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Vademecum fonti rinnovabili

ENERGIA IDROELETTRICA E

GEOTERMICA

Redatto nell’ambito della

CAMPAGNA DI INFORMAZIONE, COMUNICAZIONE ED EDUCAZIONE A SOSTEGNO DELLE FONTI RINNOVABILI,

DEL RISPARMIO E DELL’USO EFFICIENTE DELL'ENERGIA

in attuazione dell’articolo 15 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e dell’articolo 1, comma 119, lettera a), della legge 23 agosto 2004, n. 239

Vademecum fonti rinnovabili – Energia idroelettrica e geotermica pag. 2

INDICE ENERGIA IDROELETTRICA

1 PREMESSA............................................................................................................................................................. 4

2 CLASSIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI............................................................................................................ 5 2.1 Impianti con centrale a valle di un bacino di accumulo.................................................................................. 5 2.2 Impianti ad acqua fluente ................................................................................................................................ 6 2.3 Impianti inseriti negli acquedotti..................................................................................................................... 6

3 L’IDROELETTRICO IN ITALIA.........................................................Errore. Il segnalibro non è definito. 3.1 Le turbine idrauliche: principi di funzionamento e classificazione................................................................. 7

3.2 La composizione di un tipico impianto idroelettrico ....................................................................................... 9 3.3 Aspetti Ambientali.......................................................................................................................................... 10 3.4 Iter autorizzativo............................................................................................................................................ 10 3.5 Normativa di riferimento ............................................................................................................................... 11

4 IMPIANTI MINI-HYDRO................................................................................................................................... 11 4.1 Classificazione degli impianti........................................................................................................................ 11 4.2 Le potenzialità del mini e micro-idroelettrico in Italia.................................................................................. 12 4.3 Impianti Micro-hydro .................................................................................................................................... 12 4.4 Applicazioni................................................................................................................................................... 13 4.5 Aspetti economici........................................................................................................................................... 14 4.6 Gestione dell’impianto (manutenzione e gestione)........................................................................................ 15 4.7 Incentivazioni ................................................................................................................................................ 15 4.8 Azioni da intraprendere per la realizzazione di micro impianti .................................................................... 16 4.9 Iter autorizzativo............................................................................................................................................ 17 4.10 Riattivazione di vecchie micro-centrali ......................................................................................................... 17 4.11 Azioni programmatiche: il ruolo degli enti locali ......................................................................................... 18


INDICE ENERGIA GEOTERMOELETTRICA

1 PREMESSA........................................................................................................................................................... 20

2 ASPETTI GEOLOGICI....................................................................................................................................... 20 2.1 Trasferimento di calore all’interno della Terra ............................................................................................ 20 2.2 Gradiente geotermico della Terra. ................................................................................................................ 21

3 POTENZIALE DELLA RISORSA GEOTERMICA ........................................................................................ 22

4 IMPATTO AMBIENTALE ................................................................................................................................. 22

5 IMPIEGHI DELLA FONTE GEOTERMICA................................................................................................... 23 5.1 Teleriscaldamento ......................................................................................................................................... 23 5.2 Le centrali geo-termoelettriche ..................................................................................................................... 24 5.3 Gli impianti di piccola taglia......................................................................................................................... 24 5.4 Le pompe di calore geotermiche.................................................................................................................... 25 5.5 Tecnologia e funzionamento delle pompe di calore....................................................................................... 26

6 LA GEOTERMIA IN ITALIA ............................................................................................................................ 26

7 ASPETTI ECONOMICI ...................................................................................................................................... 27

8 L’ITER AUTORIZZATIVO................................................................................................................................ 28 8.1 Iter Autorizzativo per impianti Geotermici a fini domestici .......................................................................... 29

9 NORMATIVA DI RIFERIMENTO.................................................................................................................... 29

L’ENERGIA IDROELETTRICA

1 PREMESSA Il riconoscimento dell’importanza strategica di un corso d’acqua è caratteristica costante della storia delle comunità umane, e la scoperta della possibilità di produrre energia, sfruttandone il flusso direttamente o con l’accumulazione in bacini artificiali, ne ha accresciuto ulteriormente il valore. Come nel caso delle altre fonti rinnovabili, anche l’utilizzo dell’acqua a scopi energetici ha origini molto antiche in quanto l’uomo, prima della scoperta dei combustibili fossili, ha da sempre utilizzato le forze della natura per produrre energia utile. Gli antichi romani sfruttarono la forza esercitata dalla corrente dei fiumi per far funzionare le pale che azionavano le macine dei mulini. Nelle prime fabbriche dell’età moderna, i mulini ad acqua consentivano il lavoro dei mugnai, degli artigiani tessili, delle segherie, dei conciatori e dei maniscalchi. Con l'avvento dell'energia elettrica iniziarono i progetti per nuove ruote ad acqua molto più potenti e veloci, collegate a grossi generatori. Per energia idroelettrica si intende infatti l’energia elettrica ottenuta attraverso la conversione dell’energia cinetica di una portata d’acqua in energia elettrica, utilizzando una turbina collegata ad un generatore di corrente. In alcuni casi tali impianti sfruttano l’energia potenziale dell’acqua, la cui massa si trova ad una quota superiore rispetto a quello delle turbine, per generare prima energia cinetica, poi energia meccanica ed infine energia elettrica. L’utilizzazione di questa risorsa attraverso la costruzione di grandi impianti idraulici a bacino ha raggiunto in Europa un livello di sfruttamento prossimo al potenziale teorico.

Figura 1 - Diagramma di funzionamento di un tipico impianto idroelettrico


Figura 2 - Schema di un impianto idroelettrico (fonte: Greencrossitalia.) Tuttavia numerose opportunità di convertire il movimento dell’acqua in energia elettrica si presentano con il ricorso a sistemi idroelettrici di minori dimensioni (impianti mini-hydro), che sfruttano direttamente la corrente di fiumi o canali. Infatti, nonostante l’Italia disponga di un valore di capacità installata tra i maggiori in Europa, esistono ancora quote significative di possibile crescita per gli impianti idraulici di piccole dimensioni, che permetterebbero di contribuire al raggiungimento di importanti obiettivi come la riduzione delle emissioni di CO2, la diversificazione delle fonti e la riorganizzazione a livello regionale della produzione di energia. Gli impianti mini-hydro, inoltre, permettono in molti casi di portare notevoli benefici ai corsi d’acqua perché contribuiscono a regolarizzare il flusso dei corpi idrici a carattere torrentizio, soprattutto nelle aree montane degradate o dal suolo dissestato, concorrendo efficacemente alla salvaguardia del territorio.

2 CLASSIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI Gli impianti idroelettrici possono essere suddivisi in base alla tipologia di approvvigionamento di cui si avvalgono. Si possono avere:

impianti con centrale a valle di un bacino di accumulo; impianti ad acqua fluente; impianti inseriti negli acquedotti.

2.1 Impianti con centrale a valle di un bacino di accumulo

Sono ad oggi gli impianti idroelettrici più potenti e sfruttati; presentano però un notevole impatto ambientale determinato soprattutto dagli invasi, che occupano significative porzioni di territorio e richiedono accurate indagini geologiche e costante monitoraggio. Comprendono impianti a bacino idrico naturale (laghi) o artificiale; a volte sono bacini naturali nei quali si aumenta la capienza con dighe di sbarramento. L’utilizzazione dei bacini di accumulo svincola il funzionamento degli impianti dal regime di portata degli affluenti. Questo tipo di centrali hanno in genere potenze superiori ai 10 MW e possono arrivare a potenze enormi, come ad esempio nell'impianto di Itaipu in Brasile, che ha un bacino con estensione di 1.350 Km2 ed una potenza di 12.600 MW.


2.2 Impianti ad acqua fluente

Gli impianti ad acqua fluente erano molto diffusi all'inizio del secolo scorso, sopratutto per azionare macchine utensili di piccoli laboratori; oggi il loro potenziale è sotto utilizzato. Non dispongono di alcuna capacità di regolazione degli afflussi, e la portata sfruttabile coincide con quella disponibile nel corso d'acqua (a meno di una quota detta deflusso minimo vitale, necessaria per salvaguardare l'ecosistema); pertanto le turbine producono con modi e tempi totalmente dipendenti dalla disponibilità del corso d'acqua. Il loro impatto ambientale è di solito contenuto e limitato.

Vademecum fonti rinnovabili – Energia idroelettrica e geoterm

2.3 Impianti inseriti negli acquedotti

Una interessante possibilità solo di recente presain considerazione sono gli impianti inseriti incanali o condotte per l’approvvigionamentoidrico. L'acqua potabile, infatti, vieneapprovvigionata alle utenze adducendo da unserbatoio di testa mediante condotte inpressione. Solitamente in questo genere diimpianti la dissipazione dell'energia all'estremopiù basso della tubazione viene ottenutomediante l'uso di apposite valvole: l’alternativaè quella di inserire piccole turbine cherecuperino tale energia.

3 L’IDROELETTRICO IN ITALIA In Italia l’energia idroelettrica ha costituito dell’80% dell’energia elettrica prodotta fino ai tpresenti sul nostro territorio producono da 36 aStatistiche sulle fonti rinnovabili in Italia - GRitaliano abbia una potenzialità idroelettrica annenergetica lorda nel 2004 di circa 42,7 TWh. Ssfruttamento, avendo realizzato grandi impianti punto di vista tecnico ed economico. La ripartiziin Europa è riportata nelle tabelle seguenti. Essaproduzione elettrica nella UE.

Figura 3 - Schema di impianto ad acqua fluente

ica

la ardi 46TNua i pin oone pe

Figura 4 - Particolare della centrale elettrica di unimpianto ad acqua fluente

pag. 6

base dell’elettrificazione, contribuendo a più anni ’60. Attualmente le centrali idroelettriche TWh/anno, in funzione della piovosità. (fonte: 2004). Molti esperti ritengono che il territorio di circa 65 TWh, a fronte di una produzione uò quindi affermare che si è quasi al limite di gni sito ove fosse opportuno e conveniente dal della potenza idroelettrica installata in Italia ed rmette di produrre circa il 15% del totale della


Regione Potenza (MW) Produzione 2004 (GWh)

Piemonte 2.202,5 6.264,6 Valle D’Aosta 850,1 2.861,1 Lombardia 4.827,7 9.397,6 Trentino Alto Adige 3.013,9 8.606,3 Veneto 1.081,2 3.666,4 Friuli Venezia Giulia 451,7 1.722.5 Liguria 72,5 238,6 Emilia Romagna 287,0 1.032.8 Toscana 304,6 710,2 Umbria 507,4 1.633,4 Marche 217,2 589,1 Lazio 394,0 1.252,4 Abruzzo 1.001,3 1.864,6 Molise 78,7 229,0 Campania 330,9 621.3 Puglia - - Basilicata 128,1 312,6 Calabria 712,5 1.313,8 Sicilia 152,2 117.3 Sardegna 441,8 311,5

Totale Italia 17.055,6 42.744,4

Tabella 1 - Potenze installate e produzione idroelettrica in Italia nel 2004. ( fonte dati GRTN)

Paese Potenza (GW)

Francia 25,6Italia 17,1Spagna 17,7Svezia 16,4Austria 11,5Germania 9,0Portogallo 4,5Gran Bretagna 4,3Grecia 3,0Finlandia 2,9

Totale Europa 118,3

Tabella 2 - Capacità idroelettrica installata in Europa (fonte dati Eurestat)

3.1 Le turbine idrauliche: principi di funzionamento e classificazione

La turbina idraulica è una macchina motrice (motore primo) che consente di trasformare l’energia cinetica e di pressione dell’acqua in energia meccanica. Essa si compone di:

distributore (dispositivo fisso): ha la funzione meccanica di indirizzare e regolare la portata in arrivo alla girante e la funzione idraulica di incrementare l’energia cinetica dell’acqua.

girante (dispositivo mobile): è messo in movimento dall’acqua in uscita dal distributore, ha la funzione di trasferire energia meccanica all’albero su cui è montata.

In rapporto alle caratteristiche dinamiche le turbine possono essere classificate in:

TURBINE AD AZIONE: l’energia dell’acqua in uscita dal distributore è solo cinetica (la trasformazione da potenziale a cinetica avviene nel passaggio attraverso un ugello che provoca un restringimento rispetto al diametro della condotta forzata). Lungo tutto il percorso attraverso la girante il fluido si trova a pressione atmosferica. Le uniche turbine ad azione adottate nella pratica costruttiva sono le PELTON.

TURBINE A REAZIONE: l’energia dell’acqua in uscita dal distributore è in parte cinetica e in parte di pressione (la trasformazione da potenziale a cinetica che avviene nel distributore non è completa: l’acqua ne esce con una velocità minore rispetto alle turbine ad azione, ma dotata di una pressione non nulla). Le turbine a reazione lavorano completamente immerse in acqua e sono dotate nella loro parte terminale di un diffusore. Esistono numerose tipologie riconducibili a FRANCIS e AD ELICA (tra cui le turbine KAPLAN).

In base a salto e portata disponibili si installano turbine differenti, come riportato dalle figure seguenti:

Vademecum fonti rinnovabili – Energia geotermica pag. 8 idroelettrica e

Figura 6 TURBINA PELTON: per notevole salto e modesta portata (f nergiewelten) onte: E

Figura 5 TURBINA FRANCIS: per valori medi di salto e portata ( fonte: Energiewelten)

Figura 7 TURBINA KAPLAN: per piccolo salto e notevole portata (fonte: Energiewelten)

3.2 La composizione di un tipico impianto idroelettrico

Un impianto idroelettrico è costituito da componenti civili ed idrauliche (diga o traversa di sbarramento, opere di presa e convogliamento, opere di restituzione) e da opere elettromeccaniche (turbina, alternatore, quadri elettrici, sistemi di comando). L’acqua viene derivata tramite le opere di presa e convogliata, attraverso canali o condotte, alla vasca di carico dove determina il pelo libero superiore necessario al calcolo del salto utile. Da questo punto, per mezzo di condotte forzate, l’acqua viene portata alle turbine e nel passaggio

iù nel dettaglio un impianto idroelett

izzate a

lcune applicazioni prevedono infine

a potenza ottenibile da un impianto è

dove: tenza espressa in kW;

n m3/s;

o

attraverso gli organi mobili (giranti)ne determina la rotazione.L’albero elettricità (alternatore); l’acqua in urestituzione, nel suo alveo originario a P

opere di presa la cui configurazdall’orografia della zona; opere di filtraggio finaltipologie – compresa la possibilitàdall’entità dei solidi trasportati dalopere di convogliamento delle dell’orografia e conseguentementeedificio di centrale contenente trasformatore, contatori, quadri eleopere di restituzione delle acque

Apompaggio, tali da consentire, quanddal bacino a quota inferiore a quello a L

P = poQ = portata d’acqua espressa iH = salto o dislivello espresso in m; g = accelerazione di gravità espressa iη = rendimento globale dell’impianto,

Vademecum fonti rinnovabili – Energia idroelett

Figura 8 - Schema di impianto idroelettrico con bacino di accumul

della girante in rotazione è collegato ad un generatore di

rico è costituito dalla seguenti componenti:

qua intercettato e

ll’eliminazione dall’acqua di grossi corpi sospesi e le cui

ite da canali o condotte forzate in funzione

alternatore,

la realizzazione di impianti idroelettrici di produzione con

espressa dalla seguente equazione:

P = Q × H × g × η

/s2 (pari a 9,8 m/s2);

scita dalla turbina viene rilasciata, per mezzo delle opere di d un livello che determina il pelo libero inferiore.

ione dipende dalla tipologia del corso d’ac

o meno di automazione – dipendono dalla portata derivata e flusso idrico; acque costitu della tipologia di impianto, a basso od alto salto; le opere elettromeccaniche: gruppo turbina-

ttrici e sistemi di controllo; nel corso d’acqua principale.

o c’è disponibilità energetica in eccesso, di pompare l’acqua quota superiore reintegrando energia potenziale.

n m tipicamente 0,8 – 0,9.

rica e geotermica pag. 9


La potenza ottenibile, a parità di portata e salto, dipende dal rendimento globale di trasformazione η dell’impianto (sempre inferiore a 1).

3.3 Aspetti Ambientali

L’idroelettrico è una forma di energia rinnovabile in quanto sfrutta il ciclo idrologico naturale dell’acqua senza comportare il consumo della stessa. Lo sfruttamento delle acque superficiali per produrre energia elettrica può però avvenire attraverso forme non del tutto sostenibili, come nel caso dei grandi impianti idroelettrici a bacino: questi rispecchiano un modello di produzione energetica che ha indubbiamente portato benefici allo sviluppo economico del nostro paese nei decenni passati, ma che è intrinsecamente affetto da gravi problemi di impatto ambientale. I grandi impianti, infatti, sono caratterizzati da enorme intensità energetica, grande complessità realizzativa e sensibili effetti sull’ambiente. Le problematiche di impatto ambientale determinate da simili opere sono ben note, fra cui uno dei problemi principali è quello della non costanza del livello dell’acqua lungo i corsi. Una prescrizione nazionale, utile in linea di principio al mantenimento di valori ambientali accettabili lungo i corsi d’acqua, è quella del Deflusso Minimo Vitale (D.M.V.). A livello italiano non esiste ancora un riferimento normativo che lo quantifichi, ma molte regioni italiane ed Autorità di Bacino hanno gia legiferato in tal senso. Con la sigla D.M.V. (Deflusso Minimo Vitale) si intende la quota minima di acqua che occorre garantire affinchè il fiume a valle di una presa rimanga vivo e mantenga una continuità tale da sostenere flora e fauna. I metodi utilizzati per determinare il DMV sono molto vari. Nella letteratura e nelle normative nazionali e di altri paesi vi sono numerosi esempi di calcolo della portata; infatti data la varietà di dimensioni e di tipologie fluviali (includendo corsi d’acqua stagionali, alpini, di pianura, mediterranei, glaciali ecc.), questi metodi sono stati spesso concepiti per andare incontro ad esigenze specifiche e quindi di solito non hanno una validità generale.

3.4 Iter autorizzativo

L’iter autorizzativo per l’installazione di una centrale idroelettrica è composto da diverse fasi di verifica che dipendono dalle specifiche principali dell’intervento:

Concessione all’utilizzo delle acque per la produzione di energia elettrica; Valutazione di Impatto Ambientale (quando necessaria); Concessione a costruire per le opere civili idrauliche dell’impianto.

Le competenze in merito all’autorizzazione e concessione all’utilizzo delle acque a fini idroelettrici sono delle Amministrazioni Provinciali. Queste ultime sono quindi dotate delle specifiche procedure necessarie a valutare correttamente i vari progetti e le richieste di sfruttamento. Per ottenere la concessione all’utilizzo delle acque bisogna quindi presentare regolare domanda presso l’Amministrazione Provinciale di competenza secondo le modalità definite dall’Ente stesso. Qualora le caratteristiche tecniche dell’impianto lo richiedessero, potrebbe essere necessario presentare presso l’Amministrazione Provinciale di competenza anche la Valutazione di Impatto Ambientale. Anche in questo caso le leggi regionali che recepiscono la normativa CE 97/11, indicano quali sono i parametri per i quali un impianto idroelettrico necessita di questo tipo di valutazione. In particolare i dati significativi a tal fine sono:

Potenza dell’impianto [kW] Portata d’acqua da captare [litri/secondo] Localizzazione dell’intervento


Nel caso risulti necessario presentare la Valutazione di Impatto Ambientale, la procedura autorizzativa non è più di esclusiva competenza provinciale, ma diventa necessario coinvolgere altri soggetti costituenti la cosiddetta “Conferenza dei Servizi”:

Provincia – Settore Risorse Idriche: Per concessione all’utilizzo delle acque; Provincia – Settore idrogeologico: Se il terreno su cui si vuole edificare la centrale è soggetto a

vincoli idrogeologici; Comune di competenza: Autorizzazione per l’edificazione delle opere murarie; Regione di competenza: Autorizzazione Idraulica; Autorità di Bacino: Verifica di compatibilità con i Piani di Bacino; Magistrato agli usi civici: Se il terreno è soggetto a usi civici.

3.5 Normativa di riferimento Facendo seguito alla Legge n. 59 del 15/03/1997 e relativi decreti legislativi, lo Stato ha conferito alle regioni e agli enti locali funzioni e compiti amministrativi. Tra questi ultimi la concessione all’utilizzo delle acque ai fini idroelettrici è stata demandata direttamente alle Amministrazioni Provinciali. Quasi tutte le Regioni italiane, pertanto, si sono dotate di leggi regionali che recepiscono le direttive comunitarie e nazionali, per determinare le procedure per le concessioni all’utilizzo delle acque. Benché le legislature regionali siano differenti tra loro, trovano una matrice comune in due Regi Decreti ed nei loro aggiornamenti, per certi aspetti ancora assolutamente validi: Regio Decreto n.1775 del 11/12/1933 Regio Decreto n.1285 del 18/08/1920 Anche nel caso di Valutazione di Impatto Ambientale, la legislazione di competenza è di carattere Regionale. Nel caso specifico tali leggi regionali sono state emanate per recepire due direttive europee: Direttiva 85/337/CE del 27/06/85; Direttiva 97/11/CE del 03/03/97. Nella Regione Abruzzo, con decorrenza dal 13/07/2007, la Legge Regionale n° 17/2007 sospende per un anno la concessione di derivazioni per impianti di potenza compresa fra 30 e 3000 kW, in attesa della predisposizione di uno studio complessivo delle risorse disponibili che dovrà essere approvato dalla Giunta Regionale su proposta della Direzione Parchi, territorio, Ambiente ed Energia.

4 IMPIANTI MINI-HYDRO

4.1 Classificazione degli impianti Mini-hidro è il termine con cui la UNIDO (Organizzazione delle Nazioni Unite per lo Sviluppo Industriale) indica le centrali idroelettriche di potenza inferiore a 10 MW. All’interno della mini-idraulica vale la seguente classificazione:

pico centrali P< 5 kW micro centrali P< 100 kW mini centrali P< 1.000 kW piccole centrali P< 10.000 kW

La classificazione degli impianti di mini-idraulica altro non è che una convenzione utile a rispecchiare differenti modalità realizzative e di funzionamento. Nella realtà Italiana sarebbe più rispondente al reale considerare come limite superiore delle mini-centrali la potenza di 3.000 kW (3 MW) così da essere in linea con la taglia presa a riferimento dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nelle delibere di determinazione dei prezzi di cessione dell’energia.

Un ulteriore modo di classificare tali impianti si basa sul loro funzionamento in rapporto alla modalità di presa ed accumulo delle acque:

Impianti ad acqua fluente: sono quelli che non godono di capacità di regolazione. La portata derivabile durante l’anno è funzione del regime del corso d’acqua.

Impianti a deflusso regolato: sono quelli che possono regolare la portata tramite un serbatoio di regolazione giornaliero, settimanale o mensile. L’entità della regolazione è connessa alla capacità di accumulo del serbatoio.

4.2 Le potenzialità del mini e micro-idroelettrico in Italia Uno studio condotto da CNR, ENEA e CIRPS (Centro Interuniversitario di Ricerca Per lo Sviluppo sostenibile) afferma che mini e micro-idroelettrico potrebbero far aumentare la potenza idroelettrica installata in Italia del 50%: dagli attuali 20.000 MW a 30.000 MW. Alcune analisi tecniche evidenziano inoltre che sarebbe possibile installare nanocentrali da alcuni kW di potenza, anche inserite in condotte idriche, per complessivi ulteriori 8.000/10.000 MW. Altra possibilità da prendere ormai in considerazione riguarda lo sfruttamento dell'energia delle maree, del moto ondoso, delle correnti marine e del gradiente termico tra fondali e superficie. In Italia ci sono buone possibilità di sfruttamento delle correnti marine, sopratutto nello stretto di Messina, dove è calcolato un potenziale di circa 15.000 MW. Il potenziale dell'energia da fonte idroelettrica potrebbe così soddisfare complessivamente più del 60% del fabbisogno nazionale di energia elettrica, a fronte di impatti ambientali molto limitati. Di seguito vengono approfonditi aspetti tecnico economici relativi al micro idroelettrico.

Residuo mini-hydro

0

50

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MW

Grafico 1 - Potenziale residuo mini-idroeletttrico installabile in Italia (fonte: Ministero dell’Ambiente)

4.3 Impianti Micro-hydro

Come già riportato, secondo la terminologia adottata in sede internazionale vengono denominati microimpianti idroelettrici le centrali idroelettriche di potenza inferiore a 100 kW. Tali impianti sfruttano generalmente portate contenute su salti modesti, e il loro rendimento globale di trasformazione (η) ha valori compresi tra 0,5 e 0, 7 (inferiore a quelli dei grandi impianti, pari a 0,8 – 0,9). Le turbine utilizzate da questi impianti possono essere di diverse tipologie, come di seguito descritto. Vademecum fonti rinnovabili – Energia idroelettrica e geotermica pag. 12


Microturbina Pelton: molto simile alle macchine utilizzate negli impianti di taglia maggiore, è una turbina ad azione adatta ad impianti con salto elevato. Può essere ad asse orizzontale o verticale.

Microturbina Turgo: non molto diffusa in Italia, è una turbina ad azione simile alla Pelton adatta a salti superiori ai 30 m. E’ indicata in situazioni di notevole variabilità della portata.

Microturbina a flusso radiale o incrociato: adatta per installazioni a basso e medio salto e portate comprese tra 20 e 1000 l/s, è utilizzata esclusivamente in impianti di piccola potenza. E’ caratterizzata da una doppia azione del fluido sulle pale, con possibilità di regolazione della portata da 0 a 100%. Rispetto alle turbine Pelton ha minor rendimento ma maggiore semplicità costruttiva ed adattabilità a salti meno elevati.

Miniturbina Francis: è utilizzabile per potenze con limite inferiore intorno ai 100 kW, per questo motivo è denominata miniturbina. L’utilizzo di turbine a reazione in piccoli impianti è più problematica rispetto all’applicazione delle turbine ad azione.

4.4 Applicazioni Gli impianti micro-hydro possono essere utilizzati in applicazioni:

Off-grid o stand-alone: sistemi non collegati in rete. In genere si tratta di pico-centrali a servizio di utenze da pochi kilowatt;

On-grid o grid-connected: sistemi connessi alla rete a bassa tensione. In genere sono micro-impianti realizzati per l’autoconsumo che possono vendere l’energia eccedente al distributore locale.

Gli impianti micro-hydro possono trovare applicazione in tutte quelle situazioni in cui esiste un fabbisogno energetico da soddisfare e la disponibilità di una portata d’acqua, anche modesta, su di un salto anche di pochi metri. In simili circostanze l’introduzione di sistemi di utilizzo delle acque risulta di impatto limitato e non modifica la natura e l’uso prevalente dei corsi. La maggiore diffusione degli impianti di piccolissima taglia è riscontrabile in aree montane, difficilmente raggiungibili e spesso non servite dalla rete nazionale. In queste zone vengono realizzate o rimesse in funzione microcentrali su corsi d’acqua a regime permanente o torrentizio, e gestite all’interno di pianificazioni che prediligono, per la tutela e conservazione del territorio, la generazione distribuita rispetto a quella concentrata, convenzionale, di grossa taglia. Il vantaggio, dal punto di vista operativo, è la facilità di gestione dovuta all’introduzione del telecontrollo, in un’ottica di risparmio di risorse e di personale, che si limita alla sola manutenzione ordinaria e straordinaria. Parimenti vengono utilizzati piccoli corsi d’acqua, ruscelli e torrenti, con applicazioni mininvasive (turbina-alternatore stagni, inseriti direttamente nell’alveo del corso d’acqua) che, inserendosi nell’ambito naturale senza bisogno di opere civili e di controllo, riescono a fornire un contributo di alcuni kW, spesso già sufficienti per alimentare un frigorifero, una radio ricetrasmittente o l’illuminazione di un rifugio o di una baita. Come gia detto, un’altra possibilità di crescente notevole interesse è quella del recupero energetico: ogni qualvolta si è di fronte a sistemi di tipo dissipativo è possibile installare una turbina finalizzata al recupero energetico. I sistemi idrici nei quali esiste una simile possibilità possono essere tanti:

acquedotti locali o reti acquedottistiche complesse; sistemi idrici ad uso plurimo (potabile, industriale, irriguo, ricreativo, etc…); sistemi di canali di bonifica ed irrigui; canali o condotte di deflusso per i superi di portata; circuiti di raffreddamento di condensatori di impianti a motori termici.

4.5 Aspetti economici Dal punto di vista economico, la valutazione dell’investimento per la realizzazione di piccoli impianti idroelettrici deve considerare vari aspetti. Gli impianti idroelettrici, come altri impianti da fonte rinnovabile, differiscono dagli impianti termoelettrici convenzionali per il fatto che hanno costi di investimento relativamente più elevati, a fronte però di costi di esercizio estremamente più bassi. E’ possibile affermare, in prima approssimazione, che il costo di investimento possa variare tra 1.500 e 2.700 €/kW installato, mentre i costi operativi annui sono stimabili nel 2-3% del costo di investimento. Considerando un numero medio annuo di ore di funzionamento pari a 3700 h e la durata tecnica dell’impianto pari a 20 anni, il costo di produzione dell’energia risulta compreso tra 0,043 e 0,103 €/kWh.

ore di funzionamento annuo = 3700 durata tecnica dell’impianto = 20 anni Valore minimo Valore massimo

Costo di investimento (€/kW) 1.500,00 2.700,00

Costi operativi (€/kW anno) 30,00 - 45,00 54,00 – 81,00

Costo di produzione dell’energia (€/kWh) 0,043 0,103

Tabella 3 – costi specifici Sono disponibili in letteratura diversi studi che correlano, in maniera più o meno dettagliata, costi di investimento e potenza installata. Ad esempio, è possibile stimare il costo dell’investimento per un impianto mediante un modello di calcolo elaborato dall’ESHA (European Small Hydropower Association) che non tiene conto del salto ed è generalmente valido per medie ed alte cadute. I risultati sono illustrati dalla figura seguente. La figura successiva, invece, valida per impianti mini-idroelettrici con max 5 metri di salto, restituisce un’indicazione precisa del costo dell’impianto normalizzato al kW installato.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

capacità kW

cost

o (€

/kW

h)

Grafico 2 - Costo per kW di capacità installata nel mini idroelettrico a media - alta caduta (Fonte: ESHA)


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000

capacità (kw)

Cos

to (€

/kW

)

salto 5 m salto 4 m salto 3 m salto 2 m

Grafico 3 - Costo per kW di capacità installata nel mini idroelettrico a bassa caduta (Fonte: ESHA)

4.6 Gestione dell’impianto (manutenzione e gestione) Data la modesta complessità costruttiva di un microimpianto, manutenzione e gestione risultano molto semplificate rispetto agli impianti di taglia maggiore. Non è richiesta la presenza di un custode fisso, ma di un operatore che saltuariamente verifichi la corretta funzionalità delle opere idrauliche (di presa e filtraggio) e di quelle elettromeccaniche (turbina-alternatore). La gestione avviene come già detto in remoto, attraverso sistemi di comando e telecontrollo che consentono, mediante un PC, di ricevere dati e fornire comandi all’impianto.

4.7 Incentivazioni Il micro-hydro, come tutti gli altri impianti da fonte rinnovabile di piccola taglia, è soggetto ad una distinzione in base alla soglia di potenza dei 20 kW. La L. 133/99 infatti ha decretato l’assenza di imposizione fiscale per i microimpianti al di sotto dei 20 kW. Nell’individuazione delle forme di incentivazione di un impianto micro-hydro occorre quindi fare riferimento a due diversi regimi, cui tra l’altro corrispondono differenti finalità e benefici. Impianti micro-hydro di potenza nominale inferiore a 20 kW Sono destinati al solo autoconsumo; non sono considerate Officine Elettriche e conseguentemente non hanno diritto alla vendita dell’energia prodotta. L’unico incentivo consiste nell’assenza di imposizione fiscale ai sensi della L. 133/99; non è infatti necessaria denuncia all’U.T.F. (Ufficio Tecnico di Finanza). Impianti micro-hydro di potenza nominale superiore a 20 kW fino a 100 kW Sono impianti in grado di autoconsumare l’energia prodotta, tutta o in parte, ma anche di venderne le eccedenze. Sono considerate Officine Elettriche e quindi è richiesta denuncia all’U.T.F. e conseguente imposizione fiscale. Gli Incentivi sono relativi al prezzo di vendita dell’energia ed a sussidi in conto esercizio e sono uguali a quelli cui fanno riferimento anche gli impianti di taglia maggiore, e cioè:

Priorità di dispacciamento in quanto impianti da Fonti Energetiche Rinnovabili. Vendita dell’energia ad un prezzo incentivante definito dalla Delibera dell’A.E.E.G. 62/02. Possibilità di ottenimento e relativa vendita dei Certificati Verdi per il periodo di

incentivazione previsto, qualora la produzione di energia elettrica annua superi i 50 MWh (ogni CV ha valore di 100 MWh, ma viene concesso dal GRTN adottando il criterio commerciale di arrotondamento). Per il 2005 il valore di un CV è pari a 108,92 Euro.

Possibilità di ottenimento e relativa vendita dei Certificati RECS.



4.8 Azioni da intraprendere per la realizzazione di micro impianti

4.8.1 Micro-impianti idroelettrici di potenza inferiore a 20kW Le fasi da seguire per la realizzazione di un micro-impianto idroelettrico sono le seguenti:

Scelta del sito e valutazione delle grandezze utili (portata e salto disponibili, potenza); Analisi delle autorizzazioni richieste; Studio di fattibilità dell’impianto e analisi dei costi; Scelta di progettista e costruttore; Costruzione; Gestione dell’impianto (manutenzione e gestione).

La scelta del sito viene condotta in base a:

Disponibilità dei terreni (verifica delle proprietà o di vincoli); Accessibilità del sito (migliore è l’accessibilità al corso d’acqua, minore sarà l’impatto sullo

stesso provocato da eventuali opere e infrastrutture); Valutazione delle grandezze di riferimento (portata e salto disponibile).

Come visto gli elementi che consentono di scegliere un sito per la realizzazione di un impianto idroelettrico si riferiscono al salto ed alla portata disponibili. Il prodotto dei due termini fornisce, a meno dell’accelerazione di gravità (9,81 m/s2) e del rendimento medio globale, la potenza dell’impianto. Scelto un sito che risponda ai requisiti sopra enunciati, si passa alla verifica della portata (Q) d’acqua (l/s) e del salto (H) (m). Noti tali valori, il calcolo della potenza teorica (watt) si ottiene come segue:

Pteorica = Q [l/s] × H [m] × 9,81 [m/s2] La turbina ha un rendimento meccanico compreso tra il 50% e il 70%, per cui la potenza meccanica effettiva è pari a:

Pmecc = Pteorica × ηm (rendimento meccanico) Infine per ottenere la potenza elettrica, si applica un’ulteriore riduzione per tenere conto del rendimento del generatore, pari circa all’ 85%

Pelettrica = Pmecc × ηe (rendimento elettrico) La valutazione del salto può essere fatta con un altimetro; la valutazione della portata è piuttosto complessa in quanto richiede di solito uno studio del regime del corso d’acqua che si vuole sfruttare. La portata può essere misurata sperimentalmente. Si può determinare per punti la forma della sezione idrica di interesse, ricavarne l’area (prodotto della larghezza del pelo libero della sezione per un valore di altezza media della corrente), parallelamente misurare la velocità della corrente mediante un galleggiante, ed infine moltiplicare i due termini misurati sperimentalmente.

4.8.2 Micro-impianti idroelettrici di potenza superiore a 20kW

Nel caso di potenze più grandi (maggiori di 20 kW) per avere un quadro della potenzialità dell’impianto è necessario procedere ad uno studio idrologico che può essere condotto utilizzando metodi diretti o indiretti. I primi permettono di ricavare la portata nella sezione di interesse mediante misure sperimentali o partendo dalle serie storiche di dati idrologici disponibili sul corso d‘acqua. I secondi ottengono la portata attraverso la trasformazione afflussi deflussi (basandosi cioè sullo studio delle precipitazioni) oppure ricavandola per estrapolazione da corsi d’acqua vicini. Una


caratterizzazione idrologica di prima approssimazione del bacino può venire dall’esame degli Annali Idrologici del Servizio Idrografico e Mareografico Italiano (S.I.M.I.). La pratica progettuale richiederebbe poi di ricavare la curva media di durata delle portate. Ne risulta una curva che in ordinata mostra la portata dal valore massimo a quello di magra, ed in ascissa i giorni dell’anno in cui la corrispondente portata viene uguagliata o superata. La curva di durata consente di visualizzare in modo chiaro la portata che occorre lasciar defluire nel corso d’acqua per tutto l’anno come in seguito regolato dal disciplinare (comprende il Deflusso Minimo Vitale ed il quantitativo d’acqua che deve essere garantito a valle per altri usi civili, irrigui, industrial) e la portata massima derivabile dall’impianto. La stima della producibilità annua dell’impianto che si intende realizzare può essere effettuata prendendo a riferimento un valore di 2.000 ore medie annue di funzionamento. Questo numero può in realtà essere anche molto più elevato, ma conviene attestarsi in via cautelativa sul valore sopraindicato soprattutto lungo i corsi d’acqua a regime torrentizio soggetti a lunghi periodi di magra.

Producibilità annua [kWh/anno] = P elettrica [kWinstallati] × h di funzionamento annuo

4.9 Iter autorizzativo Di seguito si elencano le principali pratiche di tipo autorizzativo da espletare per impianti oltre i 20 kW di potenza o che comunque determinino un sostanziale impatto sull’alveo del corso d’acqua:

Concessione per la derivazione delle acque a scopo idroelettrico e relativo Disciplinare, la cui domanda va inoltrata alla Regione interessata attraverso il suo Ufficio del Genio Civile, corredata dal progetto dell’impianto.

Presentazione di una copia del progetto alla Sovrintendenza per i Beni Ambientali nel caso in cui l’impianto venga installato in una zona soggetta a vincoli ambientali.

Comunicazione di intenti al Ministero delle Attività Produttive. Comunicazione di intenti al Distributore Elettrico Locale Comunicazione di intenti all’Ufficio Tecnico di Finanza (UTF). Domanda al Corpo Forestale dello Stato, nel caso in cui il progetto preveda lavori interferenti

con aree di competenza dello stesso. Domanda di rilascio della Concessione Edilizia da parte del Comune di competenza.

Ultimato l’impianto si dovrà procedere a:

Istruzione della pratica di Denuncia per apertura di Officina Elettrica. La Licenza UTF contiene le dichiarazioni bimestrali dell’energia prodotta ai fini della corresponsione delle relative imposte.

Certificato di Collaudo dell’opera. La realizzazione di impianti di potenza inferiore a 20 kW risulta molto più semplice: è preferibile chiedere informazioni ai costruttori di opere elettromeccaniche o a professionisti del luogo che conoscono per esperienza le effettive realtà locali.

4.10 Riattivazione di vecchie micro-centrali Nel caso di riattivazione di un impianto in disuso, la documentazione da produrre per l’autorizzazione all’utilizzo è sostanzialmente differente in base alla presenza o meno di una concessione ancora attiva per lo sfruttamento delle acque ai fini idroelettrici.

4.10.1 Presenza di una concessione ancora attiva Nel caso in cui il proprietario della centrale sia in possesso di una concessione all’utilizzo delle acque ai fini idroelettrici valida, la concessione per la riattivazione della centrale è subordinata alle modifiche che si vogliono effettuare all’impianto stesso.


Nessuna modifica: Nel caso non vengano eseguite modifiche alla centrale non dovrà essere presentata alcuna documentazione presso l’amministrazione di competenza. In questo caso specifico risulterà esclusivamente necessario ripristinare i contatti con l’Ufficio Tecnico di Finanza di competenza, il GRTN e le amministrazioni locali interessate dall’intervento quali comuni, consorzi irrigui o comunità montane.

Modifiche NON Strutturali: Nel caso si esegua una semplice manutenzione, quindi si eseguano lavori di ristrutturazione e di sostituzione che non vadano a variare le condizioni definite nella concessione in possesso (portata, potenza installata…), bisognerà presentare una relazione tecnico-descrittiva dei lavori presso l’amministrazione provinciale di competenza. Tale documento dovrà essere esclusivamente di carattere informativo per l’organo di controllo, in modo che quest’ultimo possa verificare l’effettiva non variazione dei parametri fondamentali dell’impianto. Questo tipo di procedura non sarà soggetta a nessuna fase di verifica istituzionale e avrà esclusivamente lo scopo di informare l’ente preposto dei lavori in essere.

Modifiche Strutturali: Qual’ora risultino necessari per la riattivazione della centralina idroelettrica interventi strutturali che vadano a variare le condizioni definite nella concessione in possesso, bisognerà presentare presso l’amministrazione provinciale una nuova domanda di concessione delle acque ai fini idroelettrici. Nel caso la dimensionalità dell’intervento lo richieda sarà anche necessario presentare la Valutazione d’Impatto Ambientale. Risulta quindi chiaro che qual’ora si operino interventi strutturali su una centralina dimessa, decade la vecchia autorizzazione e sia necessario produrre una nuova domanda per la concessione all’utilizzo delle acque al pari di un intervento ex-novo.

4.10.2 Assenza di una concessione ancora attiva Nel caso la centralina idroelettrica risultasse sprovvista di concessione provinciale o comunque quest’ultima risultasse scaduta, bisognerà presentare presso l’amministrazione stessa una nuova domanda per la concessione delle acque ai fini idroelettrici, e se necessario anche la Valutazione d’Impatto Ambientale. Risulta quindi chiaro che benché l’impianto sia esistente, una volta decaduta la vecchia autorizzazione risulta necessario produrre una nuova domanda per la concessione all’utilizzo delle acque al pari di un intervento ex-novo.

4.11 Azioni programmatiche: il ruolo degli enti locali Il ruolo degli enti locali nella programmazione e pianificazione del territorio è di indubbia importanza, poichè contribuisce a definire i metodi per il raggiungimento degli obiettivi designati nelle fasi programmatiche di livello superiore. In tema energetico-ambientale gli enti pubblici locali, sulla base delle indicazioni provenienti dai Piani Energetici Regionali e Provinciali, hanno la possibilità di progettare sistemi ambientali sostenibili che contribuiscano a dare al territorio una spiccata caratterizzazione ambientale. Ma in che modo le realtà locali quali Comuni, Comunità Montane o Rivierasche, Enti Parco o Zone di Tutela e Salvaguardia Ambientale possono attivarsi per favorire o diffondere l’uso delle fonti rinnovabili di energia? Di seguito sono riportate alcune procedure e riferimenti.

4.11.1 Quadro di riferimento L’utilizzo delle risorse energetiche, la programmazione degli obiettivi di consumo, il ricorso a fonti energetiche rinnovabili sono linee definite dalle Regioni (D.Lgs. 112/98). Comunità. Europea (http://europa.eu.int/comm/dgs/energy_transport/) Direttiva Europea concernenti le fonti rinnovabili (Direttiva 2001/77/CE); Programmi Quadro di finanziamento(http://europa.eu.int/comm/research/fp6/index_en.html) Piani Energetici Regionali e normativa sul decentramento Stato - Regioni D. Lgs. 112/98 (Funzioni e compiti amministrativi dallo Stato alle regioni); D Lgs. 96/99 (Ripartizione funzioni amministrative tra Regioni ed Enti Locali); Rapporto Energia e Ambiente 2004 – L’analisi - ENEA (Quadro completo della normativa regionale e dei programmi di finanziamento per l’energia e l’ambiente).

4.11.2 Ruolo degli Enti Locali L’ente pubblico, la comunità o il bacino di aggregazione deve allinearsi alle indicazioni emanate dalla Regione di appartenenza e più specificamente dalla Provincia (Piani Energetico-ambientale della Regione e/o Provincia di appartenenza), qualora intenda approntare una propria campagna di promozione e sviluppo delle fonti rinnovabili e dello sviluppo sostenibile. Il riferimento poi a programmi o fondi sviluppati in ambito CE è d’obbligo qualora si vogliano cogliere le opportunità e le esperienze a livello europeo. Le opportunità che si offrono ad un ente locale per lo sviluppo e la diffusione delle fonti rinnovabili sono molteplici e non necessariamente impegnative dal punto di vista dei costi. Proviamo ad elencare solo alcune delle possibili azioni attuabili.

comunicazione

Aiuto alla diffusione

investimenti

Campagna di informazione e di adozione di un programma a favore delle fonti rinnovabili e sostenibili

Adozione di procedure amministrative semplificate per il rilascio delle autorizzazioni all’installazione ed esercizio degli impianti

Acquisto/installazione di microgeneratori per edifici/ spazi degli enti pubblici

Campagna di informazione circa le potenzialità del territorio per l’impiego di tecnologie sostenibili

Individuazione di aree dedicate all’impiego di queste tecnologie e di procedure unificate e standard per l’inserimento nell’ambiente

Acquisto/installazione di sistemi di monitoraggio; definizione di una carta di criteri per l’inserimento ambientale

Adozione di un programma (valido per enti parchi e zone protette) di “emissioni zero” nell’area insistente o confinate con quella sottoposta a tutela

Definizione degli obiettivi all’interno delle aree protette e ricerca di sponsorship per l’installazione degli impianti

Installazione di impianti-pilota e monitoraggio degli stessi

Promozione di campagne di comunicazione presso le scuole

Istituzione di concorsi tra le scuole, con il patrocinio di Agenzie nazionali e/o delle Istituzioni.

Stanziamento di premi e/o fondi per l’attività di diffusione presso le scuole.

Tabella 4 – possibili azioni enti locali


L’ENERGIA GEOTERMICA

1 PREMESSA Lo sfruttamento del calore della terra per usi non energetici è noto dall’antichità con applicazioni quali le terme. La geotermia si rivolge alla ricerca e allo sfruttamento dell'energia di campi geotermici o di altre manifestazioni utilizzabili del calore terrestre. Questa energia viene trasferita alla superficie terreste attraverso i movimenti convettivi del magma o tramite le acque circolanti in profondità. L'interesse per lo sfruttamento del calore terrestre è legato all'enorme quantità di energia potenzialmente disponibile; viene calcolato infatti che il flusso geotermico della terra corrisponda ad una potenza complessiva di 30 miliardi di kW (sulla base di una media pari a 0,06 W/m2), e che solo l'energia contenuta nei primi 2-3 km di crosta terrestre sia circa 2000 volte superiore a quella ottenibile da tutti i giacimenti di combustibili fossili, tuttavia gran parte di questa potenza non è utilizzabile in quanto si manifesta, alla superficie, sotto forme estremamente violente (si pensi ad esempio alle eruzioni vulcaniche). Malgrado ciò, l'energia geotermica rappresenta una delle fonti energetiche alternative più promettenti: è praticamente inesauribile, ha un livello d'inquinamento quasi inesistente ed è disponibile in modo costante, indipendentemente dalle condizioni climatiche. Le prime installazioni industriali per il suo sfruttamento sono sorte in Italia, sui soffioni boraciferi di Larderello, in Toscana. Vi sono inoltre vari esempi di utilizzo dei fluidi geotermici per il teleriscaldamento, i più significativi sono quello di Ferrara (12 MWt), di Vicenza (5 MWt) e di Rodigo (3,7 MWt) per la bassa entalpia, quello di Larderello (24,1 MWt) e di Castelnuovo Val di Cecina (5,3 MWt) per l’alta entalpia. E’ poi in fase di avanzato sviluppo la tecnologia delle pompe di calore geotermiche, che sfruttano la differenza di temperatura fra la superficie e il terreno a media profondità (da 100 a 300 m ). La maggior parte di questo tipo di applicazioni si trova in Svizzera.

2 ASPETTI GEOLOGICI La Terra è costituita da tre zone concentriche:

Crosta – lo spessore è di circa 7 km sotto gli oceani e di 25-60 km sotto i continenti.

Mantello – si estende dalla base della crosta per circa 2900 km.

Nucleo – si estende da 2900 km a 6370 km (il raggio della Terra). Si distingue in nucleo esterno e nucleo interno, la temperatura in quest’ultimo dovrebbe essere di circa 4000°C, mentre la pressione stimata al centro della Terra è di 3.6 milioni di bar.

La perforazione di pozzi consente attualmente l’accesso solo alla crosta e per profondità non molto superiori a 10 km.

2.1 Trasferimento di calore all’interno della Terra Esso ha luogo attraverso due meccanismi: Conduzione. E’ il meccanismo primario di scambio di calore nei solidi. I metalli sono ottimi conduttori di calore, mentre gran parte delle rocce presentano modesti valori di conducibilità termica.


Convezione. E’ il meccanismo comune di scambio di calore nei liquidi e gas. Poiché avviene con movimento di materia, è di gran lunga più efficace della conduzione per il trasferimento di energia in superficie.

2.2 Gradiente geotermico della Terra. Esso influenza direttamente, insieme alla conducibilità termica delle rocce, il flusso di calore che viene portato verso la superficie per conduzione attraverso lo strato impermeabile roccioso. Il gradiente medio vicino alla superficie (entro pochi km) è pari a 30 °C / km. Valori più bassi (10 °C / km) sono misurabili nella crosta di antichi continenti, mentre valori più elevati (>100 °C / km) sono riscontrabili in aree di attività vulcanica. Esistono tuttavia nella crosta terrestre, a profondità accessibili ai mezzi attuali, delle zone privilegiate, ove il gradiente geotermico è nettamente superiore alla media. Ciò è dovuto in certi casi alla presenza, non lontano dalla superficie (5 - 15 km), di masse magmatiche fluide o già solidificate in via di raffreddamento.

Figura 9 –propagazione del calore endogeno terrestre

In altri casi, in aree non interessate da attività magmatica, l'accumulo di calore è dovuto a particolari situazioni strutturali della crosta terrestre,che determinano un flusso di calore anomalo, per esempio ove il mantello terrestre si è avvicinato alla superficie. Un'effettiva possibilità di estrazione ed utilizzazione pratica di tali ingenti fonti di calore richiede però la presenza di un veicolo che trasporti parte di tale calore nei pressi della superficie terrestre, a profondità a noi accessibili. Questo veicolo sono i fluidi geotermici presenti nella crosta terrestre, prevalentemente acqua meteorica che penetra nel sottosuolo, si riscalda a contatto delle rocce calde e forma degli acquiferi anche a temperature elevate (oltre 300 °C). In condizioni ottimali tali acquiferi, oltre all'acqua in fase liquida, possono contenere come prevalente la fase vapore che ovviamente possiede un contenuto energetico assai più elevato. Gli acquiferi sono ospitati da rocce permeabili, chiamate serbatoi geotermici. I fluidi contenuti in un serbatoio possono raggiungere spontaneamente la superficie dando luogo a manifestazioni geotermiche naturali quali le sorgenti calde, i geyser, le fumarole, ecc. Se invece i fluidi caldi rimangono confinati entro il serbatoio per effetto di una copertura di terreni impermeabili, si può avere in tal caso una concentrazione di calore di interesse industriale a fini energetici, purché la profondità del serbatoio renda fattibile la perforazione di pozzi che mettono in comunicazione diretta la risorsa geotermica con la superficie per il successivo sfruttamento energetico del calore. Le zone più calde della crosta terrestre, ove è più probabile l'esistenza di serbatoi che possono dare vapore naturale, corrispondono in generale ad una fascia che percorre i margini continentali, la cosiddetta “cintura di fuoco” della Terra, ove è localizzato un vulcanismo ancora attuale. Questa è la sede privilegiata di terremoti profondi e mostra i valori più alti del flusso di calore terrestre.


3 POTENZIALE DELLA RISORSA GEOTERMICA Agli inizi del 2000 risultavano installati in 22 Paesi impianti geotermici per una potenza totale di circa 8.000 MW, con una produzione di energia elettrica di circa 50 TWh. I Paesi guida sono: Usa, Nuova Zelanda, Italia, Islanda, Messico, Filippine, Indonesia e Giappone. Per l'uso finalizzato alla produzione di elettricità è stimato, nel breve periodo, un potenziale di circa 80.000 MW. (10 volte l'attuale potenza installata). In Italia la geotermia è sfruttata soprattutto in Toscana, dove al posto dei pozzi di petrolio ci sono i giacimenti geotermici. Anche a livello mondiale la geotermia potrebbe dare un contributo importante alla produzione di energia. Le riserve note sono stimate in 50 mila miliardi di kWh, ovvero 12 miliardi di tep (tonnellate equivalenti di petrolio), tanto che società come Shell e BP guardano con molto interesse alla geotermia. Molti acquiferi si trovano in Paesi in via di sviluppo per i quali la risorsa geotermica può essere considerata anche un'eccellente opportunità di crescita economica sostenibile. Nel medio e lungo termine si prevede uno sviluppo della tecnica basata sull'utilizzo di rocce calde secche (HDR e DHP) situate in profondità. Gli esperti di molti Paesi stanno studiando la possibilità di perforare pozzi in zone dove non ci sono serbatoi e di iniettarvi acqua per farla scaldare in profondità dal calore della Terra, farla risalire da altri pozzi e infine utilizzarla come fluido energetico per centrali termoelettriche.

4 IMPATTO AMBIENTALE L'utilizzazione del calore geotermico non è priva di impatto ambientale, che tuttavia è complessivamente abbastanza modesto e ben controllabile. L'energia geotermica ha contemporaneamente la prerogativa assai positiva, rispetto alle fonti che impiegano combustibili fossili o nucleari, di aver un ciclo estremamente breve. Infatti, l'impiego del fluido geotermico avviene nelle immediate vicinanze del luogo di estrazione e non richiede trattamenti e processi di trasformazione intermedi, del tipo di quelli necessari nel settore nucleare e petrolifero. Il fluido geotermico (in forma liquida, o di vapore o entrambe) è composto, oltre che dall'acqua che ne costituisce la parte preponderante, un contenuto di elementi e composti chimici (in genere nocivi per l'ambiente) che è variabile da luogo a luogo, in quanto dipende dal tipo di rocce che costituiscono il serbatoio geologico di provenienza. Il vapore dei maggiori campi geotermici ha un contenuto di gas tra i quali l'anidride carbonica, l'idrogeno solforato, l'ammoniaca e il metano. L'anidride carbonica è tra questi il componente presente in maggiore quantità, tuttavia la CO2 rilasciata nell'atmosfera da un centrale geotermica per kWh prodotto è ben inferiore ai valori di emissione delle centrali a combustibili fossili. Tuttavia, sia l'acqua che il vapore condensato che esce dalle turbine, contengono anch'essi diversi elementi chimici tossici tra i quali l'arsenico, il mercurio, il piombo, lo zinco, il boro e lo zolfo. Il miglior metodo di smaltimento è la reiniezione del liquido nello stesso serbatoio di roccia dal quale è stato estratto attraverso pozzi appositamente perforati o pozzi già sterili. Ciò consente nel contempo di ridurre la caduta di pressione nel serbatoio geologico conseguente all'estrazione del fluido, di estrarre ulteriore calore dalle rocce e infine di prolungare la vita utile della risorsa.


5 IMPIEGHI DELLA FONTE GEOTERMICA Come riportato in fig. 10, a seconda della temperatura del fluido geotermico sono possibili svariati impieghi, di cui riportiamo i più significativi:

acquacoltura (al massimo 38 °C) serricoltura (38 - 80 °C); teleriscaldamento (80 - 100 °C); usi industriali (almeno 150 °C); produzione di energia elettrica

(maggiore di 150 °C); pompe di calore geotermiche

(basse temperature). In alcuni paesi si utilizza il calore geotermico anche per l’essiccazione del legname (Nuova Zelanda), del piretro (Kenya) e per altri usi. Analizziamo nel dettaglio la tecnologia delle applicazioni più significative.

5.1 Teleriscaldamento Il teleriscaldamento è uno dei modi più interessanti per usare direttamente i fluidi geotermici a bassa temperatura (80 - 100 °C). Consiste nell'usare il fluido geotermico per scaldare direttamente, tramite degli scambiatori di calore, l'acqua circolante nei corpi scaldanti (radiatori, termoconvettori o pannelli radianti) dell'impianto di riscaldamento delle abitazioni. I locali necessari per una centrale di teleriscaldamento geotermico sono contenuti nei volumi e possono essere mimetizzati in ambito cittadino, anche perché nel sistema non sono coinvolti combustibili e il fluido utilizzato non ha temperature tali da creare pressioni pericolose.

Figura 10 –utilizzi dell’energia geotermica


Figura 11 - Schema di impianto di teleriscaldamento (fonte: energoclub)

5.2 Le centrali geo-termoelettriche Generalmente nelle attuali centrali geo-termoelettriche si sfrutta la pressione esercitata dal vapore contenuto negli acquiferi geotermici (serbatoi sotterranei di acqua e vapore a temperatura e pressione elevate) per muovere le turbine e quindi i generatori. L’enorme pressione dei vapori, infatti, se incanalata può alimentare direttamente le turbine e produrre quantità notevoli di energia. Di questo tipo sono le centrali di Larderello in Toscana, e anche in Islanda questa tecnologia è molto sfruttata. La centrale geotermoelettrica più grande al mondo, The Geysers, si trova circa 140 km a Nord di San Francisco in California (Usa), e ha una potenza totale di 750 MW. Per un miglior sfruttamento della risorsa geotermica e un minor impatto ambientale, si utilizza la tecnologia che prevede la reiniezione dei liquidi nell'acquifero.

5.3 Gli impianti di piccola taglia Gli impianti geotermici di piccola taglia, essendo caratterizzati da potenza inferiore a 5 MW, sono particolarmente indicati per produrre elettricità in aree remote. Essi possono essere basati su cicli binari o a vapore.

Impianti a ciclo binario: risorse geotermiche a bassa temperatura minori costi di perforazione dei pozzi; relativa complessità del sistema penalizzazione di aspetti operativi e di manutenzione.

Impianti a vapore: sorgenti geotermiche a temperature più elevate maggiori costi di reperimento progetto più semplice e meno costoso.

Il costo di sistemi geotermici di piccola taglia dipende in gran parte dai costi d’impianto, dai costi di perforazione, dalla qualità della risorsa e dai costi di finanziamento. I costi di generazione dell’energia elettrica con piccoli sistemi geotermici sono dello stesso ordine di quello delle tecnologie che possono considerarsi competitive per la produzione di elettricità in aree rurali.

Pozzo di produzione

valvola di regolazione

scambiatore di calore

Impianto di riscaldamento interno alle abitazioni

Sottostazione di zona

Sottostazione di zona

Impianto di riscaldamento interno alle abitazioni

Separatore atmosferico

Pozzo di reiniezione


La figura rappresenta un impianto geotermico a ciclo binario: sono sufficienti acquiferi con temperature dai 120°C per ottenere energia elettrica con questa tecnologia. Essendo un sistema a circuito chiuso è anche il più ecologico in quanto eventuali inquinanti contenuti nel fluido geotermico non vengono dispersi nell'ambiente esterno.

Figura 12 - Schema di impianto geotermico a ciclo binario(fonte energoclub)

5.4 Le pompe di calore geotermiche La pompa di calore è una macchina in grado di trasferire calore da un corpo a temperatura più bassa (sorgente fredda) ad un corpo a temperatura più alta (pozzo caldo). Essa opera con lo stesso principio del frigorifero e del condizionatore d'aria ed il nostro interesse, secondo le circostanze, può riguardare la sorgente fredda (raffrescamento) o il pozzo caldo (riscaldamento ambiente o produzione d'acqua calda sanitaria). Se siamo interessati al riscaldamento, ad utilizzare cioè il calore tolto ad un ambiente più freddo (per esempio l'aria esterna) trasferendo ad un ambiente più caldo (per esempio il nostro appartamento), la pompa di calore diventa uno strumento di risparmio energetico. In questo caso, infatti, il calore reso è pari all'equivalente dell'energia che forniamo alla macchina per farla funzionare (generalmente energia elettrica) più il calore che la macchina riesce a trasferire (pompare) dall'esterno all'interno. L'efficienza di una pompa di calore è misurata dal coefficiente di prestazione "C.O.P.", dato dal rapporto tra energia resa (calore ceduto al mezzo da riscaldare) ed energia elettrica consumata. Un valore del COP pari a tre vuol dire, ad esempio, che per ogni KWh d'energia elettrica consumato, la pompa di calore renderà 3 KWh d'energia termica all'ambiente da riscaldare; uno di questi fornito dall'energia elettrica consumata e gli altri due chilowattora prelevati dall'ambiente esterno. Tenendo conto della gratuità dell'energia prelevata dall'ambiente esterno possiamo dire, con altre parole, che l'efficienza della pompa di calore è del 300 per cento. In realtà, per una valutazione più corretta, occorre considerare anche l'energia primaria, necessaria a produrre il chilowattora elettrico consumato dall'apparecchio, tenendo conto dei rendimenti della catena di produzione, trasporto e distribuzione dell'energia elettrica. Questa energia di solito proviene in parte da fonti rinnovabili nazionali (idroelettrica, geotermoelettrica, eolica, fotovoltaica) e da importazioni e, per la maggior parte dalle centrali termoelettriche. Si può dire, comunque, che la pompa di calore dà la possibilità di utilizzare l’energia elettrica (e quindi il combustibile e l'energia delle fonti rinnovabili di cui sono alimentate le centrali), con rendimenti complessivi medi annuali compresi tra il 110 ed i 140 per cento (gli impianti a caldaia tradizionali hanno rendimenti di produzione medi stagionali inferiori all’ 80%). Il C.O.P. di una pompa di calore dipende dal modello e dalle condizioni climatiche e di funzionamento dell'impianto ed è tanto maggiore quanto più bassa è la differenza di temperatura tra l'ambiente da riscaldare e la sorgente di calore, gratuita, utilizzabile. Esso ha valori prossimi a 3 quando si utilizza l'aria esterna, a temperature non inferiori ai 4-5 °C e


valori più elevati quando si sfruttano l'acqua, il terreno, o, meglio ancora, i fluidi di scarto relativamente caldi, come, ad esempio, l'aria viziata da ricambiare. Nel calcolare il COP effettivo di un impianto vanno considerati, inoltre, i consumi elettrici dei dispositivi ausiliari come pompe, ventilatori e resistenze di sbrinamento ecc. Le moderne pompe di calore hanno la caratteristica di vedere, come già detto, uno stesso ambiente sia come sorgente fredda sia come pozzo caldo (pompa di calore a ciclo invertibile). Sono utilizzabili tanto in estate che in inverno e rappresentano la tecnologia da preferire senz'altro quando è necessario il condizionamento estivo.

5.5 Tecnologia e funzionamento delle pompe di calore

Tecnicamente la pompa di calore è costituita da un circuito chiuso, percorso da uno speciale fluido frigorigeno, che al variare delle condizioni di temperatura e di pressione assume lo stato liquido o di vapore. Il fluido frigorigeno viene fatto evaporare in una serpentina posta nella sorgente fredda dalla quale assorbe il calore necessario all'evaporazione. Successivamente viene compresso e in questo processo (è la fase nella quale si fornisce energia alla macchina) la temperatura del fluido aumenta e raggiunge un valore più alto di quello del pozzo caldo. Il fluido viene poi fatto condensare nella serpentina posta nel pozzo caldo al quale cede il calore assorbito dalla sorgente fredda più il calore che ha ricevuto durante la compressione. Il fluido, adesso allo stato liquido, passando attraverso una valvola d'espansione si trasforma parzialmente in vapore e si raffredda, raggiungendo una temperatura più bassa di quella della sorgente fredda. Ritornando, a questo punto, nell'evaporatore, il fluido completa l'evaporazione e ricomincia il ciclo.

Figura 13 – schemi di collegamento sistemi di pompe di calore geotermiche

A seconda della sorgente fredda utilizzata si hanno diverse tipologie impiantistiche, come rappresentato nella figura 13.

6 LA GEOTERMIA IN ITALIA Nella figura seguente è rappresentata la mappatura geotermica dell'Italia. In blu sono evidenziate le aree nelle quali possono esservi acquiferi a vapore dominante (giacimenti di vapore in pressione) idonei alla produzione di energia elettrica. Gli acquiferi nelle aree gialle dovrebbero essere a profondità superiori ai 3000 metri, mentre nelle aree rosse è possibile trovare acquiferi a 2000 metri. Gli acquiferi a 5000 metri di profondità in genere sono


abbastanza caldi da poter essere sfruttati per la produzione di energia elettrica e/o termica. Con le attuali tecnologie di perforazione si possono raggiungere profondità di 6000 metri, tali pozzi permetterebbero di ottenere energia elettrica ad un costo inferiore a 0,05 € al kWh. Secondo un recente studio si calcola che solo con gli acquiferi a vapore dominante presenti in Toscana e Lazio si potrebbero produrre oltre 5 mila miliardi di kWh, una quantità sufficiente per il fabbisogno nazionale di elettricità per 70 anni, lo sfruttamento degli acquiferi ad acqua dominante porterebbe a produzioni di energia elettrica in quantità incalcolabili.

Area con temperatura di 50 C° a 1000 m dal p.c



Area con giacimento di vapore in pressione T > 200 C°

Figura 14 - Mappatura geotermica dell’Italia (fonte: Energoclub)

7 ASPETTI ECONOMICI Gli impianti geotermici per la produzione di energia elettrica hanno nelle opere di perforazione il costo principale, pari a circa i 2/3 dei costi totali. Questo è il principale ostacolo allo sviluppo di questa fonte rinnovabile, poichè quando si esegue una perforazione non si ha la certezza di arrivare ad un acquifero con caratteristiche adatte all'utilizzo. Oggi è possibile ridurre tale incertezza avvalendosi delle migliore tecnologie di ispezione sviluppate nel settore petrolifero…utilizzabili per svolgere studi preliminari di fattibilità e di determinazione della potenzialità e caratteristiche dei siti. Quando l'acquifero non ha temperatura adeguata all’installazione di una centrale a vapore (200-220°C), ma ha comunque temperatura superiore ai 110°C, può essere utilizzato per centrali a ciclo binario, quindi l'investimento non è perso. Se la temperatura è ancora inferiore si può utilizzare la risorsa per ottenere energia termica ad uso civile o industriale qualora il pozzo sia in prossimità di un numero sufficiente di utenze. Attualmente il costo del kWh ottenuto da centrali geo-termoelettriche è compreso tra 0,09 e 0,07 €, non molto diverso dal costo ottenuto nelle centrali a ciclo combinato a metano che permettono il minor costo oggi possibile, pari a 0,06-0,07 € (fonte ENEL). Si tratta di valutazioni conservative in quanto i costi sono calcolati considerando la vita dell'impianto di 20 anni, mentre le centrali geotermiche hanno vita tecnica più lunga, dimostrata da impianti in esercizio da più di 50 anni. Le centrali geotermiche non hanno


infatti il generatore di vapore, presente invece nelle centrali termoelettriche, e che rappresenta il componente che ne riduce la vita e aumenta la manutenzione e i costi. Per il miglior utilizzo delle risorse geotermiche come fonte di calore, si deve sfruttare al massimo il valore termico del fluido. Ciò si può fare, ad esempio, operando in zone con lunghe stagioni di riscaldamento, oppure utilizzando il calore anche per il raffrescamento estivo di uffici e abitazioni, o ancora utilizzandolo per il riscaldamento invernale e in estate in processi produttivi. Altra possibilità è quella di usare il calore in cascata, alimentando successivamente processi che hanno bisogno di temperature via via decrescenti.

8 L’ITER AUTORIZZATIVO L’iter autorizzativo per la concessione di utilizzo delle risorse geotermiche a fini energetici, è composto da diverse fasi di verifica che dipendono dalle specifiche principali dell’intervento:

Permesso di ricerca Concessione di coltivazione della risorsa geotermica Valutazione di Impatto Ambientale (Quando necessaria) Concessione relativa alle opere edilizie

Le competenze in merito al permesso di ricerca, nonché alla concessione di coltivazione mineraria ai fini geotermici sono delle Amministrazioni Regionali. Quest’ultime sono quindi tenute ad essere dotate di una procedura specifica per poter vagliare correttamente i progetti pervenuti. Come definito precedentemente va richiesto innanzitutto il permesso di ricerca, con il quale si richiede all’amministrazione competente la possibilità di eseguire perforazioni volte all’accertamento dell’esistenza e della consistenza delle risorse geotermiche. Per ottenere il permesso di ricerca si dovrà dunque presentare regolare domanda presso l’Amministrazione Regionale di competenza secondo le modalità definite da ogni singola regione, in ottemperanza alle leggi nazionali del settore (Legge 896/86 e i successivi decreti applicativi). Va infatti specificato che non vi è una procedura univoca per questo tipo di domanda, ma ogni singola regione ha recepito le normative comunitarie e nazionali, promulgando leggi regionali. Nel permesso di ricerca si dovranno comunque indicare nel dettaglio i rilievi geofisici, le perforazioni dei pozzi che si intendono eseguire. Qualora la perforazione dei pozzi abbia rinvenuto risorse geotermiche d’interesse, è compito del titolare del permesso di ricerca richiedere la concessione di coltivazione della risorsa geotermica. La domanda dovrà essere fatta pervenire all’amministrazione Regionale di competenza secondo le modalità definite da ogni singola regione. Anche in questo ambito ogni singola Amministrazione Regionale si è dotata di una legislazione specifica in ottemperanza alla legge 896/86 e i successivi decreti applicativi. In particolare dovranno essere chiaramente specificate le caratteristiche principali dell’intervento in esame, sia sotto il profilo energetico che sotto quello ambientale. Qualora le caratteristiche tecniche dell’impianto lo richiedessero, potrebbe essere necessario presentare presso l’Amministrazione Regionale di competenza anche la Valutazione di Impatto Ambientale. Anche in questo caso le leggi regionali che recepiscono, in particolare la normativa CE 97/11, indicano quali sono i parametri per i quali un impianto geotermico necessita di questo tipo di valutazione. In particolare i dati significativi a tal fine sono:

Potenza dell’impianto [kW] Portata d’acqua da captare [litri/secondo] Localizzazione dell’intervento


Nel caso risulti necessario presentare la Valutazione di Impatto Ambientale, la procedura autorizzativa non diventa più esclusivamente di competenza regionale, ma risulta necessario coinvolgere altre strutture nella cosiddetta “Conferenza dei Servizi”. In questo ambito vengono riuniti tutti i soggetti che risultano direttamente coinvolti come le Amministrazioni locali (Provincia e Comune), Magistrato agli usi civici e le diverse Autorità d’ambito. Nel caso non risulti necessaria la procedura di Valutazione di Impatto Ambientale, in aggiunta alla domanda di concessione alla coltivazione delle risorse minerarie ai fini geotermici, va richiesta l’autorizzazione, presso il comune competente, per edificare la centrale. Come per ogni costruzione, anche per le opere edilizie di una centrale geotermica va richiesta l’autorizzazione presso il comune dove si insedierà la centrale.

8.1 Iter Autorizzativo per impianti Geotermici a fini domestici Nel caso di installazione di una singola pompa di calore geotermica relativamente al riscaldamento e raffrescamento domestico, l’unica autorizzazione necessaria è quella del Comune di competenza. Nel caso infatti in cui la risorsa geotermica sia da considerarsi ai fini domestici, non vanno richieste altre concessioni se non quelle relative allo scavo e alla derivazione dell’acqua presso l’Amministrazione Comunale. Inoltre, nel caso in cui il circuito geotermico non comporti la captazione di falde sotterranee o di pozzi, ma sia esclusivamente un circuito chiuso attraversato da un fluido termovettore, sarà necessaria esclusivamente l’autorizzazione allo scavo e alla posa delle tubazioni relative all’impianto geotermico.

9 NORMATIVA DI RIFERIMENTO Facendo seguito alla Legge n.59 del 15/03/1997 e ai suoi decreti legislativi, lo Stato ha conferito alle regioni e agli enti locali funzioni e compiti amministrativi. Tra quest’utlimi il permesso di ricerca, nonché l’autorizzazione alla coltivazione delle risorse geotermiche è stata demandata direttamente alle Amministrazioni Regionali. Quasi tutte le Regioni italiane, pertanto, si sono dotate di leggi regionali che recepiscono le direttive comunitarie e nazionali, per determinare le procedure per le concessioni all’utilizzo delle acque. Benché le legislature regionali siano differenti tra loro, trovano una matrice nella normativa italiana in due leggi specifiche: Regio Decreto n. 1443 del 29 Luglio 1927 Legge n. 896 del 9 Dicembre 1986 Per l’attuazione di quest’ultima, sono stati emanati due decreti applicativi: D.P.R. n. 395 del 27 Maggio 1991 D.P.R. n. 485 del 18 Aprile 1994 Anche nel caso di Valutazione di Impatto Ambientale, la legislazione di competenza è di carattere Regionale. Nel caso specifico queste leggi regionali sono nate per recepire due direttive europee quali: Direttiva 85/337/CE del 27/06/85; Direttiva 97/11/CE del 03/03/97.


Campagna di informazione, comunicazione ed educazione a sostegno delle fonti rinnovabili, del risparmio e dell’uso efficiente dell'energia

Promossa dal

Ministero dello Sviluppo Economico

e dal

Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio

Attuata da

RENAEL (Rete Nazionale delle Agenzie Locali per l’Energia)

e da

APAT (Agenzia per la Protezione dell'Ambiente e per i servizi Tecnici)

Questo volume fa parte di una serie di quattro monografie sulle fonti energetiche rinnovabili realizzati da RENAEL, comprendente:

Energia Solare Energia Eolica Energia da Biomasse Energia Geotermica e Idroelettrica La monografia sull’Energia idroelettrica e geotermica è stata predisposta dalle Agenzie AGENA (Agenzia per l’Energia e l’Ambiente della Provincia di Teramo, capofila) e AGENGRANDA (Agenzia per l’Energia della Provincia di Cuneo) con la supervisione di A.P.E.V.V (Agenzia Provinciale per l’Energia del Vercellese e Valsesia, coordinatore generale fonti rinnovabili). Si ringraziano Luciano Barra e Simonetta Piezzo (Ministero Sviluppo Economico), Giuliano D’allò (Punti Energia Lombardi), Roberta Casapietra (ARE Liguria),


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