'osservatorio si avvale degli strumenti statistici sviluppati
dal GSE, nonchè dalle regioni e province autonome, in attuazione
dell'articolo 40 del decreto legislativo n. 28 del 2011 e propone
eventuali miglioramenti della metodologia prevista al comma 5 dello
stesso articolo 40.

Art. 6

Modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli
obiettivi

1. A decorrere dal 2017, tenuto conto delle analisi e verifiche
condotte dall'osservatorio di cui all'articolo 5, comma 4, in caso di
mancato conseguimento degli obiettivi da parte di una o più regioni
o province autonome, il Ministro dello sviluppo economico invita la
regione o provincia autonoma a presentare entro due mesi osservazioni
in merito.
2. Entro i successivi due mesi, il Ministro dello sviluppo
economico, qualora abbia accertato, tenuto conto delle analisi e
verifiche condotte dall'osservatorio, che il mancato conseguimento
degli obiettivi è imputabile all'inerzia delle Amministrazioni
preposte ovvero all'inefficacia delle misure adottate dalla regione o
provincia autonoma, propone al Presidente del Consiglio dei ministri
di assegnare all'ente interessato un termine, non inferiore a sei
mesi, per l'adozione dei provvedimenti necessari al conseguimento
degli obiettivi.
3. Decorso inutilmente il termine di cui al comma 2, il Consiglio
dei Ministri, sentita la regione interessata, su proposta del
Ministro dello sviluppo economico, adotta i provvedimenti necessari
ovvero nomina un apposito commissario che, entro i successivi sei
mesi, consegue la quota di energia da fonti rinnovabili idonea a
coprire il deficit riscontrato. A tal fine, il commissario ricorre
agli strumenti e alle modalità di cui all'articolo 37, comma 1, e
comma 4, lettera a), del decreto legislativo n. 28 del 2011, con
oneri a carico della regione o della provincia autonoma interessata
nel rispetto del patto di stabilità interno e della vigente
normativa in materia di spesa del personale. Alla riunione del
Consiglio dei ministri partecipa il Presidente della Giunta regionale
della regione interessata al provvedimento, o un suo delegato.
4. La procedura di cui ai commi 2 e 3 non si applica nel caso di
raggiungimento degli obiettivi nazionali, intermedi o finale. La
procedura di cui ai commi 2 e 3 può essere attivata solo nel caso in
cui siano vigenti i provvedimenti di cui all' articolo 24, comma 5,
all'articolo 25, comma 10, all'articolo 28, comma 2, e all'articolo
29, comma 1, del decreto legislativo n. 28 del 2011.

Art. 7

Disposizioni finali

1. In caso di aggiornamento degli obiettivi del PAN, si provvede,
con le medesime modalità di cui al presente decreto, al conseguente
aggiornamento degli obiettivi che ciascuna regione e provincia
autonoma deve conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi
nazionali fino al 2020.
2. Al fine di consentire alle regioni e province autonome di
avvalersi di un congruo periodo di tempo per adeguare le proprie
strategie e azioni ai nuovi obiettivi modificati, il termine ultimo
per l'aggiornamento degli obiettivi del Piano d'azione nazionale per
le energie rinnovabili è stabilito al 31 dicembre 2016.
Il presente decreto, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale della
Repubblica italiana, entra in vigore il giorno successivo a quello di
pubblicazione.
Roma, 15 marzo 2012

Il Ministro dello sviluppo economico
Passera

Il Ministro dell'ambiente
e della tutela del territorio e del mare
Clini

Allegato 1

Regionalizzazione degli obiettivi di sviluppo delle FER

1 INTRODUZIONE

Il presente allegato, a partire dai valori nazionali di sviluppo
delle FER indicati dal Piano di Azione Nazionale per lo sviluppo
delle fonti rinnovabili (PAN), definisce, per ciascuna regione e
provincia autonoma, i valori di CFL, FER-E e FER-C, all'anno 2020 e
negli anni intermedi. Sulla base dei suddetti valori vengono quindi
calcolati gli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche
rinnovabili per ciascun regione e provincia autonoma nel periodo
temporale considerato. La procedura si articola nei seguenti passi:

1. Presentazione sintetica degli obiettivi nazionali di sviluppo
delle FER previsti dal PAN
Sono sinteticamente riportati, a livello nazionale, sia i Consumi
energetici Finali Lordi (CFL) che i consumi di energia da fonti
rinnovabili (FER) attesi al 2020 dal PAN, tali da consentire di
conseguire l'obiettivo del 17% previsto per l'Italia dalla Direttiva
2009/28/CE.

2. Ripartizione regionale dei consumi finali lordi e dei consumi da
fonti rinnovabili al 2020
Per ciascuna regione e provincia autonoma, sono definite le
ripartizioni al 2020 dei valori di CFL, FER-E (energia elettrica da
fonti rinnovabili), FER-C (energia termica da fonti rinnovabili) in
coerenza con gli obiettivi definiti dal PAN e secondo la metodologia
definita nell'Allegato 2. Viene quindi calcolato, per ciascuna
regione e provincia autonoma, l'obiettivo sulle fonti rinnovabili
all'anno 2020.

3. Traiettorie di sviluppo al 2020
Per ciascuna regione e provincia autonoma, considerate le
ripartizioni al 2020 dei valori di CFL, FER-E e FER-C, è definita la
traiettoria di sviluppo al 2012, 2014, 2016, 2018, in coerenza con
gli obiettivi definiti dal PAN e secondo la metodologia definita
nell'Allegato 2. Vengono quindi tracciati gli andamenti temporali
(traiettorie) dei suddetti valori e degli obiettivi. Infine si
calcola, per ciascuna regione e provincia autonoma, la traiettoria
dell'obiettivo sulle fonti rinnovabili.

4. Sviluppo dei consumi regionali da fonti rinnovabili rispetto
all'anno iniziale di riferimento
Per ciascuna regione e provincia autonoma si calcola lo sviluppo di
CFL, FER-E e FER-C, come differenza tra il valore dell'anno 2020 e
dell'anno iniziale di riferimento, come definito nell'Allegato 2.

2 SINTESI DEL PIANO DI AZIONE NAZIONALE (PAN)

L'articolo 3 della Direttiva 2009/28/CE richiede che ogni Stato
membro assicuri:
• che la propria quota di energia fonti rinnovabili (FER) sul
consumo energetico finale lordo (CFL) nel 2020 sia almeno pari al
proprio obiettivo nazionale: tale obiettivo per l'Italia è fissato
pari al 17%;
• che la propria quota di energia da fonti rinnovabili in tutte le
forme di trasporto nel 2020 sia almeno pari al 10% del consumo finale
di energia nel settore dei trasporti.
Coerentemente a quanto previsto dell'articolo 4 della Direttiva
2009/28/CE, il 31 luglio 2010 lo Stato italiano ha presentato alla
Commissione europea il Piano Azione Nazionale per lo sviluppo delle
fonti rinnovabili [1] (PAN), in cui si definiscono gli obiettivi e le
misure per contenere i consumi finali e sviluppare i consumi delle
FER, nonchè le traiettorie per assicurare il raggiungimento degli
impegni al 2020.
Il PAN prevede che il Consumo energetico Finale Lordo CFL al 2020 sia
pari a 133 Mtep e conseguentemente l'obiettivo del 17% richiede uno
sviluppo delle FER pari a 22,6 Mtep (vedi Tabella 1). Per quanto
riguarda l'obiettivo del 10% sui trasporti, considerando i criteri
previsti dalla Direttiva, il valore dei consumi stimato al 2020 è
pari a circa 35,3 Mtep, e quindi, l'impiego di FER per trasporti al
2020 è pari a circa 3,5 Mtep.

Tabella 1- I consumi attesi dal PAN al 2020.


Parte di provvedimento in formato grafico


Coerentemente con la logica della Direttiva 2009/28/CE, per
conseguire l'obiettivo nazionale di sviluppo delle FER, il PAN opera
su due fronti: la riduzione del CFL e l'incremento dell'impiego delle
FER.
Relativamente alla riduzione dei consumi, il PAN prende in
considerazione due scenari: lo scenario di "riferimento" e lo
scenario di "efficienza energetica supplementare". Lo scenario di
"riferimento" sconta già le riduzioni dei consumi finali conseguenti
alle misure di efficienza energetica decise entro il 2009 e gli
effetti della crisi del 2009 [2], [3], [4], [5]. Lo scenario di
"efficienza energetica supplementare" prevede che si introducano
misure aggiuntive di efficienza energetica in grado di determinare un
ulteriore risparmio dei consumi finali, pari a circa 12,6 Mtep (-10%
rispetto allo scenario di riferimento), che interessano in misura
maggiore il settore civile, oltre che i settori dei trasporti e
dell'industria. Per quanto riguarda lo sviluppo dei consumi di FER il
PAN prevede che lo sviluppo delle FER debba essere vincolato a
condizioni di opportunità economiche, di impatto ambientale e alla
ragionevole accettazione da parte degli utenti di modificare i propri
consumi, favorendo l'efficienza energetica e gli usi delle fonti
rinnovabili nei propri comportamenti e, di riflesso, anche in quelli
dei servizi e delle imprese. Per ognuno dei settori di impiego delle
FER previsti dalla Direttiva 2009/28/CE - elettricità, calore e
trasporti - e per ogni tecnologia/fonte, sono stati determinati dei
criteri di "sostenibilita'", che agiscono da elementi "spartiacque"
tra le potenzialità "teoriche" e quelle "potenzialmente
conseguibili".
Di seguito sono sintetizzati per i CFL e per le FER i contributi
degli specifici settori di impiego che, complessivamente, concorrono
a conseguire il raggiungimento dell'obiettivo del 17% al 2020.

2.1 Il consumo finale lordo (CFL)
Il CFL nazionale, come sintetizzato nella Tabella 2, è costituito
dalla somma dei contributi nei tre settori di impiego previsti dalla
Direttiva 2009/28/CE:
1. consumi per riscaldamento e raffreddamento in tutti i settori
(con esclusione del contributo dell'energia elettrica per usi
termici);
2. consumi elettrici (compresi i consumi degli ausiliari di
centrale, le perdite di rete e i consumi elettrici per trasporto);
3. consumi per tutte le forme di trasporto, ad eccezione del
trasporto elettrico (i cui consumi sono inclusi tra quelli del punto
2.) e della navigazione internazionale.

Tabella 2- Consumo Finale Lordo: le previsioni al 2020 del PAN


Parte di provvedimento in formato grafico


2.2 Il consumo di energia da fonti rinnovabili (FER)
Per il calcolo dei consumi dei consumi da FER, il PAN fa riferimento
ai quattro contributi, previsti dalla Direttiva 2009/28/CE:
a) consumi di energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta in
Italia (FER-E);
b) consumi di fonti rinnovabili per il riscaldamento e
raffreddamento (FER-C);
c) consumi di fonti rinnovabili per il trasporto (FER-T), con
l'esclusione dell'energia elettrica, già conteggiata al punto a);
d) consumi di altre forme di energia rinnovabile prodotte in paesi
esteri e consumate in Italia.
In Tabella 3 è riportata la ripartizione dei consumi da FER al 2020
definiti nel PAN.
L'energia elettrica dispone di una rete di distribuzione già
sviluppata sul territorio, che non obbliga necessariamente l'utilizzo
dell'energia nel luogo in cui essa viene prodotta, di un articolato
corpo normativo che disciplina la realizzazione degli impianti e la
loro connessione alla rete, e di un articolato sistema di
incentivazione a sostegno della produzione da fonti rinnovabili.
Pertanto, la quantità di FERE riportata dal PAN al 2020 è stata
definita facendo riferimento al potenziale produttivo, ovvero allo
sfruttamento delle risorse rinnovabili dove queste sono disponibili,
al costo delle tecnologie, al valore degli incentivi, nonchè
all'accettazione degli impianti sul territorio. Complessivamente, il
PAN prevede al 2020 uno sviluppo della produzione elettrica da fonti
rinnovabili sino a 8,5 Mtep (98,9 TWh).

Tabella 3- Consumo da fonti rinnovabili: le previsioni al 2020 del
PAN


Parte di provvedimento in formato grafico


Note: (1) - Per il calcolo della quota di energia da fonti
rinnovabili sul CFL, il gas, l'elettricità e l'idrogeno sono presi
in considerazione una sola volta ai fini delle quantità di cui
all'art. 5 comma 1, lettere a), b) o c) (2) - Il Documento
previsionale ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3, della Direttiva
2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009
afferma che "Ai fini del conseguimento degli obiettivi ad essa
assegnati dalla direttiva 2009/28/CE, l'Italia conta di fare ricorso
anche a strumenti diversi dalla produzione nazionale, in particolare
all'importazione di energia elettrica da FER. "[6]
Il contributo al 2020 delle fonti rinnovabili per riscaldamento e
raffreddamento (FER-C) previsto dal PAN, pari a 10,5 Mtep, è di
entità paragonabile a quello delle FER-E, ma presenta una dinamica
di crescita molto più importante, partendo da una situazione di
riferimento, al 2005, di meno di 2 Mtep di consumi.
Si consideri, poi, che il consumo dell'energia termica deve avvenire
nel luogo in cui essa viene prodotta (salvo limitati casi di
teleriscaldamento) e, quindi, lo sfruttamento delle fonti rinnovabili
per riscaldamento e raffreddamento deve necessariamente prevedere un
forte coinvolgimento del lato domanda. Tenendo conto di questi
aspetti, la definizione dell'obiettivo di sviluppo delle FER-C
previsto dal PAN è stata fissato principalmente sulla base del
potenziale di impiego.
Per i consumi di biocarburanti e del biogas e/o biometano nei
trasporti (FER-T) al 2020 il PAN prevede un consumo atteso di 2.530
ktep, suddiviso nei seguenti contributi:
• Bioetanolo/bio-ETBE 600 ktep, di cui 100 ktep di seconda
generazione
• Biodiesel 1880 ktep, di cui 200 ktep di seconda generazione
• Altri (per esempio biometano) 50 ktep, di cui 50 ktep da scarti
Una parte rilevante (circa 1000 ktep) dei suddetti biocarburanti si
prevede possa derivare da importazione diretta e/o prodotta con
materia prima di importazione.
Infine, il documento previsionale inviato dall'Italia alla
Commissione, ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3, della Direttiva
2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009
[6], afferma che "ai fini del conseguimento degli obiettivi ad essa
assegnati dalla direttiva 2009/28/CE, l'Italia conta di fare ricorso
anche a strumenti diversi dalla produzione nazionale, in particolare
all'importazione di energia elettrica da FER", per una quantità pari
1.127 ktep.

2.3 L'obiettivo del consumo di fonti rinnovabili nei trasporti

L'articolo 3, comma 4, della Direttiva 2009/28/CE stabilisce che
"Ogni Stato membro assicura che la propria quota di energia da fonti
rinnovabili in tutte le forme di trasporto nel 2020 sia almeno pari
al 10% del consumo finale di energia nel settore dei trasporti nello
Stato membro". Secondo la Direttiva, la quota dei consumi per
trasporti su cui calcolare la quota del 10% ottenuta come somma:
• del consumo di benzina, diesel e biocarburanti impiegati nel
trasporto su strada e per ferrovia;
• del consumo di energia elettrica usata nei trasporti via terra.
In Tabella 4 è fornita un'ipotesi di ripartizione di dettaglio dei
consumi per trasporti al 2020, estrapolata dai dati del PAN,
evidenziando la quota su cui deve essere calcolato l'obiettivo del
10% da fonti rinnovabili.

Tabella 4 - Schema di ripartizione dei consumi nazionali per il
trasporto al 2020


Parte di provvedimento in formato grafico


3 GLI OBIETTIVI REGIONALI AL 2020

Per ciascuna regione e provincia autonoma, sono definite le
ripartizioni al 2020 dei valori di CFL, FER-E, FER-C in coerenza con
gli obiettivi definiti dal PAN e secondo la metodologia definita
nell'Allegato 2, negli specifici capitoli, cui si rimanda per
approfondimenti.

3.1 Consumi finali lordi regionali al 2020

La definizione dei valori dei CFL al 2020, per ciascuna regione e
provincia autonoma, è stata effettuata applicando la metodologia
riportata in Allegato 2, capitolo 2, cui si rimanda per maggiori
dettagli.
La Tabella 5 riporta i valori dei CFL regionali al 2020, suddivisi in
consumi elettrici e non elettrici (riscaldamento e raffrescamento e
trasporti - esclusa la parte elettrica).

Tabella 5 - Consumi finali lordi regionali al 2020


Parte di provvedimento in formato grafico


3.2 Consumi regionali da fonti rinnovabili al 2020

La ripartizione dei consumi da fonti rinnovabili al 2020, per
ciascuna regione e provincia autonoma, è stata effettuata applicando
la metodologia descritta in Allegato 2, capitolo 3, cui si rimanda
per maggiori dettagli.
Secondo la suddetta metodologia la ripartizione regionale delle FER
prende in considerazione esclusivamente le FER-E e le FER-C, in
quanto per le FER-T e le FER-E estero il raggiungimento degli
obiettivi dipende quasi esclusivamente da strumenti nella
disponibilità dello Stato.
La Tabella 6 riporta i valori dei consumi regionali da fonti
rinnovabili al 2020, suddivisi secondo le componenti FER-E e FER-C.

Tabella 6 - Consumi regionali da fonti rinnovabili al 2020


Parte di provvedimento in formato grafico


3.3 Obiettivi regionali dei consumi da fonti rinnovabili al 2020

L'obiettivo regionale sulla quota di consumo da fonti rinnovabili al
2020, per ciascuna regione e provincia autonoma, si calcola come
rapporto tra i valori del consumo da FER (Tabella 6) e CFL (Tabella
5). Il risultato è riportato in Tabella 7.
Si noti che, coerentemente con l'approccio metodologico illustrato
nell'Allegato 2, paragrafo 3. 1, avendo incluso negli obiettivi
regionali esclusivamente il contributo delle FER-E e FER-C, la
percentuale totale risultante dal rapporto tra la somma dei
contributi regionali al numeratore e al denominatore è più bassa
dell'obiettivo (17%) definito per l'Italia.

Tabella 7 - Obiettivi regionali consumi da fonti rinnovabili al 2020


Parte di provvedimento in formato grafico


4 LE TRAIETTORIE DI SVILUPPO AL 2020

Per ciascuna regione e provincia autonoma sono definite le
ripartizioni dei valori di CFL, FERE e FER-C al 2012, 2014, 2016,
2018 (traiettorie), in coerenza con gli obiettivi definiti dal PAN al
2020 e secondo la metodologia definita nell'Allegato 2, capitolo 4.

4.1 Le traiettorie al 2020

Per ciascuna regione e provincia autonoma sono definiti, per gli anni
intermedi 2012, 2014, 2016 e 2018, i valori relativi a:
• Consumo Finale Lordo, calcolato come somma dei contributi dei
consumi elettrici e dei consumi non elettrici;
• FER-E, calcolato come somma dei contributi delle fonti
rinnovabili prese in considerazione nel PAN;
• FER-C, calcolato come somma dei contributi di tutte le fonti
rinnovabili per riscaldamento/raffreddamento prese in considerazione
nel PAN.
Sulla base dei valori così definiti e dei precedenti valori relativi
all'anno iniziale di riferimento (definiti nell'allegato 2, capitolo
4) e all'anno 2020 (definiti nell'allegato 2, capitolo 3), per
ciascuna delle suddette quantità si ottiene l'andamento temporale
(traiettoria) dall'anno iniziale al 2020.
In Tabella 8 e Tabella 9 sono riportate rispettivamente le
traiettorie dei consumi finali lordi e dei consumi da fonti
rinnovabili (somma di FER-E e FER-C) per ciascuna regione e provincia
autonoma. Le traiettorie sono calcolate prevedendo una crescita
lineare dall'anno di riferimento al 2020, in conformità
all'obiettivo nazionale di crescita previsto dal PAN. In Tabella 10
è riportata la traiettoria degli obiettivi regionali dall'anno
iniziale al 2020.

Tabella 8 - Traiettoria dei consumi finali lordi regionali - Valori
in [ktep]


Parte di provvedimento in formato grafico


Tabella 9 - Traiettoria consumi regionali da fonti rinnovabili (FER-E
+ FER-C) Valori in [ktep]


Parte di provvedimento in formato grafico


Tabella 10 - Traiettoria degli obiettivi regionali dall'anno iniziale
di riferimento al 2020 - Valori in [%]


Parte di provvedimento in formato grafico


5 SVILUPPO DEI CONSUMI REGIONALI DA FONTI RINNOVABILI RISPETTO
ALL'ANNO INIZIALE DI RIFERIMENTO

Per ciascuna regione e provincia autonoma si calcola lo sviluppo di
CFL, FER-E e FER-C dall'anno iniziale al 2020, come differenza tra il
valore dell'anno 2020 e dell'anno iniziale di riferimento, come
definito nell'Allegato 2.
Nelle tabelle che seguono sono riportati, per ciascuna regione e
provincia autonoma, lo sviluppo delle FER-E e FER-C tra l'anno
iniziale della traiettoria e il 2020.

Tabella 11 - Sviluppo regionale delle FER-E al 2020 rispetto all'anno
iniziale di riferimento


Parte di provvedimento in formato grafico


Tabella 12 - Sviluppo regionale delle FER-C al 2020 rispetto all'anno
iniziale di riferimento


Parte di provvedimento in formato grafico


Tabella 13 - Sviluppo regionale delle FER-E e FER-C al 2020 rispetto
all'anno iniziale di riferimento


Parte di provvedimento in formato grafico


6 Bibliografia

[1] Ministero Sviluppo Economico; "Piano di Azione Nazionale per le
energie rinnovabili dell'Italia"; Giugno 2010.
[2] Piano Nazionale di Azione Italiano per l'Efficienza Energetica.
Luglio 2007. Preparato ai Sensi della Direttiva 2006/32/CE sugli usi
finali dell'energia e i servizi energetici.
[3] F. Bazzocchi, A. Capozza, W. Grattieri, F. Madonna, S. Maggiore,
F. Ravasio, M. Santi Vitale; "Razionalizzazione e risparmio dell'uso
di energia elettrica; misure per l'incremento di efficienza
energetica negli usi finali"; rapporto ERSE n. 09003387, Febbraio
2010
http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/dc/10/022-10dco.pdf.
[4] P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios; "Model-based
Analysis of the 2008 EU Policy Package on Climate Change and
Renewables "; - Primes Model - E3MLab/NTUA, Gennaio 2008.
[5] P. Capros, L. Mantzos, V. Papandreou, N. Tasios; "Model-based
Analysis of the 2008 EU Policy Package on Climate Change and
Renewables "; - Primes Model - E3MLab/NTUA, Gennaio 2010.
[6] Documento previsionale ai sensi dell'articolo 4, paragrafo 3,
della Direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del
23 aprile 2009.

Allegato 2

Criteri per la ripartizione tra regioni e province autonome degli
obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili previsti
dal Piano di Azione Nazionale (PAN)

1 INTRODUZIONE

Nell'allegato è presentata la metodologia impiegata per la
ripartizione, a livello regionale e delle province autonome, degli
obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (FER)
previsti dal Piano di Azione Nazionale (PAN). I risultati
quantitativi dell'applicazione di tale metodologia sono illustrati
nell'Allegato 1.
La metodologia per la determinazione degli obiettivi regionali si
articola nei seguenti passi:

1. Ripartizione regionale del Consumo Finale Lordo (CFL)
Il consumo energetico previsto dal PAN al 2020 è ripartito
regionalmente applicando i seguenti criteri:
• per i consumi elettrici, si fa riferimento alla ripartizione
derivante dalla media dei consuntivi dei consumi regionali di energia
elettrica nel periodo 2006-2010, inclusi i consumi dei servizi
ausiliari e perdite di rete pubblicati da Terna, mantenendo costante
al 2020 la quota di ogni regione e provincia autonoma nell'anno di
riferimento. Si è preferito utilizzare un valore medio per
stemperare gli effetti dalla crisi economica che, nel biennio
2008-2009, ha determinato un andamento dei consumi in controtendenza
rispetto agli anni precedenti e una ripartizione tra le regioni e
province autonome fortemente influenzata dalla crisi;
• per i consumi termici, si fa riferimento alla ripartizione
derivante dai consumi regionali di energia per usi termici nel
periodo 2005-2007 elaborati da ENEA.
Il valore medio consente di "normalizzare" le variazioni dei
consumi energetici termici dovute alle diverse condizioni climatiche
dei singoli anni del triennio.
• per i consumi dei trasporti, si fa riferimento alla ripartizione
derivante dai consuntivi dei consumi regionali di energia per
trasporto nel periodo 2005-2007 elaborati da ENEA.
I valori regionali del CFL per gli anni intermedi sono ottenuti
per ciascuna regione e provincia autonoma, coerentemente alla
traiettoria del CFL riportata nel PAN.

2. Regionalizzazione dei consumi delle fonti rinnovabili
Si ripartisce a livello regionale esclusivamente l'obiettivo
nazionale definito dal PAN di produzione nazionale di elettricità da
fonti rinnovabili e dei consumi di fonti rinnovabili termiche. Gli
obiettivi definiti dal PAN sulle fonti rinnovabili per i trasporti e
sulla quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili importata
da altri Stati membri e Paesi terzi sono considerati come obiettivi
da conseguire tramite azioni che coinvolgono il livello centrale e,
per questo, non sono oggetto di ripartizione regionale.
Questo approccio non esclude che le regioni e le province autonome
possano fare ricorso a scambi statistici con Paesi membri e/o
contribuire alla copertura degli oneri per trasferimenti statistici e
progetti comuni nazionali, ai fini del conseguimento dei rispettivi
obiettivi (art 37 - Trasferimenti statistici fra le regioni - decreto
legislativo n. 28 del 2011),
La ripartizione regionale è stata determina applicando criteri
tecnico-economici, cioè facendo riferimento, per l'energia elettrica
da fonti rinnovabili prodotta in Italia, al potenziale
tecnico-economico di sfruttamento delle fonti rinnovabili nelle
singole regioni, mentre per i consumi termici da fonti rinnovabili,
principalmente al potenziale di impiego della fonte, tenendo conto,
comunque, delle disponibilità locali delle fonti.
Tale approccio tiene conto delle caratteristiche di disponibilità
di risorse energetiche del territorio delle singole regioni e
province autonome, della loro sfruttabilità secondo principi di
sostenibilità ambientale ed economici, e della possibilità di
orientare parte dei consumi termici, che derivano dai fabbisogni
residenziali, del terziario, dell'agricoltura e dell'industria, verso
l'impiego di tecnologie che utilizzano fonti rinnovabili.
In tal senso, in termini metodologici, per la ripartizione
regionale si è tenuto conto di vincoli/criteri (ambientali e non)
definiti a livello nazionale. Ulteriori ed aggiuntivi vincoli non
sono stati presi in considerazione nella definizione degli
obiettivi di sviluppo delle FER delle regioni e delle province
autonome, anche alla luce delle previsioni del decreto del 10
settembre 2010 "Linee guida per l'autorizzazione degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili"(1 ).

--------
(1 )", L' art 17, comma 2, del Decreto del 10 settembre 2010,
pubblicato sulla G.U. n. 219 del 18 settembre 2010, stabilisce che
"le Regioni e le Province autonome conciliano le politiche di tutela
dell'ambiente e del paesaggio con quelle di sviluppo e
valorizzazione delle energie rinnovabili attraverso atti di
programmazione congruenti con la quota minima di produzione di
energia da fonti rinnovabili loro assegnata (burden sharing), in
applicazione dell'articolo 2, comma 167, della legge 244 del 2007,
come modificato dall'articolo 8 bis della legge 27 febbraio 2009, n.
13, di conversione del decreto legge 30 dicembre 2008, n. 208,
assicurando uno sviluppo equilibrato delle diverse fonti. Le aree
non idonee sono, dunque, individuate dalle Regioni nell'ambito
dell'atto di programmazione con cui sono definite le misure e gli
interventi necessari al raggiungimento degli obiettivi di burden
sharing fissati in attuazione delle suddette norme. Con tale atto,
la regione individua le aree non idonee tenendo conto di quanto
eventualmente già previsto dal piano paesaggistico e in congruenza
con lo specifico obiettivo assegnatole".

Tenuto conto che, per conseguire gli obiettivi regionali di sviluppo
della produzione elettrica da fonti rinnovabili, è necessario un
appropriato sviluppo della rete elettrica, si è stimato, sulla base
di simulazioni dell'esercizio del sistema elettrico nazionale
all'anno orizzonte 2020, che le espansioni e i potenziamenti della
rete di trasmissione nazionale e delle interconnessioni con l'estero
previsti da Terna siano adeguati anche per far fronte nelle regioni
peninsulari italiane alla crescita delle fonti rinnovabili elettriche
prevista dalla ripartizione qui riportata.
Specifica analisi è stata effettuata per la Sardegna, il cui
collegamento con la penisola è stato di recente potenziato. In
particolare, è stato verificato che l'incremento di potenza delle
FER elettriche (in particolare da fonte eolica) previsto dalla
ripartizione regionale è compatibile con la capacità di connessione
con il continente costituita dal nuovo collegamento SAPEI, nel
rispetto dei criteri di sicurezza previsti dalle regole di rete di
Terna [1]
La regionalizzazione delle fonti rinnovabili elettriche e termiche
per gli anni intermedi è stata ottenuta per ciascuna regione e
provincia autonoma coerentemente con i rispettivi tassi di incremento
previsti dal PAN.

3. Definizione dell'obiettivo regionale sulle fonti rinnovabili.
L'obiettivo di ciascuna regione e provincia autonoma, al 2020 e
negli anni intermedi, è dato dal valore percentuale ottenuto dal
rapporto fra la somma dei valori regionali delle FER elettriche e FER
termiche e il valore regionale del CFL relativi all'anno considerato.
Si noti che gli obiettivi sono articolati in modo che il
raggiungimento degli obiettivi da parte delle regioni e province
autonome assicuri il raggiungimento dell'obiettivo nazionale.
Nel valutare gli sviluppi della produzione di energia da fonti
rinnovabili nel prossimo decennio, a scopo cautelativo, si fa
riferimento principalmente alle tecnologie oggi consolidate o che si
prevede potranno esserlo entro pochi anni.

2 LA RIPARTIZIONE REGIONALE DEI CONSUMI FINALI LORDI AL 2020

Per ottenere la ripartizione regionale del CFL al 2020(2 ), il CFL
è stato considerato nelle due componenti: i consumi elettrici e
tutti gli altri consumi (riscaldamento/raffreddamento e trasporti -
esclusi quelli elettrici), definiti di seguito "consumi non
elettrici". Ciascuna delle due suddette componenti è stata
ripartita separatamente per ciascuna regione e provincia autonoma.
Per calcolare la ripartizione regionale di ciascuna delle due
componenti del CFL al 2020, sono stati applicati ai valori di
consumo nazionale i fattori di ripartizione(3 ) ottenuti dai più
recenti consuntivi regionali disponibili. In particolare i
coefficienti di ripartizione sono stati ricavati:
• per i consumi elettrici, dalla media dei consuntivi dei consumi
regionali di energia elettrica nel periodo 2006-2010 e dai relativi
consumi dei servizi ausiliari e perdite di rete, pubblicati da
Terna (vedi Tabella 1) [2];
• per i consumi non elettrici, dalla media dei consumi regionali
per calore e trasporti(4 ) nel periodo 2005-2007, elaborati da ENEA
(vedi Tabella 2) [3].

--------
(2 ) Il valore totale e la ripartizione fra settori di impiego sono
riportati nell'Allegato 1, Tabella 2

--------
(3 ) Per fattori di ripartizione si intende il contributo, espresso
in percentuale, di ciascuna regione e provincia autonoma al consumo
totale nazionale di ciascun anno.

--------
(4 ) Dall'analisi dei dati di consumo regionali rilevati dall'ENEA
risulta che il contributo dei consumi da trasporto aereo e quelli da
traffico marittimo incide, mediamente, per meno del 10% sul consumo
totale del settore trasporti (consumi elettrici per trasporto
esclusi).

In entrambi i casi si è ritenuto opportuno non fare riferimento al
dato di un solo anno ma utilizzare un dato mediato su più anni, per
tener conto, sia degli effetti indotti dalla recente crisi economica,
sia delle variazioni dei consumi termici dovuti alle condizioni
climatiche.
La metodologia per la ripartizione regionale del CFL assume che gli
effetti delle azioni di efficienza energetica sugli usi finali,
previsti dallo scenario efficiente del PAN, siano distribuiti sulle
regioni e sulle province autonome in proporzione ai loro consumi
storici. Tale approccio lascia, comunque, libere le singole regioni e
province autonome di sviluppare proprie politiche a favore
dell'efficienza energetica, i cui risultati troveranno riscontro
nella consuntivazione dei propri consumi finali.
Per la ripartizione dei consumi energetici, nelle province autonome
di Trento e Bolzano si è utilizzato il fattore di ripartizione,
rispettivamente 51% e 49%, ricavato dal rapporto distribuzione della
popolazione (fonte Istat) e dei consumi (fonte Terna) all'interno
della regione Trentino Alto Adige.

Tabella 1 -- Ripartizione regionale del CFL: consumi elettrici. Media
periodo 2006 - 2010 [fonte Terna]


Parte di provvedimento in formato grafico


Tabella 2 - Ripartizione regionale del CFL: consumi non elettrici.
Media periodo 2005- 2007 [Fonte ENEA]


Parte di provvedimento in formato grafico


I valori del CFL al 2020 di ogni regione e provincia autonoma, così
come i restanti dati al 2020 sui quali sono calcolati gli obiettivi
regionali, sono riportati nell'Allegato 1.

3 LA RIPARTIZIONE REGIONALE DEI CONSUMI DA FONTI RINNOVABILI AL 2020

3.1 Ambito della ripartizione regionale
Con riferimento agli obiettivi di sviluppo previsti dal PAN(5 ), la
ripartizione regionale delle FER prende in considerazione
esclusivamente le FER-E e le FER-C.

--------
(5 ) I valori dei consumi da FER al 2020 definiti nel PAN, suddivisi
nelle tipologie previste dalla Direttiva, sono riportati in Allegato
1, Tabella 3.

Per le FER-T e le FER-E estero, invece, non si dà luogo alla
ripartizione regionale in quanto:
• per le FER-T (prevalentemente biocarburanti), il perseguimento
dell'obiettivo dipende in via quasi esclusiva dal graduale
aggiornamento del meccanismo di sostegno nazionale, basato
sull'obbligo di miscelazione di una quota minima di biocarburanti
nella benzina e nel gasolio immessi in consumo
• per le FER-E estero, il documento presentato dal Governo sulla
produzione eccedentaria di energia da fonti rinnovabili afferma che
l'Italia intende avvalersi del trasferimento di FER da altri Stati
(in particolare di import di elettricita') e le azioni per conseguire
tale obiettivo sono sotto la responsabilità del governo.
Nei paragrafi che seguono è riportata la metodologia utilizzata per
la ripartizione regionale delle singole fonti che costituiscono le
FER-E e le FER-C.

3.2 Metodologia
Per ripartire a livello regionale i consumi da fonti rinnovabili al
2020 è stato impiegato un approccio che correla le caratteristiche
del territorio delle singole regioni e province autonome, in
particolare al potenziale economicamente sostenibile di fonti
rinnovabili per la produzione elettrica e alla possibilità di
orientare parte dei consumi termici, che derivano dai fabbisogni
residenziali, del terziario, dell'agricoltura e dell'industria, verso
l'impiego di tecnologie che utilizzano fonti rinnovabili.
Nelle Tabella 3 e Tabella 5 sono sintetizzate le metodologie e i dati
di riferimento utilizzati per la ripartizione degli obiettivi di
sviluppo delle FER, rispettivamente elettriche e termiche, nonchè il
riferimento ai documenti pubblici, cui si rimanda per maggiori
approfondimenti.
Più in dettaglio, nel caso delle FER-E, dove è disponibile una rete
di trasporto e distribuzione, si è seguito un approccio basato sul
potenziale di sfruttamento di tali fonti nelle singole regioni e
province autonome.
In particolare tale approccio tiene conto di indicatori di
disponibilità delle risorse, quali risorsa idrica, ventosità,
risorse geotermiche, irraggiamento solare, superficie di territorio a
vocazione agricola, superficie di territorio boschivo, aree urbane e
fortemente antropizzate (per l'apporto da RSU), aree industriali. Su
tali indicatori si applicano criteri di sostenibilità che, di fatto,
fanno si che solo una parte della potenzialità sul territorio
precedentemente individuata sia sfruttata, per ragioni di costo, di
eccessiva e competitiva occupazione del territorio e di relativo
impatto ambientale.
Per le FER-C, che non possono contare su una rete di distribuzione
(salvo la situazione, peraltro molto locale, del teleriscaldamento) e
che per essere utilizzate richiedono un ruolo attivo del consumatore
finale di energia, è stato seguito un approccio basato sul
potenziale di impiego delle FER-C nelle singole regioni e province
autonome, tenendo contestualmente conto della disponibilità delle
fonti (in particolare per biomasse in ogni forma e per geotermia) e
delle tecnologie già esistenti e di quelle che il PAN prevede
possano svilupparsi in Italia nel 2020.
La ripartizione regionale delle FER- C è fatta sulla base del
criterio guida che la produzione di calore da FER sia contestuale al
luogo in cui il calore viene impiegata ed è effettuata in funzione
dei diversi settori/destinazione di consumo.
Di seguito si riportano sinteticamente i criteri adottati:
• per il settore civile, si è fatto riferimento alla stima del
fabbisogno regionale di calore definito sulla base delle aree
climatiche, alle caratteristiche del territorio e alla ripartizione
del numero e delle tipologie di abitazioni sul territorio più idonee
per prevedere l'installazione e l'utilizzo delle specifiche
tecnologie per la generazione di calore;
• per il settore industriale è stata considerata la distribuzione
media regionale del numero di addetti impiegati in settori produttivi
che impiegano biomasse, quali il settore della carta, del legno,
dell'agroalimentare e del cemento;
• per il settore agricolo sono stati considerati i consumi
energetici storici del settore.
Un discorso a parte deve essere fatto per la produzione di biometano
che sarà immesso nella rete di distribuzione pubblica o in reti di
distribuzione private e/o utilizzato per trasporti. Tale destinazione
del biometano è specificamente prevista e incentivata dal decreto
legislativo n. 28 del 201 1. Si è assunto che nel PAN tale
contributo sia stato contabilizzato principalmente nelle FER-C e, in
minima parte, nelle FER-T. Per semplicità nella ripartizione che
segue tale contributo è stato inserito nelle FER-C. Il criterio
adottato per la ripartizione regionale è quello del potenziale di
produzione del biogas/biometano.

3.3 Regionalizzazione della produzione elettrica da fonti rinnovabili
al 2020
Di seguito si riporta la ripartizione regionale della produzione
elettrica da fonti rinnovabili al 2020, facendo riferimento alle
quantità e alle fonti riportate nel PAN.

3.3.1 FER-E: produzione idroelettrica
A livello nazionale, il futuro andamento della produzione
idroelettrica da apporti naturali è influenzato da due fattori che
agiscono in senso opposto [5]:
• una riduzione della producibilità degli impianti esistenti pari
a circa il 18% della produzione media degli ultimi anni, per effetto
dell'impatto dei cambiamenti climatici sulle precipitazioni e
dell'applicazione dei vincoli ambientali sull'uso delle acque
(Deflusso Minimo Vitale - DMV) e sull'uso plurimo delle acque [6],
[7];
• un aumento della produzione per effetto del ripotenziamento del
parco esistente, che avverrà attraverso l'installazione di nuovi
impianti di taglia inferiore ai 10 MW (mini-idroelettrico) [8],
mentre per gli impianti di grossa taglia si stima che non vi saranno
possibilità di nuove installazioni.
La ripartizione regionale della producibilità degli impianti
esistenti è mantenuta pari a quella attuale, (riferimento produzione
regionale normalizzata mediata nel periodo 2005-2009 - fonte GSE),
ipotizzando che, in mancanza di informazioni specifiche, i sopra
citati fattori agiscano con la stessa intensità in tutte le regioni
interessate.
Eventuali variazioni rispetto al valore nazionale che si potranno
avere in singole regioni, e in particolare riduzioni di
producibilità di minore entità, sono da considerarsi elementi di
flessibilità che le regioni e province autonome potranno utilizzare
per il conseguimento del proprio target.
La distribuzione regionale dei nuovi impianti di taglia inferiore a
10 MW è invece definita proporzionalmente alle potenzialità
idroelettriche non sfruttate, determinate in funzione della
disponibilità della risorsa idrica (da cui derivano le
informazioni di portata dei corsi d'acqua), basata su dati storici
di precipitazione e della conformazione geo-morfologica dei bacini
(da cui i salti geodetici). Inoltre si è tenuto conto dell'effetto
della "antropizzazione" sulla potenzialità teorica così
calcolata, in quanto i molteplici impieghi della risorsa idrica
sottraggono risorse teoricamente utilizzabili per la produzione
elettrica (si veda ad esempio la Figura 1)(6 ).

--------
(6 ) Nel caso delle Province autonome, di Trento e Bolzano, per la
ripartizione della produzione idroelettrica, si è tenuto conto
degli impianti a "scavalco, in particolare:
Centrale di produzione posta a San Floriano (BZ), suddivisione dei
canoni dovuti dal concessionario in ragione di 2/3 alla provincia
autonoma di Trento ed 1/3 alla provincia autonoma di Bolzano: vedi
Accordo sottoscritto dai Presidenti delle due province in data
29.10.2010, numero di repertorio della provincia autonoma di Bolzano
22954, registrato a Bolzano il 15.11.2010, al n. 442, Serie 1.
Centrali di produzione a Bussolengo ed a Chievo (VR), suddivisione
dei canoni demaniali dovuti dal concessionario in ragione del 50,5%
a favore della Provincia autonoma di Trento e del 49,5% a favore
della Regione Veneto: vedi legge della Provincia autonoma di Trento
n. 1 del 5 febbraio 2007 e legge della Regione Veneto n. 26 del 23
novembre 2006.
Centrali di produzione a Schener ed a Moline (BL), suddivisione dei
canoni demaniali dovuti dal concessionario in ragione del 54,0% a
favore della Provincia autonoma di Trento e del 46,0% a favore della
Regione Veneto: vedi legge della Provincia autonoma di Trento n. 1
del 5 febbraio 2007 e legge della Regione Veneto n. 26 del 23
novembre 2006. Gli accordi disciplinano, nella misura sopra
ricordata, la suddivisione fra Trento, Bolzano e Venezia dei canoni
demaniali dovuti dai concessionari: si ritiene che tali criteri
siano replicabili, mutatis mutandis, anche alla suddivisione
dell'energia prodotta (e producibile) da ciascun dei 5 impianti a
scavalco qui sopra considerati. Sulla base di tale conteggio si
ritiene che la ripartizione della produzione idroelettrica del
Trentino Alto Adige fra le due province sia pari al 47% per la
provincia di Bolzano e 53% per la provincia di Trento.

Figura 1 - Mappa del massimo potenziale idroelettrico ( fonte: [8])


Parte di provvedimento in formato grafico


3.3.2 FER-E: produzione eolica
La produzione eolica prevede due contributi:
• energia prodotta da impianti on-shore;
• energia prodotta da impianti off-shore.
Nei capitoli successivi è dettagliato il criterio di
regionalizzazione dei due contributi.

3.3.2.1 FER-E: produzione eolica on shore
Gli elementi presi in considerazione per definire la ripartizione
regionale della produzione nazionale da fonte eolica al 2020 prevista
nel PAN sono il potenziale di producibilità eolica e i vincoli
territoriali, secondo la metodologie descritta in [5].
Per quanto riguarda il potenziale di producibilità eolica, si fa
riferimento all'Atlante Eolico Interattivo prodotto da RSE
nell'ambito della Ricerca di Sistema [9] e agli studi correlati [10].
Per le stime si fa riferimento alla producibilità specifica a 75 m.
Il potenziale eolico di una data regione è valutato come somma delle
producibilità specifiche delle celle elementari, ricadenti nel
territorio regionale, che presentano valori di producibilità
specifica maggiori di 1.500 MWh/MW. Con tale scelta si vogliono
privilegiare le aree con una maggior producibilità, tralasciando
quelle che potrebbero portare a rese energetiche medio - basse.
Per quanto riguarda i vincoli territoriali [ 12], ferma restando la
competenza delle regioni e province autonome in materia di
identificazione delle aree non idonee, come previsto dalle linee
guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti
rinnovabili [13], per le sole finalità di questo studio si è
assunto che gli impianti eolici non saranno realizzati in:
• aree urbanizzate;
• parchi nazionali e regionali;
• zone di protezione speciale (ZPS), istituite in ottemperanza
della direttiva 79/409/CEE (nota come "Direttiva uccelli") e
finalizzate al mantenimento di idonei habitat per la conservazione
delle popolazioni di uccelli selvatici migratori;
• le aree alpine al di sopra dei 1.600 metri e quelle appenniniche
al di sopra dei 1.200 metri.
Occorre ribadire che con i criteri adottati non si intende anticipare
le determinazione delle singole regioni e province autonome in merito
all'identificazione delle aree, ma sono da intendersi esclusivamente
come strumentali alla individuazione del potenziale sfruttabile.

3.3.2.2 FER-E: produzione eolica off-shore
La valutazione della potenzialità per la realizzazione di impianti
eolici off-shore è stata condotta ipotizzando uno sfruttamento
dell'ordine del 2,5-3% dell'area idonea e una densità di potenza di
6,5 MW/km2. Ai fini della valutazione del contributo alla produzione
al 2020 si è assunto per le aree marine interessate una
producibilità specifica media di 3.000 MWh/MW. per le aree marine
relative alle isole maggiori, per le altre, 2.300-2.600 MWh/MW.
La potenza eolica offshore riguarda esclusivamente impianti previsti
in "acque basse" (profondità 0-30 m), quindi realizzabili con
tecnologia già disponibile e consolidata, ubicati a distanza dalla
costa fra 5 e 20 km.
La ripartizione regionale dell'obiettivo nazionale di sviluppo
dell'eolico off-shore è dunque fatta sulla base dei seguenti
criteri:
• superficie di aree potenzialmente idonee;
• interesse degli operatori, già manifestato con proposte di
iniziative di realizzazione di impianti in determinate aree del
Paese;
• aree con risorse più promettenti.
Ai fini della selezione delle aree potenzialmente idonee sono state
escluse le aree caratterizzate da estensione limitata e le aree,
anche di estensione ragguardevole comprese in aree marine in cui
potrebbe risultare arduo realizzare impianti
Sempre ai fini della selezione delle aree idonee si è ritenuto
opportuno escludere quelle ubicate in vicinanza della costa di
località di elevato pregio paesistico e turistico e/o di piccole
isole [14].

3.3.2.3 Vincoli derivanti dalla rete elettrica
Per conseguire gli obiettivi regionali di sviluppo della produzione
elettrica da fonti rinnovabili è necessario un appropriato sviluppo
della rete elettrica. A tal fine, mediante simulazioni dell'esercizio
del sistema elettrico nazionale all'anno orizzonte 2020, si è
verificato che le espansioni e i potenziamenti della rete di
trasmissione nazionale e delle interconnessioni con l'estero
programmati da Terna sono adeguati a far fronte alla crescita delle
fonti rinnovabili elettriche, prevista dalla ripartizione regionale
qui ipotizzata.
In particolare, nel caso della Sardegna, è stato verificato che
l'incremento di potenza delle FER elettriche (in particolare la
produzione eolica) è compatibile con la capacità di connessione
con il continente costituita dal nuovo collegamento SAPEI, nel
rispetto dei criteri di sicurezza previste dalle regole di rete(7
).
Tuttavia, tenuto conto dei prevedibili lunghi tempi di sviluppo
della rete, è stato adottato un approccio prudenziale, riducendo
l'obiettivo definito dalla metodologia, al 2020, per l'eolico di
500 MW.

--------
(7 ) È stato ipotizzata una potenza eolica installata di poco più
di 2.000 MW, con i nuovi generatori eolici dotati di appositi
dispositivi di controllo a garanzia della sicurezza di rete.[1]

3.3.3 FER-E: produzione geotermoelettrica
La produzione elettrica da fonte geotermica è da sempre localizzata
in aree della Toscana e del Lazio e si prevede che anche al 2020
resti limitata a tali zone [15].
Infatti, coerentemente con l'approccio seguito in questo studio di
far riferimento prioritariamente alle tecnologie consolidate, si
ipotizza che l'incremento della produzione geotermoelettrica entro il
2020 avvenga grazie alle sole tecnologie convenzionali. Nel caso in
cui nuove soluzioni tecnologie (per esempio hot dry rocks) potranno
passare, entro il 2020, dall'attuale fase sperimentale ad un utilizzo
commerciale, esse potranno essere utilizzate anche in altri
territori, con un ulteriore elemento di flessibilità per il
conseguimento degli obiettivi regionali di sviluppo delle FER.
In tale senso la ripartizione regionale della produzione
geotermoelettrica al 2020 è definita proporzionalmente alla
produzione degli impianti attualmente in funzione.

3.3.4 FER-E: produzione da fonte solare
La produzione da fonte solare prevede due contributi:
• produzione da solare fotovoltaico;
• produzione da solare a concentrazione.

3.3.4.1 FER-E: produzione solare fotovoltaico
Il rilevante sviluppo che ha riguardato la produzione fotovoltaica in
questi ultimi mesi fa ritenere che l'obiettivo di 8.000 MW previsto
dal PAN al 2020 possa essere raggiunto assai prima, come peraltro
previsto dal recente decreto ministeriale 5 maggio 2011 "quarto conto
energia".
Per tale ragione, diversamente dai casi precedenti, la ripartizione
regionale della produzione fotovoltaica prevista dal PAN al 2020 è
definita sulla base dei dati a consuntivo.
In particolare, si considera la produzione FV da tre diversi insiemi
di impianti:
a. gli impianti già in esercizio al 31/12/2010(8 );
b. gli impianti completati al 31/12/2010 e attesi in esercizio
entro il 30/6/2011, beneficiando degli incentivi previsti dal
secondo conto energia;
c. gli altri impianti che saranno realizzati nel 2011 e che
beneficeranno dei contributi del terzo e del quarto conto energia.

--------
(8 ) Valori cumulati provvisori al 31/01/2011 (gli operatori hanno
60 giorni per comunicare l'entrata in esercizio)

Per quanto riguarda gli impianti di cui al punto a. e b. si fa
riferimento ai dati regionali (potenza installata) forniti da GSE
[16] (nel caso del punto b. si tratta di dati previsionali, ricavati
dalle dichiarazioni di fine lavori pervenute al GSE, ai sensi della
Legge del 13 agosto 2010, n.129).
Quanto alla ripartizione regionale della potenza degli impianti di
cui al punto c.), si assume che sia la medesima degli impianti già
in esercizio o completati al 31/12/2010 (punti a. e b.).
Nel momento della predisposizione del presente documento, la potenza
"mancante" rispetto all'obiettivo fissato dal PAN, è pari a circa il
10% dell'obiettivo al 2020 (8.000 MW): tale differenza, il cui
contributo non incide significativamente sulla ripartizione della
produzione FV già in atto nelle regioni e province autonome, è
stata ripartita tra le regioni proporzionalmente alla distribuzione
della potenza già installata.
Alla luce dei dati del quarto conto energia, la potenza
effettivamente installata al 2020 potrebbe essere superiore a quella
prevista PAN e dalla conseguente ripartizione regionale ipotizzata in
questo documento. La produzione eccedente potrà essere utilizzata,
in sede di aggiornamento del PAN, per rimodulare i diversi apporti,
funzionali al raggiungimento dell'obiettivo nazionale.

3.3.4.2 FER-E: produzione solare termodinamico
Nelle valutazioni di impiego del solare termodinamico va ricordato
preliminarmente che la IEA considera idonee all'impiego di questa
tecnologia le zone comprese tra il 40° Nord e 40° Sud, dove la
radiazione solare diretta su superficie normale alla radiazione
stessa è dell'ordine di almeno 1800 kWh/m²/y; in Italia tali
condizioni si riscontrano in alcune aree delle regioni mediterranee
e della Sardegna(9 ), come si osserva dalla Figura 2. Per la
ripartizione regionale della produzione potenziale da solare
termodinamico si è applicato un criterio di proporzionalità alla
superficie regionale che in linea di principio potrebbe essere
dedicata allo sviluppo degli impianti nelle singole regioni
mediterranee [18].
Il valore di tale superficie regionale è ottenuto considerando le
superfici piane grezze, con estensioni minime contigue di almeno 2
km2, che dovrebbero beneficiare localmente del massimo di
radiazione solare diretta.

--------
(9 ) Nello specifico caso della Sardegna si stima che la superficie
necessaria prevista per lo sviluppo del solare termodinamico al 2020
sia circa il 2% di quella prevista per l'installazione dell'eolico
on shore; pertanto si ritiene che non sussista il problema di
competizione di occupazione del territorio fra le due tecnologie.

Tali aree erano state identificate in prima approssimazione da studi
effettuati negli anni '90 dalla Direzione Studi e Ricerche di ENEL
[19] successivamente integrati con misure di radiazione solare
diretta al suolo, e corrispondono di regola ad alcune aree costiere
pianeggianti.
Le superfici di tali aree sono state ridotte da un fattore di
utilizzo che tiene conto, in prima approssimazione, delle
urbanizzazioni e dell'uso attuale del suolo, escludendo a priori, per
esempio, i fondi destinati ad agrumeti e uliveti, ed ulteriormente
parametrizzate da un coefficiente relativo alla disponibilità di
radiazione solare diretta utile, che si riduce significativamente
passando, per esempio, dai litorali del Canale di Sicilia alla
provincia di Foggia.

Figura 2 - Mappa di eliofania assoluta media annua (Fonte: Atlante
Tematico d'Italia TCI - CNR ed. 1989).


Parte di provvedimento in formato grafico


3.3.5 FER-E: produzione da biomassa
La produzione di FER-E da biomassa viene valutata facendo riferimento
alle diverse forme di biomassa impiegate allo scopo:
• biomassa solida, inclusa la frazione organica da rifiuti solidi
urbani;
• biogas, incluso il gas da discarica;
• bioliquidi.

3.3.5.1 FER-E: produzione da biomassa solida
La produzione di FER-E da biomassa solida al 2020, tiene conto di due
contributi:
• frazione biodegradabile dei Rifiuti Solidi Urbani (RSU);
• la restante biomassa solida (legna vergine e biomasse solide
residuali).
Il contributo della biomassa solida alla produzione di energia
elettrica al 2020 riportato nel PAN è pari a 7.900 GWh. Si ipotizza
che essa sia ripartita in parti circa uguali tra frazione
biodegradabile di RSU da raccolta indifferenziata e la restante
biomassa solida.
La previsione della produzione di energia elettrica dalla
termovalorizzazione della frazione biodegradabile di RSU al 2020
(4.000 GWh) si basa sulle seguenti ipotesi [20]:
• l'incremento della raccolta differenziata, fino a coprire il 50%
dei RSU prodotti;
• la termovalorizzazione della quota restante di RSU, a valle
della raccolta differenziata (ipotizzando quindi di non fare più
ricorso ai conferimenti in discarica)(10 );
• il 51% dell'energia prodotta dalla termovalorizzazione della
quota di RSU di cui al punto precedente è di origine rinnovabile.

--------
(10 ) Nel 2008 è stato sottoposto ad incenerimento circa il 12.3%
dell'indifferenziato RSU

Sulla base delle suddette ipotesi, la produzione di energia
elettrica dalla frazione biodegradabile da rifiuti al 2020
corrisponde alla termovalorizzazione con produzione di energia
elettrica della frazione biodegradabile da RSU pari a circa 0,3
Mtep(11 ).
La ripartizione regionale della produzione elettrica da frazione
biodegradabile da RSU è stata determinata sulla base della
quantità di RSU indifferenziata prodotta da ciascuna regione
(riferimento ai dati del 2008) [20].
Per quanto riguarda il contributo della restante biomassa solida
(3.900 GWh), si ipotizza che essa provenga in larga misura da
biomasse solide residuali (colture dedicate, scarti di cereali,
potature, residui di prodotti boschivi, ecc.), nel rispetto dei
vincoli ambientali di sostenibilità, coerentemente agli intenti
espressi nel decreto legislativo n. 28 del 2011.
Pertanto la ripartizione regionale tiene conto sia della produzione
già in essere (dati 2008 e 2009) sia della potenziale
disponibilità sul territorio della quantità di scarti agricoli e
residui boschivi definita in [21](12 ).

--------
(11 ) Nell'ipotesi che il PCI della RSU sia pari a 2.500 kcal/kg e
il rendimento di trasformazione in energia elettrica al 30%.

--------
(12 ) Nella valutazione fatta, si assume di utilizzare solo il 30%
della disponibilità di paglie riportate nel citato studio ENEA, in
ragione dell'uso competitivo che tali biomasse hanno in altri campi.

3.3.5.2 FER-E: produzione da biogas, da reflui zootecnici o da
sottoprodotti delle attività agricole, agroalimentari,
agroindustriali
La produzione di energia elettrica prevista dal PAN al 2020 trova
origine in diverse tipologie di matrici organiche quali reflui di
allevamenti, scarti agricoli, gas da discarica, fanghi di
depurazione, scarti di macellazione. Si fa qui riferimento alla
produzione elettrica dalle fonti rinnovabili di cui all'articolo 24,
lettera h), punto i), del decreto legislativo n. 28 del 2011. Secondo
le stime riportate in [21] e [24] il potenziale di biogas
immediatamente sfruttabile è superiore a 3.200 Mni Nm3 di biogas.
Per la ripartizione regionale della suddetta quantità di energia
elettrica si fa riferimento ai risultati dello studio [21], che
presenta una valutazione su base regionale del potenziale di
produzione di biogas.

3.3.5.3 FER-E: produzione da bioliquidi
La produzione nazionale di energia elettrica da bioliquidi attesa dal
PAN al 2020 è pari a 4.860 GWh. Analogamente alla situazione della
produzione elettrica da solare fotovoltaico, l'attuale sviluppo della
produzione elettrica da bioliquidi, pari a circa 4.400 GWh e le
proiezioni sugli impianti a progetto [22], fanno ritenere che
l'obiettivo previsto dal PAN possa essere raggiunto con ampio
anticipo.
Per tale ragione, diversamente dai casi precedenti, la ripartizione
regionale della produzione elettrica da bioliquidi attesa dal PAN al
2020 è definita proporzionalmente ai consuntivi regionali odierni di
produzione di elettricità da bioliquidi.
L'eventuale produzione eccedente potrà essere utilizzata, in sede di
aggiornamento del PAN, per rimodulare i diversi apporti, funzionali
al raggiungimento dell'obiettivo nazionale.

3.3.6 FER-E: sintesi dei criteri applicati
Ai fini di sintetizzare i contenuti dei precedenti paragrafi, in
Tabella 3 sono riassunti i criteri e i dati di riferimento impiegati
per la ripartizione regionale delle quantità FER-E relative all'anno
2020.

Tabella 3 - Sintesi dei criteri di ripartizione regionale applicati
alla FER-E


Parte di provvedimento in formato grafico


3.4 Regionalizzazione dei consumi delle fonti rinnovabili per usi
termici al 2020

3.4.1 Il quadro di riferimento
Al fine di determinare la regionalizzazione del consumo nazionale di
fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento (FER-C) attesa
dal PAN al 2020, si è operata un'ulteriore suddivisione dei
contributi delle fonti prevista dal PAN. Tale suddivisione, riportata
in Tabella 4, è stata fatta sulla base del criterio guida che la
produzione di calore avvenga nel luogo in cui il calore è impiegato.
Applicando tale logica, le quantità di FER-C previste dal PAN al
2020 sono state ulteriormente suddivise in base ai settori
(residenziale, terziario, agricoltura, industria) e alle tipologie di
impiego (riscaldamento, acqua calda sanitaria, produzione di calore
attività produttive), nonchè alle tecnologie di produzione del
calore adottate (es. pompe di calore, teleriscaldamento, ecc.).

Tabella 4 - Ipotesi di ripartizione tra settori e tipologie di
impiego delle FER-C attese dal PAN al 2020


Parte di provvedimento in formato grafico


(*) Include 50 ktep di biogas/biometano previsti dal PAN nel settore
trasporto.
La ripartizione delle differenti fonti rinnovabili tra gli impieghi
di Tabella 4, è stata ottenuta applicando le seguenti ipotesi.
• La biomassa è impiegata in tutti i settori presi in esame.
Oltre all'uso in impianti di combustione installati presso
l'utenza, essa è impiegata anche per alimentare reti di
teleriscaldamento. Una parte rilevante della biomassa sarà
sfruttata in cogenerazione, in particolare per installazione di
elevata potenza asservite a reti di teleriscaldamento o a impianti
industriali. Nel caso di impianti di combustione istallati presso
l'utenza, la biomassa sarà prevalentemente di tipo solido.
L'impiego di biogas per usi termici è previsto in impianti di
teleriscaldamento e in specifici contesti industriali. Infine dal
biogas potrà anche essere ricavato biometano da immettere nella
rete di distribuzione del gas naturale. La ripartizione del calore
da biomassa tra i quatto settori è stato determinato sulla base
di valutazioni di potenziale tecnico-economico.
Da analisi svolte in fase di predisposizione del PAN si è
verificato che sussiste un potenziale equilibrio, a livello
regionale e provinciale, fra la biomassa, disponibile sul
territorio e sfruttabile secondo i principi di sostenibilità
ambientale e gli impieghi nei vari settori(13 ).
Tale equilibrio è stato verificato sulla base di numerose
assunzioni, quali i costi di accesso alla materia prima,
disponibilità di imprese boschive, la stagionalità delle
attività boschive, gli impatti ambientali, ecc. e assumendo un
ruolo attivo degli enti locali per lo sviluppo delle filiere.
• L'impiego delle fonti aerotermica, geotermica e idrotermica è
stato limitato ai settori residenziale e terziario (con una
prevalenza nel terziario), assumendo che eventuali impieghi
nell'industria e in agricoltura siano marginali. Anche in questo
caso le fonti possono essere impiegate tramite impianti installati
presso l'utenza oppure in teleriscaldamento. In prevalenza è
stato assunto l'uso di fonti a bassa temperatura, che per essere
sfruttate richiedono l'impiego di una pompa di calore. Sono
comunque previsti anche impieghi di tipo diretto, in quei contesti
in cui siano disponibili fonti geotermiche ed idrotermiche ad alta
o media temperatura. La ripartizione dell'impiego di calore da
fonti aerotermica, geotermica e idrotermica tra settore
residenziale e terziario è stato determinato sulla base di
valutazioni di potenziale tecnico-economico.
• L'impiego del solare termico è stato limitato al settore
residenziale e terziario, prevalentemente per la produzione di
acqua calda sanitaria. Ai fini dei criteri della ripartizione
regionale applicata su tale impiego, è stato considerato di minor
rilievo il contributo del solare termico nei settori industria e
agricoltura.
• È stato previsto un notevole incremento del contributo del
teleriscaldamento, in linea con gli indirizzi del PAN e del
decreto legislativo n. 28 del 2011. Si è ipotizzato che all'anno
2020 la volumetria teleriscaldata sia pari a 900 Mm3(14 ). Se tale
volumetria fosse costituita da sole unità abitative, essa
corrisponderebbe a circa 3 Mni di alloggi. Si tratta ovviamente di
una stima per eccesso, poichè essa include anche edifici degli
altri settori (in particolare di quello terziario), tuttavia
costituisce una valutazione di massima del potenziale di
teleriscaldamento, e della quota soddisfatta da fonti rinnovabili.
In tal senso, ipotizzando che la quantità di calore immessa nella
rete per soddisfare il fabbisogno medio per riscaldamento o acqua
calda sanitaria sia pari a 1 tep/abitazione, ne deriva un impiego
di calore di quasi 3 Mtep. Assumendo che tale fabbisogno sia
soddisfatto per una quota pari al 30% da fonti rinnovabili
(attualmente la percentuale è intorno al 17%), il consumo finale
di fonti rinnovabili per teleriscaldamento risulterebbe pari a
circa 0,9 Mtep. Di questi si è ipotizzato che 0,65 Mtep siano da
biomassa e i restanti 0,25 Mtep da fonte geotermica/idrotermica.

--------
(13 ) Per la disponibilità di biomassa per usi diretti si è
utilizzato un criterio molto conservativo assumendo che la resa
media del bosco sia pari a circa 0,2 t ss/ha.

--------
(14 ) Secondo valutazioni riportate in letteratura [27], al 2020 il
volume di abitazioni teleriscaldate potrebbe crescere fino a circa
1400 Mm3, per un totale di quasi 5 milioni di unità abitative. Si
tratta di abitazioni singole o ubicate in condomini dotati di
sistema centralizzato di riscaldamento.

3.4.2 La metodologia di ripartizione regionale dei consumi delle
FER-C
La metodologia per la ripartizione regionale degli impieghi delle
FER-C è fatta sulla base del criterio guida che la produzione di
calore da FER sia contestuale al luogo in cui il calore viene
impiegato; essa è suddivisa in base ai diversi settori/destinazione
di consumo, di seguito esaminati.
Nel settore residenziale, le fonti rinnovabili termiche sono
impiegate per il riscaldamento di ambienti e la produzione di acqua
calda sanitaria e il loro utilizzo è determinato in funzione:
• dei fabbisogni termici, i cui valori dipendono dalle aree
climatiche;
• della disponibilità di fonti energetiche rinnovabili sul
territorio;
• della conformità al rispetto di vincoli ambientali e del
territorio;
• delle adeguatezze delle abitazioni a prevedere l'alloggiamento
delle tecnologie in grado di sfruttare le fonti rinnovabili.
I criteri seguiti per determinare la ripartizione per fonte,
tecnologia e impiego sono così riassunti [25]:
• identificazione sul territorio, a livello comunale(15 ), di
specifiche aree caratterizzate da:
• fabbisogni termici omogenei (aree climatiche);
• identificazione di aree montane caratterizzate dalla
disponibilità in loco di biomassa e/o aree con potenziali di
sfruttamento della risorsa geotermica media e alta entalpia;
• identificazione di comuni montani, poco densamente popolati (&lt;
20000 abitanti), non direttamente interessati da vincoli di
superamento di vincoli sulla qualità dell'aria;
• identificazione, all'interno delle suddette aree, delle
caratteristiche delle unità abitative(16 ), in particolare:
• tipologia abitativa (case monofamiliare, condomini);
• vetusta': tale caratteristica permette di prevedere/escludere
l'installazione di tecnologie più o meno avanzate che richiedono
predisposizioni di sistemi di distribuzione del calore avanzati o
convenzionali;
• sistemi di riscaldamento disponibili (per esempio riscaldamento
centralizzate, impianti autonomi)

--------
(15 ) Si è utilizzato un database comuni/popolazione, elaborato da
RSE a partire da dati di fonte Istat (anno 2009), che riporta le
caratteristiche dei comuni presenti sul territorio nazionale e la
relativa suddivisione della popolazione [25].

--------
(16 ) Si è utilizzato un database delle unità abitative, di
elaborazione RSE su dati Istat [25] che riporta, con risoluzione
provinciale, le caratteristiche delle unità abitative acquisite
durante il censimento del 2001.

Nel terziario non si hanno analoghe e dettagliate informazioni, e
quindi non è stato possibile applicare la stessa metodologia;
pertanto, per ciascuna fonte e tecnologia si è ritenuto di operare
la regionalizzazione sulla base degli indicatori utilizzati nel
settore residenziale.
Nel settore industria,la ripartizione è stata fatta sulla base del
numero di addetti dei comparti industriali dove la produzione di
calore tramite l'impiego di biomassa è più facilmente praticabile,
mentre per l'agricoltura la ripartizione è stata fatta sulla base
dei più recenti dati regionali dei consumi energetici del settore.
Per il biometano e/o biogas immesso in reti di distribuzione, la
ripartizione è stata fatta sulla base del potenziale regionale di
produzione del biogas/biometano.
Nei paragrafi che seguono, sono presentati nel dettaglio, per ciascun
settore e fonte, i criteri di ripartizione adottati.

3.4.3 FER-C: settore civile - biomassa
Come evidenziato in Tabella 4, l'impiego al 2020 di biomassa per la
produzione di calore nel settore civile è stato associato al
fabbisogno di calore per riscaldamento. Per tale uso si prevedono due
modalità di impiego della biomassa:
a) biomassa utilizzata in impianti di combustione installati
presso l'utenza (prevalentemente stufe e caminetti, ma anche caldaie,
e impianti condominiali);
b) biomassa che alimenta impianti di teleriscaldamento.

3.4.3.1 Uso di biomassa in impianti installati presso l'utenza
Per questo impiego si fa riferimento principalmente a biomassa
solida, prodotta o reperita nel territorio in cui essa viene
impiegata.
Per quanto riguarda il criterio territoriale, si assume che
l'utilizzo di impianti di riscaldamento autonomi a legna, cippato o
pelletts avvenga in abitazioni nelle località montane e collinari e
in comuni con meno di 20.000 abitanti: già oggi nei piccoli comuni,
prevalentemente per ragioni logistiche, si registra il maggior
impiego di biomassa solida in impianti di riscaldamento autonomi.
Tali comuni sono anche meno interessati da problemi di qualità
dell'aria [26].
Per determinare i comuni idonei, si è assunto che l'utilizzo della
biomassa per impianti da riscaldamento autonomi abbia luogo
sostanzialmente nei comuni:
• definiti, ai sensi della classificazioni Istat, come "Paesi di
montagna interna, montagna litoranea, collina interna e collina
litoranea"(17 );
• con popolazione residente inferiore a 20.000 abitanti.

--------
(17 ) Ripartizione del territorio nazionale in zone omogenee
derivanti dall'aggregazione di comuni contigui sulla base di valori
soglia altimetrici. Si distinguono zone altimetriche di montagna, di
collina e di pianura. Le zone altimetriche di montagna e di collina
sono state divise, per tener conto dell'azione moderatrice del mare
sul clima, rispettivamente, in zone altimetriche di montagna interna
e collina interna e di montagna litoranea e collina litoranea,
comprendendo in queste ultime i territori, esclusi dalla zona di
pianura, bagnati dal mare o in prossimità di esso. Per maggiori
approfondimenti si consulti la pubblicazione Istat "Circoscrizioni
statistiche" - metodi e norme, serie C, n. 1, agosto 1958.

Sono stati individuati 5.707 comuni rispondenti alle suddette
caratteristiche, in cui sono residenti circa 17,5 milioni di persone,
pari a circa il 30% della popolazione residente nel 2009.
In termini di ipotesi sulle caratteristiche delle di unità
abitative, nell'ambito dei comuni idonei sopra identificati, si
considerano le costruzioni con al massimo 8 unità abitative, con
impianto di riscaldamento fisso autonomo ad uso esclusivo
dell'abitazione: per le caratteristiche con cui sono state
selezionate, è maggiore la probabilità che tali abitazioni siano
dotate di spazi all'aperto o locali appositi in cui stoccare la
biomassa solida e che già oggi utilizzino, quanto meno parzialmente,
biomassa solida ai fini di riscaldamento.
Si noti che l'utilizzo di impianti autonomi a legna, cippato o
pelletts per il riscaldamento, in abitazioni nelle località montane
e collinari e in piccoli comuni è una prassi piuttosto consolidata
in Italia. Sussistono, tuttavia, molte criticità sulla
tracciabilità della biomassa solida per riscaldamento e sulle
implicazioni ambientali del suo impiego, a causa dell'emissione in
atmosfera di polveri sottili e composti organici che vanno a incidere
sulla qualità dell'aria. Questa situazione è aggravata dal fatto
che la maggior parte degli attuali apparecchi utilizzati per il
riscaldamento si configura come apparecchio "a camino aperto e stufa
tradizionale", con bassi rendimenti energetici e con elevati fattori
emissivi.
Traguardando la situazione al 2020, sulla base degli indirizzi
contenuti nel decreto legislativo n. 28 del 2011, si è assunto di
favorire l'impiego di biomassa presso l'utente solo in impianti ad
alto rendimento(18 ), così da determinare una riduzione tanto
della quantità di biomassa utilizzata, quanto delle emissioni
nocive in atmosfera.
La ripartizione regionale del consumo per riscaldamento al 2020 di
biomassa solida tramite combustione in impianti presso l'utenza, è
stata determinata sulla base della distribuzione regionale delle
abitazioni individuate dai criteri sopra definiti.

--------
(18 ) Si è fatto riferimento ad impianti quali camini chiusi, e
stufe con alimentazione automatica, caratterizzati da un rendimento
superiore al 60%, con fattori emissivi ridotti (50-150 gPM10/GJ
contro gli attuali 500 gPM10/GJ dei camini aperti), che vanno a
sostituire gli attuali impianti aperti, a bassa efficienza.

3.4.3.2 Uso di biomassa negli impianti di teleriscaldamento
Per questo impiego si fa ricorso prevalentemente a biomassa solida,
incluso RSU, anche se non si esclude l'impiego di biogas e
bioliquidi, soprattutto nel caso in cui il calore provenga da
impianti di cogenerazione.
In termini di vincoli sul territorio, si considerano i comuni situati
nella zona climatica compresa fra D e F, caratterizzati da condizioni
medie climatiche tali da giustificare la predisposizione di reti di
teleriscaldamento. Potenzialmente sono interessati poco meno di 7.000
comuni, in cui sono residenti circa 44,4 milioni di abitanti (circa
70% della popolazione).
In termini di assunzioni sul parco abitativo, si prendono in
considerazione le abitazioni monofamiliari o i condomini dotati di
impianti di riscaldamento centralizzato.
La ripartizione regionale del consumo al 2020 di biomassa tramite
reti di teleriscaldamento, è stata determinata sulla base della
distribuzione regionale delle abitazioni individuate mediante i
criteri sopra definiti.

3.4.4 FER-C: settore civile - fonte aerotermica, geotermica e
idrotermica
Come risulta dalla Tabella 4, nel settore civile l'impiego di calore
da fonte aerotermica, idrotermica e geotermica al 2020 è stato
previsto per il riscaldamento degli ambienti e per la generazione
acqua calda sanitaria. Lo sfruttamento delle tre le fonti in
questione avviene prevalentemente facendo ricorso alla pompa di
calore (PdC); nel caso di fonte geotermica (e, in limitatissimi casi,
idrotermica) l'impiego può anche essere diretto.
Per la ripartizione regionale dei consumi al 2020 delle suddette tre
fonti si è fatto riferimento ai seguenti impieghi:
a) riscaldamento con installazione di PdC in abitazioni o in
edifici del terziario;
b) calore da fonte idrotermica e/o geotermica in uso diretto o
tramite PdC, distribuito mediante reti di TLR;
c) calore da fonte idrotermica e/o geotermica impiegato in uso
diretto in specifici settori del terziario;
d) acqua calda sanitaria tramite PdC nel residenziale e terziario.

a) Riscaldamento con installazione di PdC in abitazioni o in edifici
del terziario
La valutazione complessiva di impiego nel settore residenziale delle
fonti rinnovabili in questione e della relativa ripartizione
regionale è stata ottenuta facendo riferimento alle due seguenti
tecnologie di PdC:
PdC a compressione: sono state considerate le abitazioni ubicate
nei comuni compresi nelle zone climatiche da C a E, ritenute le
più idonee per un servizio di climatizzazione a ciclo annuale
(riscaldamento/raffreddamento) fornito dalla PdC a compressione.
Sono potenzialmente coinvolti circa 6.900 comuni, con una
popolazione residente al 2020 di circa 55,5 milioni di persone.
In tali aree sono state considerate le unità abitative nuove o
riqualificate (circa 8,7 milioni di abitazioni nel 2020, nei comuni
precedentemente individuati), che si ritiene possano essere più
facilmente predisposte per l'impiego delle PdC a compressione(19 ).
PdC ad assorbimento: sono state prese in considerazione le
abitazioni ubicate nei comuni delle zone climatiche più fredde (E
- F), nelle quali la PdC ad assorbimento può fornire un servizio
di climatizzazione a ciclo annuale o anche di solo riscaldamento.
Ne risultano 5400 comuni, con una popolazione residente al 2020 di
circa 29 milioni di persone.
In tali aree sono state considerate le unità abitative nuove e/o
riqualificate, dotate di impianto di riscaldamento centralizzato.
Per quanto riguarda l'impiego nel settore del terziario, si è
assunto che al 2020 circa il 40% dell'intero fabbisogno di calore
per riscaldamento del settore (sia pari a 7,5 Mtep, in crescita di
circa 1,5 Mtep rispetto al fabbisogno del 2005(20 )) sia
soddisfatto da PdC a ciclo annuale.
In aggiunta si è assunto anche che le PdC ad assorbimento possano
essere impiegate anche per il solo servizio di riscaldamento e
acqua calda sanitaria in specifiche tipologie di edifici (es.
alberghi, ospedali) del terziario.

--------
(19 ) Fonte proiezioni 2020 RSE su Istat censimento 2001 [25]

--------
(20 ) L'andamento della domanda di servizio di riscaldamento nel
terziario nel periodo 2005-2020 sconta due effetti contrastanti: la
crescita del settore del terziario, che porta ad un incremento della
cubatura di edifici destinati al terziario e la minor richiesta
energetica degli edifici stessi, in virtù di interventi di
coibentazione sull'involucro degli edifici.

La ripartizione regionale dei consumi nel terziario, come già
anticipato in fase di descrizione della metodologia, è stata fatta
in coerenza con quella fatta per il settore residenziale: a tal
proposito si utilizza la distribuzione percentuale di m2 di coperture
regionali delle abitazioni idonee all'installazione dei sistemi
termici.

b) Calore da fonte idrotermica e/o geotermica distribuito mediante
reti di teleriscaldamento
Si tratta di calore disponibile in forma diretta o estratto tramite
PdC che viene distribuito alle utenze mediante reti di
teleriscaldamento; nella Tabella 4 sono riportate le corrispondenti
quantità di FER-C attese al 2020.
La ripartizione regionale di tali fonti è fatta sulla base dei
seguenti criteri:
• nel caso di calore diretto, si è fatto riferimento alle
previsioni della disponibilità regionale di fluidi geotermici per
usi non elettrici (&gt;70 °C), fornita dall'Unione Geotermica Italiana
[31][32].
• nel caso di calore fornito da PdC, si ipotizza, analogamente a
quanto fatto per il teleriscaldamento con biomasse, che i comuni
potenzialmente interessati a questo impiego siano quelli ubicati
nelle zone climatiche comprese da D a F, coinvolgendo le abitazioni
monofamiliari o i condomini dotati di impianti di riscaldamento
centralizzato presenti in tali zone(21 ).

--------
(21 ) Fonte RSE su dati Istat censimento 2001 [25]

c) Calore da fonte idrotermica e/o geotermica impiegato in uso
diretto in settori del terziario
L'impiego diretto di calore a media e alta temperatura da fonte
geotermica e idrotermica, oltre che per gli impianti di TLR di cui si
è detto al punto precedente, è stato ipotizzato anche in alcuni
contesti specifici, quali impianti termali, serre, e in alcuni
processi industriali. La corrispondente quantità riportata in
Tabella 4, suddivisa tra il settore terziario e industriale,
analogamente a quanto visto per il teleriscaldamento, viene ripartita
tra le regioni e le province autonome, sulla base delle previsioni
della disponibilità regionale di fluidi geotermici per usi non
elettrici (&gt; 70° C), fornita dall'Unione Geotermica Italiana.

d) Acqua calda sanitaria mediante scaldaacqua a PdC nel residenziale
e terziario
Il calore per produzione di acqua calda sanitaria mediante
scaldaacqua a PdC, riportato nello scenario di Tabella 4, è stato
valutato ipotizzando che una parte degli attuali boiler elettrici
siano sostituiti da scalda acqua a PdC.
Assumendo al 2020 la disponibilità di 1 milione di scaldaacqua a
PdC, che funzionino con COP pari 3 e che ciascuno di essi soddisfi un
fabbisogno di circa 1.800 kWhth anno, si ottiene un impiego di
energia termica da fonti rinnovabili pari a 100 ktep. Tale impiego è
ripartito fra le regioni e le province autonome in funzione della
distribuzione regionale delle abitazioni mono familiari, che sono le
unità abitative che più si prestano all'impiego di questa
tecnologia.

3.4.5 FER-C: settore civile - solare termico
Nelle stime di Tabella 4, l'utilizzo di collettori solari è stato
considerato prevalentemente per la fornitura di acqua calda sanitaria
nel residenziale e, anche , come integrazione al riscaldamento di
ambienti nel terziario. Nel 2008 in Italia erano installati
collettori solari piani per una potenza termica pari a circa 1.000
MWth, per una produzione annua di 1,2 MWhth (0,1 Mtep), ottenuta
ipotizzando una producibilità media annua di 1.200 ore e uno
sfruttamento completo del calore prodotto dai collettori.
Nello scenario al 2020 si assume che vi sia un incremento delle
installazioni dei collettori solari piani e che questi vengano
installati su edifici monofamiliari e condomini nuovi o ristrutturati
dotati di acqua calda centralizzata.

a) Edifici monofamiliari
Si ipotizza che siano interessate circa 4,8 milioni di abitazioni
monofamiliari(22 ), dotate di un sistema di riscaldamento fisso,
sui tetti delle quali vengano installati circa 12,6 km2 di
pannelli(23 ) (circa 2,6 m2/abitazione). La ripartizione regionale
è fatta sul numero di edifici monofamiliari.

--------
(22 ) Si ipotizza che la potenza termica media per pannello sia pari
a 700 Wth/m2 e la produzione media annua nelle varie Regioni
italiane sia pari a 760 kWhth/m2 (Italia settentrionale), 950
kWhth/m2 (Italia centrale), 1050 kWhth/m2 (Italia meridionale).
Inoltre si assume che il fabbisogno annuo di ACS di una famiglia di
2/3 persone sia di circa 1800 kWh (0,16 tep/anno), per cui occorrono
circa 2,6 m2 di pannelli, pari ad una potenza installata di 1,8
kWth,

--------
(23 ) Si ipotizzano 2,5 m2 di pannello per abitazione.

b) Condomini nuovi o ristrutturati con ACS centralizzata.
Si ipotizza che siano interessati circa 210 mila condomini nuovi o
riqualificati con sistema di ACS centralizzata, e che su ogni
condomino siano installati pannelli per una superficie media 24 m2.
La ripartizione regionale è fatta sulla distribuzione regionale
delle unità abitative in condomini nuovi o ristrutturati.
Infine è previsto un contributo del solare termico (cfr. Tabella 4)
anche come integrazione al riscaldamento, prevalentemente, nel
settore terziario (per esempio. piscine). Poichè si stima che lo
sviluppo del terziario possa essere correlato alla ripartizione della
popolazione sul territorio, si è assunto di ripartire regionalmente
tale contributo secondo le stesse proporzioni ottenute per il settore
residenziale.

3.4.6 FER-C: settore industria - produzione di calore da biomassa
Per quanto riguarda il consumo di calore da biomassa nel settore
industriale, si ipotizza al 2020 una significativa crescita(24 )
dell'impiego di biomassa per usi termici, concentrato su un
ristretto numero di comparti industriali (per esempio carta, legno,
agroalimentare e cemento), dove sono già disponibili scarti di
lavorazione di matrice organica e/o per i quali le attuali
tecnologie per la generazione di calore sono compatibili
all'utilizzo della biomassa [34], [35], [36].
La ripartizione regionale di tale impiego è stata ottenuta sulla
base del numero di addetti (anno 2009) dei comparti industriali
(legno e arredo(25 ), agroalimentare) dove la produzione di calore
tramite l'impiego di biomassa è più facilmente praticabile.

--------
(24 ) L'attuale impiego di FER-C nell'industria è stimato pari a
200 ktep. A titolo qualitativo, dall'analisi dei bilanci ambientali
di alcuni settori industriali, quali quello della filiera legno, del
cemento e di alcuni settori alimentari, nonchè da interviste fatte,
si registra da parte delle imprese un crescente interesse a
valorizzare in termini energetici fonti rinnovabili. Peraltro l'art.
32 del decreto legislativo n.28 del 2011, prevede interventi a
favore dello sviluppo tecnologico ed industriale in materia di fonti
rinnovabili ed efficienza energetica, i cui effetti dovrebbe
contribuire al raggiungimento degli obiettivi attesi.

--------
(25 ) Federlegno riporta la ripartizione degli addetti del settore
Federlegno al 2009 suddivisa per macroregioni: per la ripartizione
regionale del numero degli addetti all'interno della macroarea, il
valore complessivo della macroarea è stato ripartito
proporzionalmente alla popolazione residente al 2009 nelle Regioni
costituenti la macroarea stessa.

3.4.7 FER-C: settore agricoltura - produzione di calore da biomassa
L'impiego di biomassa per produzione di calore in agricoltura al 2020
è ripartito fra le regioni e province autonome in base ai consumi
energetici del settore agricoltura nel 2005.

3.4.8 FER-C: biometano e biogas immesso in rete
L'immissioni di biometano e/o biogas in reti di distribuzione è
ripartita tra le regioni e le province autonome proporzionalmente
alla disponibilità sul territorio di matrici organiche per la
produzione di biogas (reflui di allevamenti, biogas da discarica,
scarti di macellazione, biomasse solide residuali), secondo quanto
riportato in [21].

3.4.9 FER-C: sintesi dei criteri applicati
In Tabella 5 sono riassunti i criteri per la ripartizione regionale
dei consumi di FER per usi termici previsti dal PAN al 2020, nei
diversi settori di impiego qui considerati.

Tabella 5 - Sintesi dei criteri di ripartizione regionale applicati
ai consumi di FER-C


Parte di provvedimento in formato grafico


4 VALORI INIZIALI DI RIFERIMENTO DELLE TRAIETTORIE REGIONALI

L'articolo 3, comma 2, della Direttiva 2009/28/CE prevede che gli
Stati membri definiscano una traiettoria temporale per il
conseguimento dell'obiettivo sull'energia da fonti rinnovabili al
2020. La traiettoria che l'Italia ha definito del PAN deve essere
coerente con le traiettorie per il conseguimento degli obiettivi
regionali. Nella definizione di tali traiettorie regionali è
necessario definire un valore iniziale delle traiettorie stesse, in
base al quale tracciare lo sviluppo dei consumi CFL e FER-E e FER-C,
tale da conseguire l'obiettivo definito al 2020.
Il valore iniziale deve fare riferimento ad periodo immediatamente
precedente l'applicazione del decreto legislativo n. 28 del 2011, in
modo da fotografare la situazione più aggiornata di sviluppo delle
FER nelle regioni e province autonome, in coerenza, anche, a quanto
previsto dall'articolo 37, comma 6, dello stesso decreto
legislativo,e in particolare, al comma 167 dell'articolo 2 della
legge 24 dicembre 2007, n 244 che prevede che la definizione dei
potenziali regionali deve tener conto dell'attuale livello di
produzione delle energie rinnovabili.
Tale azione, tuttavia, è resa difficoltosa da una serie di
criticita':
• a livello nazionale, il sistema di contabilità dei consumi
energetici adottato dalla Direttiva 2009/28 (Sistema Shares), e
quindi utilizzato per tracciare le traiettorie, applica una
metodologia diversa da quella storicamente utilizzata in ambito
nazionale (Bilancio Energetico Nazionale);
• a livello regionale vi è una mancanza di dati ufficiali recenti
e coerenti sui consumi finali di energia.
Tenuto conto di questi aspetti, i dati ufficiali ai quali è
possibile far riferimento per calcolare il valore iniziale di
riferimento sono i seguenti:
• consumi regionali finali netti elettrici nel periodo 2006-2010,
forniti da Terna
• consumi regionali finali netti per fonte energetica nel periodo
2005-2007, forniti da ENEA.
Sulla base di tali considerazioni, i valori iniziali delle
traiettorie regionali sono stati definiti aggregando le tipologie di
consumi regionali relativi agli anni più recenti, senza riferirsi
necessariamente allo stesso anno, in particolare:
• Consumo finale lordo. Il valore iniziale di riferimento è
ottenuto dalla somma dei seguenti consumi:
• Consumo elettrico. Si è fatto riferimento al consumo finale
regionale netto, di fonte Terna, ottenuto come media dei consumi del
periodo 2006-2010 al quale sono state aggiunte le perdite di rete e i
consumi degli ausiliari di centrale, ripartiti sulle regioni
proporzionalmente ai consumi finali regionali netti di Terna;
• Consumo non elettrico. Calcolato dalla media dei consumi
energetici non elettrici di fonte ENEA nel periodo 2005-2007: il
valore annuo dei consumi non elettrici (termici e trasporti) è stato
ottenuto sottraendo dal consumo regionale complessivo il rispettivo
consumo elettrico.
• Consumo da fonti rinnovabili. Il valore iniziale di riferimento
è ottenuto dalla somma dei seguenti consumi regionali:
• FER-E. Produzione regionale elettrica lorda da fonti
rinnovabili relativa all'anno 2009 rilevata da GSE, calcolata ai
sensi della Direttiva 28/2009;
• FER-C: Consumo regionale da fonti rinnovabili per
riscaldamento/raffreddamento relativi all'anno 2005, forniti da ENEA
Si fa presente che, pur essendo disponibili anche i dati regionali di
degli anni 2006, 2007, in coerenza alle disposizioni dell'art. 40 del
decreto legislativo n. 28 del 2011, che prevede che il Ministero
dello sviluppo economico approvi la metodologia che, nell'ambito del
sistema statistico nazionale in materia di energia, assicuri, a
livello nazionale e regionale il monitoraggio dei consumi energetici
coperti da FER, è stato deciso per il momento di non utilizzarli.
Tali dati, infatti, richiedono una ulteriore verifica di conformità
e di coerenza con la metodologia di monitoraggio, di cui sopra,
attualmente in fase di predisposizione.
Il valore iniziale della traiettoria temporale degli obiettivi
regionali sulle FER è ottenuto dal rapporto tra il consumo da fonti
rinnovabili e il consumo finale lordo di cui ai punti precedenti. Si
ribadisce che tale valore non si riferisce ad un anno specifico, in
quanto combina le informazioni recenti relative ma relative ad anni
differenti, e per di più, nel caso del CFL a consumi medi di un
periodo.
Sulla base della metodologia sviluppata, per ciascuna regione e
provincia autonoma sono definiti i valori all'anno iniziale di CFL,
FER-E e FER-C
La Tabella 6 riporta i valori all'anno iniziale dei CFL regionali,
suddivisi in consumi elettrici e consumi non elettrici.

Tabella 6 - Consumi finali lordi regionali all'anno iniziale


Parte di provvedimento in formato grafico


La Tabella 7 riporta i valori all'anno iniziale dei consumi regionali
da fonti rinnovabili, suddivisi secondo le componenti di FER-E e
FER-C.

Tabella 7 - Consumi regionali da fonti rinnovabili all'anno iniziale
di riferimento


Parte di provvedimento in formato grafico


5 CONCLUSIONI

Gli obiettivi nazionali al 2020 di sviluppo delle FER, definiti dal
Piano Azione Nazionale per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, sono
perseguiti tramite:
• la riduzione dei Consumi energetici Finali Lordi, promuovendo
l'applicazione di misure di efficienza energetica "ordinarie" e
"straordinarie" in grado di ridurre i consumi finali a parità di
principali driver di sviluppo al 2020 (PIL, popolazione, domanda di
mobilità, sviluppo industriale) che influenzano i consumi di
energia;
• incremento dei consumi delle FER nei tre settori previsti dalla
Direttiva 2009/28: in particolare si prevede di conseguire
l'obiettivo vincolante di sviluppo delle FER da trasporti, di
raddoppiare gli attuali sviluppi delle FER elettriche e di
incrementare significativamente la crescita dei consumi delle FER
termiche.
In base alla legge 27 febbraio 2009, n. 13, e all'art. 37 del decreto
legislativo n. 28 del 2011, gli obiettivi nazionali di sviluppo delle
fonti energetiche rinnovabili al 2020 e negli bienni intermedi dal
2012 al 2018, devono essere ripartiti tra le regioni e le province
autonome.
Tale ripartizione deve essere effettuata in modo da:
• garantire il raggiungimento degli obiettivi nazionali ;
• tener conto della situazione pregressa;
• tener conto dei potenziali disponibili in ciascuna regione e
provincia autonoma.
A fronte di tale quadro di riferimento, lo studio propone una
metodologia di ripartizione regionale degli obiettivi di sviluppo
delle fonti rinnovabili articolata su due punti:
• Consumo finale Lordo. Si applica un principio di
proporzionalità storica rispetto ad un valore di riferimento: si
assume che gli effetti delle azioni di efficienza energetica sugli
usi finali, che caratterizzano lo scenario efficiente del PAN, siano
distribuiti sulle regioni e sulle province autonome in proporzione ai
loro consumi storici. Tale approccio lascia comunque libere le
singole regioni e province autonome di sviluppare proprie politiche a
favore dell'efficienza energetica, i cui risultati troveranno
riscontro nei consumi finali contabilizzati da ciascuna regione. Le
regioni e le province autonome avranno la facoltà di definire
l'intensità di tali misure, in considerazione del fatto che una
riduzione del consumo finale lordo nel proprio territorio determina
una riduzione della quantità di energia da fonti rinnovabili
necessaria per conseguire il proprio obiettivo regionale.
• Fonti rinnovabili. Di tutti i contributi previsti dalla
Direttiva 2009/28, la ripartizione regionale è applicata
esclusivamente alla produzione nazionale di energia elettrica da
fonti rinnovabili e ai consumi di energia rinnovabile per
riscaldamento e raffreddamento. Per quanto riguarda i biocarburanti e
l'energia elettrica da rinnovabili importata dall'estero, si è
deciso di non applicare la ripartizione regionale in quanto il
conseguimento delle quantità previste implica azioni di competenza
dell'amministrazione centrale.
La ripartizione regionale degli impieghi di fonti rinnovabili è
stato ottenuto applicando un criterio di tipo tecnico-economico e
tenendo conto di taluni vincoli di sostenibilità economica e
ambientale. Per la ripartizione della produzione nazionale di energia
elettrica da fonti rinnovabili si è seguito un approccio basato sul
potenziale di sfruttamento di tali fonti nelle singole regioni e
province autonome.
In particolare tale approccio tiene conto di indicatori di
disponibilità delle risorse naturali per la produzione di energia
elettrica (risorsa idrica, vento, risorse geotermiche, irraggiamento
solare e superfici per ospitare pannelli fotovoltaici, ecc.). Tali
indicatori si combinano con indicatori di sostenibilità che, tengono
conto che solo una parte della risorsa risultante dell'applicazione
degli indicatori di sostenibilità venga effettivamente sfruttata,
sia per ragioni di costo, di impatto territoriale, e di
accettabilità da parte dalla popolazione.
Per le fonti rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento, che non
possono contare su una rete di distribuzione (salvo la situazione,
peraltro molto locale, del teleriscaldamento) e che per essere
utilizzate richiedono un investimento da parte del consumatore finale
(la produzione deve avvenire nello stesso luogo dove si ha il
consumo), è stato seguito un approccio basato sul potenziale di
impiego del calore.
In questo caso la ripartizione regionale è fatta in conformità a
indicatori regionali di consumo, in particolare:
• per il settore civile, si è fatto riferimento alla stima del
fabbisogno regionale di calore definito sulla base delle condizioni
climatiche, alle caratteristiche del territorio e alla ripartizione
del numero e delle tipologie di abitazioni sul territorio, più
opportune per prevedere l'installazione e l'utilizzo delle specifiche
tecnologie per la generazione di calore;
• per il settore agricolo sono stati considerati i consumi
energetici storici del settore;
• per il settore industriale è stata considerata la distribuzione
media regionale del numero di addetti impiegati in settori produttivi
che impiegano biomasse, quali il settore della carta, del legno,
dell'agroalimentare e del cemento.
Nel valutare gli sviluppi della produzione di energia da fonti
rinnovabili nel prossimo decennio, a scopo cautelativo, si fa
riferimento principalmente alle tecnologie oggi consolidate o che si
prevede potranno esserlo entro pochi anni.

6 BIBLIOGRAFIA

[1] Michele Benini, Vittorio Brignoli, Diego Cirio, Antonio Gatti,
Alberto Gelmini, Andrea Pitto, "Valutazione della compatibilità
delle interconnessioni elettriche della Sardegna con la potenza degli
impianti eolici attesi al 2020", Rapporto RSE n 11003131, Milano,
2011.
[2] TERNA; "Dati statistici sull'energia elettrica in Italia
2006-2010".
[3] ENEA; "Rapporto Energia Ambiente 2007".
[4] Ministero dello Sviluppo Economico - DGERM "Bollettino vendite
prodotti petroliferi"; 2009.
[5] S. Maran, J. Alterach, G. Stella; "Studi sulle potenzialità
energetiche delle regioni italiane con riferimento alle fonti
idroelettrica ed eolica"; rapporto RSE n. 11001465, Marzo 2011.
[6] S. Maran, e altri; "Minimo Deflusso Vitale e produzione
elettrica: valutazione degli impatti e delle esternalità globali e
locali"; rapporto CESI RICERCA n. 08005775, Marzo 2009.
www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idD=2608.
[7] Progetto Europeo (FP7) ACQWA "Assessing the future of water
resources in vulnerable mountain regions "; http://www.acqwa.ch.
[8] MiniHydro - minihydro.cesiricerca.it
[9] http://atlanteeolico.erse-web.it
[10] C. Casale, E. Lembo, L. Serri, S. Maran, G. Stella,
"Realizzazione della versione interattiva dell'Atlante eolico con
moduli di calcolo per valutazione tecnico economica e sezioni
tecniche sulle varie tematiche approfondite", rapporto RSE n
06007629, Marzo 2006.
[11] GSE "L'eolico - Rapporto statistico 2009", disponibile sul sito
www.gse.it
[12] F. Sala e altri; "Strumenti di localizzazione degli impianti
eolici alla scala locale"; rapporto RSE n. 11000309, Marzo 2011.
[13] Decreto 10 settembre 2010 del Ministero Dello Sviluppo
Economico, G.U. n. 219 del 18 settembre 2010.
[14] Autori vari; "Analisi tecnico-economica ed ambientale dei
sistemi eolici offshore con riferimento alla situazione italiana.
Dati anemologici di siti significativi sulla fascia costiera italiana
e stima del potenziale offshore sfruttabile"; rapporto ERSE n.
10000251, Marzo 2010. www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idd=2907
[15] GSE "Rapporto Statistico Geotermico 2009"; Dicembre 2010.
[16] Nota privata GSE su impianti fotovoltaici qualificati IAFR in
esercizio e a progetto nelle varie regioni a marzo 2011.
[17] Decreto Legislativo n. 197 "Incentivazione della produzione di
energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte
solare"; 6 agosto 2010.
[18] V. Brignoli; "Criteri di ripartizione regionale delle
installazioni di impianti solari termodinamici in Italia"; rapporto
RSE n. 11001772, Marzo 2011.
[19] V. Brignoli; "Studio climatologico preliminare per
l'identificazione delle aree con il migliore irraggiamento solare
diretto nell'Italia meridionale ed Insulare"; ENEL Direzione Studi e
Ricerche - CRTN Milano - Gennaio 1993.
[20] ISPRA (ex APAT) "Rapporto rifiuti edizione 2009"; 2010.
[21] V. Motola e altri; "Censimento potenziale energetico biomasse,
metodo indagine, atlante Biomasse su WEB-GIS"; ENEA Report
RSE/2009/167, 2009.
[22] Nota privata GSE su impianti a bioliquidi qualificati IAFR in
esercizio e a progetto nelle varie regioni ad aprile 2011.
[23] GSE "Biomasse Rapporto Statistico 2009"; 2010.
[24] N. Colonna, V. Alfano, M. Gaeta; "La stima del potenziale di
biogas da biomasse di scarto del settore zootecnico in Italia"; ENEA,
Report RSE/2009/201, 2009.
[25] M. Borgarello; "Metodologia per la ripartizione regionale dello
sviluppo delle fonti rinnovabili termiche nel settore residenziale al
2020 "; rapporto RSE n. 11001770, Marzo 2011.
[26] APAT "Stima dei consumi di legna da ardere per riscaldamento ed
uso domestico in Italia"; Maggio 2008.
[27] O. Perego, M. Marciandi; "Studi di fattibilità di applicazioni
cogenerative, stato e prospettive della micro-cogenerazione e stima
del potenziale del teleriscaldamento"; CESI Ricerca n. 08005779,
Marzo 20. www.rse-web.it/Documenti/showfile.aspx?idD=2054
[28] AIRU "Annuario 2008 ".
[29] CecedItalia "Associazione Nazionale Produttori di Apparecchi
Domestici"; note Milano, Giugno 2009.
[30] Co.Aer. Associazione Costruttori di Apparecchiature ed Impianti
Aeraulici - "Note sui sistemi di climatizzazione a ciclo annuale";
Milano, Luglio 2009.
[31] T. Franci; "Il contributo della risorsa geotermica all'obiettivo
2020 per le rinnovabili nei consumi per riscaldamento/raffreddamento
(direttiva 2009/28/CE)"; Unione Geotermica Italiana, 2010.
[32] G. Borghetti, G. Cappetti, R. Carella, C. Sommaruga; "Direct
Uses of Geothermal Energy in Italy"; Proceedings World Geothermal
Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April 2005.
[33] Assolterm "Contributo al Piano Azione Nazionale allo sviluppo
delle fonti rinnovabili"; 2010
[34] Federlegno "Rapporto Ambientale"; 2010.
[35] Assocarta "Bilancio Ambientale"; 2008.
[36] Agroalimentare - Ismea "Outlook dell'agroalimentare italiano",
Rapporto annuale 2010.