L'ambiente

Il Servizio Energetico

Le attività svolte da LGH nel settore energetico sono riconducibili alle seguenti grandi aree:

  1. distribuzione di gas naturale;
  2. distribuzione di energia elettrica;
  3. servizio di gestione calore;
  4. cogenerazione e teleriscaldamento;
  5. produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e alternative;
  6. commercializzazione di gas naturale ed energia elettrica verde;
  7. progettazione, installazione e vendita di impianti fotovoltaici

 

12.4.1 I principali numeri del Servizio energetico
Nella tabella 92 si riportano i principali indicatori della linea di business “Energia” di LGH, suddivisa nelle diverse voci che la compongono, per quanto riguarda il triennio 2013-2015.

Tabella 92: principali numeri del servizio energetico di LGH

12.4.2 La distribuzione di gas naturale
All’interno del Gruppo LGH, Linea Distribuzione svolge l’attività di “distribuzione e misura del gas naturale”: attività di pubblico servizio, separata societariamente dall’attività di vendita, in conformità al decreto legislativo n.164/2000. La regolazione del servizio è esercitata dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico, istituita con la legge 14.11.95, n. 481. Linea Distribuzione nasce dall’unione delle attività di distribuzione del gas nei territori presidiati dalle seguenti società:

  • AEM Gestioni S.r.l. con sede in Cremona;
  • ASM Castelleone Servizi S.p.A. con sede in Castelleone (CR);
  • ASTEM Gestioni S.r.l. con sede in Lodi;
  • Società Cremasca Servizi S.p.A. con sede in Crema (CR);
  • ASM Pavia S.p.A. con sede in Pavia;
  • Metano Pavese S.p.A. con sede in Torre D’Isola (PV);
  • Padania Acque S.p.A. con sede in Cremona;
  • Cogeme Gestioni S.r.l. con sede in Rovato (BS);
  • AS Mortara S.p.A. con sede in Mortara (PV).

Attualmente i soci di Linea Distribuzione sono LGH S.p.A., che è l’espressione delle realtà territoriali gestite, AS Mortara S.p.A. e ASM Castelleone S.p.A. Al 31 dicembre 2015 Linea Distribuzione svolge pertanto il servizio di distribuzione e misura del gas in 99 Comuni delle Province di Bergamo, Brescia, Cremona, Lodi, Padova, Parma, Pavia e Vicenza. La consistenza di impianti e reti di distribuzione in gestione a Linea Distribuzione ammonta complessivamente a:

  • 3.285 km di rete e allacciamenti;
  • 74 cabine di riduzione di I salto;
  • 1.263 cabine di riduzione di II salto.

La società distribuisce oltre 652.656.517 milioni di Sm3 di gas naturale, a oltre 265.796 utenze (punti di riconsegna attivi). Linea Distribuzione ha aderito al Codice di rete tipo emanato dall’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico, che regolamenta e garantisce parità di condizioni d’accesso alla propria rete di distribuzione per tutte le società di vendita del gas naturale. L’attività di distribuzione gas consiste nella gestione degli impianti (cabine di I e II salto, gruppi di riduzione finale e stazioni di protezione catodica), delle condotte e delle derivazioni d’utenza della rete di distribuzione del gas metano per uso civile ed industriale. Le principali fasi del processo di distribuzione del gas sono:

  • filtrazione del gas;
  • riscaldamento del gas in arrivo alla cabina di primo salto dal metanodotto mediante uno scambiatore di calore. Tale operazione risulta necessaria perché nella successiva fase di decompressione il gas cede calore; è quindi fondamentale preriscaldare il gas sia per evitare il congelamento delle apparecchiature sia per consentire una corretta misurazione del quantitativo di gas;
  • prima riduzione della pressione;
  • misurazione;
  • immissione di odorizzante per consentire la percezione di eventuali dispersioni;
  • immissione nella rete a media pressione;
  • arrivo alla cabina di II salto;
  • ulteriore riduzione della pressione per renderla così compatibile con gli impianti domestici;
  • immissione nella rete a bassa pressione;
  • misurazione presso il cliente finale.
Figura 7: fasi del processo di distribuzione gas

Il personale operativo provvede, inoltre, ad effettuare controlli, manutenzione ordinaria (prevista dalla normativa) e straordinaria sugli impianti gestiti e sulla rete di distribuzione e alla ricerca delle perdite di gas. Qualora fosse necessaria l’interruzione dell’erogazione essa viene comunicata con almeno un giorno di anticipo in modo da garantire la corretta informazione dei clienti interessati. Infine Linea Distribuzione provvede alla progettazione, sviluppo e realizzazione della rete di distribuzione di gas naturale, nonché a fornire informazioni inerenti l’assistenza post contatore. I principali dati per la distribuzione di gas naturale sono riassunti in Tabella 93. I principali dati relativi all’anno 2015 inerenti la qualità commerciale sono indicati in tabella 94.

Tabella 93: principali dati relativi alla SOB operante nel servizio distribuzione di gas naturale

Variazione denominazione sociale e logo Linea Distribuzione

Con efficacia dal 30 giugno 2016, con l’obiettivo di rispondere pienamente alle disposizioni di legge sul “brand unbundling”, la società Linea Distribuzione ha variato la propria denominazione sociale in LD RETI Srl. Allo stesso modo, la società ha variato il proprio logo aziendale. L’operazione recepisce così le disposizioni TIUF, di cui alla delibera 296/2015/R/com, emanata dall’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico, che dispone per le società di distribuzione gas appartenenti a gruppi verticalmente integrati, l’obbligo di separazione funzionale (unbundling), differenziando il proprio marchio e le politiche di comunicazione da quello della società di vendita e anche delle altre imprese appartenenti allo stesso gruppo.



Tabella 94: principali dati anno 2015 inerenti la qualità commerciale

12.4.3 Distribuzione di energia elettrica
• Inquadramento generale
Linea Reti e Impianti distribuisce l’energia elettrica che serve a Cremona per lavorare e per “crescere” e produce energia elettrica attraverso due impianti: la Centrale di Cogenerazione di Via Postumia ed il Termovalorizzatore Rifiuti. Le cabine di trasformazione da 15.000 a 400/230 V sono circa 370 e sono presenti 1.300 linee di bassa tensione a 400/230 V che servono oltre 45 mila clienti. La rete è costituita da 30 linee a media tensione che hanno una lunghezza di circa 280 chilometri (di cui 35 km di linee aeree). Per ciò che concerne la distribuzione e vendita ai clienti di maggior tutela, LRI gestisce la rete elettrica in media e bassa tensione che consente di distribuire energia elettrica a tutti i clienti del territorio comunale.

• Principali dati quantitativi
Nella tabelle 95-96 si riportano i principali dati relativi all’energia elettrica distribuita, alla lunghezza e alla composizione della rete di distribuzione, al numero di stazioni di trasformazione e alle cabine di distribuzione.

• Sicurezza, continuità e qualità del servizio erogato secondo gli indicatori definiti dall’Autorità per l’Energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI)
L‘Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico è un organismo indipendente, istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481 con il compito di tutelare gli interessi dei consumatori e di promuovere la concorrenza, l‘effi cienza e la diffusione di servizi con adeguati livelli di qualità, attraverso l‘attività di regolazione e di controllo. L‘Autorità opera in piena autonomia e con indipendenza di giudizio nel quadro degli indirizzi di politica generale formulati dal Governo e dal Parlamento e delle normative dell‘Unione europea. L‘Autorità adotta le proprie decisioni sulla base della legge istitutiva e definisce le procedure ed i regolamenti per l‘organizzazione interna, il funzionamento e la contabilità.

Tabella 95: energia elettrica distribuita e lunghezza delle reti disitribuzione nel triennio 2013-2015
Tabella 96: dettaglio cabine servizio elettrico nel triennio 2013-2015

Le risorse per il funzionamento dell‘Autorità non provengono dal bilancio dello Stato ma da un contributo sui ricavi degli operatori regolati. L‘Autorità regola i settori di competenza, attraverso provvedimenti (deliberazioni) e, in particolare, definisce i livelli minimi di qualità dei servizi per gli aspetti tecnici, contrattuali e per gli standard di servizio. Nella tabella 97 si riportano i principali indicatori imposti da AEEGSI per la continuità del servizio elettrico (con incentivi o penalità per scostamenti positivi o negativi rispetto ai livelli standard fissati da AEEGSI). Le perdite di rete di distribuzione sono valutate pari al 3%.

Cremona - Centrale di Cogenerazione Teleriscaldamento
Tabella 97: principali indicatori imposti da AEEGSI per la continuita’ del servizio elettrico
1 - con Responsabilità del distributore s’intendono le interruzioni per “altre cause”;
2 - con Responsabilità di terzi s’intendono le interruzioni per “cause esterne” e “cause di forza maggiore”.

12.4.4 Illuminazione pubblica
Linea Reti e Impianti effettua la gestione tecnica del servizio di illuminazione pubblica e segnaletica semaforica per conto del titolare incaricato dal Comune di Cremona per la gestione del servizio. L’illuminazione pubblica di Cremona è costituita da circa 13.500 punti luce, di cui 69% a sodio alta pressione, con un consumo energetico attuale di circa 6.600 MWh. I corpi illuminanti sono installati su 1.300 tesate e su 10.000 sostegni. Gli impianti semaforici sono 49 oltre a 8 impianti di segnalazione semaforica lampeggiante. I pali degli impianti semaforici sono circa 420 mentre le lanterne semaforiche sono circa 770 di cui il 40% led.

12.4.5 Servizio di gestione calore
Le società di LGH gestiscono impianti calore per l’esercizio del riscaldamento dell’acqua calda e, dove presente, dell’impianto di condizionamento, per conto di Enti e/o Amministrazioni Comunali e/o privati. In particolare Linea Reti e Impianti provvede alla gestione, manutenzione e assistenza di n. 12 impianti termici a gas, a cui si aggiungono 225 sottocentrali di teleriscaldamento. Nel caso di Lodi i servizi erogati da Astem S.p.A. consistono nella progettazione, installazione, manutenzione e gestione in esercizio degli impianti termici tradizionali. Infine, le attività svolte da Linea Più, complessivamente possono essere così sintetizzate:

  • pulizia, manutenzione ordinaria, misurazioni e controlli, tenuta del libretto di impianto, manutenzione straordinaria di impianti termici destinati al riscaldamento ambiente con o senza produzione di acqua calda sanitaria, ad uso individuale di potenza non eccedente i 35 kW;
  • pulizia, manutenzione, riparazione e sostituzione apparecchi a gas non eccedente i 35 kW;
  • vendita ed installazione di impianti termici destinati al riscaldamento ambiente con o senza produzione di acqua calda sanitaria, ad uso individuale di potenza non eccedente i 35 kW.

12.4.6 Cogenerazione e teleriscaldamento
• Inquadramento generale
Il teleriscaldamento è una forma di riscaldamento (di abitazioni, scuole, ospedali ecc.) che consiste essenzialmente nella distribuzione, attraverso una rete di tubazioni isolate e interrate, di acqua calda o acqua surriscaldata (fluido termovettore) proveniente da una o più centrali di produzione, alle abitazioni e ritorno alla stessa centrale. Le centrali di produzione possono sfruttare diversi combustibili per produrre il calore necessario: es. gas naturale, biomassa o rifiuti. La produzione di calore può essere associata a quella di energia elettrica: si parla in questo caso di cogenerazione. A destinazione il fluido termovettore riscalda, attraverso uno scambiatore di calore, l’acqua dell'impianto di riscaldamento dell’abitazione. Lo scambiatore, che in pratica sostituisce la caldaia tradizionale, può produrre anche acqua di uso sanitario. Il sistema di teleriscaldamento comporta importanti vantaggi per la comunità sotto forma di:

  • risparmio di energia primaria;
  • minore inquinamento dell’aria perché si riducono i consumi e si utilizza meglio il combustibile: un solo camino di emissione, gestito e controllato alla centrale e da personale qualificato, sostituisce migliaia di camini dei singoli edifi ci collegati a caldaie spesso energeticamente poco effi cienti (ed impattanti nell’ambiente) per carenza di manutenzione.

L’elevata effi cienza dei generatori impiegati nelle centrali di produzione e la costante sorveglianza degli stessi da parte di personale specializzato, contribuiscono ad un determinante benefi cio ambientale. Le centrali cogenerative del Gruppo LGH al servizio del teleriscaldamento sono:

  • la centrale di Cremona, gestita da Linea Reti e Impianti;
  • la centrale di Lodi, gestita dal 01.07.2015 da Linea Reti e Impianti (precedentemente gestita da Astem Gestioni);
  • le centrali di Rho, gestite da Steam;
  • la centrale di Crema, gestita da S.C.C.A, che è stata acquisita dal Gruppo LGH dal 01.07.2015. S.C.C.A. è incorporata in Linea Reti e Impianti dal gennaio 2016.

Nella tabella 98 si riportano i principali dati relativi al servizio di teleriscaldamento suddivisi per aree. I dati di produzione e vendita di energia termica della rete di teleriscaldamento di Cremona comprendono il contributo del termovalorizzatore di rifiuti. Il numero di giorni di funzionamento degli impianti di cogenerazione per l’anno 2015 è indicata in tabella 99.

Tabella 98: principali dati relativi al servizio di teleriscaldamento riferiti al 2015 * I dati della rete di Cremona comprendono l’energia prodotta da tutte le fonti: centrale di cogenerazione LRI più altre centrali a metano, termovalorizzatore rifiuti LRI di Cremona e impianto a biomasse di Linea Energia
Tabella 99: principali dati relativi al servizio di teleriscaldamento riferiti al 2015

• Emissioni di gas serra degli impianti soggetti alla normativa Emission Trading (ETS)
Il principale e più diffuso gas responsabile di causare effetto serra è l’anidride carbonica, che viene prodotta anche da processi di combustione. Il Sistema europeo di scambio di quote di emissione (European Union Emissions Trading Scheme - EU ETS) è il principale strumento adottato dall’Unione europea, in attuazione del Protocollo di Kyoto, per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori, ovvero i settori industriali caratterizzati da maggiori emissioni. Il Sistema è stato istituito dalla Direttiva 2003/87/CE e successive modificazioni (Direttiva ETS recepita nell’ordinamento italiano con il vigente decreto legislativo 13 marzo 2013, n. 30) e traspone in Europa, per gli impianti industriali, per il settore della produzione di energia elettrica e termica e per gli operatori aerei, il meccanismo di “cap&trade” introdotto a livello internazionale dal Protocollo di Kyoto. L'EU-ETS è un sistema “cap&trade” perché fissa un tetto massimo (“cap”) al livello totale delle emissioni consentite a tutti i soggetti vincolati dal sistema, ma consente ai partecipanti di acquistare e vendere sul mercato (“trade”) diritti di emissione di CO2 (“quote”) secondo le loro necessità, all’interno del limite stabilito. Gli impianti del Gruppo interessati da tale normativa sono in capo a Linea Reti e Impianti che provvede alla gestione dei seguenti asset:

  1. Centrale di Cogenerazione CTEC di Cremona, soggetta al sistema di scambio quote, con quantitativi annuali concessi e con possibilità di acquisto/vendita delle quote su mercato: quote emesse anno 2015 = 21.801 tonnellate di CO2.
  2. Centrale di Cogenerazione di Lodi, soggetta al sistema di scambio quote, con quantitativi annuali concessi e con possibilità di acquisto/vendita delle quote su mercato: quote emesse anno 2015 = 11.297 tonnellate di CO2.
  3. Centrale di Cogenerazione di Crema, soggetta al regime di registro Piccoli Emettitori, con quote massime annuali di emissione e pagamento di corrispettivi per le eccedenze: quote emesse anno 2015 = 13.622 tonnellate di CO2.
  4. Centrale termica Frazzi di Cremona, soggetta al regime di registro Piccoli Emettitori, con quote massime annuali di emissione e pagamento di corrispettivi per le eccedenze: quote emesse anno 2015 = 1.349 tonnellate di CO2.

Le emissioni annuali sono soggette a comunicazione sottoposta a verifica di parte terza. Per la tipologia di rifiuto smaltito sono esclusi dal meccanismo EU-ETS tutti gli impianti di termovalorizzazione rifiuti del Gruppo LGH.

Dal 1° luglio 2015 è operativa Linea Reti e Impianti

Linea Reti e Impianti è la società di Linea Group Holding S.p.A., nata il 1° luglio 2015 a seguito dello scorporo di AEM Gestioni in due rami d’azienda: quello dell’Igiene Ambientale (confluito in Linea Gestioni, anch’essa società del Gruppo LGH) e quello della gestione di reti e impianti per la produzione e distribuzione di calore per teleriscaldamento (in capo a Linea Reti e Impianti). Linea Reti e Impianti gestisce in particolare le seguenti reti ed impianti:

  • Termovalorizzatore di Cremona
  • Impianto di cogenerazione e rete teleriscaldamento di Cremona
  • Impianto di cogenerazione e rete teleriscaldamento di Lodi
  • Impianto di cogenerazione e rete teleriscaldamento di Crema

La società, in applicazione delle prescrizioni impartite dalla delibera dell’A.E.E.G. n° 11/2007 di approvazione del TIU, ha operato la separazione funzionale (Unbundling), nell’ambito dell’azienda, del settore distribuzione elettrica, istituendo un Gestore Indipendente che può così legittimamente continuare ad occuparsi del settore distribuzione dell’energia elettrica senza confl itti con l’area commerciale relativa alla vendita. Oltre ai servizi di distribuzione elettrica e teleriscaldamento, Linea Reti e Impianti è operativa nella gestione di impianti per rifiuti, servizio di illuminazione pubblica, impianti termici e di condizionamento.

a) Le Centrali del teleriscaldamento di Cremona
Linea Reti Impianti si è dotata, a partire dal 1992, di una serie di centrali di produzione energetica che sono nate al servizio del teleriscaldamento della città, quindi per la produzione di acqua calda da inviare alla rete del teleriscaldamento. Le caratteristiche principali delle centrali di produzione energetica di Cremona sono riassunte nella tabella 100. La Centrale di Cogenerazione di Via Postumia è stata realizzata per produrre energia elettrica e calore in modo combinato. L’impianto comprende una turbina per la produzione di energia elettrica e calore, 4 caldaie a metano di riserva per la produzione di calore, cui si vanno ad aggiungere ulteriori 5 centrali a metano sul territorio comunale per la produzione di calore. Al servizio della rete di teleriscaldamento è posto anche l’impianto di termovalorizzazione rifiuti di LRI, a cui si somma, dal 2013, l’impianto a biomasse di Linea Energia. La centrale di cogenerazione è costituita da due sistemi combinati di produzione di energia elettrica e di calore. Fondamentalmente l’impianto è basato sul funzionamento di una turbina alimentata a gas metano, che produce elettricità. I fumi sviluppati nella turbina vengono convogliati per alimentare una turbina a vapore. Il complesso delle due turbine ha una potenza di 14 MW elettrici circa (pari a circa il 20% del fabbisogno massimo della città di Cremona). L’impianto è stato realizzato in modo da poter recuperare tutto il calore possibile dalla condensazione del vapore generato per la produzione elettrica. La centrale fornisce alla città oltre il 30% del calore che risulta necessario, con particolare riferimento al periodo invernale, con l’attivazione dei sistemi di riscaldamento di condomini, uffi ci, edifi ci pubblici. Il sistema di teleriscaldamento è servito anche da altre centrali distribuite sul territorio comunale e utilizzate esclusivamente per la produzione di acqua calda per riscaldamento, senza produzione contemporanea di energia elettrica. Il combustibile utilizzato è il metano, per tutte le centrali di produzione LRI. Non viene utilizzato gasolio né olio combustibile, che hanno fattori di emissione di inquinanti più alti del metano. Nella tabella 101 sono riportati i dati riguardanti la produzione di energia e calore dalla centrale di cogenerazione di Via Postumia nel triennio 2013-2015. Nel 2008 è stata sostituita la turbina a gas, per la riduzione delle emissioni di ossidi di azoto. Dal 2010, primo anno di funzionamento a regime della turbogas, le emissioni di ossidi di azoto sono state ridotte dell’80% rispetto alle emissioni storiche precedenti. In tabella 102 si riportano i dati di produzione totali delle centrali cittadine a servizio del teleriscaldamento, compresi il contributo del termovalorizzatore rifiuti LRI e dell’impianto a biomasse di Linea Energia. I dati di dettaglio relativi a questi due impianti sono specificati nelle sezioni dedicate del presente report.

Tabella 100: caratteristiche principali delle centrali di produzione energetica di Cremona
Tabella 101: energia e calore prodotti dalla centrale di cogenerazione di Cremona nel triennio 2013-2015
Tabella 102: energia e calore prodotti dalle centrali di teleriscaldamento di Cremona nel triennio 2013-2015

b) Le centrali di cogenerazione di Rho
La società S.Te.A.M. nell’anno 2000, ha preso in gestione la centrale di teleriscaldamento del Complesso Artigianale Sarchi di Rho, trasformandola in cogenerazione con l’installazione di un motore endotermico nel 2003 ed estendendo il teleriscaldamento ai quartieri limitrofi (San Martino e Lucernate). Dal 2005 ha realizzato l’impianto di cogenerazione e la rete di teleriscaldamento di Rho Nord. L’impianto di cogenerazione di Rho Nord è costruito all’interno del sito industriale di Arkema S.r.l., industria chimica a cui S.Te.A.M cede tutta l’energia elettrica e quota parte del vapore cogenerato. Tutto il calore recuperabile dai cogeneratori installati (motori endotermici) sommato a quello delle caldaie di integrazione, alimenta la rete di teleriscaldamento realizzata a servizio della zona Nord Ovest di Rho. Entrambi gli impianti di cogenerazione sono alimentati a metano. I dati tecnici principali delle centrali di produzione energetica di Rho sono sintetizzati nella tabella 103. In tabella 104 si riportano inoltre i dati di produzione totali delle centrali cittadine a servizio del teleriscaldamento e il dato relativo al totale calore prodotto e ceduto alla rete di teleriscaldamento.

Tabella 103: principali dati tecnici degli impianti di cogenerazione di Rho
Tabella 104: energia prodotta dagli impianti di cogenerazione di Rho nel triennio di riferimento

c) La centrale di cogenerazione di Lodi
L’impianto di Lodi è situato nei pressi del nuovo polo universitario di Medicina Veterinaria e Scienze della Produzione Animale localizzato vicino alla Tangenziale Sud. L’impianto è costituito da una centrale di cogenerazione (produzione di calore ed energia elettrica) costituita da:

  • un motore endotermico a ciclo otto della potenza elettrica pari a 3,9 MW e della potenza termica pari a 3,9 MW funzionante a gas metano;
  • due caldaie di integrazione e riserva di potenza termica pari a 11 MW cadauna funzionanti a gas metano;
  • una caldaia di integrazione e riserva di potenza termica pari a 7 MW funzionante a gas metano;
  • un sistema di accumulo termico da 10 MWh, per coprire fino a 5 MW di picco;
  • una sottostazione di scambio termico da 3,5 MW per il recupero del cascame termico da una centrale a biomassa legnosa di terzi.

I principali dati tecnici dell’impianto sono riassunti in tabella 105. La centrale di cogenerazione e teleriscaldamento, oltre ad erogare energia elettrica nella rete di media tensione (MT) della Città di Lodi, eroga calore per il soddisfacimento della richiesta termica dei clienti allacciati, come condomini ed altri edifi ci (scuole, terziario etc.).

Tabella 105: principali dati tecnici della Centrale di Lodi

La fornitura di calore, mediante rete di distribuzione, è effettuata sia per usi di riscaldamento degli ambienti, sia per l’erogazione di acqua calda ad usi igienico sanitari. I dati di produzione relativi al triennio 2013-2015 sono riassunti in tabella 106.

Tabella 106: i dati di produzione dell’impianto di Lodi nel triennio 2013-2015

L’impianto è dotato di un sistema per l’abbattimento degli inquinanti in linea con la restrittiva normativa regionale, in grado di garantire il rispetto degli ancor più severi limiti di emissione previsti per le “zone critiche” della Regione Lombardia, fra le quali sono compresi anche i capoluoghi di Provincia. Le sottostazioni di teleriscaldamento sono telecontrollate da un sistema che collega tutte le centraline di comando ed i contatori di calore. È stato effettuato un ampliamento di Centrale nel 2013 inserendo una sottostazione di scambio termico da 3,5 MWt che permette di recuperare il cascame termico proveniente da una centrale cogenerativa a biomassa legnosa di proprietà di una società del territorio, localizzata a Cornegliano Laudense, 2 km da Lodi, sottoposta a supervisione tecnica LRI:

  • Potenza 1 MWe e fino a 5 MW termici
  • Produzione annua: 7,7 GWh elettrici, 20 GWh termici.

Il sistema di Teleriscaldamento di Lodi è inoltre in fase di ampliamento, con un piano di sviluppo iniziato nel 2014 con l’obiettivo di raddoppiare il sistema. Tale piano di sviluppo, oltre a raggiungere le aree nord (2014) e sud-est (2015) di Lodi, prevede l’ampliamento del parco di generazione con i seguenti interventi:

  • Nuova Centrale «Tribunale»: situata nella parte nord di Lodi è in esercizio dal 2015 con la sezione di accumuli termici (serbatoi da 20 MWh di accumulo, per 7 MW di picco); è prevista una seconda fase con l’inserimento di 2 caldaie di riserva/emergenza (18 MW)
  • Nuova Centrale di Cogenerazione «Ospedale» (1,5 MWe), con SEU per cessione energia elettrica alla struttura, termico erogato al TLR e fornitura vapore ad Ospedale.
  • Centrale «Polo Universitario»: inserimento nuovo cogeneratore da 850 kWe + sostituzione cogeneratore esistente con nuovo da 3.3 MWe ad alta effi cienza.

d) La centrale di cogenerazione di Crema
La società S.C.C.A., acquisita dal Gruppo LGH dal mese di luglio 2015, è titolare della Centrale che genera acqua calda a servizio della rete di teleriscaldamento del Comune di Crema (CR). Da gennaio 2016 S.C.C.A. è incorporata in Linea Reti e Impianti. L’energia termica viene generata con due gruppi di cogenerazione (motori), con l’ausilio di tre generatori di calore di integrazione. I due gruppi di cogenerazione hanno la potenza al focolare di 6,9 MWt e le caldaie sono 2 da 10 MWt + 1 da 6 MWt. Gli impianti sono completamente automatizzati mediante sistemi ed apparati adibiti al controllo delle varie funzioni. I dati tecnici principali della centrale di produzione energetica di Crema sono sintetizzati nella tabella 107. In tabella 108 si riportano inoltre i dati di produzione dal 01.07.2015 al 31.12.2015 della centrale a servizio del teleriscaldamento di Crema.

Tabella 107: principali dati tecnici della Centrale di cogenerazione di Crema
Tabella 108: energia prodotta dalla Centrale di cogenerazione di Crema nel periodo di riferimento

12.4.7 Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e innovative
Linea Energia S.p.A., nell’assetto della Holding, costituisce la Business Unit Energia, la società di ingegneria specializzata nello sviluppo e nella completa gestione delle attività connesse all’energia. La società ha compiuto la scelta strategica ed altamente impegnativa della produzione di energia quasi esclusivamente da fonti rinnovabili, in linea con le politiche internazionali dello sviluppo sostenibile ed in conformità con le normative più rigorose: il 98% dell’energia prodotta è energia “verde”. Linea Energia oggi assolve alla capacità di generazione di energia tramite l’utilizzo di proprie centrali di produzione e la gestione di impianti di terzi per una potenza complessiva installata superiore ad 80 MW (di cui circa 50 MW di proprietà). La gestione delle centrali è di competenza di Linea Energia stessa, che provvede a garantire la funzionalità e la regolarità di esercizio delle diverse tipologie di impianto, direttamente tramite il proprio personale. Gli impianti che sfruttano fonti rinnovabili sono:

  • le centrali idroelettriche;
  • gli impianti di recupero energetico del biogas da discarica;
  • il parco fotovoltaico di Cremona;
  • le centrali a biomasse legnose di Cremona e di Rodengo Saiano.

In tabella 109 si riportano le principali caratteristiche degli impianti di produzione energetica di LGH gestiti da Linea Energia. L’energia elettrica prodotta da tali attività nel triennio 2013-2015 viene riportata in tabella 110. I dati presentati possono in alcuni casi avere degli scostamenti rispetto a quelli di tabella 92 in quanto i dati di produzione sotto indicati comprendono le quote prodotte anche da impianti gestiti ma non di proprietà.

Tabella 109: le principali caratteristiche degli impianti di produzione energetica di LGH
Tabella 110: produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili degli impianti di LGH (gestiti e di proprietà) nel periodo 2013-2015 (**) passaggio da assetto di totale cessione ad assetto di autoconsumo

Obbligo alle Diagnosi energetiche per Grandi Imprese - Dlgs 102/14

Il D.Lgs. 102/2014, che ha recepito la direttiva 2012/27/ UE sull’effi cienza energetica, ha stabilito l’obbligo per le grandi imprese e le imprese energivore di effettuare le diagnosi energetiche sui siti produttivi entro il 5 dicembre 2015. Tutte le società del Gruppo che consolidano il bilancio in LGH e tutte le Patrimoniali in quanto controllate da Enti Pubblici sono soggette all’obbligo. LGH ha elaborato, anche a seguito di chiarimenti specifi ci richiesti ad ENEA, un piano di campionamento che ha incluso:

  • Tutte le società che consolidano il bilancio in LGH;
  • Le patrimoniali che hanno richiesto di essere inserite nel piano;
  • Alcune società associate a società del Gruppo che hanno chiesto di aderire.

LGH ha eseguito un campionamento secondo il criterio proposto dal Ministero dello sviluppo economico individuando 12 siti da assoggettare a diagnosi energetica ed i relativi obiettivi di miglioramento.

Prezzi del mercato elettrico

La Domanda di energia elettrica rappresenta un ottimo indicatore dell’andamento della produzione industriale in un dato Paese: purtroppo, in Italia stiamo toccando nuovi minimi, a dimostrazione di una crisi tutt’altro che risolta, con un consumo 2014 che si è attestato a 310TWh (-2.5% rispetto al 2013), ben lontano dai massimi storici registrati tra il 2007 ed il 2008 e pari a 340TWh. Per quanto concerne il soddisfacimento della domanda, invece, nel 2014 si assiste ad un continuo incremento nella produzione da fonti rinnovabili, che ha ormai raggiunto i 104TWh, alla crescita degli scambi con l’estero (cresciuti del 3.7%) e alla forte riduzione del peso della produzione da fonte fossile (che nel 2007 copriva circa l’80% del fabbisogno, mentre nel 2014 solo il 56%). Per quanto concerne il prezzo di mercato1, si è assistito ad una fortissima contrazione dei prezzi dal 2008 ad oggi; poiché infatti la formazione del prezzo sul mercato segue logiche di costo marginale, e le fonti rinnovabili in sostanza non concorrono alla formazione del prezzo di mercato, il crollo nella domanda da fonti fossili da 260 a 190TWh, unitamente alla contrazione dei prezzi dei prodotti petroliferi, ha di fatto provocato il crollo del prezzo di mercato da circa 87€/MWh nel 2008 a 52€/MWh nel 2015, mentre i primi mesi del 2016 rilevano prezzi inferiori a 40€/MWh. Il prezzo di mercato rappresenta, con molte cautele, il corrispettivo di scambio tra i produttori, i grossisti ed i venditori, ma non rappresenta il prezzo al consumo, rispetto al quale vanno aggiunti diversi costi, commerciali, di rete, e le imposte. Inoltre, il prezzo andrebbe esaminato per le diverse tipologie di consumo (residenziale o industriale, e per classi di potenza di connessione), poiché l’impatto dei diversi costi cambia in base alla categoria; per gli scopi del presente rapporto, ci limitiamo ad esaminare il caso del Cliente Tipo, con utenza domestica residenziale da 3kW, ed un consumo medio annuo di 2.700kWh1. Tra gli oneri più rilevanti del sistema elettrico sicuramente impattano i sistemi di incentivazione delle fonti rinnovabili, che nel 2013 ha pesato sul sistema elettrico per circa 13.4 miliardi di euro. Tra i vari sistemi ancora esistenti (CV, Cip6, Conto Energia, Registri, Aste…) quello che nel 2014 ha pesato maggiormente è stata l’incentivazione alla produzione solare fotovoltaica, che ha assorbito 6,6mld€. Il grafico seguente confronta l’evoluzione dei prezzi del Consumatore Tipo con il prezzo MGP, e mostra l’impatto del complessivo sostenuto per l’incentivazione delle fonti rinnovabili (componente A3 dei costi di sistema elettrico). Si può facilmente evidenziare che nel 2008 il prezzo di mercato impattava sui costi del consumatore tipo per circa il 50%; nel 2015 l’impatto del costo di produzione pesa sulla bolletta per meno del 28%. Mentre nel 2014 il prezzo al consumo si era mostrato stabile rispetto al 2013 (con il calo del prezzo di mercato compensato dalla crescita degli oneri A3), nel 2015 si rileva una piccola diminuzione rispetto al 2014. Nonostante l’influenza delle evoluzioni dei prezzi del mercato dei combustibili (quanto mai imprevedibili negli ultimi anni) sia fortemente mitigata dalla variazione del mix di approvvigionamenti e dalla produzione da fonti rinnovabili, considerando che le quotazioni del petrolio hanno subito una notevole contrazione a cavallo tra 2015 e 2016, e sono oggi in ripresa ma ancora ben inferiori ai massimi toccati nel 2014, l’aspettativa dei prezzi del mercato MGP rimane stabile, con potenziale crescita rimandata al 2018. La massima attenzione dovrebbe quindi oggi essere posta sul contenimento delle imposte e degli oneri di sistema, il cui peso sul prezzo al consumo rispetto al 2008 è quasi raddoppiato.


1 Dal momento che non esiste un’efficace rilevazione di questo parametro di notevole complessità, si utilizza come riferimento il prezzo MGP nazionale.
2 Questa classificazione (determinata dall’AEEGSI) è comunque poco significativa, poiché per via della modifica delle abitudini di consumo si stanno diffondendo sempre più le connessioni a 4,5kW, molto più onerose a parità di consumo. Dopo vari interventi volti a favorire il prezzo medio del Consumatore Tipo (usato come indicatore in molte statistiche) a discapito delle altre classi di consumo, la nuova disciplina del dispacciamento in vigore a partire dal 2016 provvederà a riequilibrare il prezzo degli oneri di rete, con significativi incrementi nel prezzo medio del consumatore tipo.

Le centrali idroelettriche

a. L’Impianto di Darfo
• Inquadramento generale
L’impianto idroelettrico di Darfo è stato realizzato ai primi del 1900 ed è stato oggetto di una consistente modifica negli anni 1996-1998. È essenzialmente composto da un’opera di presa sita in Comune di Angolo Terme che deriva l’acqua dal torrente Dezzo, da un canale derivatore in galleria, da un pozzetto di carico da cui partono le 2 condotte forzate ed infine dall’edifi cio di centrale sito in Comune di Darfo Boario Terme. Nella sala macchine dell’edifi cio di centrale sono presenti 2 gruppi turbina-alternatore ad asse verticale con turbina Francis. L’energia prodotta dai due generatori alla tensione di 10kV, viene inviata alla attigua sottostazione per essere elevata a 132kV e poi immessa nella rete nazionale. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 111.

Figura 8: funzionamento centrale idroelettrica
Tabella 111: principali dati tecnici dell’impianto di Darfo BT

• Produzione energia elettrica
Nella tabella 112 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Darfo nel triennio di riferimento.

Tabella 112: produzioni lorde e nette dell’impianto di Darfo nel triennio 2013-2015

• Consumi di energia e di acqua
Nella tabella 113 si riportano i principali impatti ambientali derivanti dalla gestione della centrale nel triennio di riferimento.

Tabella 113: consumi energetici e idrici dell’impianto di Darfo nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Presso la centrale idroelettrica di Darfo è presente la sala di telecontrollo per la gestione, 24 ore su 24, dei vari impianti idroelettrici. Relativamente all’impianto di Darfo l’addetto al telecontrollo verifica la portata derivata, la portata di rilascio del Deflusso Minimo Vitale (DMV), l’intasamento delle griglie, il corretto

b. Impianto di Mazzunno
• Inquadramento generale
L’impianto idroelettrico di Mazzunno è stato realizzato verso il 1920 ed è stato potenziato negli anni 1998-1999. È essenzialmente composto da un’opera di presa che deriva l’acqua dal torrente Dezzo, da un canale derivatore in galleria, da una vasca di carico da cui partono le 2 condotte forzate ed infine dall’edifi cio di centrale; tutto l’impianto si sviluppa in Comune di Angolo Terme. Nella sala macchine dell’edifi cio di centrale sono presenti 2 gruppi turbina-alternatore ad asse orizzontale con turbina Francis. L’energia prodotta dai generatori, alla tensione di 10kV, viene inviata alla attigua sottostazione per essere elevata a 66kV e poi immessa nella rete nazionale. Le opere idrauliche e i fabbricati sono in comproprietà con Enel Green Power. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 114.

Tabella 114: principali dati tecnici dell’impianto di Mazzunno

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 115 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Mazzunno nel triennio di riferimento. L’andamento della produzione nel corso degli anni segue quello delle precipitazioni.

Tabella 115: produzioni lorde e nette dell’impianto di Mazzunno nel triennio 2013-2015

• Consumi di energia e di acqua
Nella tabella 116 si riportano i principali impatti ambientali derivanti dalla gestione della centrale nel triennio di riferimento.

Tabella 116: consumi energetici e idrici dell’impianto di Mazzunno nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
L’impianto idroelettrico di Mazzunno è gestito dalla sala di telecontrollo di Darfo. L’addetto al telecontrollo verifica la portata derivata, la portata di rilascio del Deflusso Minimo Vitale (DMV), l’intasamento delle griglie, il corretto funzionamento dei 2 gruppi turbina-alternatore (controllo delle grandezze elettriche e termiche) e della sottostazione di consegna. Per le centrali idroelettriche i monitoraggi ambientali consistono essenzialmente nel garantire la continuità del Deflusso Minimo Vitale prescritto e nel controllo strutturale delle opere di convogliamento delle acque quali canali, vasca di carico e condotte forzate. Relativamente alla centrale di Mazzunno, il controllo del rilascio del DMV è eseguito in forma continuativa dall’addetto al telecontrollo e con sopralluoghi periodici da parte del personale di manutenzione. Quest’ultimo effettua, periodicamente, anche il controllo del canale di derivazione, della vasca sghiaiatrice con relativa griglia, della vasca dissabbiatrice, della vasca di carico, dei 2 pozzetti di carico e delle 2 condotte forzate.

c. Impianto del Resio
• Inquadramento generale
L’impianto idroelettrico del Resio è stato realizzato negli anni 1957- 1959 ed è stato oggetto di un potenziamento nel 2008-2009. È essenzialmente composto da un’opera di presa principale ed una ausiliaria che derivano l’acqua rispettivamente dal torrente Resio e dal torrente Cul, da un canale derivatore in galleria, da una vasca di carico da cui parte una condotta forzata ed infine dall’edifi cio di centrale. L’impianto è posto in parte sul Comune di Esine ed in parte sul Comune di Darfo Boario Terme. Nella sala macchine dell’edifi cio di centrale sono presenti 2 gruppi turbina-alternatore ad asse orizzontale con turbina Pelton. L’energia prodotta dai generatori alla tensione di 10kV, viene inviata alla attigua sottostazione per essere elevata a 132kV e poi immessa nella rete nazionale. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 117.

Tabella 117: principali dati tecnici dell’impianto di Resio

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 118 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Resio nel triennio di riferimento. L’andamento della produzione nel corso degli anni segue quello delle precipitazioni.

Tabella 118: produzioni lorde e nette dell’impianto di Resio nel triennio 2013-2015

• Consumi di energia e di acqua
Nella tabella 119 si riportano i principali impatti ambientali derivanti dalla gestione della centrale nel triennio di riferimento. Il consumo di energia elettrica è essenzialmente legato al funzionamento dei motori elettrici delle centraline di lubrificazione, di regolazione e di raffreddamento oltre che dal carrello per l’accesso al bacino ed alla presa principale. Ne segue che il consumo è indicativamente funzione della produzione della centrale.

Tabella 119: consumi energetici e idrici dell’impianto di Resio nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
L’impianto idroelettrico del Resio è gestito dalla sala di telecontrollo di Darfo. L’addetto al telecontrollo effettua la modulazione della portata in funzione al programma di previsione della produzione, controlla la portata derivata, l’intasamento delle griglie, il corretto funzionamento dei 2 gruppi turbinaalternatore (controllo delle grandezze elettriche e termiche) e della sottostazione di consegna. Per le centrali idroelettriche i monitoraggi ambientali consistono essenzialmente nel garantire la continuità del Deflusso Minimo Vitale (DMV) prescritto e nel controllo strutturale delle opere di convogliamento delle acque quali canali, vasca di carico e condotte forzate. Relativamente alla centrale del Resio, il controllo del rilascio del DMV dall’opera di presa principale e da quello della presa secondaria è effettuato dal personale di manutenzione con sopralluoghi periodici. Sono soggetti a sopralluoghi periodici anche la galleria di derivazione, il bacino e le 2 condotte forzate.

d. Impianto di Lozio
• Inquadramento generale
L’impianto idroelettrico di Lozio è stato realizzato nel 1996. È essenzialmente composto da 2 opere di presa che derivano l’acqua dal torrente Lanico, da 2 condotte forzate e dall’edifi cio della centrale. L’impianto è posto in Comune di Lozio. Nella sala macchine dell’edifi cio di centrale sono presenti 2 gruppi turbina-alternatore ad asse verticale con turbina Pelton. L’energia prodotta dai generatori alla tensione di 400V, viene elevata a 15kV e poi immessa nella rete di media tensione di Enel. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 120.

Tabella 120: principali dati tecnici dell’impianto di Lozio

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 121 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Lozio nel triennio di riferimento. L’andamento della produzione nel corso degli anni segue indicativamente quello delle precipitazioni.

Tabella 121: produzioni lorde e nette dell’impianto di Lozio nel triennio 2013-2015

• Consumi di energia e di acqua
I consumi idrici sono assenti mentre quelli energetici sono trascurabili.

• Monitoraggi ambientali
L’impianto idroelettrico di Lozio è gestito dalla sala di telecontrollo di Darfo. L’addetto al telecontrollo effettua verifiche periodiche sull’andamento dei gruppi. Relativamente alla centrale di Lozio, il controllo del DMV dalle 2 prese è effettuato dal personale di manutenzione con sopralluoghi periodici che comprendono anche le verifiche delle griglie e dei pozzetti di carico.

Corna, Darfo Boario (BS) - Impianto idroelettrico

e. Impianto di Corna
• Inquadramento generale

Il nuovo impianto di produzione energia elettrica denominato “Corna”, sito nel Comune di Darfo Boario Terme, è stato realizzato dalla Società LGH Rinnovabili, ma gestito in totale outsourcing dal personale di Linea Energia che già opera sulle altre centrali idroelettriche ubicate in Valle Camonica. Per effetto della fusione per incorporazione di LGH Rinnovabili in Linea Energia del 18.12.2014, quest’ultima è divenuta titolare dell'impianto denominato “Corna”. L’impianto di cui sopra è un impianto ad acqua fluente; l’acqua che alimenta la nuova centrale viene derivata dallo scarico dell’esistente centrale di Darfo, mediante una dedicata condotta forzata. La nuova centrale, completamente interrata, è stata realizzata in sponda destra del fi ume Oglio. Sono state installate 2 turbine Kaplan ad asse verticale previste con doppia regolazione della ruota e del distributore. I lavori di realizzazione sono iniziati nel mese di gennaio 2012 e sono terminati nel mese di dicembre 2012. Il 22 dicembre 2012 è stato effettuato il primo parallelo elettrico con la rete di distribuzione Enel e la centrale è entrata in esercizio. L’energia prodotta - certificata rinnovabile - viene ceduta in rete. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 122.

Tabella 122: principali dati tecnici dell’impianto di Corna

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 123 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Corna nel triennio di riferimento.

Tabella 123: produzioni lorde e nette dell’impianto di Corna nel triennio 2013-2015

• Consumi di energia e di acqua
Nella tabella 124 si riportano i principali impatti ambientali derivanti dalla gestione della centrale nel triennio 2013-2015.

Tabella 124: consumi energetici dell’impianto di Corna relativi al periodo 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
L’impianto idroelettrico di Corna è gestito dalla sala di telecontrollo di Darfo dove l’addetto controlla la portata derivata, l’intasamento delle griglie ed il corretto funzionamento dei due gruppi turbina-alternatore (controllo delle grandezze elettriche e termiche). Per questo impianto non è previsto il rilascio del DMV in quanto non effettua alcuna derivazione dal torrente, ma utilizza direttamente le acque di scarico della centrale di Darfo.

Gli impianti di sfruttamento energetico del biogas di discarica
Si tratta di impianti che sfruttano energeticamente il biogas (miscela di vari tipi di gas, in prevalenza metano) ottenuto dalla fermentazione dei batteri presenti nei rifiuti organici della discarica. Il biogas è considerato un’energia verde perché proviene da fonti rinnovabili (è paragonabile all’eolico o al solare), si forma spontaneamente e, per evitarne la diffusione nell’ambiente, viene captato e utilizzato per la produzione di energia elettrica. L’impianto è dotato di pozzi di estrazione dai quali il biogas viene raccolto tramite la rete di captazione, costituita da una serie di tubazioni fessurate, inserite nel corpo della discarica e convogliato alla centrale di aspirazione, sottoposto a un sistema di depurazione e di essicazione, quindi, inviato ai motori che producono energia elettrica. Il funzionamento è ben rappresentato dallo schema di figura 8. Gli impianti sono dotati dei più moderni sistemi di abbattimento delle emissioni e sono rispettosi dei restrittivi limiti imposti dalla normativa. Gli impianti sono costantemente monitorati al fine di garantire la piena ottemperanza alle prescrizioni normative nazionali e regionali.

Figura 9: funzionamento impianti biogas

a. Impianto a biogas di Rovato (BS)
Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico del biogas, asservito alla discarica di Rovato, è costituito da tre motori a combustione interna sovralimentati, adattati per il funzionamento a biogas, rigidamente collegati con alternatore sincrono con tensione d’uscita di 380 V. La potenzialità complessiva dell’impianto è di 2.500 kWe circa. Ciascun motore è installato in una cabina containerizzata dedicata realizzata in acciaio al carbonio. Il quadro di media tensione, il trasformatore ausiliari, il quadro servizi ausiliari QGBT ed il quadro di supervisione sono anch’essi alloggiati all’interno di una cabina containerizzata dedicata, realizzata in acciaio al carbonio. La disposizione in container dei motori e delle apparecchiature elettriche è stata prescelta con l’obiettivo di limitare quanto più possibile l’impatto visivo della centrale, garantendo, altresì, un’estrema fl essibilità di gestione dell’impianto. I gas di scarico dei motori sono inviati in postcombustori termici in grado di ridurre il monossido di carbonio in uscita dai motori, a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Ogni singolo motore è equipaggiato con un camino di altezza geometrica pari a 10 metri. A valle di tutti i gruppi sono installati la stazione di trasformazione 380V/15.000 V e l’interruttore di interfaccia e parallelo rete sul quale agiscono i relè di protezione verso la rete. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 125.

Tabella 125: principali dati tecnici dell’impianto di Rovato

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 126 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Rovato nel triennio di riferimento. Il trend produttivo è in calo a causa del naturale degrado della produzione di biogas.

Tabella 126: produzioni lorde e nette dell’impianto di Rovato nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Relativamente alle problematiche correlate alle emissioni in atmosfera dei motori, i fumi che fuoriescono dagli stessi sono inviati a postcombustori, appositamente installati, che diminuiscono il monossido di carbonio in uscita a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Semestralmente vengono effettuati controlli relativi agli inquinanti presenti nei fumi che fuoriescono dai camini dei motori e specificatamente sono ricercati monossido di carbonio, ossidi di azoto, polveri e carbonio organico volatile. La società Linea Ambiente, che gestisce la discarica ove ubicato l’impianto, mensilmente effettua controlli relativi all’analisi qualitativa del biogas, del percolato, dell’acqua di falda e dell’aria ambiente prospicente la discarica stessa.

Provaglio d’Iseo (BS) - Impianto di recupero energetico del biogas

b. Impianto a biogas di Provaglio d’Iseo (BS)
Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico del biogas asservito alla discarica di Provaglio d’Iseo è costituito da due motori a combustione interna sovralimentati, adattati per il funzionamento a biogas, rigidamente collegati con alternatore sincrono con tensione d’uscita di 380 V. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 127.

Tabella 127: principali dati tecnici dell’impianto di Provaglio d’Iseo

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 128 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Provaglio d’Iseo nel triennio di riferimento. Il trend produttivo è in calo a causa del naturale degrado della produzione di biogas.

Tabella 128: produzioni lorde e nette dell’impianto di Provaglio d’Iseo nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Relativamente alle problematiche correlate alle emissioni in atmosfera dei motori, i fumi che fuoriescono dagli stessi sono inviati a postcombustori, appositamente installati, che diminuiscono il monossido di carbonio in uscita a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Semestralmente vengono effettuati controlli relativi agli inquinanti presenti nei fumi che fuoriescono dai camini dei motori e specificatamente sono ricercati monossido di carbonio, ossidi di azoto, polveri e carbonio organico volatile. La società Linea Ambiente, che gestisce la discarica ove ubicato l’impianto, mensilmente effettua controlli relativi all’analisi qualitativa del biogas, del percolato, dell’acqua di falda e dell’aria ambiente prospicente la discarica stessa.

Castrezzato (BS) - Impianto di recupero energetico del biogas

c. Impianto a biogas di Castrezzato - Trenzano (BS)
Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico del biogas asservito alla discarica di Castrezzato-Trenzano è costituito da due motori a combustione interna sovralimentati, adattati per il funzionamento a biogas, rigidamente collegati con alternatore sincrono con tensione d’uscita di 380 V. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 129.

Tabella 129: principali dati tecnici dell’impianto di Castrezzato-Trenzano

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 130 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Castrezzato-Trenzano nel triennio di riferimento. Il trend produttivo è in calo a causa del naturale degrado della produzione di biogas.

Tabella 130: produzioni lorde e nette dell’impianto di Castrezzato-Trenzano nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Relativamente alle problematiche correlate alle emissioni in atmosfera dei motori, i fumi che fuoriescono dagli stessi sono inviati a postcombustori, appositamente installati, che diminuiscono il monossido di carbonio in uscita a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Semestralmente vengono effettuati controlli relativi agli inquinanti presenti nei fumi che fuoriescono dai camini dei motori e specificatamente sono ricercati monossido di carbonio, ossidi di azoto, polveri e carbonio organico volatile. La società Linea Ambiente, che gestisce la discarica ove ubicato l’impianto, mensilmente effettua controlli relativi all’analisi qualitativa del biogas, del percolato, dell’acqua di falda e dell’aria ambiente prospicente la discarica stessa.

d. impianto a biogas di Malagnino (CR)
Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico del biogas asservito alla discarica di Malagnino è costituito da due motori a combustione interna sovralimentati, adattati per il funzionamento a biogas, rigidamente collegati con alternatore sincrono con tensione d’uscita di 380 V. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 131.

Tabella 131: principali dati tecnici dell’impianto di Malagnino

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 132 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Malagnino nel triennio di riferimento. A seguito dei lavori di recupero ambientale della discarica, le produzioni di energia elettrica dell'impianto sono in crescita.

Tabella 132: produzioni lorde e nette dell’impianto di Malagnino nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Relativamente alle problematiche correlate alle emissioni in atmosfera dei motori, i fumi che fuoriescono dagli stessi sono inviati a postcombustori, appositamente installati, che diminuiscono il monossido di carbonio in uscita a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Vengono effettuati controlli relativi agli inquinanti presenti nei fumi che fuoriescono dai camini dei motori e specificatamente sono ricercati monossido di carbonio, ossidi di azoto, polveri e carbonio organico volatile.

e. impianto a biogas di Augusta (SR)
• Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico del biogas asservito alla discarica di Augusta è costituito da due motori a combustione interna sovralimentati, adattati per il funzionamento a biogas, rigidamente collegati con alternatore sincrono con tensione d’uscita di 380 V. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 133.

Tabella 133: principali dati tecnici dell’impianto di Augusta

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 134 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Augusta nel triennio di riferimento. Con il completamento della discarica, nel 2015 sono stati realizzati nuovi pozzi verticali che hanno consentito di aumentare la captazione del biogas e la produzione di energia elettrica.

Tabella 134: produzioni lorde e nette dell’impianto di Augusta nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
Relativamente alle problematiche correlate alle emissioni in atmosfera dei motori, i fumi che fuoriescono dagli stessi sono inviati a postcombustori, appositamente installati, che diminuiscono il monossido di carbonio in uscita a valori ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. Vengono effettuati controlli relativi agli inquinanti presenti nei fumi che fuoriescono dai camini dei motori e specificatamente sono ricercati monossido di carbonio, ossidi di azoto, polveri e carbonio organico volatile. La società Greenambiente, che gestisce la discarica ove ubicato l’impianto, mensilmente effettua controlli relativi all’analisi qualitativa del biogas, del percolato, dell’acqua di falda e dell’aria ambiente prospicente la discarica stessa.

h. impianto a biogas di Ragusa (RG)
Inquadramento generale
L’impianto di recupero energetico è realizzato nell’area prossima alla discarica situata nel Comune di Ragusa, in località Contrada Cava dei Modicani. La sezione di recupero energetico, dimensionata in base alla stima di produzione del biogas dalla discarica, è costituito da due motori a combustione interna in grado di utilizzare la totalità del biogas prodotto. Dal mese di novembre 2013 l’impianto intercetta anche il biogas prodotto dalla discarica, in coltivazione, di ATO Ragusa Ambiente. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 135.

Tabella 135: principali dati tecnici dell’impianto di Ragusa

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 136 si riportano le produzioni lorde e nette dell’impianto di Ragusa relative al triennio 2013-2015. In base al periodo di coltivazione della discarica, il trend produttivo atteso dell'impianto di Ragusa è in continua crescita.

Tabella 136: produzioni lorde e nette dell’impianto di Ragusa nel 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
L’autorizzazione, emessa dalla Provincia Regionale di Ragusa nell’anno 2012, non prevede controlli relativi alle emissioni in atmosfera derivanti dai camini. Linea Energia prevede comunque di effettuare le analisi di tali emissioni in ottica di miglioramento e controllo dell’effi cienza del proprio impianto.

Gli impianti a biomasse
Gli impianti a biomasse legnose convertono l’energia termica generata dalla combustione in caldaia del materiale legnoso in energia elettrica mediante un ciclo Rankine a fluido organico. Gli impianti sono localizzati nei Comuni di:

  • Cremona (CR);
  • Rodengo Saiano (BS).

Il legno, fonte rinnovabile, ha un bilancio positivo in termini di emissioni. La presenza degli impianti a biomassa evita le emissioni inquinanti prodotte da impianti fossili attualmente in esercizio (alimentati a carbone, petrolio, …). Gli impianti sono dotati dei più moderni sistemi di abbattimento delle polveri e sono rispettosi dei restrittivi limiti imposti dalla normativa. Gli impianti sono costantemente monitorati al fine di garantire la piena ottemperanza alle prescrizioni normative nazionali e regionali.

a. impianto a biomasse di Cremona
A Cremona, nell’area adiacente il Termovalorizzatore, è stato realizzato il nuovo impianto di conversione di energia elettrica e termica alimentato da legno proveniente dalla raccolta differenziata del Gruppo LGH (ad esempio pallet, residui dell’industria del legno, bancali, cassette, ecc.). L’impianto ha una potenza elettrica pari a 1 MWe ed una potenza termica pari a circa 5,6 MWt, completamente ceduta alla rete di teleriscaldamento della città. L’impianto ha un rendimento elettrico pari al 20% ed una effi cienza complessiva fino all’80%, funzione del recupero termico. La struttura architettonica dell’impianto riserva ampi spazi attrezzati con le più moderne tecnologie dedicati al percorso visitatori con finalità didattiche. Il nuovo impianto, qualificato IAFR (Impianto Alimentato a Fonti Rinnovabili), è entrato in esercizio il 6 dicembre 2012. I principali dati caratteristici dell’impianto sono riassunti in tabella 137.

Tabella 137: principali dati tecnici dell’impianto a biomasse di Cremona

• Produzione di energia elettrica
In tabella 138 si riporta il dato inerente la produzione energetica dell’impianto riferita al triennio di riferimento.

Tabella 138: produzione energetica dell’impianto a biomasse legnose e rifiuti in ingresso nel triennio 2013-2015 * il quantitativo è funzione del PCI (Potere Calorifico Inferiore)

• Monitoraggi ambientali
L’impianto a biomasse di Cremona è equipaggiato con le Migliori Tecnologie Disponibili per il trattamento dei fumi prodotti dalla combustione, in grado di raggiungere concentrazioni delle sostanze inquinanti ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. La linea di trattamento comprende: cicloni separatori di polveri, colonna di reazione con iniezione di carboni attivi e bicarbonato di sodio, fi ltro a maniche, reattore catalitico DeNOx, economizzatore e ventilatore di coda. Un sistema di monitoraggio in continuo, equipaggiato dei più moderni sistemi FTIR, è in grado di misurare in tempo reale la concentrazione degli inquinanti presenti nei fumi e i principali parametri di processo.

b. impianto a biomasse di Rodengo Saiano (BS)
L’impianto a biomasse di Rodengo Saiano è composto da due sezioni: la sezione di compostaggio, che riceve il verde proveniente dalle attività di manutenzione dei parchi/ giardini (erba, fogliame, sfalci di potatura, tronchi, ecc) e dalla raccolta del verde di isole ecologiche del territorio servito dai Soci, per la produzione di legno e compost, e la sezione di cogenerazione per la produzione, mediante il legno prodotto dalla prima, di energia elettrica. Il ciclo di lavorazione svolto nella sezione di compostaggio prevede esclusivamente trattamenti meccanici e biologici del materiale in ingresso per l’ottenimento rispettivamente di legno da destinare alla produzione di energia rinnovabile e compost per l’utilizzo in agricoltura come fertilizzante. L’impianto di cogenerazione ha una potenzialità di produzione di energia di 1 MW elettrico ed è predisposto per la produzione di energia termica in cogenerazione per una potenza disponibile pari a 1 MW. L’energia elettrica prodotta - certificata rinnovabile - è ceduta in rete. Il nuovo impianto, qualificato IAFR (Impianto Alimentato a Fonti Rinnovabili), è entrato in esercizio il 28 novembre 2012. I principali dati caratteristici dell’impianto sono riassunti in tabella 139.

Tabella 139: principali dati tecnici dell’impianto a biomasse di Rodengo Saiano * impianto predisposto per la cogenerazione

• Produzione di energia elettrica
In tabella 140 si riporta il dato inerente la produzione energetica dell’impianto riferita al triennio 2013- 2015.

Tabella 140: produzione energetica dell’impianto di Rodengo Saiano nel triennio 2013-2015

• Monitoraggi ambientali
L’impianto a biomasse di Rodengo Saiano è equipaggiato con le Migliori Tecnologie Disponibili per il trattamento dei fumi prodotti dalla combustione, in grado di raggiungere concentrazioni delle sostanze inquinanti ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente. La linea di trattamento comprende: multicicloni separatori di polveri, precipitatore elettrostatico, ventilatore di coda e sistema di ricircolo fumi. Un sistema di monitoraggio in continuo, equipaggiato dei più moderni sistemi FTIR, è in grado di misurare in tempo reale la concentrazione degli inquinanti presenti nei fumi e i principali parametri di processo.

Gli impianti fotovoltaici
Un impianto fotovoltaico trasforma direttamente l’energia solare in energia elettrica. È composto essenzialmente da:

  • pannelli o moduli fotovoltaici;
  • gli inverter, che trasformano la corrente continua generata dai pannelli fotovoltaici in corrente alternata;
  • i quadri elettrici e i cavi di collegamento.

I pannelli fotovoltaici sono costituiti da celle in materiale semiconduttore. Il materiale più utilizzato è il silicio cristallino. Gli impianti fotovoltaici vengono generalmente connessi alla rete elettrica di distribuzione, oppure possono costituire utenze isolate, una soluzione adottata per assicurare l’energia elettrica in zone lontane dalla rete.

Figura 10: principio di funzionamento impianto fotovoltaico

Impianto fotovoltaico di Cremona
Il parco fotovoltaico di Cremona realizzato sui tetti del Centro Servizi di Via Postumia è entrato in funzione il 15 dicembre 2008 e conta circa 3 mila pannelli ad alto rendimento, con moduli in silicio policristallino, disposti su un’area di 10 mila metri quadrati in modalità parzialmente integrata. L’impianto è costituito anche da tre inverter ed un sistema di tele gestione che consente la rilevazione, in tempo reale, della produzione di energia. La capacità dell’impianto varia di mese in mese in funzione delle condizioni ambientali come l’irraggiamento, la temperatura esterna, il rapporto tra luce diffusa e luce globale. L’impianto è connesso con la rete di distribuzione elettrica presso il Centro Servizi. La produzione è stimata in oltre 550.000 kWh/anno, il che renderà possibile evitare le emissioni in atmosfera di 400 tonnellate di CO2 l’anno e comporterà un risparmio in energia primaria per il paese pari a circa 130 TEP l’anno. L’impianto non consuma risorse e non genera rifiuti. I principali dati tecnici sono riassunti in tabella 141.

Tabella 141: principali dati tecnici del parco fotovoltaico di Cremona

• Produzione di energia elettrica
Nella tabella 142 si riportano i principali dati di produzione dell’impianto di Cremona relative al periodo di riferimento. Nel 2015 la produzione di energia elettrica è risultata in aumento in virtù anche della stagione estiva particolarmente favorevole.

Tabella 142: produzioni lorde e nette dell’impianto FTV di Cremona nel 2013-2015

Commercializzazione di Gas Naturale ed Energia Elettrica verde
Linea Più è la società del Gruppo LGH che si occupa della vendita di energia elettrica, gas naturale e impianti fotovoltaici. Nata nel 2008 per aggregazione di piccole aziende territoriali operanti nel settore del gas, Linea Più, grazie allo sviluppo del mercato libero ed a una visione sempre orientata al futuro, è stata in grado di raggiungere nel tempo le dimensioni adeguate ad affrontare le sfide del mercato nazionale posizionandosi, per numero di clienti serviti (circa 290.000 a fine 2015) tra i primi 15 gruppi operanti nel settore del gas, mantenendo da un lato un forte radicamento territoriale e la capacità competitiva a livello nazionale dall’altro. Linea Più può vantare nel 2015 numeri importanti: un volume d’affari per 352 mln€ con la commercializzazione di 352,3 milioni di metri cubi di gas e 678 GWh di energia elettrica in aumento rispetto al 2014 a conferma degli obiettivi strategici aziendali di crescita e sviluppo del business. La tabella 143 mostra i dati principali relativi alle attività di vendita della società Linea Più riferiti al periodo 2013-2015. A supporto della struttura è stato studiato un sistema di Corporate Governance volto ad assicurare un contemperamento armonico dei diversi ruoli di gestione di indirizzo e di controllo, orientato a garantire una conduzione dell’impresa responsabile e trasparente nei confronti del mercato, nella prospettiva di creazione del valore per i soci e del perseguimento delle finalità sociali e ambientali. La missione di Linea Più è sintetizzata nel mantenimento dei clienti già serviti da un lato e nella necessità di espansione del fatturato con l’acquisizione di nuovi clienti dall’altro, attraverso lo sviluppo di alleanze strategiche per consolidare il posizionamento sul territorio. Questo significa:

  • difendere la qualità del servizio mantenendo il rapporto con i clienti in essere attraverso lo sportello fisico e con la modulazione molto attenta della fatturazione;
  • adeguare la struttura organizzativa;
  • migliorare il prezzo di fornitura della materia prima;
  • preservare il rapporto diretto con i clienti;
  • rafforzare il rapporto con i territori gestiti.
Tabella 143: commercializzazione di gas naturale ed energia elettrica Linea Più nel periodo 2013-2015

Il rapporto “personalizzato” tra azienda e cliente rappresenta la volontà e la risposta concreta per poter sopravvivere - equilibrio dei bilanci - e proteggersi dalle minacce di invasione da parte dei competitor. Linea Più è inoltre accreditata come ESCO (Energy Service Company): società che hanno come oggetto sociale, anche se non esclusivo, l’offerta di servizi energetici integrati. Ciò si traduce nella capacità di offrire ai propri clienti servizi di:

  • analisi dei consumi energetici;
  • valutazione delle possibilità di intervento per l’incremento dell’effi cienza energetica, che permette un uso razionale delle risorse per evitare gli sprechi a favore di un futuro sostenibile;
  • finanziamento (anche parziale) e realizzazione degli interventi stessi;
  • eventuale gestione e manutenzione degli impianti;
  • gestione del rischio.

La riduzione dei fattori di pressione ambientale e il risparmio in bolletta per i propri Clienti sono le motivazioni che spingono Linea Più alla partecipazione a iniziative del risparmio energetico sancite dai decreti ministeriali 20 luglio 2004 e dalle Linee Guida dell’AEEGSI.

12.4.8 Fotovoltaico
Linea Group Holding, attraverso la sua controllata Linea Più, dal 2010 è presente sul mercato delle energie rinnovabili attraverso la progettazione, vendita, installazione e manutenzione di impianti fotovoltaici. Anche questo settore ha visto Linea Più rafforzare la propria presenza radicata sul territorio, per fornire ai clienti un pacchetto chiavi in mano a condizioni particolarmente vantaggiose. Confermando il proprio impegno verso le fonti di energia rinnovabili, Linea Più si rivolge sia ai clienti residenziali, che alle imprese e alle Pubbliche Amministrazioni, con l’obiettivo di offrire un prodotto/ servizio di qualità, rispondente alle diverse esigenze dei clienti, ed assicurando il miglior rapporto qualità/prezzo grazie a partnership commerciali con i più quotati fornitori di componentistica presenti nel settore di riferimento. Linea Più integra la propria proposta commerciale con la gestione amministrativa delle pratiche di accesso allo scambio sul posto con il Gestore Servizi Elettrici, oltre ad una offerta di attività di monitoraggio e assistenza manutentiva. Con l’esaurimento del Conto Energia, dal 2013, si è verificato un sensibile calo della domanda di nuovi impianti soprattutto di grande taglia. Confermata anche per il 2015 la possibilità di operare la detrazione IRPEF del 50% recuperabili in 10 anni della spesa dell’impianto installato, opportunità utilizzabile solo dalle persone fisiche, mentre è sempre attivabile la possibilità dello Scambio sul Posto (SSP) attraverso il Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Si evidenzia inoltre che l’AEEGSI ha dato attuazione ad un regime di particolare favore, in termini di riduzione al 5% del pagamento di oneri generali di sistema e di tariffe di distribuzione e trasmissione per l’autoconsumo, per chi si qualifica SEU (Sistema Effi ciente di Utenza costituito da almeno un impianto di produzione). Tale modello può aprire a nuovi segmenti di business per i venditori/produttori di energia. Più in generale il mercato si sta orientando verso l’offerta di una soluzione integrata concernente l’effi cienza energetica e quindi il risparmio energetico a 360 gradi: led, pompe di calore, coibentazione termica, accumulo di energia elettrica, il tutto per incrementare l’autoconsumo.