Pillole di efficienza energetica 

Trigenerazione negli Ospedali

Analisi, Programmazione, Progettazione e  Realizzazione di sistemi energetici nelle strutture sanitarieRicorso alle forme di PPP

Ing. Francesco Rainaldi – Direttore Dipartimento Tecnico PatrimonialeAzienda Usl di Bologna

Ing. Pasquale G.F. Romio – Direttore U.O. Progettazione e Sviluppo Impianti (SC) Azienda Usl di Bologna Energy Manager Aziende Sanitarie Provincia di Bologna

Dott. A. Cavina

5000 A.C.

4000 A.C.

1700 D.C.

1850D.C.

1870 ‐ 1900 D.C.

Oggi ?……. D.C.

La storia Umana e …dell’ ”Energia”…La storia Umana e …dell’ ”Energia”…

Parte Prima • L’ospedale:  un sistema complesso 

energivoro• Interventi di riqualificazione ed 

efficientamento energetico

Parte Prima • L’ospedale:  un sistema complesso 

energivoro• Interventi di riqualificazione ed 

efficientamento energetico

Parte Seconda• La Trigenerazione: efficienza della 

produzione e contenimento della spesa• Il ricorso alle forme di finanziamento 

privato: Partenariato Pubblico Privato 

Parte Seconda• La Trigenerazione: efficienza della 

produzione e contenimento della spesa• Il ricorso alle forme di finanziamento 

privato: Partenariato Pubblico Privato 

L’Ospedale…Come non l’abbiamo mai visto…L’Ospedale…Come non l’abbiamo mai visto…

L’energia necessaria al funzionamento dell’ospedale, sistema complesso ed energivoro, rappresentauna delle voci di costo più significativa all’interno del bilancio di un’Azienda Sanitaria. Ilcontenimento della spesa, attraverso non solo la riduzione dei fabbisogni ma anche attraversol’impiego di sistemi alternativi e/o rinnovabili di produzione dell’energia, è oggi più che mai difondamentale importanza. I sistemi energetici integrati per la generazione combinata di energiaelettrica, termica e frigorifera e, laddove applicabili, i sistemi di produzione FER costituisconosenz’altro una valida alternativa, anche dal punto di vista ambientale, alla produzione classica.

L’ Azienda Usl di Bologna nasce nel 2004 dall’unificazione di tre realtàSanitarie esistenti sul territorio della provincia bolognese eprecisamente la AUSL Città di Bologna, la AUSL Bologna Nord e dellaAUSL Bologna Sud. Il bacino di utenza è rappresentato da unapopolazione di 820.219 persone, distribuita su un territorio checomprende 50 comuni (tutta la provincia di Bologna tranne ilcomprensorio imolese e Medicina). Vi lavorano quasi 8400professionisti, circa 3000 infermieri, 1400 medici, con un Bilancioannuale di oltre il miliardo di Euro.

I servizi Sanitari vengono erogati in 9 presidi ospedalieri ed in circa 200presidi territoriali.

L’ospedale Maggiore e l’ospedale Bellaria che ospita anche in centro diricerche delle Neuroscienze rappresentano il 50% dei fabbisognienergetici totali.

Ospedali del Territorio Ospedali del Territorio 

DATI DIMENSIONALI PRESIDI

esistenteAmpliamenti ultimati e

in corso

OspedaliAREA Città Maggiore 88.908 mq 68.531 mq

Bellaria 54.315 mq 24.058 mq

Totale città 143.213 mq 92.589 mq

AREA Nord S.G. in Persiceto 24.185 mq 0.0 mq

Bentivoglio 20.030 mq 4.962 mq

Budrio 10.760 mq 5.758 mq

Totale nord 54.975 mq 10.710 mq

AREA Sud Bazzano 7.521 mq 3.284 mq

Porretta 6.279 mq 11.599 mq

Vergato 4.317 mq 7.279 mq

Loiano 4.596 mq 0.0 mq

Totale sud 22.713 mq 22.162 mq

TOTALE 220.901 mq 125.461 mq

Totale generale ospedali ad ampliamenti ultimati

+ 53,95% 340.083 mq

Presidi terrorialiarea Città n. 71 117.105 mq 4.366 mq

area Nord n. 52 54.745 mq 2.118 mq

area Sud n. 40 28.110 mq 3.295 mq

TOTALE n. 163 199.960 mq 9.779 mq

Totale generale presidi ad ampliamenti ultimati

+ 4,89% 209.739 mq

TOTALE GENERALE 549.822 mq

Territorio Ausl Bologna

Ospedale Maggiore

Ospedale Bellaria

Dal punto di vista della complessità tecnologica e delle esigenze in termini dienergia richiesta, ovviamente i due ospedali bolognesi, il Maggiore ed il Bellaria,rappresentano le due realtà più importanti. In entrambi i casi la produzione deifluidi termovettori necessari al funzionamento degli impianti di climatizzazionedegli ambienti e di trattamento dell’aria nonché per le esigenze di servizio sonoprodotti in modo centralizzato in poli tecnologici decentrati rispetto all’areaospedaliera.

Termico  Elettrico 

Ospedale Maggiore 13.000 2.493 2.682 3.600 14.000 200 560.000 336.000

Ospedale Bellaria 12.000 2.359 2.145 3.600 8.850 150 415.000 249.000

Portata di targa UTAmc

Portata (Contemporaneità 

stimata)mc

Gruppi di CogenerazionekW

                    Potenza installata

Presidio

Generatori di Calore kW

Generatori di Vapore kW

Gruppi Frigo  kW

Unità di trattamento 

Aria n.

La rete di TeleriscaldamentoLa rete di Teleriscaldamento

EVOLUZIONE

STRUTTURALE

IMPIANTISTICA

• Leggi nazionali sull’accreditamento• Norme tecniche sulle costruzioni• Linee guida nazionali• Normativa antincendio• Norme sulla privacy

•Norme sulla progettazione e gestione degli impianti•Norme relative alla sicurezza •Norme sicurezza antincendio •Norme relative alle condizioni di benessere e qualità dell’aria

Moderne tecniche e tecnologie per la diagnosi e la cura Moderna gestione del “sistema produttivo”Informatizzazione  

L’evoluzione

Ospedale Bellaria 1929

In una moderna struttura ospedaliera le attività che richiedono unmaggior impegno in termini energetici possono essere raggruppati in duegrandi categorie:

DiagnosticaTerapia e cura

In entrambi i casi è richiesto il mantenimento di condizionimicroclimatiche ottimali, la continuità elettrica, la qualità dell’aria, ungrado di illuminamento adeguato.Sono da considerare, inoltre, anche spazi a contaminazione controllata conaltissimo grado di sterilità/protezione quali laboratori speciali quali PLxCamere Bianche, laboratori farmaceutici.

Un Ospedale “nuovo” non può, in termini energetici, essere più economico di uno “vecchio”

COSA POSSIAMO FARE 

OBIETTIVO

MASSIMIZZARE I RENDIMENTI E MINIMIZZARE I CONSUMI

Interventi strutturali generali Informazione

• Individuazione degli interventi• Simulazioni energetiche • Diagnosi energetiche• Progettazioni integrate • Verifiche di compatibilità• Scelte progettuali e soluzioni adottate che tengano conto del bilancio energetico “globale”• Utilizzo di sistemi e soluzioni tecnologicamente avanzate 

• Agli operatori interni• All’utenzaIn modo che, coinvolti,  vivano in modo attivo il “luogo” ed attraverso adeguati strumenti 

S EN S I B I L I Z Z A R Eal contenimento dei consumi energetici

• I presidi di pertinenza dell’Azienda Usl di Bologna sono stati oggetto,negli ultimi dieci anni, di importanti interventi di ampliamentorinnovamento e riqualificazione sia strutturale che impiantistica.

• Particolare attenzione è stata posta in sede progettuale alle soluzioniadottate in modo da renderle flessibili e facilmente riutilizzabili, infunzione della loro vita media, nel corso dei naturali cambiamenti cuiuna struttura sanitaria è sottoposta

• Le soluzioni impiantistiche adottate sono state orientate verso ilcontenimento dei consumi energetici in generale adottandotecnologie nuove ed all’avanguardia anche nel campo dellaregolazione, della contabilizzazione e del monitoraggio.

L’impiantistica: l’importanza delle scelte progettuali 

• Gli interventi realizzati più significativi dal punto di vista impiantistico sonorappresentati dalla realizzazione dei nuovi poli tecnologici a serviziodell’ospedale Maggiore e dell’ospedale Bellaria, dall’ammodernamentotecnologico delle centrali dell’ospedale di Bazzano, dalla realizzazione dellenuova centrali termiche e frigorifere degli ospedali di Vergato e Porretta.

• Alcune scelte:• Realizzazione del polo tecnologico all’esterno del presidio• Abbandono definitivo del combustibile liquido a favore del gas e del teleriscaldamento

esterno• Centralizzazione della produzione del fluido refrigerante per il condizionamento con

macchine frigorifere di tipo a compressione di gas del tipo centrifugo conseguenteabbandono di tutte le piccole macchine frigorifere e notevole aumento del COP medio

• Trasformazione e riqualificazione delle sottocentrali• Abbandono definitivo del vapore quale fluido termovettore di scambio termico per il

riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria• Interventi sulle strutture opache• Sostituzione graduale sistemi ed impianti meccanici ed elettrici tecnologicamente obsoleti

a favore di quelli tecnologicamente ed energeticamente più efficienti

La Regolazione

Ospedale Maggiore

Ospedale Bellaria

Control Room

Il Patrimonio Tecnologico•2 Sistemi EBI, 1 Sistema XBS, 1 Sistema DISCO

•35.000 punti HVAC & Security & Safety

•1.500 pagine grafiche

•6 Server

•7 Camera Server

•14 Workstation

•11 Client LAN INTRANET

• HVAC

• CLIMATIZZAZIONE

• IMPIANTI ELETTRICI

• ILLUMINAZIONE

• GESTIONE ENERGETICA

• CONTROLLO ACCESSI

• GESTIONE VISITATORI

• CONTROLLO PARCHEGGI

• ANTINTRUSIONE

• ANTIFURTO E PROTEZIONE ASSET

• VIDEOSORVEGLIANZA

SISTEMA DI SUPERVISIONE INTEGRATOSISTEMA DI SUPERVISIONE INTEGRATO

TIMETIMECOMFORTCOMFORT

• RIVELAZIONE INCENDIO

• DIFFUSIONE SONORA Per l’evacuazione Controllata e Fire-Phone

• SPEGNIMENTO

SAFETYSAFETY SECURITYSECURITY

• RILEVAZIONE PRESENZE

• RILEVAMENTO PASTI MENSA

• INTERFACCIA A ERP

Rilievi edilizia ed impiantistica esistente

Modello di analisiIndici di valutazione 

Confronti

Interventi ed azioni

Efficienza Energetica Contenimento consumi

Individuazione “Zone “ omogeneeValori termoigrometrici ambientaliElaborazione Modello Energetico

Individuazione Interventi Studio di Fattibilità tecnico‐economica

Verifiche “post operam”

Possibilità di replica del modello e di utilizzo degli indici

SCHEMA DI LAVORO

Ospedale di Bazzano – Caldaie a condensazione e Solare termico ‐

Ospedali Vergato e Loiano – Realizzazione di isolamento con cappotto esterno

Ospedale Maggiore – Installazione 10 kWp pannelli FV 

Per avviare uno studio serio sui dati di energia e costi impiegati per ricavare dei “parametri” per farfunzionare un edificio complesso come un ospedale è necessario conoscere come e cosa si acquista maanche come le varie aree – reparti – centri di costo consumano – utilizzano l’energia messa adisposizione (energia elettrica, fluidi caldi e freddi, vapore etc.)

Per avere questi dati di dettaglio è necessario avere degli strumenti di misura in grado di fornire i dati diconsumo relativi alla singola area – reparto – centri di costo

L’installazione degli strumenti per il rilievo in continuo dei dati prevedono per i fluidi caldi e freddil’interruzione dell’erogazione e il taglio dei tubi e quindi è preferibile prevederli in fase di progetto.

Il rilievo dei consumi elettrici prevede un impatto di installazione minore.

iButton®StazioneMicroclimatica

Il sistema GIABO software personalizzato per il monitoraggio e la previsione dei consumi e della spesa energetica  Il sistema GIABO software personalizzato per il monitoraggio e la previsione dei consumi e della spesa energetica  

E

t2000 20082004 2014

C

2016

…e ci siamo riusciti attraverso nuove realizzazioni, profonde ristrutturazioni ed interventi diefficientamento energetico con un impegno notevolissimo di capitali provenienti da fondi aziendali e dafinanziamenti pubblici. Determinante è stata la corretta programmazione ed un’accorta e mirataprogettazione ….

…tutto è perfettibile ma per migliorare ancora è necessario investire di più. La crisi economica

che ha investito il paese da circa un decennio, ha avuto riflessi negativi sui mercati e sui

finanziamenti a tutti i livelli. In mancanza di finanziamenti e con i vincoli ai bilanci a cui è

sottoposta la pubblica amministrazione è sempre più evidente la necessità di coinvolgere il

capitale privato nella realizzazione dell’opera pubblica. Gli strumenti che la normativa

europea e quella nazionale mettono a disposizione vanno gestiti con attenzione per evitare, ai

fini dell’equilibrio imposto ai bilanci della P.A., tutte quelle iniziative che, non ribaltando i

rischi operativi sull’operatore economico privato, possono configurare «on balance» parte o

tutti costi sostenuti

Come si è reso evidente, la realtà energetica tipica di una grande struttura sanitaria è moltocomplessa. Le grandi diversità strutturali, di dotazioni, di tecnologia, di posizione sul territorionazionale, rende difficoltoso anche il processo di ricerca di indici di consumo standard a cui farriferimento. Abbiamo anche visto come sia altresì difficoltoso pianificare ed attuare le sceltenecessarie ad efficientare dal punto di vista energetico le strutture ospedaliere. Quest’ultimoaspetto, come già detto, inserito in uno scenario di business che non è proprio della sanità.(l’energia, pur incidendo sul bilancio, partecipa marginalmente al core business dell’aziendasanitaria)

Quali sono quindi gli strumenti messi a disposizione all’attuale legislazione in materiarealizzazioni di opere e gestione di opere e servizi pubblici che possono contribuire alraggiungimento degli obiettivi energetici ed ambientali prefissati tenendo sempre ben in conto ilprincipio di sicurezza e continuità dell’erogazione.

Introduzione al PPPIntroduzione al PPP

• D.Lgs. 115/08

> Finanziamento Tramite Terzi (FTT)> Contratto di servizio energia> Contratto di servizio energia "plus"

• D.Lgs. 102/14

Contratto di rendimento energetico – EPC

• Partenariato Pubblico Privato (art. 180 Codice degli Appalti Pubblici) (per le definizioni Vedi documento ANAC 2015 e D.Lgs n.50/2016 s.m.i.)

> Concessione di costruzione e gestione> Concessione di servizi> Finanza di progetto> Locazione finanziaria di opere pubbliche> Contratto di disponibilità> PPPI (società mista)> Contraente generale> Altre procedure con le caratteristiche di cui all’art. 180 D.lgs. 50/2016.

Esistono tuttavia:

Limiti imposti dalla normativa europea:

Decisione EUROSTAT 11.02.2004 Comunicazione EUROSTAT 2015 sui contratti EPC oggi aggiornata con le nuove linee 

guida “THE RECORDING OF ENERGY PERFORMANCE CONTRACTS IN GOVERNMENT ACCOUNTS” 19.09.2017

Manuale EUROSTAT 2016 sul debito pubblico

Limiti normativi nazionali in materia di bilancio della PA

D.Lgs 208/2015 (Legge di stabilità 2016) 

Patto di stabilità (2015)

Pareggio di Bilancio (2016‐2018) : Conseguimento di un bilancio non negativo intermini di competenze tra le entrate finali e le spese finali

Contratti EPC – definizioni ‐

Art. 2, comma 1, lett. l del D.Lgs 115/2008: “accordo contrattuale tra il beneficiario eil fornitore riguardante una misura di miglioramento dell'efficienza energetica, in cui ipagamenti a fronte degli investimenti in siffatta misura sono effettuati in funzione dellivello di miglioramento dell'efficienza energetica stabilito contrattualmente.”.

Art. 2, par. 27, Direttiva 2012/27/UE: “accordo contrattuale tra il beneficiario e ilfornitore di una misura di miglioramento dell'efficienza energetica, verificata emonitorata durante l'intera durata del contratto, laddove siano erogati investimenti(lavori, forniture o servizi) nell'ambito della misura in funzione del livello dimiglioramento dell'efficienza energetica stabilito contrattualmente o di altri criteri diprestazione energetica concordati, quali i risparmi finanziari.”.

Art. 2, comma 1, lett. n) del D.Lgs 102/2014: “accordo contrattuale tra il beneficiarioo chi per esso esercita il potere negoziale e il fornitore di una misura dimiglioramento dell'efficienza energetica, verificata e monitorata durante l'interadurata del contratto, dove gli investimenti (lavori, forniture o servizi) realizzati sonopagati in funzione del livello di miglioramento dell'efficienza energetica stabilitocontrattualmente o di altri criteri di prestazione energetica concordati, quali i risparmifinanziari.”.

• Un contratto EPC prevede la realizzazione di determinati investimenti sull’edificio e sugliimpianti, finalizzati a ridurre i consumi di energia. Questa tipologia di contratto ècaratterizzata dal fatto che il i finanziamenti necessari ad eseguire l’operazione diefficientamento, non sono in capo al proprietario dell’immobile, ma al fornitore del servizioenergetico il quale rientrerà dell’investimento iniziale gestendo l’edificio e remunerandosicon i risparmi derivanti dal minor consumo di energia conseguito. Tali risparmi sono garantiticontrattualmente trasferendo, in capo al fornitore, il rischio che gli interventi realizzati nonraggiungano gli obiettivi prefissati.

• Un contratto EPC può essere finanziato attraverso uno schema detto “finanziamento tramiteterzi” (FTT). Le controparti contrattuali sono il proprietario dell’edificio e una Energy ServiceCompany (ESCO). La ESCO ha quindi quale obiettivo il miglioramento dell’efficienzaenergetica e per raggiungerlo si assume un certo margine di rischio.

Il contratto EPC, proprio per la loro particolarità e per la difficoltà di attribuzione dei rischiall’operatore finanziario, è considerato ai fini del bilancio della PA come “on Balance” ai finidell’indebitamento. In settembre di quest’anno EUROSTAT ha pubblicato le nuove linee guidache offrono nuove prospettive in tal senso.

La realizzazione di opere pubbliche attraverso il contratto di concessione di lavori pubblici è

una metodologia non nuova nell’ordinamento giuridico, ma certamente ha avuto un

importante nuovo impulso di recente grazie alle innovazioni legislative in materia (D.L.gs

n.50/2016). Il nuovo Codice ha infatti dedicato a questa categoria di contratti una sezione

specifica diversamente da quanto previsto nel vecchio D.lgs 163/2006

Il PPP, e la concessione in particolare, rappresentano forme di collaborazione e cooperazione

tra soggetti pubblici e soggetti privati. Ovviamente non è una collaborazione fine a sé stessa. Il

privato cerca il lucro e l’amministrazione cerca il pubblico interesse. La scommessa del PPP sta

proprio nel trovare il modo per dare ai privati ed ai soggetti pubblici lo strumento per trovare

una comunione di scopo nel perseguimento dei propri interessi particolari.

La difficoltà maggiore nell’attuare tale collaborazione creare il corretto bilanciamento

giuridico ed economico tra i diversi interessi. L’operazione di project financing – dalla

ideazione dell’intervento alla conclusione della concessione – si può sintetizzare nella ricerca

del metodo per allocare rischi e responsabilità tra i soggetti coinvolti.

IL Partenariato Pubblico Privato – PPP 

Prima di decidere se procedere in un’operazione di project financing, sulla sua realeconvenienza rispetto all’appalto pubblico, l’Amministrazione, ha alcuni strumenti per verificarecome impostare l’operazione e se utilizzare metodologie c.d. tradizionali (appalto) o instaurarecon un privato iniziative di condivisione di rischio.Questo è detto “PPP‐test”: si ragiona, pertanto, sulla possibilità di realizzare opere o interventicon tecniche di PPP, cercando pertanto di verificare ciò che è definito “Value for Money”, ossiail miglior rapporto tra costi, intesi in tutti i sensi e non solo monetari e benefici, intesi anche inquesto caso sia monetari che economici in generale.

L’analisi suddetta non può prescindere dalla redazione di un progetto di fattibilità in grado diporre in evidenza le:

a) alternative di procurement (PPP‐test);b) una risk analysis e una risk allocation per tutti quei rischi associati allarealizzazione e/o gestione dell’opera oggetto di analisi.

“value for money Combinazione ottima tra costi del capitale e di gestione (CAPEX e OPEX) e

qualità dei beni e servizi offerti, che rispetta i requisiti stabiliti per gli investimenti pubblici. Il

calcolo del v. for m. è utilizzato solitamente quando debba essere effettuata una scelta sulle

modalità di finanziamento pubblico o privato di un progetto per la produzione di un bene o

l’erogazione di un servizio. In particolare, la produzione di un bene (o servizio) da parte di privati

deve essere giustificata con un vantaggio netto da parte del soggetto pubblico che ne ha dato in

affidamento la produzione (o l’erogazione). Nel calcolo del beneficio netto bisogna prendere in

considerazione il rischio degli investitori. Ne deriva che, in termini di valore attuale presente (NPV,

Net Present Value), si è di fronte a v. for m. allorché un progetto finanziato interamente da privati

abbia un NPV maggiore rispetto a uno che beneficia esclusivamente di finanziamento pubblico.(Fonte enciclopedia treccani) – ( UTFP anno 2009)

Per ogni operazione di PPP le amministrazioni aggiudicatrici svolgono, preliminarmente, l’analisidei rischi connessi alla costruzione e gestione dell’opera o del servizio oggetto del contratto diPPP, al fine di verificare la possibilità di trasferimento all’operatore economico del rischiooperativo quale condizione necessaria per la qualificazione giuridica del contratto come PPP econseguente possibilità di applicare le procedere speciali previste per questo istituto, nonché lacompatibilità con i criteri dettati da Eurostat per l’eventuale contabilizzazione dell’intervento aldi fuori del bilancio pubblico.

La matrice dei rischi rappresenta un documento di sintesi dell’analisi dei rischi connessiall’intervento da realizzare, utilizzabile ‐ prima dell’indizione della procedura di gara ‐ perverificare la convenienza del ricorso al PPP rispetto ad un appalto tradizionale e – dopol’aggiudicazione – per il monitoraggio dei rischi.

La revisione del PEF per eventi non riconducibili all’operatore economico e non relativi a rischitrasferiti allo stesso, che incidono sull’equilibrio economico e finanziario fissato nel PEF, deveprocedere solo nei limiti di quanto necessario a neutralizzare gli effetti derivanti dall’evento nonimputabile all’operatore economico che ha consentito di avviare la procedura di riequilibrio.

Linee guida ANAC

Fonte ANAC

Le diverse tipologie di rischio. 

«Il Rischio operativo è il rischio legato alla gestione dei lavori o dei servizi sul lato della domanda o sullato dell’offerta o di entrambi, che si traduce nel trasferimento all’operatore economico, oltre che delrischio di costruzione, anche del rischio di domanda e/o del rischio di disponibilità, nonché di altri rischi,descritti ai punti 2.2, 2.3, 2.4 e 2.5 delle presenti Linee Guida. Un rischio operativo deriva da fattori al difuori del controllo delle parti, differenziandosi per tale aspetto da rischi come quelli legati a una cattivagestione o a inadempimenti contrattuali da parte dell’operatore economico, che non sono determinantiai fini della qualificazione giuridica del contratto come PPP o concessione, dal momento che sono insitianche nei contratti di appalto pubblico (Considerando 20 della Direttiva UE 23/2014).

Il Rischio di costruzione è il rischio legato al ritardo nei tempi di consegna, al non rispetto degli standarddi progetto, all’aumento dei costi, a inconvenienti di tipo tecnico nell’opera e al mancato completamentodell’opera (art. 3, comma 1, lett. aaa), del Codice). In tale categoria generale di rischio si possonodistinguere, a titolo esemplificativo e non esaustivo, i seguenti rischi specifici:a) rischio di progettazione;b) rischio di esecuzione dell’opera difforme dal progetto; c) rischio di aumento del costo dei fattori produttivi o di inadeguatezza o indisponibilità di quelli previsti nel progetto; d) rischio di errata valutazione dei costi e tempi di costruzione; e) rischio di inadempimenti contrattuali di fornitori e subappaltatori; f) rischio di inaffidabilità e inadeguatezza della tecnologia utilizzata. 

Il Rischio di domanda è quello legato ai diversi volumi di domanda del servizio che l’operatore economicodeve soddisfare, ovvero, il rischio legato alla mancanza di utenza e, quindi, di flussi di cassa (art. 3, comma1, lett. ccc), del Codice), anche non dipendente dalla qualità delle prestazioni erogate dall’operatoreeconomico. Il Rischio di domanda costituisce di regola un elemento del consueto “rischio economico”sopportato da ogni operatore in un’economia di mercato. In tale categoria generale di rischio si distinguonoi seguenti rischi specifici: …omissis…Il Rischio di domanda non è di regola presente nei contratti nei quali l’utenza finale non abbia libertà discelta in ordine alla fornitura dei servizi (ad es. carceri, scuole, ospedali) e, pertanto, in tali casi, ai fini deltrasferimento del rischio operativo è necessaria l’allocazione in capo all’operatore economico, oltre che delrischio di costruzione, anche del rischio di disponibilità di cui al successivo punto 3.4.

Il Rischio di disponibilità è quello legato alla capacità, da parte dell’operatore economico, di erogare leprestazioni contrattuali pattuite, sia per volume che per standard di qualità previsti (art. 3, comma 1, lett.bbb), del Codice). In tale categoria generale di rischio è possibile distinguere i seguenti rischi specifici:a) rischio di manutenzione straordinaria, non preventivata, derivante da una progettazione o costruzionenon adeguata, con conseguente aumento dei costi;b) rischio di performance, ossia il rischio che la struttura messa a disposizione o i servizi erogati non sianoconformi agli indicatori chiave di prestazione (KPI) elaborati preventivamente in relazione all’oggetto e allecaratteristiche del contratto o agli standard tecnici e funzionali prestabiliti, con conseguente riduzione deiricavi;c) rischio di indisponibilità totale o parziale della struttura da mettere a disposizione e/o dei servizi daerogare;

Accanto ai rischi generali di costruzione, di domanda e di disponibilità, vi sono una serie di altri rischi chepossono presentarsi sia nella fase antecedente l’aggiudicazione e/o la stipula del contratto, sia in quellasuccessiva, ovvero durante l’intero ciclo di vita del contratto di PPP. «

La matrice dei rischi 

Alla convenzione/contratto di PPP o di concessione è allegata la cosiddetta “matrice dei rischi”, che

rappresenta un documento di sintesi dell’analisi dei rischi connessi all’intervento. La matrice è utilizzabile, a

monte dell’indizione della procedura di gara, per verificare la convenienza del ricorso al PPP rispetto ad un

appalto tradizionale. Ai sensi dell’art. 181, comma 3, del Codice, infatti, la scelta di ricorre a forme di PPP

deve essere preceduta da adeguata istruttoria con riferimento, inter alia, alla natura e all’intensità dei diversi

rischi presenti nell’operazione. L’analisi dei rischi conferisce, infatti, alle amministrazioni una maggiore

consapevolezza delle criticità che potrebbero emergere nel corso dell’intervento e contribuisce a rafforzare il

potere di contrattazione del soggetto pubblico con il partner privato. La matrice dei rischi è utilizzabile,

inoltre, a valle dell’operazione, dal momento che ‐ essendo in essa rappresentata la ripartizione dei rischi tra

le parti, così come definitivamente fissata nei documenti contrattuali ‐ consente un agevole controllo sul

mantenimento in capo al privato dei rischi allo stesso trasferiti (fonte ANAC)

Il legame tra rischio operativo e l’equilibrio economico finanziario intorno a zero

In caso di PPP basato sulla concessione il rischio operativo dovrà essere chiaramente dimostrato sia nella

documentazione di gara che nell’offerta per tramite del Piano Economico Finanziario (PEF) da cui si evinca

l’equilibrio economico e finanziario nell’intorno di zero. Come è noto l’equilibrio economico e finanziario si

consegue quando i ricavi di progetto coprono i costi di investimento, di gestione il costo dei capitali investiti e

le imposte. La condizione di equilibrio economico e finanziario è verificata quando il VAN (di progetto e/o

dell’azionista) è nell’intorno di zero, il tasso di rendimento interno TIR di progetto è nell’intorno del costo

medio ponderato del capitale (WACC) ed il TIR dell’azionista è nell’intorno del costo/rendimento dell’equity.

Se dovesse verificarsi, infatti, che il VAN sia negativo ed il TIR inferiore al costo del capitale il progetto

proposto non produce valore ma lo distrugge e quindi l’operazione diviene poco appetibile agli operatori di

mercato. In questo caso è necessario stare attenti al mercato opportunista costituito da quegli operatori che

magari partecipano ugualmente alla gara ed immediatamente dopo l’aggiudicazione corrono a rinegoziare il

contratto.

Ai fini dell’equilibrio economico e finanziario è necessario tenere anche in conto i cosiddetti parametri di

bancabilità tra cui il più rilevante è l’indice di copertura del servizio del debito (DSCR) che è necessario non

scenda mai sotto una certa soglia normalmente definita intorno al 1.3/1.5.

La bancabilità è un elemento essenziale che deve essere presente prima della partecipazione alla gara e che

coinvolge sia le banche che gli investitori di equity. Questi rivestono un ruolo importantissimo non solo dal

punto di vista economico: non prendendo parte né alla costruzione né alla gestione dell’opera questi sono i vari

alleati della PA. In quanto mossi dallo stesso interesse rappresentato dal raggiungimento delle previsioni di

contratto che porta alla soddisfazione degli azionisti.

Se al contrario il VAN dovesse essere molto positivo ed il TIR molto più alto del WACC, il progetto non solo

sarebbe molto remunerativo ed appetibile ma costituirebbe un ultimo ammortizzatore per l’operatore

economico che porterà lo stesso a non farsi eccessivamente carico dei rischi. Il rischio operativo in questo caso

non sarebbe trasferito. Il rischio operativo è quindi trasferito quando l’equilibrio economico e finanziario è

nell’intorno di zero. In questo caso se l’operatore non fosse in grado di gestire i rischi subirebbe ingenti perdite

economiche.

PPP per la progettazione esecutiva la realizzazione e gestione novennale di una centrale di Trigenerazione a servizio del presidio ospedaliero Maggiore di Bologna

PPP per la progettazione esecutiva la realizzazione e gestione novennale di una centrale di Trigenerazione a servizio del presidio ospedaliero Maggiore di Bologna

Energia Termica 18.572         MWht Energia Elettrica 16.617 MWhe Energia Frigorifera 6.201 MWhf

L’appalto ha per oggetto il servizio di fornitura di tutti i vettori energetici necessari per soddisfare i fabbisognidell’Ospedale Maggiore in Bologna nonché la gestione e manutenzione di tutti i sistemi, impianti ed apparecchiaturenecessari alla loro generazione e trasferimento verso le reti primarie di distribuzione. I quantitativi annui minimi dagarantire sono riportati nella sottostante Tabella 1.

Tab. – 1 –

A tal fine l’Affidatario dovrà provvedere:•Alla produzione e distribuzione dell’energia termica;•Alla produzione di energia e distribuzione dell’energia frigorifera;•Alla ottimizzazione ed efficientamento dei sistemi di produzione del vapore massimizzandone il rendimento comemeglio descritto all’Art. 6 del presente capitolato•Alla progettazione e realizzazione, con oneri a proprio carico, di un sistema energetico di tipo trigenerativo per laproduzione combinata di energia elettrica, di energia termica e di energia frigorifera;•Alla fornitura della fonte primaria di energia necessaria alle macchine termiche suddette;•Alla ottimizzazione ed efficientamento dei sistemi produttivi esistenti al fine di massimizzarne i rendimenti;•Alla manutenzione e gestione di tutte le macchine, attrezzature ed impianti esistenti nonché del nuovo impianto diTrigenerazione come descritto all’Art. 5 ed all’Art. 11 del presente capitolato;•Al servizio di pronto intervento (reperibilità) come descritto all’Art. 12 del presente capitolato.

Cosa si vuole realizzareCosa si vuole realizzare

Cosa si vuole realizzareCosa si vuole realizzare

OBIETTIVIOBIETTIVI

• Utilizzare lo strumento del Partenariato Pubblico Privato (Art. 1810 DLgs. 18 Aprile 2016 n.

50 e s.m.i.) per la progettazione definitiva, esecutiva e la realizzazione di tutte leopere necessarie all’installazione della centrale di trigenerazione

• Affidare in Concessione novennale la Gestione, Conduzione e Manutenzionedella Centrale di trigenerazione e della Centrale termica esistente. Quest’ultimaconsiderata ad integrazione della fornitura di energia termofrigorifera permezzo della rete di teleriscaldamento

• Tutta l’operazione sarà realizzata con Capitali Privati e quindi senza impiego diCapitali dell’Azienda USL

• Non sarà prevista la concessione di diritti di superficie ma solo l’occupazionedelle aree di intervento

• Prevedere, prima che la Concessione abbia termine , l’ «over Haull»dell’impianto nel suo complesso. Alla fine della Concessione l’installazionerimarrà nella disponibilità della Ausl poiché il bene si considera ammortizzatocompletamente e senza valore residuo.

OBIETTIVIOBIETTIVI

• Il Concessionario volturerà a se il contratto di fornitura del Gas Metano conesclusione di quello necessario all’alimentazione dei generatori di vapore.

• Al Concessionario non sarà concesso di volturare a se il contratto di fornitura diEnergia elettrica al fine di non perdere i privilegi di priorità nei confronti delGestore della Rete Elettrica (ENEL) ma sarà utilizzato «L’Atto n. 54» della AEEGper la misura dell’energia elettrica in ingresso ed in uscita verso la Rete delGestore.

• L’ Azienda AUSL corrisponderà al Concessionario esclusivamente le tariffe, dellesingole unità energetiche prelevate, poste a base di gara e ribassate dello scontoda questo proposto.

• Conseguire, anche nel periodo transitorio ( realizzazione delle opere), unrisparmio sull’energia termica prelevata corrispondendo al Concessionario unatariffa posta a base di gara e ribassata dello sconto proposto

Dati di InputDati di Input

• Le tariffe delle singole unità energetiche proposte a base di gara, dovranno esseretali da garantire, tenuto conto anche dei meccanismi di incentivazione edefiscalizzazione della materia prima normativamente previsti, la stabilità del PianoEconomico Finanziario generando indicatori economico finanziari adeguati in modoche il VAN (di progetto e/o dell’azionista) è nell’intorno di zero, il tasso direndimento interno TIR di progetto è nell’intorno del costo medio ponderato delcapitale (WACC) ed il TIR dell’azionista è nell’intorno del costo/rendimentodell’equity.

• Gli indicatori , DSCR e LLCR, calcolati dovranno essere maggiori dell’unitàgarantendo, in tal modo la bancabilità dell’investimento.

Cosa si vuole ottenereCosa si vuole ottenere

In particolare, al fine di ottenere adeguati risparmi le tariffe saranno determinate, nello studiodi fattibilità in modo che :

• Il costo unitario in kWh per l’energia termica sia adeguatamente più basso di quellorelativo alla produzione «attuale» con i sistemi tradizionali comprensivo degli oneridi manutenzione

• Il costo unitario in kWh per l’energia elettrica per singola fascia oraria terrà contodella sola quota energia evitando, quindi, il pagamento delle componentiaccessorie comunemente imputate nella tradizionale «Bolletta». Il pagamentodelle accise sarà direttamente effettuato dalla Azienda all’Agenzia delle Dogane.

• Il costo unitario in kWh per l’energia frigorifera prodotta con l’assorbitore dovràessere paragonabile all’equivalente di produzione con sistemi tradizionalialimentati con energia elettrica (gruppi centrifughi con COP = 5,5)

• L’aggiornamento delle tariffe unitarie avverrà trimestralmente sulla base dellavariazione del costo del parametro Pfor del costo del metano pubblicata dall’ AEEGSIe dell’indice FOI, senza tabacchi, pubblicato da ISTAT. Nell’aggiornamento dellatariffa non si terrà conto della percentuale incidente, sulla tariffa unitaria,dell’investimento

L’approccioL’approccio

I fabbisogniI fabbisogni

I risultati dello studio di fattibilità AUSL I risultati dello studio di fattibilità AUSL 

Gli elementi economici fondamentali per la gara di concessioneGli elementi economici fondamentali per la gara di concessione

Durata della concessioneLa durata complessiva dell’operazione è fissata in 9 anni di cui:

• 1 anno definito “periodo transitorio” nel corso del quale il concorrente provvederà a fornire l’interofabbisogno di energia termica con i generatori esistenti e nel frattempo dovrà procedere a realizzare ilnuovo sistema energetico di tipo trigenerativo

• 8 anni definiti “periodo a regime” nel corso del quale nuovo sistema energetico di tipo trigenerativo funzionerà a pieno regime

Costi di investimento

Investimento CostruzionePeriodo 0 1Data effettiva inizio 01/01/17 01/07/17Data fine periodo Totale investimenti 30/06/17 31/12/17Progettazione 143.000 143.000 0Cogeneratori 1.715.000 686.000 1.029.000Opere meccaniche, elettriche e civili 655.000 262.000 393.000Oneri sicurezza 30.000 12.000 18.000Allacciamenti pubblici servizi 28.700 11.480 17.220Totale Investimento Costruzione 2.571.700 1.114.480 1.457.220

Parametri tecnici di funzionamento a regime Totale annuo

Energia elettrica totale prodotta annua KWhe/a 16.639.697Energia elettrica totale venduta annua CLIENTE KWhe/a 16.617.261

Energia elettrica totale venduta annua GESTORE KWhe/a 22.436

Titoli efficienza energetica (Certificati Bianchi) TEP/a 2.146

Energia termica prodotta dal cogeneratore annua KWht/a 19.166.754

Energia termica venduta per riscaldamento e ACS KWht/a 18.572.146

Energia frigorifera da assorbitore venduta annua CLIENTE KWhf/a 6.201.465

Ricavi unitari Totale annuo

Ricavo unitario vendita energia elettrica CLIENTE €/KWhe 0,09598Ricavo unitario vendita energia elettrica GESTORE €/KWhe 0,04000

Ricavo unitario CERTIFICATI BIANCHI €/TEP 106,00000

Ricavo unitario energia termica per riscaldametno e ACS €/kWht 0,04400

Ricavo unitario energia frigorifera €/kWht 0,02560

Sezione spese generali di funzionamento Totale annuo

Tassa di autoproduzione Eur/kWh 0,0056180

Sezione combustibile Totale annuo

Consumo totale annuo gas per uso cogenerazione m³ 3.660.733Consumo totale annuo gas per uso caldaia primo anno m³ 2.151.117

Consumo totale annuo gas per uso caldaia a regime m³ 1.637.530

Costo unitario gas per uso cogenerazione €/ m³ 0,36170

Costo unitario gas per uso caldaia primo anno €/ m³ 0,38000

Costo unitario gas per uso caldaia a regime €/ m³ 0,38000

Ricavi gestionali Totale annuo

Ricavi energia elettrica venduta al Cliente 1.594.925Ricavi energia elettrica venduta al Gestore 897

Ricavi certificati bianchi 227.476

Ricavo da energia termica 817.174

Ricavo da energia frigorifera 158.758

Canone per manutenzione cogeneratore 150.000

Ricavo energia termica periodo transitorio 817.174

Costi gestionali diretti Totale annuo

Tassa autoproduzione 93.356Manutenzione ordinaria e straordinaria cogeneratore 150.000

Consumo materie prime 1.946.349

Consumo materie prime periodo transitorio 817.424

Costo del personale Totale annuo

Gestione e conduzione (capo commessa, mezzi) 42.000

Costo del capitaleSi stima un costo del capitale di debito (Kd) pari al 4,20%, calcolato con uno spread sul tasso base Eurirs,come mostrato in Figura 4. Lo spread è stato calcolato in modo prudenziale e considerando il valore medioattualmente applicato dagli istituti di credito a operazioni paragonabili.

EURIRS 10 anni (media 2016) 0,60%

Spread 3,30%

Costo annuo garanzie (a carico del concessionario) 0,30%

Kd (costo del debito) 4,20%

Il costo dell’equity (Ke), calcolato attraverso la metodologia CAPM – Capital Asset Pricing Model, è stimato pari al  9,98%, come mostrato in Figura 5.

Tasso privo di rischio 1,35%Premio di rischio di mercato Italia 9,19%

Beta re-levered del progetto 0,72

Ke CAPM 7,98%

Premio illiquidità 2,00%

Ke (costo dell'equity) 9,98%

Tax rate 24,00%D/D+E % medio di settore 57,51%

Ke (costo dell'equity) 9,98%

Kd (costo del debito) 4,20%WACC 7,58%

Determinato il costo del capitale di debito e dell’equity, è stato, quindi, calcolato il costo medio ponderato delcapitale del Progetto (Weighted Average Cost of Capital – WACC) assumendo un rapporto D/E+D del 57,51%,pari a quello medio delle imprese quotate comparable (mostrate in Figura 6). Il risultate WACC di progetto èpari a 7,58%, come mostrato in Figura 7. Si precisa che il Tax Rate si riferisce all’aliquota IRES, stimata al 24,00%,come previsto della Legge di Stabilità del 2016 (Legge 208/2015).

Equilibrio economico e finanziario

Sulla base delle ipotesi di sopra, la AUSL ha calcolato il raggiungimento dell’equilibrio economico efinanziario, definito da un VAN (di progetto e di azionista) nell’intorno di zero, da un TIR di progettonell’intorno del WACC e un TIR dell’azionista nell’intorno del Ke.Nella formulazione del PEF, eventuali rischi di progetto non possono essere sterilizzati attraverso un valorepositivo del VAN, ma essi devono essere previsti attraverso un adeguamento dei flussi di cassa del progetto. Talirisk contingency devono comunque essere adeguatamente illustrate nella relazione al PEF.

Inizio periodo operation 1-lug-11 1-gen-12 1-lug-12 1-gen-13 1-lug-13 1-gen-14 1-lug-14 1-gen-15 1-lug-15 1-gen-16 1-lug-16 1-gen-17 1-lug-17 1-gen-18 1-lug-18 1-gen-19 1-lug-19 1-gen-20 1-lug-20 1-gen-21 1-lug-21 1-gen-22 1-lug-22Fine periodo operation 31-dic-11 30-giu-12 31-dic-12 30-giu-13 31-dic-13 30-giu-14 31-dic-14 30-giu-15 31-dic-15 30-giu-16 31-dic-16 30-giu-17 31-dic-17 30-giu-18 31-dic-18 30-giu-19 31-dic-19 30-giu-20 31-dic-20 30-giu-21 31-dic-21 30-giu-22 31-dic-22

182 184 181 184 181 184 181 184 182 184 181 184 181 184 181 184 182 184 181 184 181 18449,73% 33,24% 49,59% 50,41% 49,59% 50,41% 49,59% 50,41% 49,73% 50,27% 49,59% 50,41% 49,59% 50,41% 49,59% 50,41% 49,73% 50,27% 49,59% 50,41% 49,59% 16,80%

flag gestione 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1RICAVI DI GESTIONECanone per serviziRicavi energia elettrica venduta al Cliente 21% 10.957.197 0 328.394 499.663 507.991 509.657 518.151 519.850 528.514 531.728 537.603 540.852 549.866 551.669 560.863 562.702 572.080 575.559 581.919 585.435 595.192 597.144 202.365Ricavi energia elettrica venduta al Gestore 21% 3.840.637 0 115.106 175.138 178.057 178.641 181.618 182.214 185.251 186.377 188.437 189.575 192.735 193.367 196.590 197.234 200.521 201.741 203.970 205.203 208.623 209.307 70.932Ricavi certificati bianchi 21% 1.742.009 0 52.209 79.438 80.762 81.027 82.377 82.647 84.025 84.536 85.470 85.986 87.419 87.706 89.168 89.460 90.951 91.504 92.515 93.074 94.626 94.936 32.173Ricavo da energia termica 21% 7.582.413 0 227.250 345.768 351.531 352.684 358.562 359.738 365.733 367.957 372.023 374.271 380.509 381.756 388.119 389.391 395.881 398.289 402.690 405.123 411.875 413.225 140.037Energia frigorifera 21% 1.576.782 0 47.257 71.903 73.102 73.342 74.564 74.808 76.055 76.518 77.363 77.831 79.128 79.387 80.710 80.975 82.325 82.825 83.740 84.246 85.650 85.931 29.121Ricavi periodo transitorio 21% 467.139 349.389 117.750 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 21% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Totale canone per servizi 26.166.177 349.389 887.966 1.171.912 1.191.443 1.195.350 1.215.272 1.219.257 1.239.578 1.247.116 1.260.896 1.268.515 1.289.657 1.293.885 1.315.450 1.319.763 1.341.759 1.349.918 1.364.834 1.373.081 1.395.966 1.400.543 474.628

Totale ricavi di gestione 26.166.177 349.389 887.966 1.171.912 1.191.443 1.195.350 1.215.272 1.219.257 1.239.578 1.247.116 1.260.896 1.268.515 1.289.657 1.293.885 1.315.450 1.319.763 1.341.759 1.349.918 1.364.834 1.373.081 1.395.966 1.400.543 474.628

COSTI DI GESTIONE

Costi per serviziTassa autoproduzione 21% (707.901) 0 (21.216) (32.281) (32.819) (32.927) (33.476) (33.585) (34.145) (34.353) (34.732) (34.942) (35.525) (35.641) (36.235) (36.354) (36.960) (37.185) (37.595) (37.823) (38.453) (38.579) (13.074)Manutenzione ordinaria 21% (2.891.989) 0 (86.675) (131.879) (134.077) (134.516) (136.758) (137.207) (139.493) (140.342) (141.892) (142.750) (145.129) (145.605) (148.031) (148.517) (150.992) (151.910) (153.589) (154.517) (157.092) (157.607) (53.411)Manutenzione straordinaria 21% (273.690) 0 (8.203) (12.481) (12.689) (12.730) (12.942) (12.985) (13.201) (13.282) (13.428) (13.509) (13.735) (13.780) (14.009) (14.055) (14.289) (14.376) (14.535) (14.623) (14.867) (14.915) (5.055)Consumo materie prime 21% (15.200.109) 0 (455.557) (693.146) (704.698) (707.009) (718.792) (721.149) (733.168) (737.626) (745.777) (750.283) (762.788) (765.289) (778.044) (780.595) (793.605) (798.431) (807.253) (812.131) (825.666) (828.374) (280.727)Altri costi 21% (449.482) 0 (13.471) (20.497) (20.839) (20.907) (21.255) (21.325) (21.681) (21.812) (22.053) (22.187) (22.556) (22.630) (23.008) (23.083) (23.468) (23.610) (23.871) (24.016) (24.416) (24.496) (8.301)Consumo materie prime periodo transitorio 21% (822.612) (615.259) (207.352) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 21% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 21% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Totale costi per servizi (20.345.782) (615.259) (792.474) (890.283) (905.122) (908.089) (923.224) (926.251) (941.688) (947.415) (957.883) (963.671) (979.733) (982.945) (999.327) (1.002.604) (1.019.314) (1.025.512) (1.036.844) (1.043.109) (1.060.494) (1.063.971) (360.568)

Totale Costi di Gestione (20.345.782) (615.259) (792.474) (890.283) (905.122) (908.089) (923.224) (926.251) (941.688) (947.415) (957.883) (963.671) (979.733) (982.945) (999.327) (1.002.604) (1.019.314) (1.025.512) (1.036.844) (1.043.109) (1.060.494) (1.063.971) (360.568)

MARGINE OPERATIVO LORDO 5.820.396 (265.870) 95.492 281.628 286.322 287.261 292.048 293.006 297.889 299.701 303.012 304.843 309.924 310.940 316.123 317.159 322.445 324.406 327.990 329.972 335.472 336.572 114.060

IVAattivazione switch 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

a debito (73.372) (186.473) (246.101) (250.203) (251.023) (255.207) (256.044) (260.311) (261.894) (264.788) (266.388) (270.828) (271.716) (276.244) (277.150) (281.769) (283.483) (286.615) (288.347) (293.153) (294.114) (99.672)

a credito 129.204 166.420 186.960 190.076 190.699 193.877 194.513 197.755 198.957 201.156 202.371 205.744 206.418 209.859 210.547 214.056 215.358 217.737 219.053 222.704 223.434 75.719

Crediti di periodi precedenti 0 55.833 35.779 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Saldo di periodo vs Erario 55.833 (20.053) (59.142) (60.128) (60.325) (61.330) (61.531) (62.557) (62.937) (63.633) (64.017) (65.084) (65.297) (66.386) (66.603) (67.713) (68.125) (68.878) (69.294) (70.449) (70.680) (23.953)Pagamenti o compensazioni con IVA costruz 0 0 (23.363) (60.128) (60.325) (61.330) (61.531) (62.557) (62.937) (63.633) (64.017) (65.084) (65.297) (66.386) (66.603) (67.713) (68.125) (68.878) (69.294) (70.449) (70.680) (23.953)Saldo finale 55.833 35.779 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Credito IVA costruzione residuo iniziale 0 266.459 585.963 562.600 502.473 442.148 380.818 319.287 256.730 193.793 130.160 66.143 1.059 0 0 0 0 0 0 0 0 0Incremento di periodo 266.459 319.505 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Credito IVA residuo finale 266.459 585.963 562.600 502.473 442.148 380.818 319.287 256.730 193.793 130.160 66.143 1.059 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Pagamenti all'Erario (266.459) (319.505) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (64.238) (66.386) (66.603) (67.713) (68.125) (68.878) (69.294) (70.449) (70.680) (23.953)Cash Flow netto (322.291) (299.451) 59.142 60.128 60.325 61.330 61.531 62.557 62.937 63.633 64.017 65.084 1.059 0 0 0 0 0 0 0 0 0Rimborso dell'IVA da parte dell'Erario 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

WORKING CAPITAL

crediti 115.820 291.137 390.637 390.637 398.450 398.450 406.419 406.419 413.408 413.408 422.838 422.838 431.295 431.295 439.921 439.921 447.487 447.487 457.694 457.694 466.848 155.616

debiti (203.953) (259.828) (296.761) (296.761) (302.696) (302.696) (308.750) (308.750) (314.060) (314.060) (321.224) (321.224) (327.648) (327.648) (334.201) (334.201) (339.949) (339.949) (347.703) (347.703) (354.657) (118.219)

Working Capital (88.134) 31.309 93.876 93.876 95.754 95.754 97.669 97.669 99.348 99.348 101.614 101.614 103.647 103.647 105.720 105.720 107.538 107.538 109.991 109.991 112.191 37.397

88.134 (119.443) (62.567) 0 (1.878) 0 (1.915) 0 (1.680) 0 (2.266) 0 (2.032) 0 (2.073) 0 (1.818) 0 (2.453) 0 (2.200) 74.794

debito per costi costruzione - - - - -

Il riconoscimento dell’accisa IndustrialeIl riconoscimento dell’accisa Industriale

Qualifica SEU – SEESEU ….che non c’è più ma spunta il Cliente Finale Nascosto….Qualifica SEU – SEESEU ….che non c’è più ma spunta il Cliente Finale Nascosto….

La normativa che introduce i termini per la qualificazione di un sistema Energetico come SEU o SEESEU, è il Decreto Legislativo n. 115del 30 maggio 2008. A questo sono seguiti la Deliberazione della AEEGSI n.578/2013/R/eel oltre che le Regole Applicative SEUpubblicate il 3 Marzo 2015 dal GSE.

Per un sistema energetico alimentato da fonti rinnovabili o da sistemi energetici in assetto cogenerativo ad alta efficienza, ottenere laqualifica SEU o SESEEU rappresenta per il Cliente Finale la possibilità di esenzione dal pagamento di buona parte dei seguentioneri parafiscali:

corrispettivi tariffari i trasmissione e di distribuzione; corrispettivi tariffari per dispacciamento; corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema di cui all'artico/o 3, comma 11, del D. Lgs 16 marzo 1999,   11.   79 e 

degli oneri ai sensi dell'Artico 4, comma I, del D.L. 14 novembre 2003,  11.   314  ("Contributi   Tariffari"),.

La lettura degli strumenti legislativi citati, porta a definire qualificabili come SEU o SEESEU sistemi energetici in cui sia presente:

Un impianto di produzione di energia elettrica alimentato da fonte rinnovabile ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento avente potenza sino a 20 MW;

installato in un   unico sito nella titolarità di un soggetto produttore che può  essere diverso dal cliente finale; direttamente connesso, per il tramite di un  collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, ad un   impianto per il

consumo  che sia nella disponibilità di quel medesimo e solo cliente finale  (e non  di ulteriori soggetti); realizzato all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità dello stesso cliente finale;

Al fine di ottenere   la  qualifica   SEU  o SEESEU   è indispensabile    soddisfare   cumulativamente     tutte  le  seguenti condizioni:

che i titoli autorizzativi per l'esercizio dell'impianto di produzione siano stati chiesti ovvero, in un secondo momento, volturati a favore delproduttore;

che la licenza di officina elettrica sia intestata al produttore; che il POD (Point of Delivery ‐ codice alfanumerico che identifica in modo univoco sul territorio nazionale il punto di prelievo (o di consegna)

dell'energia elettrica) sia intestato al cliente finale (A USL); che via sia un unico cliente finale (la sola A USL); che le unità di consumo utilizzate dal cliente finale (AUSL) per svolgere attività non riconducibili all'esercizio del servizio ospedaliero di carattere

sanitario siano escluse dal Sistema; che i soggetti e le relative unità di consumo cui viene erogata l'energia (a titolo esemplificativo, ma non esaustivo, il soggetto che esercisce

l'edicola, il bar o il parcheggio, associazioni, etc) diversi dal cliente finale (A USL) siano collegati alla rete pubblica per il tramite di un PODdiverso da quello intestato al cliente finale (AUSL);

che il cliente finale (A USL) utilizzi tutte le unità di consumo nella propria disponibilità per un unico scopo produttivo e, quindi, per l'erogazionedel servizio ospedaliero sanitario';

che l’unità di consumo nella disponibilità del cliente finale (AUSL) sia collegata alla rete pubblica mediante un POD nella disponibilità delcliente finale (AUSL),∙

che le aree su cui insistono (A) l'immobile su cui sono stati costruiti l'impianto di produzione, la linea elettrica elettrico e l'impianto di consumo,(B) l'impianto di produzione, (C) la linea elettrica e (D) l'impianto di consumo siano nella disponibilità del cliente finale (AUSL);

che il regolamento di esercizio sia stato sottoscritto da parte di (A) operatore di rete, (B) produttore e (C) cliente finale (AUSL).

Grazie per l’attenzione.Grazie per l’attenzione.

« … I problemi non possono essere risolti dallo stesso atteggiamento mentale che li ha creati….»

Albert Einstein

Fonti citate:V.Vecchi; V. Leone «Partnership Pubblico Privato» – Uni Bocconi – Milano; Linee guida ANAC;UTFP – ex Ufficio Tecnico Finanza di Progetto – linee guida Finanza di Progetto;S.Capelli – Allocazione dei rischi