Energy Strategy Group_Report 2012 efficienza energetica

Energy Efficiency Report
Novembre 2012
L’efficienza energetica in impresa:
soluzioni tecnologiche, fattibilità
economica e potenziale di mercato
www.energystrategy.it

Novembre 2012
Energy Efficiency Report
L’efficienza energetica in impresa:
soluzioni tecnologiche,
fattibilità economica
e potenziale di mercato

ENERGY EFFICIENCY REPORT • COPYRIGHT © DIG – POLITECNICO DI MILANO
3

L’efficienza energetica:
una leva per la competitività delle
imprese italiane
Il quadro normativo europeo
e italiano per l’efficienza energetica
in impresa
L’impianto normativo europeo
Le norme UNI-ISO in tema
di efficienza energetica
L’impianto normativo italiano
Gli obiettivi di efficienza energetica
nel settore industriale
I sistemi di incentivazione
dell’efficienza energetica nel settore
industriale
La “Strategia Energetica Nazionale”

La sostenibilità economica delle
soluzioni per l’efficienza energetica
in impresa
Le soluzioni per la riduzione del
consumo di energia
Motori elettrici
Inverter
UPS
Rifasamenti dei carichi elettrici
Aria compressa
Refrigerazione
Sistemi di combustione efficienti
Le soluzioni per la riduzione della
dipendenza dall’approvvigionamento di
energia elettrica o di combustibile
Cogenerazione
Impianti a vapore
Turbine a gas e cicli combinati
Motori a combustione interna
Piccola e micro cogenerazione
Recupero calore e generazione
elettrica mediante tecnologia ORC
Quadro di sintesi

Il potenziale di diffusione delle
soluzioni per l’efficienza energetica
in impresa
Il mercato potenziale delle soluzioni
per l’efficienza energetica in impresa
L’impatto delle soluzioni per l’efficienza
energetica nei principali settori
industriali
La cultura dell’efficienza energetica
nelle imprese italiane: stato dell’arte
e principali barriere allo sviluppo
Il grado di consapevolezza del
“problema energetico” per le imprese
italiane
I driver decisionali degli investimenti in
efficienza energetica
Le principali barriere agli investimenti
in efficienza energetica
Indice
1
2.3.2
2
3
2.3.1
2.1
3.1
3.1.1
3.1.3
3.1.5
3.1.2
3.1.4
3.1.6
3.1.7
3.2.1.1
3.2.1.2
3.2
3.2.1
2.2
2.3
2.3.1
15
17
23
33
33
37
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59
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93
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97
169
171
167
3.2.1.3
3.2.2
3.3
4
4.1
4.2
5.1
5.2
5.3
5
3.2.1.4
Introduzione
Executive Summary
100
102
104
107
115
115
130
141
142
147
149
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157
165
Gruppo di lavoro
Metodologia
Bibliografia
Elenco delle organizzazioni
intervistate
La School of Management e l’Energy
& Strategy Group
Le imprese partner

5
Figura 1.1
Figura 1.2
Figura 1.3
Figura 1.4
Figura 1.5
Figura 1.6
Figura 1.7
Figura 1.8
Figura 2.1
Figura 2.2
Figura 2.3
Figura 2.4
Figura 3.1
Figura 3.2
Figura 3.3
Figura 3.4
Figura 4.1
Figura 4.2
24
24
25
25
26
28
28
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37
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43
57
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86
101
126
127
Indice delle figure
Dipendenza energetica dei Paesi UE-27 registrata nel 2010 [Fonte:Eurostat]
Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 20 GWh/
anno, registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]
Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 2 GWh/
Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 10 GWh/
Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 0,25 GWh/
Classificazione delle soluzioni di efficienza energetica considerate nel Rapporto
Le principali soluzioni per la riduzione dei consumi di energia considerate nel Rapporto
Le principali soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvigionamento
(a parità di consumi) considerate nel Rapporto
Occorrenze delle principali “barriere” che ostacolano la realizzazione di investimenti in
efficienza energetica da parte delle imprese
Posizione delle imprese rispetto alla norma ISO 50001
Fasi del processo di un servizio di miglioramento dell’efficienza energetica
[Fonte: UNI CEI EN 15900]
Relazione fra i concetti di addizionalità e baseline [Fonte:ENEA]
Soluzioni per l’efficienza energetica nell’industria considerate nell’analisi
Total Cost of Ownership di un sistema ad aria compressa su un orizzonte temporale
di 10 anni
Consumi elettrici relativi dei principali componenti di un sistema di refrigerazione
industriale [Fonte: Energy efficiency practices in industrial refrigeration
– Energy design resources]
Costo specifico (€/kW) dei motori a combustione interna al variare della taglia
del motore
Il progetto H-REII
Potenziale di recupero energetico in Italia (in termini di energia elettrica prodotta,
espressa in GWh) nei settori attualmente investigati dal Progetto H-REII [Fonte: HREII
project database]
1. L’efficienza energetica: una leva per la competitività delle imprese italiane
2. Il quadro normativo europeo e italiano per l’efficienza energetica in impresa
3. La sostenibilità economica delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa
4. Il potenziale di diffusione delle soluzioni per l’efficienza energetica in impresa

Indici
6
Figura 4.3
Figura 4.4
Figura 4.5
Figura 4.6
Figura 4.7
Figura 4.8
Figura 4.9
Figura 4.10
Figura 5.1
Figura 5.2
Figura 5.3
Figura 5.4
Figura 5.5
Figura 5.6
Figura 5.7
Figura 5.8
Figura 5.9
Figura 5.10
Figura 5.11
Figura 5.12
129
131
131
132
133
133
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151
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia delle soluzioni di
efficienza energetica nell’industria
Evoluzione per settore dei consumi energetici finali in Italia, espressi in Mtep [Fonte:
elaborazione su dati MiSE]
Ripartizione per settore dei consumi energetici finali in Italia nel 2010[Fonte: elabora-
zione su dati MiSE]
Andamento dei consumi energetici nei principali settori industriali in Italia, espressi in
Mtep [Fonte: elaborazione su dati MiSE e Terna]
Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2005 ed
il 2007, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2005 [Fonte: elaborazione su dati MiSE,
ISTAT, Enea]
Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2007 ed
il 2010, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2007 [Fonte: elaborazione su dati MiSE,
ISTAT, Enea]
Dinamica dell’incidenza della bolletta energetica sul fatturato e della marginalità tra il
2005 ed il 2010 nei diversi settori industriali [Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT,
Terna]
Dinamica dei volumi produttivi nei diversi settori industriali,fatto 100 il valore dell’in-
dicatore nel 2005 [Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE]
Presenza della figura dell’energy manager all’interno del campione analizzato
Presenza della figura dell’energy manager nelle imprese non soggette all’obbligo di no-
mina dell’energy manager all’interno del campione analizzato
Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzato
Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese
analizzato
Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzato
Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI ana-
lizzato
Giudizio sulle ESCo da parte delle imprese
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficien-
za energetica da parte delle imprese
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficien-
za energetica da parte delle imprese di grande dimensione
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficien-
za energetica da parte delle imprese appartenenti a settori energivori
Presenza di barriere all’interno del processo decisionale di un intervento di efficienza
energetica
Occorrenze delle principali barriere che ostacolano la realizzazione di investimenti in
efficienza energetica da parte delle imprese

5. La cultura dell’efficienza energetica nelle imprese italiane: diffusione e
principali barriere allo sviluppo

7
Tabella 1.1
Tabella 1.2
Tabella 2.1
Tabella 2.2
Tabella 2.3
Tabella 2.4
Tabella 2.5
Tabella 2.6
Tabella 2.7
Tabella 2.8
Tabella 2.9
Tabella 3.1
Tabella 3.2
Tabella 3.3
Tabella 3.4
Tabella 3.5
Tabella 3.6
Tabella 3.7
26
27
46
46
47
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52
53
54
55
58
68
69
69
70
70
71
71
Indice delle tabelle
Incidenza del costo della “bolletta energetica” sul fatturato in alcuni settori industriali
in Italia
Incidenza della bolletta energetica sul margine operativo lordo in alcuni settori industriali
in Italia
Risparmio energetico annuale atteso al 2010 ed al 2016 (Fonte: PAEE 2007)
Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 (Fonte: PAEE 2011)
Risparmio energetico annuale conseguito dal settore industriale al 2010 con riferimento
agli interventi previsti dal PAEE 2007 (Fonte: PAEE 2011)
Obiettivi stabiliti per il settore industriale dal PAEE 2011
Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola unità fisica di
riferimento
Valori del coefficiente di durabilità attribuiti alle diverse categorie di interventi in ambito
industriale valutati con il metodo a consuntivo
Impatto del coefficiente di durabilità sul tempo di Pay-Back nel caso di motore elettrico
ad alta efficienza
Ripartizione dei progetti a consuntivo realizzati dall’inizio del meccanismo, suddivisi per
tipologia d’intervento (Fonte:AEEG)
Risorse stanziate per il primo Ciclo di Programmazione del Fondo Rotativo Kyoto, con
riferimento alle misure riferibili all’efficienza energetica
Peso percentuale delle differenti componenti del Total Cost of Ownership di un motore
elettrico al variare della classe di efficienza
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad
efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad
efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE3
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla
classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a
riavvolgimento
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla
classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a
riavvolgimento
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad
uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvolto
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un motore
funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE2
1. L’efficienza energetica: una leva per la competitività delle imprese italiane

Indici
8
Tabella 3.8
Tabella 3.9
Tabella 3.10
Tabella 3.11
Tabella 3.12
Tabella 3.13
Tabella 3.14
Tabella 3.15
Tabella 3.16
Tabella 3.17
Tabella 3.18
Tabella 3.19
Tabella 3.20
Tabella 3.21
Tabella 3.22
Tabella 3.23
Tabella 3.24
Tabella 3.25
Tabella 3.26
Tabella 3.27
Tabella 3.28
Tabella 3.29
Tabella 3.30
Tabella 3.31
Tabella 3.32
Tabella 3.33
71
72
72
72
73
74
74
74
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80
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84
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85
86
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un motore
funzionante ad efficienza standard con uno appartenente alla classe di efficienza IE3
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore
appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard
sottoposto a riavvolgimento
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore
appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard
sottoposto a riavvolgimento
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un motore di
classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa
essere riavvolto
Grado di applicabilità dell’inverter sul motore elettrico e percentuale di risparmio
energetico ottenibile
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter su una pompa azionata
da un motore di efficienza standard
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter ad un compressore
azionato da un motore di efficienza standard
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un inverter ad
una pompa azionata da un motore di efficienza standard
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un inverter ad
un compressore azionato da un motore di efficienza standard
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un UPS ad efficienza standard
(funzionante) con uno ad alta efficienza
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto
a uno ad efficienza standard
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dalla sostituzione di un UPS ad
efficienza standard (funzionante) con uno ad alta efficienza
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un UPS ad alta
efficienza rispetto a uno ad efficienza standard
Corrispettivitariffarienergiareattiva(c€/kvarh)perl’anno2012(Fonte:EnelDistribuzione)
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso
di cosφ iniziale pari a 0,75)
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso
di cosφ iniziale pari a 0,85)
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un sistema di
rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato derivante dall’installazione di un sistema di
rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)
Lista di possibili interventi su un impianto di aria compressa (Fonte: Rielaborazione da
Compressed air systems in the European Union, FraunhoferInstitute - 2001)
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un
sistema ad aria compressa
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di riduzione delle
perdite di aria in un sistema ad aria compressa
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore
in un sistema ad aria compressa
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di recupero di calore
dal compressore in un sistema ad aria compressa
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo
all’interno di un sistema ad aria compressa
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di adozione di serbatoi
d’accumulo all’interno di un sistema ad aria compressa
Lista di possibili interventi su un impianto di refrigerazione industriale (Fonte:
Rielaborazione da ENEA)

9
Indici
Tabella 3.34
Tabella 3.35
Tabella 3.36
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Tabella 3.38
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Tabella 3.40
Tabella 3.41
Tabella 3.42
Tabella 3.43
Tabella 3.44
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Tabella 3.47
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Tabella 3.50
Tabella 3.51
Tabella 3.52
Tabella 3.53
Tabella 3.54
Tabella 3.55
Tabella 3.56
Tabella 3.57
Tabella 3.58
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90
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100
100
102
102
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di installazione della strumentazione
necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazione
Costo medio (€/kWh) del kWh risparmiato associato all’intervento di installazione della
strumentazione necessaria per il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema
di refrigerazione
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti
con bruciatori auto-recuperativi
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non
funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
Costo medio (€/kWh) del kWh termico risparmiato associato alla sostituzione di
bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti
con bruciatori rigenerativi
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non
funzionanti con bruciatori rigenerativi
bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori rigenerativi
bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori rigenerativi
Vantaggi e svantaggi delle principali tipologie di impianti motore utilizzati a fini
cogenerativi
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in
cui il motore primo è una turbina a vapore
Costo medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto derivante dall’installazione di un
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore
Costo medio (€/kWh) del kWh termico prodotto derivante dall’installazione di un
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a vapore (calcolato
secondo la “valorizzazione termica”)
cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo
la “valorizzazione termica”)
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione a
ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione a ciclo combinatoin cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas
impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore primo è una turbina a gas
(calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
cui il motore primo è un motore a combustione interna
impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna

Indici
10
Tabella 3.59
Tabella 3.60
Tabella 3.61
Tabella 3.62
Tabella 3.63
Tabella 3.64
Tabella 3.65
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Tabella 3.68
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Tabella 3.70
Tabella 3.71
Tabella 4.1
Tabella 4.2
Tabella 4.3
Tabella 4.4
Tabella 4.5
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Tabella 4.7
Tabella 4.8
Tabella 4.9
Tabella 4.10
Tabella 4.11
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103
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104
104
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121
121
(calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Confronto del Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto
di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una
microturbina a gas
Confronto del costo medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto associato all’installazione
di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna
e una microturbina a gas
Confronto del costo del kWh termico prodotto associato all’installazione di un impianto
di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una
microturbina a gas
Confronto del costo medio (€/kWh) del kWh elettrico prodotto associato all’installazione
di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore a combustione interna
e una microturbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Principali caratteristiche delle tecnologie meno diffuse per la microcogenerazione
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di recupero termico
tramite tecnologia ORC
impianto di recupero termico tramite tecnologia ORC
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di
sostituzione di una tecnologia “standard” funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di
Pay-Back (anni)
una tecnologia “standard” funzionante, attraverso il calcolo del costo medio (€/kWh) del
kWh risparmiato o prodotto
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una
tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)
una tecnologia “standard” non funzionante, attraverso il calcolo del costo medio (€/kWh)
del kWh risparmiato o prodotto
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza
di classe IE3
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza
di classe IE2
Ripartizione per classe di efficienza del parco attuale di motori elettrici e delle nuove
installazioni
Potenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di motori elettrici
ad alta efficienza
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di inverter su motori elettrici
Potenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di inverter su motori
elettrici
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di UPS ad alta efficienza
Potenziale di risparmio realizzato dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di UPS ad alta
efficienza
Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi ad aria compressa.
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi ad
aria compressa.
Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi di refrigerazione

11
Tabella 4.12
Tabella 4.13
Tabella 4.14
Tabella 4.15
Tabella 4.16
Tabella 4.17
Tabella 4.18
Tabella 4.19
Tabella 4.20
Tabella 4.21
Tabella 4.22
Tabella 4.23
Tabella 4.24
Tabella 4.25
Tabella 4.26
Tabella 4.27
Tabella 5.1
Tabella 5.2
Tabella 5.3
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122
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123
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124
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Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi di
refrigerazione.
Potenziale teorico di risparmio derivante dalla cogenerazione
Potenzialedirisparmiorealizzabiledal2013al2020grazieall’adozionedellacogenerazione
Potenziale teorico di produzione derivante dalla tecnologia ORC
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della tecnologia
ORC
Potenziale teorico di produzione derivante dal fotovoltaico
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del fotovoltaico
Potenziale teorico di produzione derivante dal mini-eolico
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del mini-eolico
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in TWh)
associato alle diverse soluzioni per efficienza energetica in impresa
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in Mtep )
associato alle diverse soluzioni per efficienza energetica in impresa
EBITDA Margin dei principali settori industriali in Italia (Fonte: elaborazione su dati
ISTAT, MiSE)
Profilo di un’azienda-tipo appartenente al settore della carta
Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione di motori ad alta efficienza
di classe IE2 in imprese “tipo” appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte:
elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)
Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione della tecnologia ORC in
imprese “tipo” appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su
dati ISTAT, MiSE, AIDA)
Incidenza della bolletta energetica e del costo del lavoro sul fatturato nei diversi settori
industriali (Fonte: elaborazione su dati ISTAT e MiSE)
Principali caratteristiche del campione di indagine utilizzato per la survey
Possibili approcci alla misura e al controllo dei consumi energetici
Principali driver decisionali che motivano gli investimenti di efficientamento energetico
Indici

13
Box 2.1
Box 2.2
Box 2.3
Box 2.4
Box 2.5
Box 2.6
Box 2.7
Box 2.8
Box 2.9
Box 2.10
Box 2.11
Box 2.12
Box 2.13
Box 3.1
Box 3.2
Box 4.1
Box 4.2
Box 5.1
Box 5.2
Box 5.3
Box 5.4
33
35
36
38
39
40
41
48
50
52
52
56
59
88
96
125
135
141
152
153
153
Indice dei box
La Direttiva 2006/32/CE
I criteri minimi per gli audit energetici presso le imprese
L’indagine sulle barriere all’adozione delle soluzione di efficientamento energetico nelle
imprese italiane
I Sistemi per la Gestione dell’Energia prima della norma ISO 50001
Le “prescrizioni” della ISO 50001
L’implementazione della ISO 50001: il caso Arneg
Esempi di supporto alla certificazione ISO 50001 per le PMI
La detrazione fiscale per motori elettrici e inverter
Esempi di bandi locali di supporto all’efficienza energetica nell’industria
Esempio di intervento di risparmio energetico valutabile con il metodo standardizzato
Il calcolo del Risparmio Netto Integrale ed il coefficiente di durabilità
Il concetto di addizionalità nei progetti a consuntivo
La strategia energetica nazionale in sintesi
Il ciclo frigorifero ad assorbimento
Ripartizione dei costi di un impianto di cogenerazione tra produzione elettrica e termica
Il Progetto H-REII
Simulazione di investimento in efficienza energetica ed impatto sulla redditività
Il campione di indagine
Il caso Tholos
Le iniziative delle banche italiane per l’efficienza energetica
Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI

15
Introduzione
Come è noto, le imprese italiane scontano un im-
portante deficit di competitività sui mercati interna-
zionali dovuto al prezzo a cui acquistano l’energia,
che è mediamente di oltre il 25% superiore rispetto
alla media europea. Ciò è dovuto in primo luogo al
mix energetico del nostro Paese, che si caratterizza
per una dipendenza dall’estero superiore all’80%,
cui corrisponde una bolletta energetica di oltre 60
mld € all’anno.
Nonostante sino ad oggi sia stata messa in secondo
piano nel dibattito pubblico e politico, a vantaggio
delle tecnologie per la produzione di energia da fon-
ti rinnovabili, l’efficienza energetica rappresenta un
fondamentale strumento per affrontare e risolvere
questo problema. Tale potenziale è stato recepito
anche dalla recente bozza della Strategia Energetica
Nazionale (SEN), che ha indicato l’efficienza ener-
getica come primo obiettivo strategico per il Paese.
Oltre ad essere un tema “caldo” nel dibattito politico
(in un periodo di attesa per l’emanazione delle li-
nee guida sul funzionamento dei Certificati Bianchi
dopo il 2012 e del cosiddetto Conto Energia Ter-
mico, oltre che di dibattito sulla bozza della SEN),
gli operatori energetici stanno dedicando crescente
attenzione all’efficienza energetica come opportuni-
tà di business, mettendo a punto prodotti, servizi e
proposte commerciali sempre più innovativi.
In questo contesto, la seconda edizione dell’Energy
Efficiency Report, che si basa su oltre 150 intervi-
ste ad operatori ed esperti del settore, intende for-
nire gli elementi necessari a supportare il dibattito
pubblico e ad orientare le scelte degli operatori di
mercato sul tema dell’efficienza energetica in ambi-
to industriale. In particolare, lo studio: (i) analizza
l’impatto dei sistemi di regolazione ed incentivazio-
ne attualmente in essere ed in fase di definizione sul
mercato e la filiera dell’efficienza in ambito indu-
striale; (ii) fornisce una stima della fattibilità eco-
nomica e del potenziale di mercato delle principali
soluzioni per l’efficienza energetica nei processi pro-
duttivi; (iii) identifica le più importanti leve su cui
agire per favorire una più capillare diffusione delle
soluzioni per l’efficienza energetica in impresa, con
particolare riferimento al ruolo delle ESCo, dell’e-
nergy manager e degli istituti di credito.
Come sempre, la ricerca è stata resa possibile dal
supporto delle imprese partner e sponsor, cui va un
particolare ringraziamento per l’interesse che da più
anni mostrano verso le nostre attività. Il continuo
confronto con loro e con molti altri operatori di
mercato è alla base delle analisi e delle interpreta-
zioni presentate nell’Energy Efficiency Report 2012.
Un ultimo cenno alle attività future dell’Energy &
Strategy Group. Nel corso del 2013 verrà pubblicata
la quinta edizione del Solar Energy Report e la terza
dell’Energy Efficiency Report, che offrirà da un lato
un aggiornamento sugli sviluppi tecnologici, norma-
tivi e di mercato più recenti nell’ambito dell’efficien-
za energetica negli edifici e nei processi industriali,
dall’altro proporrà un focus sulla Pubblica Ammini-
strazione. Verrà inoltre pubblicata la seconda edizio-
ne dello Smart Grid Report, con un focus particolare
sui temi dello storage e della mobilità elettrica, mentre
alle bioenergie ed alla produzione elettrica da fonte
eolica sarà dedicato un nuovo Osservatorio sulle rin-
novabili elettriche non fotovoltaiche. Verranno infine
attivati due nuovi filoni di ricerca, che riguarderanno
il tema della circular economy e dello sfruttamento
delle materie prime seconde, e delle tecnologie per la
sostenibilità ambientale in impresa.
Umberto Bertelè
Presidente School of Management
Vittorio Chiesa
Direttore Energy & Strategy Group

17
Executive Summary
La seconda edizione dell’Energy Efficiency Report
affronta il tema – indubbiamente più “complesso”
di quello oggetto del Rapporto dello scorso anno –
dell’efficienza energetica nei processi industriali.
Più complesso perché sono diverse e più trasversali
(dai motori agli inverter fino agli impianti di coge-
nerazione) le tecnologie alla base degli interventi di
efficientamento, perché più articolato è il sistema
delle imprese nel nostro Paese, caratterizzato
come noto da una forte presenza di PMI, e perché
più numerosi sono gli attori in gioco (fornitori di
tecnologie, ESCo, energy manager, EGE, …); ma
allo stesso tempo anche un indispensabile comple-
tamento dell’analisi condotta dall’Energy & Strategy
Group in merito alle potenzialità che il nostro Paese
ha con riferimento all’efficientamento energetico.
Un’analisi che appare in questo momento anco-
ra più di attualità se si considera che la Strategia
Energetica Nazionale recentemente predisposta
dal Governo – e attualmente sottoposta a consul-
tazione pubblica – pone l’efficienza energetica al
primo posto fra le priorità di intervento, accredi-
tandole circa 60 (33%) dei 180 miliardi di inve-
stimenti complessivi e 8 (57%) dei 14 miliari di
risparmio da conseguire sulla “bolletta energetica”
dell’Italia da qui al 2020.
Il punto di partenza del lavoro – come ormai do-
vrebbe essere familiare al lettore – è la ricognizione
dello stato dell’arte della tecnologia e la sua “in-
terpretazione” economica. Per ognuna delle possi-
bili soluzioni di efficientamento energetico – inteso
nell’accezione sia di riduzione dei consumi ener-
getici che di riduzione, attraverso la produzione in
loco, della dipendenza dall’approvvigionamento di
energia elettrica o del combustibile impiegato per
gli usi termici – si è calcolato il costo medio ne-
cessario per risparmiare (o produrre) un singo-
lo kWh elettrico o termico considerando l’intera
vita utile di ciascuna tecnologia e lo si è comparato
con il costo evitato dell’approvvigionamento da fon-
ti tradizionali. Queste valutazioni economiche sono
state condotte, inoltre, considerando sia il caso di
sostituzione “obbligata” a fine vita della tecnologia
precedentemente adottata con una più efficiente – e
quindi per la quale l’investimento da considerarsi è
solo quello “differenziale” per avere a disposizione
una tecnologia più efficiente – sia il caso di sosti-
tuzione “volontaria” di una tecnologia ancora
funzionante. Così facendo, la nostra analisi ci ha
permesso di simulare due momenti decisionali
differenti, ma ugualmente importanti per la dif-
fusione delle soluzioni di efficienza energetica in
ambito industriale. Da un lato, il caso in cui si vuo-
le capire se conviene intervenire per migliorare le
prestazioni energetiche di una soluzione esistente e
funzionante, dall’altro quello in cui si desidera com-
prendere se orientarsi, in sede di sostituzione a fine
vita di una soluzione, verso un’analoga tecnologia
tradizionale (normalmente meno costosa), piutto-
sto che verso una soluzione più efficiente, ma che
comporta un investimento maggiore.
Il quadro che ne esce – rimandando al testo inte-
grale del Rapporto per gli indispensabili dettagli – è
decisamente interessante. Se si guarda alla conve-
nienza “assoluta”, ovvero alla differenza fra il co-
sto del kWh risparmiato con un intervento di effi-
cientamento e quello di acquisto dello stesso kWh
da fonte tradizionale, quasi tutte le tecnologie per
l’efficientamento energetico (inverter, rifasamento
dei carichi elettrici ed interventi sul sistema ad aria
compressa, UPS ad alta efficienza, tecnologie di ac-
cumulo nel sistema ad aria compressa, sistemi per il
controllo dinamico della pressione in un impianto
di refrigerazione, cogenerazione con turbina a gas
o motore a combustione interna, sistemi di combu-
stione efficienti) appaiono essere economicamente
sostenibili, in tutte le situazioni e anche in assen-
za di sistemi di incentivazione. Solo i motori elet-
trici ad alta efficienza ed i sistemi ORC paiono mo-
strare ancora qualche problema di sostenibilità, ma
con un trend di riduzione dei costi della tecnologia
che lascia indubbiamente ben sperare per il futuro
anche prossimo di queste applicazioni. Il tempo di
rientro dell’investimento, tuttavia, appare essere
ancora in media piuttosto elevato – tra 3 e 7 anni
– se comparato con le soglie massime di “accetta-

18
Executive Summary
bilità” tipicamente fissate dalle imprese per que-
sto tipo di investimenti, forse un po’ troppo pru-
dentemente definite nell’attorno di 2 o 3 anni.
Un quadro che – con l’unico “neo” (si vedrà poi
quanto rilevante) del tempo di rientro dell’inve-
stimento – sembra quindi particolarmente “posi-
tivo” e che potrebbe trarre giovamento dalla par-
ticolare situazione di “arretratezza” del sistema
industriale del nostro Paese in tema di efficienta-
mento energetico.
L’industria ha un peso comunque importante,
anche se in decrescita negli ultimi anni per effetto
della sfavorevole congiuntura economica, sui con-
sumi energetici finali nazionali. In particolare, il
peso è passato dal 28% del 2005 (cui corrispon-
deva un consumo di 41 Mtep, su un totale di 145,2
Mtep) al 23% nel 2010 (corrispondente ad un con-
sumo di 32 Mtep, su un totale di 137,5 Mtep). Se si
utilizza come indicatore di efficienza il rapporto
tra consumi energetici e produzione nei diversi
settori industriali – in particolare nell’alimenta-
re, cartario, chimico, metallurgico, tessile, vetra-
rio, meccanico e dei prodotti dell’edilizia, su cui si
è concentrato il Rapporto e che comunque sono
altamente rappresentativi del totale dei consumi
energetici industriali in Italia – la nostra anali-
si rileva come, soprattutto negli ultimi anni, la
maggior parte dei settori (metallurgia, vetreria,
meccanica e prodotti per l’edilizia, ovvero pari
a circa il 60% del totale dei consumi) abbia peg-
giorato il proprio livello di efficienza energeti-
ca, ossia registrato una contrazione dei consumi
energetici meno che proporzionale rispetto al calo
(legato inevitabilmente alla crisi economica) della
produzione. Se a ciò si aggiunge che in tre setto-
ri sui quattro citati sopra, l’incidenza della spe-
sa energetica – come risulta dalle nostre analisi
estensive dei bilanci aziendali – è misurabile oggi
in più di 6 punti percentuali rispetto al fatturato,
ci si rende conto di quanto spazio ci sia per inter-
venti di efficientamento. Sommando i risparmi
elettrici “teorici” conseguibili a seguito dell’ado-
zione delle sopraccitate tecnologie (comprensivi
anche della produzione da fonti rinnovabili), la
riduzione potenziale dei consumi energetici da
qui al 2020 è pari a 64 TWh, ossia quasi la metà
del fabbisogno attuale (con riferimento alla parte
elettrica) ascrivibile al settore industriale.
Rispetto al potenziale teorico, l’obiettivo che il no-
stro studio ritiene invece sia plausibile raggiunge-
re in Italia da qui al 2020 è nell’ordine di 16 TWh,
ossia soltanto un quarto di quanto teoricamente a
disposizione.
Le ragioni sono fondamentalmente due ed ovvia-
mente interrelate fra loro: (i) il quadro normativo
che nel nostro Paese sconta un “ritardo” signifi-
cativo rispetto ad esempio al benchmark europeo;
(ii) una vera “cultura” dell’efficienza energetica
– negli operatori industriali, ma anche nelle ban-
che e negli istituti di credito – ancora assai poco
diffusa.
L’11 settembre del 2012 si è chiuso l’iter legislativo
relativo all’approvazione in prima lettura da parte
del Parlamento Europeo della “nuova” Direttiva
europea in materia di efficienza energetica, de-
stinata a sostituire l’ormai famosa – e relativamente
recente – Direttiva 2006/32/CE. La “nuova” Diret-
tiva – esplicitamente riconoscendo il ruolo “stra-
tegico” dell’efficientamento nei settori industriali
per il raggiungimento degli obiettivi europei ed allo
stesso tempo prendendo atto delle maggiori difficoltà
(entità dell’investimento, ottica di lungo termine dei
ritorni ad esso associati, errata percezione da parte
degli operatori industriali dell’efficienza energetica
come obiettivo “marginale” nel proprio business) che
questo incontra – prevede misure specifiche per l’ef-
ficientamento energetico nell’industria, imponen-
do alle grandi imprese di sottoporsi ad audit ener-
getici almeno ogni quattro anni e “incoraggiando”
a fare lo stesso anche per le PMI. Si prevede poi un
“sistema informativo” che possa coinvolgere tutti gli
attori del processo: (i) elenchi pubblici (o sistemi
analoghi di informazione e trasparenza) di forni-
tori di servizi energetici “qualificati”, secondo re-
gimi di certificazione e/o accreditamento e/o regimi
equivalenti di qualificazione, che dovrebbero entrare
in vigore auspicabilmente entro l’1 gennaio 2015; (ii)
diffusione di informazioni alle banche e alle altre
istituzioni finanziarie sugli strumenti di finanzia-
mento delle misure di miglioramento dell’efficienza
energetica;(iii) creazione di un meccanismo indi-
pendente per garantire il trattamento efficiente dei
reclami e la risoluzione stragiudiziale delle contro-
versie nate in relazione a contratti relativi ai servizi
energetici.
Tra il 2009 e il 2011 il sistema delle norme ISO e
UNI ha fatto passi in avanti estremamente signi-
ficativi, definendo – con la ISO 50001 del 2011, la
UNI CEI 11352:2010 e la UNI CEI 11339:2009 – i
requisiti cui dovrebbero sottostare tre attori fon-
damentali della filiera dell’efficienza, soprattutto
in ambito industriale, ovvero le imprese “utilizza-

Executive Summary
19www.energystrategy.it
trici di energia”, le ESCo ed i professionisti nella
“gestione dell’energia” (EGE).
NelfrattempoperòinItaliailrecepimentodellagià
citata Direttiva 32/2006/CE sull’efficienza energe-
tica è avvenuto con due anni di ritardo con il D.lgs.
115/08ed in una “versione” depotenziata, senza mec-
canismi di qualificazione prescrittivi e con il fondo
rotativo di finanziamento degli interventi(Fondo
Rotativo “Kyoto” previsto dalla Finanziaria 2007)
che è divenuto effettivamente operativo soltanto
nel 2012. Solo un “manipolo” di operatori industriali
si è certificato ISO 50001, cui si affiancano 27 ESCo
(l’1,2% del totale di quelle accreditate presso l’AEEG)
certificate UNI CEI 11352:2010 e 30 (!) professionisti
in “gestione dell’energia”.
Anche sul fronte dei TEE – dove pure non sono
mancati segnali positivi legati alla riduzione della
soglia minima per la presentazione dei progetti e
la introduzione, più volte chiesta a gran voce dal
mercato, del coefficiente di durabilità “τ” che tiene
conto della vita tecnica attesa degli interventi – ri-
mane come una “spada di Damocle” sui progetti
di investimento in corso di valutazione l’incer-
tezza sul futuro del meccanismo a partire dal 1
gennaio 2013. Qualche speranza giunge in questo
senso dalla Strategia Energetica Nazionale che ri-
badisce il ruolo e l’importanza dei TEE, ma che è
purtroppo ancora lontana dall’essere tradotta in mi-
sure operative.
E pensare che basterebbe concentrare gli sforzi
sulle tecnologie a maggior potenziale per otte-
nere risultati molto significativi. Se si riuscisse ad
esempio ad incrementare del 10% – con un sistema
di stimoli ad hoc e proporzionato alla rilevanza della
tecnologia – il grado di penetrazione sul mercato
dei sistemi di cogenerazionesi potrebbero rispar-
miare ulteriori 2 TWh, +12,5% rispetto alle nostre
previsioni (a condizioni “fissate”) per il 2020.
Altro presupposto indispensabile affinché il po-
tenziale di mercato si trasformi in reali investimenti
in efficientamento energetico da parte delle imprese
è che si diffonda all’interno del sistema industria-
le del nostro Paese la “cultura” – intesa come con-
sapevolezza del problema della gestione dell’energia
e conoscenza degli strumenti più idonei ad affron-
tarlo – dell’efficienza energetica.
Il quadro che esce dalla nostra indagine – che ha
coinvolto oltre 100 imprese, fra PMI e grandi ope-
ratori, sia in settori energivori che non – con riferi-
mento a questo tema è invece piuttosto desolante.
Poco meno del 17% delle imprese – se si escludono
ovviamente quelle obbligate dalla Legge 10/91 per-
ché aventi consumi annui superiori ai 10.000 tep –
dispone di un energy manager.
Solo il 22% delle imprese adotta un approccio
strutturato alla “gestione dell’energia”, contro un
69% di operatori che adotta invece ancora oggi
approcci piuttosto “rudimentali” di misura e con-
trollo dei consumi energetici, e quasi il 15% che
addirittura non ha attivato nemmeno questi.
Nel 90% dei casi il driver decisionale primario
che ha guidato gli investimenti di efficientamento
energetico è legato all’obsolescenza o all’efficien-
tamento produttivo, ossia non ha quasi nulla a che
vedere con la ricerca specifica di un risparmio nei
consumi e/o nei costi energetici. E’ evidente, infatti,
che se si sostituisce un impianto ormai completa-
mente “ammortizzato”, magari acquistato oltre dieci
anni fa, con un nuovo impianto si ottiene anche un
risparmio energetico, perché nel frattempo il pro-
gresso tecnologico associato a questo tipo di im-
pianti ne ha comunque incrementato l’efficienza e
quindi (a parità di output) ne ha ridotto i consumi.
Di contro, solo nel 10% dei casi la riduzione dei
consumi energetici, ossia l’essenza stessa dell’effi-
cientamento, è stata il driver primario di scelta.
Nel 71% dei casi i progetti di investimento si sono
scontrati con “barriere” di natura economica e
più precisamente con tempi di ritorno giudicati
inizialmente troppo lunghi (anche a causa dell’in-
certezza normativa che contraddistingue il settore),
cui si sono affiancati nel 40% dei casi anche proble-
mi legati al reperimento delle risorse finanziarie
necessarie. Gli operatori qui “puntano il dito” in
particolare contro le banche italiane, che al mo-
mento si rivelano essere piuttosto riluttanti rispetto
al finanziamento degli interventi di efficienza ener-
getica, sia quando essi sono direttamente realizzati
dalle imprese sia quando lo sono in “cordata” con le
ESCo. Il problema non è di facile soluzione, tutta-
via, in quanto – se ci si mette nella prospettiva del
finanziatore – il rischio relativo ad esempio al per-
durare dei meccanismi di incentivazione si abbatte
sulla capacità di costruire piani di rientro sufficien-
temente “garantiti”.
Solo due fattori paiono addolcire un poco il qua-
dro: il 64% delle imprese del campione conosce le
ESCo ed ha valutato o sta valutando l’opportunità
di usufruire dei loro servizi, anche se ancora il 40%

20
Executive Summary
di queste imprese indica come unica funzione della
ESCo l’espletamento dell’iter burocratico di otteni-
mento dei TEE (e la eventuale successiva gestione),
mentre solo il restante 24% le reputa un interlocutore
potenzialmente interessante per competenze tecni-
che e capacità finanziarie al fine di realizzare inter-
venti di efficienza energetica; lo “sblocco” del Fondo
Centrale di Garanzia per le PMI agli interventi di
efficienza energetica può permettere di incrementa-
re, per lo meno sulla carta, il merito di credito delle
ESCo italiane nei confronti delle banche.
Non è chiaro – e si lascia qui al lettore di inter-
pretare i dati contenuti nel Rapporto – se questi
fattori, assieme all’enfasi, da cui si è partiti in que-
sto summary, che all’efficienza energetica viene
data nella Strategia Energetica Nazionale, possano
rappresentare i primi segnali di una “inversione di
rotta” in positivo del nostro Paese, oppure siano
l’ennesimo esempio di “distonia” del quadro com-
plessivo di cui abbiamo dato ampie prove nel pas-
sato recente un po’ su tutti i pillar del Pacchetto
20-20-20.
Davide Chiaroni
Responsabile della Ricerca
Simone Franzò
Project Manager
Federico Frattini
Responsabile della Ricerca

1.
L’EFFICIENZA ENERGETICA:
UNA LEVA PER LA COMPETITIVITÀ
DELLE IMPRESE ITALIANE

23
1. L’EFFICIENZA ENERGETICA:
UNA LEVA PER LA COMPETITIVITÀ DELLE IMPRESE ITALIANE
L
a seconda edizione dell’Energy Efficiency
Report affronta il tema dell’efficienza ener-
getica nei processi industriali, ambito che ha
un’importanza paragonabile a quella del comparto
degli edifici, che è stato oggetto della prima edizio-
ne di questo studio.1
Essa ha evidenziato le enormi
opportunità di risparmio energetico esistenti negli
edifici, in primo luogo quelli residenziali, che posso-
no contribuire in maniera decisiva al raggiungimen-
to degli obiettivi nazionali di riduzione dei consumi
finali di energia fissati dal PAEE 2011, che, in conti-
nuità con il precedente PAEE 2007, ha aggiornato gli
obiettivi precedentemente previsti al 2016 ed esteso
l’orizzonte temporale di riferimento al 2020.
Adottando un approccio analogo a quello seguito
nella prima edizione del Rapporto, in questo docu-
mento si analizzano nello specifico le soluzioni per
l’efficienza energetica applicabili in ambito indu-
striale, che è responsabile di una parte importante,
nell’ordine del 25%, dei consumi energetici nazio-
nali. Il PAEE 2011 attribuisce al settore industria-
le una quota importante, circa il 16%, dei risparmi
energetici attesi a livello nazionale al 2016 ed al
2020. Il focus del presente studio si giustifica anche
per il fatto che la filiera dell’efficienza energetica in
ambito industriale è caratterizzata da una maggiore
complessità rispetto ad altri comparti. Ciò è dovu-
to innanzitutto all’eterogeneità delle tecnologie che
possono essere alla base degli interventi di efficien-
za energetica, alle specificità e forte eterogeneità che
caratterizzano le imprese industriali, molte delle
quali di piccole e medie dimensioni. Infine, biso-
gna considerare la molteplicità degli attori coinvolti
nella filiera, quali ad esempio Energy Manager ed
Esperti in Gestione dell’Energia, che si affiancano
agli altri operatori della filiera quali ESCo ed istituti
di credito rendendo vieppiù frammentato ed artico-
lato il network delle relazioni.
Il ruolo dell’efficienza energetica nella politica
energetica nazionale
Come è ben noto, il tema dell’efficienza energetica,
tanto nel settore industriale quanto in altri ambi-
ti, ha assunto una grande importanza nella politica
energetica italiana ed in quella internazionale. Ciò
è dovuto innanzitutto alla crescente domanda di
energia a livello globale che, in base alle recentis-
sime stime elaborate dall’IEA2
, dovrebbe attestarsi
intorno al 30% tra il 2010 ed il 2035. Questa cre-
scita del fabbisogno energetico verrebbe soddisfatta,
in massima parte, attraverso il ricorso ai combustibili
fossili, che oggi sono responsabili dell’81% del fab-
bisogno mondiale, e che rimarranno preponderanti
anche negli anni a venire (l’IEA stessa stima che al
2035 il contributo delle fonti fossili sarà pari al 75%
del fabbisogno globale). Ciò ovviamente porta con
sé, da un lato, importanti impatti negativi in termini
di inquinamento, dall’altro esaspera il problema della
dipendenza energetica, in primis dei Paesi europei (a
questo proposito SI VEDA FIGURA 1.1), tra cui l’Italia si
colloca – è quanto mai il caso di dire purtroppo – ai
primi posti per mancanza di autonomia energetica.
Focalizzando l’attenzione sul nostro Paese, si nota
come esso sconti una fortissima dipendenza energeti-
ca (in termini di importazioni energetiche “nette” sul
consumo interno lordo), che al 2010 supera l’80%, va-
lore notevolmente maggiore della media europea (pari
a circa il 50%) e dei principali player continentali, ad
eccezione della Spagna, che si pone leggermente al di
sotto della soglia dell’80%. A parziale consolazione dei
dati esaminati, se si osserva l’andamento del livello di
dipendenza energetica nell’ultimo decennio, si nota
come l’Italia abbia fatto segnare una leggera riduzione
(-2,8%), anche se indubbiamente legata alla posizione
di partenza molto svantaggiata.
Il problema della forte dipendenza energetica,
cui si lega quello della sicurezza dell’approvvigio-
namento, ha posto recentemente il tema dell’effi-
cienza energetica al centro del dibattito politico
ed istituzionale in Italia. Nonostante sino ad oggi
sia stata messa in secondo piano nel dibattito pub-
blico e politico, a vantaggio delle tecnologie per la
produzione di energia da fonti rinnovabili, l’efficien-
za energetica rappresenta infatti un fondamentale
strumento per affrontare e risolvere questo tipo di
problemi. La recente bozza della Strategia Energe-
1
Cfr. Energy Efficiency Report 2011
2
Fonte: World Energy Outlook 2012

24
tica Nazionale (SEN) sembra andare in questa dire-
zione, indicando l’efficienza energetica come primo
obiettivo strategico per il Paese ed inoltre sottoline-
ando il nesso fra energia e competitività. Le azio-
ni in essa proposte puntano al raggiungimento di
4 macro-obiettivi: (i) la competitività nei settori a
più elevata incidenza di consumi elettrici e di gas,
al fine di ridurre il differenziale di costo dell’ener-
gia che oggi esiste fra i consumatori finali e le im-
prese; (ii) il rispetto verso l’ambiente non, tuttavia,
a discapito della qualità del servizio di fornitura
dell’energia, con lo scopo di preservare le risorse at-
tualmente utilizzate per raggiungere e superare gli
obiettivi ambientali definiti nel Pacchetto 20-20-20;
(iii) la sicurezza di approvvigionamento delle fonti
energetiche, in modo tale da poter ridurre signifi-
cativamente la dipendenza estera che da anni gra-
va sul Paese, in particolar modo per il settore del
gas; (iv) la crescita economica sostenibile, favoren-
do importanti investimenti nel settore energetico e
nell’indotto, per il rilancio della ricerca e dell’inno-
vazione nel settore.
L’importanza dell’efficienza energetica nei pro-
cessi industriali
Oltre ad essere un tema caldo nel dibattito politico,
il che è testimoniato, oltre che dalla sopraccitata
Figura 1.1
Figura 1.2
Dipendenza energetica dei Paesi UE-27 registrata nel 2010 [Fonte:Eurostat]
Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 20 GWh/anno,
registrato a Maggio 2012 [Fonte www.energy.eu]
0%
60%
20%
40%
80%
100%
Estonia
Lettonia
Germania
P.Bassi
Croazia
Turchia
Rep.Ceca
Francia
Slovacchia
Svezia
Svizzera
Spagna
Lituania
Romania
Finlandia
Austria
Polonia
EU27
Portogallo
U.K.
Slovenia
Grecia
Bulgaria
Ungheria
Belgio
Italia
Irlanda
Lussemburgo
0
€/kWh
0,08
0,04
0,12
0,16
Bulgaria
Grecia
Ungheria
Estonia
Spagna
Germania
Romania
Irlanda
Lettonia
Francia
Belgio
Austria
Italia
Lussemburgo
Slovenia
Danimarca
Svezia
Polonia
Rep.Ceca
Finlandia
P.Bassi
Lituania
Portogallo
U.K.
Slovacchia
Cipro
Malta

25
bozza in consultazione della nuova Strategia Ener-
getica Nazionale, anche dall’attesa degli operatori
per l’emanazione delle linee guida sul funziona-
mento dei Certificati Bianchi dopo il 2012 e del
cosiddetto Conto Energia Termico, gli operatori
attivi nella filiera dell’efficienza energetica stanno
rivolgendo ad essa crescente attenzione come op-
portunità di business, mettendo a punto prodotti,
servizi e proposte commerciali sempre più innova-
tivi. Questo nel tentativo di favorire l’adozione di
soluzioni per l’efficienza energetica nelle imprese
industriali, che scontano oggi un importante de-
ficit di competitività sui mercati internazionali
dovuto al prezzo a cui acquistano energia, che
è mediamente di oltre il 25% superiore rispetto
alla media europea. Considerando in particolare
l’energia elettrica, che insieme al gas naturale rap-
presenta il vettore energetico maggiormente uti-
lizzato nei diversi settori industriali (con un peso
che va dal14% al 49% in termini “energetici” e dal
39% al 68% in termini “monetari”), le FIGURE 1.2
e 1.3 mostrano in maniera netta l’importante gap
di prezzo che grava sulle imprese italiane rispet-
to ai principali competitor europei, distinguendo
il caso di un’impresa con un importante e con un
medio consumo annuo.
Figura 1.3
Figura 1.4
Prezzo dell’energia elettrica per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 2 GWh/anno,
registrato a Maggio 2012 [Fonte www.energy.eu]
Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 10 GWh/anno,
registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]
0
€/kWh
0,08
0,04
0,12
0,16 Bulgaria
Slovenia
Spagna
Finlandia
P.Bassi
Lituania
Estonia
Ungheria
Danimarca
Svezia
U.K.
Slovacchia
Italia
Romania
Polonia
Belgio
Francia
Lettonia
Germania
Lussemburgo
Irlanda
R.Ceca
Grecia
Portogallo
Austria
Cipro
Malta
0
0,06
0,02
0,04
0,08
0,10
Romania
Belgio
Irlanda
Spagna
Portogallo
Slovenia
Estonia
P.Bassi
Finlandia
Rep.Ceca
Lituania
Svezia
U.K.
Polonia
Austria
Lettonia
Slovacchia
Germania
Bulgaria
Ungheria
Lussemburgo
Italia
Francia
Danimarca
€/kWh

26
È evidente come l��o “spread” tra il prezzo dell’ener-
gia elettrica pagato da un’ utenza industriale italiana
rispetto ad una tedesca è pari mediamente a circa il
20%, gap ancora più ampio se si considerano come
riferimento altri fra i principali Paesi europei. La si-
tuazione appare più equilibrata con riferimento al
gas naturale, come mostrano le FIGURE 1.4 e 1.5, seb-
bene i piccoli consumatori risultino maggiormente
penalizzati.
Per comprendere in che misura questo extra-prezzo
che le imprese industriali italiane sono chiamate a
sostenere per approvvigionarsi di energia pesi sulla
loro competitività, è possibile innanzitutto conside-
rare il peso della “bolletta energetica” sul fatturato
di queste ultime. Come mostra la TABELLA 1.1, che
si riferisce all’anno 2010, questo indicatore assume
dei valori importanti specialmente per alcuni set-
tori industriali (tra cui i prodotti per l’edilizia, il
vetro, la metallurgia e la carta), in cui supera ab-
bondantemente il 5%. Si tratta di un’incidenza per-
centuale che non è distante da quella di altri fattori
di costo, come ad esempio il lavoro, che in alcuni dei
settori sopraccitati arriva a pesare poco più del 10%.
Ancora più interessante è l’analisi condotta sul rap-
Figura 1.5
Prezzo del gas naturale per clienti industriali in Europa, con consumi pari a 0,25 GWh/anno,
registrato a Maggio 2012 [Fonte: www.energy.eu]
0
0,06
0,02
0,04
0,08
0,10
Romania
Spagna
Lussemburgo
Lituania
Slovacchia
Portogallo
Estonia
Rep.Ceca
Italia
Irlanda
Francia
Svezia
Bulgaria
Austria
Belgio
Polonia
Ungheria
P.Bassi
Lettonia
Germania
Slovenia
U.K.
Finlandia
Danimarca
€/kWh
Tabella 1.1
Incidenza del costo della “bolletta energetica” sul fatturato in alcuni settori industriali in Italia
Settore Energia/Fatturato
Prodotti per l’edilizia 8,2%
Vetro 6,2%
Metallurgia 5,9%
Carta 5,5%
Chimica 2,2%
Alimentare 2,1%
Meccanica 1,3%
Tessile 1,9%
Media industria 2,4%

27
porto tra il costo della bolletta energetica e le mar-
ginalità operative lorde (MOL) nei principali set-
tori industriali. Analizzando la TABELLA 1.2, si nota
come l’incidenza media a livello industriale della
bolletta energetica sul MOL si attesta, sempre fa-
cendo riferimento all’anno 2010, su valori prossi-
mi al 34%. In molti dei settori considerati, tuttavia,
il costo della bolletta energetica supera (anche del
doppio) la marginalità operativa lorda media del-
le imprese attive nel settore industriale. Alla luce
della generalizzata riduzione delle marginalità che
ha colpito duramente i principali settori industriali
in Italia negli ultimi anni per effetto della duratura
congiuntura economica sfavorevole, la TABELLA 1.2
riporta anche il valore dell’indicatore di incidenza
del costo dell’energia sul MOL nell’anno 2007.
Nonostante nel 2007, come è ragionevole attender-
si, il peso medio della bolletta energetica sul MOL
(pari al 24%) fosse nel complesso minore di dieci
punti percentuali rispetto al 2010, si nota come
questo indicatore mantenga dei valori importan-
ti, compresi tra il 19% ed il 63%.
Se si leggono questi dati in ottica prospettica, con
un’attesa di importanti incrementi del prezzo dei
vettori energetici e della probabile continua contra-
zione, o comunque stagnazione, delle marginalità
industriali delle nostre imprese, è facile comprende-
re come la gestione dell’energia abbia una rilevanza
strategica fondamentale per le imprese e continue-
rà ad averla nei prossimi anni. In questo senso, la
nostra analisi fa emergere come l’aspetto fonda-
mentale qui non sia tanto la scarsa comprensione
da parte degli imprenditori italiani dell’impatto
del costo dell’energia sulla struttura di costo del-
le loro aziende, quanto piuttosto la mancanza di
una consapevolezza del fatto che essa rappresenti
una variabile che può e deve essere opportuna-
mente gestita.
Attraverso una corretta gestione di questa variabile,
è evidente che le aziende possano trarre dei cospi-
cui vantaggi in termini di redditività. Considerando
ad esempio due settori completamente diversi (in
termini di incidenza dell’energia sul MOL), ossia
i Prodotti per l’edilizia (con un’incidenza del 63%
nel 2007) ed il Tessile (con un’incidenza del 19%),
é facile comprendere come una riduzione del 10%
del costo della bolletta energetica in uno di questi
settori determinerebbe, coeteris paribus, un incre-
mento della marginalità rispettivamente del 6% e
del 2%, ed una corrispondente riduzione dell’inci-
denza della bolletta energetica sul MOL del 15% e
del 12%. Si tratta di valori di risparmio energetico
che le analisi sviluppate in questo report dimostra-
no essere possibili attraverso l’adozione di soluzioni
per l’efficienza energetica che hanno un accettabile
livello di convenienza economica.
Partendo da queste considerazioni, il progetto di ri-
cerca i cui risultati sono raccolti in questo Rapporto
si è proposto di fornire un quadro delle principali
soluzioni tecnologiche con cui è possibile fare ef-
Tabella 1.2
Incidenza della bolletta energetica sul margine operativo lordo in alcuni settori industriali in Italia
Settore
Energia/MOL
20102007
Prodotti per l’edilizia 220%63%
Vetro 51%38%
Metallurgia 204%54%
Carta 8,2%63%
Chimica 151%26%
28%19%Tessile
Alimentare 27%26%
Meccanica 204%54%
Media industria 34%24%

28
ficienza energetica in ambito industriale, con un
focus in particolare sulle tecnologie mature e com-
mercialmente disponibili, quelle cioè che le aziende
oggi considerano nel momento in cui valutano la
possibilità di realizzare un investimento sul rispar-
mio energetico. In particolare, di queste tecnologie
ci si è proposti di fornire una valutazione della
loro convenienza economica e delle potenzialità
che esse hanno di contribuire al raggiungimento
degli obiettivi che il nostro paese si è dato in tema
di efficienza energetica per i prossimi anni.
In particolare, le soluzioni considerate in questo
Rapporto sono state classificate in base al fatto che
esse consentano di conseguire una riduzione dei
consumi di energia piuttosto che una riduzione
della dipendenza dell’impresa dall’approvvigio-
namento di energia elettrica o di combustibile
(tipicamente gas naturale) utilizzato per la pro-
duzione di energia termica, a parità di consumi.
La FIGURA 1.6 riporta un quadro sintetico di queste
soluzioni.
Figura 1.6
Figura 1.7
Classificazione delle soluzioni di efficienza energetica considerate nel Rapporto
Le principali soluzioni per la riduzione dei consumi di energia considerate nel Rapporto
Riduzione
dipendenza da
approvvigionamento,
a parità di consumi
Tipologie di
soluzioni
Soluzioni singole Interventi "sistemici" Produzione
elettrica da FER
Riduzione
consumi di
energia
Produzione elettrica
e/o termica "efficiente" da
combustibile tradizionale (o
recupero cascami termici)
Soluzioni
singole
Motori
elettrici
Rifasamento
carichi elettrici
Sistemi
efficienti di
combustione
Aria
compressa
Inverter RefrigerazioneUPS
Riduzione
consumi di energia
Interventi
"sistemici"

29
Nella prima categoria rientrano le soluzioni di ef-
ficienza energetica nell’accezione più propria del
termine, che possono a loro volta essere distinte
tra soluzioni singole, che consistono nell’adozione
di uno specifico componente o apparecchiatura ad
alta efficienza, ed interventi di natura sistemica,
che invece si sostanziano nell’introduzione di modi-
fiche alle caratteristiche di sistemi complessi, quali
come ad esempio gli impianti ad aria compressa o di
refrigerazione. Le soluzioni di efficienza energetica
in grado di consentire una riduzione dei consumi
di energia considerate nel progetto di ricerca sono
rappresentate in FIGURA 1.7.
Per quanto riguarda invece le soluzioni che consen-
tono, a parità di consumi, di ridurre la dipendenza
dell’impresa dalla rete di approvvigionamento dell’e-
nergia elettrica o del combustibile utilizzato per la
produzione di energia termica, esse comprendono
sostanzialmente i sistemi di cogenerazione, di re-
cupero dei cascami termici per la valorizzazione
elettrica tramite tecnologia ORC ed infine l’auto-
generazione di energia elettrica da fonti rinnova-
bili, tra cui vengono valutate le tecnologie del foto-
voltaico e del mini-eolico (SI VEDA FIGURA 1.8).
Oltre all’analisi di convenienza economica delle
principali alternative tecnologiche oggi esistenti e
del relativo potenziale di diffusione tra le imprese
italiane, lo studio si propone di offrire un quadro
aggiornato delle normative e dei regolamenti
in vigore in Italia ed in Europa che interessano
il tema dell’efficienza energetica nelle imprese,
in modo da interpretare l’impatto che essi hanno
avuto e che verosimilmente avranno nello svilup-
po di questo importante comparto. Infine, si pre-
senteranno i risultati di uno studio sulle imprese
industriali del nostro Paese, il cui obiettivo è, in
primo luogo, di valutare il grado di diffusione
all’interno del sistema industriale italiano della
“cultura” dell’efficienza energetica – intesa come
consapevolezza del problema della gestione dell’e-
nergia e conoscenza degli strumenti più idonei ad
affrontarlo – ed, in secondo luogo, di identificare
quali siano le ragioni che spingono le imprese in-
dustriali a valutare gli investimenti in efficienza
energetica e le principali barriere riscontrate du-
rante il processo decisionale.
Figura 1.8
Le principali soluzioni per la riduzione della dipendenza dall’approvvigionamento (a parità di consumi)
considerate nel Rapporto
da FER
Riduzione dipendenza
da approvvigionamen-
to, a parità di consumi
Cogenerazione ORC Mini-eolico
Produzione elettrica e/o
termica "efficiente" da com-
bustibile tradizionale
(o recupero cascami termici)
Fotovoltaico

2.
IL QUADRO NORMATIVO
EUROPEO ED ITALIANO
PER L’EFFICIENZA ENERGETICA
IN IMPRESA

33
2. IL QUADRO NORMATIVO EUROPEO ED ITALIANO
PER L’EFFICIENZA ENERGETICA IN IMPRESA
L
’obiettivo di questo capitolo è di fornire al let-
tore un quadro delle più importanti normati-
ve che regolano l’efficienza energetica nei set-
tori industriali. Come si è avuto modo di discutere
nella precedente edizione dell’Energy Efficiency
Report1
, focalizzata sui building residenziali e non,
l’impatto della normativa sul tema dell’efficien-
za energetica è sempre duplice: (i) “prescrittivo”
da un lato, con l’individuazione di obiettivi ed i
conseguenti obblighi da rispettare; (ii) “incenti-
vante” dall’altro, con la definizione di strumenti e
meccanismi economici per favorire l’adozione di
soluzioni energeticamente efficienti.
Seguendo la medesima distinzione, il capitolo si oc-
cupa dapprima di presentare i dettami “prescrit-
tivi” definiti a livello europeo e quelli – sempre di
natura “prescrittiva” ma lasciati all’adesione volon-
taria dei soggetti interessati – delle norme ISO ed
UNI relative all’efficienza energetica, e successi-
vamente di discutere come le “prescrizioni” siano
state adottate a livello italiano e quali meccanismi
di “incentivazione” siano stati ad esse affiancate
nel nostro Paese. Fa da premessa a ciascuna dei due
paragrafi una “ricognizione” dello stato dell’adozione
delle tecnologie per l’efficienza energetica, da cui in
realtà è mossa la recente attività normativa sul tema.
Un ultimo cenno, in chiusura del CAPITOLO, è fatto
al ruolo che l’efficienza energetica – e in particolare
quella afferente i settori industriali – riveste nella
nuova Strategia Energetica Nazionale, sviluppata
in bozza dal Governo nel corso del Luglio 2012 ed
ora oggetto di consultazione pubblica, in attesa del-
la sua “definizione” finale a valle della chisura della
consultazione, prevista per il 30 Novembre 2012.
L’11 Settembre del 2012 si è chiuso l’iter legisla-
tivo relativo all’approvazione in prima lettura
da parte del Parlamento Europeo della “nuova”
Direttiva europea in materia di efficienza ener-
getica, destinata a sostituire l’ormai famosa – e
relativamente recente – Direttiva 2006/32/CE (SI
VEDA BOX 2.1).
Le ragioni che hanno costretto l’Europa a “correre
ai ripari” e a rivedere la propria politica “prescritti-
va” in termini di adozioni di soluzioni di efficienza
energetica risalgono alla ricognizione – effettuata
per la prima volta con riferimento al Dicembre 2009
– che mostrava come, senza interventi correttivi,
l’Unione Europea avrebbe potuto raggiungere
solamente la metà dell’obiettivo di riduzione del
20% del proprio consumo di energia primaria ri-
spetto alle previsioni di 368 Mtep con riferimento al
famoso “Pacchetto 20-20-20”.
2.1 L’impianto normativo
europeo
1
Cfr. Energy Efficiency Reporto 2011, CAPITOLO 2.
2
Il consumo di energia primaria di riferimento ad esempio per l’Italia era pari a 113 Mtep, corrispondente ad un obiettivo di riduzione cumulato dal 2008 al
2016 pari a 10,9 Mtep.
3
Combustione energetica, produzione e trasformazione dei metalli ferrosi, lavorazione di prodotti minerari (cemento, calce, vetro, prodotti ceramici e laterizi),
produzione di pasta per carta, carta e cartoni.
Box 2.1
La Direttiva 2006/32/CE
La Direttiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo e del
Consiglio del 5 Aprile 2006, concernente l’efficienza de-
gli usi finali dell’energia e i servizi energetici (recepita
in Italia con il D.lgs. 115/08) era caratterizzata dal non
prevedere obblighi giuridicamente vincolanti per gli Sta-
ti membri. La Direttiva fissava un obiettivo nazionale
indicativo globale di risparmio energetico al 2016 pari
al 9% rispetto alla media dei cinque anni precedenti l’en-
trata in vigore della direttiva (2001-2005)2
, ad esclusione
dei consumi energetici dei settori3
inclusi nella Direttiva
sull’Emission Trading Scheme.
La Direttiva prevedeva che ciascuno Stato Membro ela-
borasse dei piani a livello nazionale che illustrassero le
modalità con cui intendeva raggiungere gli obiettivi di

34 www.energystrategy.it
Le modifiche previste dalla “nuova” Direttiva4
del
Settembre 2012 – che riprende, estende e definisce
i contenuti del “Piano d’Azione Europeo per l’Effi-
cienza Energetica”5
elaborato dalla Commissione
Europea nel Marzo 2011 – sono estremamente si-
gnificative, soprattutto se si considera il loro impat-
to sull’adozione di tecnologie energeticamente effi-
cienti per gli usi “industriali” (secondo l’accezione
utilizzata in questo Rapporto6
).
Innanzitutto, la “nuova” Direttiva prevede che
ciascuno Stato membro debba fissare degli obiettivi
nazionali indicativi in materia di efficienza energe-
tica per il 2020. La Commissione Europea ha però
il compito di valutare entro il 30 Giugno 2014 i pro-
gressi compiuti e l’effettiva raggiungibilità del target
previsto per il 2020 (consumo energetico dell’Unio-
ne Europea non superiore a 1474 Mtep di energia
primaria e/o non superiore a 1078 Mtep di energia
finale), potendo anche proporre ai singoli Stati che
risultino inadempienti (almeno in prospettiva) del-
le diverse e più restrittive “prescrizioni”.
Inoltre, la “nuova” Direttiva – esplicitamente
riconoscendo il ruolo “strategico” dell’efficien-
tamento nei settori industriali per il raggiungi-
mento degli obiettivi europei ed allo stesso tempo
prendendo atto delle maggiori difficoltà (entità
dell’investimento, ottica di lungo termine dei ri-
torni ad esso associati, errata percezione da parte
degli operatori industriali dell’efficienza energetica
come obiettivo “marginale” nel proprio business)
che questo incontra – prevede misure specifiche
per l’efficientamento energetico nell’industria.
In particolare vengono elaborate “prescrizioni”
nei seguenti quattro ambiti:
•• audit energetici e sistemi di gestione dell’ener-
gia per le grandi imprese. Le grandi imprese7
saranno obbligate, ogni quattro anni, a sotto-
4
European Parliament legislative resolution of 11 September 2012 on the proposal for a directive of the European Parliament and of the Council on energy
efficiency and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC.
5
Il Piano viene redatto nel Marzo 2011 in risposta alle stime elaborate dalla Commissione Europea, che prevedevano il raggiungimento di circa la metà
dell’obiettivo di riduzione del 20% del consumo di energia primaria al 2020. Il Piano, prevedendo misure ad hoc per ciascun settore, si pone pertanto l’obiet-
tivo di “correggere il tiro”, prevedendo un approccio a due step: una prima fase di “libertà” per gli stati membri di fissare i propri obiettivi
nazionali coerenti con il target al 2020, ed una seconda fase (a partire dal 2013) che subentri nel caso in cui la Commissione reputi gli sforzi degli
Stati Membri insufficienti, nel qual caso sarebbe prevista la definizione di obiettivi vincolanti.
6
Cfr. Capitolo 1.
7
Per grande impresa si intendono quelle realtà che superano 250 numero di occupati (ULA), hanno fatturato maggiore a 50 mln di € e presentano un valore
totale dello stato patrimoniale superiore a 43 mln di € (Def. UE).
miglioramento previsti al 2016, da presentare alla Com-
missione Europea con cadenze prestabilite (30 Giugno
del 2007, 2011 e 2013).
Appare ai fini del presente Rapporto particolarmente
interessante sottolineare come, con riferimento al set-
tore industriale, la Direttiva non prevedesse alcuna mi-
sura specifica se non un generico richiamo – contenuto
nell’Allegato III – alle generiche misure di efficientamen-
to adottabili in industria: (i) processi di fabbricazione
di prodotti (ad esempio, uso più efficiente di aria com-
pressa, condensato e interruttori e valvole, uso di sistemi
automatici e integrati, modi di stand‑by efficienti); (ii)
motori e sistemi di trasmissione (ad esempio aumento
dell’uso dei controlli elettronici, variatori di velocità,
programmazione di applicazione integrata, conversione
di frequenza, motore elettrico ad alto rendimento); (iii)
ventole, variatori di velocità e ventilazione (ad esempio,
nuovi dispositivi/sistemi, uso di ventilazione naturale);
(iv) gestione della risposta alla domanda (ad esempio,
gestione del carico, sistemi di livellamento delle punte di
carico); (v) cogenerazione ad alto rendimento (ad esem-
pio, apparecchi di cogenerazione).
La Direttiva si focalizzava principalmente su due aspet-
ti, ossia il finanziamento degli interventi di efficienza
energetica e la “qualità” dei soggetti che offrono tali ser-
vizi. Sul primo tema, era auspicata da parte degli Stati
membri la creazione di fondi (nella forma di sovven-
zioni, prestiti, garanzie finanziarie e/o altre tipologie)
che sovvenzionassero programmi di miglioramento
dell’efficienza energetica e lo sviluppo di un mercato dei
servizi energetici. In particolare, questi fondi andavano
rivolti ai settori dell’uso finale in cui i rischi o i costi
di transazione sono più elevati. Riguardo alla “qualità”
dei soggetti che offrono servizi di efficienza energetica,
invece, si auspicava la definizione da parte degli Stati
membri di opportuni sistemi di qualificazione, accre-
ditamento e/o certificazione, volti a garantire un livello
elevato di competenza tecnica, obiettività ed attendibi-
lità dei soggetti deputati ad offrire servizi di efficienta-
mento energetico.

35
porsi ad audit energetici svolti in modo indi-
pendente da esperti qualificati e/o accreditati o
comunque sorvegliati da autorità indipenden-
ti conformemente alla legislazione nazionale.
L’inizio di questi cicli di audit deve avvenire en-
tro tre anni dall’entrata in vigore di questa diret-
tiva. Le grandi imprese che attuano un sistema di
gestione dell’energia o ambientale - certificato da
un organismo indipendente secondo le pertinen-
ti norme europee o internazionali - sono esentate
da tale obbligo, a condizione che gli Stati membri
assicurino che il sistema di gestione in questione
includa un audit energetico sulla base dei criteri
minimi fondati sui principi definiti dalla Diretti-
va all’Allegato VI (SI VEDA BOX 2.2);
•• audit energetici e sistemi di gestione dell’e-
nergia per le piccole e medie imprese. Le PMI
sono escluse dall’obbligo di audit energetico, e
pur tuttavia la Direttiva suggerisce che gli Sta-
ti membri elaborino adeguati programmi per
incoraggiare le PMI a sottoporsi ad audit ener-
getico e favorire la successiva attuazione delle
raccomandazioni risultanti da tali audit, an-
che attraverso l’istituzione di regimi di sostegno
(voucher) per coprire i costi di un audit energe-
tico e dell’attuazione di interventi altamente ef-
ficaci in rapporto ai costi da sostenere. Devono
inoltre essere diffuse informazioni chiare e ac-
cessibili su: (i) contratti relativi ai servizi ener-
getici, con particolare attenzione alle clausole
che dovrebbero esser previste per la tutela dei ri-
sparmi e dei diritti delle piccole e medie imprese
che effettuino un intervento di efficientamenteo
energetico; (ii) strumenti finanziari, incentivi,
sovvenzioni e prestiti per sostenere i progetti
nel campo dei servizi di efficienza energetica;
(iii) best practice di settore relative ai sistemi di
gestione dell’energia, anche attraverso il coin-
volgimento delle rispettive organizzazioni inter-
medie di rappresentaza;
•• qualificazione e trasparenza degli operatori
di efficienza energetica a livello industriale.
La “nuova” Direttiva prevede in questo senso
un “sistema informativo” che possa coinvol-
gere tutti gli attori del processo: (i) elenchi
pubblici (o sistemi analoghi di informazione
e trasparenza) di fornitori di servizi energeti-
ci “qualificati”, secondo regimi di certificazio-
ne e/o accreditamento e/o regimi equivalenti di
qualificazione, che dovrebbero entrare in vigore
auspicabilmente entro l’1 Gennaio 2015; (ii) dif-
fusione di informazioni alle banche e alle altre
istituzioni finanziarie sugli strumenti di finan-
ziamento delle misure di miglioramento dell’effi-
cienza energetica; (iii) creazione di un meccani-
smo indipendente per garantire il trattamento
efficiente dei reclami e la risoluzione stragiudi-
ziale delle controversie nate in relazione a con-
tratti relativi ai servizi energetici;
•• inteventi specifici per la cogenerazione ad
alto rendimento (CAR), il teleriscaldamento
e teleraffrescamento. La cogenerazione ad alto
rendimento e il teleriscaldamento/teleraffred-
damento, che presentano significative possibili-
tà di risparmio di energia primaria e sono larga-
mente inutilizzate nell’Unione Europea, devono
essere supportate mediante la messa a punto da
parte degli Stati membri di piani nazionali su
un orizzonte temporale di lungo periodo, così
da creare un contesto stabile e favorevole agli
investimenti. La “nuova“ Direttiva si spinge
in questo caso molto nel dettaglio con la “pre-
scrizione” di: (i) strumenti di promozione da
parte degli Stati membri della realizzazione
Box 2.2
I criteri minimi per gli audit energetici presso le imprese
Gli audit energetici – secondo quanto previsto dall’Al-
legato VI della “nuova” Direttiva – devono tenere conto
dei seguenti orientamenti:
•• sono basati su dati operativi relativi al consumo di
energia aggiornati, misurati e tracciabili e (per l’e-
nergia elettrica) sui profili di carico;
•• comprendono un esame dettagliato del profilo di
consumo energetico di edifici o di gruppi di edifi-
ci, di attività o impianti industriali, ivi compreso il
trasporto;
•• ove possibile, si basano sull’analisi del costo del ciclo
di vita, invece che su semplici periodi di ammorta-
mento, in modo da tener conto dei risparmi a lun-
go termine, dei valori residuali degli investimenti a
lungo termine e dei tassi di sconto;
•• sono proporzionati e sufficientemente rappresen-
tativi per consentire di tracciare un quadro fedele
della prestazione energetica globale e di individuare
in modo affidabile le opportunità di miglioramento
più significative.

di impianti di cogenerazione con una potenza
termica nominale totale inferiore a 20 MW, al
fine di promuovere la generazione distribuita di
energia; (ii) strumenti di analisi costi-benefici
per valutare la predisposizione del funziona-
mento di un impianto (progettato o soggetto
ad un ammodernamento sostanziale) di po-
tenza termica totale superiore a 20 MW come
impianto di cogenerazione ad alto rendimento;
(iii) strumenti di analisi costi-benefici dell’u-
tilizzo del calore di scarto prodotto da un
impianto industriale (progettato o soggetto ad
un ammodernamento sostanziale) con potenza
termica superiore a 20 MW per soddisfare una
domanda economicamente giustificabile, anche
attraverso la cogenerazione, e per l’eventuale
connessione di tale impianto ad una rete di te-
leriscaldamento e teleraffreddamento.
Appare evidente come, soprattutto nell’imme-
diato (si consideri, ad esempio, che nella migliore
delle ipotesi la norma sull’obbligatorietà dell’au-
dit energetico per le grandi imprese non entrerà
in vigore a livello europeo prima del 30 Giugno
2017 e con possibili ritardi anche lunghi nell’a-
dozione da parte degli Stati Membri8
) l’impatto
della “nuova” Direttiva sia piuttosto limitato.
Appare però altrettanto evidente come (SI VEDA
BOX 2.3) essa colga gli aspetti fondamentali
dell’adozione delle soluzioni di efficientamen-
to energetico nei settori industriali e in questo
senso vada a colmare il gap della precedente Di-
rettiva 2006/32/CE.
La diffusione della “cultura” dell’efficienza ener-
getica – che ha come primo passo la “misura” (l’au-
dit energetico) dello stato di inefficienza – è uno dei
capisaldi della “nuova” Direttiva, che obbliga ad-
dirittura le grandi imprese a dotarsi di sistemi di ve-
rifica e, con riferimento alle PMI, prevede una azio-
ne “a tenaglia” che riguarda la circolazione di best
practice e la “promozione” all’auditing energetico,
8
Per il caso italiano basti pensare, ad esempio, alla Direttiva comunitaria 2002/91/CE che è stata tradotta ben 3 anni dopo nel Decreto legislativo
192/2005.
Box 2.3
L’indagine sulle barriere all’adozione delle soluzione di efficientamento energetico nelle imprese italiane
Si riporta in questo box un estratto dell’indagine condot-
ta dall’Energy&Strategy Group – e di cui viene dato più
dettagliatamente conto nel CAPITOLO 5 – con riferimen-
to alle principali problematiche incontrate dalle imprese
italiane nella adozione di soluzioni di efficientamento
energetico.
Appare in maniera evidente come le principali barriere
che ostacolano la realizzazione di interventi di efficienza
energetica siano in primo luogo di natura economica (SI
VEDA FIGURA 2.1), legate in primis al tempo di pay-back
degli interventi di efficienza energetica (che tocca ben il
70% delle imprese intervistate), tipicamente superiore
alla soglia ritenuta oggi accettabiledi 2-3 anni; subito se-
guita (con il 40% delle occorrenze) dalla difficoltà – an-
che per l’arretratezza (almeno nelle parole degli operato-
ri industriali) del sistema bancario e finanziario italiano
nel dotarsi di adeguati strumenti di analisi – di reperire
a condizioni accettabili le risorse finanziarie necessarie
per effettuare gli investimenti, oltre che le risorse interne,
tipicamente rivolte verso altre tipologie di investimenti.
Le barriere di natura non economica fanno invece rife-
rimento principalmente alla ridotta conoscenza e sensi-
bilità delle imprese rispetto al tema efficienza energetica,
con il 25% delle imprese che non attribuisce alla gestione
dell’energia una rilevanza strategica in quanto non ine-
rente il core business (percentuale che sale al 40% se si
considerano le piccole e medie imprese).
Riguardo a barriere derivanti dagli altri stakeholder
dell’efficienza energetica, emergono in primo luogo cri-
ticità nel rapporto con gli istituti di credito (sopra men-
zionati) e con le ESCo, legate sia alla ridotta conoscenza
delle opportunità di carattere tecnico e finanziario offerte
da questi soggetti che, in taluni casi, dalla “diffidenza”/
ritrosìa a condividere informazioni necessarie a questi
soggetti per operare. Infine, emerge con una certa fre-
quenza un giudizio critico nei confronti del policy ma-
ker, dipendente in prima battuta dall’instabilità di alcuni
impianti normativi (come ad esempio quello riguardante
la cogenerazione ad alto rendimento o l’incentivazione
delle fonti rinnovabili) che scoraggia la realizzazione di
investimenti o, nel caso peggiore, impatta negativamente
sugli economics di investimenti effettuati.

37
ovvero un aumento della consapevolezza delle op-
portunità legate all’efficienza energetica che faccia
superare la logica “residuale” con cui vengono oggi
allocate le risorse per gli investimenti in efficienza
energetica.
Altrettanto interessanti in questo senso sono le
“prescrizioni” in termini di qualificazione e tra-
sparenza degli operatori di efficienza energetica a
livello industriale. Per quanto gli “elenchi pubblici”
non siano esenti da problematiche, è evidente infatti
come siano, da un lato, importanti “segnalatori”
di affidabilità degli operatori della filiera (in par-
ticolare utile per le ESCo) e, dall’altro lato, per-
mettano alle banche una più semplice “verifica”
del merito del progetto di investimento che viene
loro sottoposto.
Accanto ai meccanismi “prescrittivi” di cui si è di-
scusso nel paragrafo precedente, il quadro regola-
torio europeo – o per meglio dire in questo caso
“globale” – entro cui va inserita la discussione
dell’efficienza energetica a livello industriale non
può non prendere in considerazione il sistema
delle norme ISO9
e/o UNI10
, dato il ruolo svolto
dell’Ente Nazionale di Unificazione e visto che il
Rapporto comunque si rivolge al lettore italiano.
Ovviamente sono diverse le norme – soprattutto di
carattere “tecnico” – che impattano sulla attività dei
soggetti operanti nel mondo dell’efficienza energeti-
ca, soprattutto a livello industriale. Considerando,
tuttavia, gli obiettivi del presente Rapporto, appare
qui utile concentrarsi solo su tre norme – specifi-
catamente la ISO 50001, la UNI CEI 11352:2010
e la UNI CEI 11339:2009 – che “prescrivono” i
requisiti cui devono sottostare tre attori fonda-
mentali della filiera dell’efficienza, soprattutto in
ambito industriale, ovvero le imprese “utilizzatrici
di energia”, le ESCo ed i professionisti nella “ge-
stione dell’energia”.
Si tratta, è importante sottolinearlo anche per dif-
ferenza rispetto a quanto evidenziato nel paragrafo
precedente, di norme che regolano forme “volon-
tarie” di certificazione, in questo senso quindi de-
finendo delle “prescrizioni” ma lasciando ai soggetti
economici la libertà di adeguarvisi. E’ altrettanto
evidente tuttavia che per loro stessa natura que-
ste norme: (i) si propongono di definire delle best
8
L’ISO (International Organization for Standardization) è il più grande ente sviluppatore di norme tecniche volontarie internazionali. Dal 1947, data di fon-
dazione, ad oggi sono stati definiti più di 19.000 standard internazionali.
10
L’UNI - Ente Nazionale Italiano di Unificazione - è un’associazione privata senza scopo di lucro fondata nel 1921 e riconosciuta dallo Stato e dall’Unione
Europea, che studia, elabora, approva e pubblica le norme tecniche volontarie in tutti i settori industriali, commerciali e del terziario (tranne in quelli elettrico
ed elettrotecnico). 
Figura 2.1
Occorrenze delle principali “barriere” che ostacolano la realizzazione di investimento in efficienza energetica
da parte delle imprese
0%
40%
20%
60%
80%
100%
assenza di
barriere
barriere di natura
economica
barriere di natura
culturale
29%
71%
40%
36%
26%
22%
7%
assenza di barriere
tempi di ritorno
dell'investimento "eccessivi"
difficoltà di accesso
al capitale terzi
scarsa consapevolezza
del top management
al capitale proprio
interazione con
processo d'acquisto
interazione con
processo produttivo
2.2 Le norme UNI-ISO in tema
di efficienza energetica

practice nei rispettivi ambiti, diventando inevita-
bilmente dei termini di paragone per valutare la si-
tuazione degli operatori economici (anche di quelli
che non sono certificati); (ii) hanno come premes-
sa indispensabile la creazione di sistemi ad hoc di
gestione e controllo dei requisiti, introducendo
comunque nel sistema industriale in cui si applica-
no competenze di verifica e monitoraggio dello
“stato dell’arte” ed offrendo inoltre la possibilità
di comparare Paesi diversi con metri di giudizio
“standardizzati” appunto; (iii) sono spesso – an-
che se come si vedrà meglio più avanti non sempre
– accompagnate da meccanismi di premialità per
gli operatori economici che le adottano, creando
quindi potenzialmente dei differenziali competiti-
vi che nella maggior parte dei casi rappresentano
la ragione ultima per cui le imprese optano per la
certificazione.
Nel proseguo di questo paragrafo, con riferimen-
to proprio alle tre norme citate in precedenza, si
fornirà un quadro delle principali “prescrizioni”
che ad esse si possono far risalire e se ne discuterà
– preparando in qualche modo il terreno al succes-
sivo PARAGRAFO 2.3 – l’effettiva diffusione ad oggi
nel nostro Paese.
La ISO 50001 “Energy management systems - Re-
quirements with guidance for use”
La gestione dell’energia da parte delle imprese rap-
presenta uno dei temi cardine dello sviluppo del-
la “cultura” dell’efficienza energetica nei sistemi
industriali. In questo senso, la norma ISO 50001,
emanata nell’anno 2011, definisce i requisiti fon-
damentali che un sistema di gestione – nell’acce-
zione della UNI EN ISO 14001:200411
“un insieme
di elementi correlati usato per stabilire una politi-
ca, degli obiettivi e per conseguire tali obiettivi” –
dell’energia “dovrebbe avere”. La norma è impor-
tante per almeno due motivi: (i) da un lato, perchè è
una intrinseca affermazione (se ve ne fosse ulteriore
bisogno) della crescente importanza per il sistema
delle imprese di gestire in maniera sistematica la
variabile energetica; (ii) dall’altro lato, perché si
propone l’obiettivo di sostituire – ed allo stesso
tempo rendere omogenee – norme o procedure
che si stavano nel frattempo sviluppando a livello
europeo e non (sI VEDA BOX 2.4).
La ISO 50001 fornisce alle imprese un quadro di ri-
ferimento per l’integrazione delle prestazioni ener-
getiche nella gestione quotidiana delle varie attività,
ed è in particolare attenta ad individuare i fattori
di consumo energetico lungo tutta la catena pro-
duttiva dell’impresa, sino a ricomprendere (alme-
no per le componenti più rilevanti) le interazioni
con i principali fornitori.
Non vengono quindi, giacchè non è questo l’obiet-
tivo, definiti degli obiettivi “numerici” di miglio-
ramento energetico cui allinearsi, bensì vengono
nel dettaglio della norma – e con un approccio che
segue il cosiddetto “ciclo di Deming” Plan-Do-
Check-Act – definiti gli strumenti e le procedure
considerati indispensabili per avviare e sistema-
tizzare il processo di misura e incremento delle
prestazioni energetiche delle imprese (SI VEDANO
BOX 2.5 e 2.6).
Fra le ragioni che spingono un’ impresa a certifi-
carsi volontariamente secondo le “prescrizioni”
11
ISO 14001:2004 “Sistemi di gestione ambientale - Requisiti e guida per l’uso”.
Box 2.4
I Sistemi per la Gestione dell’Energia prima della norma ISO 50001
Gli standard per i Sistemi di Gestione dell’Energia fanno
la loro prima apparizione nei primi anni 2000, sia ne-
gli Stati Uniti che soprattutto in Europa, dove Olanda e
Danimarca furono i primi due Paesi (rispettivamente nel
2000 e nel 2001) ad introdurli.
Essi furono poi introdotti anche in altri Paesi a livello
europeo (Svezia, Irlanda, Spagna e Germania) ed extra-
europeo (quali la Corea del Sud e la Cina). Nel 2006, il
Comitato Europeo di Normalizzazione (CEN) ed il Co-
mitato Europeo di Normalizzazione Elettrotecnica (CE-
NELEC) hanno avviato un processo di sintesi dei diversi
standard presenti a livello europeo, culminato nel 2009
con la pubblicazione dello standard EN 16001 “Energy
Management System”.

39
della ISO 50001 vi è indubbiamente il fatto di po-
terla utilizzare a fini commerciali nei confronti
dei clienti o – probabilmente più efficacemente
– di signaling verso investitori e stakeholder isti-
tuzionali, ma vi è anche un valore “interno” di
sistematizzazione delle iniziative che comunque
l’impresa ha in essere o è in procinto di adottare.
Appare evidente poi come l’adozione di un siste-
ma di gestione dell’energia “certificato” costringa
l’impresa a dedicare delle risorse per la stesura di
obiettivi e delle modalità per perseguirli e faccia sì
che la figura dell’energy manager assuma maggiore
rilevanza e “potere decisionale” all’interno dell’im-
presa stessa.
Box 2.5
Le “prescrizioni” della ISO 50001
Le principali operazioni definite dalla norma ISO 50001
per implementare un corretto Sistema di Gestione dell’E-
nergia conforme allaISO 50001 possono essere raggrup-
pate come segue:
•• Plan (Pianificazione), che comprende:
•• la profilatura della situazione energetica dell’im-
presa,checonsiste(i)nell’individuarelefontiener-
getiche utilizzate, (ii) misurare il consumo energe-
tico passato e presente e stimare quello futuro, (iii)
individuare le variabili rilevanti che influenzano il
consumo energetico (quali ad esempio mix pro-
duttivo, scheduling produzione, condizioni atmo-
sferiche, etc.), (iv) individuare i centri di consumo
più rilevanti, stabilire la baseline (si veda anche il
PARAGRAFO 2.3.2) da usare come benchmark per
valutare i miglioramenti conseguiti nella perfor-
mance energetica, (v) stabilire i KPI per la misura
delle performance energetiche, (vi) individuare le
opportunità di miglioramento esistenti;
•• la definizione “strategica” di obiettivi e piani d’a-
zione per raggiungere tali obiettivi. Grande rile-
vanza è attribuita al top management, che deve
supportare l’implementazione del Sistema di
Gestione dell’Energia (SGE) assicurando (i) la
disponibilità di risorse (in termini di tempo, per-
sonale e disponibilità finanziarie), (ii) la nomina
di un suo rappresentante in qualità di responsa-
bile dell’implementazione, applicazione e conti-
nuo miglioramento del SGE, e (iii) di un Energy
Team, ovvero di un gruppo di persone all’interno
dell’organizzazione appartenente a funzioni diver-
se (acquisti, progettazione, produzione, qualità,
risorse umane, amministrazione, controllo di ge-
stione,…), che ha la responsabilità di mantenere
in funzione il sistema e di verificare la sua appli-
cazione all’interno delle varie funzioni aziendali,
(iv) deve definire una politica energetica aziendale
in cui sono dichiarati gli obiettivi e l’impegno a
perseguire un miglioramento continuo nell’utiliz-
zo dell’energia e (v) comunicare l’iniziativa a tutti i
livelli aziendali ed agli altri stakeholder che hanno
un impatto su di essa (fornitori, appaltatori,..), (vi)
provvedere alla revisione sistematica del sistema
di gestione.
•• Do (Piano di azione), che comprende:
•• il coinvolgimento del personale, sia interno che
esterno all’impresa (es. fornitori), attraverso la
definizione di procedure operative, la formazione
e l’informazione circa gli obiettivi da raggiungere
ed i risultati conseguiti;
•• la definizione dei criteri di gestione delle attività
operative e di manutenzione più significative in
termini di usi energetici;
•• la definizione delle specifiche d’acquisto per la
fornitura di energia e per i prodotti che utilizzano
energia;
•• lo sviluppo/ri-progettazione di processi, impian-
ti o altre facility per migliorarne la performance
energetica.
•• Check (Verifica e monitoraggio continui), che com-
prende:
•• il monitoraggio e l’analisi delle performance ener-
getiche, in maniera continuativa tramite un siste-
ma di misura, e periodicamente tramite la verifica
dell’applicazione del SGE in conformità a quanto
previsto sia dalla ISO 50001 che in sede di proget-
tazione da parte dell’impresa;
•• l’individuazione ex ante degli interventi correttivi
possibili in caso di performance non in linea con
gli obiettivi prefissati.
•• Act (Azioni continue), che comprende:
•• la raccolta di informazioni necessarie al top ma-
nagement per valutare nella continuità dell’attività
dell’impresa l’efficacia del SGE;
•• l’individuazione e il reporting continuo al top mana-
gement sulle opportunità di miglioramento del SGE.

La natura estremamente “pratica” della norma ha
inoltre ricadute concrete sul business delle imprese
e permette di “consolidare” ed attivare piani di ri-
sparmio energetico anche importanti. Interessante
da questo punto di vista il caso dell’Irlanda, che già
da circa un ventennio aveva un sistema di certifi-
cazione degli SGE simile a quello poi sistematiz-
zato dalla ISO 50001 e che, secondo la FIRE12
, ha
avuto una ricaduta nell’ordine del 40% di energia
risparmiata rispetto alla baseline del 1995 per le
imprese adottatrici.
Focalizzando l’attenzione sul contesto italiano,
non esistendo delle statistiche ufficiali recenti
sull’adozione da parte delle imprese italiane della
ISO 50001 (il numero di imprese a livello mon-
diale dotate di un Sistema di Gestione dell’Ener-
gia certificate ISO 50001 al Marzo 2012 è pari a
circa 10013
, distribuite in 26 Paesi, mentre a li-
vello italiano il numero di imprese dotate di
Sistema di Gestione dell’Energia certificato,
secondo lo standard UNI CEI EN 1600114
o ISO
50001, è pari a 2415
), si è condotta una survey su
un campione16
di 115 imprese del nostro Paese, al
fine di riportare l’interesse da parte di esse verso
l’implementazione del Sistema di Gestione dell’E-
nergia conforme alla ISO 50001 e conseguente
certificazione.
Il quadro che ne esce, pur con tutti i caveat del caso
circa la sua validità statistica assoluta, è decisamente
desolante (SI VEDA FIGURA 2.1):
•• solo il 10% del campione, costuito per lo più
da imprese di grandi dimensioni appartenenti
a settori energivori (metallurgico, chimico), ha
già conseguito la certificazione ISO 50001 (o
precedente);
•• un altro 34% dichiara di avere messo la
certificazione ISO 50001 nel suo program-
ma triennale, anche se in taluni casi si tratta
di operatori che già da qualche tempo “ri-
mandano” anche l’adesione alla UNI CEI EN
16001;
•• ben il 56% del campione ignora – od ha appena
qualche rudimento senza però sapere come ap-
plicarlo al proprio caso – la ISO 50001. Percen-
tuale, come è scontato attendersi, che sale sino
al 75% dei casi se si considerano all’interno del
campione le sole PMI.
Le ragioni che sono state addotte dagli operatori in-
tervistati possono essere sostanzialmente riassunte
per tipologia come segue:
•• le grandi imprese sono ancora nel nostro Pae-
12
Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia
13
Fonte: ISO
14
La norma, in vigore a partire dal 2009 e superata nel 2011 dalla ISO 5001 (SI VEDA BOX 2.6), specifica i requisiti utili a stabilire, implementare, mante-
nere e migliorare un Sistema di Gestione dell’Energia.
15
Fonte: Fire (Il valore comprende anche imprese non afferenti al settore industriale).
16
Per ulteriori informazioni relativamente al campione di indagine si faccia riferimento al CAPITOLO 5
Box 2.6
L’implementazione della ISO 50001: il caso Arneg
Arneg, azienda padovana che si occupa della progetta-
zione, produzione ed installazione di attrezzature com-
plete per il settore del retail (mobili frigoriferi, mobili
non refrigerati, tavole calde ed impianti refrigeranti) ha
implementato un sistema di gestione dell’energia (SGE),
che è in corso di certificazione ISO 50001,in grado di
monitorare tutte le utenze presenti sul sito produttivo.
L’implementazione del SGE ha richiesto un investimen-
to inferiore ai 100.000 €, il cui tempo di rientro è stato
inferiore ai due anni, grazie ai risparmi energetici con-
seguibili stimabili nell’ordine del 20% del consumo pre-
cedente.
Grazie alla mappatura ed al monitoraggio dei centri di con-
sumo energetico e dei diversi vettori energetici utilizzati (in
primis energia elettrica, calore ed aria compressa), l’azienda
ha assunto consapevolezza sui propri consumi energetici (e
sulle principali determinanti), ed è riuscita ad intervenire in
maniera mirata per ridurre tali consumi, anche attraverso
pratiche “gestionali” a costo pressochè nullo. Ad esempio,
grazie al monitoraggio dei diversi centri di consumo ci si
è resi conto che la ricarica dei carrelli elevatori avveniva in
fascia diurna, tipicamente alla fine del turno di lavoro, e si è
provveduto a programmare tale ricarica nella fascia nottur-
na di tariffazione dell’energia, conseguendo notevoli rispar-
mi di costo (nella fattispecie, non si hanno evidentemente
risparmi di energia in senso stretto).

41
se piuttosto “scettiche” circa l’effetto di signa-
ling effettivo, soprattutto con riferimento allo
stakeholder bancario, e lamentano l’assenza
di premialità per le imprese certificate. Non vi
sono ad esempio – come invece auspicato dalgli
operatori intervistati – premi addizionali sul nu-
mero di TEE ottenuti grazie agli interventi effet-
tuati a seguito dell’implementazione del piano,
oppure – come accade ad esempio in Germania
– una riduzione sulle tariffe di distribuzione elet-
trica e del gas;
•• le piccole imprese, per le quali (come si ve-
drà meglio anche nel CAPITOLO 5) è più diffi-
cile percepire i benefici futuri in termini di
risparmio energetico e dove sono ancora più
significative le problematiche di signaling di
cui sopra, lamentano invece – per lo meno nei
casi in cui l’adozione della ISO 50001 è stata
valutata – i “costi” della certificazione e auspi-
cano quindi che si sviluppino meccanismi di
sostegno adeguati, sulla falsariga degli esempi
riportati nel BOX 2.7.
Figura 2.2
Posizione delle imprese rispetto alla norma ISO 50001
in programma
sconosciuta/poco considerata
certificata
56%
34%
10%
Box 2.7
Esempi di supporto alla certificazione ISO 50001 per le PMI
La Camera di Commercio di Avellino nel Giugno 2012
ha attivato un bando per la certificazione dei sistemi di
gestione, che ha l’obiettivo di promuovere la realizzazione
di interventi aziendali a garanzia della qualità, della tu-
tela dell’ambiente, della sicurezza sul lavoro e sui sistemi
di rintracciabilità nelle filiere agroalimentari, attraverso
la concessione di contributi alle PMI della Provincia di
Avellino che ottengono specifiche certificazione volon-
tarie. Tra le certificazioni oggetto del contributo, vi è la
ISO 50001. Il contributo accordato a ciascuna impresa
richiedente sarà pari al 50% delle spese sostenute (al net-
to dell’IVA e di eventuali altre imposte e tasse) e docu-
mentate e sarà per la ISO 50001 al massimo di 3.000 €.
La Camera di Commercio di Prato nel Gennaio 2012 ha
attivato un bando per disciplinare i criteri e le modalità
di erogazione di contributi per incentivare la certifica-
zione dei sistemi aziendali (fra i quali quelli di gestione
dell’energia), i cui beneficiari sono imprese e cooperative
che abbiano la sede operativa per la quale viene ottenuta
la certificazione nella Provincia di Prato, e consorzi e so-
cietà consortili che risultino composti per almeno i 2/3
da imprese aventi sede legale o operativa nella Provincia
di Prato. Il contributo accordato sarà pari al 50% delle
spese sostenute (al netto di IVA e di altre imposte, tas-
se ed oneri accessori) per il conseguimento ed il rilascio
della certificazione fino al limite massimo di € 5.000 €,

La UNI CEI 11352:2010 “Gestione dell’Energia. So-
cietà che forniscono servizi energetici (ESCo) – Re-
quisiti generali e lista per la verifica dei requisiti ”
La seconda norma “tecnica” che vale la pena ana-
lizzare in questo contesto è ovviamente quella che
fa riferimento alle “prescrizioni” cui devono sot-
tostare le ESCo, ossia le società preposte a fornire
servizi di efficienza energetica.
E’ evidente come, in un sistema virtuoso, l’intera-
zione fra una ESCo “certificata” ed una impresa
con un Sistema di Gestione dell’Energia “certifi-
cato” sia particolarmente semplice, giacchè le pro-
cedure di intervento dell’una ben si sposano con le
informazioni a disposizione dell’altra. In questa re-
ciprocità sta una parte delle ragioni che hanno spin-
to a stendere la UNI CEI 11352, ma è indubbio che
– ancora in analogia con quanto visto prima – ci si
attenda anche un impatto significativo in termini
di signaling verso il cliente (soprattutto quello in-
dustriale) che dalla “certificazione” della ESCo può
trarre un’ indicazione circa la bontà delle sue pro-
cedure operative, e verso lo stakeholder bancario,
che allo stesso modo dovrebbe assegnare un mag-
gior “merito” alle ESCo che abbiano adeguato i
loro processi di intervento alla norma.
Anche in questo caso la UNI CEI 11352:2010, pub-
blicata l’8 Aprile 2010, non definisce delle proce-
dure “rigide” bensì individua dei requisiti generali
da soddisfare.
In particolare, per ottenere la certificazione la
ESCo deve dimostrare di:
•• offrire un “servizio di efficienza energetica”,
ossia un servizio finalizzato al conseguimento di
un miglioramento dell’efficienza energetica di un
sistema di domanda e consumo di energia, nel
rispetto di tutti i criteri prestazionali concorda-
ti e determinato sulla base dei dati raccolti e re-
lativi al consumo energetico. Tale servizio deve
comprendere l’identificazione, la selezione e
l’implementazione di azioni e la verifica del mi-
glioramento, per un periodo definito contrat-
tualmente e tramite metodologie concordate;
•• offrire un “servizio energetico integrato”, con-
forme alla EN 15900 (SI VEDA FIGURA 2.2), ossia
che ricomprenda tutte17
le attività di diagnosi
energetica, la verifica della rispondenza degli im-
pianti e delle attrezzature alla legislazione di rife-
rimento, l’elaborazione di studi di fattibilità con
analisi tecnico-economica e la scelta delle soluzio-
ne più vantaggiose, la progettazione degli inter-
venti da realizzare, la realizzazione degli interven-
ti di installazione, la conduzione degli impianti
garantendone la resa ottimale, la manutenzione
ordinaria (preventiva e correttiva), il monitorag-
gio del sistema di domanda e consumo di energia,
la presentazione di adeguati rapporti periodici al
cliente, il supporto tecnico, la gestione degli in-
centivi e delle pratiche burocratiche, l’attività di
formazione e informazione dell’utente;
•• offrire una “garanzia contrattuale” di miglio-
ramento dell’efficienza energetica, con assun-
zione in proprio dei rischi tecnici e finanziari
connessi con l’eventuale mancato raggiungimen-
to degli obiettivi concordati;
•• collegare la remunerazione dei servizi e del-
le attività fornite al miglioramento effettivo
dell’efficienza energetica ed ai risparmi conse-
guiti.
Appare evidente come, soprattutto gli ultimi due
17
La norma prescrive in realtà che sia ammissibile, ma con specifica indicazione in sede contrattuale, che alcune di queste attività siano svolte da altre
imprese. In ogni caso è la ESCo che le contrattualizza e ne è quindi responsabile nei confronti del cliente.
aumentato di 1.000 € nel caso di impresa femminile.
La Camera di Commercio di Ferrara, infine, nel
Giugno 2012 ha emanato il bando “Contributi alle
imprese della Provincia di Ferrara per l’introduzione
di sistemi di qualità, di gestione ambientale e di re-
sponsabilità sociale” rivolto alle imprese ed ai loro
consorzi, con sede e/o unità operativa nella Provincia
di Ferrara. I finanziamenti sono pari ad un massimo
di 5.000 € (contributo effettivo pari al 60% dell’impor-
to complessivo delle spese sostenute, al netto di IVA)
per il conseguimento della certificazione di sistemi
di gestione ambientale della qualità di prodotto e di
processo ed a 3.000 € (contributo effettivo pari al 50%
dell’importo complessivo delle spese sostenute al net-
to di IVA) per l’acquisizione di servizi di consulenza
finalizzati alla certificazione stessa.

43
requisiti, siano particolarmente “stringenti” per
le ESCo, costringendole a “legare” la propria at-
tività a quella del cliente per un certo periodo di
tempo, quello appunto necessario a che si manife-
stino i risparmi contrattualizzati e quindi si risol-
vano sia gli aspetti di rischio che di remunerazione
oggetto dell’intervento. Dall’altro lato, tuttavia, è
anche evidente come sia proprio in questa condi-
visione dei rischi e dei benefici – si rammenta qui
favorita dalla presenza di un SGE nell’impresa
cliente – a connotare la “vera” natura di una Ener-
gy Service Company.
Guardando alla situazione attuale in Italia, in ma-
niera non diversa da quanto visto nel caso precedente,
essa non è affatto “rosea”. Ad Ottobre del 2012 ri-
sultano aver ottenuto la certificazione soltanto 27
ESCo18
, ossia poco meno dell’1,2% del totale delle
ESCo accreditate per la presentazione dei progetti
ai fini dell’ottenimento dei TEE presso l’AEEG19
ed
il 8% di quelle effettivamente “attive”20
nella richie-
sta di TEE. Numeri tutto sommato limitati che ap-
paiono ancor più modesti se si considera che sia il
“Decreto Rinnovabili” (28/2011) all’articolo 29 sia
soprattutto il PAEE 201121
riconoscono l’importan-
za di questo strumento e ne intendano promuovere
la diffusione anche con l’applicazione di premialità
nelle modalità di attribuzione dei TEE. Tuttavia,
come molte volte purtroppo accade nel nostro Paese, i
problemi emergono quando si passa dagli indirizzi
normativi generali alle regole applicative, conside-
rando che non è stato ancora ad oggi definito l’enti-
tà del “premio” e le modalità per la sue erogazione.
In realtà dietro questo ritardo vi sono obiezioni “so-
stanziali” alla forma della norma UNI CEI 11352 che
a onore del vero si basa sulla sussistenza per la ESCo
in questione di requisiti ex ante relativi al modello di
business adottato (ad esempio vi è l’opportunità di di-
mostrare la presenza di procedure e/o modelli per la
redazione di contratti con garanzia di risultato, anche
senza averne mai effettuati). In altre parole – ed è que-
sta la fonte principale delle perplessità dell’AEEG –
è possibile che una ESCo si certifichi dimostrando
di essere “in teoria” in grado di erogare servizi con-
formemente a quanto previsto dalla norma, senza
essere chiamata invece a darne evidenza.
Qualcosa sembra tuttavia muoversi, se si conside-
ra che nella prima metà del 2012 è stato avviato un
processo di revisione della norma condotto dal
CTI (Comitato Termotecnico Italiano22
) volto ad
un “irrigidimento” della certificazione, che sia
18
Fonte: EnergyINlink.
19
2.173 ESCo accreditate presso l’AEEG al 31 Maggio 2012, di cui 329 “attive” (Fonte: AEEG).
20
Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 5.
21
Si rimanda al PARAGRAFO 2.3 per l’analisi estensiva di tale documento.
22
Il Comitato Termotecnico Italiano (CTI), ente federato all’UNI, ha lo scopo di svolgere attività normativa ed unificatrice nei vari settori della termotecnica.
Figura 2.3
Fasi del processo di un servizio di miglioramento dell’efficienza energetica (Fonte: UNI CEI EN 15900)
Preparazione
Analisi e
diagnosi
Dati di
consumo attuali
e definizione
della efficienza
energetica di
riferimento
Registrazione
degli interventi
eseguiti
Implemantazione
interventi di
efficienza
Descrizione
degli interventi
e delle
procedure di
verifica
Misure e
verifica
prestazioni
(garantite)
Descrizione
del nuovo
livello di
Efficienza
energetica

basata sulla verifica degli interventi fatti. La di-
rezione intrapresa appare essere quella che richiede
per la certificazione (i) l’avere in essere o già ese-
guito almeno un contratto di servizio di efficienza
energetica con garanzia di miglioramento dell’effi-
cienza energetica e remunerazione legata al risulta-
to e (ii) l’avere, per i contratti in esecuzione, almeno
una relazione di verifica dei risultati ottenuti in
termini di miglioramento dell’efficienza energeti-
ca in grado di coprire un arco temporale minimo
di 12 mesi. Infine, la nuova versione della norma
dovrebbe fornire le linee guida da seguire per la ve-
rifica ispettiva ai fini della certificazione (in modo
da rendere il processo uniforme), che deve essere
eseguita sia presso la sede della ESCo sia presso uno
o più clienti dove si è svolto un servizio di efficienza
energetica con prestazioni garantite.
Modifiche che appaiono indubbiamente “vir-
tuose” sulla carta, ma che rischiano di ritardare
ulteriormente il processo di certificazione delle
ESCo e di lasciare quindi il mercato italiano sprov-
visto di un meccanismo che altrove ha dimostrato
di funzionare nel “selezionare” i soggetti più adatti
ad operare.
La UNI CEI 11339:2009 “Requisiti generali
per la qualificazione degli Esperti in Gestione
dell’Energia ”
Un ultimo aspetto che merita un approfondimen-
to è collegato alla figura dell’Esperto in Gestione
dell’Energia (EGE), previsto dalla già citata Diretti-
va Europea 2006/32/CE e riconosciuto per la prima
volta nel nostro Paese con il D. Lgs 115/08 (si veda a
questo proposito il PARAGRAFO 2.3).
L’EGE – che si colloca in una posizione interme-
dia rispetto agli operatori economici oggetto del-
le due norme precedentemente analizzate – è un
“soggetto che ha le conoscenze, l’esperienza e la
capacità necessarie per gestire l’uso dell’energia in
modo efficiente”. Obiettivo dell’EGE è quindi quel-
lo di “facilitatore” del mercato in grado di promuo-
vere un processo di incremento del livello di qualità
e competenza tecnica per i fornitori di servizi ener-
getici e di far emergere con più efficacia la domanda
da parte degli operatori industriali. In questo, appa-
re possibile per l’EGE rivolgersi anche a un insieme
di imprese afferenti ad un unico distretto o cluster
industriale geograficamente ben definito, sfruttan-
do l’effetto “scala” e la similitudine delle imprese per
supportarle sia nella prospettiva demand side (uso
dell’energia e relative opportunità di efficientamen-
to) che in quella supply side (acquisto dell’energia).
Giova sottolineare che la presenza di un meccani-
smo di certificazione distingue con chiarezza l’E-
sperto in Gestione dell’Energia dalla figura dell’e-
nergy manager (detto anche “Responsabile per l’uso
razionale dell’energia”), che invece è una funzione
organizzativa e non una qualifica professionale.
La UNI CEI 11339:2009, emanata nel Dicembre
2009, definisce i requisiti generali e la procedura di
qualificazione per l’esperto in gestione dell’energia,
delineandone i compiti (quali in primis analizzare il
sistema energetico, implementare la politica energe-
tica e il sistema di gestione dell’energia, pianificare,
ottimizzare, gestire e controllare), le competenze
(quali conoscere la EN 16001 – ora ISO 50001, le tec-
nologie anche innovative, i mercati, la contrattualisti-
ca, la legislazione anche ambientale) e le modalità di
valutazione delle competenze (in termini di espe-
rienza, formazione scolastica e titoli).
La norma, riguardo alle modalità di valutazione
della rispondenza dell’individuo alle competen-
ze richieste, ammette (i) la autovalutazione, o
“valutazione di prima parte”, (ii) la valutazione
da parte dell’azienda in cui lavora il candidato,
o “valutazione di seconda parte”, e (iii) la valuta-
zione da parte di un soggetto terzo, o “valutazio-
ne di terza parte”.
Appare con evidenza come la “valutazione di pri-
ma parte” sia in aperto contrasto con il principio
di terzietà che dovrebbe invece caratterizzare i
meccanismi di certificazione ed è quindi facile
intuire come – a parità di compliance con la norma
UNI CEI 11339: 2009 – vi sia un valore percepito
significativamente diverso da parte dello stakehol-
der o del cliente a seconda della modalità di valuta-
zione utilizzata. La mancata “trasparenza” circa il
modello utilizzato, d’altro canto, rischia di ridurre
complessivamente l’autorevolezza della certifica-
zione stessa e la conseguente “garanzia” dei sogget-
ti cui l’EGE si rivolge.
In Italia, l’unico organo di certificazione rico-
nosciuto dall’ente di accreditamento Accredia23
come titolato alla “valutazione di terza parte”
23
Accredia è l’ente italiano di accreditamento, unico organismo nazionale autorizzato dallo Stato a svolgere attività di accreditamento.

45
per la UNI CEI 11339: 2009 è il SECEM (Sistema
Europeo di Certificazione in Energy Management)
appositamente creato all’interno della FIRE24
. Nel-
le sue lineee guida per la “valutazione di terza
parte” riveste un ruolo fondamentale il fattore
esperienziale, indubbiamente il vero fattore diffe-
renziale in un contesto così articolato e multidisci-
plinare dell’efficienza energetica. Per poter accedere
alla procedura di valutazione per l’ottenimento della
certificazione sono infatti richiesti alternativamen-
te: (i) la Laurea Magistrale (di II livello) di tipo tec-
nico-ingegneristico e più di 3 anni di esperienza
specifica nell’energy management; (ii) oppure la
Laurea (di I livello) di tipo tecnico-ingegneristico e
più di 4 anni di esperienza specifica nell’energy ma-
nagement; (iii) il Diploma di perito o laurea non in-
gegneristica e più di 5 anni di esperienza nell’energy
management; (iv) 10 anni di esperienza specifica
nell’energy management.
L’attivazione del processo di accreditamento tra-
mite “valutazione di terza parte” è stato avviato
in Italia nel 2010, ma ad oggi risultano certificati
per il settore industriale25
soltanto 30 professioni-
sti. Un numero certo non all’altezza delle attese
rispetto al ruolo che avrebbe dovuto rivestire nel-
le intenzioni del normatore e soprattutto in consi-
derazione dello sviluppo significativo che il tema
dell’efficienza energetica ha avuto – anche dal punto
di vista della riqualificazione professionale – negli
ultimi anni.
Degli EGE oggi certificati tramite valutazione di terza
parte nel nostro Paese, circalametàlavoracomelibe-
ro professionista o come consulente di imprese che
offrono soluzioni tecnologiche nell’efficienza ener-
getica, favorendone appunto l’interfaccia con le ESCo,
mentre l’altra metà è impiegata direttamente all’in-
terno delle ESCo, con un ruolo per certi versi duale
rispetto al precedente.
E’ interessante sottolineare come la presenza di un
EGE all’interno delle ESCo incrementi la com-
pliance di queste ultime rispetto all norma UNI
CEI 11352:2010, discussa nel paragrafo prece-
dente: non è quindi un caso che buona parte delle
ESCo che impiegano oggi un EGE rientrino anche
nella categoria (come visto nel paragrafo precedente
piuttosto esigua) delle ESCo “certificate”.
Anche in questo caso fra le condizioni rilevate da-
gli operatori come “freno” allo sviluppo di EGE
“certificati” vi è soprattutto la mancanza di pre-
mialità per i soggetti che impiegano (o che uti-
lizzano come consulente) un EGE. La possibilità,
di cui si è discusso anche se non con grande vigore
a onor del vero in sede di AEEG, di estendere alla
figura dell’EGE il novero dei soggetti volontari che
possano prendere parte al meccanismo dei TEE
rappresenta da questo punto di vista un’interessante
opportunità.
La ridotta diffusione di soggetti – sia imprese, che
ESCo, che EGE – “certificati” nel nostro Paese, da
un lato, è il risultato di un circolo vizioso che vede
questa terna di certificazioni rafforzarsi (o come
nel nostro caso indebolirsi) a vicenda con il cre-
scere della loro diffusione e, dall’altro lato, è il sin-
tomo – che verrà discusso nel successivo paragra-
fo e più a lungo nel CAPITOLO 5 – di una “cultura”
dell’efficientamento energetico ancora poco svi-
luppato nel sistema industriale italiano.
Il primo Piano d’Azione italiano per l’Efficienza
Energetica (PAEE26
) è stato presentato alla Com-
missione Europea nel Luglio del 2007 e prevede-
va (SI VEDA TABELLA 2.1) l’adozione di programmi
e misure di miglioramento corrispondenti ad un
obiettivo pari al 9,6% (126.327 GWh/anno) al 2016
(superiore al valore del 9% indicato dalla direttiva
2006/32/CE), fissandone uno intermedio al 2010
pari al 3%.
Come si vede in TABELLA 2.1, al settore industriale
era assegnato circa il 20% degli obiettivi di rispar-
mio al 2010 e poco più del 17% di quelli al 2016.
24
La Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia è un’associazione tecnico-scientifica il cui scopo è promuovere l’uso efficiente dell’energia, sup-
portando attraverso le attività istituzionali e servizi erogati chi opera nel settore e promuovendo un’evoluzione positiva del quadro legislativo e regolatorio.
Inoltre, su incarico del MiSE, gestisce dal 1992 la rete degli energy manager individuati ai sensi della Legge 10/91, recependone le nomine e promuoven-
done il ruolo.
25
Per cercare di dare maggiore specificità alle competenze dell’EGE, la norma prevede due differenti classi: (i)EGE del settore produttivo (agricoltura e
pesca, industria manifatturiera, industria dell’energia e dell’acqua, industria dei servizi, attività produttiva in generale); (ii) EGE del settore civile (costruzioni
pubbliche e private, trasporti, pubblica amministrazione, commercio, servizi pubblici e privati). Sussiste tuttavia la possibilità di certificarsi in entrambe le
classi previste.
26
Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 1.
2.3 L’impianto normativo
italiano

Non molto effettivamente, considerando che i
consumi energetici per l’industria sono pari nel
nostro Paese a circa il 23%27
del totale, valore che
risente peraltro della contrazione, abbastanza gene-
ralizzata, dei volumi produttivi dei principali settori
industriali (ad esempio, nel 2005 era pari al 28%).
Se dagli obiettivi si passa ai risultati, prendendo
come riferimento la ricognizione fatta a livello
italiano con riferimento il Dicembre 2010, ovvero
un anno dopo quella europea citata in precedenza,
il quadro che emerge merita più di qualche com-
mento (SI VEDA TABELLA 2.2).
In controtendenza rispetto alla situazione euro-
pea, il consuntivo dei risparmi conseguiti si è at-
testato su un livello di performance abbondante-
mente superiore rispetto al target (+34%), con un
valore di risparmio conseguito pari a 47.711 GWh/
anno.
Tale risultato tuttavia è solo per il 68% circa attri-
buibile agli interventi previsti dal PAEE 2007 (se si
guarda ai quali si vede che l’obiettivo di 35,6 TWh/
anno di risparmio non è raggiunto), mentre un con-
tributo importante è dato da interventi diversi da
quelli previsti dal PAEE 2007. Se si guarda la riga
27
Statistica del 2010 (Fonte: Ministero dell’Ambiente).
Tabella 2.1
Tabella 2.2
Risparmio energetico annuale atteso al 2010 ed al 2016 (Fonte: PAEE 2007)
Risparmio energetico annuale conseguito al 2010 (Fonte: PAEE 2011)
Risparmio energetico
annuale atteso al 2010
annuale atteso al 2016
Interventi
Interventi
[GWh/anno] [GWh/anno]
16.998Totale Settore Residenziale 56.830
Totale Settore Residenziale
8.130Totale Settore Terziario 24.700
Totale Settore Terziario
7.040Totale Settore Industria 21.537
Totale Settore Industria
3.490Totale Settore Trasporti 23.260
Totale Settore Trasporti
35.658Totale Risparmio Energetico 126.324
Totale Risparmio Energetico
Risparmio
energetico annuale
atteso al 2010
(PAEE 2007)
[GWh/anno]
16.998
8.130
7.040
3.490
35.658
annuale conseguito al
2010 per interventi
previsti nel PAEE 2007
2010 per interventi non
previsti dal PAEE 2007
Totale Risparmio
energeticoannuale
conseguito al 2010
[GWh/anno] [GWh/anno] [GWh/anno]
6.068 31.42725.359
4.389 5.042653
4.920 8.2703.350
– 2.9722.972
15.377 47.71132.334

47
relativa al settore industriale, la “sproporzione”
appare evidente: degli 8,27 TWh/anno di rispar-
mio energetico solo poco più del 40% è dovuto a
misure previste dal PAEE 2007, mentre quasi il
60% del risultato complessivo è ottenuto tramite
misure di efficientamento che non erano previste
dal PAEE 2007.
Se si fa esclusivamente riferimento alle misure
previste dal PAEE 2007 (TABELLA 2.3) per il set-
tore industriale, si nota come solo nel caso della
cogenerazione ad alto rendimento28
i risparmi
conseguiti siano stati effettivamente in linea con
le previsioni (+19% anzi rispetto alle attese), il che
ancora una volta non fa che rafforzare la positività
del giudizio sulla “nuova” Direttiva Europea che al
tema del CAR dedica ampio spazio. E’ prossimo
all’obiettivo l’uso di lampade efficienti e sistemi di
controllo (-11%), mentre in tutti gli altri casi la
percentuale di raggiungimento non supera il 10%.
Un dato – quello del mancato sviluppo delle so-
luzioni previste dal PAEE 2007 – che tuttavia non
deve stupire per almeno tre ragioni:
•• il recepimento della già citata Direttiva
32/2006/CE sull’efficienza energetica avviene
in Italia con due anni di ritardo con il D.lgs.
115/08 (“Attuazione della direttiva 2006/32/CE
relativa all’efficienza degli usi finali dell’energia e
i servizi energetici e abrogazione della direttiva
93/76/CEE”). La Direttiva – che già come visto
nella sua versione originale contiene molto poco
con riferimento agli impieghi industriali – nel-
la sua “versione” italiana viene ulteriormente
depotenziata: (i) alla prevista creazione di un
Fondo di rotazione per gli interventi di efficien-
za energetica realizzati in regime di Finanzia-
mento Tramite Terzi (quello in altri Paesi più dif-
fuso proprio per gli interventi di efficientamento
industriale) dalle ESCo per un ammontare pari
a 25 mln € non si è mai dato seguito con il De-
creto attuativo, sino alla definitiva abrogazio-
ne avvenuta nel 2011 con il D.lgs. 28/201129
;
(ii) il processo di “qualificazione” per le ESCo
e gli esperti in gestione dell’energia (come di-
scusso nel precedente paragrafo importanti so-
prattutto per vincere le “barriere culturali” all’ef-
ficientamento da parte delle imprese) si è risolto
con meccanismi di natura volontaria30
;
•• il Fondo Rotativo “Kyoto”, di cui si parlerà an-
che più avanti, istituito con la Legge Finanzia-
ria Italiana del 2007 (legge 27 dicembre 2006,
n. 296) e concepito per sostenere diversi in-
terventi di efficientamento (ad esempio le so-
stituzioni dei motori elettrici se si guarda alle
applicazioni industriali) non è divenuto opera-
tivo che dal Marzo 2012, quindi ben oltre l’in-
tervallo di analisi considerato nella TABELLA 2.3;
28
Si rimanda al PARAGRAFO 3.2.1 per l’analisi della convenienza economica associata a questa tecnologia.
29
Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle
direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
30
UNI CEI 11352 – Requisiti delle ESCO e UNI CEI 11339 – Requisiti degli EGE – Esperti in gestione dell’energia.
Tabella 2.3
Risparmio energetico annuale conseguito dal settore industriale al 2010 con riferimento agli interventi previsti dal
PAEE 2007 (Fonte: PAEE 2011)
2010 per interventi
previsti nel PAEE
2007
annuale atteso al
2010 (PAEE 2007)Interventi settore industria
[GWh/anno] [GWh/anno]
617Lampade efficienti e sistemi di controlloIND-1 700
16IND-2
Sostituzione motori elettrici di potenza 1-90 kW
da classe EFF2 a classe EFF1
1.100
121IND-3 Installazione di inverter su motori elettrici di potenza 0.75-90 kW 2.100
2.493IND-4 Cogenerazione ad alto rendimento 2.093
103IND-5 Impiego di compressione meccanica del vapore 1.047
Totale Settore Industria 3.350 7.040

•• il meccanismo di incentivazione fiscale, ovve-
ro la detrazione del 20% in vigore dal 2007 al
2010, per la sostituzione di motori e inverter
(SI VEDA BOX 2.8) non ha colto le ragioni “rea-
li” di adozione di questo tipo di tecnologie,
non essendo da un lato sufficiente a “spingere”
ad una sostituzione anticipata e dall’altro lato –
come sempre purtroppo in Italia – essendo in-
vece appesantito (o percepito tale) da eccessive
complicazioni burocratiche.
Quello che è accaduto invece “al di fuori” del
PAEE 2007 fa riferimento in maniera esclusiva alla
classe di intervento rubricata come IND-6 “Refri-
gerazione, inverter su compressori, sostituzione
caldaie, recupero cascami termici” cui si devono
al 2010 4.920 GWh/anno di risparmio, per i quali
evidentemente il Governo aveva sottostimato l’effet-
to dei TEE (SI VEDA PARAGRAFO 2.3.2).
L’effetto della ricognizione effettuata nel 2010 ha
portato ad una significativa revisione del Piano d’A-
zione per l’Efficienza Energetica che ha visto una
sua seconda release31
nel Luglio del 2011. Il “nuovo”
PAEE 2011 estende e traguarda gli obiettivi di ri-
sparmio energetico al 2020, mantenendo però un
momento di verifica all’anno 2016.
Complessivamente, a fronte dei 47.711 GWh/anno
31
Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica 2011
Box 2.8
La detrazione fiscale per motori elettrici e inverter
Contenuto nella Legge Finanziaria 2007 (commi 358 e
359), il provvedimento istituiva la possibilità di detrazio-
ne d’imposta (riconosciuta sia alle persone fisiche sia agli
enti e alle società di persone e di capitali) pari al 20%
delle spese sostenute per l’acquisto e la sostituzione di
motori elettrici ad alta efficienza, nonché per l’acquisto
di inverter, comprese le spese di installazione. La Legge
Finanziaria 2008 ha prorogato le detrazioni alle spese so-
stenute entro il 31 Dicembre 2010. Data oltre la quale il
provvedimento ha poi perso di efficacia.
Più nel dettaglio si poteva godere del beneficio fiscale
(non cumulabile, se non con i TEE) nel caso di acquisto
di motori elettrici efficienti di potenza nominale compre-
sa tra 5,5 e i 90 kW, e per l’acquisto di inverter installati
su impianti di potenza nominale compresa tra i 7,5 e i 90
kW.Erano inoltre fissati un tetto massimo di spesa am-
missibile (quella su cui calcolare la detrazione del 20%)
ed un massimo detraibile, che è di 1.500 euro per singolo
motore e inverter.
Tra il 2007 ed il 2010, tuttavia, meno di 3.000 motori
hanno complessivamente goduto della detrazione fisca-
le, contro una base installata stimabile nell’ordine dei 5-6
milioni (la massima parte dei quali obsoleti, con livelli di
efficienza bassi) e con un numero di nuove unità/sosti-
tuzioni nell’ordine delle 500.000 unità/anno. Nello stesso
periodo, gli inverter che hanno avuto accesso al mecca-
nismo di detrazione fiscale sono stati circa 5.400 unità,
contro una base installata complessiva di oltre 250.000
unità.
Il risultato migliore associato agli inverter, peraltro non
certo “entusiasmante”, può essere fatto risalire alla mag-
giore convenienza economica associata all’adozione di
questa tecnologia rispetto ai motori elettrici (SI VEDANO
PARAGRAFI 3.1.1 e 3.1.2).
In generale, comunque, le cause dello scarso appeal di
questo meccanismo incentivante non devono sicura-
mente essere attribuite ad una ridotta convenienza eco-
nomica in assoluto. Prendendo ad esempio il caso di
sostituzione di un motore elettrico ancora funzionante
con un motore a più alta efficienza di classe IE2, a 4 poli,
di potenza pari a 15 kW risulta che la detrazione fisca-
le riduce il tempo di ritorno dell’investimento di circa il
22%, attestandosi sui 2,8 anni, valore analogo a quello
riscontrato nel caso di ottenimento dei TEE (a valle delle
Delibera 9/11).
Ciononostante, è interessante riflettere sul fatto che,
come è emerso dall’analisi dei driver che spingono le
imprese ad effettuare investimenti in efficienza ener-
getica, tipicamente la determinante è la sostituzione di
una tecnologia giunta a fine vita, piuttosto che un’ocula-
ta valutazione tecnico-economica basata sul Total Cost
of Ownership.
2.3.1 Gli obiettivi di efficienza
energetica nel settore industriale

49
complessivamente risparmiati nel 2010, si è fissa-
to un obiettivo al 2020 pari a 184.672 GWh/anno,
che diviene di 126.540 GWh/anno se ci si arresta
al 2016, sostanzialmente invariato rispetto a quanto
previsto dal PAEE 2007).
Focalizzando l’attenzione sul settore industria-
le, rispetto agli 8.270 GWh/anno risparmiati nel
2010 nel settore industria, ci si è dati un obiettivo
al 2020 pari a 28.678 GWh/anno, che diviene di
20.140 GWh/anno se ci si arresta al 2016 (93,5%
di quanto previsto dal PAEE 2007). LA TABELLA 2.4
riporta il dettaglio degli obiettivi.
Oltre alla scomparsa dell’intervento inerente alla
“compressione meccanica del vapore”, sostituito
come evidente dagli interventi “refrigerazione, in-
verter su compressori, sostituzione caldaie e recu-
pero cascami termici”, si nota la sensibile riduzione
dei risparmi annuali attesi al 2016, pari a -38% per
le lampade efficienti e sistemi di controllo, -24% per
motori elettrici ad alta efficienza32
e -95% per l’in-
stallazione di inverter su motori elettrici33
, mentre
per la cogenerazione ad alto rendimento il target
risulta invariato.
L’estensione delle misure rispetto al PAEE 2007
determina tuttavia nel 2020 un risparmio com-
plessivo di quasi 2,5 Mtep, +0,7 rispetto al target
2016 e +0,6 rispetto all’obiettivo al 2016 fissato
dal PAEE 2007. Il contributo di riduzione dei
consumi è imputabile per oltre il 15% ad interven-
ti su illuminazione, motori ed inverter su sistemi
di pompaggi (IND1, IND2, IND3), per il 23% alla
cogenerazione ad alto rendimento (IND4), per il
restante 62% alla misura IND 5.
Le soluzioni di efficienza energetica nel settore
industriale sono attualmente incentivate in Italia
essenzialmente attraverso due meccanismi:
•• i Titoli di Efficienza Energetica, che introduco-
no un meccanismo di mercato per rendere “li-
quidi” e “monetizzabili” gli effetti di risparmio
energetico resi possibili dall’adozione di deter-
minate soluzioni tecnologiche;
•• la concessione di prestiti a tasso agevolato, con
il cosiddetto Fondo Rotativo “Kyoto”.
Il proseguo del paragrafo dettaglierà i contenuti
ed i risultati di questi, mentre non si farà qui men-
zione – visto che se ne è ampiamente discusso nei
Rapporti dedicati alle fonti di energia rinnovabile34
-
dei meccanismi di incentivazione delle soluzioni
per ridurre la dipendenza dall’approvvigionamento
32
Il precedente obiettivo era riferito alla sostituzione di motori elettrici nel range di potenza 1-90 kW da classe EFF2 a EFF1.
33
Il precedente obiettivo era riferito all’installazione di inverter su motori elettrici nel range di potenza 1-90 kW.
34
In particolare si rimanda alle rispettive sezioni “Normativa” del Solar Energy Report, del Biomass Energy Report e del Wind Energy Report.
Tabella 2.4
Obiettivi stabiliti per il settore industriale dal PAEE 2011
Risparmio
energetico
annuale
atteso al 2016
Risparmio
energetico
annuale
conseguito al 2010
Risparmio
energetico
annuale
atteso al 2020
Interventi Settore industria:
Interventi di miglioramento
dell’efficienza energetica
[GWh/anno] [GWh/anno] [GWh/anno]
1.360617Lampade efficienti e sistemi di controlloIND-1
2.60016
Installazione di motori elettrici a più alta
efficienza
IND-2
300121Installazione di inverter su motori elettriciIND-3
6.2802.493Cogenerazione ad alto rendimentoIND-4
9.6005.023
Refrigerazione, inverter su compressori,
sostituzione caldaie, recupero cascami
termici
IND-5
Totale Settore Industria 20.1408.270 28.678
2.3.2 I sistemi di incentivazione
dell’efficienza energetica nel settore
industriale

dell’energia elettrica, dei combustibili o dell’energia-
termica. Allo stesso modo il BOX 2.9, senza alcuna
pretesa di completezza, riporta alcuni esempi di si-
stemi di incentivazione e supporto a livello locale.
I Titoli di Efficienza Energetica
I Titoli di Efficienza Energetica (TEE), detti anche
Certificati Bianchi, sono i titoli che attestano il ri-
sparmio di energia e sono rilasciati in misura pari
all’energia primaria risparmiata, ossia un TEE
per ogni tep risparmiato.
Il meccanismo di funzionamento dei TEE è stato
ampiamente dettagliato nella precedente edizione
(cui si rimanda) del Rapporto35
, e tuttavia appare
utile riprenderne i principali capisaldi, soprattutto
alla luce delle modifiche introdotte dalla Delibe-
ra AEEG EEN 9/11 del 27 ottobre 2011 (“Aggior-
namento, mediante sostituzione dell’Allegato A alla
deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas 18 Settembre 2003, n. 103/03 e successive modi-
fiche ed integrazioni, in materia di Linee guida per
la preparazione, esecuzione e valutazione dei progetti
di cui all’articolo 5, comma 1, dei Decreti Ministeriali
35
Cfr. Energy Efficiency Report 2011 CAPITOLO 2.
36
Modalità semplificata attraverso la quale la Commissione Europea autorizza l’istituzione da parte degli Stati membri di alcuni tipi di regime di aiuto per
le imprese. Tale facilitazione si basa sul presupposto che gli aiuti di Stato, se inferiori ad una certa soglia (200.000 € in 3 anni) non violano la concorrenza
tra imprese.
Box 2.9
Esempi di bandi locali di supporto all’efficienza energetica nell’industria
Si riportano in questo box alcuni dei più “noti” bandi lo-
cali attualmente attivi ed aventi per oggetto investimenti
nell’ambito dell’efficienza energetica nell’industria.
La Giunta Regionale della Liguria, con la Deliberazio-
ne n°1012 del 03/08/2012 ha approvato la riapertura del
bando “Agevolazioni a favore delle imprese dei distretti
industriali, delle filiere produttive, delle reti e delle aggre-
gazioni d’impresa per interventi mirati al risparmio ed
efficienza energetica e all’utilizzo di energia rinnovabile”.
Il fondo destinato all’attuazione del bando ha una do-
tazione finanziaria pari a 2.121.300 € e si propone di
supportare i soggetti sopra definiti negli investimenti
per il risparmio energetico, l’incremento dell’efficienza
energetica, l’utilizzo di fonti di energia rinnovabili al fine
di ridurre le emissioni in atmosfera ed all’incremento di
produzione energetica da fonti rinnovabili. E’ concessa
un’ agevolazione nella misura massima dell’80% del co-
sto ammissibile sino alla concorrenza di € 200.000 €, così
ripartiti: (i) un contributo a fondo perduto nella misura
del 50% dell’agevolazione concessa; (ii) un finanziamen-
to a tasso agevolato dello 0,50% nella misura del 50%
dell’agevolazione concessa. La durata del finanziamento
è fissata in otto o in cinque anni a seconda del tipo di
investimento effettuato.
La Regione Marche ha emesso il 20/07/2012 un bando,
nell’ambito dell’Asse 3 del POR FESR 2007/2013, per favo-
rire la realizzazione di investimenti finalizzati al risparmio
energetico ed all’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili
in contesti produttivi ed alla conseguente riduzione delle
emissioni in atmosfera di gas ad effetto serra.
Le risorse finanziarie ammontano ad 1.087.108 € ed è
prevista la concessione per la realizzazione degli inter-
venti di un contributo pubblico in conto capitale fino al
40% del costo dell’investimento ammissibile.
La Regione Umbria ha pubblicato il 22/02/2012 sul
BUR un bando per la presentazione delle domande di
contributo per interventi di cui al PER FESR 2007-2013
Regione Umbria. Asse III – Attività b3 Sostegno agli in-
vestimenti volti all’efficienza energetica ed alla diffusione
della produzione di energia da rinnovabili.
In particolare, si vogliono sostenere gli investimenti del-
le imprese (grandi, medie e piccole extra-agricole) per
l’efficienza energetica, finalizzati a migliorare la tutela
ambientale e realizzati anche in integrazione con inve-
stimenti (non agevolabili) per la produzione di energia
da fonte rinnovabile. Le risorse per il finanziamento am-
montano complessivamente a 4 mln €, di cui 2 verranno
utilizzati per il finanziamento degli interventi proposti
da imprese che si impegnino a realizzare o dimostrino il
possesso di impianto di produzione di energia elettrica
mediante sistema fotovoltaico, e 2 mln € per il finanzia-
mento degli interventi non ricompresi tra gli interventi
sopra menzionati. Gli interventi incentivabili fanno ri-
ferimento alla riduzione dei consumi termici o elettrici,
o ad interventi sul ciclo produttivo. L’incentivo è pari al
20%, 30% e al 40% rispettivamente per le grandi, medie e
piccole imprese, con la possibilità di scegliere tra regime
in esenzione o in “de minimis”36
.

51
20 Luglio 2004 e s.m.i. e per la definizione dei criteri
e delle modalità per il rilascio dei titoli di efficienza
energetica”), volte ad incrementarne l’efficacia.
La citata Delibera, che è entrata in vigore il 1
Novembre 2011, introduce tre importanti modi-
fiche, che come si vedrà meglio nel proseguo del
paragrafo, hanno un impatto soprattutto per le ap-
plicazioni in ambito industriale:
•• viene ridotta la soglia minima per la presen-
tazione dei progetti ed innalzato a 180 giorni il
tempo massimo entro cui presentare un progetto
che ha raggiunto la dimensione minima;
•• viene introdotto un coefficiente di durabilità
“τ”, che tiene conto della vita tecnica attesa degli
interventi, aumentando i certificati bianchi rila-
sciati nel corso della vita utile (cinque anni tipi-
camente) rispetto al passato;
•• viene introdotto un registro contenente le ti-
pologie di interventi realizzati e la eventuale
certificazione UNI-CEI 11352 posseduta dalle
società di servizi energetici che hanno ottenu-
to il rilascio di TEE.
Riguardo al primo punto, com’ è noto, ai fini del-
la valutazione dei risparmi conseguibili attraverso
le cinque tipologia di intervento e dei conseguenti
TEE ammissibili, si distinguono tre diversi metodi
con cui rendicontare gli interventi, ciascuno con-
traddistinto da una soglia minima richiesta di di-
mensione dei progetti:
•• metodi di valutazione standardizzata, che si ap-
plicano ai progetti anche di più piccole dimen-
sioni (con un risparmio netto integrale minimo
di 20 tep37
, contro i 25 previsti in precedenza)
e chesi caratterizzano dal fatto di quantificare il
risparmio specifico lordo annuo dell’intervento
senza procedere a misurazioni dirette ma trami-
te l’utilizzo di schede standardizzate predisposte
dall’AEEG, in collaborazione con l’ENEA38
;
•• metodi di valutazione analitica, che consentono
di quantificare il risparmio lordo conseguibile at-
traverso una tipologia di intervento sulla base di
un algoritmo di valutazione predefinito e della
misura diretta di alcuni parametri di funziona-
mento del sistema dopo che è stato realizzato
l’intervento. Per essere ammessi a questo tipo di
valutazione, i progetti di risparmio energetico
nei primi dodici mesi di misurazione dei para-
metri devono comportare un risparmio netto
integrale non inferiore a 40 tep (prima 50, o 100
tep nel caso di progetti proposti da grandi distri-
butori, ovvero con più di 50.000 clienti finali);
•• metodi di valutazione a consuntivo, che per-
mettono di quantificare il risparmio conseguibi-
le, attraverso uno o più interventi, in conformità
ad un programma di misura proposto dal sog-
getto titolare del progetto, unitamente ad una
descrizione del progetto medesimo approvato
dal soggetto responsabile delle attività di verifica
e di certificazione dei risparmi. Per essere am-
messi a questo tipo di valutazione, i progetti a
consuntivo devono aver generato nel corso dei
primi dodici mesi della misura un risparmio
netto integrale non inferiore a 60 tep (prima
100, o 200 tep per i grandi distributori).
Asolotitolodiesempio,percomprenderelaportata
della riduzione delle soglie è possibile considerare i
seguentiduecasi:(i)unaaziendadipiccoledimensio-
ni che voglia installare degli inverter sui propri motori
elettrici che azionano sistemi di pompaggio avvalen-
dosi della scheda standardizzata 9T (SI VEDA BOX 2.10),
la quale vede ridursi la “soglia minima”, in termini di
potenza installata di motori elettrici (e quindi del ri-
sparmio ad essi associato grazie all’adozione di inver-
ter) necessaria per poter presentare un progetto stan-
dardizzato, ed (ii) un’impresa che sia obbligata ad
avere un Energy Manager (SEM), ossia con un con-
sumo di almeno 10.000 tep, e che può a seguito della
citata Delibera AEEG EEN 9/11 presentare progetti
a consuntivo per un risparmio annuo di almeno lo
0,6%, valore quasi dimezzato rispetto a quello pre-
cedentemente richiesto (pari all’1%).
La decisione da parte dell’autorità di ridurre la soglia
minima richiesta per l’accesso al meccanismo dei TEE
gioca quindi, da un lato, a vantaggio della realizzazio-
ne di interventi anche di minore dimensione, e, dal’al-
tro lato, favorisce le aziende dotate di Energy Manager,
che si stanno affacciando, seppur in numero ancora
ridotto, al meccanismo (22 al 31 Maggio 2012).
L’introduzione del coefficiente di durabilità τ, che
permette di tenere conto della vita tecnica attesa degli
interventi, aumentando i certificati bianchi rilascia-
ti nel corso della vita utile (usualmente cinque anni)
è però dagli operatori considerata la principale novità
37
Come per le altre soglie minime per l’accesso al meccanismo tramite i diversi metodi di valutazione, questo valore è al lordo del cosiddetto “coefficiente
di durabilità” τ, che riduce la soglia minima di un fattore moltiplicativo 1/τ.
38
Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile.

introdotta dalla Delibera EEN 9/11. Il coefficiente
“corregge” l’approccio originario technology neutral40
dei TEE.In precedenza, infatti, il meccanismo conta-
bilizzava ed incentivava i risparmi energetici per un
numero di anni convenzionale (tipicamente 5 anni)
nella maggior parte dei casi inferiore alla vita effettiva
delletecnologieinstallate,penalizzandodifattogliin-
terventi che generavano risparmi energetici per un
numero di anni superiore a quello convenzionale.
Il concetto di “Risparmio Netto Integrale” (RNI)
introdotto dalla Delibera fa invece riferimento al ri-
sparmio che si stima venga conseguito nell’arco della
interavitatecnica41
diunintervento(SIVEDABOX2.11).
39
Il termine prevalenza fa riferimento al dislivello massimo di sollevamento che una pompa è in grado di far superare ad un fluido.
40
Si intende un incentivo basato sull’effettivo risparmio conseguito, indipendentemente dalla tecnologia utilizzata per conseguirlo.
41
Fa riferimento al numero di anni successivi alla realizzazione dell’intervento durante i quali si assume che gli apparecchi o dispositivi installati funzionino
e inducano effetti misurabili sui consumi di energia.
Box 2.10
Box 2.11
Esempio di intervento di risparmio energetico valutabile con il metodo standardizzato
Il calcolo del Risparmio Netto Integrale ed il coefficiente di durabilità
La scheda standardizzata n. 9T fa riferimento alla “In-
stallazione di sistemi elettronici di regolazione di fre-
quenza (inverter) in motori elettrici operanti su siste-
mi di pompaggio con potenza inferiore a 22 kW”. La
scheda permette di calcolare il risparmio derivante
dall’adozione di inverter su pompe in funzione della
tipologia di attività e della prevalenza statistica della
pompa (SI VEDA TABELLA 2.5). Il risparmio complessi-
vo (“risparmio netto integrale”) è dato da τ*a*RSL*NUFR
dove il coefficiente di durabilità τ è fissato pari a 2,65 ,
il coefficiente di durabilità a è fissato pari a 1, il Rispar-
mio Specifico Lordo è visibile in TABELLA 2.5, che fa
riferimento ad una Unità Singola di Riferimento (nella
fattispecie, pari ad 1 kW di potenza elettrica nominale
installata, riferita alle pompe alle quali si applicano in-
Il “Risparmio Netto Integrale” (RNI) è costituito dalla
somma del risparmio netto conseguito nel corso della
vita utile (“risparmio netto contestuale” - RNc) e il ri-
verter. I TEE riconosciuti all’intervento sono di tipo I.
Si consideri ad esempio il caso di un’azienda che intenda
applicare degli inverter sul suo parco motori (pari a 60
kW) che azionano sistemi di pompaggio. Considerando
il caso di funzionamento per i dispositivi su 2 turni di
lavoro ed una prevalenza statistica del 20%, l’azienda rag-
giunge esattamente la soglia minima di 20 tep necessaria
per poter realizzare un progetto standardizzato.
τ x a x RSL x NUFR
= 2,65 x 1 x 127,28 x 10-3
x 60 = 20 tep
A parità di condizioni di funzionamento, l’impresa non
avrebbe potuto realizzare il progetto con le soglie previste
in precedenza dalla normativa, a meno di disporre di una
capacità installata di motori elettrici su cui applicare gli
inverter pari a 74 kW (+23% rispetto al caso precedente).
sparmio netto conseguito dal termine della vita utile al
termine della vita tecnica dell’intervento stesso (“rispar-
mio netto anticipato” – RNa).
Tabella 2.5
Risparmio Specifico Lordo di energia primaria conseguibile per singola unità fisica di riferimento
Prevalenza statistica39
(% della prevalenza nominale):RSL [10-3 tep/anno/kW]
Industriale 1 turno di lavoro 83,16 63,64 44,12 24,61
Tipologia di attività 0 20 40 60
Industriale 2 turni di lavoro 166,3 127,28 88,25 49,22
Industriale 3 turni di lavoro 319,3 244,38 169,44 94,5
Industriale stagionale 89,8 68,73 47,65 26,58

53
42
Unità Fisica di Riferimento (UFR): prodotto,apparecchio, componente di impianto o grandezza fisica definita ai fini della valutazione del risparmio indicata
nelle schede tecniche di valutazione standardizzata.
43
Risparmio Specifico Lordo (RSL): risparmio specifico lordo annuo conseguibile dall’applicazione di una UFR, definito in base ad alcuni parametri di riferi-
mento (Es: ore annue di funzionamento, potenza di targa,…).
44
Il coefficiente di addizionalità, come dettagliato nel seguito della trattazione, fa riferimento al risparmio (“addizionale”) effettivamente conseguibile rispet-
to alla situazione media di mercato.
45
Fonte: Delibera EEN 9/11, TABELLA A.
Il rapporto fra RNI e RNc è denominato “coefficiente di
durabilità” (τ):
dove:
T è la vita tecnica espressa in anni;
U è la vita utile espressa in anni;
δ è il tasso di decadimento annuo dei risparmi pari a:
•• 0% per valori di i compresi tra 0 e U-1
•• 2% per valori di i compresi tra U e T-1.
A seconda del metodo di valutazione del progetto:
•• per i progetti standardizzati, la quota di risparmio
netto integrale riconosciuta è calcolata come prodot-
to del numero di UFR42
oggetto dell’intervento, del
RSL43
, del coefficiente di addizionalità44
e del coeffi-
ciente di durabilità;
•• per i progetti analitici, la quota di risparmio netto
integrale riconosciuta è calcolata moltiplicando il
risparmio lordo (calcolato in base all’algoritmo indi-
cato all’interno delle diverse schede tecniche) per il
coefficiente di addizionalità ed il coefficiente di du-
rabilità;
•• per i progetti a consuntivo, si applicano i coefficienti
della classe cui appartiene la soluzione tecnologica
considerata (SI VEDA TABELLA 2.6): ad esempio, il coeffi-
ciente è pari a 2,65 per la categoria “IND-E” (Processi
industriali: sistemi di azionamento efficienti, auto-
mazione e interventi di rifasamento,) e pari a 3,36
per la categoria “IND-GEN” (Processi industriali:
generazione di energia elettrica da recuperi o da fon-
ti rinnovabili o cogenerazione). Tuttavia, è possibile
proporre valori alternativi a quelli indicati, purché
ben documentati e valutati sulla base di un criterio
prudenziale.
Tabella 2.6
Valori del coefficiente di durabilità attribuiti alle diverse categorie di interventi in ambito industriale valutati
con il metodo a consuntivo45
Esempi di intervento
Coefficiente
di durabilità
(tau)
Categoria
IND-T) Processi industriali:
generazione o recupero di
calore per raffreddamento,
essiccazione, cottura,
fusione, etc.
IND-GEN) Processi
industriali: generazione di
energia elettrica da recuperi
o da fonti rinnovabili o
cogenerazione
IND-E) Processi industriali:
sistemi di azionamento
efficienti (motori, inverter,
ecc.), automazione e
interventi di rifasamento
3,36
3,36
2,65
•• recupero energetico nei sistemi di rigassificazione del GNL
•• dispositivi per la combustione delle fonti energetiche non rinnovabili - In-
terventi per la sostituzione di dispositivi esistenti con altri a più elevata
efficienza
•• essiccazione con dispositivi a microonde e radiofrequenza
•• fusioni e cotture con forni a conduzione e irraggiamento
•• dispositivi per la riqualificazione termodinamica del vapore acqueo at-
traverso compressione meccanica
•• utilizzo di calore di recupero
•• impiego di impianti alimentati a biomassa per la produzione di calore
•• rifasamento presso l’utenza finale
•• installazione di sistemi elettronici di regolazione in frequenza
•• installazione motori e meccanismi di trasmissione della forza motrice a
più alta efficienza
•• misure di efficientamento energetico nel settore della distribuzione
idrica
•• applicazione di sistemi informatici hardware e software per
l’automazione industriale
•• uso delle tecnologie delle comunicazioni ai fini del risparmio energetico
•• utilizzo di calore di recupero per la generazione di energia elettrica
•• generazione di energia elettrica dalla decompressione del gas naturale

Per quantificare la portata del coefficiente di durabi-
lità, il cui impatto è ovviamente variabile in funzione
sia del tipo di intervento che della modalità di valu-
tazione adottata, consideriamo un caso pratico, che
consiste nella sostituzione di un motore elettrico an-
cora funzionante con un motore a più alta efficienza
di classe IE2, a 4 poli, di potenza pari a 15 kW46
. In
coerenza con le ipotesi utilizzate per il calcolo del-
la convenienza economica di questa operazione (si
veda a tal proposito la sezione Metodologia, nelle
pagine finali del Rapporto), si ha che l’impatto del
coefficiente di durabilità è pari al 16% di riduzio-
ne del Tempo di Pay-Back dell’investimento, come
mostrato nella TABELLA 2.7.
La bontà del provvedimento è dimostrata in primo
lugo dalla soddisfazione mostrata da parte degli
operatori, che si è tradotta, in alcuni casi, nella scel-
ta di riprendere dei progetti “riposti nel cassetto”
proprio in virtù del miglioramento della redditività
dei progetti stessi. In secondo luogo, è stato recente-
mente pubblicato da parte dell’Autorità per l’Ener-
gia Elettrica ed il Gas il Secondo Rapporto statistico
intermedio relativo all’anno d’obbligo 2011, il quale
evidenza che i risparmi ottenuti attraverso il mecca-
nismo dei TEE sono in forte crescita (si è assistito
infatti ad un raddoppio del risparmio energetico
mensile mediamente conseguito), soprattutto a li-
vello industriale, grazie all’aumento fortissimo dei
progetti a consuntivo presentati.
Dall’analisi del Rapporto si evince che le novità in-
trodotte dalla Delibera EEN 9/11 hanno promosso
la realizzazione di progetti più strutturali ed a più
lunga ‘vita utile’, capaci di produrre risparmi ener-
getici complessivi più elevati per i consumatori e
per l’intero sistema-paese.
L’ultimo aspetto interessante introdotto dalla Deli-
bera EEN 9/11 riguarda la segnalazione per le so-
cietà di servizi accreditate e presenti nell’elenco
dei soggetti che hanno ottenuto TEE dell’eventuale
certificazione secondo la norma UNI CEI 11352.
L’iniziativa va nella direzione di promuovere una
maggiore informazione a tutela dei clienti finali. In-
fatti, la presenza della certificazione, seppur con tutte
46
Il risparmio ottenibile a seguito dell’intervento è inferiore alla soglia minima per la richiesta dei TEE, tuttavia si è scelto di adottare le stesse ipotesi del
calcolo della convenienza economica, al fine di rendere confrontabili le analisi.
IND-FF) Processi
industriali: interventi
diversi dai precedenti, per
l’ottimizzazione energetica
dei processi produttivi e dei
layout d’impianto finalizzati
a conseguire una riduzione
oggettiva e duratura dei
fabbisogni di energia finale
a parità di quantità e qualità
della produzione
3,36
•• integrazione di più fasi della linea produttiva, al fine di limitare le neces-
sità di raffreddamento e riscaldamento dei prodotti
•• ridisposizione degli impianti al fine di ridurre le perdite di energia con-
nesse con il trasporto dei fluidi
•• coibentazioni atte a ridurre i fabbisogni di riscaldamento e raffredda-
mento
Tabella 2.7
Impatto del coefficiente di durabilità sul Tempo di Pay-Back nel caso di motore elettrico ad alta efficienza
TEE/anno ottenuti
senza considerare
il coefficiente di
durabilità
TEE/anno ottenuti
considerando il
coefficiente di
durabilità
PBT attualizzato
senza considerare
il coefficiente di
durabilità
[anni]
PBT attualizzato
considerando il
coefficiente di
durabilità
[anni]
0,4 1,07 3,2 2,7
Motore a più alta
efficienza di classe
IE2, a 4 poli, di
potenza pari a 15 kW

55
le limitazioni discusse nel PARAGRAFO 2.2, dovrebbe
rappresentare una “garanzia” per il cliente finale.
Adoggi,tuttavia,passatounannodall’entratainvi-
gore della Delibera, non risulta che l’Autorità abbia
integrato l’elenco delle ESCo che hanno ottenuto la
certificazione dei risparmi energetici conseguiti
con questa informazione. Ciò sembra essere dovuto
probabilmente allo “scetticismo” che l’Autorità nutre
nei confronti dell’attuale procedura di certificazione,
basata su aspetti formali piuttosto che sostanziali, da
cui si può far dipendere sia la mancata segnalazio-
ne delle ESCo certificate secondo la UNI CEI 11352
che, non meno importante, l’assenza di meccanismi
di premialità per questi soggetti all’interno del mec-
canismo dei Titoli di Efficienza Energetica.
Le modifiche introdotte, quindi, vanno nella di-
rezione “giusta” di incrementare il ricorso da par-
te degli attori industriali al meccanismo dei TEE
per finanziare i propri progetti di efficientamento
energetico.
Gli interventi realizzati nel settore industriale dall’i-
nizio del meccanismo al dicembre 2011 sono stati
pari al 21% del totale, rilevanza quasi quadrupli-
cata rispetto al 6% registrato al 2008.
A crescere in maniera significativa sono poi nello
specifico i progetti “a consuntivo” – per il 90% af-
ferenti al mercato industriale – e che hanno visto
il trend riportato in tabella, con crescite per gli
interventi T-IND, GEN-IND e E-IND pari com-
plessivamente al 15% nell’ultimo triennio, ma
con un’interessante dinamica che vede gli in-
terventi di tipologia T-IND, ossia di riduzione
dei fabbisogni termici, prendere il sopravvento
nel 2011.
Tabella 2.8
Ripartizione dei progetti a consuntivo realizzati dall’inizio del meccanismo, suddivisi per tipologia d’intervento
(Fonte: AEEG)
Sigla della
tipologia
Quota %
al 31 Mag
2009
Quota %
al 31 Mag
2010
Quota %
al 31 Mag
2011
Quota %
al 31 Dic
2011
Descrizione della tipologia di interventi
6% 19% 42% 45%T – IND
Interventi di riduzione dei fabbisogni termici nel
settore industriale (es. efficientamento delle
centrali termiche, recupero di cascami termici)
60% 47% 32% 28%GEN – IND
Installazione di impianti di cogenerazione per la
fornitura di calore nell’ambito di
processi industriali
13% 18% 16% 18%E – IND
Interventi sugli usi elettrici nel settore
industriale (es. efficientamento di sistemi per
la refrigerazione, applicazione di inverter a
compressori, ventilatori, ecc.)
9% 8% 5% 5%T – CIV
Riduzione dei fabbisogni termici nel settore
civile (sostituzione di caldaie e scaldabagno
con modelli ad alto rendimento, interventi
sull’involucro edilizio, ecc.)
3% 3% 2% 2%E – CIV
Interventi sugli usi elettrici nel settore civile
(sostituzione di lampadine ed elettrodomestici
con modelli a basso consumo, ecc.)
5% 3% 2% 1%GEN - CIV
Interventi su sistemi di produzione e
distribuzione di energia in ambito civile (panneli
fotovoltaici, impianti di cogenerazione, sistemi di
teleriscaldamento, etc.)
4% 2% 1% 1%IP
Miglioramento dell’efficienza nell’illuminazione
pubblica (lampade ad alta efficienza,
sistemi di regolazione automatica dei livelli di
illuminazione, ecc.)

Gli operatori industriali italiani intervistati47
–
che nel 50% dei casi considerano i TEE un mecca-
nismo di incentivazione interessante di cui tenere
conto in sede di business planning per la valutazione
dei progetti di efficienza energetica – ritengono tut-
tavia che vi sia ancora della strada da fare per ren-
dere il meccanismo dei TEE efficace per la totalità
degli interventi di efficientamento industriali.
Innanzitutto andrebbero chiariti gli obiettivi per
gli anni successivi al 2012. Sin dal 2008 è emerso
infatti il rischio di mancato rispetto degli obiettivi
di risparmio vincolanti imposti ai soggetti obbligati
a seguito di scarsità di offerta. Per il sesto anno di
funzionamento del meccanismo (1° Giugno 2010
– 31 Maggio 2011) la copertura dell’obiettivo è
stata pari al 62,3%, a cui va aggiunta la compensa-
zionedi 39 delle 41 inadempienze rispetto all’obiet-
tivo fissato per l’anno precedente48
. Gli incrementi
cospicui degli obiettivi imposti ai soggetti obbligati
dal DM 21 Dicembre 2007 si sono rivelati quindi
superiori alla effettiva capacità dei soggetti afferenti
al meccanismo di conseguire i risparmi energetici.
In assenza di chiarezza sugli obiettivi, c’è estrema
incertezza sul valore economico che i TEE po-
tranno assumere a partire dal 2013.
Appare ragionevole ipotizzare, anche in virtù del
confronto con i soggetti preposti, che la definizione
dei nuovi obiettivi arriverà a stretto giro: da un lato, la
bozza della nuova Strategia Energetica Nazionale al-
lude al rilancio del meccanismo dei TEE, pur non in-
dicando molti dettagli in merito; dall’altro lato, il Mi-
nistero dello Sviluppo Economico ha precisato che il
provvedimento si trova in fase avanzata di istruttoria
e che il ritardo non è dovuto alla scarsa attenzione
da parte del Governo, quanto piuttosto alla necessità
di coordinamento del meccanismo con altri sistemi
di incentivazione dell’efficienza energetica che hanno
visto la luce recentemente o che la vedranno presu-
mibilemente a breve (detrazioni fiscali e Conto Ener-
gia Termico in primis).
Vi è poi incertezza sul sistema di governance del
meccanismo. Il D.Lgs n. 28/1149
ha introdotto dispo-
sizioni di modifica di parti importanti del modello
di gestione del meccanismo (da demandare a futuri
decreti attuativi), come ad esempio il passaggio al
GSE dell’attività di gestione connessa con la cer-
tificazione dei risparmi energetici conseguiti dai
progetti, e la definizione di nuovi criteri generali per
l’aggiornamento del contributo tariffario per il con-
seguimento degli obblighi da parte dei distributori.
Vi è infine un punto specifico che sta molto a
cuore agli operatori che riguarda l’auspicata mo-
difica del concetto di addizionalità (SI VEDA BOX
2.12), attualmente applicato con maggior “peso”
nei progetti a consuntivo. E’ evidente come una
maggiore vicinanza del calcolo al “reale” rispar-
mio energetico conseguito possa fare da “volano”
soprattutto per gli interventi dal punto di vista
energetico più necesssari¸ proprio perché riferiti a
impianti obsoleti anche se tuttora funzionanti.
47
Si veda a tal proposito il CAPITOLO 5.
48
A tal proposito, giova ricordare che è prevista per i soggetti obbligati la possibilità di compensare nell’anno successivo l’eventuale inadempienza registra-
ta in un determinato anno senza incorrere in sanzioni, purchè tale inadempienza sia non superiore al 40% dell’obiettivo di propria competenza.
49
Attuazionedelladirettiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle
direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE.
Box 2.12
Il concetto di addizionalità nei progetti a consuntivo
Il concetto di addizionalità, soprattutto in ambito indu-
striale dove la predominanza di progetti valutati a con-
suntivo richiede particolare attenzione all’osservanza di
questo principio, richiama l’essenza stessa del meccani-
smo dei TEE, che mira a premiare il “reale” migliora-
mento dell’efficienza energetica negli usi finali, al netto
cioè di interventi che si stima si sarebbero comunque re-
alizzati per effetto dell’evoluzione tecnologica, normativa
e di mercato.
Nel caso di progetti valutati a consuntivo è necessario
quindi effettuare opportune valutazioni caso per caso. In
particolare, il proponente, al fine di stabilire i risparmi
energetici realmente addizionali (su cui si baserà il nu-
mero di TEE ottenuti dall’intervento) deve identificare
la tecnologia che risulta la pratica corrente nel settore
(“media di mercato”), da identificarsi sulla base di varie
fonti come indagini di mercato, letteratura tecnica o ri-
ferimenti normativi. Questa sarà confrontata con la co-
siddetta “baseline”, che indica la situazione impiantistico-
gestionale pre-intervento.

57
Il Fondo Rotativo “Kyoto”
Il Fondo Rotativo istituito con la Legge Finanzia-
ria Italiana del 2007 (Legge 27 Dicembre 2006, n.
296), noto come “Fondo Rotativo Kyoto”, mette a
disposizione risorse pubbliche per la concessione
di credito agevolato a sostegno di investimenti che
contribuiscono alla riduzione delle emissioni e, di
conseguenza, al rispetto degli obblighi imposti dal
Protocollo di Kyoto. Il Fondo è stato reso opera-
tivo dall’emanazione di una Circolare applicativa
del 16 Febbraio 201250
del Ministero dell’ambiente e
della tutela del territorio e del mare, che ha permes-
so l’avvio del primo ciclo il 16 Marzo 2012, ben 5
50
Circolare attuativa, ex articolo 2, comma 1, lettera s), del Decreto del 25 novembre 2008 “Disciplina delle modalità di erogazione dei finanziamenti a
tasso agevolato ai sensi dell’articolo 1, comma 1110-1115, della Legge 27 dicembre 2006, n. 296 – Fondo Rotativo per il finanziamento delle misure
finalizzate all’attuazione del Protocollo di Kyoto”.
LA FIGURA 2.4 riassume la relazione tra i concetti di ba-
seline ed addizionalità:
•• se la baseline corrisponde alla media di mercato, l’ad-
dizionalità è pari a 1 (o 100%);
•• se la baseline è inferiore alla media di mercato, l’addi-
zionalità è <1.
Da quanto descritto si evince che la corretta definizio-
ne dell’addizionalità per i progetti valutati a consuntivo
rappresenta un elemento di criticità per l’ottenimento dei
TEE, dal momento che necessita di competenze e risorse
per condurre le necessarie indagini di mercato e review
della letteratura scientifica.
Inoltre, questo principio è oggetto di critica da parte di
chi ritiene che in questo modo non si incentivano gli
interventi (riferiti ad esempio alla sostituzione di mac-
chinari particolarmente obsoleti, come nel caso 1 visto
in figura) a maggior potenziale di risparmio energetico,
ma anche perché ha introdotto un elemento di critici-
tà nella valutazione stessa dei benefici conseguibili, so-
prattutto per quei soggetti non in possesso di un idoneo
background tecnico.
Al fine di facilitare la presentazione di proposte di pro-
getto e di programma di misura (PPPM) a consuntivo
nell’ambito della Convenzione stipulata nel Maggio del
2009 (Deliberazione 26 Maggio 2009), l’Autorità ha af-
fidato all’ENEA il compito di definire le linee guida per
l’elaborazione di queste proposte per specifiche macro-
tipologie di progetto. Ad oggi tuttavia tali linee guida,
anche per la oggettiva complessità della materia, non
risulta siano state emanate tanto che l’Autorità, dal canto
suo, sta valutando l’opportunità di occuparsene in prima
persona.
Figura 2.4
Relazione fra i concetti di addizionalità e baseline (Fonte: ENEA)
ηpost impianto nuovo
Efficienzaenergetica
η vecchio impianto, caso 3
η vecchio impianto, caso 1
η vecchio impianto, caso 2 η Baseline

anni dopo la sua istituzione.
Gli interventi finanziabili sono raggruppati in 7
“misure”51
, di cui solo 3 (riportate di seguito) rife-
ribili all’efficienza energetica:
• misura “microcogenerazione diffusa” per il fi-
nanziamento di impianti di generazione com-
binata di energia elettrica e/o termica e/o mec-
canica fino a 50 kW e che utilizzano quali fonti
energetiche gas naturale, Biomassa Vegetale Solida,
biocombustibili liquidi di origine vegetale, Biogas,
o in co‐combustione gas naturale‐biomassa;
• misura “motori elettrici” per il finanziamento
della sostituzione di motori con potenza nomi-
nale superiore a 90 kW con apparecchiature ad
alta efficienza;
• misura “usi finali” per il finanziamentodi in-
terventi di risparmio energetico e incremento
dell’efficienza negli usi finali dell’energia, sull’in-
volucro degli edifici esistenti, sulla climatizzazio-
ne e teleriscaldamento o da impiego di geotermia,
per gli impianti di cogenerazione fino a 5 MW.
La dotazione del Fondo, pari complessivamente
a 600 mln € ripartiti in tre cicli di programma-
zione annuale, va a finanziare al massimo il 70%
dell’investimento per i privati52
ed il 90% per gli
enti pubblici. I soggetti che possono beneficiare dei
finanziamenti agevolati (di durata non inferiore a
tre anni e non superiore a sei anni per i sogget-
ti privati, e non superiore ai 15 anni per i soggetti
pubblici) previsti dal Fondo Rotativo sono le im-
prese di tutti i settori, comprese le ESCo, persone
fisiche, persone giuridiche private comprese fon-
dazioni e associazioni, soggetti pubblici e condo-
mini comprendenti almeno 10 unità abitative. Tali
soggetti, attraverso il circuito bancario, potranno
ottenere finanziamenti agevolati che assumono la
forma di prestiti di scopo, da restituirsi a rate se-
mestrali, costanti e posticipate, con l’applicazione
di un tasso fisso dello 0,5%.
LA TABELLA 2.9 mostra la ripartizione delle risorse
stanziate per il primo Ciclo di Programmazione
con riferimento alle 3 misure evidenziate sopra,
per un totale di 170 mln €. La prima tranche di fi-
nanziamenti, il cui processo di richiesta si è chiu-
so il 14 Luglio 2012, ha visto arrivare in sole due
ore dall’apertura il 16 Marzo 2012 della la piatta-
forma on line oltre 7.000 accessi, 605 domande e
60 mln € complessivamente richiesti.
L’interesse complessivo si è però concentrato sulle
rinnovabili (in primis fotovoltaico), mentre le do-
mande per l’efficienza energetica hanno riscon-
trato scarso successo, registrando valori presso-
ché nulli con riferimento ai “motori elettrici” e la
“micro cogenerazione diffusa”.
Il nuovo ciclo di finanziamenti agevolati avrà una
dotazione di 470 mln € ed è prevista per i prossimi
mesi, probabilmente entro l’anno corrente, l’emana-
zione di una nuova circolare ministeriale che do-
vrebbe prevedere, stando ai “rumors” provenienti
dai soggetti preposti, la definizione di correttivi
in termini di misure e soggetti che possono acce-
dere all’incentivazione, anche in virtù delle novità
introdotte dal Decreto Sviluppo, come nuovi vincoli
a favore delle imprese che assumono nel campo del-
la green economy, escludendo invece dalla lista dei
potenziali beneficiari gli enti pubblici ed il retail.
Inoltre appare plausibile prevedere un aumento
delle risorse disponibili – si parla di 250 mln €
l’anno, rifinanziando il Fondo con i proventi de-
rivanti dalle aste dei permessi della CO2 – e di un
allungamento dell’orizzonte di validità del Fondo
– fino al 2020.
51
“Misura microcogenerazione diffusa”, “Misura rinnovabili”, “Misura motori elettrici”, “Misura usi finali”, “Misura protossido di azoto”, “Misura ricerca”,
“Misura gestione forestale sostenibile”
52
l’intensità del beneficio per le imprese non può superare la quota di aiuto di Stato c.d. “de minimis”, di cui al Regolamento (CE) n. 1998/2006
Tabella 2.9
Risorse stanziate per il primo Ciclo di Programmazione del Fondo Rotativo Kyoto, con riferimento alle misure riferibili
all’efficienza energetica
Misura Microcogenerazione diffusa Motori elettrici Usi finali
25.000.000 15.000.000 130.000.000Risorse stanziate [€]

59
Negli ultimi giorni di Agosto 2012 ha iniziato a circo-
lare per la consultazione pubblica una bozza di docu-
mento concernente la “Strategia Energetica Nazio-
nale, per un’energia più competitiva e sostenibile”.
Atteso in realtà ormai da tempo, anche per armoniz-
zare una serie di interventi che avevano dato talora
l’impressione di sottendere visioni contrastanti del fu-
turo energetico del nostro Paese, il documento – che
va analizzato con tutte le cautele del caso trattando-
si di un testo ancora in gestazione e precisando che
si fa qui riferimento alla “bozza” (SI VEDA BOX 2.13)
a disposizione al 17 Ottobre 2012 - merita tuttavia
qualche commento anche in questo Rapporto.
2.3.3 La “Strategia Energetica
Nazionale”
Box 2.13
La Strategia Energetica Nazionale in sintesi
Le azioni proposte nella Strategia Energetica Nazionale
– che guarda al 2020 come principale orizzonte di rife-
rimento – puntano a far sì che l’energia non rappresenti
più per l’Italia un fattore strutturale di svantaggio compe-
titivo, attraverso il raggiungimento di 4 macro-obiettivi:
(i) la competitività nei settori a più elevata incidenza di
consumi elettrici e di gas, al fine di ridurre il differenziale
di costo dell’energia che oggi esiste fra i consumatori fi-
nali e le imprese. Questo obiettivo, oltre a permettere una
migliore distribuzione della ricchezza, consentirebbe un
graduale allineamento ai costi e prezzi dell’energia euro-
pei; (ii) il rispetto verso l’ambiente, non, tuttavia, a di-
scapito della qualità del servizio di fornitura dell’energia,
con lo scopo preservare le risorse attualmente utilizzate
per raggiungere e superare gli obiettivi ambientali definiti
nel Pacchetto 20-20-20; (iii) la sicurezza di approvvigio-
namento delle fonti energetiche, in modo tale da poter ri-
durre significativamente la dipendenza estera che da anni
grava sul Paese, in particolar modo per il settore del gas;
(iv) la crescita economica sostenibile, favorendo impor-
tanti investimenti nel settore energetico e nell’indotto,
per il rilancio della ricerca e dell’innovazione nel settore.
Per il raggiungimento di questi risultati la strategia si ar-
ticola in sette priorità con specifiche misure concrete a
supporto avviate o in corso di definizione:
1. la promozione dell’Efficienza Energetica, considerato
uno strumento ideale per perseguire tutti gli obiettivi
sopra menzionati e per la quale si auspica il supera-
mento degli obiettivi europei;
2. lo sviluppo di un mercato del gas competitivo, inter-
connesso a quello europeo sia in termini di approv-
vigionamento che in termini di prezzi, creando l’op-
portunità di diventare il principale hub sud-europeo;
3. lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, per
le quali il Paese intende superare gli obiettivi europei
(“20-20-20”), contenendo al contempo l’onere ripar-
tito in bolletta ai clienti finali;
4. lo sviluppo di un mercato elettrico coerentemente in-
tegrato con quello europeo, caratterizzato da prezzi
competitivi con l’Europa e con la graduale integrazio-
ne della produzione rinnovabile, grazie ad importanti
investimenti nelle infrastrutture che lo costituiscono;
5. la ristrutturazione del settore della raffinazione e della
rete di distribuzione dei carburanti, verso una confi-
gurazione sostenibile e con caratteristiche di compe-
titività e qualità del servizio affini a quelle europee;
6. la crescita ragionevole della produzione nazionale di
idrocarburi, nel rispetto dei più elevati standard inter-
nazionali in termini di sicurezza e tutela ambientale;
7. la modernizzazione del sistema di governance, al fine
di rendere i processi decisionali degli stakeholder del
settore energetico meno dispendiosi in termini di ri-
sorse e maggiormente efficaci.
La realizzazione di questa strategia consentirà un’evolu-
zione del sistema graduale ma significativa ed il supera-
mento degli obiettivi europei 20-20-20, con i seguenti
risultati attesi al 2020:
•• allineamento dei prezzi all’ingrosso ai livelli euro-
pei per tutte le fonti energetiche: elettricità, gas ecar-
buranti;
•• - 14 mld €/anno di fattura energetica estera (rispet-
to ai 62 mld € attuali), con la riduzione dall’84 al
67% della dipendenza dall’estero, grazie a efficienza
energetica, aumento produzione rinnovabili, minore
importazione di elettricità e maggiore produzione di
risorse nazionali;
•• 180 mld € di investimenti da qui al 2020, sia nella
green e white economy (rinnovabili e efficienza ener-
getica), sia nei settori tradizionali (reti elettriche e
gas, rigassificatori, stoccaggi, sviluppo idrocarburi);
•• - 19% di emissioni di gas serra, superando gli obiet-
tivi europei per l’Italia pari al 18% di riduzione rispet-
to alle emissioni del 2005;
•• 20% di incidenza dell’energia rinnovabile sui con-

E’ interessante sottolineare come la prima pri-
orità per la Strategia Energetica Nazionale sia
l’efficienza energetica, cui si attribuiscono 60 sui
180 mld € di investimenti totali mobilizzati nel
periodo ed un contributo in termini di riduzione
dei consumi energetici primari al 2020 del 24%
rispetto ai valori tendenziali, a cui corrispondono
circa 8 mld € di risparmio sulle importazioni ed
una riduzione di circa 55 mln di tonnellate di CO2
emesse.
Per quanto concerne l’efficienza energetica in
ambito industriale il documento programmati-
co del Governo è molto chiaro – ed in questo co-
erente con le nostre rilevazioni – nell’individuare
le cause che inibiscono la diffusione “pervasiva”
degli interventi di efficienza energetica, sebbene
(come mostrato peraltro dalle nostre analisi) siano
spesso economicamente convenienti, nella limitata
disponibilità di competenze interne specializzate,
soprattutto per le aziende medio-piccole, la bassa
propensione a realizzare interventi con pay-back
spesso lunghi e la scarsità di attori specializzati
per interventi spesso complessi,
Per superare queste barriere, la SEN si focalizza
innanzitutto sul rafforzamento del meccanismo
dei TEE, attraverso una serie di proposte: (i) defi-
nizione degli obiettivi post-2012; (ii) estensione
della lista dei soggetti obbligati; (iii) introduzione
di nuove schede ed aree di intervento; (iv) intro-
duzione di premialità per tecnologie virtuose ed
un raccordo alla vita utile dei benefici; (v) ridu-
zione degli adempimenti burocratici.
Il giudizio degli operatori è sicuramente positivo.
La definizione degli obiettivi per i soggetti ob-
bligati dopo il 2012 rappresenta indubbiamente
una conditio sine qua non per la sopravvivenza
e sviluppo del meccanismo. Com’è noto, infatti, il
ritardo nella fissazione degli obiettivi ha rallentato
le attività di ottenimento dei titoli, “smorzando” sul
nascere di fatto i benefici attesi derivanti dall’intro-
duzione della Delibera EEN 9/11. Anche l’estensio-
ne dei soggetti “abilitati” ad operare con i TEE è
apprezzata dagli operatori, che anzi auspicano –
mentre non ve ne è traccia nell’attuale versione della
SEN – di estendere all’EGE53
il novero dei soggetti
“volontari” che possono accedere al meccanismo
dei TEE, abilitando questi soggetti ad operare anche
come “energy manager di distretto” e quindi aggre-
gatori di cluster di imprese.
L’introduzione di premialità, che tengano conto
della “virtuosità” delle diverse tecnologie, e la ri-
duzione degli adempimenti burocratici rappre-
sentano “due facce della stessa medaglia”, ossia
il miglioramento dell’appetibilità dei TEE. In
questo senso la SEN sembra andare nella stessa di-
rezione della Delibera EEN 9/11 ed è evidente che
gli operatori si aspettino ora un intervento (dopo
quello sulla durabilità) anche sul concetto di addi-
zionalità (SI VEDA BOX 2.14). La laboriosità dell’iter
di ottenimento dei TEE, che nel caso industriale si
riferiscono in massima parte a progetti a consunti-
vo, ha fatto emergere in taluni casi delle storture
come nel caso di ESCo che operano come “gestori
della carta” per l’ottenimento di TEE su interventi
da realizzare o già realizzati, indipendentemente
53
Esperto in Gestione dell’Energia, soggetto che ha le conoscenze, l’esperienza e la capacità necessarie per gestire l’uso dell’energia in modo efficiente”.
(Fonte: Norma UNI CEI 11339)
sumi primari (rispetto a circa il 10% del 2010) con
una riduzione dall’86 al 76% dei combustibili fos-
sili. In particolare, ci si attende che le rinnovabili
diventinola prima fonte nel settore elettrico, supe-
rando il gas, con oltre il 38% dei consumi (rispetto al
23% del 2010);
•• - 24% dei consumi primari rispetto all’andamento
inerziale al 2020 (ovvero, -4% rispetto al 2010), su-
perando gli obiettivi europei di -20%, principalmen-
te grazie alle azioni di efficienza energetica.
Per quanto riguarda l’orizzonte di lungo e lunghissi-
mo periodo (2030 e 2050), l’Italia condivide lo spirito
della Roadmap europea 2050 di sostanziale decarbo-
nizzazione dell’economia, che punta ad un abbattimen-
to fino all’80% delle emissioni. L’Italia si propone una
strategia di lungo periodo flessibile ed efficiente per
perseguire la scelta di fondo di decarbonizzazione, pre-
stando attenzione e facendo leva – soprattutto tramite
la ricerca e lo sviluppo tecnologici – sui possibili ele-
menti di discontinuità (quali, tra gli altri, una più rapi-
da riduzione dei costi nelle tecnologie rinnovabili e di
accumulo, nei biocarburanti, o nella cattura e stoccag-
gio della CO2).

61
dal fatto che abbiano avuto un ruolo attivo nel-
la realizzazione degli stessi. La semplificazione
dell’iter burocratico potrebbe portare le imprese-
ad occuparsi in prima persona dell’ottenimento dei
TEE sui progetti eseguiti, lasciando però alle ESCo
il compito – ad esse più naturale ed in questo
chiaramente riconosciuto dalla SEN – di suppor-
tare le imprese nella definizione e realizzazione di
programmi di intervento.
L’introduzione di nuove schede tecniche standar-
dizzate rappresenta, invece, per il settore indu-
striale, un elemento da valutare con attenzione: è
indubbio che la definizione di una scheda, soprat-
tutto se standardizzata, faciliti l’iter di richiesta e
ottenimento titoli, tuttavia non si può ignorare il
fatto che il settore industriale presenti forti speci-
ficità che mal si adattano ad essere “standardizza-
te”, con il rischio concreto di sottostima dei bene-
fici dell’intervento54
.
Rimangono alcuni “nei”– sulla cui entità gli ope-
ratori non sono concordi – che fanno riferimento:
•• al paragone con la “nuova” Direttiva Euro-
pea approvata in prima lettura nel Settembre
2012, rispetto alla quale la SEN invece non si
sbilancia sulla promozione di audit energeti-
ci, che invece può avere, a detta degli operato-
ri – se opportunamente “dosata” ed evitando il
rischio di “svilire” l’audit stesso, alla stregua di
quanto accaduto con l’Attestato di Certificazione
Energetica degli edifici – un impatto importan-
te nel colmare uno dei gap più significativi nel
nostro Paese, ovvero la mancanza di “cultura”
dell’efficienza energetica soprattutto nel siste-
ma industriale;
•• all’assenza di riferimenti espliciti alla ISO
50001 sui Sistemi di Gestione dell’Energia e
più in generale alle “certificazioni” cui si è fatto
prima riferimento in questo capitolo, segno for-
se di un ridotto commitment del nostro Paese
verso questi sistemi di controllo che tuttavia
hanno dato prova, dove sono stati correttamen-
te implementati, di un effetto “volano” (e senza
costi per la collettività) rispetto alla diffusione
della cultura dell’efficienza energetica.
54
La Delibera EEN 9/11 preveda la possibilità di applicare il metodo a consuntivo anche per interventi per i quali sono disponibili schede standardizzate
o analitiche, “purchè tale scelta sia opportunamente motivata”, come ad esempio nel caso in cui si voglia proporre un coefficiente di durabilità diverso o
godere di una diversa tempistica nella presentazione-istruttoria della proposta. In tal caso, ovviamente, verrebbero meno i benefici della standardizzazione.

3.
LA SOSTENIBILITÀ ECONOMICA
DELLE SOLUZIONI
PER L’EFFICIENZA ENERGETICA
IN IMPRESA

65
3. LA SOSTENIBILITÀ ECONOMICA DELLE SOLUZIONI
L
’obiettivo di questo capitolo è fornire un qua-
dro delle principali soluzioni che possono
essere adottate per realizzare interventi di ef-
ficienza energetica in ambito industriale ed illustrar-
ne la relativa convenienza economica. Le soluzioni
che saranno considerate in questo capitolo possono
essere classificate in: (i) soluzioni che consentono
una riduzione dei consumi di energia elettrica o
termica; (ii) soluzioni che consentono una riduzio-
ne della dipendenza dall’approvvigionamento di
energia elettrica o di combustibile (tipicamente
gas naturale) utilizzato per la produzione di energia
termica, a parità di consumi.
Tra le prime, si considereranno in particolare l’ado-
zione di motori elettrici ad alta efficienza, l’utilizzo
di inverter, la realizzazione di interventi di rifasa-
mento, l’adozione di UPS ad alta efficienza, l’adozio-
ne di sistemi di combustione efficienti e migliora-
menti in termini di efficienza realizzabili a livello di
sistemi di refrigerazione ed aria compressa. Tra le
seconde, si prenderanno in considerazione in par-
ticolare gli impianti di cogenerazione, gli impianti
ORC ed i sistemi per la produzione di energia elet-
trica da fonti rinnovabili, con riferimento a fotovol-
taico e mini-eolico (SI VEDA FIGURA 3.1).
Per ogni soluzione adottabile in ambito industriale,
in questo capitolo si procederà innanzitutto a descri-
verne il principio di funzionamento e l’architettu-
ra, analizzando, qualora ve ne fossero, le principali
alternative tecnologiche disponibili a livello com-
merciale. Per ogni soluzione si fornirà quindi un’a-
nalisi della convenienza economica, in modo tale da
poterle rendere confrontabili nell’ottica dell’investito-
re. In particolare, per quanto riguarda le tecnologie
per il risparmio energetico in senso stretto, si calco-
lerà il costo medio necessario per risparmiare un
singolo kWh (elettrico o termico) lungo la vita uti-
le della tecnologia. Questo indicatore potrà quindi
essere paragonato con il costo che l’utilizzatore finale
dovrebbe sostenere per acquistare un kWh dal mer-
cato (nel caso di energia elettrica1
) o per produrlo
in loco, utilizzando una tecnologia tradizionale (nel
1
Si considererà come prezzo di riferimento dell’energia elettrica 13 c€/kWh (che scende a 10 c€/kWh per alcune particolari applicazioni riferibili ad imprese
“energivore”. Per quanto riguarda il calore, si considererà 4,7 c€/kWh come costo di produzione dell’energia termica nel caso di generazione con caldaia
tradizionale alimentata a gas naturale.
Figura 3.1
Soluzioni per l’efficienza energetica in impresa considerate nell’analisi
Tipologie di
soluzioni
Soluzioni
singole
Motori
elettrici
UPS
Rifasamen-
to carichi
elettrici
Inverter Sistemi
efficienti di
combu-
stione
Aria com-
pressa
Refrigera-
zione Fotovol-
taico
Mini-eolico
Produzione
elettrica
da FER
Cogenera-
zione
ORC
Interventi
"sistemici"
Riduzione consumi
di energia
Riduzione dipendenza
da approvvigionamento,
a parità di consumi
e/o termica
"efficiente"

caso di calore). Ciò permette di fornire una prima
importante valutazione della sostenibilità economica
degli investimenti in efficienza energetica considerati
in questo studio. Per quanto riguarda invece le alter-
native tecnologiche per la riduzione della dipen-
denza dall’approvvigionamento di energia elettri-
ca o di gas naturale utilizzato per la produzione di
energia termica a parità di consumi, la convenienza
economica è stata valutata calcolando il costo medio
del kWh prodotto durante la vita utile dell’impian-
to. Anch’esso può essere confrontato con il prezzo di
acquisto dell’energia elettrica dalla rete o con il costo
della generazione di calore presso il sito industriale,
con tecnologia tradizionale. A questa prima analisi
viene affiancata una stima del Tempo di Pay-Back
dell’investimento in ciascuna delle soluzioni ener-
geticamente efficienti. Questo in quanto, come chia-
ramente emerso dal confronto con gli operatori del
settore, il Tempo di Pay-Back dell’investimento rap-
presenta il principale indicatore utilizzato per valuta-
re la bontà degli investimenti in efficienza energetica.
Per le valutazioni della convenienza economica degli
impianti di produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili, si rimanda al Solar Energy Report 2012
ed al Wind Energy Report 2012.
Queste valutazioni economiche sono state condotte,
per le soluzioni ove tale possibilità appaia sensata,
considerando sia il caso di sostituzione “obbligata”,
a fine vita, della tecnologia precedentemente adot-
tata con una più efficiente, sia il caso di sostituzione
“volontaria” di una tecnologia ancora funzionante,
con una più efficiente. Nel secondo caso si assume
che l’investitore possa scegliere, fatte le opportune
valutazioni economiche, di sostituire una soluzione
consolidata che risulta ancora potenzialmente utiliz-
zabile (ad esempio, un motore elettrico tradizionale)
con una tecnologia a maggiore efficienza energe-
tica (ad esempio, un motore ad alta efficienza). In
quest’ottica, l’investimento che l’adozione del siste-
ma energeticamente efficiente comporta e che viene
considerato nell’analisi è dato dal costo di acquisto
di quest’ultimo. Viceversa, nel caso di sostituzione
“forzata”, l’investimento che l’adozione del sistema a
maggiore efficienza energetica comporta è assunto
pari al costo di acquisto differenziale della tecnologia
a maggiore efficienza energetica (nel nostro esempio,
il motore ad alta efficienza), rispetto alla tecnologia
tradizionale (ossia il motore tradizionale). Così fa-
cendo, la nostra analisi ci permette di simulare due
momenti decisionali differenti, ma ugualmente
importanti per la diffusione delle soluzioni di effi-
cienza energetica in ambito industriale. Da un lato,
il caso in cui si vuole capire se conviene intervenire
per migliorare le prestazioni energetiche di una so-
luzione esistente e funzionante, dall’altro quello in
cui si desidera comprendere se orientarsi, in sede di
sostituzione a fine vita di una soluzione, verso un’a-
naloga tecnologia tradizionale (normalmente meno
costosa), piuttosto che verso una soluzione più effi-
ciente, ma che comporta un investimento maggiore.
Infine, si è introdotta per ogni soluzione un’analisi di
sensitività del costo del kWh risparmiato o generato
e del Tempo di Pay-Back dell’investimento al variare
di alcuni parametri “critici” di funzionamento, primo
su tutti il numero di ore annue di utilizzo della tecno-
logia. Anche l’entità dell’investimento chiavi in mano
della soluzione energeticamente efficiente è stata og-
getto di analisi di sensitività.
La sezione Metodologia, nelle pagine conclusive del
Rapporto, riporta in dettaglio tutte le ipotesi assun-
te e i dati utilizzati per il calcolo degli indicatori di
convenienza economica che saranno presentati di
seguito in questo capitolo.
In conclusione, l’obiettivo dell’analisi riportata in
questo capitolo è di rendere confrontabili tra loro,
dal punto di vista ecnomico, differenti soluzioni
di efficienza energetica applicabili in ambito in-
dustriale, così da offrire uno strumento utile a chi
lavora nelle varie fasi della catena del valore dell’ef-
ficienza energetica per valutare la convenienza re-
lativa di differenti interventi in ambito industriale.
Un motore elettrico è una macchina elettrica che,
data una potenza in ingresso di tipo elettrico, resti-
tuisce in uscita una potenza di tipo meccanico, il
cui funzionamento si basa sul principio del campo
magnetico rotante. A livello generale, prescinden-
do quindi dalle peculiarità di ciascuna macchina,
essa è tipicamente costituita da due cilindri coas-
siali separati da uno spessore uniforme di aria, de-
nominato “traferro”. In uno dei due cilindri ��è ��posi-
zionata una bobina di spire messe in serie tra loro.
Nel momento in cui queste ultime sono percorse
da corrente, si genera un campo magnetico, il qua-
le interagendo con il campo magnetico statorico
produce una coppia di forze che costringono la bo-
bina (e quindi il cilindro) a ruotare. Tale rotazione
è impartita ad un albero rotante, che può far fun-
zionare un qualsiasi apparecchio ad esso collegato
(come ad esempio una pompa, un compressore o
3.1 Le soluzioni per la riduzione
del consumo di energia
3.1.1 Motori elettrici

67
un nastro trasportatore).
La capillare diffusione di questa tecnologia a li-
vello industriale, nell’ordine dei 15 milioni di uni-
tà installate ad oggi in Italia, fa sì che circa i tre
quarti dell’energia elettrica consumata nel settore
industriale in Italia è attribuibile al funzionamen-
to di motori elettrici, valore che corrisponde a circa
il 40% del consumo elettrico nazionale. Considerati
questi dati, il tema dell’efficienza energetica dei mo-
tori elettrici assume un’importanza preponderante.
La riduzione dei consumi energetici in un motore
elettrico può essere conseguita attraverso diversi ap-
procci, che riguardano sia le caratteristiche costrut-
tive del motore stesso che le condizioni di funzio-
namento. Riguardo alle prime, un motore elettrico
ad alta efficienza ha caratteristiche costruttive,
rispetto ad un motore tradizionale, tali da ridur-
re le perdite di natura meccanica (per attrito e per
ventilazione), nel ferro a vuoto (proporzionali al
quadrato della tensione e costituite da perdite per
isteresi e per correnti parassite) e per effetto Jou-
le (proporzionali al quadrato della corrente, negli
avvolgimenti di statore e rotore). In particolare, la
migliore performance è ottenuta grazie all’utilizzo di
materiali diversi rispetto ai tradizionali. Nei motori
ad alta efficienza le parti conduttrici sono realizzate
in rame, materiale caratterizzato da bassa resistività
e da ottime proprietà tecnologiche quali trafilabili-
tà, facilità di laminazione, saldabilità ed elevate pro-
prietà meccaniche, oppure in alluminio, che è meno
costoso del rame ed ha valori inferiori di peso speci-
fico e temperatura di fusione, che si traducono però
in caratteristiche elettriche e meccaniche inferiori.
L’aumento di efficienza nei motori viene conseguito
anche grazie alla modifica di alcuni elementi co-
struttivi, come ad esempio il nucleo, che nei motori
più efficienti è realizzato con lamierini a basse per-
dite in modo da diminuire quelle a vuoto, oppure
utilizzando una sezione maggiorata dei conduttori
dello statore e del rotore per ridurre le perdite per
effetto Joule, oppure ancora grazie ad un’attenta
scelta delle cave e della geometria delle stesse in
funzione di quella che sarà l’applicazione del mo-
tore in questione. Tali modifiche portano anche ad
una minore produzione di calore, pertanto è possi-
bile impiegare ventole di raffreddamento di minore
dimensione, con conseguente riduzione delle perdi-
te meccaniche. Bisogna anche notare che, grazie a
questi accorgimenti, i motori ad alta efficienza, a pa-
rità di potenza, sono caratterizzati da una curva del
rendimento che risulta essere più “piatta” al variare
del fattore di carico, tale cioè da garantire anche in
caso di carico ridotto un rendimento prossimo, o
comunque non eccessivamente distante, da quello
ottimale.
Un’altra classe di interventi volti a conseguire una
riduzione dei consumi di elettricità a parità di
utilizzo del motore elettrico è legata al suo funzio-
namento. Si fa qui riferimento in primis all’utilizzo
di inverter (di cui si parlerà nel paragrafo successi-
vo), i quali permettono di variare la frequenza del-
la corrente di alimentazione di un motore elettrico
e, di conseguenza, la sua velocità di rotazione in
funzione del carico (riducendo quindi il consumo
energetico del motore). In secondo luogo, giocano
un ruolo importante i dispositivi di trasmissione,
impiegati per trasmettere il moto dal motore elet-
trico alla macchina operatrice, nel caso in cui, come
accade di frequente, non vi sia accoppiamento di-
retto tra i due. I dispositivi di trasmissione, infatti,
non sono in grado di trasmettere a quest’ultima tut-
ta la potenza fornita dal motore, pertanto la scelta
di sistemi a maggior rendimento si traduce in un
contenimento delle perdite e dei consumi di ener-
gia. Ad esempio, sostituendo uno dei sistemi di tra-
smissione maggiormente diffusi, come le cinghie
trapezoidali, con un sistema più efficiente a cinghie
dentate, il maggior costo d’investimento associabile
a queste ultime permette di ottenere un risparmio
energetico nell’ordine del 5-10%, ripagando l’inve-
stimento nel giro di uno o pochi anni (in funzione
della taglia del motore e dell’utilizzo dello stesso).
Focalizzando l’attenzione sulle caratteristiche co-
struttive del motore, esiste una norma che a livello
internazionale definisce le classi di rendimento per i
motori elettrici. Si fa riferimento qui alla IEC 60034-
30:2008, che stabilisce le classi di rendimento per i
motori asincroni trifase a bassa tensione2
(che rap-
presentano l’ampia maggioranza dei motori utilizza-
ti in ambito industriale). Ogni classe di rendimento
prevede la sigla “IE” che sta per “Efficienza Inter-
nazionale” a cui si affianca un numero, in ordine
2
Il campo di applicazione di tale norma fa riferimento a motori asincroni trifase, a 50 e 60 Hz, con rotore a gabbia ad una sola velocità con le seguenti carat-
teristiche: (i) tensione nominale fino a 1000 V; (ii) potenza nominale compresa tra 0,75 kW e 375 kW; (iii) 2, 4 o 6 poli; (iv) targati in base al tipo di servizio
S1 (servizio continuo) o S3 (servizio intermittente periodico) con un rapporto di intermittenza nominale uguale o superiore all’80%; (v) in grado di funzionare
collegati direttamente alla linea di alimentazione; adatti per le condizioni di funzionamento secondo la IEC 60034-1. Rientrano nella norma anche i motori
con flange, piedi o alberi di dimensioni meccaniche diverse da quelle stabilite nella IEC 60072-1, ed anche i motoriduttori ed i motori auto frenanti con anche
alberi e flange speciali.

crescente di efficienza. Per questo motivo, la sigla
IE1 fa riferimento a motori con rendimento “stan-
dard”, IE2 a motori con rendimento “elevato” ed IE3
a motori con rendimento “premium”3
. Tale classifi-
cazione permette successive integrazioni a seguito
degli sviluppi futuri della tecnologia. Ad esempio, è
oggi in fase di progetto da parte dei principali produt-
tori di motori elettrici la nuova classe di efficienza IE4,
definita “super premium”. Secondo alcuni costruttori
(ad esempio ABB), l’adozione di dispositivi IE4 con-
sentirà, rispetto ai motori di classe IE2, una riduzione
delle perdite energetiche pari al 40% ed una maggiore
affidabilità, grazie ai benefici della tecnologia a ma-
gneti permanenti combinata con la semplicità e facili-
tà di utilizzo dei motori ad induzione.
Le classi di rendimento definite dalla norma IEC
60034-30:2008 sono state recepite in Europa dal Re-
golamento della Commissione 640/2009, il quale
prevede che, con scadenze temporali predefinite,
siano immessi sul mercato solo motori elettrici
aventi un’efficienza minima via via crescente:
•• dal 16 Giugno 2011, i motori immessi sul merca-
to per la prima volta devono appartenere ad una
classe di rendimento minima IE2;
•• dal 1 Gennaio 2015, i motori con una potenza
nominale compresa tra 7,5 – 375 kW dovranno
essere di una classe di rendimento minima IE3 o
IE2, se dotati di nverter;
•• dal 1 Gennaio 2017, i motori con una potenza
nominale tra 0,75 – 375 kW dovranno essere di
una classe di rendimento minimo IE3 IE2, se
equipaggiati con inverter.
L’efficienza energetica costituisce un elemento fon-
damentale per un motore elettrico anche perché,
per questa tipologia di macchine, il costo dell’e-
nergia consumata rappresenta, lungo la loro vita
utile, una porzione molto importante del cosid-
detto Total Cost of Ownership (TCO)4
. Si consideri
ad esempio un motore elettrico che aziona un ven-
tilatore del condensatore all’interno di un sistema
di refrigerazione, avente le seguenti caratteristiche:
•• potenza: 37 kW;
•• classe energetica: IE2;
•• ore annue di funzionamento: 4.000 h;
•• fattore di carico: 75%;
•• vita utile: 15 anni;
•• costo dell’energia: 0,13 €/kWh.
Una macchina di questo tipo ha un costo di acquisto
medio, comprensivo di installazione, pari a 2.210 €.
Quest’ultimo pesa per l’1,5% del TCO, mentre l’e-
nergia pesa per il 97,8%, a fronte di uno 0,7% im-
putabile ai costi di manutenzione necessari durante
la vita utile. La TABELLA 3.1 mostra come questi dati
cambino al variare della classe di efficienza (IE1, IE2
ed IE3). È interessante notare come quest’ultima
non incida��in maniera rilevante sul peso delle diver-
se voci di costo sul TCO.
Nella valutazione economica di questa tecnologia
sono stati considerati due casi:
•• il caso di sostituzione di un motore funzionante
ad efficienza standard con uno ad efficienza più
elevata. Si valuterà in particolare la sostituzione di
un motore standard (classificato IE1) sia con un
3
In precedenza, i motori trifase a bassa tensione erano classificati secondo tre classi di efficienza, denominate EFF 1, EFF2 ed EFF3 (dalla più efficiente alla
meno efficiente), definite sulla base di un accordo volontario tra i produttori di motori e la Commissione Europea. Sebbene vi siano delle differenze tra le due
classificazioni, legate in primis al metodo utilizzato per determinare l’efficienza di un motore, si possono considerare valide le seguenti equivalenze: EFF1=IE2
ed EFF2=IE1, mentre la classe IE3 non ha una classe equivalente.
4
Il Total Cost of Ownership (o TCO) tiene conto di tutti i costi associati ad un’apparecchiatura o macchina industriale lungo l’intero ciclo di vita, opportuna-
mente attualizzati per tenere conto dei diversi istanti temporali in cui tali costi si verificano. Nella fattispecie, le voci di costo considerate sono: acquisto,
installazione, energia e manutenzione.
Tabella 3.1
Peso percentuale delle differenti componenti del Total Cost of Ownership di un motore elettrico al variare della classe
di efficienza
Classe di efficienza/
Componenti del TCO IE1 IE2 IE3
1,0%
0,5%
98,5%
1,5%
0,7%
97,8%
2,1%
1,0%
96,8%
% costo di acquisto e installazione
% costo di manutenzione
% costo dell’energia

69
dispositivo con classe di efficienza IE2 che con un
dispositivo con classe di efficienza IE3;
•• Il caso di sostituzione di un motore ad efficien-
za standard non funzionante. In questo caso si
valuterà sia l’installazione di un motore di classe
IE2 ed IE3 rispetto all’opportunità di riavvolgi-
mento5
, sia l’installazione di un motore di classe
IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il mo-
tore non funzionante non possa essere riavvolto.
La TABELLA 3.2 riporta il Tempo di Pay-Back asso-
ciato alla sostituzione di un motore funzionante ad
efficienza standard con uno appartenente alla classe
di efficienza IE2, calcolato in funzione della potenza
del motore e delle ore di funzionamento annue.
Analizzando i risultati ottenuti è evidente, com’è
ragionevole attendersi, che il Tempo di Pay-Back
diminuisce all’aumentare delle ore di funziona-
mento del motore. Nel caso in cui si stia lavorando
con un motore ad efficienza standard che funziona
solo per un numero di ore ridotto, la sostituzione
dello stesso con un motore di classe IE2 non risul-
ta economicamente conveniente, con un Tempo di
Pay-Back che corrisponderebbe per le taglie mag-
giori al termine della vita tecnica del nuovo motore
o addirittura oltre. Nel caso di un numero di ore di
funzionamento maggiore (in particolare, 4.000 o
7.680 all’anno), il Tempo di Pay-Back migliora sen-
sibilmente, anche se livelli accettabili dell’indicato-
re si raggiungono solo per motori di taglia piccola,
non superiore ai 15 kW. Le importanti variazioni
del Tempo di Pay-Back al variare della taglia del
motore presa in considerazione sono dovute al
diverso costo di investimento specifico ed al dif-
ferenziale tra l’efficienza del motore standard e
quello ad alta efficienza, che varia al variare della
taglia della macchina.
La TABELLA 3.3 riporta invece il Tempo di Pay-
Back associato alla sostituzione di un motore
funzionante ad efficienza standard con uno ap-
partenente alla classe di efficienza IE3, calcolato in
funzione della potenza del motore e delle ore di
5
Il riavvolgimento di motori elettrici è un intervento di manutenzione che si rende necessario per ripristinare la corretta funzionalità del rotore, ossia l’ele-
mento sul quale vengono avvolte le spire di rame destinate a creare, attraversate da energia elettrica, il campo magnetico che interagendo con quello dello
statore causerà il moto rotatorio. La perdita di efficienza associata all’operazione di riavvolgimento varia tipicamente tra lo 0,5% ed il 4%, pertanto si assume
una perdita media costante del 2%.
Tabella 3.2
Tabella 3.3
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno apparte-
nente alla classe di efficienza IE2
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard con uno apparte-
nente alla classe di efficienza IE3
Potenza [kW] /
Ore di funzionamento
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
1,5
1,5
15
15
90
90
7,5
7,5
37
37
160
160
11,51 9,67 19,70 31,21 >> vita utile >> vita utile2.000
10,88 9,46 17,42 24,21 31,06 >> vita utile2.000
4,96 4,27 7,57 10,16 12,70 12,854.000
4,73 4,19 6,91 8,72 10,14 11,804.000
2,43 2,11 3,59 4,67 5,64 5,697.680
2,33 2,08 3,31 4,08 4,46 5,307.680

funzionamento annue.
Nonostante valgano anche in questo caso le mede-
sime considerazioni svolte con riferimento alla TA-
BELLA 3.2, si nota come il Tempo di Pay-Back sia in
questo caso leggermente migliore. Questo spiega
che, mediamente, l’incremento di efficienza ottenu-
to passando da un motore di classe IE2 ad uno di
classe IE3 più che controbilancia il differenziale di
costo che l’investimento nel motore più efficiente
(in questo caso, il motore di classe IE3) comporta.
La TABELLA 3.4 riporta invece l’andamento del Tem-
po di Pay-Back associato all’installazione di un
motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un
motore non funzionante, ad efficienza standard,
sottoposto a riavvolgimento.
La sostituzione di un motore non funzionante
con un motore di classe IE2, rispetto al ripristino
del motore standard mediante riavvolgimento,
appare più conveniente per l’investitore. Confron-
tando i valori del Tempo di Pay-Back riportati nella
TABELLA 3.4 con quelli della TABELLA EEE 3.2, si nota
infatti come i primi siano sempre inferiori. In par-
ticolare, per le taglie medio-piccole e su un numero
di ore di funzionamento elevato, l’investimento ap-
pare coerente con una soglia di rientro nell’ordine
di 2 o 3 anni, normalmente assunta dalle imprese
intervistate.
Infine, le TABELLE 3.5 e 3.6 riportano l’andamento
del Tempo di Pay-Back associato all’installazione di
un motore di classe IE3 rispetto al riavvolgimento
di un motore non funzionante standard e rispetto
ad un motore di classe IE2, qualora il motore non
possa essere riavvolto.
L’analisi svolta sino a qui sui motori ad alta efficien-
za mostra come la sostituzione di una macchina
ancora funzionante non risulta compatibile con
il tempo di rientro massimo ritenuto accettabile
dalla maggioranza delle imprese (ossia 2 o 3 anni),
ad eccezione dei motori di taglia minore (fino a 15
kW) utilizzati su 3 turni lavorativi. Come ovvio,
esiste una maggiore convenienza per l’investitore
nel caso di sostituzione di motori non funzionanti,
ma anche in questo caso, se valutato utilizzando la
prospettiva del Tempo di Pay-Back, l’investimento
pare poco redditivo. Nel caso in cui il motore non
funzionante non possa essere rimesso in operati-
vità tramite riavvolgimento, la scelta di un motore
di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2 appare
giustificata nel caso di funzionamento su 3 turni.
Tabella 3.4
Tabella 3.5
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE2 rispetto ad un motore
non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore appartenente alla classe IE3 rispetto ad un motore
non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
1,5
1,5
15
15
90
90
7,5
7,5
37
37
160
160
5,92 10,94 21,19 32,89 >> vita utile >> vita utile2.000
6,57 9,95 17,94 24,63 31,40 >> vita utile2.000
2,75 4,75 7,97 10,45 12,89 12,944.000
3,02 4,38 7,07 8,82 10,20 11,844.000
1,38 2,34 3,77 4,78 5,71 5,737.680
1,52 2,16 3,38 4,12 4,68 5,327.680

71
Se è vero che il Tempo di Pay-Back è un criterio
di scelta frequentemente utilizzato dalle imprese,
un altro indicatore che potrebbe aiutare nella valu-
tazione di una soluzione per efficienza energetica
è il costo del kWh risparmiato grazie all’adozione
di una particolare tecnologia. Di seguito, viene ri-
portato l’andamento del costo medio del kWh di
energia elettrica risparmiato lungo la vita utile del
motore elettrico ad alta efficienza, che è da con-
frontare con il costo di acquisto dell’energia elettri-
ca da rete, mediamente assunto pari a 13 c€/kWh.
Si vedano a questo proposito le TABELLE 3.7, 3.8,
3.9, 3.10 e 3.11.
Come si nota, considerando l’intera vita utile del
motore ad alta efficienza, esiste un’evidente con-
venienza economica associata all’adozione di mo-
tori ad alta efficienza, sia nel caso di sostituzione
forzata che volontaria, fatte salve alcune eccezio-
ni, quale ad esempio il caso dei motori di grande
taglia che lavorano su 1 turno. Emerge quindi una
situazione in cui, in assenza di alcuna forma di
incentivazione, l’adozione di motori ad alta effi-
cienza è in generale un investimento caratteriz-
zato da un ritorno economico positivo, anche se
l’investimento iniziale richiede molto tempo per
essere ripagato.
Tabella 3.7
Tabella 3.8
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard
con uno appartenente alla classe di efficienza IE2
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un motore funzionante ad efficienza standard
con uno appartenente alla classe di efficienza IE3
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
1,5
1,5
15
15
90
90
7,5
7,5
37
37
160
160
0,074 0,065 0,107 0,136 0,160 0,1612.000
0,071 0,064 0,099 0,120 0,135 0,152.000
0,037 0,033 0,54 0,068 0,080 0,0814.000
0,036 0,032 0,050 0,060 0,068 0,0764.000
Tabella 3.6
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di classe IE2, qualora il
motore non funzionante non possa essere riavvolto.
Potenza [kW] /
[h/anno]
1,5 15 907,5 37 160
9,22 8,98 13,69 16,62 18,25 31,022.000
4,09 4 5,72 6,67 7,16 10,134.000
2,03 1,99 2,78 3,20 3,42 4,657.680
0,019 0,017 0,028 0,035 0,042 0,0427.680
0,019 0,017 0,026 0,031 0,035 0,0407.680

Un inverter, detto anche azionamento a velocità va-
riabile, è un dispositivo che modula la frequenza di
alimentazione di un motore elettrico e quindi la sua
velocità in funzione del carico. Tale velocità (n), in
assenza di inverter, risulta fissa, e dipende dal nu-
mero di poli del motore (p) e dalla frequenza di ali-
mentazione (che ha un valore costante, tipicamente
pari a 50 o 60 Hz), in base alla relazione n = (2 x 60
x f)/p. Frequentemente, nei casi in cui sia richiesto
che una macchina operatrice azionata da un motore
elettrico vari la velocità di rotazione per risponde-
re alle esigenze del processo produttivo (come ad
esempio nel caso in cui occorre modificare la porta-
ta di un fluido, rallentare lo spostamento di un ca-
rico, diminuire la velocità di trasporto di un certo
materiale), l’effetto voluto è ottenuto attraverso va-
rie soluzioni, ad esempio mediante l’introduzione
di perdite di carico per variarne la portata, oppu-
re il riciclo del materiale per modificare la quantità
trasportata, le quali sono evidentemente fonte di
spreco di energia elettrica.Questo in quanto non è
possibile adeguare la velocità del motore e di con-
seguenza quella della macchina. La soluzione più
opportuna per risolvere questo problema consiste
Tabella 3.9
Tabella 3.10
Tabella 3.11
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE2
rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore appartenente alla classe IE3
rispetto ad un motore non funzionante ad efficienza standard sottoposto a riavvolgimento
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un motore di classe IE3 rispetto ad uno di
classe IE2, qualora il motore non funzionante non possa essere riavvolto.
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
1,5
1,5
1,5
15
15
15
90
90
90
7,5
7,5
7,5
37
37
37
160
160
160
0,043 0,030 0,050 0,051 0,049 0,0542.000
0,048 0,036 0,058 0,061 0,061 0,0702.000
0,063 0,061 0,084 0,096 0,102 0,1352.000
0,022 0,015 0,025 0,025 0,025 0,0274.000
0,024 0,018 0,029 0,031 0,031 0,0354.000
0,31 0,031 0,042 0,048 0,051 0,0684.000
0,011 0,008 0,013 0,013 0,013 0,0147.680
0,012 0,009 0,015 0,016 0,016 0,0187.680
0,016 0,016 0,022 0,025 0,027 0,0357.680
3.1.2 Inverter

73
invece nel variare la velocità della macchina, ade-
guandola alle esigenze del processo produttivo,
agendo sulla velocità del motore elettrico che la
aziona, tramite l’utilizzo di un inverter.
L’utilizzo di inverter permette di variare la veloci-
tà del motore in funzione dell’effettivo bisogno, e
di conseguenza la potenza elettrica da esso assor-
bita, ottenendo importanti vantaggi in termini di
risparmio di energia elettrica. Da un’indagine della
Commissione Europea6
risulta che, considerando
le diverse applicazioni che i motori elettrici hanno
all’interno del panorama industriale, è possibile
riscontrare un’elevata applicabilità di inverter (che
dipende dalle caratteristiche delle diverse appli-
cazioni) e soprattutto ottenere ingenti risparmi
sul consumo di energia elettrica, come sintetizzato
in TABELLA 3.12.
È da rilevare che, oltre alla riduzione del consumo
energetico, l’adozione di inverter comporta ulteriori
vantaggi, come la funzione di soft starter7
e l’innal-
zamento del fattore di potenza, con impatti positivi
sulla necessità di rifasamento8
. Per valutare la con-
venienza economica associata all’installazione di in-
verter su motori elettrici, sono stati valutati due casi
tipici di applicazione, in virtù del diverso risparmio
conseguibile:
•• l’applicazione di inverter su pompa, per cui si
è stimato un risparmio medio pari al 30% del
consumo senza inverter, in linea con quanto
suggerito dagli operatori del settore intervistati
(anche se si tratta di un valore cautelativo rispet-
to allo studio della Commissione Europea);
•• l’applicazione di inverter su compressore, per
cui si è stimato un risparmio medio pari al 10%
del consumo senza inverter, in linea con quanto
suggerito dagli operatori del settore intervistati
(anche se si tratta di un valore cautelativo rispet-
to allo studio della Commissione Europea).
Per ciascuno dei due casi, sono state analizzate tre
diverse taglie rappresentative di inverter, ossia 7,5,
37 e 160 kW (scelta in linea con l’analisi precedente-
mente effettuata sui motori elettrici), valutando per
ciascuna di esse il risparmio conseguito grazie all’a-
dozione dell’inverter su motore standard (IE1), IE2
ed IE39
. Analogamente a quanto fatto per i motori
elettrici, per ogni caso si è valutato il funzionamen-
to su 1, 2 o 3 turni lavorativi.
La TABELLA 3.13 riporta l’andamento del Tempo di
Pay-Back associato all’installazione di un inverter
su una pompa azionata da un motore di efficienza
standard.
È interessante rilevare come in questo caso il Tem-
po di Pay-Back dell’investimento, che ovviamente
diminuisce all’aumentare delle ore di funziona-
mento, si collochi sempre al di sotto della soglia
di 2-3 anni, ritenuta in massima parte accettabile
dalle imprese. In virtù del fatto che il costo speci-
fico di acquisto dell’inverter risente in misura rile-
vante del fattore scala, si ha che le applicazioni di
Tabella 3.12
Grado di applicabilità dell’inverter sul motore elettrico e percentuale di risparmio energetico ottenibile
Applicazioni del
motore elettrico
Grado di applicabilità
dell’inverter
Risparmio medio di
energia elettrica
60% 35%Pompe
60% 35%Ventilatori
30% 15%compressori d’aria
40% 15%compressori frigoriferi
60% 15%Trasportatori
60% 15%Altro
6
Fonte: European Commission “Improving the penetration of Energy-Efficient motors and drivers” (2000)
7
I Soft Starter sono degli avviatori statici utilizzati per l’avviamento di motori asincroni. A causa della loro natura induttiva i motori asincroni possono, all’av-
viamento, generare potenti coppie esponendo sia il motore che i dispositivi di trasmissione a stress non necessari che a lungo termine possono generare
usura delle parti meccaniche ed un aumento dei costi di manutenzione. I Soft Starter lavorano controllando la tensione applicata al motore durante la fase di
avviamento, limitando le correnti associate e riducendo notevolmente lo sforzo sul motore e sui componenti meccanici.
8
Per ulteriori dettagli sul rifasamento, si rimanda alla sezione 3.1.4 di questo capitolo.
9
I motori ad alta efficienza, coeteris paribus, consumano meno energia, pertanto il risparmio in valore assoluto derivante dall’adozione di inverter è minore

taglia maggiore risultano più convenienti. Le ana-
lisi condotte riguardo l’applicazione di inverter su
un motore ad alta efficienza (IE2 ed IE3) che aziona
una pompa non portano a modifiche sostanziali dei
risultati ottenuti.
La TABELLA 3.14 riporta invece l’andamento del
Tempo di Pay-Back associato all’installazione di un
inverter su di un compressore azionato da un moto-
re di efficienza standard.
In questo caso, il Tempo di Pay-Back dell’inve-
stimento è, come è facile intuire, maggiore in
tutti i casi analizzati rispetto all’applicazione su
pompa, a causa del minore risparmio energetico
conseguibile grazie all’installazione dell’inverter.
Anche in questo caso, l’analisi condotta nel caso
di inverter su motori ad alta efficienza (IE2 o IE3)
non porta a variazioni sostanziali di risultati ot-
tenuti.
Le TABELLE 3.15 e 3.16 riportano invece i valori del
costo medio del kWh risparmiato durante la vita
utile dell’inverter grazie alla sua adozione su moto-
ri ad efficienza standard, rispettivamente nel caso
di applicazione su pompe e compressori.
Tabella 3.13
Tabella 3.15
Tabella 3.14
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter su una pompa azionata
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un inverter ad una pompa azionata
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un inverter ad un compressore azionato da un motore
di efficienza standard
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
7,5
7,5
7,5
37
37
37
160
160
160
3,20
0,041
13,42
1,70
0,023
6,04
1,61
0,022
5,69
2.000
2.000
2.000
1,50
0,020
5,16
0,82
0,012
2,65
0,78
0,011
2,51
4.000
4.000
4.000
0,76
0,011
2,43
0,42
0,006
1,30
0,40
0,006
1,24
7.680
7.680
7.680

75
Come visto in precedenza in questo capitolo discu-
tendo il caso dei motori ad alta efficienza, anche per-
quanto riguarda gli inverter esiste una convenienza
economica assoluta se si considera il costo del kWh
risparmiato e lo si confronta con il costo di acquisto
dell’energia elettrica dalla rete, fissato mediamente pari
a 13 c€/kWh. Ancora una volta, abbiamo a che vedere
con un investimento che richiede un tempo non bre-
vissimo per ripagarsi, ma che assicura poi un ritorno
economico positivo all’investitore, anche in assenza di
alcuna forma di incentivazione o agevolazione.
Gli UPS (acronimo di Uninterruptible Power Sup-
ply), noti anche come gruppi di continuità, sono
apparecchiature elettriche la cui funzionalità con-
siste nel garantire la qualità ed il mantenimento
del servizio di alimentazione dell’utenza in caso di
sospensione dell’alimentazione di rete. Per quanto
concerne la qualità dell’alimentazione, si definisco-
no “disturbi” quei fenomeni che, a seconda dell’in-
tensità e della durata, possono influire sul funzio-
namento dei carichi sensibili, quali ad esempio
interruzioni e microinterruzioni, buchi di tensione,
variazioni di tensione, effetto “flicker” o armoniche.
Le applicazioni degli UPS sono le più svariate, si
tratta infatti di dispositivi che si trovano utilizzati
ad esempio in aeroporti, sale operatorie, processi
industriali, ICT, locali pubblici. In ambito indu-
striale, le principali applicazioni fanno riferimento
ai sistemi di controllo e monitoraggio delle linee di
produzione, la cui mancata alimentazione può cau-
sare danni alle linee stesse o ai materiali in corso
di produzione. Alcuni dei settori particolarmente
sensibili a queste problematiche sono l’alimenta-
re, l’automobilistico, il chimico, i materiali da co-
struzione, il meccanico e il tessile. In questo tipo
di applicazioni, le potenze in gioco variano all’in-
terno di un range molto ampio, tipicamente da
qualche decina fino a qualche centinaio di kVA.
I gruppi di continuità sono generalmente costitu-
iti da tre blocchi principali: (i) un raddrizzatore-
caricabatterie per convertire la corrente alternata in
corrente continua e caricare la batteria; (ii) un set
di batterie per immagazzinare l’energia e trasferirla
all’utenza, a seconda delle necessità; (iii) un con-
vertitore statico (inverter) per trasformare questa
tensione continua in alternata perfettamente sta-
bilizzata e filtrata in tensione e/o frequenza. Questi
tre blocchi possono essere integrati con apparec-
chiature supplementari, come ad esempio un gene-
ratore elettrico, normalmente presente nel caso di
un’alimentazione statica di elevata potenza, il quale,
in caso di blackout prolungato, permette di incre-
mentare l’autonomia delle batterie.
Il tema dell’efficienza energetica ha assunto no-
tevole rilevanza per il settore degli UPS. A di-
mostrazione di ciò, i costruttori di UPS si sono
mobilitati per introdurre miglioramenti della
prestazione energetica dei propri prodotti, contri-
buendo alla redazione del Code Of Conduct da parte
della Commissione Europea in collaborazione con
il CEMEP (Comitato europeo che raccoglie le prin-
cipali associazioni europee operanti nel settore delle
macchine elettriche e dell’elettronica di potenza), la
cui ultima versione10
, pubblicata nel Marzo 2011,
definisce i valori minimi di rendimento per le appa-
recchiature di potenza superiore a 0,3 kVA immesse
Tabella 3.16
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un inverter ad un compressore azionato
Potenza [kW] /
[h/anno]
7,5 37 160
0,122 0,070 0,0662.000
0061 0,035 0,0334.000
0,032 0,018 0,0177.680
3.1.3 UPS
10
La prima versione del Codice di Condotta sull’efficienza energetica e la qualità dei Gruppi Statici di Continuità è stata redatta nel 2006. Essa poneva limiti
di rendimento a tutti i prodotti immessi sul mercato a partire dal 2007

nel mercato dal 2011 al 2014.
L’evoluzione tecnologica dei componenti ha consen-
tito una sensibile riduzione del consumo energetico
degli UPS, che ha un impatto non trascurabile se si
considera che essi tipicamente funzionano per un
numero elevato di ore all’anno. Più nel dettaglio,
parlare di un UPS ad alta efficienza significa riferirsi
ad un dispositivo che:
•• adotta inverter a più livelli, che permette in pri-
mo luogo di ridurre le perdite;
•• adotta la soluzione transformerless (e/o magne-
tiche ad alto rendimento) che riduce le perdite
dovute alle parti magnetiche;
•• adotta uno stadio di ingresso ad assorbimento
sinusoidale che permette di ridurre le armoniche
di corrente evitando così di introdurre ulteriori
dispositivi che aggiungono perdite;
•• adotta architetture che utilizzano alte tensioni
interne, che consentono di ridurre le correnti
in gioco e gli stadi di conversione, diminuendo
conseguentemente le relative perdite.
Con riferimento al settore industriale italiano, il
consumo attribuibile agli UPS rappresenta una
porzione sicuramente poco rilevante del consu-
mo elettrico complessivo, nell’ordine di 1 TWh,
motivo per cui l’efficienza energetica del dispositivo
rappresenta un elemento secondario rispetto all’af-
fidabilità dello stesso, nonostante sia oggetto di cre-
scente interesse sia da parte degli utilizzatori finali
che degli installatori.
Per valutare la convenienza economica associata all’a-
dozione di un UPS ad alta efficienza rispetto ad uno ad
efficienza standard sono stati valutati i seguenti casi:
•• Il caso di sostituzione di un UPS funzionante
ad efficienza standard con un UPS ad alta effi-
cienza11
;
•• Il caso di acquisto di un UPS ad alta efficienza
rispetto ad uno ad efficienza standard12
.
Le TABELLE 3.17 e 3.18 riportano l’andamento del
Tempo di Pay-Back associato all’investimento di un
UPS ad alta efficienza in ciascuno di questi due casi.
L’analisi di questi dati mostra come la sostituzione
di un UPS ancora funzionante non sia giustifica-
ta, da un punto di vista economico, se si considera
come indicatore il Tempo di Pay-Back dell’inve-
stimento. Questo tranne che nei casi di macchine
di grande taglia e di utilizzo per un numero di ore
all’anno elevato, dato che l’investimento da soste-
nere (corrispondente all’intero costo d’acquisto
dell’UPS ad alta efficienza) non è sufficientemen-
te controbilanciato dal risparmio energetico con-
seguibile. Nel caso invece di nuovo acquisto (o,
similmente, di sostituzione forzata a fine vita di
un UPS), la scelta di un sistema energeticamen-
te efficiente risulta in generale premiante, regi-
strando Tempi di Pay-Back in linea con le soglie
normalmente utilizzate dalle imprese, fatta ecce-
zione per le taglie ridotte con un numero di ore di
funzionamento annuo pari a 2.000.
Anche in questo caso, è possibile completare l’ana-
lisi calcolando il costo medio del kWh risparmiato
lungo la vita utile dell’UPS, in funzione delle poten-
ze in gioco e dei diversi scenari di funzionamento,
sia nel caso di sostituzione di un dispositivo ad effi-
cienza standard funzionante che di nuovo acquisto.
Si vedano a questo proposito le TABELLE 3.19 e 3.20.
11
In questo caso, il valore di efficienza “standard” è rappresentativo del parco di UPS attualmente installato, mentre il valore di efficienza dei dispositivi ad
alta efficienza è in linea con quanto previsto dal Code Of Conduct del 2011 e con il valore di efficienza dei prodotti “top di gamma” a portafoglio dei principali
produttori di UPS.
12
In questo caso, il valore di efficienza “standard” è rappresentativo dell’efficienza dei prodotti “tradizionali” a portafoglio dei principali produttori di UPS,
mentre i valori di efficienza dei dispositivi “ad alta efficienza” sono in linea con quanto previsto dal Code Of Conduct del 2011 e con il valore di efficienza dei
prodotti “top di gamma” a portafoglio dei principali produttori di UPS.
Tabella 3.17
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante)
con uno ad alta efficienza
Potenza [kVA] /
[h/anno]
10 16040 80
>> vita utile >> vita utile 14,66 21,172.000
26,06 10,84 6,05 7,964.000
9,63 4,93 2,93 3,767.680

77
Questi dati mostrano che, adottando come indica-
tore di riferimento il costo del kWh risparmiato, la
sostituzione di un UPS funzionante con uno a mag-
giore efficienza risulta economicamente conveniente,
fatta eccezione per le macchine di piccola taglia e nel
caso di un numero ridotto di ore di funzionamento.
Viceversa, l’investimento associato al nuovo acquisto
(o sostituzione forzata) di un UPS ad alta efficienza
rispetto ad uno ad efficienza standard risulta ampia-
mente conveniente in ogni scenario considerato.
Un impianto industriale presenta tipicamente
due tipologie di carichi elettrici, resistivi puri o
resistivo-induttivi. Quest’ultimo tipo di carichi
(che si riscontrano in dispositivi quali motori, tra-
sformatori e saldatrici) funziona tipicamente crean-
do campi magnetici. Essi necessitano quindi di pre-
levare dalla rete anche energia reattiva, per cui in
loro presenza il generatore che alimenta l’impianto
si trova ad erogare, oltre alla potenza attiva necessa-
ria per compiere lavoro, anche una potenza reattiva,
la cui entità dipende dal fattore di potenza del cari-
co. Il fattore di potenza, denominato cosφ, può esse-
re quantificato attraverso il rapporto tra la potenza
attiva (P) e reattiva (Q) assorbite dal carico, secondo
la relazione cosφ=cos arc tg (Q/P), in cui l’angolo φ
rappresenta l’angolo tra i vettori corrente e tensione
Tabella 3.18
Tabella 3.19
Tabella 3.20
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno ad efficienza standard
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dalla sostituzione di un UPS ad efficienza standard (funzionante)
con uno ad alta efficienza
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un UPS ad alta efficienza rispetto a uno
ad efficienza standard
Potenza [kVA] /
[h/anno]
Potenza [kVA] /
[h/anno]
Potenza [kVA] /
[h/anno]
10
10
10
160
160
160
40
40
40
80
80
80
18,66
0,155
0,064
12,46
0,118
0,052
2,48
0,030
0,013
2,35
0,028
0,014
2.000
2.000
2.000
7,28
0,078
0,032
5,30
0,059
0,026
1,20
0,015
0,007
1,14
0,014
0,007
4.000
4.000
4.000
3,47
0,040
0,017
2,59
0,031
0,014
0,62
0,008
0,003
0,59
0,007
0,004
7.680
7.680
7.680
3.1.4 Rifasamento dei carichi elettrici

di fase. Al fine di rendere disponibile a questa tipo-
logia di carichi l’energia reattiva di cui necessitano,
la quale in realtà non viene consumata ma conti-
nuamente scambiata tra il generatore che alimenta
l’impianto ed i carichi stessi, gli impianti di genera-
zione e le linee elettriche devono necessariamente
gestire una corrente maggiore a parità di energia
attiva, che quindi crea complessivamente maggio-
ri costi di produzione e gestione.
Rifasare significa aumentare il cosφ, ovvero dimi-
nuire l’angolo φ e conseguentemente diminuire,
fino ad eventualmente annullare, l’esigenza di pre-
levare dalla rete potenza reattiva Q da parte del
carico industriale. All’aumentare della componen-
te induttiva (quindi per cosφ decrescenti), infatti,
aumenta la potenza reattiva assorbita dal carico, ed
a questa va posta attenzione sia per quanto riguarda
il dimensionamento dell’impianto di distribuzione,
ma anche perché è causa di perdite per effetto Joule
sulle linee di distribuzione stesse.
Il rifasamento si può eseguire installando, a mon-
te del carico, dispositivi che generano potenza re-
attiva e quindi forniscono alla macchina elettrica
l’energia reattiva necessaria per sostenere il cam-
po elettromagnetico, evitando quindi che que-
sta venga prelevata dalla rete. Si fa riferimento in
particolare a motori sincroni rotanti sovraeccitati
e condensatori statici in derivazione. Entrambi in-
fatti assorbono dalla rete una corrente sfasata di
90° in anticipo sulla tensione, che può compensa-
re, in toto o in parte, la corrente sfasata di 90° in
ritardo corrispondente alla potenza reattiva assor-
bita dalla rete in cui sono installati. La misura più
diffusa prevede l’installazione, in parallelo con il
carico da rifasare o nel punto desiderato della rete,
di condensatori statici di appropriata capacità. Un
condensatore è composto da numerosi elementi
capacitivi collegati tra loro in serie e parallelo al
fine di realizzare la tensione e la potenza nominale
necessaria per rifasare.
Il corretto rifasamento di un impianto elettrico
assicura i seguenti vantaggi da un punto di vista
tecnico ed economico:
•• evitare le penali applicate dai distributori
dell’energia agli utenti con basso cosφ. Secondo
le indicazioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica
ed il Gas (delibera 348-07), le imprese distribu-
trici sono obbligate ad applicare dei corrispettivi
tariffari a ciascun utente con potenza impegnata
maggiore di 16,5 kW sulla potenza reattiva pre-
levata in eccesso, qualora il cosφ sia inferiore a
0,9 (il che significa che l’energia reattiva prelevata
eccede il 50% dell’energia attiva consumata). Si
veda in proposito la TABELLA 3.21.
•• per impianti nuovi, ottimizzare il dimensiona-
mento dell’impianto in funzione dell’effettiva ca-
pacità produttiva pianificata;
•• per impianti esistenti, recuperare capacità senza
aggiungere/aumentare le prestazioni di quanto
già installato (ad esempio, trasformatori e cavi);
•• ridurre le cadute di tensione in linea (che pos-
sono causare problematiche nell’avviamento dei
motori, o in impianti serviti da linee di media
tensione lunghe e con bassa potenza di corto cir-
cuito);
•• ridurre le perdite di energia per effetto Joule nei
trasformatori e nei cavi.
A seconda dell’applicazione industriale e delle ca-
ratteristiche ed esigenze in gioco, il rifasamento può
essere effettuato secondo diverse modalità. Il rifasa-
mento centralizzato a potenza fissa è il metodo più
semplice per ottenere l’energia reattiva necessaria.
Esso consiste nell’installazione di condensatori a
valle del punto di consegna dell’energia, i quali ri-
mangono permanentemente inseriti e quindi ali-
mentati ogniqualvolta lo è l’impianto utilizzato-
re. Nel caso di rifasamento centralizzato a potenza
modulata, invece, la potenza rifasante totale viene
Tabella 3.21
Corrispettivi tariffari energia reattiva (c€/kvarh) per l’anno 2012 (Fonte: Enel Distribuzione)
Tipologie di contratto
Energia reattiva tra il 50% e
75% dell’energia attiva
Energia reattiva eccedente il
75% dell’energia attiva
3,23 4,21Utenze in bassa tensione
1,51 1,89Utenze in media tensione
0,86 1,10Utenze in alta e altissima tensione

79
frazionata su più condensatori, la cui attivazione/
disattivazione, in base alle necessità delle utenze,
avviene attraverso l’uso di automatismi che sfrut-
tano un sistema di rilevamento di tipo varmetrico.
Il rifasamento distribuito rappresenta invece la
configurazione ideale per conseguire al massimo
i benefici del rifasamento. Ad ogni carico che lo
necessita è associato un condensatore che genera in
loco la potenza reattiva richiesta, senza che quindi
vi siano correnti reattive in circolazione in alcuna
porzione dell’impianto. Esiste anche il cosiddetto
rifasamento per gruppi, configurazione interme-
dia tra quella distribuita e quella centralizzata, che
prevede un rifasamento per gruppi di carichi ali-
mentati da una stessa linea o da più linee ma in
uno stesso reparto. Infine, il rifasamento misto
viene spesso adottato negli impianti utilizzatori di
dimensioni significative. In questo caso, si cerca
di rifasare in maniera distribuita i carichi con il
maggiore assorbimento di potenza reattiva, men-
tre i rimanenti vengono rifasati per gruppi.
Per valutare la convenienza economica associata
ad interventi di rifasamento, sono stati considera-
ti una serie di scenari, ossia il caso di rifasamento
distribuito di carichi da 7,5 kW e 30 kW ed il ri-
fasamento centralizzato di un carico da 300 kW.
Per ognuno di questi scenari si sono ipotizzate due
diverse situazioni di partenza, ossia un cos��φ��ini-
ziale di 0,75 ed uno di 0,85, in base ai quali è stato
possibile calcolare il quantitativo di energia attiva
e reattiva “consumato” nel caso, rispettivamente, di
2.000, 4.000 e 7.680 ore di funzionamento annuali.
Le TABELLE 3.22 e 3.23 riportano i valori del Tempo
di Pay-Back associato all’investimento nel sistema
di rifasamento, rispettivamente nel caso di cosφ
iniziale pari a 0,75 ed a 0,85.
L’analisi dei dati mostra come l’intervento di
rifasamento dei carichi elettrici risulti ampia-
mente conveniente, sia nel caso di sistema cen-
tralizzato che distribuito, con Tempi di Pay-Back
quasi sempre inferiori o pari a 2 anni. L’unica
eccezione è rappresentata dal caso di rifasamento
distribuito di un’utenza di piccola taglia (7,5 kW).
Si nota inoltre come, all’aumentare della distan-
za tra il cosφ di partenza (0,75 nel primo caso e
0,85 nel secondo caso) ed il cosφ “target” (assunto
pari a 0,90), aumenti in generale la convenienza
economica del rifasamento, poiché l’investimento
addizionale nell’acquisto del condensatore a mag-
giore capacità è più che compensato dal risparmio
conseguito in termini di mancato pagamento delle
penali.
Riportiamo inoltre il calcolo del costo medio del
Tabella 3.22
Tabella 3.23
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un sistema di rifasamento (nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
7,5 Distribuito
7,5 Distribuito
30 Distribuito
30 Distribuito
300 Centralizzato
300 Centralizzato
8
>> vita utile
1,9
7,1
1
1,34
2.000
2.000
2,8
14
0,8
2,45
0,5
0,6
4.000
4.000
1,26
5,10
0,38
1,1
0,23
0,3
7.680
7.680

kWh13
risparmiato nei due casi considerati in pre-
cedenza (si vedano le Tabelle 3.24 e 3.25), che ri-
badisce ulteriormente la convenienza economica
dell’adozione di questa soluzione per l’efficienza
energetica nei processi industriali.
In ambito industriale, il problema della corretta
gestione del vettore aria compressa è molto ri-
levante, poiché circa l’11% dei consumi elettrici
delle imprese è ad essa ascrivibile, con un’inciden-
za del consumo di energia associato al sistema ad
aria compressa che può arrivare a rappresentare più
del 30% dell’energia elettrica consumata da un’im-
presa (come ad esempio nella produzione del poli-
stirolo espanso o la produzione di bottiglie in PET).
L’aria compressa è utilizzata in una moltitudine di
settori, dall’industria meccanica a quella chimica e
petrolchimica, dall’alimentare, alle costruzioni, sia
nell’uso di processo che in quello di servizio, con
applicazioni che vanno dall’utilizzo in specifiche
lavorazioni (in utensili per lavorazioni meccani-
che, quali ad esempio avvitatori, oppure in processi
come la verniciatura a spruzzo), ad utilizzi meno
appropriati, alla luce del suo costo notevole, quali la
pulizia o il raffrescamento.
Un sistema ad aria compressa è composto essenzial-
mente da:
•• macchina di compressione, di cui fanno parte
il motore, il compressore, il sistema di raffredda-
mento, la centralina e la trasmissione (che può
essere a cinghia oppure ad ingranaggi);
•• serbatoio, che ha la funzione di disaccoppiare la
produzione dell’aria compressa dal suo prelievo,
consolidare la pressione e di far fronte ai picchi
di domanda. Infine, la permanenza dell’aria nel
serbatoio permette l’accumulo e lo spurgo di
eventuali condense. Questi dispositivi hanno di-
mensioni variabili che vanno dalle decine di litri
per le applicazioni su impianti da pochi kW fino
a diverse migliaia di litri per applicazioni nell’or-
Tabella 3.24
Tabella 3.25
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento
(nel caso di cosφ iniziale pari a 0,75)
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) derivante dall’installazione di un sistema di rifasamento
(nel caso di cosφ iniziale pari a 0,85)
Potenza [kW] /
[h/anno]
Potenza [kW] /
[h/anno]
7,5 Distribuito
7,5 Distribuito
30 Distribuito
30 Distribuito
300 Centralizzato
300 Centralizzato
0,018
0,029
0,009
0,011
0,004
0,004
2.000
2.000
0,009
0,015
0,005
0,006
0,002
0,002
4.000
4.000
0,005
0,008
0,002
0,003
0,001
0,001
7.680
7.680
13
Per poter confrontare la tecnologia del rifasamento con le altre analizzate nel presente Rapporto sulla base dei medesimi indicatori di convenienza eco-
nomica, la quantità di energia reattiva sottoposta a penale è stata “tradotta” in energia attiva (tramite il cosφ), così da poter calcolare anche un “costo del
kWh risparmiato”.
3.1.5 Aria compressa

81
dine di centinaia di kW;
•• sistema di trattamento dell’aria, composto
dall’essiccatore e dai filtri, la cui funzione deriva
dal fatto che nell’aria, una volta compressa, au-
menta la concentrazione di polveri, umidità ed
altri contaminanti;
•• rete di distribuzione;
•• terminali o utenze.
Il principale componente di un sistema ad aria
compressa è ovviamente il compressore. Si tratta
di una macchina operatrice che eleva la pressio-
ne di un gas tramite l’impiego di energia mec-
canica, derivante da un motore elettrico cui è
accoppiata. Esistono numerose classificazioni
dei diversi tipi di compressori. Una di esse fa ri-
ferimento alla distinzione, in base al principio di
funzionamento, tra compressori volumetrici (i
quali sono maggiormente utilizzati nell’industria,
soprattutto con riferimento alla tipologia “a vite”)
e compressori dinamici. Nei primi, infatti, l’in-
cremento della pressione del fluido è ottenuto tra-
mite la riduzione del volume dello stesso ad opera
del compressore, mentre nei secondi il trasferi-
mento dell’energia dal compressore al fluido che
l’attraversa avviene provocando una variazione
della quantità di moto del fluido.
Per comprendere l’importanza del risparmio sulla
componente energetica necessaria al funzionamen-
to di un sistema ad aria compressa, basti pensa-
re che mediamente circa il 75% del Total Cost of
Ownership fa riferimento al consumo di energia,
mentre la restante parte si ripartisce abbastanza
equamente tra costi di investimento ed installa-
zione e costi di manutenzione. Si veda in proposito
la FIGURA 3.2.
Alla luce di queste evidenze, il tema del risparmio
energetico assume in questo comparto una gran-
de importanza. Entrando nel merito delle possibili
azioni sull’impianto dell’aria compressa finalizzate
all’efficienza energetica, la TABELLA 3.26 mostra una
lista di possibili interventi, individuando per cia-
scuno di essi una percentuale indicativa di rispar-
mio energetico che consentono di ottenere rispetto
al consumo globale del sistema. Nel seguito è pre-
sentata una rassegna di alcuni dei principali inter-
venti eseguibili sul sistema ad aria compressa, cui è
associata una valutazione della relativa convenienza
economica.
Una prima tipologia di intervento finalizzato a mi-
gliorare le prestazioni energetiche del sistema ad
aria compressa fa riferimento all’ottimizzazione del-
le utenze che utilizzano l’aria compressa stessa. In
questo ambito, uno degli aspetti critici riguarda
la destinazione d’uso del vettore aria compressa.
Come accennato in precedenza, in ambito indu-
striale l’aria compressa viene talvolta utilizzata in
applicazioni, quali la pulizia o il raffrescamento, che
sono non economiche considerati gli elevati costi
di generazione ed utilizzo dell’aria compressa (circa
1-3 c€/Nm3
). È opportuno pertanto valutare l’op-
Figura 3.2
Total Cost of Ownership di un sistema ad aria compressa su un orizzonte temporale di 10 anni
consumo energetico
acquisto ed installazione
manutenzione
13%
75%
12%

portunità di sostituire l’utilizzo dell’aria compres-
sa con una soluzione alternativa meno costosa (ad
esempio, nel caso di raffrescamento di componen-
ti di macchinari o di prodotti, si possono valutare
soluzioni quali l’utilizzo di ventilatori o il raffresca-
mento ad acqua).
Un altro degli interventi più promettenti, in ter-
mini di risparmio energetico conseguibile (stima-
bile nel 20% del consumo di energia elettrica del
compressore), fa riferimento alla riduzione delle
perdite di aria, che possono essere presenti nella
rete di distribuzione oppure a livello delle uten-
ze. Tra tutte le modalità con cui realizzare efficien-
za energetica, la ricerca delle perdite è sicuramente
quella più immediata, poiché viene effettuata trami-
te procedure standard e genera ritorni molto rapidi
per il cliente (con Tempi di Pay-Back anche inferio-
ri all’anno), ad un costo d’investimento contenuto.
Considerando ad esempio un sistema di aria com-
pressa in uno stabilimento industriale caratterizzato
da compressori installati per un totale di 1.000 kWe,
che funzionano mediamente per 6.000 ore all’anno,
ed un livello di perdite nell’ordine del 10-15%15
del-
la portata totale, il costo della diagnosi può essere
stimato intorno ai 3.000 €. I risparmi annui conse-
guibili a seguito della riduzione delle perdite16
(circa
70.000 €/anno) determinano un Tempo di Pay-Back
dell’intervento (che consiste nel rifacimento delle
sigillature, sostituzione delle guarnizioni, sostitu-
zione di tubazioni e/o utenze danneggiate, per un
investimento stimabile nell’ordine di 60.000 €) in-
feriore ad un anno. Le TABELLE 3.27 e 3.28 riporta-
no rispettivamente i valori del Tempo di Pay-Back
Tabella 3.26
Lista di possibili interventi su un impianto ad aria compressa
(Fonte: Rielaborazione da Compressed air systems in the European Union, Fraunhofer Institute - 2001)
Intervento Risparmio conseguibile14
[%]
40Ottimizzazione di alcune utenze
7Aggiornamento dei compressori
15Miglioramento degli azionamenti (variatori di velocità, ASD)
2Miglioramento dei motori (motori ad alta efficienza, HEM)
20Riduzione delle perdite di aria
5Miglioramento del raffreddamento, essicazione e filtraggio
12Usi di sistemi di controllo sofisticati
2Sostituzione più frequente dei filtri
20Recupero del calore di scarto per altri scopi
3Riduzione perdite per attrito
9Progetto complessivo dell’impianto
14
Le percentuali di risparmio conseguibile a seguito dei possibili interventi sono valutate per interventi effettuati singolarmente, pertanto non risulta sensato
sommarle per stimare il risparmio globalmente conseguibile.
15
Sebbene si riscontrino di frequente valori di perdite anche superiori al 20%, questo rappresenta un valore che può essere considerato una media di mercato
16
Tipicamente si considera un tasso di perdite “fisiologico”, non eliminabile, nell’ordine del 5-7%.
Tabella 3.27
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria in un sistema ad aria compressa
[h/anno]
2,62.000
1,34.000
0,67.680

83
dell’investimento e del costo del kWh risparmiato
al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.
Entrambi gli indicatori di convenienza economi-
ca sono concordi nel mostrare la forte convenien-
za di suddetto intervento, anche nel caso di un nu-
mero di ore di funzionamento del sistema ridotto.
Un terzo intervento piuttosto promettente in ter-
mini di risparmio energetico conseguibile fa ri-
ferimento al recupero di calore dal compressore.
Le tecnologie per scambiatori di calore utilizzabili a
questo fine sono:
•• scambiatore ad acqua, che rappresenta l’opzione
più comune, specialmente su compressori di tipo
volumetrico. In questi casi l’aria in uscita rag-
giunge i 200°C ed il calore è recuperabile trami-
te lo scambio termico con acqua che sale a 80°C
circa e può essere usata sia per usi sanitari sia per
il riscaldamento degli ambienti. Recentemente si
è assistito all’adozione di questi scambiatori an-
che su compressori rotativi, specie quelli centri-
fughi. L’aria in uscita da questo tipo di compres-
sori, solitamente utilizzati per grosse potenze, ha
una temperatura che raramente supera i 140°C,
per cui è possibile generare acqua calda intorno
ai 70°C;
•• scambiatore ad aria, che viene applicato princi-
palmente per il recupero di calore da compres-
sori di taglie ridotte, a causa del basso coefficien-
te di scambio termico dell’aria. L’aria calda così
generata può essere utilizzata direttamente per
il riscaldamento degli ambienti attigui alla sala
compressori.
Per quel che riguarda i costi di installazione del si-
stema di recupero calore, essi dipendono sia dalle
potenze calorifiche in gioco, che impattano in ma-
niera importante sul costo dello scambiatore, sia
dall’installazione di circuiti alternativi (come una
caldaia di backup, per far fronte all’eventualità di
guasto del sistema di recupero del calore). Indipen-
dente dal sistema di raffreddamento utilizzato nel
compressore, oltre il 90% del calore generato può
essere potenzialmente recuperato e riutilizzato, a
fronte di un recupero reale che si attesta intorno
al 70-80%. Considerando ad esempio il caso dell’in-
stallazione di un sistema di recupero di calore ad
acqua su un compressore centrifugo a due stadi, con
taglia di compressore pari a 250 kWe, che può com-
portare un investimento complessivo nell’ordine di
30.000 €, i risparmi derivanti da tale recupero di
calore (utilizzato in luogo di una tradizionale cal-
daia a metano che produce acqua calda per usi di
processo) sono stimabili nell’ordine di 128.000 €, in
caso di funzionamento del compressore per 6.000
ore all’anno, da cui si evince un Tempo di Pay-Back
inferiore all’anno ed un costo del kWh termico ri-
sparmiato di 0,3 c€/kWh.
Le TABELLE 3.29 e 3.30 riportano rispettivamente i
valori del Tempo di Pay-Back dell’investimento e
del costo del kWh termico risparmiato al variare
delle ore di funzionamento dell’impianto.
Entrambi gli indicatori di convenienza econo-
mica, anche in questo caso, sono concordi nel
mostrare la grande convenienza di suddetto in-
tervento, anche nel caso di un numero di ore di
funzionamento del sistema ridotto, se confrontati
rispettivamente con la soglia di Tempo di Pay-Back
accettata dalle imprese (2-3 anni) e con il benchmark
di produzione dell’energia termica mediante tecno-
logia tradizionale (4,7 c€/kWh). A fronte di questi
risultati incoraggianti, giova sottolineare, in primo
luogo, che vi sono casi in cui è necessario effettua-
re investimenti addizionali da tenersi in debita
considerazione, come ad esempio la realizzazione
di sistemi di distribuzione del calore recuperato o di
un sistema di backup (tipicamente una caldaia tra-
Tabella 3.28
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di riduzione delle perdite di aria
[h/anno]
0,0632.000
0,0314.000
0,0167.680

dizionale) per sopperire all’eventuale indisponibilità
del calore recuperabile dal compressore. In secondo
luogo, evidentemente, la bontà dell’investimento di-
pende dall’effettiva presenza di una domanda termi-
ca che sfrutti il calore recuperato.
Un quarto possibile intervento fa riferimento al
re-design degli impianti esistenti, che tipicamente
riguarda i livelli di pressione e portata del sistema,
o, nei casi più “drastici”, il cambiamento del layout
stesso dell’impianto. Un’opportunità interessante in
quest’ottica riguarda l’adozione di serbatoi di accu-
mulo. Una prima applicazione di questo tipo, già
citata in precedenza, riguarda i serbatoi a valle del
compressore (installati tipicamente sui compressori
a vite non dotati di inverter, non essendo questi in
grado di parzializzare la portata), in cui un possibile
intervento che ha impatto sull’efficienza del sistema
fa riferimento all’adeguato dimensionamento del
serbatoio in base alle esigenze dell’impianto, le quali
possono differire da quelle riscontrate al momen-
to della progettazione del sistema (si consideri che
i compressori sono macchinari piuttosto longevi,
con una vita utile anche nell’ordine di diverse de-
cine di anni). Una seconda applicazione riguarda
invece gli impianti di grossa taglia, nei quali si può
procedere all’installazione di serbatoi lungo l’im-
pianto, al fine di stabilizzare la pressione di rete e
consentire una riduzione della pressione di lavoro
nominale dei compressori e di conseguenza una
riduzione del consumo energetico stesso (si stima
che la riduzione di 1 bar della pressione di esercizio
equivalga ad un risparmio di energia pari o superio-
re al 5%, che può essere stimato fino a circa il 10%
del consumo energetico ante-intervento). Conside-
rando l’adozione di un sistema di serbatoi da 5 m3
su
un sistema con un compressore da 250 kWe che la-
vora per 6.000 ore all’anno, l’investimento stimabile
nell’ordine dei 20.000 € si ripaga in 1,5 anni. Consi-
derando una vita utile dell’intervento pari a 5 anni,
il costo del kWh elettrico risparmiato si attesta sui
3 c€/kWh. Le TABELLE 3.31 e 3.32 riportano rispet-
tivamente i valori del Tempo di Pay-Back dell’inve-
stimento e del costo del kWh elettrico risparmiato
al variare delle ore di funzionamento dell’impianto.
Al variare del numero di ore di funzionamento, si
nota che l’intervento appare sempre conveniente
se si guarda al costo del kWh elettrico risparmia-
to, sebbene nel caso di 2.000 ore tale costo si attesti
sui 10 c€/kWh, soglia limite per le imprese gran-
di consumatrici di energia. Viceversa, guardando
al Tempo di Pay-Back, questo varia tra poco più di
un anno nel caso di funzionamento per 7.680 ore,
Tabella 3.29
Tabella 3.30
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore in un sistema ad aria compressa
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di recupero di calore dal compressore
[h/anno]
[h/anno]
1,5
0,01
2.000
2.000
0,7
0,005
4.000
4.000
0,37
0,002
7.680
7.680

85
ed oltre 4 anni nel caso di funzionamento per 2.000
ore all’anno, attestandosi pertanto (in quest’ultimo
caso) su un livello ritenuto frequentemente inaccet-
tabile dalle imprese.
Come ultimo possibile intervento, vale la pena ci-
tare il miglioramento degli azionamenti, ossia il
ricorso a metodi di regolazione efficienti, in primis
l’inverter, di cui si è ampiamente discusso nel PARA-
GRAFO 2.1.2, al quale si rimanda per le analisi di con-
venienza economica (si veda in particolare il caso di
applicazione di inverter su compressore).
Al pari dell’aria compressa, un altro ambito che a li-
vello industriale ha un grande peso è rappresenta-
to dalla refrigerazione. Essa infatti è responsabile
di una quota del consumo elettrico totale��associa-
to all’industria, paragonabile a quella della pro-
duzione e distribuzione di aria compressa, pari a
circa il 10%. La refrigerazione ha svariati ambiti di
applicazione, tra cui il raffreddamento di prodotto
(ad esempio, alimenti, materie plastiche e gomma,
metalli), di processo (ad esempio, aria, fumi di com-
bustione, superfici di lavorazione), di macchinari
(ad esempio, controllo della temperatura dell’olio di
raffreddamento), oltre che dell’ambiente, arrivando
ad avere una rilevanza primaria in alcuni settori in-
dustriali, come ad esempio quello alimentare, dove
si stima che fino al 25% dei consumi elettrici siano
ad essa imputabili.
I sistemi di refrigerazione tradizionali si basano
sul classico ciclo frigorifero, in cui il fluido refri-
gerante assorbe e poi dissipa calore, ricevendo in
ingresso lavoro (di compressione) che viene usato
per far passare il fluido dallo stato di gas a quello
liquido. Il calore così generato viene estratto dal
ciclo tramite uno scambiatore di calore (conden-
satore), ed il fluido viene successivamente fatto
espandere ed evaporare, producendo quindi l’ef-
fetto frigorifero.
Considerati i principali componenti di un sistema
di refrigerazione, come si nota dalla FIGURA 3.3,
che riporta un’indicazione dei consumi elettrici dei
principali componenti di un sistema di refrigera-
zione industriale, il compressore è in assoluto re-
sponsabile della maggior parte del consumo glo-
bale (pari ad oltre il 60%).
Tabella 3.31
Tabella 3.32
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un sistema
ad aria compressa
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di adozione di serbatoi d’accumulo all’interno di un
sistema ad aria compressa
[h/anno]
[h/anno]
4,2
0,10
2.000
2.000
2,1
0,05
4.000
4.000
1,1
0,03
7.680
7.680
3.1.6 Refrigerazione

Gli interventi possibili sul sistema di refrigerazio-
ne per migliorare la sua efficienza energetica sono
molteplici, e fanno riferimento principalmente alla
corretta gestione dell’impianto ed all’utilizzo di ap-
parecchiature efficienti. È utile sottolineare che
l’ottimizzazione globale del sistema deriva sì dalla
scelta oculata dei diversi componenti del sistema e
della loro regolazione, ma anche dall’interazione fra
essi. La TABELLA 3.33 riassume i principali interventi
ed i relativi risparmi energetici potenzialmente con-
seguibili.
Guardando all’impianto di refrigerazione nel suo
complesso, questi sistemi frequentemente funzio-
nano in maniera stabile secondo parametri prefis-
sati. Uno di questi fa riferimento alla pressione di
picco del ciclo, vale a dire la pressione di mandata
del compressore. Spesso accade che la pressione di
picco sia predeterminata, ed i sistemi di controllo
intervengano esclusivamente al fine di mantenere
costante questo valore. Avere invece la possibilità
di variare la pressione di picco a seconda del ca-
rico a cui è sottoposto l’impianto ed alle condi-
zioni esterne permette di evitare inutili consumi
energetici e può portare a risparmi a livello di
impianto fino al 10-��25% del consumo energeti-
Figura 3.3
Consumi elettrici relativi dei principali componenti di un sistema di refrigerazione industriale
(Fonte: Energy efficiency practices in industrial refrigeration – Energy design resources)
compressore
evaporatore
condensatore
pompe e ausiliari
62%
12%
14%
12%
Tabella 3.33
Lista di possibili interventi su un impianto di refrigerazione industriale (Fonte: Rielaborazione da ENEA)
Intervento Risparmio conseguibile17
[%]
10 – 25Controllo sulla pressione massima
8 -10Ottimizzazione del sistema
5 – 10Adeguato spessore dell’isolamento
4 – 8Adeguate misure di gestione e manutenzione
2 – 6 (per intervento su singola apparecchiatura)Uso di apparecchiature efficienti (motori elettrici ad alta
efficienza ed inverter su compressori, ventilatori e pompe)
80 (calore)Recupero di calore
17
Le percentuali di risparmio conseguibile a seguito dei possibili interventi sono valutate per interventi effettuati singolarmente, pertanto non risulta sensato
sommarle per stimare il risparmio globalmente conseguibile.

87
co complessivo (principalmente del compressore
e delle ventole del condensatore). Questo si ottie-
ne dotando un sistema di refrigerazione (sia esso
di nuova realizzazione od esistente) di strumenti
hardware (ossia sensori, come ad esempio trasmet-
titori di pressione e organi di regolazione, e inverter
su ventilatore del condensatore) e software (che in-
tervengono introducendo la logica di gestione della
pressione di picco), al fine di abilitare la regolazione
dinamica della pressione di picco.
Considerando ad esempio il caso di un impianto di
refrigerazione avente un compressore da 250 kWe,
su cui si voglia adottare la strumentazione necessa-
ria per il controllo dinamico della pressione di pic-
co, le TABELLE 3.34 e 3.35 riportano rispettivamente
i valori del Tempo di Pay-Back dell’investimento e
del costo del kWh risparmiato al variare delle ore di
funzionamento dell’impianto.
Analizzando le due tabelle, si nota in primo luogo
che la convenienza economica dell’investimento
risente fortemente delle ore di funzionamento
dell’impianto, da cui dipendono evidentemente i
risparmi di energia conseguibili. Se si considera il
Tempo di Pay-Back (SI VEDA TABELLA 3.34), si nota
come l’intervento non risulti economicamente
conveniente (assumendo sempre la prospettiva
dell’impresa) nel caso di funzionamento dell’im-
pianto per 2.000 ore all’anno, mentre il costo del
kWh elettrico risparmiato (SI VEDA TABELLA 3.35) ri-
sulta in tutti i casi abbondantemente al di sotto del
benchmark di acquisto dell’energia elettrica da rete.
Per quel che riguarda i consumi elettrici diretti, al
momento della scelta dei componenti dell’impianto
occorre selezionare opportunamente i motori elettri-
ci per il compressore, pompe e ventilatori del con-
densatore e ventilatori dell’evaporatore, oltre a pre-
vedere qualora opportuno una velocità modulabile
di queste apparecchiature tramite l’installazione di
inverter. Per la valutazione economica dell’adozione
di motori elettrici ad alta efficienza (sia nel caso di so-
stituzione “volontaria”, ossia su un dispositivo ancora
funzionante, che di sostituzione “obbligata”, ossia su
un dispositivo non funzionante) e dell’adozione di
inverter su compressore, pompa e ventilatore, si ri-
manda rispettivamente ai PARAGRAFI 3.1.1 e 3.1.218
.
Tabella 3.34
Tabella 3.35
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per il controllo
dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazione
Costo medio del kWh risparmiato (€/kWh) associato all’intervento di installazione della strumentazione necessaria per
il controllo dinamico della pressione di picco in un sistema di refrigerazione
[h/anno]
[h/anno]
5,8
0,074
2.000
2.000
2,8
0,037
4.000
4.000
1,2
0,019
7.680
7.680
18
Come mostra la TABELLA 3.12, l’adozione di inverter su ventilatore permette di conseguire mediamente gli stessi risparmi energetici derivanti dall’adozio-
ne dello stesso su pompa.

In terzo luogo, analogamente a quanto visto per il
compressore presente nel sistema ad aria compressa
(SI VEDA IL PARAGRAFO 3.1.5 per le valutazioni sulla
convenienza economica dell’investimento), esiste
l’opportunità di recuperare il calore dissipato da
questo dispositivo, nella misura di circa il 70-80%
del calore complessivamente generato.
Vi sono infine una serie di interventi che riguarda-
no la manutenzione del sistema di refrigerazio-
ne (come la pulizia dell’impianto o il controllo del
fluido refrigerante), grazie ai quali sono ottenibili
interessanti risparmi energetici, nell’ordine del
4-8%. Una tematica correlata riguarda la coiben-
tazione e più in generale la riduzione delle perdite,
sia per quanto riguarda i locali refrigerati sia per il
sistema di distribuzione, che può portare a rispar-
mi energetici fino al 10%. La coibentazione degli
impianti è una prassi consolidata nel settore della
refrigerazione, tuttavia spesso si riscontrano degli
interventi approssimativi, sia in termini di materiali
utilizzati che di modalità con cui l’intervento è stato
realizzato. Una corretta coibentazione, realizza-
bile con investimenti nell’ordine delle decine di
migliaia di €, porta ad ingenti risparmi, che per-
mettono di rientrare in pochi anni (tra i 2 e i 4)
dall’investimento effettuato.
Il BOX 3.1 descrive infine il caso dell’adozione del ci-
clo frigorifero ad assorbimento.
Box 3.1
Il ciclo frigorifero ad assorbimento
Il ciclo frigorifero ad assorbimento rappresenta un’in-
teressante alternativa al ciclo frigorifero tradizionale. In
ambito industriale, esso può essere adottato nel caso in
cui si abbia la presenza di cascami termici da smaltire,
tipicamente derivanti dal processo o da impianti di co-
generazione (nel qual caso si parla più correttamente di
trigenerazione).
Un impianto frigorifero ad assorbimento è un sistema che
trasferisce calore da una sorgente fredda ad una sorgente
calda mediante l’impiego di una ulteriore quantità di calo-
re fornito al sistema da una sorgente a temperatura elevata
(maggiore dei quella della sorgente calda). Il frigorifero ad
assorbimento si basa sull’impiego di una miscela binaria
di fluidi, di cui uno si comporta come fluido refrigeran-
te e l’altro come solvente, in cui il refrigerante è disciolto
in concentrazione più o meno elevata.Rispetto al classico
ciclo frigorifero tradizionale, questo sistema differisce per
l’introduzione delle fasi di generazione e assorbimento, in
luogo del tradizionale compressore.
L’impianto è costituito dai seguenti componenti:
•• un evaporatore, in cui avviene la sottrazione di calore
dall’ambiente da raffreddare con l’evaporazione del
fluido refrigerante;
•• un assorbitore, nel quale il refrigerante evaporato
(fortemente concentrato) viene riassorbito dalla so-
luzione (diluita) grazie ad una differenza di concen-
trazione e con un raffreddamento con fluido esterno
al ciclo;
•• una pompa, che invia la soluzione dall’assorbitore al
desorbitore ed aumenta la pressione del fluido;
•• un desorbitore, in cui la soluzione rilascia una parte
del soluto per evaporazione, grazie ad un flusso di ca-
lore proveniente dall’esterno;
•• un condensatore, in cui il vapore proveniente dal de-
sorbitore condensa, con trasferimento di calore all’e-
sterno, mediante il medesimo fluido esterno che ha
operato il raffreddamento presso l’assorbitore;
•• una valvola di laminazione, che riporta il fluido nell’e-
vaporatore e ne riabbassa la pressione.
La prima generazione di frigoriferi ad assorbimento è
quella che sfrutta l’ammoniaca come refrigerante (soluto)
e l’acqua come assorbente (solvente). Questa applicazione
ha il vantaggio di operare a pressioni superiori a quella at-
mosferica e di permettere di raggiungere temperature ben
al di sotto dello 0 (fino anche a -60 °C). Successivamen-
te si è passati ad applicazioni in cui l’acqua viene invece
utilizzata come refrigerante (soluto) e il bromuro di litio
come assorbente (solvente), il quale presenta i vantaggi di
essere non tossico e di avere grande affinità con l’acqua,
oltre ad un alto punto di ebollizione. Il vantaggio di avere
l’acqua come refrigerante risiede nella sua stabilità, nella
non tossicità, nell’alto calore di evaporazione e nella sua
facile reperibilità. Il grosso limite è dato invece dal punto
di cristallizzazione dell’acqua per cui questo tipo di abbi-
namento viene usato nella maggior parte dei casi per solu-
zioni di raffescamento degli ambienti.

89
Per quanto riguarda i sistemi che prevedono il
processo di combustione, gli sforzi degli operatori
industriali sono rivolti allo sviluppo di sistemi ad
elevata efficienza ed alla minimizzazione delle emis-
sioni inquinanti. Fare efficienza in quest’ambito
implica la riduzione del calore disperso dai pro-
dotti della combustione, recuperandolo prima
dell’espulsione dall’impianto dei prodotti della
combustione. L’efficienza termica dei sistemi che
utilizzano la combustione può essere infatti calcola-
ta come rapporto tra la differenza fra il calore entra-
te ed uscente ed il calore entrante stesso. La variabile
su cui agire fa riferimento al calore (uscente) perso
dai fumi esausti. Si ha infatti che, all’aumentare della
temperatura di processo, il rendimento termico si
riduce, pertanto aumentano le potenzialità di effi-
cientamento (in termini di aumento del rendimento
termico) conseguibili grazie al recupero del calore
contenuto nei fumi esausti preriscaldando l’aria
comburente.
Per ottenere questi risultati, si sono affermate solu-
zioni che utilizzano bruciatori capaci di provve-
dere direttamente al recupero di calore dei fumi,
sfruttando il principio dello scambiatore di calore in
controcorrente (si parla in questo caso di bruciatori
“auto-recuperativi”) o il principio del recupero con
masse rigeneranti (si parla in questo caso di brucia-
tori “rigenerativi”). Il miglioramento dell’efficienza
degli impianti di combustione industriale, ottenu-
to grazie a queste tecnologie, a fronte del risparmio
energetico che permettono di conseguire, determi-
na l’incremento della produzione di ossidi di azoto
(NOx) nei sistemi ad alta efficienza, che dipende
direttamente dalla temperatura dell’aria di combu-
stione. Per superare questo problema, si ricorre alla
cosiddetta combustione flameless.
Nei bruciatori auto-recuperativi, l’elemento di recu-
pero circonda il bruciatore, ed il preriscaldamento
dell’aria comburente viene realizzato facendo passa-
re una certa quantità di fumi esausti caldi attraverso
la sezione anulare compresa tra il recuperatore di
calore ed il mantello esterno del forno. La loro effi-
cienza nel recupero energetico può variare anche
di molto sulla base delle dimensioni dell’impian-
to e della temperatura di processo, permettendo
un risparmio del consumo di combustibile rispet-
to alla situazione pre-intervento nell’ordine del
15-20%. Tipicamente l’intervento sul bruciatore si
inserisce all’interno di una più ampia “revisione” del
funzionamento del forno, mediante l’installazione
o la taratura di opportuni strumenti di regolazio-
ne del funzionamento stesso, i quali permettono di
amplificare notevolmente i benefici conseguibili.
Nella valutazione economica di questa tecnologia
sono stati considerati due casi:
•• La sostituzione di bruciatori tradizionali fun-
zionanti con bruciatori auto-recuperativi;
•• La sostituzione di bruciatori tradizionali non
funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
(concettualmente analogo al caso di “nuovo ac-
quisto”).
Le TABELLE 3.36 e 3.37 riportano rispettivamente il
Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione di
bruciatori tradizionali funzionanti con bruciato-
ri auto-recuperativi su un forno industriale, ed il
Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione di
bruciatori tradizionali non funzionanti con brucia-
tori auto-recuperativi, calcolati in funzione delle ore
di funzionamento annue19
.
Tabella 3.36
Tempo di Pay-Back associato alla sostituzione (€/kWh) di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
[h/anno]
11,94.000
6,27.680
19
Nella fattispecie, non appare ragionevole valutare il caso di funzionamento per 2.000 h/anno.
3.1.7 Sistemi di combustione efficienti

Si nota come la sostituzione di bruciatori tradizio-
nali funzionanti con bruciatori auto-recuperativi
abbia un Tempo di Pay-Back nell’ordine dei 6 anni,
nel caso di funzionamento del forno per 7.680 ore
all’anno. Esso tuttavia pare non coerente con la so-
glia di 2 o 3 anni ritenuta accettabile dalla maggior
parte delle imprese intervistate. Nel caso invece di
sostituzione di bruciatori non funzionanti, l’in-
tervento mostra un Tempo di Pay-Back di poco
superiore ai 4 anni nel caso di funzionamento del
forno per 7.680 ore all’anno, prossimo quindi alla
soglia di accettabilità delle imprese. Nel caso di fun-
zionamento per un numero ridotto di ore all’anno,
l’investimento continua ad essere non conveniente.
Le TABELLE 3.38 ed 3.39 riportano il costo del kWh
termico risparmiato associato rispettivamente alla
sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti
con bruciatori auto-recuperativi su un forno indu-
striale ed alla sostituzione di bruciatori tradizionali
non funzionanti con bruciatori auto-recuperativi.
Anche in questo caso si considera l’effetto sulla con-
venienza economica del numero di ore di funziona-
mento annue del dispositivo20
.
Le TABELLE 3.38 e 3.39 mostrano come entrambi
gli interventi siano economicamente convenienti,
indipendentemente dalle ore di funzionamento,
registrando costi del kWh termico risparmiato
inferiori alla soglia del costo di produzione dell’e-
nergia termica mediante tecnologia tradizionale,
pari a 4,7 c€/kWh.Come è ovvio che sia, in virtù del
minore costo associato all’investimento nel caso di
sostituzione di bruciatori non funzionanti (dato che
si considera solo la parte differenziale tra il costo
d’acquisto della tecnologia più efficiente e della tec-
nologia tradizionale), i risultati in questo caso sono
più incoraggianti.
Per quanto riguarda i bruciatori rigenerativi, essi
sono composti da due bruciatori in materiale cera-
mico che funzionano alternativamente come bru-
ciatore e come scarico dei gas esausti. Durante un
ciclo, uno dei due svolge la funzione vera e propria
di bruciatore, preriscaldando l’aria comburente me-
diante il calore recuperato dai prodotti della com-
bustione nel precedente ciclo, mentre l’altro utilizza
i prodotti della combustione recuperandone il con-
tenuto termico. L’efficienza di recupero si aggira su
20
Tabella 3.37
Tabella 3.38
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti
Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti
[h/anno]
[h/anno]
7,9
0,037
4.000
4.000
4,1
0,019
7.680
7.680

91
valori molto elevati, permettendo di conseguire
un risparmio sul consumo di combustibile rispet-
to alla situazione pre-intervento nell’ordine del
25-30%, a fronte di un costo d’investimento unita-
rio maggiore rispetto alla soluzione auto-recupera-
tiva. Analogamente a quanto detto per i bruciatori
auto-recuperativi, tipicamente un intervento del ge-
nere comprende anche la regolazione dei parametri
di combustione, grazie ai quali il vantaggio conse-
guibile cresce anche in maniera notevole (chiara-
mente in funzione della “bontà” della regolazione
ante-intervento).
Anche nella valutazione economica di questa tecno-
logia sono stati considerati due casi:
•• La sostituzione di bruciatori tradizionali funzio-
nanti con bruciatori rigenerativi;
•• La sostituzione di bruciatori tradizionali non
funzionanti con bruciatori auto-rigenerativi.
Le TABELLE 3.40 e 3.41 riportano il Tempo di Pay-Back
rispettivamente associati alla sostituzione di bruciatori
tradizionali funzionanti e non funzionanti con bru-
ciatori rigenerativi su un forno industriale, calcolati in
funzione delle ore di funzionamento annue21
.
Tabella 3.41
Tabella 3.40
Tabella 3.39
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti con bruciatori
rigenerativi
Tempo di Pay-Back (anni) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti con bruciatori
rigenerativi
Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti
[h/anno]
[h/anno]
[h/anno]
5,3
9,5
0,025
4.000
4.000
4.000
3
4,8
0,013
7.680
7.680
7.680
21

Dall’analisi delle tabelle si evince che la sostituzio-
ne di bruciatori tradizionali funzionanti con bru-
ciatori rigenerativi mostra un Tempo di Pay-Back
inferiore ai 5 anni nel caso di funzionamento del
forno per 7.680 ore all’anno.Focalizzando l’atten-
zione sulla sostituzione di bruciatori tradizionali
non funzionanti, si nota invece che il Tempo di Pay-
Back assume un valore più in linea con i limiti im-
posti dalle imprese nel caso di funzionamento per
7.680 ore all’anno, mentre presenta un valore mag-
giore, superiore ai 5 anni, nel caso di funzionamen-
to per 4.000 ore all’anno.
Le TABELLE 3.42 e 3.43 riportano il costo del kWh
termico risparmiato rispettivamente nel caso di so-
stituzione di bruciatori tradizionali funzionanti e
non funzionanti con bruciatori rigenerativi su un
forno industriale, calcolati in funzione delle ore di
funzionamento annue22
.
Si nota in questo caso come l’investimento risulti
piuttosto conveniente in entrambi i casi analiz-
zati, sia nel caso di funzionamento del forno per
7.680 che per 4.000 ore all’anno, registrando va-
lori abbondantemente inferiori al benchmark di
costo di produzione dell’energia termica, pari a
4,7 c€/kWh.
I sistemi efficienti di combustione analizzati si
pongono in parziale contrapposizione al recupero
di calore per preriscaldo dell’aria comburente ef-
fettuato in maniera “centralizzata” a valle del forno,
soluzione che tipicamente viene utilizzata quando
le temperature di esercizio del forno (inferiori ai
900-1000°C) non sono tali da giustificare l’investi-
mento nei bruciatori sopracitati. Nella scelta fra le
diverse tipologie di bruciatori, devono essere con-
siderati una serie di parametri, quali ad esempio il
numero di ore di funzionamento ed il numero di
bruciatori da installare/sostituire (da cui dipende
l’ammontare dell’investimento da sostenere ed il
tempo di ritorno dello stesso). Esistono inoltre una
serie di vincoli tecnologici legati ad esempio alla
qualità dei fumi da trattare ed alla dimensione dei
bruciatori stessi che non possono essere trascurati
(ad esempio, la taglia massima dei bruciatori au-
to-recuperativi non supera tipicamente i 400 kW,
a causa dell’eccessiva dimensione di dispositivi di
taglia maggiore), mentre per quelli rigenerativi si
va anche oltre il MW.
22
Tabella 3.42
Tabella 3.43
Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali funzionanti
Costo medio del kWh termico risparmiato (€/kWh) associato alla sostituzione di bruciatori tradizionali non funzionanti
[h/anno]
[h/anno]
0,028
0,017
4.000
4.000
0,015
0,009
7.680
7.680

93
L’idea alla base della cogenerazione è molto semplice.
In ogni ciclo termodinamico motore, che generi
energia elettrica utilizzando come fonte energeti-
ca calore ad alta temperatura, è necessario cedere
calore a più bassa temperatura, in genere all’am-
biente. Il calore ceduto dai gas combusti è una quota
rilevante del calore introdotto nel ciclo ed è, a tutti gli
effetti, una perdita che penalizza le prestazioni ener-
getiche del ciclo motore. Se questo calore, in tutto o
in parte, viene recuperato perché esiste un utilizza-
tore termico, si realizza un processo cogenerativo e
si migliora l’efficienza termodinamica del processo.
Il vantaggio, rispetto alla generazione separata, è
misurabile in termini di rendimento, che può au-
mentare fino all’ 80%-85%, contro un rendimento
tradizionale di generazione separata pari al 40-
50% per la generazione elettrica e 85-90% per la
produzione termica. Nel complesso, questo si tra-
duce in una riduzione del consumo di combustibi-
le nell’ordine del 25-30%.
In generale, un sistema cogenerativo è costituito da
un impianto motore primo, da un generatore elet-
trico che, mosso dall’impianto motore, è in grado
di produrre elettricità, e da recuperatori di calore
(scambiatori di calore). Per quanto riguarda i mo-
tori primi, le tecnologie ad oggi maggiormente im-
piegate sono:
•• gli impianti turbogas, utilizzati in ciclo sempli-
ce con recupero di calore per la cogenerazione
direttamente dai gas di scarico, o in ciclo com-
binato, che consiste nel recupero di calore per la
cogenerazione dopo aver utilizzato i gas di scari-
co anche per la produzione di vapore di alimento
per una turbina a vapore;
•• gli impianti a vapore, che possono essere a con-
tropressione, se il calore è recuperato dal vapore
scaricato dalla turbina, o a spillamento, se il ca-
lore è ottenuto da vapore estratto in uno stadio
intermedio della turbina;
•• i motori alternativi a combustione interna, a ci-
clo Diesel o ciclo Otto. In entrambi i casi il calore
proviene principalmente dai gas di scarico e dal
liquido di raffreddamento del corpo motore.
I principali vantaggi legati all’utilizzo di un im-
pianto cogenerativo in luogo di un sistema per la
generazione separata di calore ed energia elettrica-
sono:
•• minor consumo di energia primaria, grazie
alla maggior efficienza del sistema. Con impianti
cogenerativi è possibile raggiungere rendimenti
anche superiori all’80% (ovvero si riesce a sfrut-
tare utilmente oltre l’80% dell’energia messa a di-
sposizione dall’impianto), con conseguente mi-
nor consumo di combustibile a parità di servizio
reso;
•• minori emissioni in atmosfera di gas serra ed
altre sostanze inquinanti. La migliore efficien-
za complessiva dei sistemi cogenerativi consente
una riduzione nel consumo di combustibili e di
conseguenza minori emissioni in atmosfera di
gas serra, quali ad esempio la CO2
e altre sostan-
ze inquinanti che risultano dai processi di com-
bustione;
•• riduzione delle perdite per trasmissione. L’ap-
plicazione della cogenerazione, essendo l’im-
pianto di norma localizzato vicino all’utente
finale, rende minime le perdite per la distribu-
zione e il trasporto dell’energia.
E’ bene comunque sottolineare anche i principali
limiti che occorre considerare nella valutazione di
un impianto cogenerativo. Il principio della coge-
nerazione, seppure valido in generale, talvolta non
può essere applicato in maniera energeticamente ed
economicamente conveniente, se non sono soddi-
sfatte le seguente condizioni:
•• presenza e vicinanza dell’utenza termica. È
necessario che nelle vicinanze dell’impianto co-
generativo sia presente un’utenza termica, indu-
striale o civile;
•• contemporaneità delle utenze. La richiesta di
energia termica ed elettrica devono essere con-
temporanee. Un impianto di cogenerazione ti-
picamente è in grado di mettere a disposizione
calore ed energia elettrica simultaneamente, per-
tanto è necessario che le utenze nello stesso mo-
mento assorbano tale energia. Per questa ragione
ad esempio spesso gli impianti cogenerativi sono
allacciati alla rete elettrica nazionale cedendo a
questa l’energia elettrica prodotta in eccedenza;
•• compatibilità delle temperature. Non tutti gli
impianti cogenerativi rendono disponibile calore
alla medesima temperatura. Può accadere dun-
que che un sistema cogenerativo non sia adatto a
servire un’utenza termica perché questa richiede
calore a temperature troppo elevate. È necessa-
3.2 Le soluzioni per la riduzione
della dipendenza dall’approvvi-
gionamento di energia elettrica
o di combustibile
3.2.1 Cogenerazione

rio pertanto scegliere correttamente il sistema
cogenerativo da accoppiare ad una certa utenza,
oppure introdurre modifiche all’impianto stesso
tali da innalzare la temperatura del calore messo
a disposizione;
•• flessibilità dell’impianto. Pur essendo presenti
in maniera contemporanea la domanda di calore
ed energia elettrica da parte di una utenza, tal-
volta il rapporto tra l’energia richiesta nelle due
forme può variare. È solitamente apprezzato che
un sistema cogenerativo sia in grado di variare il
proprio rapporto di cogenerazione, tuttavia non
tutti i sistemi su cui si basa un impianto cogene-
rativo offrono tale possibilità. Va detto tuttavia
che per poter operare con alti rendimenti com-
plessivi tali da giustificare l’investimento, occor-
re mantenere entro limiti ben definiti il rapporto
tra l’energia elettrica prodotta e l’energia termica.
Di seguito vengono descritti i principali impianti
motore utilizzati a fini cogenerativi, evidenzian-
do anche le eventuali modifiche che è necessario
introdurre per sfruttare anche il cascame termi-
co. Si tratta principalmente di tecnologie impiegate
in impianti di taglia media e grande (non inferiore
a 1MWe). La TABELLA 3.44, in particolare, sintetizza
i principali vantaggi e svantaggi delle tecnologie og-
getto di analisi.
I cicli a vapore sono i più sfruttati per la generazione
di energia elettrica. Il vantaggio di tale tecnologia
consiste nella possibilità di utilizzare combustibili
di bassa qualità, quale carbone, oli combustibili pe-
santi e biomasse, grazie al fatto che sono sistemi a
combustione esterna, in cui dunque i prodotti della
Tabella 3.44
Vantaggi e svantaggi delle principali tipologie di impianti motore utilizzati a fini cogenerativi
Tipologie di impianti
motore
Vantaggi Svantaggi
Impianti a vapore
Impianti a turbogas
Cicli combinati
Motori a combustione interna
•• possibilità di impiego di una vasta
gamma di combustibili
•• disponibilità di calore sottoforma
di vapore a vari livelli di pressione e
temperatura
•• lungo ciclo di vita
•• buona flessibilità
•• elevati rendimenti
•• rapidi tempi d’installazione
•• energia termica disponibile ad alta
temperatura
•• ampia disponibilità di potenze
•• elevati indici prestazionali
•• buona risposta ai cambiamenti di
carico
•• possibilità di effettuare frequenti
avviamenti ed arresti
•• calore disponibile a più livelli di
temperatura
•• rapidità e semplicità d’installazione
•• tecnologia consolidata e matura
•• basso costo per KW installato
•• rendimenti elevatissimi
•• sottrazione di calore all’ impianto che
determina riduzione del rendimento
termodinamico (spillamento del
vapore)
•• ingombri elevati
•• lenta risposta alle variazioni di carico
•• necessità di utilizzare combustibili puliti
e quindi costosi
•• necessità di controlli periodici e
revisioni programmate per le turbine
•• necessità di personale specializzato
•• necessità di evitare frequenti
avviamenti ed arresti
•• alti costi d’ impianto
•• necessità di controlli periodici e
revisioni programmate per le turbine
•• necessità di personale specializzato
•• elevato rumore e vibrazioni
•• richiedono combustibili pregiati per
evitare lo sporcamento
•• buona parte del calore è disponibile a
temperature medie e basse
3.2.1.1 Impianti a vapore

95
combustione cedono il loro calore ad un altro fluido
anziché evolvere direttamente nelle macchine. Per
rendere l’impianto idoneo alla cogenerazione,
così da fornire calore a temperature compatibili
con quelle delle utenze, devono essere introdotte
alcune modifiche al ciclo termodinamico di base.
A seconda della modifica introdotta, si parla di im-
pianti con turbina a contropressione o con turbina
a spillamento.
Negli impianti a contropressione il condensatore
di vapore viene by-passato ed il vapore in uscita
dalla turbina è inviato ad uno scambiatore di ca-
lore, dove condensa cedendo calore ad un altro
mezzo termovettore che alimenta una utenza ter-
mica. La maggiore temperatura a cui avviene la
condensazione determina in questo caso maggiori
pressioni di condensazione, con perdita di lavoro
meccanico e quindi di energia elettrica. Qualora
non sia richiesto calore dall’utenza, il vapore può
condensare in un condensatore normale, permet-
tendo dunque al sistema di operare in sola genera-
zione di energia elettrica.
Negli impianti a spillamento di vapore la cogenera-
zione viene realizzata prelevando una certa quantità
di vapore in uno stadio intermedio della turbina (il
prelievo potrebbe essere effettuato anche a monte
della turbina) per essere inviato ad una utenza ter-
mica. Tale configurazione è adottata in larga parte
in contesti industriali dove, per necessità tecnolo-
giche e produttive, siano necessari contestualmente
energia elettrica e vapore. Variando la quota di por-
tata spillata è dunque possibile variare il rapporto di
cogenerazione dell’impianto.
L’applicazione di cogenerazione da impianti a
vapore si limita per lo più ad applicazioni indu-
striali in cui sarebbe comunque necessario pro-
durre in maniera continuativa vapore per finalità
tecnologiche (ad esempio, industrie cartarie, chi-
miche, alimentari). Sistemi cogenerativi basati su
impianti a vapore si collocano su taglie importan-
ti, nell’ordine delle decine di MWe (comunque non
inferiori ai 2 MWe). Solitamente vengono impiega-
ti in applicazioni dove c’è la necessità di produrre
vapore e l’energia termica viene privilegiata rispetto
alla produzione elettrica, dal momento che questi
impianti sono caratterizzati da rendimenti di
produzione di energia elettrica che raramente
superano il 15%, rendendo disponibile quindi circa
il 60-70% dell’energia primaria del combustibile
come energia termica sotto forma di vapore a varie
pressioni e temperature.
Il costo medio chiavi in mano di un impianto co-
generativo di questo tipo può variare in maniera
notevole, soprattutto in funzione dell’efficienza di
produzione di energia elettrica che si intende otte-
nere. In generale per impianti destinati prevalen-
temente alla cogenerazione in cui non è richiesto
un elevato rendimento di produzione di energia
elettrica, è possibile stimare un costo in 500-1.300
€/kWeed un costo annuo di manutenzione di 3-9
€/MWhe.
Per quanto concerne la convenienza economica di
un investimento in un impianto di cogenerazio-
ne in cui il motore primo è una turbina a vapore,
sono state considerate alcune taglie-tipo in fun-
zione dell’applicabilità della tecnologia. Per le di-
verse taglie d’impianto, è stato calcolato il Tempo
di Pay-Back dell’investimento ed il costo del kWh
elettrico e termico generati. Questi ultimi vanno
confrontati con i valori benchmark di 0,10 €/kWhe
e 0,047 €/kWht
, che fanno rispettivamente riferi-
mento all’acquisto di energia elettrica da rete ed
alla produzione di energia termica mediante cal-
daia tradizionale a gas.
Giova precisare che in questo caso, analogamente
alle altre tecnologie di cogenerazione valutate,
non si è ritenuto opportuno distinguere tra il
caso di nuova installazione ed il caso di sosti-
tuzione dell’esistente, in quanto le simulazioni
non portano a differenze apprezzabili nella va-
lutazione. Considerando come “caso-base” l’ap-
provvigionamento dell’energia elettrica da rete e la
produzione in loco di calore tramite caldaia tra-
dizionale a metano, si ha che, in primo luogo, il
costo della caldaia tradizionale è minimo rispetto
all’impianto di cogenerazione (nell’ordine dei 15 €/
kW per le taglie considerate nella trattazione, di
due ordini di grandezza inferiore rispetto al costo
di un impianto di cogenerazione) e che, in secon-
do luogo, sarà comunque presente una caldaia di
back-up per far fronte ad eventuali malfunziona-
menti dell’impianto principale.
La TABELLA 3.45 riporta i valori del Tempo di Pay-
Back per un impianto di cogenerazione in cui il
motore primo è una turbina a vapore, in funzione
della taglia e del tempo di funzionamento, oltre che
la connessione alla rete elettrica. Guardando a que-
sto indicatore, si nota come l’investimento mostri
tempi di ritorno comunque interessanti (nell’or-
dine dei 3-4 anni) in caso di utilizzo dell’impian-
to su un numero di ore elevato, mentre l’utilizzo
meno continuativo porta a pesanti allungamenti

del tempo di rientro. Se si confrontano i valori con
la soglia di 2 o 3 anni ritenuta spesso accettabile dal-
le imprese (anche se, nel caso della cogenerazione,
dal confronto con gli operatori emerge che talvol-
ta le imprese sono disposte ad accettare Tempi di
Pay-Back più elevati), solo nel caso dell’impianto
di taglia 10MWe
con funzionamento su 7.680 ore
all’anno l’investimento appare giustificabile.
Per il calcolo del costo del kWh prodotto, essendo-
vi la produzione combinata di energia elettrica e
termica, sono stati adottati due approcci. Il primo
prevede che i costi lungo la vita utile della tecno-
logia (ossia i costi d’investimento, installazione e
manutenzione) vengano ripartiti tra la produzione
elettrica e termica, convertite in energia primaria
(espressa in tep), come mostra il BOX 3.2.
Dall’analisi delle TABELLE 3.46 e 3.47 emerge come il
costo del kWh elettrico prodotto sia in tutti i casi
di gran lunga inferiore al costo d’acquisto dello
stesso dalla rete, mediamente pari a 10 c€/kWh
per tali utenze. Discorso analogo può essere fatto
con riferimento al kWh termico, che rimane sempre
inferiore al valore soglia fissato in 0,047 €/kWh.
Il secondo approccio, invece, prevede il calcolo del
costo del KWh elettrico prodotto considerando la
Tabella 3.45
Tabella 3.46
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è
una turbina a vapore
Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il
motore primo è una turbina a vapore
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
5
5
10
10
16,2
0,073
11,5
0,068
2.000
2.000
7,1
0,063
5,5
0,060
4.000
4.000
4
0,058
3,4
0,055
7.680
7.680
Box 3.2
Ripartizione dei costi di un impianto di cogenerazione tra produzione elettrica e termica
Per tenere conto del fatto che per produrre le medesime
quantità di energia termica ed elettrica sono necessari
apporti di energia primaria diversi, i valori di produzione
elettrica e termica riferibili alle diverse taglie d’impianto
di cogenerazione sono stati tradotti in tep. Ad esempio,
considerando il caso di un impianto di cogenerazione in
cui il motore primo è una turbina a vapore da 5MWe
,
si ha una produzione totale energia elettrica di 140.000
MWh (ossia 26.168 tep) ed una produzione totale ener-
gia termica di 256.760 MWh (ossia 22.134 tep).
La componente elettrica risulta pertanto pari al 54% del
totale, mentre il restante 46% è relativa alla parte termica.

97
cosiddetta “valorizzazione termica”, ossia imputan-
do tutti i costi associati all’investimento lungo la sua
vita utile ai kWh elettrici generati e sottraendo a tali
costi il costo evitato del gas naturale necessario per
produrre separatamente l’energia termica (ottenuta
dalla cogenerazione) mediante tecnologia tradizio-
nale. La TABELLA 3.48 riporta i valori del costo me-
dio del kWh elettrico prodotto durante la vita utile
dell’impianto di cogenerazione, calcolato secondo
tale approccio.
Si nota anche in questo caso come l’investimento
risulti ampiamente conveniente, essendo il costo
del kWh elettrico prodotto sempre inferiore alla
soglia dei 10 c€/kWh.
I sistemi turbogas (basati sul ciclo Brayton-Joule)
sono oggi largamente utilizzati nella propulsione
aeronautica in ragione della loro compattezza, ma
sono sempre più apprezzati anche in applicazio-
ni stazionarie, rappresentando in particolare la
base di impianti cogenerativi ed impianti a ciclo
combinato. I gas scaricati dalla turbina infatti si
trovano ad una temperatura assai elevata (prossi-
ma o superiore ai 500°C), tale da consentirne lo
sfruttamento per fini termici, ossia per alimentare
direttamente un’utenza termica (in questo caso il
sistema turbogas è in assetto cogenerativo), oppu-
re per alimentare un ciclo a vapore, realizzando
così un impianto a ciclo combinato, come descrit-
to successivamente in questo capitolo. Il modo più
semplice di recuperare il calore è quello di posizio-
nare una caldaia a recupero (nota come HRB, Heat
Recovery Boiler) sul percorso fumi, al fine di scal-
dare un fluido termovettore (ad esempio acqua) da
inviare ad un’utenza termica.
Lo schema d’impianto turbogas a ciclo semplice
può essere ulteriormente modificato portando
alla realizzazione di un ciclo combinato, che si ot-
tiene dalla combinazione di due impianti motore in
cui uno alimenta termicamente l’altro. I gas scaricati
della turbina a gas sono infatti a temperature com-
patibili con le temperature massime di un impian-
to a vapore e possono essere usati per alimentare
un generatore di vapore a recupero (detto HRSG,
Heat Recovery Steam Generator), con cui produrre
vapore per alimentare una turbina. In un impianto
a ciclo combinato si osserva come, a parità di com-
bustibile impiegato, l’energia elettrica generata sia
maggiore di quella che si otterrebbe da un turbogas
in ciclo semplice, determinando un incremento nel
Tabella 3.47
Tabella 3.48
Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il
motore primo è una turbina a vapore
motore primo è una turbina a vapore (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
5
5
10
10
0,034
0,073
0,031
0,064
2.000
2.000
0,029
0,055
0,027
0,05
4.000
4.000
0,027
0,047
0,025
0,043
7.680
7.680
3.2.1.2 Turbine a gas e cicli combinati

rendimento globale del sistema. Proprio per que-
sto motivo i cicli combinati gas-vapore si stanno
diffondendo parecchio, con rendimenti elettrici
prossimi al 60%.
Gli impianti di cogenerazione con turbine a gas
sono per la quasi totalità impianti di tipo indu-
striale con taglie superiori a 1MWe
, anche se esi-
stono installazioni di microturbine da alcune cen-
tinaia di kWe
, che saranno analizzate separatamente
nel prosieguo del capitolo. Questa predominanza di
impianti di grande taglia è legata ai rendimenti di
produzione, che diminuiscono molto al diminuire
della potenza. Di conseguenza, per assicurare suf-
ficienti livelli di efficienza, tali impianti necessi-
tano di utenze con richiesta continua di ingenti
quantitativi di energia termica ad alta temperatu-
ra, condizione soddisfatta esclusivamente da alcu-
ne produzioni industriali con assorbimenti termici
confrontabili con quelli elettrici. Tali impianti sono
in gran parte alimentati a metano e sono caratte-
rizzati da rendimenti di produzione di energia elet-
trica mediamente intorno al 25%, con un’efficienza
complessiva di circa il 70-75% per le migliori appli-
cazioni. Essi sono adatti per un funzionamento in
continuo che non preveda più di uno spegnimento
a settimana. Inoltre il loro funzionamento ottimale
si ottiene solo con carichi alquanto prossimi a quel-
lo nominale dell’impianto. I settori principali in cui
sono installati questi impianti sono: industria ce-
ramica, cartaria, petrolchimica (con prevalenza di
cicli combinati), industria della raffinazione del pe-
trolio (con prevalenza di cicli combinati) e industria
siderurgica.
Il costo medio di un impianto di cogenerazione
con turbogas è di 500-1.000 €/KWe
per impianti
di grande taglia, con un costo annuo di manuten-
zione stimabile in 3-5 €/MWhe
. Per i cicli combi-
nati, invece, il costo d’investimento specifico è di
800-1.500 €/KWe
, con un costo annuo di manuten-
zione di 4-6 €/MWhe
.
Per quanto concerne la convenienza economica di un
investimento in un impianto di cogenerazione in cui
il motore primo è una turbina a gas, sono state consi-
derate alcune taglie-tipo in funzione dell’applicabilità
della tecnologia. La TABELLA 3.49 mostra i valori del
TempodiPay-Backdell’investimentoinfunzionedella
taglia dell’impianto e delle ore di funzionamento.
Dall’analisi dei dati si nota come l’investimento mo-
stri tempi di ritorno interessanti (nell’ordine dei 2-3
anni) in caso di utilizzo dell’impianto su un numero
consistente di ore all’anno, mentre nel caso di fun-
zionamento per 4.000 h/anno o, addirittura, più
contenuto, il tempo di rientro è decisamente più
dilatato. Se si confronta questo con la soglia massima
per il tempo di rientro normalmente assunta dalle im-
prese, solo nel primo caso (ossia con funzionamento
su 3 turni) l’investimento appare giustificabile.
Le TABELLE 3.50 e 3.51 riportano invece il costo del
kWh elettrico e termico prodotto in un impianto di
questo tipo, in funzione delle ore di funzionamento e
della taglia, ripartendo i costi lungo l’intera vita utile
della tecnologia tra la produzione elettrica e termica.
Dall’analisi dei dati si nota come il costo del kWh
elettrico prodotto sia in tutti i casi di gran lunga
inferiore al costo d’acquisto da rete dello stesso
(assunto pari a10 c€), attestandosi al di sotto dei
7 c€/kWh. Anche nel caso dell’energia termica pro-
dotta, indipendentemente dalle taglie di impianto, il
costo del kWh termico generato è sempre inferiore
al valore assunto come riferimento, ossia il costo per
la produzione termica da caldaia tradizionale a me-
tano, fissato in 0,047 €/kWh. Considerando invece
il costo del kWh elettrico prodotto con la sopra-
citata metodologia della “valorizzazione termica”,
l’investimento risulta ancora una volta conveniente,
come illustrato in TABELLA 3.52.
Tabella 3.49
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione
in cui il motore primo è una turbina a gas
Potenza [MWe]/
[h/anno]
5 10
10,7 8,52.000
5,5 4,44.000
3 2,57.680

99
Per quanto concerne l’impianto a ciclo combina-
to, sono state valutate due taglie di impianto, 10
MWe e 20 MWe . La TABELLA 3.53 riporta il valore
del Tempo di Pay-Back associato all’investimento
in funzione della taglia di impianto e del tempo di
funzionamento.
Tabella 3.50
Tabella 3.52
Tabella 3.51
Tabella 3.53
motore primo è una turbina a gas
motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il
motore primo è una turbina a gas
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato in cui il motore
primo è una turbina a gas
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
5
5
5
5
10
10
10
10
0,067
0,062
0,031
>> vita utile
0,063
0,057
0,029
>> vita utile
2.000
2.000
2.000
2.000
0,060
0,048
0,028
13,5
0,057
0,047
0,027
8
4.000
4.000
4.000
4.000
0,056
0,041
0,026
6
0,054
0,041
0,025
4
7.680
7.680
7.680
7.680

È interessante rilevare, dall’analisi dei dati, come i
valori del Tempo di Pay-Back non siano in linea
con la soglia massima di accettabilità imposta
dalle imprese, anche per quegli impianti che fun-
zionano su più turni. Il discorso cambia nel caso di
valutazione del costo medio del kWh prodotto lun-
go la vita dell’impianto. In questo caso, come si nota
dalle TABELLE 3.54 e 3.55 (i cui valori sono ottenuti
ripartendo i costi lungo l’intera vita utile della tec-
nologia tra la produzione elettrica e termica), l’in-
vestimento appare conveniente indipendentemente
dalla taglia d’impianto e dalle ore di funzionamento
dello stesso. Si tratta quindi di un investimento
in una tecnologia che nel complesso può aiutare
l’impresa a creare valore economico lungo l’arco
della sua vita utile, ma che richiede un notevole
tempo per poter essere completamente ripagato.
Risultati analoghi si ottengono calcolando il costo
del kWh prodotto utilizzando il metodo della “valo-
rizzazione termica”, come riportato in TABELLA 3.56.
I motori a combustione interna (o MCI) si prestano
alla cogenerazione in un campo di potenze piutto-
sto ampio, con le più piccole unità da poche decine
di kWe
, fino ad arrivare a potenze nell’ordine di di-
versi MWe
. Esistono due tipologie di motori a com-
bustione interna, denominati in base al ciclo termo-
Tabella 3.54
Tabella 3.55
Tabella 3.56
Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo
combinato in cui il motore primo è una turbina a gas
Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo
combinato in cui il motore primo è una turbina a gas
Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione a ciclo
combinato in cui il motore primo è una turbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
10
10
10
20
20
20
0,089
0,041
0,094
0,076
0,035
0,077
2.000
2.000
2.000
0,069
0,03
0,069
0,062
0,029
0,06
4.000
4.000
4.000
0,06
0,028
0,057
0,055
0,025
0,051
7.680
7.680
7.680
3.2.1.3 Motori a combustione interna

101
dinamico che li contraddistingue. Il motore Otto (o
ad accensione comandata) e quello Diesel (o ad ac-
censione spontanea). I principali vantaggi di questa
tecnologia sono il grado di maturità, l’affidabilità, i
rendimenti elevati (superiori al 35% già per taglie
intorno al MWe
) e costi d’investimento contenuti.
Gli svantaggi invece sono rappresentati dal costo di
manutenzione piuttosto elevato, dalla notevole ru-
morosità e dalla presenza di vibrazioni.
Grazie al fatto di rendere disponibile l’energia ter-
mica a differenti livelli di temperatura, questi im-
pianti sono particolarmente indicati per quelle
utenze che necessitano di energia termica per
processo (tipicamente ad alta temperatura) e/o
condizionamento ambientale a bassa tempera-
tura. Nel settore industriale la cogenerazione con
motore a combustione interna ha come concorrente
quella con turbogas, soprattutto per taglie d’impian-
to dai 4MWe
in avanti, e quella con impianti a vapo-
re per alcuni particolari settori, quali il cartario o le
distillerie, caratterizzati da processi continui e non
stagionali che richiedono l’utilizzo di ingenti quan-
tità di vapore.
La grande maggioranza degli impianti cogenerati-
vi con motore a combustione interna presenti sul
territorio nazionale sono alimentati a gas metano,
ma esistono anche esempi di impianti alimentati a
gasolio, GPL o a biogas. Una peculiarità che acco-
muna questi impianti è quella di essere in grado
di seguire senza eccessive difficoltà e perdite di
efficienza i carichi dell’utenza, se collegati in pa-
rallelo con la rete elettrica, e di poter funzionare in
maniera discontinua con fermate giornaliere e par-
tenze improvvise su richiesta dell’utenza. Tale flessi-
bilità di esercizio li rende ancor più idonei per tutte
le utenze industriali che non lavorano a ciclo con-
tinuo su tre turni. I settori in cui è impiegata que-
sta tecnologia sono svariati: industria farmaceutica,
industria alimentare, industria lattiero-casearia,
industria della plastica, industria tessile, industria
chimica, industria siderurgica e altre.
Il costo medio di un impianto di cogenerazione
con motore alternativo è di circa 800-1.100 €/
kWe
per potenze maggiori di 1MWe
, con un costo
annuo di manutenzione di 10-16 €/MWhe
. È inte-
ressante sottolineare come vi sia un rilevante fattore
scala, che fa sì che gli impianti sotto 1MWe
siano
caratterizzati da un costo specifico molto maggiore,
secondo la relazione mostrata nella FIGURA 3.4.
Per quanto concerne la convenienza economica,
sono state considerate due potenze tipo per questo
impianto, da 1 e 5 MWe
. La TABELLA 3.57 illustra il
valore del Tempo di Pay-Back, in funzione della ta-
glia e del tempo di funzionamento.
I tempi di ritorno appaiono interessanti nel caso
di funzionamento per 7.680 ore/anno, mentre ne-
gli altri casi risultano nettamente superiori alle
soglie ritenute accettabili dalle imprese, attestan-
dosi addirittura, in certi casi, su valori superiori alla
Figura 3.4
Costo specifico (€/kW) dei motori a combustione interna al variare della taglia del motore (inferiore ad 1 MW)
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
5 10 50 100 1.000
€/kW

vita utile dell’investimento (ossia oltre i 15 anni).
Guardando viceversa al costo del kWh prodotto,
sia elettrico che termico, l’investimento risulta
abbondantemente conveniente. Le TABELLE 3.58 e
3.59 riportano questi valori con l’ipotesi di riparti-
zione dei costi lungo l’intera vita utile della tecnolo-
gia tra la produzione elettrica e termica.
Analoghi risultati si ottengono guardando al costo
del kWh elettrico calcolato con il metodo della valo-
rizzazione termica, il cui andamento in funzione di
taglia di impianto e ore di utilizzo è riportato nella
TABELLA 3.60. Si tratta quindi di un ulteriore caso
di soluzione per efficienza energetica caratteriz-
zata da un elevato Tempo di Pay-Back, ma una
convenienza economica nel complesso positiva
lungo la sua vita utile.
Le principali tecnologie commerciali per cogene-
razione di piccola taglia (con potenze inferiori al
MWe) o per micro-cogenerazione (con potenze
fino a 50kWe
) sono:
•• motori a combustione interna (di cui si è parlato
in precedenza in questo capitolo);
•• microturbine a gas;
•• motori Stirling;
Tabella 3.57
Tabella 3.58
Tabella 3.59
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è un motore
a combustione interna
Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione
in cui il motore primo è un motore a combustione interna
Costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di cogenerazione
in cui il motore primo è un motore a combustione interna
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Potenza [MWe]/
[h/anno]
1
1
1
5
5
5
>> vita utile
0,076
0,035
15
0,071
0,033
2.000
2.000
2.000
9
0,065
0,03
6,8
0,060
0,028
4.000
4.000
4.000
4,7
0,059
0,027
3,8
0,055
0,025
7.680
7.680
7.680
3.2.1.4 Piccola e Micro Cogenerazione

103
•• celle a combustibile.
Ad oggi, gli elevati costi specifici che caratteriz-
zano queste tecnologie ne stanno rallentando la
diffusione sul mercato. Nel range di potenze che
interessa la cogenerazione di piccola taglia o la mi-
cro-cogenerazione, tipico del settore delle piccole e
medie industrie, le tecnologie più diffuse e consoli-
date sono rappresentate dai motori a combustione
interna, che hanno caratteristiche analoghe a quelle
descritte precedentemente in questo capitolo, segui-
te dalle microturbine a gas (o MTG). Per quanto ri-
guarda queste ultime, esse consistono in un sistema
di generazione di potenza di piccola taglia (tipica-
mente non superiore ai 500 kWe
) basato su di un ci-
clo a gas rigenerativo, costituito da un compressore,
una turbina, un recuperatore, un turboalternatore
e una parte elettrica per la cessione della potenza
elettrica alla rete. Le microturbine si basano sull’im-
piego di un ciclo recuperativo e di turbomacchine
radiali, assai più economiche e operanti a numero
di giri elevatissimo.
Confrontando questa tecnologia con il principale
concorrente, cioè i MCI, le MTG hanno i seguenti
vantaggi:
•• emissioni minori rispetto al kWh prodotto;
•• minori pesi e ingombri, minore rumore e vibra-
zioni;
•• manutenzione richiesta ridotta (ogni 8.000-
10.000 h);
•• affidabilità elevata;
•• recupero termico più semplice a partire da un’u-
nica fonte.
Il grado attuale di diffusione delle MTG è piuttosto
ridotto, a causa dei costi d’investimento elevati,
nell’ordine dei 1.300-1.600 Euro/kW per taglie in-
torno ai 100 kWe
, a fronte di costi di manutenzione
nell’ordine di 1-1,5 c€/KWh. Tuttavia ci si attende
una riduzione sensibile di tali voci di costo a seguito
di una consistente diffusione. La competizione con
i MCI, come mostrano le analisi i cui risultati sono
riportati nelle TABELLE 3.61, 3.62, 3.63 e3.64), è resa
anche più complessa dalla minore convenienza eco-
nomica che assicurano.
Il confronto fra un motore a combustione interna
ed una micro-turbina a gas da 125 kW, realizzato
a parità di output (ossia a parità di energia elettrica
e termica prodotte) mostra come la prima tecnolo-
gia sia maggiormente conveniente, sia in termini di
Tempo di Pay-Back che di costo del kWh elettrico e
termico prodotti (SI VEDA TABELLA 3.61).
Tabella 3.60
Tabella 3.61
motore primo è un motore a combustione interna (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Confronto del Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il motore primo è
un motore a combustione interna e una microturbina a gas
Potenza [MWe]/
[h/anno]
Tecnologia/
[h/anno]
1
Motore a combustione interna Microturbina a gas
5
0,078
18,7
0,070
>> vita utile
2.000
2.000
0,061
8
0,055
11
4.000
4.000
0,053
4,4
0,048
5,8
7.680
7.680

Per quanto riguarda le altre tecnologie che possono es-
sereutilizzateperimpiantidipiccolaemicro-generazio-
ne,ossialecelleacombustibileeimotoriacicloStirling,
hanno oggi una diffusione ancora più limitata a causa
della loro scarsa maturità tecnologica, che si traduce in
un elevato investimento specifico ed un livello di affida-
bilità ancora da migliorare. La TABELLA 3.65 riporta in
ottica comparative le principali caratteristiche di queste
due soluzioni per piccola e micro-cogenerazione.
Il settore del recupero termico da processo è ca-
ratterizzato da una molteplicità di possibili ap-
plicazioni, con differenti soluzioni impiantistiche
e tecniche, finalizzate al recupero per usi termici,
alla valorizzazione elettrica o ad entrambe. Esso
rappresenta quindi un’opportunità per realiz-
zare efficienza energetica soprattutto per quei
settori altamente energivori (quali, ad esempio,
il settore dei cementifici, l’industria del vetro, la
siderurgia, la produzione di metalli non ferrosi, il
settore oil & gas) mediante l’utilizzo della tecno-
logia ORC (Organic Rankine Cycle) per la produ-
zione elettrica con impianti di taglia tipicamente
comprese tra qualche decina o centinaia di kWe a
5-10MWe.
Tabella 3.62
Tabella 3.63
Tabella 3.64
Confronto del costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione
in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas
Confronto del costo medio del kWh termico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione
in cui il motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas
Confronto del costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) associato all’installazione di un impianto di cogenerazione in cui il
motore primo è un motore a combustione interna e una microturbina a gas (calcolato secondo la “valorizzazione termica”)
Tecnologia/
[h/anno]
Tecnologia/
[h/anno]
Tecnologia/
[h/anno]
Motore a combustione interna
Microturbina a gas
Microturbina a gas
Microturbina a gas
0,092
0,042
0,099
0,10
0,046
0,11
2.000
2.000
2.000
0,077
0,036
0,074
0,084
0,039
0,085
4.000
4.000
4.000
0,070
0,032
0,061
0,076
0,035
0,072
7.680
7.680
7.680
3.2.2 Recupero calore e generazione
elettrica mediante tecnologia ORC

105
Un sistema di recupero calore è composto tipica-
mente da uno scambiatore primario, che consente il
trasferimento del calore dai gas esausti ad un vettore
termico (olio diatermico, acqua pressurizzata o va-
pore saturo), da un impianto ORC e da un sistema
per la dissipazione del calore di condensazione sca-
ricato dal turbogeneratore ORC. Il vettore termico
caldo, proveniente dallo scambiatore di recupero,
alimenta il turbogeneratore ORC, che converte l’e-
nergia termica entrante in energia elettrica e calore
ad un basso livello di temperatura. Il calore scari-
cato dal ciclo di potenza in fase di condensazione
viene ceduto all’ambiente per mezzo di un sistema
a secco, con aircoolers (radiatori), o a umido, con
torri evaporative, o addirittura sfruttando l’eventua-
le capacità disponibile nell’impianto di raffredda-
mento acqua esistente a servizio dell’impianto.
Il ciclo ORC utilizza un fluido organico con ele-
vato peso molecolare. La scelta del fluido, per ot-
timizzare il rendimento del ciclo termodinamico, è
effettuata in funzione della temperatura della sor-
Tabella 3.65
Principali caratteristiche delle tecnologie meno diffuse per la microcogenerazione
Tecnologia/
Caratteristiche
Celle a combustibile Motori a ciclo Stirling
Descrizione
tecnologia
Rendimenti
elettrici
Grado di maturità/
Sviluppi futuri
Costi specifici
Nelle celle a combustibile l’energia chimica
viene trasformata direttamente in energia
elettrica tramite reazioni elettrochimiche.
Il combustibile gassoso (generalmente
idrogeno) è alimentato all’anodo mentre il
comburente (aria) può essere rifornito al
catodo. La reazione chimica avviene medi-
ante scambio di ioni attraverso l’elettrolita
e produce corrente elettrica chiudendo il
circuito tra gli elettrodi (catodo e anodo).
Solitamente vengono classificate in base all’
elettrolita utilizzato.
•• PEM (elettrolita polimerico): 35-40%
•• PAFC (ad acido fosforico): 40-42%
•• MCFC (carbonati fusi di K o Na): 45-
50%;
•• SOFC ( ad ossidi solidi): 45-60%;
•• PEM (elettrolita polimerico): ricerca
•• PAFC (ad acido fosforico):
commerciale, esistono nel mondo oltre
250 impianti per un totale di 60 MW
installati
•• MCFC (carbonati fusi di K o Na):
ricerca, esistono decine di impianti
dimostrativi di potenza nominale
di 250-300 KW e in California un
impianto da 1,8 MWel
•• SOFC ( ad ossidi solidi): ricerca su
materiali e sulla loro produzione
per diminuirne i costi. Gli impianti
dimostrativi piu’ grandi hanno una
potenza di 100-220 kW.
•• PEM (elettrolita polimerico): 3.000-
6.000 €/kW
•• PAFC (ad acido fosforico): 2.000 €/kW
•• MCFC (carbonati fusi di k o Na): 3000-
6000 €/kW
•• SOFC ( ad ossidi solidi): 4.000-8.000
€/kW
Si basa su ciclo chiuso che impiega un gas
come fluido di lavoro (elio, azoto, aria). Si real-
izza una sequenza di trasformazioni compren-
dente l’introduzione e la cessione di calore da
sorgenti esterne tramite scambiatori di calore
e lo scambio di lavoro tramite pistoni.
Costo specifico:1.500 €/kW per potenze di
qualche decina di kW
Costo manutenzione: 1,5 c€/kWh
Riduzioni dei costi e miglioramento
dell’efficienza sono previsti
dall’industrializzazione di soluzioni “freepiston”
basate sull’ accoppiamento del pistone con un
generatore lineare che genera direttamente
corrente alternata.
I vantaggi che si prospettano per questa
soluzione sono:
•• riduzione dei costi
•• semplificazione dei problemi di lubrificazione
e tenuta
•• facilità di avviamento
10-20%

gente termica a disposizione. Il funzionamento del
modulo ORC risponde alle variazioni dei carichi
termici imposti dall’esterno senza alcuna difficol-
tà, adattandosi automaticamente alle condizioni di
carico che si presentano durante il funzionamento.
Per esempio, nel caso la sorgente primaria di calo-
re sia variabile nel tempo, l’ORC segue la sorgente
producendo quanto possibile e senza alcun proble-
ma di gestione o di tipo funzionale (diversamente
da un ciclo a vapore surriscaldato, dove il livello di
surriscaldamento a carico parziale non è facilmente
gestibile).
I settori di applicazione della tecnologia ORC
sono molteplici. Tra di essi possiamo elencare
l’industria dei materiali da costruzione (cemento,
ceramica), del vetro, l’industria siderurgica (fab-
bricazione di ferro, acciaio e ferroleghe), il setto-
re oil & gas e l’industria dei metalli non ferrosi.
Ciò che accomuna questi settori è il fatto che essi
hanno a disposizione calore di scarto da proces-
so di tipo continuo o ciclicamente continuo (è il
caso ad esempio ��della produzione di acciaio liqui-
do), aspetto che riveste un ruolo fondamentale per
conseguire Tempi di Pay-Back accettabili. Il costo
specifico della tecnologia è piuttosto variabile
in base al settore di applicazione (in particolare,
in funzione della qualità dei fumi da recuperare),
attestandosi mediamente intorno ai 3.500-5.000
€/kWe
(per taglie inferiori ad 1 MWe
) e i 2.500-
3.500 €/kWe
(per taglie intorno ai 5 MWe
). Il co-
sto specifico è sicuramente importante, ma la con-
venienza economica dell’investimento deriva dalla
possibilità di sfruttare un cascame termico nei fatti
gratuito. Il costo annuo di manutenzione varia tra
i 3 e i 9 €/MWhe
.
Attualmente esistono rare installazioni della
tecnologia ORC per recupero di calore in ambito
industriale in Italia23
. Questo è dovuto non tanto
a ragioni legate alla tecnologia in sé, nonostante
essa abbia dei Tempi di Pay-Backpiuttosto eleva-
ti (SI VEDA TABELLA 3.66), quanto piuttosto alla
scarsa conoscenza e consapevolezza dei vantaggi
associati a questi sistemi da parte dei potenzia-
li clienti ed alle difficoltà che le imprese italiane
stesse trovano nell’autofinanziarsi e nell’accesso
al credito, aspetto fondamentale per un investi-
mento importante come quello richiesto per un
impianto ORC, che peraltro risulta un intervento
poco “standardizzato”.
Per valutare la convenienza economica associa-
ta all’installazione di un impianto ORC, sono stati
calcolati il Tempo di Pay-Back ed il costo del kWh
elettrico auto prodotto al variare della dimensione
dell’impianto e delle ore di funzionamento annue.
La TABELLA 3.66 riporta i valori del Tempo di Pay-
Backper questa tecnologia.
È evidente come, anche in caso di funzionamento
per 7.680 ore/anno, i tempi di rientro dell’investi-
mentosiano superiori ai 5 anni e salgano a circa
10 anni nel caso di installazioni di piccola taglia.
In caso di funzionamento su un numero di ore ri-
dotto, ciò fa sì che l’investimento non si ripaga nel
corso della sua vita utile.
La TABELLA 3.67 riporta invece il costo del kWh
prodotto in un impianto ORC, in funzione della di-
mensione dello stesso e delle ore di funzionamento
annue. L’analisi mostra come il costo del kWh elet-
trico prodotto sia inferiore rispetto al benchmark
assunto come riferimento (ossia il costo d’acqui-
sto dello stesso dalla rete, mediamente pari a 13
c€/kWh nel caso di applicazione di minore taglia
Tabella 3.66
Tempo di Pay-Back (anni) associato all’installazione di un impianto di recupero termico tramite tecnologia ORC
Potenza [MWe]/
[h/anno]
0,03 1,1 4,9
>> vita utile >> vita utile >> vita utile2.000
>> vita utile 15,8 10,94.000
10,2 6,7 5,37.680
23
Viceversa, la tecnologia ORC nella generazione distribuita da fonti rinnovabili, tipicamente da biomassa, ha avuto negli ultimi anni una diffusione importante
in Italia, con circa 70 impianti installati per una potenza complessiva di circa 60 MW.

107
e di 10 c€/kWh per quelle di maggiore dimensio-
ne)solo nel caso di impianti di grandi dimensioni
che lavorano almeno su due turni. Rispetto ad al-
tre soluzioni per efficienza energetica in ambito
industriale, quindi, gli impianti ORC sembrano
essere mediamente più distanti dalla convenienza
economica in assenza di forme di incentivazione.
Visto il loro importante contributo potenziale all’ef-
ficienza energetica in ambito industriale in Italia,
sarebbe opportuno che venissero introdotti dei si-
stemi che favoriscano l’investimento in questo tipo
di impianti, considerando attentamente le loro ca-
ratteristiche peculiari.
Nei precedenti paragrafi di questo capitolo sono sta-
te analizzate le principali tecnologie per l’efficienza
energetica in ambito industriale, siano esse rivolte
alla riduzione dei consumi di energia termica ed
elettrica o alla produzione in loco di energia in so-
stituzione dell’approvvigionamento “tradizionale”.
Per ognuna di esse è stata valutata la convenienza
economica, intesa sotto la duplice prospettiva (ad
eccezione delle tecnologie per la produzione elet-
trica da fonte rinnovabile) del Tempo di Pay-Back
dell’investimento e del costo necessario per rispar-
miare o per produrre un kWh (elettrico o termico)
di energia rispetto alla soluzione standard, a bassa
efficienza, di riferimento.
Obiettivo di questo paragrafo è quello di riassu-
mere e sintetizzare – introducendo ovviamente
delle semplificazioni che saranno discusse a breve
– i risultati dell’analisi, offrendo un quadro d’as-
sieme che permetta una rapida comparazione fra
le diverse soluzioni esistenti.
Ponendo l’attenzione sul primo indicatore di con-
venienza economica degli investimenti in efficienza
energetica, ossia il Tempo di Pay-Back, che rappre-
senta indubbiamente lo strumento principale con
cui le imprese valutano se intraprendere o meno
un progetto di investimento, le TABELLE 3.68 e 3.70
mettono in ordine (in termini di convenienza de-
crescente) le tecnologie che sono state analizzate
in questo capitolo, con riferimento rispettivamente
agli interventi di sostituzione volontaria (di un di-
spositivo ancora funzionante) e sostituzione forzata
(di una tecnologia non funzionante o in caso di ac-
quisto di una nuova tecnologia).
Poiché l’analisi è resa più complessa dalla contem-
poranea presenza, per alcune tecnologie, di sva-
riate alternative (ad esempio in termini di dimen-
sioni e di livello di efficienza energetica, come nel
caso dei motori elettrici), si è scelto di concen-
trarsi in questa sintesi sulle taglie intermedie e
sulle alternative (all’interno delle stessa famiglia
tecnologica) a maggiore efficienza, indicando per
ciascuna di esse il range all’interno di cui si sposta
il Tempo di Pay-Back in funzione della variazio-
ne del parametro fondamentale che influenza la
valutazione economica, ossia il numero di ore di
funzionamento annue dell’impianto. Per l’analisi
esaustiva della convenienza economica delle di-
verse alternative all’interno della medesima fami-
glia tecnologica, si rimanda ai rispettivi paragrafi
di questo capitolo.
Nel caso di sostituzione volontaria di una tecnolo-
gia funzionante, e considerando il Tempo di Pay-
Back, è possibile distinguere tra:
•• tecnologie che sono al di sotto della soglia
massima di accettabilità per le imprese, quali
inverter, rifasamento dei carichi elettrici ed in-
terventi sul sistema ad aria compressa (ad ecce-
zione dell’introduzione di sistemi di accumulo);
•• tecnologie la cui permanenza all’interno della
soglia di accettabilità delle imprese dipende
Tabella 3.67
Costo medio del kWh elettrico prodotto (€/kWh) derivante dall’installazione di un impianto di recupero termico
tramite tecnologia ORC
Potenza [MWe]/
[h/anno]
0,03 1,1 4,9
0,0296 0,146 0,1112.000
0,148 0,073 0,0054.000
0,077 0,038 0,0297.680
3.3 Quadro di sintesi

dal tempo di funzionamento annuo. Si tratta in
particolare di UPS ad alta efficienza, di tecnolo-
gie di accumulo nel sistema ad aria compressa,
sistemi per il controllo dinamico della pressione
in un impianto di refrigerazione, cogenerazione
con turbina a gas o motore a combustione inter-
na. Queste soluzioni per l’efficienza energetica in
ambito industriale divengono tipicamente con-
venienti, per quanto riguarda il calcolo del Tem-
po di Pay-Back, solo nel caso di utilizzo su due o
più turni;
•• tecnologie più o meno lontane dalla conve-
nienza economica, indipendentemente dal-
le ore di funzionamento annue, ossia motori
elettrici ad alta efficienza, sistemi efficienti di
combustione, cogenerazione (eccetto il caso
della turbina a gas o del motore a combustione
interna) e ORC.
Considerando invece anche il costo del kWh ri-
sparmiato o prodotto è molto interessante notare
come i risultati dell’analisi economica cambino
completamente. Si veda in questo senso la TABEL-
LA 3.69.
Oltre alle soluzioni per l’efficienza energeti-
ca che già sembravano convenienti in base al
Tempo di Pay-Back (e che, come è lecito atten-
dersi, continuano ad esserlo considerando il co-
sto del kWh risparmiato o autoprodotto), paiono
esserlo anche tutte quelle che si trovavano in
una situazione intermedia e parte di quelle che
invece risultavano lontane dalla convenienza
economica. Tra queste ultime, solamente gli im-
pianti ORC ed i motori elettrici ad alta efficienza
continuano a non sembrare economicamente so-
stenibili, in assenza di incentivazione, anche uti-
lizzando il criterio del costo del kWh. Peraltro, è
da sottolineare che essi risulterebbero comunque
convenienti se si considerasse come benchmark il
costo di acquisto dalla rete dell’energia elettrica
che mediamente sostengono le imprese non ener-
givore, ossia 13 c€/kWh.
Le TABELLE 3.70 e 3.71 riportano invece i risultati
dell’analisi economica, per quanto riguarda rispetti-
vamente il Tempo di Pay-Back ed il costo del kWh,
nel caso di sostituzione a fine vita della soluzione
tecnologica standard, poco efficiente.
In questo caso, come è ragionevole attendersi, la
convenienza economica migliora in modo evi-
dente, sia in valore assoluto (si nota la generalizza-
ta riduzione dei Tempi di Pay-Back associati ai di-
Tabella 3.68
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di sostituzione di una tecnologia
“standard” funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)
Tecnologia efficiente Tempo di Pay-Back Taglia-tipo considerata
0,37-1,5 –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore
3,8-15 5 MWCogenerazione –Motore a combustione interna
1,1-4,2 –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo
6 - > v,u, 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato
0,4-1,9 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici
4-24 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza
3-10,7 5 MWCogenerazione – Turbina a gas
6,7 - > v.u. 1,1 MWORC
0,4-1,7 37 kWInverter
4-16,2 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore
1,2-5,8 –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione
6,2-11,9 –Sistemi efficienti di combustione- Bruciatori auto-recuperativi
0,6-2,6 –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite
4,8-9,5 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi
3-15 80 kVAUPS ad alta efficienza

109
versi investimenti25
) che in termini relativi: si nota
infatti che solamente quattro delle tecnologie ana-
lizzate (bruciatori autorecuperativi, cogenerazione
con turbina a vapore o ciclo combinato ed impianti
ORC) non raggiungono la soglia di convenienza
economica in termini di Tempo di Pay-Back, men-
tre tutte le altre si pongono a ridosso o al di sotto
di tale soglia. Coerentemente con quanto visto in
precedenza, la situazione appare ancora più “rosea”
se si guarda al costo del kWh risparmiato o auto-
prodotto, in cui si nota che solo la tecnologia ORC
si pone al di là della soglia di benchmark.
Per completare lo studio, si è ritenuto opportuno-
condurre, per ogni soluzione tecnologica con-
siderata un’analisi di sensitività del Tempo di
Pay-Back e del costo del kWh risparmiato o au-
toprodotto al variare (in un range di + o - 20%)
del costo di investimento specifico. In particolare,
è interessante valutare, per le soluzioni che risultano
economicamente convenienti e per quelle prossime
alla soglia di convenienza, se una tale variazione del
costo di adozione determini o meno un cambiamen-
to sostanziale nel loro livello di sostenibilità econo-
mica. In modo molto interessante, si nota come il
risultato delle nostre analisi non vari al modificarsi
del costo di investimento nella massima parte dei
casi. Si può quindi sostenere che un incremento o
decremento del costo di investimento, seppur di
misura rilevante, non determina sostanziali va-
riazioni nella convenienza economica dell’inve-
stimento. Questo ad ulteriore testimonianza della
rilevanza che per la sostenibilità economica delle
tecnologie di efficienza energetica in ambito indu-
striale ha la variabile consumo energetico e l’asso-
ciato risparmio conseguibile.
In conclusione, il quadro delineato in questo capito-
lo suggerisce che, per diverse soluzioni di efficien-
za energetica in impresa, l’investimento è già oggi
economicamente conveniente anche in assenza
di alcuna forma di incentivazione, sia nel caso
Tabella 3.69
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard”
funzionante, attraverso il calcolo del costo del kWh risparmiato o prodotto (€/kWh)
Tecnologia efficiente
Costo medio del kWh
risparmiato/prodotto24 Taglia-tipo considerata
0,002-0,009(e) 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici
0,03-0,10 (e) –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo
0,015-0,028 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi
0,057-0,094 (e*) 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato
0,006-0,023 (e) 37 kWInverter
0,047-0,073 (e*) 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore
0,019-0,037 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi
0,038-0,146 (e*) 1,1 MWORC
0,002-0,01 (t) –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore
0,041-0,062 (e*) 5 MWCogenerazione - Turbina a gas
0,015-0,063 (e) –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite
0,03-0,12 (e) 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza
0,008-0,03 (e) 80 kVAUPS ad alta efficienza
0,048-0,07 (e*) 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna
0,019-0,074 (e) –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione
24
Il costo del kWh risparmiato o prodotto deve essere confrontato con i rispettivi valori benchmark: nel caso di risparmio o produzione di energia elettrica
(contrassegnato con “e”, il benchmark è di 13 c€/kWh, che scende a 10 c€/kWh per alcune particolari applicazioni riferibili ad imprese “energivore”, con-
trassegnate con “e*”); nel caso di risparmio o produzione di energia termica (contrassegnato con “t”, il benchmark è di 0,047 €/kWh).
25
È da sottolineare che, per alcune delle tecnologie esaminate, non appariva sensata la distinzione tra il caso di sostituzione “volontaria” e “forzata”, da cui
deriva il fatto che i corrispondenti valori nelle TABELLE 3.68 – 3.70 ed 3.69 - 3.71 risultano i medesimi. Si fa riferimento in particolare agli inverter, al rifasa-
mento dei carichi elettrici, agli interventi sui sistemi ad aria compressa e di refrigerazione, alla cogenerazione ed all’ORC.

in cui si utilizzi il Tempo di Pay-Back come riferi-
mento che il costo del kWh risparmiato o prodot-
to. In generale, tuttavia, gli investimenti in queste
soluzioni sono caratterizzati da tempi di rientro
Tabella 3.70
Tabella 3.71
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non
funzionante, attraverso il calcolo del Tempo di Pay-Back (anni)
Quadro della convenienza economica delle soluzioni di efficienza energetica, nel caso di una tecnologia “standard” non
funzionante, attraverso il calcolo del costo medio del kWh risparmiato o prodotto (€/kWh)
Tempo di Pay-Back Taglia-tipo considerata
Taglia-tipo considerata
0,37-1,5 –Sistemi ad aria compressa - Recupero calore
0,002-0,009 (e) 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici
3-10,7 5 MWCogenerazione - Turbina a gas
0,025-0,093 (e) 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza
0,6-2,6 –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite
0,009-0,017 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi
4-16,2 5 MWCogenerazione - Turbina a vapore
0,048-0,07 (e*) 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna
0,4-1,9 30 kVAr (distribuito)Rifasamento dei carichi elettrici
0,003-0,013 (e) 80 kVAUPS ad alta efficienza
3-17 37 kW (IE3)Motori elettrici ad alta efficienza
0,041-0,062 (e*) 5 MWCogenerazione-Turbina a gas
1,2-5,8 –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione
0,015-0,063 (e) –Sistemi ad aria compressa - Riduzione perdite
6,7 - > v.u. 1,1 MWORC
0,038-0,146 (e*) 1,1 MWORC
0,4-1,7 37 kWInverter
0,002-0,01(t) –Sistemi ad aria compressa- Recupero calore
3,8-15 5 MWCogenerazione - Motore a combustione interna
0,03-0,01(e) –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo
1,1-4,2 –Sistemi ad aria compressa - Introduzione sistemi di accumulo
0,013-0,025 (t) –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi
6 - > v.u. 10 MWCogenerazione - Ciclo combinato
0,057-0,094 (e*) 10 MWCogenerazione –Ciclo combinato
0,6-2,5 80 kVAUPS ad alta efficienza
0,006-0,023 (e) 37 kWInverter
4,1-7,9 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori auto-recuperativi
0,047-0,073 (e*) 5 MWCogenerazione – Turbina a vapore
3-5,3 –Sistemi efficienti di combustione - Bruciatori rigenerativi
0,019-0,074 (e) –Sistemi di refrigerazione - Controllo dinamico pressione
Costo medio del kWh
risparmiato/prodotto

111
piuttosto lunghi, in molti casi superiori alle soglie
massime accettabili dalle imprese. Questo suggeri-
sce agli operatori della filiera ed ai policy maker una
strada piuttosto chiara su come sarebbe necessario
agire se intendono promuoverne la diffusione. Sicu-
ramente il sistema dei Certificati Bianchi e il prossi-
mo Conto Energia Termico (si rimanda al CAPITOLO
2 per ulteriori dettagli) potranno avere un ruolo cri-
tico in questo processo. Tuttavia, sarebbe estrema-
mente importante promuovere la definizione di
un organico schema di misure per la promozio-
ne dell’efficienza energetica in impresa, che tenga
adeguatamente conto delle profonde diversità che
esistono tra varie soluzioni tecnologiche disponi-
bili, in termini di livelli di convenienza economica
senza incentivi e potenziale di risparmio energetico
realizzabile, tema che si discuterà nel prossimo Ca-
pitolo del presente Rapporto.

4.
IL POTENZIALE DI DIFFUSIONE
DELLE SOLUZIONI PER
L’EFFICIENZA ENERGETICA IN
IMPRESA

115
4. IL POTENZIALE DI DIFFUSIONE DELLE SOLUZIONI
Q
uesto capitolo si propone, nella prima par-
te, di offrire un quadro sulle potenzialità
di diffusione delle soluzioni di efficien-
za energetica in impresa descritte nel CAPITOLO 3.
L’intento è quello di offrire al lettore uno strumento
che lo metta nelle condizioni di comprendere in qua-
le misura le diverse tecnologie possano contribuire
al raggiungimento degli obiettivi che il nostro Paese
si è dato in tema di efficienza energetica nel PAEE
2011, il che diventa a sua volta fondamentale per de-
finire delle adeguate politiche di incentivazione per
l’efficienza energetica che siano economicamente effi-
cienti. Nella seconda parte del capitolo, si entrerà in-
vece nel dettaglio di alcuni tra i principali settori in-
dustriali italiani, con l’obiettivo di studiare, da un lato,
l’impatto che il costo dell’energia ha sul conto eco-
nomico delle imprese che in essi lavorano ed indi-
viduare le potenzialità di miglioramento conseguibili
con l’adozione delle soluzioni di efficienza energetica
considerate in questo studio e, dall’altro, il grado di
potenziale interesse che i diversi settori industriali
verosimilmente manifesteranno nei prossimi mesi
rispetto al tema dell’efficienza energetica.
Dal punto di vista metodologico, in questo capito-
lo verrà innanzitutto stimato un potenziale teorico
di diffusione delle soluzioni di efficienza energetica,
considerando un orizzonte temporale di riferimento
di otto anni, da qui al 2020. In questo modo si in-
tende valutare il contributo potenziale in termini di
risparmio energetico che ogni soluzione assicure-
rebbe in Italia, sia nel caso in cui la sua adozione si
estendesse a tutto il parco installato (ove ciò appa-
re tecnicamente fattibile, come ad esempio nel caso
della cogenerazione o del recupero di calore tramite
tecnologia ORC), sia nel caso si applicasse alle future
installazioni (il che va inteso sia come l’installazione
di nuove soluzioni per efficienza energetica, sia come
opportunità di soddisfare futuri incrementi del fabbi-
sogno termico, ad esempio tramite la realizzazione di
impianti di cogenerazione, oppure di sfruttare futuri
incrementi dei cascami termici in alcuni settori indu-
striali, ad esempio attraverso la produzione elettrica
mediante tecnologia ORC).
Ovviamente il potenziale fornisce un’idea del con-
tributo massimo che una certa soluzione di efficien-
za energetica potrebbe assicurare in linea teorica,
senza considerare la sua reale convenienza econo-
mica né la presenza o meno di provvedimenti nor-
mativiche ne promuovano la diffusione. Per questo
motivo, in questo capitolo si procederà anche a
stimare un verosimile grado di penetrazione, tan-
to nel parco installato esistente quanto nelle futu-
re installazioni, che le diverse tecnologie potranno
sperimentare nei prossimi anni in Italia. A questo
fine si considererà la possibile evoluzione della con-
venienza economica di queste tecnologie e si inter-
preteranno le opinioni degli esperti di settore rac-
colte durante le interviste effettuate. Così facendo,
il lettore disporrà di elementi che gli permetteranno
di valutare dei ragionevoli scenari di sviluppo del
comparto dell’efficienza energetica in impresa in
Italia e quindi di pianificare al meglio possibili
investimenti e nuove attività di business.
Motori elettrici
IlconsumoannuodienergiaelettricainItaliaassocia-
to all’uso di motori elettrici nell’industria è stimabile
in circa 120 TWh, pari a quasi il 40% dell’intero fab-
bisogno elettrico italiano al 20111
.Questo valore, estre-
mamente rilevante, è influenzato, oltre che ovviamente
dalla diffusione massiccia di questi dispositivi, anche
dalla presenza di motori elettrici appartenti a classi di
efficienza “standard” (ossia caratterizzati da bassa effi-
cienza, riferibili a livelli pari od inferiori a quelli previsti
dalla norma IEC 60034-30:2008 per la cosiddetta classe
IE1), che si stima abbiano una penetrazione nel settore
industriale ancora superiore al 96%. Ciò lascia intendere
come esistano ampi spazi di riduzione dei consumi at-
traverso l’adozione di motori elettrici ad alta efficienza.
Considerando la tecnologia migliore in termini di
efficienza energetica presentata nel PARAGRAFO 3.1.1
(ossia i motori elettrici di classe IE3), se tutti i moto-
1
Il fabbisogno elettrico italiano nel 2011 (al netto delle perdite di rete) è pari a 313,8 TWh, di cui 140 riferibili al settore industriale. (Fonte: Terna)
4.1 Il mercato potenziale
delle soluzioni per l’efficienza
energetica in impresa

www.energystrategy.it116
ri elettrici attualmente installati a livello industriale
appartenessero a questa classe di efficienza, si otter-
rebbe un risparmio annuo di energia elettrica sti-
mabile in circa 7 TWh, con la sostituzione di circa
15 mln di motori ed un giro d’affari complessivo
corrispondente di 67,5 mld €. Se si considerano
anche le nuove installazioni di motori elettrici attese
da qui al 2020, nel caso in cui essi fossero di classe
IE3, si stima di ottenere un ulteriore risparmio an-
nuo teorico a regime (rispetto alle dinamiche atte-
se dell’installato) di circa 0,2 TWh elettrici, per un
volume d’affari di circa 700 mln € all’anno.
La TABELLA 4.1 fornisce una rappresentazione sin-
tetica di questi dati, da cui si desume che, grazie
all’uso di tecnologie efficienti, esiste il potenziale
teorico di ridurre di circa il 6% il consumo annuo
di elettricità in Italia dovuto all’utilizzo di motori
elettrici nel settore industriale.
Un analogo ragionamento può essere condotto
considerando la sostituzione dei motori elettrici at-
tualmente installati con dispositivi ad alta efficien-
za di classe IE2. Nella fattispecie, si otterrebbe un
risparmio annuo di energia elettrica stimabile in
4,6 TWh, con la sostituzione di circa 14,7 mln di
motori ed un giro d’affari complessivo corrispon-
dente di 43,4 mld €. In questo caso, non è oppor-
tuno valutare il risparmio energetico conseguibile
attraverso nuove installazioni di motori elettrici di
classe IE2 in quanto, come discusso nel PARAGRAFO
3.1.1, a partire dal Luglio 2011 la classe IE2 rappre-
senta la classe minima dei nuovi motori elettrici
immessi sul mercato. La TABELLA 4.2 fornisce una
rappresentazione sintetica di questi dati.
Chiaramente non è verosimile pensare che que-
sto potenziale teorico si concretizzi nella sua to-
talità nei prossimi anni. Considerando il livello di
convenienza economica delle tecnologie efficienti
e gli obblighi normativi in merito alle classi mini-
me di efficienza dei nuovi motori elettrici immessi
sul mercato SI VEDA PARAGRAFO 3.1.1, oltre che le
opinioni degli operatori di mercato intervistati,
è ragionevole pensare che nei prossimi otto anni
in Italia il potenziale teorico “massimo” (corri-
spondente all’adozione di motori di classe IE3)
si realizzerà per il 35-40%, corrispondente ad un
mix di installato analogo a quello mostrato in TA-
BELLA 4.3.
Questo corrisponderebbe ad un risparmio annuo
a regime di circa 2,8 TWh elettrici e ad un giro
d’affari complessivo di 29,5 mld € (SI VEDA TABELLA
4.4). Se consideriamo invece le nuove installazio-
ni, è verosimile ritenere che la penetrazione del-
Tabella 4.1
Tabella 4.2
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE3
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di motori elettrici ad alta efficienza di classe IE2
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
15,3
14,7
1,3
–
Numero motori installati/sostituiti [mln di unità]
Numero motori installati/sostituiti [mln di unità]
Risparmio energetico [TWh/anno]
Volume d’affari [mld €]
7
4,6
0,2
–
67,5
43,4
5,6
–

117
le tecnologie efficienti sarà, anche in virtù degli
obblighi normativi, decisamente più accentuata,
come mostra la TABELLA 4.3. A questo potenziale
verosimilmente realizzabile corrisponderebbe un
risparmio annuo a regime di circa 0,04 TWh elet-
trici ed un giro d’affari annuo stimabile in circa
125 mln € da qui al 2020. La TABELLA 4.4 fornisce
una rappresentazione sintetica dei dati relativi al
potenziale atteso dell’adozione di motori elettrici
ad alta efficienza al 2020.
Inverter
L’applicazione di inverter sui motori elettrici,
come ampiamente discusso nel PARAGRAFO 3.1.2,
permette di variare la velocità del motore in fun-
zione dell’effettivo fabbisogno, e di conseguenza
la potenza elettrica da esso assorbita, conseguen-
do in tal modo un risparmio di energia elettrica
importante rispetto al mancato utilizzo di questi
dispositivi. Il consumo annuo di energia elettri-
ca in Italia dovuto al funzionamento dei moto-
ri elettrici nell’industria, che come discusso in
precedenza rappresenta circa la il 40% dell’intero
fabbisogno elettrico italiano nel 2011, può essere
ridotto in maniera notevole grazie all’adozione di
inverter (si veda a tal proposito la TABELLA 3.12),
oltre che mediante l’adozione di motori elettrici ad
alta efficienza.
Considerando le diverse applicazioni dei motori elet-
trici (ad esempio, pompe, compressori e ventilatori)
e l’attuale tasso di diffusione degli inverter, che può
essere stimato nell’ordine del 7-10% (variabile in base
alle diverse applicazioni), si stima che, se tutti i mo-
tori elettrici per cui l’inverter risulta tecnicamente
applicabile ne fossero effettivamente dotati, si otter-
rebbe un risparmio annuo di energia elettrica sti-
mabile in circa 10,2 TWh, con l’adozione di circa
7 mln di inverter ed un giro d’affari complessivo
corrispondente di circa 27 mld €. Se si considerano
anche le nuove installazioni di motori elettrici ed i
medesimi tassi di applicabilità degli inverter, si stima
di ottenere un ulteriore risparmio annuo teorico di
circa 1 TWh elettrico, per un volume d’affari di cir-
ca 323,5 mln € all’anno. La TABELLA 4.5 fornisce una
rappresentazione sintetica di questi dati.
Da questi dati si desume che, grazie all’uso di questa
tecnologia efficiente, esiste il potenziale teorico di
ridurre di circa il 9% il consumo annuo di elettri-
cità in Italia dovuto all’utilizzo di motori elettrici
nel settore industriale.
Anche in questo caso, non risulta verosimile pen-
sare che questo potenziale teorico si concretizzi
Tabella 4.3
Tabella 4.4
Ripartizione per classe di efficienza del parco attuale di motori elettrici e delle nuove installazioni
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza
Classe di efficienza Installato attuale
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
al 2020
Installato atteso al 2020
(evoluzione del parco attuale)
Nuove
installazioni
40%“standard” (IE1 o inferiore)
IE2
IE3
14,7
–96-97%
3-4%
0
1,3Numero motori installati/sostituiti [mln unità]
49%
2,8
82%
0,04
11%
29,5
18%
1

nella sua totalità nei prossimi anni. Considerando
il livello di convenienza economica associato alle
diverse applicazioni degli inverter, gli obblighi nor-
mativi in merito alle classi minime di efficienza dei
nuovi motori elettrici immessi sul mercato ed all’a-
dozione di inverter (SI VEDA PARAGRAFO 3.1.2), oltre
ovviamente alle opinioni degli operatori di mercato
intervistati durante l’analisi, è ragionevole pensare
che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale te-
orico si realizzerà per il 25-30%. Questo corrispon-
derebbe ad un risparmio annuo a regime di circa
2,5-3 TWh elettrici e ad un giro d’affari complessivo
nell’ordine dei 7 mld €, con riferimento all’installato
attuale. Se consideriamo invece le nuove installa-
zioni, si ritiene che il tasso di penetrazione sia in li-
nea con quanto previsto per l’installato attuale, il che
corrisponderebbe ad un risparmio annuo a regime
di circa 0,3 TWh elettrici e ad un giro d’affari an-
nuo stimabile mediamente in circa 90 mln € da qui
al 2020, come mostrato in TABELLA 4.6.
UPS
Il consumo annuo di energia elettrica in Italia
dovuto agli UPS installati nell’industria è di circa
1 TWh, pari a circa lo 0,3% dell’intero fabbisogno
elettrico italiano al 2011. Sebbene questo valore rap-
presenti una porzione ridotta del fabbisogno elet-
trico globale nel settore industriale, l’interesse per
dispositivi ad alta efficienza si registra in forte cre-
scita, sia da parte delle imprese utilizzatrici che dei
fornitori delle tecnologie.
Ad oggi, la diffusione di dispositivi poco efficienti2
è ancora massiccia, stimabile nell’ordine del 75-
80%. Ciò lascia intendere come esistano interes-
santi spazi di riduzione dei consumi attraverso l’a-
dozione di soluzioni UPS ad alta efficienza. Se tutti
gli UPS attualmente installati a livello industriale
fossero ad alta efficienza (considerando come rife-
rimento i valori medi di efficienza presenti attual-
mente sul mercato), si otterrebbe un risparmio
annuo di energia elettrica stimabile in circa 0,05
TWh, con la sostituzione di circa 40.000 UPS ed
un giro d’affari complessivo corrispondente di
oltre 400 mln €. Se si considerano anche le nuove
installazioni di UPS, se queste prevedessero l’uti-
lizzo di dispositivi ad alta efficienza (rispetto alle
dinamiche attese dell’installato), si stima di ottene-
re un ulteriore risparmio annuo teorico di circa
Tabella 4.5
Tabella 4.6
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di inverter su motori elettrici
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di inverter su motori elettrici
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
7
1,8
0,7
0,2
Numero inverter installati [mln unità]
Numero inverter installati [mln unità]
10,2
2,7
1
0,3
26,9
7,2
2,6
0,7
2
Si fa riferimento ai valori previsti dal Code Of Conduct del 2011 redatto dalla Commissione Europea in collaborazione con il CEMEP (si veda a riguardo il
PARAGRAFO 3.1.3)

119
4 MWh elettrici, per un volume d’affari di circa
7 mln € all’anno.
La TABELLA 4.7 fornisce una rappresentazione sinteti-
ca di questi dati, da cui si desume che, grazie all’uso
di tecnologie efficienti, esiste il potenziale teorico
di ridurre di quasi il 5% il consumo annuo di elet-
tricità in Italia dovuto all’utilizzo di UPS nel set-
tore industriale.
Chiaramente non è verosimile pensare che que-
sto potenziale teorico si concretizzi nella sua to-
talità nei prossimi anni. Considerando il livello
di convenienza economica delle diverse classi di
potenza efficienti e gli accordi volontari stipulati a
livello europeo tra i principali produttori di UPS in
merito alle classi minime di efficienza che dovran-
no avere i nuovi sistemi immessi sul mercato (SI
VEDA PARAGRAFO 3.1.3), oltre ovviamente alle opi-
nioni degli operatori intervistati durante l’analisi, è
ragionevole pensare che nei prossimi otto anni in
Italia il potenziale teorico si realizzerà per il 40-
50%. Questo corrisponderebbe ad un risparmio an-
nuo a regime di circa 0,03 TWh elettrici e ad un giro
d’affari complessivo nell’ordine dei 200 mln €, con
riferimento all’installato attuale. Se consideriamo
invece le nuove installazioni, è verosimile pensare
che, come mostra la TABELLA 4.8, il risparmio annuo
atteso a regime sarà di circa 2 MWh elettrici, corri-
spondente ad un giro d’affari annuo stimabile in 3,3
mln € da qui al 2020.
Aria compressa e refrigerazione
Per quanto concerne gli interventi di efficienza
energetica sui sistemi ad aria compressa e di refri-
gerazione, illustrati rispettivamente nei PARAGRAFI
3.1.5 e 3.1.6, si è discusso di come essi facciano ri-
ferimento sia ad interventi di tipo hardware (come
ad esempio l’adozione di motori elettrici ad alta ef-
ficienza e di inverter, o la riparazione delle perdite
lungo l’impianto), sia che di tipo gestionale (come
ad esempio la regolazione dei parametri di funzio-
namento del sistema ed una corretta manutenzione
dello stesso).
Stimare in modo puntuale un potenziale di rispar-
mio energetico (con volumi d’affari annessi) associa-
to a questi interventi di efficienza energetica risulta
piuttosto complesso, considerate le forti specificità
che caratterizzano i diversi impianti esistenti a livel-
lo industriale e l’eterogeneità dei possibili interventi.
Per superare queste criticità, a partire dai possibi-
li interventi effettuabili nei due ambiti (di cui un
campione rappresentativo, ma non certo esaustivo,
è riportato nelle TABELLE 3.26 e 3.33), si è raccolto il
Tabella 4.7
Tabella 4.8
Potenziale teorico di risparmio derivante dall’adozione di UPS ad alta efficienza
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione di UPS ad alta efficienza
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
40.600
20.300
5.200
2.600
Numero UPS installati/sostituiti [unità]
Numero UPS installati/sostituiti [unità]
5*10
-2
3*10
-2
3,5*10-6
1,7*10-6
0,4
0,2
0,05
0,03

parere delle imprese industriali, dei fornitori di tec-
nologie, delle ESCo che hanno esperienza su questi
interventi e delle associazioni di categoria, per poter
fornire una stima delle potenzialità di risparmio
energetico conseguibili e, ove possibile, dei livel-
li di penetrazione attesi per i diversi interventi.
In generale, gli operatori intervistati sono piuttosto
concordi nel ritenere che il potenziale di risparmio
energetico associato ai sistemi ad aria compressa e
di refrigerazione sia particolarmente importante.
Per quanto riguarda i sistemi ad aria compressa,
a fronte di un consumo annuo per questi sistemi
stimabile in oltre 15 TWh elettrici (che corrispon-
de a circa l’11% del consumo elettrico complessivo
del settore industriale), si stima che il potenziale
globale di risparmio energetico sia nell’ordine del
30% del consumo attuale, per un risparmio po-
tenziale nell’ordine dei 4-5 TWh elettrici. Questo
potenziale deve essere tuttavia depurato dal rispar-
mio associato all’adozione di motori elettrici ad alta
efficienza ed inverter, già precedentemente stimati,
che con riferimento ai sistemi ad aria compressa pe-
sano per circa 0,6-0,8 TWh all’anno, dando luogo
quindi ad un risparmio effettivo associato ai sistemi
ad aria compressa nell’ordine dei 3,5-4 TWh, con un
giro d’affari complessivo nell’ordine dei 500 mln €,
facendo riferimento all’installato attuale.
A questo va inoltre aggiunto il potenziale di rispar-
mio associabile alle nuove installazioni da qui al
2020. Su un consumo relativo a queste installazioni
nell’ordine dei 1,5-2 TWh annui al 2020, si può sti-
mare un risparmio su questi valori nell’ordine del
25%, corrispondente a circa 0,5 TWh all’anno, che
diventano 0,4 TWh al netto degli interventi su mo-
tori elettrici ed inverter, per un giro d’affari medio
stimabile in circa 10 mln €. La TABELLA 4.9 fornisce
una rappresentazione sintetica di questi dati.
Chiaramente anche in questo caso non è verosi-
mile che questo potenziale teorico si concretizzi
nella sua totalità nei prossimi anni. Consideran-
do il livello di convenienza economica di alcuni dei
principali interventi realizzabili su un sistema ad
aria compressa (SI VEDA PARAGRAFO 3.1.5) ed i pare-
ri degli operatori intervistati, è ragionevole pensare
che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale
teorico si realizzerà per il 20-30%. Ad interventi
cui tipicamente sono associati costi di investimento
relativamente ridotti e performance economiche po-
sitive (in termini di Tempo di Pay-Back) fa da con-
traltare una consapevolezza ancora non molto dif-
fusa dei consumi energetici associati al vettore aria
compressa. Questo si spiega principalmente con il
fatto che i consumi elettrici associati a quest’ultima
sono misurati a livello aggregato e non allocati in
maniera puntuale al sistema ad aria compressa. Il
tasso di penetrazione stimato corrisponderebbe ad
un risparmio annuo a regime di circa 0,7-1,2 TWh
elettrici e ad un giro d’affari complessivo nell’ordine
dei 80-180 mln €, con riferimento all’installato at-
tuale. Se consideriamo invece le nuove installazioni,
è verosimile pensare che, come mostra la TABELLA
4.10, il risparmio annuo atteso a regime sarà di circa
100 GWh elettrici, corrispondente ad un giro d’affa-
ri annuo stimabile in 2 mln € da qui al 2020. La TA-
BELLA 4.10 fornisce una rappresentazione sintetica
di questi dati.
Per quanto concerne invece i sistemi di refrigera-
zione, il cui consumo annuo è stimabile in 11-12
TWh elettrici (che corrisponde a circa il 9% del
consumo elettrico complessivo del settore indu-
striale), seguendo il medesimo approccio utilizzato
per i sistemi ad aria compressa, si stima un rispar-
mio globalmente conseguibile nell’ordine del 20%
del consumo attuale. Questo darebbe luogo ad una
riduzione in valore assoluto dei consumi nell’ordine
dei 2 TWh con riferimento all’installato attuale, che
si riduce ad 1,5 TWh se viene depurata della quota
parte di risparmio ascrivibile all’adozione di motori
elettrici ad alta efficienza ed inverter. Il giro d’affari
corrispondente è nell’ordine dei 200 mln €.
Tabella 4.9
Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi ad aria compressa
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
3,5-4 0,4Risparmio energetico [TWh/anno]
Volume d’affari [mld €] 0,4-0,6 0,05-0,07

121
A questo va aggiunto il potenziale di risparmio
associabile alle nuove installazioni da qui al 2020,
che risulteranno in un consumo di circa i 1-1,5
TWh al 2020. Su questi consumi è possibile stima-
re un risparmio conseguibile nell’ordine del 15%,
corrispondente a circa 0,2 TWh, che diventano
0,15 TWh al netto degli interventi su motori elet-
trici ed inverter. Il giro d’affari corrispondente è di
circa 10 mln € all’anno. Si veda a tal proposito la
TABELLA 4.11.
Per ragioni analoghe a quelle addotte nel caso dei
sistemi ad aria compressa, è ragionevole pensare
che nei prossimi otto anni in Italia il potenziale
teorico associato agli interventi sui sistemi di re-
frigerazione realizzerà per il 15-30%. Tale tasso di
penetrazione corrisponderebbe ad un risparmio an-
nuo a regime di circa 0,2-0,5 TWh elettrici e ad un
giro d’affari complessivo nell’ordine dei 20-70 mln €,
con riferimento all’installato attuale. Se consideria-
mo invece le nuove installazioni, ��è ��verosimile pen-
sare che, come mostra la TABELLA 4.12, il risparmio
annuo atteso a regime sarà di circa 40 GWh elettrici,
corrispondente ad un volume d’affari annuo stima-
bile in 1 mln € da qui al 2020.
Cogenerazione
Per quanto riguarda la produzione in loco di energia
elettrica e termica per soddisfare i fabbisogni delle
utenze industriali, i consumi medi annui in Italia
per il settore industriale sono nell’ordine dei 140
TWh elettrici e dei 250 TWh termici. La tecnologia
principale che permette di ridurre tale livello di
consumi, grazie al maggior rendimento associato
alla produzione contestuale di energia elettrica
e calore, è rappresentata dalla cogenerazione (SI
VEDA PARAGRAFO 3.2.1).
Sotto l’ipotesi, condivisa con gli operatori intervista-
Tabella 4.10
Tabella 4.11
Tabella 4.12
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi ad aria compressa
Potenziale teorico di risparmio derivante dagli interventi sui sistemi di refrigerazione
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie agli interventi sui sistemi di refrigerazione
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
0,7-1,2
1,5
0,2-0,5
0,08-0,12
0,15
0,02-0,04
0,08-0,18
0,2-0,25
0,02-0,07
0,01-0,02
0,02-0,03
0,003-0,006

ti, che l’impianto cogenerativo venga dimensionato
sulla richiesta termica dell’utenza, considerando la
quota-parte dell’attuale richiesta di calore prove-
niente dalle utenze industriali non soddisfatta da un
impianto cogenerativo che tuttavia potrebbe esser-
lo (in base alla temperatura di utilizzo del calore, al
numero di ore di utilizzo del calore da parte dell’u-
tenza ed alla variabilità della richiesta termica), si
otterrebbe un potenziale teorico di cogenerazio-
ne pari ad oltre 6.000 MW termici (corrisponden-
te a circa 4.000 MW elettrici), cui sarebbe associato
un risparmio annuo di oltre 40 TWh termici (16%
del fabbisogno attuale), o 25 TWh se “tradotto” in
termini di energia elettrica3
(18% del fabbisogno
attuale), generando un volume d’affari complessi-
vo di quasi 4 mld €.
A ciò bisogna aggiungere il potenziale derivante
dalle nuove installazioni (concettualmente associa-
bili all’incremento atteso del fabbisogno termico da
qui al 2020), stimabile nell’ordine del 7%, che da-
rebbe luogo ad un potenziale teorico addizionale
di cogenerazione pari ad oltre 400 MW termici
(corrispondente a circa 300 MW elettrici), con un
risparmio a regime quantificabile in circa 3 TWh
termici all’anno (o, tradotti in energia elettrica,
pari a 1 TWh), per circa 35 mln € di giro d’affari
annuo da qui al 2020 (SI VEDA TABELLA 4.13).
A fronte dell’elevato potenziale teorico stimato, con-
siderando i livelli di convenienza economica esamin-
ti nel PARAGRAFO 3.2.1 e le spinte di tipo normativo
esistenti sia a livello comunitario (come ad esempio
nel caso della nuova Direttiva Europea sull’efficien-
za energetica, per la quale si rimanda al PARAGRAFO
2.1) che a livello nazionale (come ad esempio nel
caso dell’incentivazione della Cogenerazione ad Alto
Rendimento4
– CAR – e della fiscalità agevolata del
prodotto energetico utilizzato dalle unità di ��coge-
nerazione), si stima che la tecnologia della cogene-
razione è destinata, anche a detta degli operatori,
a far registrare una penetrazione significativa in
Italia nei prossimi anni, nell’ordine del 30-40%. A
tale tasso di penetrazione corrisponderebbe un ri-
sparmio annuo a regime di 13-19 TWh termici con
riferimento al parco installazioni esistente (oppure
Tabella 4.13
Tabella 4.14
Potenziale teorico di risparmio derivante dalla cogenerazione
Potenziale di risparmio realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della cogenerazione
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
4.125 (6.200)
1.200-1.700
(1.800-2.570)
85-120
(125-180)
290 (430)Potenza elettrica (termica) installata [MW]
Potenza elettrica (termica) installata [MW]
Risparmio energetico [TWhe/anno]
Risparmio energetico [TWhe/anno]
Risparmio energetico [TWht/anno]
Risparmio energetico [TWht/anno]
15,4
5,7
40,7
13-19
3,8
1,1-1,6
1,1
0,3-0,5
2,9
0,9-1,3
0,25
0,07-0,1
3
Il risparmio di combustibile grazie alla produzione di energia elettrica e termica in assetto cogenerativo (in luogo della produzione separata tramite tecno-
logie “tradizionali”) può essere valorizzato in energia elettrica e/o termica risparmiata.
4
Cfr. Energy Efficiency Report 2011, BOX 3.7

123
5-7 TWh elettrici), ed un volume d’affari comples-
sivo stimabile in 1,1-1,6 mld €. Per quanto riguarda
invece le nuove installazioni, il tasso di penetrazione
atteso porterebbe ad un risparmio annuo a regime di
circa 0,9-1,3 TWh termici (o 0,3-0,5 TWh elettrici) e
ad un volume d’affari annuo di circa 10 mln €. Si veda
a questo proposito la TABELLA 4.14.
Recupero di calore e generazione elettrica tramite
tecnologia ORC
Un’altra modalità interessante per la produzione in
loco di energia elettrica, che utilizza come materia
prima il calore di scarto da processo produttivo, fa
riferimento alla tecnologia ORC. Si veda a tal propo-
sito il BOX 4.1, che illustra i tratti salienti del progetto
europeo H-REII, il quale affronta il tema dei recuperi
di calore da processo nelle energy intensive industries.
Considerandolaquantitàdicascamitermicideiprin-
cipali settori ove la tecnologia ORC risulta applicabile
(tra cui il metallurgico, materiali da costruzione, ve-
tro, petrolchimica), si otterrebbe un potenziale teo-
rico pari ad oltre 500 MW elettrici, corrispondente
ad una produzione annua di quasi 4 TWh elettrici
(3% del fabbisogno attuale), generando un volume
d’affari complessivo di circa 1,5 mld €.
A ciò bisogna aggiungere il caso delle nuove instal-
lazioni (concettualmente derivante dall’incremento
atteso della disponibilità di cascami termici da qui
al 2020, in virtù dell’attesa ripresa delle imprese ves-
sate dall’attuale crisi economica, stimabile nell’or-
dine del 7%), che darebbe luogo ad un potenziale
teorico addizionale pari a 35 MW elettrici, con
una produzione annua a regime quantificabile in
circa 0,3 TWh elettrici, per 13 mln € di giro d’affari
annuo (SI VEDA TABELLA 4.15).
In base alle considerazioni sulla convenienza eco-
nomica svolte nel PARAGRAFO 3.2.2 ed al parere delle
imprese intervistate, la tecnologia ORC è destina-
ta a far registrare una penetrazione interessante,
anche se non particolarmente elevata, nei prossimi
anni in Italia, a causa anche della carenza di policy
specifiche a maggiore impatto, stimabile nell’or-
dine del 10-20% al 2020. A tale tasso di penetra-
zione corrisponderebbe una produzione elettrica
annua a regime di 0,4-0,8 TWh, con riferimento
all’attuale disponibilità di cascami termici (pari
allo 0,5% del fabbisogno attuale), ed un volume
d’affari complessivo stimabile in 0,2-0,3 mld €.
Per quanto riguarda invece le nuove installazioni
(come detto in precedenza, concettualmente legate
all’incremento di disponibilità di cascami termici
al 2020), il tasso di penetrazione atteso porterebbe
ad una produzione elettrica annua addizionale a
regime di circa 0,03-0,06 TWh e ad un volume
d’affari annuo di circa 1-3 mln €. Si veda a questo
proposito la TABELLA 4.16.
Tabella 4.15
Tabella 4.16
Potenziale teorico di produzione derivante dalla tecnologia ORC
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione della tecnologia ORC
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
530
50-100
3,5
4-8
Potenza elettrica installata [MW]
Potenza elettrica installata [MW]
Produzione elettrica [TWh/anno]
3,7
0,4-0,8
1,55
0,2-0,3
0,3
0,03-0,06
0,1
0,01-0,02

Fotovoltaico e mini-eolico
Passando alle tecnologie per l’autoproduzione di
energia elettrica da fonte rinnovabile, il fotovoltai-
coha un notevole potenziale teorico in Italia, di
cui una quota parte rilevante fa riferimento alle
installazioni sulle superfici coperte degli edifici
industriali. Se si installassero impianti su tali su-
perfici (al netto di quelle già occupate), si arrivereb-
be ad installare circa 10 GW di potenza nominale,
per una produzione annua di circa 12 TWh elet-
trici ed un volume d’affari nell’ordine dei 18 mld
€. A ciò si potrebbe aggiungere una produzione
annua a regime di quasi 0,8 TWh elettrici deri-
vante dal potenziale teorico di installazione in
nuovi edifici industriali realizzati da qui al 2020,
con un volume d’affari corrispondente di 0,15 mld
€ all’anno e installazioni per 0,08 GW all’anno (SI
VEDA TABELLA 4.17).
Come si evince chiaramente dalla TABELLA 4.17, il
potenziale associato a questa tecnologia è piutto-
sto rilevante, stimabile nell’ordine del 9% dell’at-
tuale fabbisogno elettrico annuo dell’intero setto-
re industriale.
L’effettiva realizzabilità di suddetto potenziale te-
orico è estremamente difficile da valutare, consi-
derato in particolare il livello di dipendenza che le
installazioni fotovoltaiche ancora scontano da un
sistema di tariffe incentivanti, destinate però ad es-
sere eliminate nel nostro Paese in tempi ragionevol-
mente brevi. D’altro canto, per applicazioni di tipo
industriale e in alcune aree del Paese, pare non sia
molto distante il raggiungimento della cosiddetta
grid parity5
, ossia il punto in cui sarà conveniente
produrre energia da fonte fotovoltaica invece di ac-
quistarla dalla rete (in assenza di incentivi). Consi-
derati questi elementi e le opinioni degli esperti in-
tervistati, è possibile stimare una penetrazione negli
edifici industriali esistenti compresa tra il 5 ed il
10% del potenziale teorico da qui al 2020, il che
corrisponde ad una produzione annua di energia
elettrica compresa tra 0,6 e 1,2 TWh elettrici, ed un
volume d’affari totale di 0,9-1,8 mld €. Per quanto
riguarda gli edifici nuovi, la penetrazione è de-
cisamente maggiore stimabile in circa il 20-30%,
cui corrisponde una produzione annua a regime di
0,15-0,25 TWh elettrici, per un volume d’affari an-
nuo di 25-45 mln € (SI VEDA TABELLA 4.18).
Per quanto riguarda la tecnologia mini-eolica, che
oggi ha una penetrazione negli edifici industria-
li esistenti pressoché nulla, il potenziale teorico di
Tabella 4.17
Tabella 4.18
Potenziale teorico di produzione derivante dal fotovoltaico
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del fotovoltaico
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
10
0,5 – 1
0,64
0,1 – 0,2
Potenza elettrica installata (GW)
12
0,6 – 1,2
18
0,9 – 1,8
0,8
0,15 – 0,25
1,2
0,2 –0,35
5
Cfr. Solar Energy Report ed. Aprile 2012.

125
diffusione è stato calcolato ipotizzando di installare
un impianto (di taglia inferiore o uguale a 200 kW
elettrici) per ogni edificio presente in quelle aree del
Paese in cui la velocità media del vento è almeno
pari alla velocità di cut-in6
, che si assume essere in
media 4 m/s.
Con queste ipotesi, si otterrebbe un potenziale teo-
rico di produzione annua pari a circa 6 TWh elet-
trici (con un volume d’affari totale di circa 10 mld
€), a cui si aggiungerebbe una produzione annua
a regime di quasi 0,4 TWh elettrici derivante dal
potenziale teorico di installazione in nuovi edi-
fici realizzati fino al 2020, con un volume d’affari
corrispondente di circa 80 mln € all’anno (SI VEDA
TABELLA 4.19).
Va detto tuttavia che il potenziale reale associato
a questi impianti, in base alle stime dagli opera-
tori, corrisponde ad una produzione di circa 0,2-
0,5 TWh elettrici, con un corrispondente volume
d’affari di circa 0,3-0,8 mld € sugli edifici esistenti.
Ciò determina un tasso di penetrazione di circa
il 3-8%, mentre sui nuovi edifici industriali tale
valore è leggermente maggiore, nell’ordine del 10-
15% e corrispondente a circa 0,04-0,06 TWh annui
di produzione a regime e ad un giro d’affari di 8-13
mln € all’anno (SI VEDA TABELLA 4.20).
Tabella 4.19
Tabella 4.20
Potenziale teorico di produzione derivante dal mini-eolico
Potenziale di produzione realizzabile dal 2013 al 2020 grazie all’adozione del mini-eolico
Parco installazioni
esistente
Parco installazioni
esistente
Nuove
installazioni
Nuove
installazioni
4
0,1 – 0,3
0,3
0,03 – 0,04
6
0,2 – 0,5
10
0,3 –0,8
0,4
0,04 – 0,06
0,65
0,07 – 0,1
6
La velocità di cut-in rappresenta la soglia minima necessaria per attivare la produzione di elettricità in un impianto eolico.
Box 4.1
il Progetto H-REII
Il progetto H-REII - Heat Recovery in Energy Intensive
Industries, co-finanziato dal programma LIFE+ della
Commissione Europea, nasce a Brescia nel 2008 con l’o-
biettivo di sviluppare un modello pilota di approccio al
tema dei recuperi di calore da processo nelle energy in-
tensive industries, basato su tecnologie esistenti e pronte
per la diffusione in ambito industriale, contribuendo a
promuovere azioni di policy e governance atte ad elimi-
nare o ridurre le barriere che di fatto ne hanno impedito
la rapida diffusione.
Il progetto, che vede la partecipazione di AIB (Asso-
ciazione Industriale Bresciana), CSMT (Centro Servizi

Multisettoriale e Tecnologico), FIRE (Federazione Italia-
na per l’uso Razionale dell’Energia), Provincia di Brescia
e Turboden, quest’ultima in qualità di coordinatore del
progetto, è il primo progetto pilota a livello italiano che
persegue l’obiettivo di mappare le potenzialità di recupe-
ro di effluenti in aziende altamente energivore mediante
l’utilizzo della tecnologia ORC (Organic Rankine Cycle)
con taglie di generazione elettrica comprese tra 0,5 MWe
e 5 MWe
.
Il progetto nasce dalla considerazione che le principali
barriere alla realizzazione di sistemi di recupero calore in
industrie altamente energivore sono prevalentemente di
tipo non tecnologico ma legate alla carenza di policy spe-
cifiche, alla scarsa formazione e conoscenza dell’opportu-
nità per i differenti processi industriali, alla generale resi-
stenza da parte di alcuni settori industriali ad introdurre
nel processo produttivo tecnologie considerate no-core,
unitamente a problemi di accesso al credito per investi-
menti, spesso ingenti, specie in contesti di profonda crisi
economica come l’attuale.
Le milestone principali del progetto sono sintetizza-
bili in:
•• costituzione di un Osservatorio, che ha coinvolto i
partner di progetto ed altri importanti stakeholders
del mondo industriale, istituzionale e accademico,
con l’obiettivo di dibattere il tema del recupero calo-
re come misura attuabile per aumentare l’efficienza
energetica e la compatibilità ambientale dei processi
industriali;
•• definizione e classificazione di “aziende energy inten-
sive” e redazione di una lista di aziende classificabili
come “energy intensive”, cui è stato attribuito un indi-
ce di compatibilità in base alla fattibilità del sistema di
recupero calore (tenendo conto di parametri quali la
presenza di recupero calore nei processi interni, l’ac-
cesso alla fonte di calore senza procedimenti invasivi
per il processo industriale, le ore di funzionamento
annue del processo, i parametri tecnici e la qualità
della fonte di calore). Infine, sono stati identificati i
settori industriali più promettenti per installare un
impianto di recupero calore (siderurgia, vetro, ce-
mento, metalli non ferrosi, oil&gas);
•• realizzazione audit energetici preliminari per testare
il modello di audit sviluppato ad hoc per il progetto,
seguiti da 50 audit nel territorio italiano ed altrettanti
in Austria (approccio “replicabile”);
•• stima del potenziale dei diversi settori oggetto d’ana-
lisi, “estendendo” ad un intero settore industriale di
appartenenza il potenziale rilevato e stimato per una
o più imprese. Per far ciò è stato scelto di utilizzare le
quote di emissione assegnate dallo schema EU-ETS
(Emission Trading Scheme), poichè esse, assegnate
sulla base della produzione annua di ciascuna azien-
da, possono essere ritenute, in prima approssimazio-
ne, proporzionali al consumo energetico dell’azienda.
Il potenziale massimo stimato (FIGURA 4.2) per i set-
tori investigati ambito ridotto rispetto a quello con-
siderato nel Report, coerente con quello stimato nel
PARAGRAFO 4.1 del Report, certamente sottostima-
to, pari a circa 2 TWh di energia elettrica prodotta
annualmente per l’Italia, corrispondente a circa 798
kton di CO2
annue evitabili.
•• promozione del tema del recupero calore a livello re-
golatorio e di policy, tramite ricognizione della nor-
mativa vigente (ad opera di FIRE), realizzazione di un
modello di iter autorizzativo, ambientale ed energeti-
co, per impianti di recupero calore, realizzato dalla
Provincia di Brescia in collaborazione con altre pro-
vince italiane (cercando di uniformare un panorama
regolatorio incerto e frammentato);
•• proposta di linee guida per la revisione dei BREFs
esistenti, con l’inserimento del recupero calore nei
BREFs relativi al cemento e all’efficienza energetica;
•• intensa campagna di disseminazione volta alla pre-
sentazione e divulgazione delle attività di progetto
attraverso il road show efficienza energetica di Con-
Figura 4.1
Il progetto H-REII

127
findustria in svariate provincie nazionali, workshop,
conferenze, gruppi di lavoro, seminari tecnici ed isti-
tuzionali, partecipazione a rassegne fieristiche, arti-
coli e paper su stampa generica e specialistica nazio-
nale ed internazionale.
In conclusione, il progetto HREII ha consentito di evi-
denziare il potenziale di un nuovo settore classificabile
nella cosiddetta “white economy”, nel quale l’Italia ha cer-
tamente una posizione di leadership. Tale evidenza trova
riscontro ora nei documenti di policy nazionali quali il
Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica 2011,
dove il recupero cascami termici è raggruppato tra le
misure più efficaci di miglioramento dell’efficienza ener-
getica, indicate con “IND-5 - refrigerazione, inverter, so-
stituzione caldaie, recuperi termici”, con oltre il 47% del
risparmio energetico annuale atteso al 2016 per l’intero
settore industriale.
Regione Lombardia ha riconosciuto, negli indirizzi del nuo-
vo programma energetico ambientale regionale - PEAR, il
recupero del calore di processo come misura per il miglio-
ramento dell’efficienza energetica di processi e prodotto.
Inoltre il meccanismo dei titoli di efficienza energetica,
così come revisionato dalla AEEG a fine 2011, ricono-
sce specificatamente il recupero di calore come settore
eleggibile e introduce, come peraltro in altri settori, un
coefficiente moltiplicativo (coefficiente tau = 3,36) che
riconosce un numero maggiore di TEE ai progetti a con-
suntivo per tali applicazioni.
Tali valori hanno potenzialmente migliorato la fattibilità
economica di alcuni interventi di recupero calore nell’in-
dustria, per loro natura complessi e solitamente nell’ordi-
ne di qualche mln € di valore, ma l’incertezza normativa,
legata all’assenza di un quadro regolatorio stabile e dura-
turo, rappresenta uno degli ostacoli al pieno sviluppo di
tale settore.
Inoltre sono molteplici gli aspetti emersi, legati a tema-
tiche ambientali, industriali e di innovazione, che, grazie
allo sviluppo del progetto, permettono di identificare il
recupero di calore da processi industriali energy intensive
come:
•• uno strumento per il raggiungimento degli obiettivi
di efficienza energetica a livello nazionale;
•• l’opportunità per una maggiore sostenibilità ambien-
tale ed energetica dei processi industriali con risvolti
in termini di maggiore competitività;
•• l’occasione per sviluppare strumenti di politica indu-
striale che rilancino investimenti nei settori produtti-
vi, in grado di coinvolgere differenti attori della filiera
industriale;
•• la possibilità di promuovere specifiche azioni di ricerca
e sviluppo atte a consolidare una posizione di leader-
ship nazionale, con notevoli potenzialità di export.
L’esigenza di proiettare a livello europeo il modello pilota
sviluppato sul territorio nazionale con il progetto H-REII
ha dato vita al recente progetto H-REII DEMO, co-finan-
ziato dal programma LIFE+ della Commissione Europea.
Figura 4.2
Potenziale di recupero energetico in Italia (in termini di energia elettrica prodotta, espressa in GWh) nei settori at-
tualmente investigati dal Progetto H-REII. [Fonte: HREII project database].
0
200
400
600
800
1.000
Flat Glass Nos ferrous* Cement Gas Comp. Station**
(*) partial estimates
(**) only base load stations considered
Steel
Energy recovery at 5.000 h/yr
Energy recovery at 8.000 h/yr

Quadro di sintesi
Ciascuna delle soluzioni per l’efficienza energetica è
stata analizzata nel dettaglio nei paragrafi preceden-
ti, con l’obiettivo di comprenderne, in primo luogo,
il potenziale teorico di mercato. Alla luce delle bar-
riere all’adozione che limitano la concreta possibili-
tà di raggiungere questo potenziale, è stato stimato
un tasso di penetrazione atteso per ciascuna tecno-
logia. La TABELLA 4.21 riassume il potenziale teori-
co e verosimilmente raggiungibile da qui al 2020
delle soluzioni di efficienza energetica, misurato
in TWh elettrici e termici, mentre la successiva TA-
BELLA 4.22 traduce questi valori in Mtep.
Sommando i risparmi elettrici teorici conse-
guibili a seguito dell’adozione delle sopraccita-
te tecnologie (comprensivi anche della produzio-
ne da fonti rinnovabili), la riduzione di consumi
che si stima possa essere teoricamente raggiun-
ta da qui al 2020 è pari a 64 TWh, ossia qua-
si la metà del fabbisogno attuale ascrivibile al
settore industriale. Considerando invece i tassi
di penetrazione attesi e l’associato potenziale
verosimilmente raggiungibile al 2020, si arrive-
rebbe a risparmiare circa un quarto del poten-
ziale teorico.
Se si depurano i dati relativi al potenziale di merca-
to dalla componente di generazione di energia da
fonte rinnovabile e li si rende omogenei dimensio-
nalmente, si ottiene un potenziale di risparmio
acquisibile da qui al 2020 pari a 1,4 Mtep (rispetto
al potenziale teorico di circa 3,9 Mtep), a cui vanno
aggiunti circa 1 Mtep risultanti dalla base attual-
mente installata7
. In altre parole, ciò significa che
l’impatto dell’adozione delle tecnologie per l’ef-
ficienza energetica entro il 2020 sarà, secondo le
stime elaborate in questo Rapporto, in linea (pari
cioè a 2,4 Mtep8
) con i 2,47 Mtep che sono stati
definiti nel PAEE 2011 (che peraltro tiene conto
dell’importante contributo, stimabile nell’ordine del
6-7%, derivante dall’adozione di “lampade efficienti
e sistemi di controllo” e del contributo dell’inter-
vento “sostituzione caldaie”, che si trova all’interno
della categoria di interventi IND-5, i quali esulano
dall’ambito di analisi del presente Rapporto9
).
Nel caso in cui si considerasse, con riferimen-
to alla cogenerazione, la produzione termica in
luogo della produzione elettrica, la performance
complessiva del sistema industriale risulterebbe
abbondantemente superiore (4,7 Mtep) rispetto ai
valori sopraccitati.
Tabella 4.21
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in TWh) associato alle diverse soluzioni per
l’efficienza energetica in impresa
Penetrato annuo
a regime al 2020
[TWh]
Teorico annuo
[TWh]
Tipologia
energetica
Potenziale
Grado di
penetrazione (%)
Soluzione tecnologica
Motori elettrici ad alta efficienza 35-402,87,2elettrico
Inverter 25-30311,2elettrico
UPS ad alta efficienza 40-500,030,05elettrico
Sistemi ad aria compressa 20-300,8 – 1,33,9 – 4,4elettrico
(+termico10
)
Sistemi di refrigerazione 15-300,2 – 0,51,7elettrico
(+termico11
)
Cogenerazione 30-405,3 – 7,5 (13,9 – 20,3)16,5 (43,6)elettrico
(+termico )
ORC 10-200,4-0,94elettrico
Fotovoltaico 6-110,8 – 1,412,8elettrico
Mini-eolico 3-80,2 – 0,66,4elettrico
Totale –16,164–
7
Il valore a consuntivo del PAEE 2011, che riporta i risultati conseguiti al 2010 con riferimento alle diverse categorie di interventi, è pari a circa 0,7 Mtep
(con riferimento alle misure oggetto d’analisi del presente Rapporto). Si ipotizza che nel biennio 2011-2012 (intermedio tra i dati a consuntivo del PAEE
2011 e le elaborazioni effettuate nel presente CAPITOLO) la dinamica del risparmio conseguito sia in linea con quanto previsto dal PAEE, ossia un risparmio
medio di 0,15 Mtep/anno.
8
Considerando il risparmio energetico dovuto alla cogenerazione in termini di mancata produzione elettrica.
9
In realtà, il potenziale stimato nel presente rapporto tiene anche conto del contributo dell’adozione di UPS ad alta efficienza, non esplicitamente richiamati tra
le misure del PAEE 2011, seppur evidentemente marginale.
10
Nel caso in cui si effettui il recupero di calore.
11
In realtà, il potenziale stimato nel presente rapporto tiene anche conto del contributo dell’adozione di UPS ad alta efficienza, seppur evidentemente marginale.

129
I medesimi dati, ma in un formato grafico di più
facile lettura, sono ripresi nella FIGURA 4.3. L’asse
orizzontale riporta il potenziale teorico di risparmio
conseguibile con l’adozione delle diverse tecnologie,
l’asse verticale misura il tasso di penetrazione atteso
nell’orizzonte di riferimento, mentre la dimensione
della “bolla” è indicativa di quanto significativo sia
effettivamente il contributo atteso in termini di ri-
sparmio energetico.
Se assumiamo, in chiusura di capitolo, la pro-
spettiva del regolatore – che deve decidere su qua-
li soluzioni tecnologiche per l’efficienza energetica
focalizzare la propria azione per raggiungere (e au-
spicabilmente superare) gli obiettivi prefissati dal
PAEE 2011, è possibile “leggere” la FIGURA 4.3 di-
Tabella 4.22
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia (espresso in Mtep) associato alle diverse soluzioni per
l’efficienza energetica in impresa
Penetrato annuo
a regime al 2020
[Mtep]
Teorico annuo
[Mtep]
Tipologia
energetica
Potenziale
Soluzione tecnologica
Motori elettrici ad alta efficienza 0,250,6elettrico
Inverter 0,251elettrico
UPS ad alta efficienza 0,0030,004elettrico
Sistemi ad aria compressa 0,07 – 0,10,3 – 0,4elettrico
(+termico12
)
Sistemi di refrigerazione 0,02 – 0,040,1elettrico
(+termico13
)
Cogenerazione 0,5 – 0,65 (1,2 – 1,75)14 (3,8)elettrico
(+termico )
ORC 0,03-0,080,35elettrico
Fotovoltaico 0,07 – 0,121,1elettrico
Mini-eolico 0,02 – 0,050,55elettrico
Totale 1,45,5–
12
Nel caso in cui si effettui il recupero di calore
13
Nel caso in cui si effettui il recupero di calore
Figura 4.3
Quadro sinottico del potenziale di risparmio/produzione di energia delle soluzioni di efficienza energetica nell’industria
0
10
20
30
40
50
60
2 106 144 128 16 18 20
Potenziale teorico annuo [TWh]
Gradodipenetrazione[%]
UPS
Refrigera-
zione
Aria
compressa
Motori
elettrici
Inverter
Cogenerazione
FotovoltaicoMini-eolico
ORC

stinguendo tra:
•• le tecnologie per l’efficienza energetica in im-
presa che hanno la maggiore facilità di pene-
trazione del mercato. Stiamo parlando in par-
ticolare degli UPS ad alta efficienza, in grado
di dispiegare al 2020 oltre il 40% del potenziale
teorico;
•• le tecnologie per l’efficienza energetica che ne-
cessitano di un intervento ad hoc, ossia quelle
che hanno un tasso di penetrazione stimato
compreso fra il 25 ed il 40%. Ragionando in ter-
mini relativi rispetto alla categoria percedente,
è possibile ipotizzare che, attraverso interventi
specifici che agiscano ad esempio sugli obbli-
ghi e/o sulla disponibilità di incentivi (SI VEDA
CAPITOLO 2), anche queste tecnologie possano
raggiungere livelli di penetrazione superiori ri-
spetto a quelli oggi stimati. L’interesse verso
questo tipo di soluzioni è ancora maggiore se
si considera che appartengono a questa catego-
ria le tecnologie di efficientamento energetico
a maggior potenziale in assoluto, ossia i motori
elettrici ad alta efficienza, gli inverter e la cogene-
razione. Appare ragionevole, inoltre, pensare a
un sistema di stimoli per queste soluzioni che
sia proporzionato all’effettivo potenziale, ossia
che si concentri in primis sulla cogenerazio-
ne. Se si riuscisse infatti ad incrementare il gra-
do di penetrazione di quest’ultima sino al 50%,
sarebbe possibile aggiungere quasi altri 2 TWh
(ossia 0,2 Mtep) al risparmo energetico da qui al
2020 (il che garantirebbe un ulteriore contributo
del10% rispetto al risparmio globale precedente-
mente stimato);
•• le tecnologie per l’efficienza energetica che han-
no le maggiori difficoltà di adozione, ossia che
– nell’orizzonte considerato – paiono destinate
a tradurre in pratica meno del 20% del loro po-
tenziale. Si tratta soprattutto delle tecnologie per
la generazione di energia elettrica da fonte rin-
novabile, che sono però in larga parte soggette a
sistemi di obblighi e incentivazioni che solo par-
zialmente sono stati discussi in questo Rapporto14
.
Nel complesso, dall’analisi svolta emerge come
gli obiettivi di efficienza energetica nel comparto
industriale definiti nel PAEE 2011 siano in linea
con i possibili trend di diffusione delle principali
soluzioni per l’efficienza energetica considerate in
questo Rapporto. Tuttavia, esiste un forte poten-
ziale per conseguire superiori livelli di efficienza
energetica che, considerando lo stato attuale del
sistema di incentivazione e di regolazione in essere
nel nostro Paese ed i livelli di convenienza econo-
mica associati agli investimenti in soluzioni ener-
geticamente efficienti, appare di difficile realizza-
zione. È su questo potenziale, il quale rischia di
rimanere inespresso, che varrebbe quindi la pena
si concentrino le politiche per l’energia e lo svi-
luppo nel nostro Paese, orientando in particolare
gli sforzi verso le soluzioni a maggiore contributo
potenziale di risparmio.
In questa seconda parte del capitolo si intende ap-
profondire l’analisi del potenziale delle soluzioni
per efficienza energetica considerando diversi set-
tori industriali rappresentativi del tessuto produtti-
vo italiano e contraddistinti da significativi impatti
del costo dell’energia sui livelli medi di redditività.
Come già sottolineato in questo Rapporto, l’indu-
stria ha un peso importante, anche se in decresci-
ta negli ultimi anni per effetto della sfavorevole
congiuntura economica, sui consumi energetici
finali nazionali. In particolare, il suo peso è pas-
sato dal 28% del 2005 (cui corrispondeva un con-
sumo di 41 Mtep, su un totale di 145,2 Mtep) al
23% nel 2010 (corrispondente ad un consumo di
32 Mtep, su un totale di 137,5 Mtep). Si vedano in
proposito le FIGURE 4.4 e 4.5.
In questo capitolo verranno presi in considerazione
i seguenti settori industriali:
- alimentare15
- carta16
- chimica17
- meccanica18
14
Si vedano a questo proposito il Solar Energy Report 2012 ed il Biomass Energy Report 2012.
15
ATECO - 10 (Industrie alimentari) – 11(Industria delle bevande) – 12 (Industria del tabacco)
16
ATECO - 17 (Fabbricazione di carta e di prodotti di carta)
17
ATECO - 20 (Fabbricazione di prodotti chimici) – 21 (Fabbricazione di prodotti farmaceutici di base e preparati) – 22 (Fabbricazione di articoli in gomma
e materie plastiche)
18
ATECO - 25 (Fabbricazione di prodotti in metallo esclusi macchinari e attrezzature) – 26 (Fabbricazione di computer e prodotti di elettronica e ottica;
apparecchi elettromedicali, apparecchi di misurazione e di orologi) – 27 (Fabbricazione di apparecchiature elettriche ed apparecchiature per uso domestico
non elettriche) – 28 (Fabbricazione di macchinari ed apparecchiature nca)– 29 (Fabbricazione di autoveicoli, rimorchi e semirimorchi) – 30 (Fabbricazione
di altri mezzi di trasporto)
4.2 L’impatto delle soluzioni
per l’efficienza energetica nei
principali settori industriali

131
- metallurgia19
- prodotti per l’edilizia20
- tessile21
- vetro22
Analizzando la dinamica dei consumi energeti-
ci che ha contraddistinto questi settori industriali
nell’orizzonte temporale che è stato assunto come
riferimento, ossia il periodo 2005-2010 (SI VEDA FI-
GURA 4.6), si nota come negli ultimi anni, in tutti i
settori considerati, si sia registrata una riduzione
più o meno marcata dei consumi energetici.
19
ATECO - 24 (Metallurgia)
20
ATECO - 23.2 (Fabbricazione di prodotti refrattari) – 23.3 (Fabbricazione di materiali da costruzione in terracotta) – 23.4 (Fabbricazione di altri prodotti
in porcellana e ceramica) – 23.5 (Produzione di cemento, calce e gesso) – 23.6 (Fabbricazione di prodotti in calcestruzzo ,cemento e gesso) – 23.7 (Taglio,
modellatura e finitura di pietre)– 23.9 ( Fabbricazione di prodotti abrasivi e di prodotti in minerali non metalliferica
21
ATECO - 13 (Industrie tessili) – 14 (Confezione di articoli di abbigliamento; confezione di articoli in pelle e pelliccia)
22
ATECO - 23.1 (Fabbricazione di vetro e prodotti in vetro)
23
La classe “altro” fa riferimento alle voci “agricoltura e pesca”, “bunkeraggi” ed “usi non energetici”. In particolare, “bunkeraggi” fa riferimento ai consumi
energetici per il rifornimento di navi ed aerei di qualsiasi bandiera su rotte nazionali e internazionali.
Figura 4.5
Figura 4.4
Ripartizione per settore dei consumi energetici finali in Italia nel 201023
(Elaborazione su dati MiSE).
Evoluzione per settore dei consumi energetici finali in Italia, espressi in Mtep (Elaborazione su dati MiSE)
industria
trasporti
terziario e residenziale
altro
31%
36%
10%
23%
0
5
10
15
35
20
40
25
45
30
50
2005
terziario e residenziale industria bunkeraggi
2006 2007 2008 2009 2010
Mtep
usi non energetici agricoltura e pescatrasporti

Considerando la situazione al 2010, si nota come
il settore più energivoro sia la metallurgia, che con
circa 8 Mtep è responsabile del 24% dei consumi
energetici industriali (e del 5,5% di quelli nazio-
nali), seguito dal settore prodotti per l’edilizia, con
oltre 6 Mtep. Gli unici comparti in cui il consumo
energetico non ha subìto eccessive variazioni nel
periodo di riferimento sono quelli del vetro e del-
la carta. Quest’ultimo, in particolare, ha addirittu-
ra fatto registrare nel 2010 una crescita del proprio
fabbisogno di energia di circa il 14% rispetto all’an-
no precedente.
È evidente come una parte di questa riduzione
dei consumi sia imputabile ad una contrazione
dei volumi produttivi, per effetto della sfavorevole
congiuntura economica. È tuttavia interessante
analizzare come si sia evoluto nel tempo il rappor-
to tra consumi energetici e volumi produttivi nei
settori considerati. Questo indicatore può fornire
una valutazione degli sforzi compiuti dalle impre-
se in tema di efficienza energetica, sebbene sia da
sottolineare come la relazione tra consumi e produ-
zione sia specifica per ciascun settore e non neces-
sariamente lineare. La possibile non-linearità è ac-
centuata, ad esempio, nel caso dei settori industriali
in cui vincoli tecnologici impediscano di rispondere
alle variazioni al ribasso dei volumi produttivi (at-
traverso lo spegnimento di determinati impianti,
come accade ad esempio nell’industria del vetro),
oppure nel caso dei settori ove il peso (in termini
di consumi energetici) delle attività ausiliarie è ri-
levante.
Le FIGURE 4.7 e 4.8 riportano la variazione del rap-
porto tra produzione24
e consumi25
registrata in Ita-
lia nei vari settori tra il 2005 e il 2007 e tra il 2007 e
il 2010. I settori industriali che si collocano al di
sotto della retta bisettrice possono essere consi-
derati efficienti (al netto delle precisazioni di cui
sopra), nel senso che il loro consumo è diminuito
in maniera superiore rispetto alla diminuzione
della produzione, oppure il consumo è cresciuto
in maniera minore rispetto all’aumento della pro-
duzione.
Si notano delle differenze interessanti passando
dal primo al secondo periodo di analisi, ricordan-
do che dopo il 2007 ha iniziato a manifestarsi la
congiuntura economica negativa da cui le impre-
se italiane non si sono ancora riprese. Il periodo
2005-2007 si è contraddistinto per un aumento ge-
nerale della produzione industriale, come si evince
dalla FIGURA 4.7, in cui si nota che la maggior parte
dei settori si colloca nei quadranti “I” e “IV”, carat-
terizzati da variazioni positive della produzione.
24
Misurata in termini di “indice della produzione industriale”, che misura la variazione nel tempo del volume fisico della produzione effettuata dall’indu-
stria (Fonte: ISTAT).
25
Misurati in Mtep.
Figura 4.6
Andamento dei consumi energetici nei principali settori industriali in Italia, espressi in Mtep
(Fonte: Elaborazione su dati MiSE e Terna )
0
1
2
3
4
7
5
8
6
9
2005
metallurgia chimica alimentare
2006 2007 2008 2009 2010 2011
meccanica
vetro
carta
tessile
Mtep
prodotti per l'edilizia

133
Inoltre, tutti i settori, ad esclusione della carta
(seppur di pochi punti percentuali), hanno fatto
registrare progressi in termini di miglioramen-
to del rapporto tra consumi energetici e volumi
produttivi, collocandosi al di sotto della retta bi-
settrice. In particolare, il tessile, il vetro e l’alimen-
tare hanno ridotto in maniera importante (del 10-
20%) i consumi a fronte di una sostanziale stabilità
o leggero aumento (+12%, nel caso del tessile) del-
la produzione. La situazione è tuttavia profonda-
mente mutata negli anni successivi, come mostra
la FIGURA 4.8. Vi è stata infatti una netta riduzione
della produzione industriale, complice la crisi, in
tutti i settori (ad eccezione dell’alimentare), atte-
stata dallo shift generale verso il III° quadrante, ca-
ratterizzato da una contrazione della produzione.
Per di più, i settori del vetro e della metallurgia
hanno peggiorato il loro rapporto tra consumi
energetici e volumi produttivi, mentre l’alimen-
tare, il tessile e la chimica rappresentano i setto-
Figura 4.8
Figura 4.7
Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2007 ed il 2010, fatto 100 il valore
dell’indicatore nel 2007 (Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea)
Variazione percentuale del rapporto tra produzione e consumi registrata tra il 2005 ed il 2007, fatto 100 il valore
dell’indicatore nel 2005 (Fonte: elaborazione su dati MiSE, ISTAT, Enea)
70
70
80
80
90
90
100
100
110
110
120
120
130
130
Consumi
Produzione
II quadrante
III quadrante IV quadrante
I quadrante
alimentare
chimica
tessile
meccanica
carta
metallurgia
vetro
70
70
80
80
90
90
100
100
110
110
120
120
130
130
II quadrante Consumi
Produzione
III quadrante IV quadrante
I quadrante
alimentare
chimica
tessile
meccanica
carta
metallurgia
vetro

ri in controtendenza, poiché la riduzione più o
meno marcata dei volumi produttivi è stata più
che compensata da un’importante riduzione dei
consumi energetici. I settori rimanenti, quindi
prodotti per l’edilizia, carta e meccanica, risultano
invece abbastanza allineati alla bisettrice, con ri-
duzioni dei consumi in linea (o di poco inferiori)
con la riduzione dei volumi produttivi.
Per valutare l’applicabilità delle diverse soluzioni
per l’efficienza energetica nei settori industriali og-
getto di analisi, come emerso dalle interviste e dal
confronto con gli operatori del settore, sono state
esaminate alcune variabili fondamentali che carat-
terizzano i diversi settori, ossia: (i) i livelli di mar-
ginalità, (ii) l’intensità energetica e (iii) la volatilità
dei volumi produttivi.
Marginalità
Un primo aspetto che è stato preso in considera-
zione riguarda i livelli medi di marginalità indu-
striale delle imprese operanti nei diversi settori. A
parità di risparmio sul costo dell’energia poten-
zialmente ottenibile, è ragionevole ritenere che
le imprese contraddistinte da una marginalità
più bassa siano più interessate a realizzare l’in-
vestimento in una o più delle soluzioni energe-
ticamente efficienti considerate in questo studio.
In modo analogo, sono in particolare i settori che
hanno sperimentato negli ultimi anni una sensi-
bile riduzione della loro marginalità ad essere ve-
rosimilmente più interessati ai potenziali risparmi
di costo conseguibili con interventi di efficienza
energetica. In questo senso, la TABELLA 4.23 sinte-
tizza i valori medi di marginalità (misurata come
EBIDTA Margin, ossia come rapporto fra Margine
Operativo Lordo e Fatturato) riscontrati nei settori
oggetto d’analisi.
L’esame dei dati riportati in TABELLA 4.23 mostra uno
scenario a tinte piuttosto fosche, in cui si registra una
pesante riduzione dei livelli di marginalità per tutti i
settori, ad eccezione della chimica e dell’alimentare.
Solamente nel 2010 si nota una lieve inversione del
trend negativo, che comunque non riporta le margi-
nalità ai livelli degli anni precedenti.
Prendendo come riferimento la situazione al
2010, si nota che vi sono quattro settori (vetro,
meccanica, chimica ed alimentare) che mostrano
livelli di marginalità importanti, seppur media-
mente in ribasso rispetto agli anni precedenti, su-
periori al 7%. A questi si affianca un secondo cluster
di settori (composto da tessile, prodotti per l’edili-
zia, carta e metallurgia) che, al contrario, registra
marginalità più modeste, inferiori al 5%.
Il BOX 4.1 riporta alcune simulazioni sull’impatto
che l’adozione di soluzioni per l’efficienza energetica
può avere sulla marginalità industriale delle impre-
se in alcuni settori esaminati.
Tabella 4.23
EBITDA Margin dei principali settori industriali in Italia (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE)
Settore 20072005 2008 20102006 2009
Variazione
2007-2010
8,2% 8,6% 1,3%9,2% 2,4%6,4% -73,8%Metallurgia
7,7% 6,6% 6,3%7,4% 7,2%5,9% -1,8%Chimica
8,9% 7,8% 7,6%7,9% 7,1%6,9% -10,2%Alimentare
9,4% 9,6% 5,1%9,7% 5,1%6,5% -48,1%Tessile
12,0% 13,5% 6,5%12,2% 4,0%7,6% -66,9%Prodotti per l’edilizia
9,8% 9,9% 6,7%10,1% 7,8%8,4% -23,6%Meccanica
9,7% 7,9% 4,8%8,0% 3,7%7,2% -53,3%Carta
14,1% 13,9% 9,2%15,6% 10,7%12,8% -31,3%Vetro

135
Box 4.2
Simulazione di investimento in efficienza energetica ed impatto sulla redditività
In questo BOX si riportano delle simulazioni su una so-
luzione per l’efficienza energetica applicabile trasversal-
mente in diversi settori industriali (in particolare, il mo-
tore elettrico ad alta efficienza) ed una soluzione che ha
un campo di applicabilità più limitato (in particolare, il
recupero di calore tramite tecnologia ORC).
Considerando innanzitutto il caso dei motori elettrici
ad alta efficienza ed assumendo come riferimento una
medio-grande azienda operante nel settore della carta (SI
VEDA TABELLA 4.24 per i dati di riferimento per questa
impresa), la sostituzione di un motore elettrico da 15 kW
ad efficienza standard con uno ad alta efficienza (di clas-
se IE2) porterebbe ad un risparmio di circa 400 €/anno
(in caso di funzionamento su 3 turni lavorativi), deter-
minando un impatto positivo sulla marginalità annuale
dell’impresa dello 0,005%.
Se l’impresa sostituisse il suo intero parco motori, ipo-
tizzando che esso abbia una potenza complessiva di 20
MW, si avrebbe un incremento della marginalità di circa
il 6,8%. Estendendo l’analisi ai diversi settori industriali e
considerando comunque il caso di un’impresa di media-
grande dimensione e la sostituzione dell’intero parco
motori, si ottengono i risultati riportati in TABELLA 4.25.
Dall’analisi della TABELLA 4.25 si nota come l’intervento
di sostituzione dell’intero parco motori, a fronte di un
investimento stimabile nel complesso in 1-1,5 mln €,
comporterebbe un incremento della marginalità annua
tra l’1% ed il 10%, in funzione del comparto produttivo
considerato.
Passando invece al caso del recupero di calore tramite
tecnologia ORC e considerando quei settori che, per loro
caratteristiche distintive, si prestano all’adozione di que-
sta tecnologia, la TABELLA 4.26 mostra l’incremento di
marginalità ottenibile grazie all’introduzione di un im-
Tabella 4.24
Tabella 4.25
Profilo di un’azienda-tipo appartenente al settore della carta
Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione di motori ad alta efficienza di classe IE2 in imprese “tipo”
appartenenti ai settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)
Spesa energetica/
Fatturato
Spesa energetica/
Fatturato
Spesa energia
elettrica/Spesa
energetica totale
EBITDA Margin
Fatturato
Fatturato [€]
Settori
Spesa energia
elettrica/Spesa
energetica totale
Variazione
marginalità
3,7%200.000.000 39%5,5%
400.000.000Alimentare +1,7%61,1%2,1%
150.000.000Prodotti per l’edilizia +8,4%40%8,2%
400.000.000Chimica +1,8%67,9%2,2%
100.000.000Tessile +10%62,5%1,9%
200.000.000Carta +6,8%39,1%5,5%
600.000.000Metallurgia +3,5%52,4%5,9%
1.000.000.000Meccanica +0,7%63,7%1,3%
60.000.000Vetro +7,9%47%6,2%

Intensità energetica
Una seconda variabile rilevante che è stata analiz-
zata misura l’intensità energetica, considerata come
l’incidenza della bolletta energetica sul fatturato del-
le imprese dei diversi settori. Un’elevata incidenza,
infatti, determina una maggiore opportunità di
ottenere risparmi di costo in valore assoluto im-
portanti, a parità di contenimento percentuale dei
consumi. La TABELLA 4.27 mostra i valori dell’indi-
catore di intensità energetica nei settori considerati,
affiancati ai valori relativi all’incidenza media del
costo del lavoro sul fatturato. Emerge un quadro
abbastanza eterogeneo, che vede alcuni settori
(quali prodotti per l’edilizia, vetro, metallurgia e
carta) attestarsi su un livello di incidenza nell’or-
dine del 5-8%, abbondantemente superiore alla
media di tutto il comparto industriale in Italia
(pari al 2,4%), mentre gli altri settori si attestano a
ridosso o al di sotto di tale valore medio.
Tabella 4.27
Incidenza della bolletta energetica e del costo del lavoro sul fatturato nei diversi settori industriali
(Fonte: elaborazione su dati ISTAT e MiSE)
Settore Energia/Fatturato Lavoro/Fatturato
19,5%8,2%Prodotti per l’edilizia
20,0%6,2%Vetro
12,2%5,9%Metallurgia
14,4%5,5%Carta
12,6%2,2%Chimica
10,7%2,1%Alimentare
17,9%1,9%Tessile
19,1%1,3%Meccanica
15,9%2,4%Media industria
pianto ORC da 1 MW per il recupero di calore da impie-
gare nella produzione di energia elettrica.
Anche in questo caso, a fronte di investimenti stimabi-
li nell’ordine dei 3,5-4 mln € , si ottengono incrementi
importanti di marginalità, variabili tra il 2 ed il 12%, nei
diversi settori analizzati.
Tabella 4.26
Potenziale impatto sulla marginalità derivante dall’adozione della tecnologia ORC in imprese “tipo” appartenenti ai
settori industriali oggetto d’analisi (Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE, AIDA)
Variazione marginalitàSettori
Chimica + 2%
Prodotti per l’edilizia + 12%
Metallurgia + 5%
Vetro + 11%

137
Considerando le prime due variabili prese in esame,
ossia la marginalità industriale e l’intensità ener-
getica media dei diversi settori industriali, è possi-
bile ottenere un’indicazione di massima di quanto
gli investimenti in sistemi per l’efficienza energeti-
ca potrebbero essere attrattivi e di interesse per le
imprese. La FIGURA 4.9 rappresenta l’evoluzione del
valore assunto da queste due variabili nel periodo
2005-2010. Si nota come i settori della metallur-
gia, dei prodotti per l’edilizia e della carta, oltre
ad avere i livelli inferiori di marginalità e ad aver
fatto registrare il calo più importante di questo
indicatore negli anni, hanno anche i livelli più alti
di incidenza della bolletta energetica sul fattura-
to. Il settore del vetro, inoltre, seppur caratterizzato
dai livelli di marginalità più alti in assoluto, ha visto
contrarsi questo indicatore in modo importante nel
periodo di analisi (da 14,1% a 10,7%), a fronte di
un’incidenza della bolletta energetica pari a 6,2%,
abbondantemente superiore alla media industriale
in Italia (pari al 2,4%).
I settori della metallurgia, dei prodotti per l’edili-
zia, della carta e del vetro rappresentano quindi,
in base alle analisi svolte, i comparti produttivi
in cui maggiore potrebbe essere l’interesse delle
imprese rispetto all’adozione di soluzioni per l’ef-
ficienza energetica, dato che più importanti sareb-
bero i benefici ottenibili nel caso di investimento.
Bisogna tuttavia considerare anche quei fattori in
grado di ostacolare la realizzazione di interventi di
efficienza energetica, seppur in quei settori in cui
esisterebbe a priori un importante interesse po-
tenziale. In questo senso, è possibile esaminare la
volatilità dei volumi produttivi, di cui si parla nel
paragrafo successivo.
Volatilità dei volumi produttivi
Uno dei fattori che più ostacolano gli investimenti
in soluzioni per l’efficienza energetica in impresa è
rappresentato dalla percezione del livello di rischio
ad essi associato, in particolare alla difficoltà di sti-
mare con un ragionevole livello di confidenza l’enti-
tà del risparmio di costo realizzabile negli anni, che
costituisce il fondamentale flusso di cassa positivo
dell’investimento. In questo senso, i settori produt-
tivi che manifestano una più grande volatilità dei
volumi produttivi sono contraddistinti da una
maggiore incertezza del risparmio conseguibile
dall’investimento in efficienza energetica. Questo
non solo impatta negativamente sulla propensione
all’investimento da parte delle imprese clienti, ma
anche da parte degli operatori (quali ESCo e istitu-
ti di credito) che hanno un fondamentale ruolo nel
promuovere e supportare questi investimenti, come
si discuterà diffusamente nel CAPITOLO 5.
La FIGURA 4.10 rappresenta la dinamica dei volu-
mi produttivi fatta registrare negli ultimi anni nei
settori industriali in Italia. Si nota come i settori
della chimica, dell’alimentare, del tessile e della
Figura 4.9
Dinamica dell’incidenza della bolletta energetica sul fatturato e della marginalità tra il 2005 ed il 2010 nei diversi setto-
ri industriali (Fonte: Elaborazione su dati MiSE, Istat, Terna)
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
0%
0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14%
8%
9%
Incidenza bolletta
MOL/Fatturato
alimentare
chimica
tessile
meccanica
carta
metallurgia
vetro

carta abbiano dimostrato una buona capacità di
resistenza alla crisi economica, riuscendo a man-
tenere la propria produzione su livelli in linea o
di poco inferiori ai livelli pre-crisi. Situazione dif-
ferente è quella dei settori dei prodotti per l’edilizia,
metallurgia, vetro e meccanica, in cui si è registrato
un crollo di circa il 20-30% dei volumi di produ-
zione.
È importante notare come i settori della metallurgia,
del vetro e dei prodotti per l’edilizia, nonostante siano
traquellicontraddistintidaunamaggiorepropensione
teorica agli investimenti in efficienza energetica, siano
caratterizzati anche da un’importante volatilità dei
volumi produttivi, il che ovviamente limita l’effettiva
disponibilità delle imprese in essi operanti ad assu-
mersi i rischi connessi agli investimenti nelle soluzioni
per l’efficienza energetica. Il settore della carta è in-
vece il comparto, tra quelli ad alta attrattività po-
tenziale degli investimenti in efficienza energetica,
in cui si potrebbe registrare in Italia una maggiore
disponibilità delle imprese a questo tipo di inve-
stimenti. Queste valutazioni sono particolarmente
importanti per gli operatori dell’efficienza energeti-
ca che ovviamente hanno interesse ad indirizzare i
loro sforzi commerciali verso quelle imprese in cui
maggiori sono la propensione e la capacità di adot-
tare soluzioni energeticamente efficienti. Sono però
delle informazioni utili anche per i policy maker, cui
viene fornito un quadro delle priorità di intervento
nella definizione di strumenti ed iniziative a sup-
porto della diffusione delle soluzioni per l’efficien-
za energetica in ambito industriale. Ad esempio, lo
studio suggerisce che quei settori in cui le imprese
possono avere dei grandi vantaggi potenziali da
investimenti in efficienza energetica, ma percepi-
scono verosimilmente un particolare livello di ri-
schio associato alla volatilità dei flussi finanziari
risultati da questi, potrebbero trarre particolare
giovamento dalla disponibilità di strumenti in
grado di stabilizzare i benefici derivanti dall’ado-
zione di tecnologie efficienti.
Figura 4.10
Dinamica dei volumi produttivi nei diversi settori industriali, fatto 100 il valore dell’indicatore nel 2005
(Fonte: elaborazione su dati ISTAT, MiSE)
60
70
80
90
100
110
120
2005 2006 2007 2008 2009 2010
alimentare chimica prodotti per l'edilizia
meccanica
vetro
metallurgia
tessile
carta

5.
LA CULTURA DELL’EFFICIENZA
ENERGETICA NELLE IMPRESE
ITALIANE: DIFFUSIONE
E PRINCIPALI BARRIERE
ALLO SVILUPPO

141
5. LA CULTURA DELL’EFFICIENZA ENERGETICA NELLE IMPRESE ITALIANE:
DIFFUSIONE E PRINCIPALI BARRIERE ALLO SVILUPPO
L
’obiettivo di questo capitolo conclusivo del
Rapporto è di fare il punto su quanto sia dif-
fusa all’interno del sistema industriale del no-
stro Paese la “cultura” – intesa come consapevolezza
del problema della gestione dell’energia e conoscen-
za degli strumenti più idonei ad affrontarlo – dell’ef-
ficienza energetica.
Da molte parti, soprattutto nel dibattito pubblico
attorno a questo tema, si è fatto cenno alle difficoltà
che in Italia si incontrano nell’adozione di soluzioni
energeticamente efficienti, ma sempre analizzando
il problema nella prospettiva del produttore di tec-
nologie o del fornitore di servizi energetici. In que-
sto capitolo, di contro, si ribalta la prospettiva di
indagine e si offre uno spaccato sulla percezione
dell’efficienza energetica da parte di un campio-
nesignificativo (SI VEDA BOX 5.1) di imprese italia-
ne, appartenenti ai principali settori industriali,
le quali rappresentano potenziali “utenti” di ser-
vizi di efficienza energetica.
La metodologia impiegata descritta in dettaglio
all’interno del BOX 5.1, ha consentito di fare luce su
tre aspetti, oggetto ciascuno del dettaglio dei suc-
cessivi paragrafi, fortemente interrelati fra di loro e
che offrono un quadro chiaro e coerente – si discu-
terà dopo se con una connotazione positiva o nega-
tiva – della situazione del nostro Paese:
•• il grado di consapevolezza delle problemati-
che connesse con la gestione dell’energia per
gli operatori industriali, che rappresenta da un
certo punto di vista il prerequisito indispensabi-
le, la “presa di coscienza” della necessità di effi-
cientamento energetico;
•• i driver che stanno dietro la scelta di effettuare
Box 5.1
Il campione di indagine
Il campione di indagine utilizzato per la survey di cui si da
conto in questo capitolo – e che è avvenuta tra il Febbraio ed
il Settembre del 2012 – è costituito da 115 imprese, le cui ca-
ratteristichepiùrilevantisonoriportatenellatabellaseguente.
La selezione delle imprese è stata realizzata tramite da-
tabase ad accesso riservato dell’Energy&Strategy Group.
Le interviste – basate su un questionario semistruttura-
to – sono state condotte di persona o per telefono con
l’energy manager, ove presente, o con il management
dell’impresa in tutti gli altri casi.
1
SI VEDA PARAGRAFO 4.2 per la caratterizzazione dei settori oggetto d’analisi (in termini di codici ATECO 2007).
2
Si fa riferimento ai settori Prodotti per l’edilizia, Vetro, Metallurgia e Carta.
Tabella 5.1
Principali caratteristiche del campione di indagine utilizzato per la survey
%Dimensione
PMI 40
Grandi imprese 60
Area geografica della sede principale %
Nord 74
Centro 16
Sud 10
Settore di appartenenza1 %
Energivori2 55
Non energivori 45
Principali settori rappresentati
Chimica [25%], meccanica [14%], prodotti per
l’edilizia [13%], carta, metallurgia [8%]

un investimento in efficientamento energetico,
con l’obiettivo quindi di comprendere su cosa si
basa il processo di acquisto di una tecnologia
energeticamente efficiente e soprattutto quali
condizioni spingono il decisore a valutare la
sostituzione di un asset esistente con uno più
efficiente dal punto di vista energetico;
•• le principali problematiche incontrate nella
valutazione e/o esecuzione di un investimento
in efficienza energetica, che rappresentano –
agli occhi degli “utenti” potenziali – le barriere
alla diffusione dell’efficienza energetica nel setto-
re industriale in Italia.
Il primo degli aspetti analizzati riguarda, come appena
discusso, la diffusione di una “cultura” dell’efficienza
energetica all’interno del tessuto industriale italiano.
Al fine di isolare e tentare di misurare questo gra-
do di consapevolezza, ossia l’attenzione delle im-
prese al problema della gestione dell’energia al loro
interno, si è adottato un approccio piuttosto origi-
nale, che – invece di rivolgere all’intervistato, come
spesso accade leggere in altri studi, una domanda
in merito a quanto ritenga rilevante il “peso” della
componente energia nella struttura di costo dell’im-
presa – identifica alcuni “stimatori” dell’interesse
del soggetto impresa vesro il problema energeti-
co. Più precisamente, questi “stimatori” sono stati
individuati come:
•• presenza “formale” di strutture o ruoli organiz-
zativi preposti alla gestione dell’energia, con-
siderati a buon conto come segnale del fatto che
questa venga considerata alla stessa stregua di altri
processi “rilevanti” per il business dell’impresa;
•• caratteristiche dei sistemi impiegati per la mi-
sura dal consumo energetico, da quelli più “ru-
dimentali” e caratterizzati da procedure “base”,
per evitare gli sprechi più evidenti di energia, a
quelli più sofisticati, che invece incorporano si-
stemi formali di misura, verifica e pianificazione
dei consumi (per intendersi del tipo di quelli di-
scussi nel PARAGRAFO 2.2);
•• grado di conoscenza e/o interazione con le ESCo,
ossia con gli altri soggetti della “filiera” dell’efficien-
zaenergetica,chedovrebberocostituirelaprincipa-
le interfaccia fra le imprese industriali “utilizzatrici”
e gli altri attori della filiera dell’efficienza energeti-
ca (in primis i fornitori di tecnologie di efficienza
energetica e gli istituti di credito).
Il quadro che esce dalla nostra indagine con rife-
rimento a questo tema è, – vale la pena qui antici-
parlo – piuttosto desolante.
Se si guarda all’intero campione (FIGURA 5.1), si nota
come il 65% delle imprese disponga di un energy
manager o di un energy team, ovvero abbia istitu-
ito un ruolo organizzativo (o addirittura un’unità
5.1 Il grado di consapevolezza
del “problema energetico” per le
imprese italiane
Figura 5.1
Presenza della figura dell’energy manager all’interno del campione analizzato
con energy manager
senza energy manager
35%
65%

143
organizzativa) ad hoc per la gestione dell’energia.
Una percentuale, tuttavia, che non deve trarre in
inganno, giacché frutto dell’obbligo di nomina
sancito dalla Legge 10/913
per le imprese aventi
consumi annui superiori ai 10.000 TEP (che equi-
valgono ad oltre 40 GWh elettrici o a circa 12 mln
m3
di gas naturale). Se si guarda, infatti, la FIGU-
RA 5.2, che riporta la diffusione degli energy ma-
nager fra i soggetti “non obbligati”, ci si arresta a
poco meno del 17% del nostro campione.
Il 35% del totale delle imprese del campione e ben
l’83% di quelle non obbligate ex Lege alla nomina
non hanno alcuna figura “formale” dedicata alla
gestione dell’energia. Nella maggior parte dei casi
(70%) in cui non è individuato l’energy manager, è il
direttore delle operations a supplire a questa assen-
za, ma con un approccio che evidentemente mette
l’energia nella migliore delle ipotesi alla stessa stregua
(per le imprese che operano in settori energivori) o
in subordine (in tutti gli altri casi) alle altre variabili
produttive e di costo che è chiamato a gestire. Nel re-
stante 30% dei casi, le imprese intervistate attribu-
iscono addirittura la responsabilità della gestione
dell’energia in maniera “residuale”, facendola rica-
dere, paradossalmente, o sulla proprietà dell’im-
presa o su qualche ruolo organizzativo minore.
La scarsa diffusione di figure organizzative pro-
fessionalmente dedicate alla gestione dell’energia
all’interno delle imprese del campione non può che
riflettersi in un’attenzione piuttosto “limitata”
alla misura ed al controllo dei consumi energeti-
ci. In questo caso all’interno della nostra indagine si
sono definiti ex ante quattro possibili “approcci”,
come riportato in TABELLA 5.2, con un grado cre-
Figura 5.2
Presenza della figura dell’energy manager nelle imprese non soggette all’obbligo di nomina dell’energy manager
all’interno del campione analizzato
83%
17%
con energy manager
senza energy manager
3
Norme per l’attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso nazionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di
energia. (Cfr. Energy Efficiency Report 2011, CAPITOLO 2).
Tabella 5.2
Possibili approcci alla misura e al controllo dei consumi energetici
“Approccio” alla misura ed al con-
trollo dei consumi energetici Descrizione
“Occhio allo spreco”
Sono state introdotte all’interno dell’impresa delle regole, in parte formalizza-
te, in altra parte entrate nella consuetudine informale di operare, che mirano
a limitare i consumi energetici, evitando in maniera particolare gli sprechi.

scente di affidabilità da un lato ma anche di com-
plessità e costi dall’altro.
E’ evidente come l’ultimo approccio “inglobi” i
precedenti e così accada via via risalendo a ritro-
so. Dall’analisi effettuata sul campione (SI VEDANO
FIGURE 5.3 e 5.4) emerge che:
•• solo il 22% delle imprese del campione adot-
ta un approccio del tipo “Sistema di gestione
dell’energia”, percentuale che sale al 39% se si
considerano – ma le ragioni qui sono ovvie – le
imprese che operano nei settori più energivori;
•• il 33% circa delle imprese del campione (solo
11% in più rispetto alle precedenti) adotta al-
meno il “benchmarking dei consumi”, ovvero
implementa misure on site per lo meno per i pro-
cessi industriali ritenuti più rilevanti;
•• il 69% delle imprese del campione adotta in-
vece ancora oggi approcci piuttosto “rudimen-
tali” di misura e controllo dei consumi ener-
getici, con quasi il 15% che addirittura non ha
attivato nemmeno il principio denominato
“occhio allo spreco” ed un altro 17% che si è
fermata a quest’ultimo.
E’ interessante sottolineare come gli squilibri siano
ancora più evidenti se si isolano nel campione (SI
VEDANO FIGURE 5.5 e 5.6) le sole imprese di piccole
“Cost accounting energetico”
“Benchmarking dei consumi”
“Sistema di gestione dell’energia”
Sono stati introdotti modelli sintetici di misura che fanno emergere il costo
energetico associato a ciascun prodotto e/o processo rilevante dell’impre-
sa. L’attribuzione di costo avviene tuttavia molto spesso “sulla carta” e come
ripartizione dei costi generali rilevati, senza che vi sia un’effettiva misura dei
consumi on site.
Sono stati introdotti modelli di riferimento per l’identificazione del consumo
“teorico” di un determinato processo industriale che vengono impiegati
come termine di paragone per le verifiche dei consumi effettivamente realiz-
zati, che vengono invece definiti on site.
Sono stati introdotti – indipendentemente dal fatto che l’impresa si sia o
meno certificata secondo la ISO 50001 o UNI CEI EN 16001 (SI VEDA
PARAGRAFO 2.2) – dei piani pluriennali con obiettivi specifici in termini ener-
getici (riduzione consumi, riduzione dipendenza da una fonte specifica, abbat-
timento emissioni, …) che si basano anche su un monitoraggio costante dei
consumi on site e che prevede una disponibilità di budget
ad hoc per la realizzazione degli interventi.
Figura 5.3
Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzato
nessuna gestione dell'energia
gestione dell'energia
86%
14%

145
e medie dimensioni, dove la percentuale di ope-
ratori che non ha alcun approccio alla misura e
controllo dei consumi energetici sale sino al 31%
e sono solo poco più del 5% ad avere di contro un
“sistema di gestione dell’energia”.
Se si considera, come più volte ribadito, che un si-
stema di misura dei consumi rappresenta il primo
passo per vincere l’inerzia degli operatori ad occu-
parsi del problema energetico, ci si rende conto di
come il nostro sistema industriale sia piuttosto
“arretrato” da questo punto di vista e costituisca
quindi un substrato certo non fertile per lo svi-
luppo dell’efficienza energetica.
L’ultimo parametro misurato rispetto alla consa-
pevolezza del problema energetico per le imprese
italiane concerne l’interazione che i soggetti del
campione hanno o stanno pianificando di avere
con le ESCo, ovvero con le società deputate ad of-
Figura 5.4
Figura 5.5
Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di imprese analizzato
Approccio alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzato
0%
20%
60%
40%
14%
86%
69%
33%
22%
80%
100% nessuna gestione dell'energia
occhio allo spreco
sistema di gestione dell'energia
benchmarking dei consumi
cost accounting energetico
nessuna gestione dell'energia
gestione dell'energia
59%
31%

frire servizi di efficientamento energetico.
Come si evince dalla FIGURA 5.7, ad oggi:
•• il 64% delle imprese del campione (percentuale
che sale al 68% se si guardano solo le imprese di
grandi dimensioni e al 77% solo le imprese ener-
givore) conosce le ESCo ed ha valutato o sta
valutando l’opportunità di usufruire dei loro
servizi. In realtà, il 40% di queste imprese in-
dica come unica funzione della ESCo l’espleta-
mento dell’iter burocratico di ottenimento dei
TEE (e l’eventuale successiva gestione), mentre la
restante parte le reputa un interlocutore poten-
zialmente interessante per competenze tecniche
e capacità finanziarie al fine di realizzare inter-
venti di efficienza energetica;
•• il 28%, pur essendo al corrente della loro esisten-
za, non le ritiene un soggetto utile con cui discu-
tere dei problemi di efficientamento energetico
(ed in questa quota ad onor del vero vanno ri-
Figura 5.7
Figura 5.6
Giudizio sulle ESCo da parte delle imprese
Occorrenze degli approcci alla gestione dell’energia da parte del campione di PMI analizzato
31%
59%
41%
15%
7%
0%
20%
60%
40%
80%
100% nessuna gestione dell'energia
occhio allo spreco
sistema di gestione dell'energia
benchmarking dei consumi
cost accounting energetico
interessanti
non interessanti
non conosciute
28%
8%
64%

147
comprese alcune imprese di grandi dimensioni
che hanno risposto specificando come al proprio
interno abbiano competenze adeguate al ruolo);
•• il restante 8% ha risposto dichiarando di non
aver mai sentito parlare delle ESCo.
Quest’ultimo parametro, rispetto ai due prece-
denti, pare “addolcire” un poco il quadro, anche
se da solo non è certo sufficiente – perché si avver-
te, in particolare per quelle imprese che non hanno
una struttura di energy management formalizzata,
la “mancanza” dell’energy manager come punto di
contatto fra ESCo e imprese e non è sufficientemen-
te diffusa la cultura della “misura” del consumo per
permettere alla ESCo di intervenire più rapidamen-
te ed efficacemente con le proprie competenze – ad
avviare un circolo “virtuoso” di diffusione della
consapevolezza del problema energetico presso le
imprese italiane.
Il secondo aspetto su cui si è focalizzata l’indagine
relativa alle imprese italiane riguarda le ragioni che
spingono queste ultime a valutare gli investimenti
in efficienza energetica. Il tema merita a nostro giu-
dizio qualche riflessione nonostante possa apparire
in prima battuta “scontato”; il fatto è, al contrario,
che per gli investimenti in efficienza energetica è
spesso assai difficile distinguere se quest’ultima
sia la “causa” ovvero l’effetto della decisione.
E’ evidente, infatti, che se si sostituisce un im-
pianto ormai completamente “ammortizzato”,
ad esempio una caldaia che viene impiegata per il
pre-riscaldamento nel processo di sterilizzazione
alimentare acquistata oltre dieci anni fa, con un
nuovo impianto si ottiene anche un risparmio
energetico, perché nel frattempo il progresso tec-
nologico associato alle caldaie ha comunque incre-
mentato la loro efficienza e quindi (a parità di ou-
tput) ne ha ridotto i consumi. Si tratta in questo
caso di un investimento in efficienza energetica?
O forse meglio l’efficienza energetica non è che il
risultato (peraltro inevitabile) dell’adeguamento
impiantistico4
? E’ diverso il caso di un’impresa che,
invece, nella scelta della caldaia da acquistare, va-
luti esplicitamente le alternative anche sulla base
dei consumi energetici ad esse associati e sia dispo-
sta anche a sopportare un eventuale extra-costo di
investimento a fronte di maggiori risparmi futuri.
Ed è ancora diverso il caso di un’impresa che va-
luti la sostituzione della propria caldaia non già
perché completamente “ammortizzata” o comun-
que giunta a fine vita, quanto perché da questa
sostituzione può trarre un vantaggio economi-
co (misurato nel lungo termine) relativo alla sola
componente di efficientamento energetico. La
questione è ancora più complicata dal fatto che l’ef-
ficientamento energetico può essere visto – e se ne è
già discusso nel CAPITOLO 2 a proposito del sistema
di gestione dell’energia e della norma ISO 50001 (SI
VEDA PARAGRAFO 2.2) – anche come un investimen-
to di marketing, segnalando un comportamento
ambientalmente sostenibile, o di signaling verso
gli stakeholder dell’attenzione dell’impresa alla
gestione dell’energia.
Anche in questo caso si sono identificati ex ante ed
in coerenza con i casi visti sopra alcuni possibili
driver decisionali (SI VEDA TABELLA 5.3) e si è chie-
5.2 I driver decisionali degli
investimenti in efficienza
energetica
4
Questo concetto è alla base del più volte richiamato principio dell’addizionalità, che rappresenta uno dei “pilastri” del meccanismo dei Titoli di Efficienza
Energetica (SI VEDA BOX 2.12)
Tabella 5.3
Principali driver decisionali che motivano gli investimenti di efficientamento energetico
Driver decisionale Descrizione
Obsolescenza o
efficientamento
produttivo
Riduzione dei consumi
energetici
Marketing & signaling
La decisione di intervenire è dovuta all’invecchiamento dell’apparecchiatura ed al decadimento delle
sue prestazioni, che la rendono non più adeguata alla sua funzione. Oppure è legata alla volontà di incre-
mentare l’efficienza produttiva (ad esempio il numero di unità producibili per unità di tempo) a seguito di
mutate condizioni di mercato.
La decisione di intervenire è volta primariamente all’efficientamento energetico, ovvero si è originata
dalla volontà di contenere – su un orizzonte di medio-lungo periodo – i consumi ed i costi connessi all’u-
tilizzo dell’energia.
La decisione di intervenire è dettata dalla volontà di trasmettere al mercato o agli stakeholder l’immagi-
ne di impresa sostenibile, attenta alle tematiche energetiche/ambientali.

sto alle imprese del campione di indicare quelli che
si applicavano meglio (dando quindi la possibilità,
a differenza del caso precedente, di multiple choice)
agli investimenti di efficientamento energetico ef-
fettuati di recente. Ovviamente si è data in prima
battuta al concetto di investimento in efficienza
energetica l’interpretazione più “lata”, di sostitu-
zione di asset che ha comportato la riduzione dei
costi o dei consumi energetici.
La FIGURA 5.8 mostra il risultato ottenuto nel cam-
pione di imprese analizzato:
•• in quasi il 90% dei casi il driver decisionale pri-
mario che ha guidato gli investimenti di effi-
cientamento energetico è legato all’obsolescen-
za o all’efficientamento produttivo, ossia non ha
quasi nulla a che vedere con la ricerca specifica di
un risparmio nei consumi e/o nei costi energetici;
•• solo nel 30% dei casi (e solo per un limitato
10% dei casi indipendenti dal precedente) si è
guardato alla riduzione dei consumi energeti-
ci, e quindi si è adottata una prospettiva coerente
con l’idea di efficienza energetica come strumen-
to in grado di creare “valore” per le imprese;
•• nel 26% dei casi, infine, ma completamente so-
vrapposti con i due precedenti, si è anche pre-
so in considerazione esplicitamente l’impatto
dell’investimento sull’immagine “sostenibile”
dell’impresa.
E’ fin troppo evidente che la sostituzione di un
macchinario soltanto in corrispondenza del “fine
vita” fa sì che si perdano importanti opportunità
in termini di efficienza energetica, come mostra-
to ad esempio nel PARAGRAFO 3.1.1 con riferimento
all’adozione di motori elettrici ad alta efficienza, ed
è ulteriore prova del fatto che nel contesto ita-
liano la diffusione del Total Cost of Ownership5
(TCO) come metrica di valutazione degli investi-
menti è ancora assai limitata. Di fatto, più che un
vero e proprio driver decisionale, la sostituzione per
obsolescenza di un macchinario o per sopravvenu-
te esigenze di incremento dell’efficienza produttiva
rappresenta un “obbligo contingente”.
Un segnale positivo tuttavia può essere colto se
si considera la distribuzione dei driver “riduzione
dei consumi energetici” e “marketing & signaling”
nel sottoinsieme del campione che comprende le
grandi imprese (SI VEDA FIGURA 5.9) e le imprese
energivore (SI VEDA FIGURA 5.10).
Sebbene anche per questa tipologia di imprese sia
chiaramente preponderante il driver legato all’ob-
solescenza, è interessante notare come gli aspetti
più propriamente legati all’efficienza energetica
Figura 5.8
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese
5
Il Total Cost of Ownership tiene conto di tutti i costi associati ad un’apparecchiatura lungo l’intero ciclo di vita, opportunamente attualizzati per tenere
conto dei diversi istanti temporali in cui tali costi si verificano. Nella fattispecie, le voci di costo tipicamente considerate fanno riferimento ad acquisto,
installazione, energia e manutenzione.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
obsolescenza o
efficientamento
produttivo
riduzione dei
consumi energetici
marketing & signaling
89%
21%
indipendente da
obsolescenza
26%

149
(per come la si è intesa in questo Rapporto) si af-
fiancano a questi ultimi in oltre il 40% dei casi per
le grandi imprese, che diventa il 60% nelle ener-
givore. Se da un lato è ovvio che soprattutto queste
ultime siano più “sensibili” – perché spesso sotto
la lente d’ingrandimento dell’opinione pubblica sui
temi ambientali – è anche altrettanto vero che la
crescita della percezione “strategica” dell’efficienza
energetica anche come strumento di comunicazio-
ne non può che essere vista in maniera positiva.
L’ultimo punto affrontato nell’analisi della “percezio-
ne” dell’efficienza energetica nel sistema industriale
italiano riguarda le criticità (“barriere”) incontrate
durante il processo decisionale di un intervento
volto al miglioramento dell’efficienza energetica.
Figura 5.9
Figura 5.10
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimenti in efficienza energetica da parte delle imprese
di grande dimensione
Occorrenze dei principali “driver decisionali” che motivano gli investimento in efficienza energetica da parte delle impre-
se appartenenti a settori energivori
0%
20%
40%
60%
80%
100%
87%
32%
indipendente da
obsolescenza
41%
obsolescenza o
efficientamento
produttivo
riduzione dei
consumi energetici
0%
20%
40%
60%
80%
100%
85%
42%
indipendente da
Obsolescenza
46%
obsolescenza o
efficientamento
produttivo
riduzione dei
consumi energetici
5.3 Le principali barriere
agli investimenti in efficienza
energetica

L’approccio utilizzato in questo caso è stato diver-
so da quanto fatto in precedenza: in particolare,
anziché definire ex ante delle possibili “barriere” di
cui verificare la percezione nel campione d’indagi-
ne, si è chiesto alle imprese di “raccontare” le loro
esperienze recenti di investimenti o valutazioni
di investimenti rubricabili come legati esplicita-
mente all’efficienza energetica6,
provvedendo ex
post a razionalizzare i dati raccolti.
Il quadro che ne è emerso permette di ricostruire –
in maniera a dire il vero non sorprendente per gli
addetti ai lavori – due “macro-barriere”:
•• quelle di natura economica, che possono a loro
volta essere dettagliate in (i) tempi di rientro
dell’investimento non in linea con le aspetta-
tive, che per un tipo di investimento comunque
giudicato come “laterale” rispetto al core business
si attestano in media in 2-3 anni, in (ii) difficol-
tà di accesso a capitale di terzi per finanziare
gli interventi ed in (iii) difficoltà di accesso al
capitale proprio, dal momento che i budget per
l’efficienza energetica sono destinati in maniera
“residuale”;
•• quelle di natura “culturale”, che fanno riferi-
mento a (i) difficoltà da parte del proponente
l’investimento a convincere il top management
della necessità di basare la scelta su obiettivi di
efficientamento energetico, (ii) difficoltà ad ade-
guare le procedure dell’ufficio acquisti rispet-
to all’acquisto di nuovi asset con l’inserimento
di parametri legati al consumo energetico dello
stesso, da valutarsi insieme al costo di investi-
mento, e (iii) difficoltà ad interagire con i repar-
ti produttivi per giustificare “fermi macchina”
legati a sostituzioni di asset che non siano giunti
al loro naturale “fine vita” o, nel caso di interventi
maggiormente invasivi e “strutturali”, modifiche
al layout del processo produttivo.
Nel campione analizzato (SI VEDANO FIGURE 5.11 e
5.12), la situazione appare la seguente:
•• nel 29% dei casi non si sono registrate parti-
colari “barriere” all’investimento, segno di una
crescente attenzione verso il tema dell’efficienta-
mento energetico, che consente di superare – a
dire il vero soprattutto per le imprese di mag-
giori dimensioni – eventuali “inerzie” di natu-
ra organizzativa e di reperire, magari interna-
mente o su linee di credito già esistenti, i fondi
necessari;
•• nell’altro 71% dei casi i progetti si sono scon-
trati con “barriere” di natura economica e più
precisamente con tempi di ritorno giudicati ini-
zialmente troppo lunghi, cui si sono affiancati nel
40% dei casi anche problemi legati al reperimen-
to delle risorse finanziarie necessarie al proprio
interno o (in percentuale leggermente minore,
Figura 5.11
Presenza di barriere all’interno del processo decisionale di un intervento di efficienza energetica
6
Si intende qui investimenti spiegati esplicitamente dalla riduzione dei consumi energetici, secondo l’accezione usata nel PARAGRAFO 5.2. Si è infatti rite-
nuto utile isolare questo tipo di interventi –pur avendone un numero minore da studiare – per evitare nei rispondenti l’equiparazione con gli investimenti di
sostituzione per obsolescenza, che evidentemente seguono logiche molto diverse.
assenza di barriere
presenza di barriere
71%
29%

151
pari al 36%) da terzi;
•• solo nel 26% dei casi alle “barriere” di natura
finanziaria si sono affiancate – ad aggravare
ovviamente i problemi – anche quelle “cultu-
rali”, che tuttavia emergono dalla nostra inda-
gine come “secondarie” rispetto a quelle ben più
significative legate alla componente economica
della valutazione.
Giova sottolineare come l’occorrenza delle “bar-
riere” economiche sia piuttosto indifferente alle
variabili di segmentazione per dimensione di
impresa o appartenenza a settori energivori, con
percentuali che non variano in maniera significativa
rispetto alla media dell’intero campione. Crescono
invece di importanza fra le PMI, ma sempre af-
fiancate alle precedenti, le “barriere” culturali che
arrivano a pesare per quasi il 40% dei casi e sono
soprattutto legate alla difficoltà di coinvolgere l’im-
prenditore nella valutazione di un investimento in
efficienza energetica.
Un approfondimento meritano indubbiamente i
problemi evidenziati a livello economico. In parti-
colare, in merito alla problematica connessa con
il tempo di rientro degli investimenti in efficienza
energetica, giudicato spesso come eccessivo, è pos-
sibile sottolineare come molti degli operatori inter-
vistati, pur rendendosi conto del fatto che 2-3 anni
di rientro sono un tempo spesso insostenibile per
gli investimenti di carattere più strutturale, dall’al-
tro lato lamentano la rischiosità dell’investimento
che costringe l’impresa a cautelarsi. Rischiosità,
si badi bene, che non è legata alla tecnologia in
sé, quanto all’affidabilità nel medio periodo della
stima legata ai risparmi energetici conseguibili,
dipendenti in primis dalla variabile costo dell’e-
nergia e dalla volatilità dei volumi produttivi,
ed in secondo luogo (ma non meno importante)
dall’accesso ai meccanismi incentivanti. Nel CAPI-
TOLO 2, a questo proposito, si è dato conto dell’in-
certezza correlata al meccanismo dei TEE, negli al-
tri Rapporti7
cui si rimanda si è più volte discusso
circa l’instabilità (ed i relativi impatti negativi) dei
sistemi di incentivazione per la produzione di ener-
gia elettrica da fonti rinnovabili, mentre per quanto
concerne l’energia termica si può piuttosto parlare
di speranze disattese da un anno a questa parte cir-
ca l’emanazione di un Conto Energia Termico8
, che
“finalmente” vede la luce proprio nei giorni in cui si
chiude il presente Rapporto. Nel CAPITOLO 4, invece,
si è dato conto dell’instabilità dei volumi produt-
tivi, in primis ascrivibile al manifestarsi della crisi
economica, che ha caratterizzato particolarmente
alcuni settori industriali negli ultimi anni (come
ad esempio metallurgia, meccanica, vetro e prodot-
Figura 5.12
Occorrenze delle principali barriere che ostacolano la realizzazione di investimenti in efficienza energetica
da parte delle imprese
7
Cfr. Solar Energy Report 2012, Biomass Energy Report 2012 e Wind Energy Report 2012
8
Provvedimento che incentiva interventi di piccole dimensioni per l’incremento dell’efficienza energetica e per la produzione di energia termica da fonti
rinnovabili
0%
40%
20%
60%
80%
100%
assenza di
barriere
barriere di natura
economica
barriere di natura
culturale
29%
71%
40%
36%
26%
22%
7%
assenza di barriere
tempi di ritorno
dell'investimento "eccessivi"
al capitale terzi
scarsa consapevolezza
del top management
al capitale proprio
interazione con
processo d'acquisto
interazione con
processo produttivo

ti per l’edilizia) e che impatta negativamente sulla
propensione all’investimento da parte delle imprese
afferenti a tali settori.
Per quanto riguarda invece il reperimento di fonti
di finanziamento adeguate, gli operatori puntano
il dito in particolare contro le banche italiane, che
al momento si rivelano essere piuttosto riluttanti ri-
spetto al finanziamento degli interventi di efficienza
energetica, sia quando essi sono direttamente rea-
lizzati dalle imprese sia quando lo sono in “cordata”
con le ESCo9
. Il problema non è tuttavia di facile
soluzione, tuttavia, in quanto – se ci si mette nella
prospettiva del finanziatore – il rischio citato pri-
ma relativamente alla “valorizzazione” nel tempo
dell’energia risparmiata10
ed al perdurare dei mec-
canismi di incentivazione si abbatte sulla capaci-
tà di costruire piano di rientro sufficientemente
“garantiti”. Inoltre, nel caso di coinvolgimento di
una ESCo per l’ottenimento del finanziamento
necessario per l’intervento, essa sovente sconta,
agli occhi degli istituti di credito, carenze in ter-
mini di solidità patrimoniale e, in certi frangenti,
di capacità tecniche, che rappresentano una “ga-
ranzia” per il soggetto finanziatore.
Due segnali positivi però devono essere colti nella
recente evoluzione del contesto.
Il primo riguarda una serie di iniziative (di cui si
riportano degli esempi nel BOX 5.3) di sviluppo di
linee di credito ad hoc per l’efficienza energetica
da parte delle più grandi banche italiane.
Il secondo segnale positivo fa riferimento all’ero-
gazione di finanziamenti per gli investimenti in
efficienza energetica da parte delle banche a fa-
vore delle ESCo. Tipicamente, infatti, sul tema ef-
ficienza energetica le banche stabiliscono se erogare
il finanziamento in base al merito creditizio della
controparte, seguendo il cosiddetto approccio “cor-
porate”, senza considerare (quantomeno esplicita-
mente) le caratteristiche dell’investimento che viene
finanziato in termini di beneficio indotto dall’effi-
cientamento energetico. Ad incrementare, tutta-
via, per lo meno sulla carta, il merito di credito
delle ESCo italiane potrà intervenire il Fondo
Centrale di Garanzia per le PMI (SI VEDA BOX 5.4),
un fondo di garanzia rotativo11
che recentemente è
stato oggetto di modifica dalla circolare di Medio-
credito Centrale n. 617 del 25/05/2012.
La circolare introduce infatti nuovi criteri di valu-
tazione per l’ammissione delle operazioni riguar-
danti imprese caratterizzate da “cicli produttivi ul-
trannuali ed operanti su commessa o a progetto”,
tra cui quindi ricadono le ESCo. L’aspetto di mag-
9
Si fa riferimento in particolare al cosiddetto “Finanziamento Tramite Terzi”, definito dal D. Lgs 30 Maggio 2008 come “accordo contrattuale che com-
prende un terzo, oltre al fornitore di energia e al beneficiario della misura di miglioramento dell’efficienza energetica, che fornisce i capitali per tale misura
e addebita al beneficiario un canone pari a una parte del risparmio energetico conseguito avvalendosi della misura stessa. Il terzo può essere una ESco”.
10
A questo si aggiunge l’incertezza, di sui si è discusso nel PARAGRAFO 2.3.2, legata alla misura stessa della “baseline” su cui calcolare i risparmi (SI VEDA
BOX 2.12).
11
Il Fondo di Rotazione, istituito dalla legge 183/87, non è un’opportunità incentivante autonoma, ma lo strumento con il quale lo Stato garantisce la
copertura della quota parte nazionale degli interventi cofinanziati dai Fondi strutturali. Le risorse del Fondo - gestito dal Ministero del Tesoro, del Bilancio e
della Programmazione economica - sono ripartite tra le Regioni (ognuna intestataria di un conto corrente presso la Ragioneria Generale dello Stato) per la
copertura delle rispettive quote di cofinanziamento
Box 5.2
Il caso Tholos
Tholos è una società di servizi energetici (ESCo) cer-
tificata secondo norma UNI CEI 11352 che opera
all’interno del sistema italiano dei Titoli di Efficienza
Energetica (TEE). Attualmente ha all’attivo oltre 500
progetti di efficienza energetica tra standardizzati,
analitici e consuntivo, collocandosi tra i primi 12 ope-
ratori sui 1300 totali.
Attiva sin dall’inizio del meccanismo, si è specializza-
ta nell’attività di supporto e sostegno alle aziende che
adottano soluzioni tecnologiche che comportano un
risparmio di energia per la gestione dei loro impianti,
offrendo un servizio basato su un rapporto di part-
nership di lungo termine. Si è evoluta poi da operatore
qualificato nella certificazione dei risparmi energetici
a promotore e finanziatore degli interventi stessi.
L’evoluzione del sistema dei TEE ha infatti permesso
la strutturazione di ESCo che non si limitano a certi-
ficare il risparmio di interventi di terzi, ma che sono
vocate alla promozione diretta dell’efficienza energe-
tica impiegando risorse finanziarie proprie per la rea-
lizzazione dell’intervento, ovviamente con la garanzia
del risultato in termini di risparmio, come definito
negli Energy Performance Contract. In questo contesto
Tholos è attiva principalmente nel settore industriale.

153
gior rilievo fa riferimento al fatto che la valutazione
economico-finanziaria di tali imprese, effettuata sui
modelli di rating applicati ai dati storici degli ultimi
due bilanci, è integrata da un ulteriore modello di
analisi basato su business plan, con l’obiettivo di ac-
quisire le informazioni necessarie (struttura produt-
tiva e organizzativa dell’impresa, fasi e tempi della
realizzazione del progetto, esperienza dell’impresa
acquisita nella realizzazione di simili progetti, com-
ponenti di spesa, tempistica di realizzazione dell’i-
12
Letteralmente “scritto a mano”, fa riferimento ad una forma di finanziamento per la quale a livello di garanzia è sufficiente la sola firma, sia singola che di
uno o più eventuali terzi garanti
13
Consorzio di garanzia collettiva dei fidi: consorzio che svolge attività di prestazione di garanzie per agevolare le imprese nell’accesso ai finanziamenti, a
breve medio e lungo termine, destinati allo sviluppo delle attività economiche e produttive
Box 5.3
Box 5.4
Le iniziative delle banche italiane per l’efficienza energetica
Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI
Nel settembre del 2012 è stato stipulato un accordo fra
Mediocredito Italiano (Gruppo Intesa Sanpaolo) e Enel
Green Power che prevede la possibilità per un cluster di
clienti delle 2 imprese (tipicamente caratterizzati da un
fatturato compreso tra i 2 ed i 150 mln €) di accedere ad
un pre-audit gratuito, cui far seguire un audit di detta-
glio sempre effettuato da Enel Green Power in base ad un
protocollo di analisi e ad un modello analitico di valuta-
zione concordato da entrambi i partner. Per le ipotesi di
intervento identificate nell’audit è possibile accedere ad
un finanziamento chirografario12
, di importo minimo di
250.000€ e durata media pari a 5-7 anni, che finanzi fino
Il Fondo Centrale di Garanzia per le PMI è uno strumen-
to istituito con la Legge n. 662/96 (art. 2, comma 100, let-
tera a) e operativo dal 2000. Il Fondo sostiene lo sviluppo
delle PMI Italiane concedendo una garanzia pubblica a
fronte di finanziamenti concessi dalle banche. L’impresa
che necessiti di un finanziamento finalizzato alla propria
attività può chiedere alla banca di garantire l’operazione
con la garanzia pubblica. L’attivazione di questa garan-
zia è a rischio zero per la banca, che, in caso di insol-
venza dell’impresa, viene risarcita dal Fondo Centrale
di Garanzia e in caso di eventuale esaurimento di fondi
di quest’ultimo, direttamente dallo Stato. In alternativa,
l’impresa può attivare la cosiddetta “controgaranzia” ri-
volgendosi a Confidi13
o ad altri fondi di garanzia (gestiti
da banche e intermediari - artt.106-107 D.lgs. 385/93).
Rivolgendosi al Fondo Centrale di Garanzia l’impresa
quindi non ha un contributo in denaro, ma vede incremen-
tare le proprie possibilità di ottenere finanziamenti senza
garanzie aggiuntive (e quindi senza costi di fidejussioni o
al 100% dell’investimento.
Nell’ottobre 2012 Unicredit ha dato vita ad un ‘Desk
Energia’, pensato per le Pmi con l’obiettivo di finan-
ziare le imprese che vogliono diventare ecosostenibili
attraverso fonti rinnovabili ed efficienza energetica. Il
servizio, gestito con Officinae Verdi (compagnia nata
dalla joint venture con il WWF) offre alle imprese
consulenza tecnica e finanziaria per gestire in modo
efficiente l’energia. Il Desk offre ai clienti servizi di
analisi energetica, di consulenza per identificare le
tecnologie pi��ù ��idonee e soluzioni finanziarie a condi-
zioni agevolate.
polizze assicurative) sugli importi garantiti dal Fondo. Il
Fondo Centrale di Garanzia per le PMI interviene a garan-
zia, secondo i casi, fino al 60-80% del finanziamento richie-
sto e fino ad un massimo di 1,5 mln € (incrementabile sino
a 2,5 mln € nel solo caso delle Riserve PON e POI). Per la
parte eccedente quella coperta dal Fondo, le banche hanno
facoltà di contrattare le condizioni con l’impresa richieden-
te ed eventualmente di chiedere ulteriori garanzie. Possono
sfruttare le opportunità offerte dal Fondo le PMI apparte-
nenti a qualsiasi settore, ad eccezione dell’agricoltura, della
pesca, dei trasporti, dell’industria automobilistica, della
costruzione navale, delle fibre sintetiche, dell’industria
carboniera e della siderurgia (i cosiddetti settori “sensibili”
esclusi dall’Unione Europea).
Il Fondo centrale di garanzia non interviene però nel
rapporto Banca/Impresa, pertanto tassi di interesse,
condizioni di rimborso, eventuale richiesta di garanzie
aggiuntive sulla parte non coperta dal Fondo ecc., sono
stabiliti attraverso la libera contrattazione tra le parti.

niziativa, piano dei costi, fonti finanziarie interne
ed esterne all’impresa per la copertura dell’opera,
importi, qualificazione ed orizzonte temporale dei
rientri attesi) per rilevare la capacità dell’impresa di
realizzare la commessa o il progetto e di remunera-
re l’iniziativa. L’introduzione di questa prospettiva
“verso il futuro” potrebbe garantire alle ESCo più
virtuose uno strumento in più per valorizzare la loro
esperienza progettuale ed alle imprese un’occasione
per ridurre l’impatto delle barriere finanziarie.
Il punto su quanto sia diffusa all’interno del si-
stema industriale del nostro Paese la “cultura”
dell’efficienza energetica che emerge dall’analisi
è complessivamente più caratterizzato da ombre
che da aspetti positivi.
Pur tuttavia questi ultimi – la crescente attenzione
delle imprese verso le ESCo, la percezione in via di
diffusione dell’efficientamento energetico come stru-
mento di marketing, lo sviluppo di forme di supporto
al finanziamento di questi interventi – appaiono tutti
concentrati nel periodo più recente. Che siano forse
i primi “deboli” segnali di un’inversione di rotta?

155
Gruppo di lavoro
Vittorio Chiesa - Direttore Energy & Strategy Group
Davide Chiaroni - Responsabile della Ricerca
Federico Frattini - Responsabile della Ricerca
Simone Franzò - Project Manager
Marco Alberti
Lorenzo Boscherini
Marco Chiesa
Lorenzo Colasanti
Riccardo Terruzzi
Annalisa Tognoni
Giovanni Toletti
Con la collaborazione di:
Eugenio Bacile
Miguel Cons
Dario Gallanti
Jacopo Stuflesser
Federica Turroni
Stefano Villa

157
Metodologia
L
a ricerca i cui risultati sono raccolti nell’Ener-
gy Efficiency Report è stata condotta utiliz-
zando approcci metodologici diversi, ancor-
ché complementari e tra loro interrelati.
Ciò si è reso necessario data l’ampiezza ed eteroge-
neità delle tematiche che il Rapporto ha affrontato:
la convenienza economica ed i possibili sviluppi di
mercato delle tecnologie per l’efficienza energetica
nei processi produttivi, il quadro normativo in esse-
re ed infine la diffusione della cultura dell’efficienza
energetica nelle imprese industriali.
Il quadro normativo europeo e italiano per l’effi-
cienza energetica in impresa
Il capitolo del Rapporto che esamina il quadro
normativo in essere ed interpreta i suoi impatti
sul business dell’efficienza energetica si basa in
primo luogo sull’analisi estensiva della normati-
va nazionale ed europea relativa al tema dell’ef-
ficienza energetica. A questo studio si aggiunge
la raccolta di opinioni di esperti ed operatori del
mercato, che ha consentito di comprendere più
nel dettaglio l’impatto che il quadro normativo
sta avendo e verosimilmente avrà nel futuro sulla
diffusione per l’efficienza energetica nel settore
industriale.
La sostenibilità economica delle soluzioni per l’ef-
ficienza energetica in impresa
Il capitolo del Rapporto che discute le alternative
tecnologiche per realizzare efficienza energetica nel
settore industriale e ne studia la convenienza eco-
nomica si basa principalmente su:
•• l’analisi estensiva della letteratura tecnica ed in-
gegneristica sul tema e delle ricerche promosse
dai principali centri ed istituti di ricerca a livello
mondiale;
•• la consultazione dei cataloghi e dei siti web delle
principali imprese che sviluppano e commercia-
lizzano queste tecnologie, da cui sono stati rica-
vati dati su prezzi e livelli di efficienza raggiun-
gibili;
•• un panel study che ha coinvolto esperti del setto-
re, ricercatori e professori afferenti ad istituzioni
diverse dal Politecnico di Milano, per corrobora-
re le informazioni raccolte.
Al fine di favorire la comprensione delle valutazioni
svolte nel RAPPORTO ed offrire la possibilità di condur-
re una valutazione indipendente modificando – ove
lo ritenesse opportuno – i parametri di riferimento,
nelle tabelle che seguono si riportano nel dettaglio i
valori medi di riferimento che sono stati considerati
per ogni soluzione tecnologica oggetto di studio.
Ipotesi “trasversali” (salvo nei casi in cui espressamente specificato)
Motori elettrici
Tasso di attualizzazione
Taglia [kWe]/
Ipotesi
Costo dell’energia elettrica [€/kwh]
5%
1,5 7,5 15 37 90 160
0,13
Efficienza motore standard 0,765 0,85 0,879 0,909 0,929 0,934
Efficienza motore IE2 0,828 0,887 0,906 0,927 0,942 0,949
Efficienza motore IE3 0,853 0,904 0,921 0,939 0,952 0,958

Inverter
UPS
Taglia [kWe] /
Ipotesi
Taglia [kVA] /
Ipotesi
7,5
10
37
40
160
80 160
30%
Risparmio medio installazione
inverter su pompa
0,88 0,90 0,90 0,92Efficienza media attuali installazioni
0,95 0,955 0,955 0,96“Alta efficienza” nuove installazioni
3.700 6.000 9.000 16.500Costo UPS efficienza “standard” [€]
4.500 8.000 11.000 18.000Costo UPS “alta efficienza” [€]
100 200 200 200Costo installazione [€]
0,75Fattore di carico
10Vita utile [anni]
0,92 0,93 0,93 0,94
Efficienza “standard”
nuove installazioni
1
Fattore di potenza
nuove installazioni
0,8
Fattore di potenza medio attuali
installazioni
10%
Risparmio medio installazione
inverter su compressore
950 3.050 12.250Costo inverter [€]
475 610 2.450Costo installazione [€]
24 76 306Costo manutenzione [€/anno]
10Vita utile [anni]
Metodologia
Costo riavvolgimento [€] 53 154 215 464 969 2.023
Costo motore IE2 [€] 150 440 1.025 2.210 4.615 9.635
Costo motore IE3 [€] 225 660 1.537 3.315 6.923 14.453
Costo installazione [€] 100 100 200 200 200 200
Fattore di carico 0,75
Vita utile [anni] 15

159
Rifasamento dei carichi elettrici (cosφ di partenza = 0,75)
Rifasamento dei carichi elettrici (cosφ di partenza = 0,85)
Aria compressa
7,5 (distribuito)
7,5 (distribuito)
30 (distribuito)
30 (distribuito)
300 (centralizzato)
300 (centralizzato)
Taglia carico da rifasare [kWe] /
Ipotesi
Taglia carico da rifasare [kWe] /
Ipotesi
Riduzione perdite di aria
Costo condensatori + installazione [€] 700 900 5.690
Costo condensatori + installazione [€] 700 700 2.030
Costo manutenzione [€/anno] 60 165 500
Costo manutenzione [€/anno] 25 70 315
Tensione nominale di alimentazione [v] 380
Tensione nominale di alimentazione [v] 380
Tensione nominale condensatore [v] 400
Tensione nominale condensatore [v] 400
Cosφ obiettivo 0,90
Cosφ obiettivo 0,90
Taglia compressori [kWe] 1.000
Giornate lavorative necessarie per diagnosi [giorni] 3
Retribuzione oraria addetto [€/h] 125
Costo riduzione perdite [€] 60.000
Riduzione consumo associato a perdite 10%
Vita utile [anni] 5
Metodologia

Refrigerazione
Sistemi di combustione efficienti
Metodologia
Recupero calore da compressore
Adozione serbatoi di accumulo
Controllo dinamico pressione di picco
Bruciatore auto-recuperativo
Taglia compressori [kWe] 250
Taglia compressori [kWe] 250
Costo intervento [€] 40.000
Consumo gas naturale forno [mln m3
/anno] 2
Percentuale di recupero calore generato 80%
Capacità serbatoi [m3] 5
Risparmio energetico conseguibile 15%
Costo unitario bruciatore auto-recuperativo [€/u] 8.000
Costo scambiatore [€] 30.000
Costo serbatoi [€/m3] 4.000
Costo manutenzione [€/anno] 2.000
Costo unitario bruciatore tradizionale [€/u] 5.500
Vita utile [anni] 5
Risparmio energetico conseguibile 10%
Vita utile investimento [anni] 10

161
Metodologia
Risparmio annuo di combustibile 25%
Costo metano [€/m3
] 0,4
PCI metano [kWh/m3
] 10
Rendimento combustione 0,9
Bruciatore rigenerativo
Consumo gas naturale forno [mln m3
/anno] 2
PCI metano [kWh/m3
] 10
Costo unitario bruciatore auto-recuperativo [€/u] 15.000
Risparmio annuo di combustibile 35%
Rendimento combustione 0,9
Costo unitario bruciatore tradizionale [€/u] 8.500
Costo metano [€/m3
] 0,4
Cogenerazione (di grande taglia)
Tecnologia Turbina a vapore Turbina a gas Ciclo combinato
Motore a
combustione
interna
Taglia [MWe] /
Ipotesi
20 510 10 10 15 5
Costo impianto [mln €] 20 4,258 6 14 0,955 4
Costo manutenzione [€/MWh*anno] 12 104 3 15 166 5
Uso energia elettrica prodotta
Uso energia termica prodotta
autoconsumata al 100% (valore 0,10 €/kWh)
autoconsumata al 100% (valore 0,047 €/kWh1
)
1
Considerando un prezzo del gas naturale pari a 0,40 €/Nm3.

Il potenziale di diffusione delle soluzioni per l’ef-
ficienza energetica in impresa
La stima del potenziale teorico di diffusione delle
tecnologie e della loro penetrazione verosimile è
stata condotta attraverso:
•• interviste dirette ad oltre 150 operatori del set-
tore;
•• l’analisi comparativa e l’interpolazione delle pre-
visioni contenute in rapporti di ricerca o studi di
settore, messi a punto da associazioni ed enti di
ricerca italiani ed internazionali;
•• lo sviluppo e l’applicazione di modelli di simula-
zione costruiti e validati attraverso un confronto
con esperti di settore.
L’analisi dell’impatto del costo dell’energia sui fon-
damentali delle imprese e delle relative potenzialità
di miglioramento conseguibili con l’adozione delle
soluzioni di efficienza energetica ed il grado di po-
tenziale interesse che i diverse settori industriali
verosimilmente manifesteranno nel breve periodo
rispetto al tema dell’efficienza energetica è stata con-
dotta attraverso:
•• la consultazione dei database pubblici dei prin-
cipali enti di ricerca a livello nazionale e di da-
tabase ad accesso riservato dell’Energy&Strategy
Group;
•• l’analisi estensiva delle ricerche promosse dai
enti di ricerca a livello nazionale.
La cultura dell’efficienza energetica tra le imprese
industriali
Il capitolo del Rapporto che approfondisce la diffu-
sione della cultura dell’efficienza energetica nelle im-
prese industriali italiane si basa principalmente su:
•• il censimento e la raccolta di informazioni
anagrafiche ed economiche (attraverso l’esa-
me di siti web istituzionali, la consultazione
Metodologia
Cogenerazione (Micro)
ORC
Tecnologia
Tecnologia
Microturbina a gas
0,03 1,1 4,9
Taglia [MWe] /
Ipotesi
10
Costo impianto [mln €]
Vita utile [anni]
0,18
15
0,19
0,15
10.000
3,8
70.000
14
120.000
Costo manutenzione [€/MWh*anno] 1613
Costo impianto [mln €]
Uso energia termica prodotta
Costo manutenzione [€/MWh*anno]
autoconsumata al 100% (valore 0,10 €/kWh)
autoconsumata al 100%
(valore 0,13 €/kWh)
autoconsumata al 100% (valore 0,047 €/kWh2
)
autoconsumata al 100% (valore 0,10 €/kWh )
2
Considerando un prezzo delgas naturale pari a 0,40 €/Nm3

163
Metodologia
del database AIDA, l’analisi di annual report
e altra documentazione pubblica) di oltre 100
imprese operanti nei diversi settori industria-
li;
•• la somministrazione di una survey a queste im-
prese, tramite intervista in presenza o in moda-
lità telefonica;
•• la realizzazione di una serie casi di studio, con-
dotti attraverso interviste dirette e raccolta di
documentazione da fonti secondarie, su un cam-
pione di imprese selezionate tra quelle a cui è sta-
ta somministrata la survey.

165
Bibliografia
Si riportano di seguito le principali fonti di natura bi-
bliografica che sono state consultate nell’ambito della
ricerca:
•• ACEEE (2012) International Energy Efficiency
Scorecard.
•• AEEG (2012), Secondo Rapporto Statistico Inter-
medio.
•• AEEG (2012), Primo Rapporto Statistico Inter-
medio.
•• AEEG (2012), Sesto Rapporto Annuale sul mec-
canismodei titoli di efficienza energetica.
•• ANIE (2010), Efficienza energetica dei gruppi
statici di continuità.
•• A.N.I.M.A.C. (2012), I quaderni dell’aria com-
pressa.
•• ASSOAUTOMAZIONE (2011), Una guida per la
continuità.
•• ATLAS COPCO (2000), Manuale dell’aria com-
pressa.
•• ATLAS COPCO (2011), Uso razionale dell’ener-
gia per la produzione di aria compressa nell’indu-
stria, applicazioni innovative, case history e otte-
nimento di Titoli di Efficienza Energetica.
•• Beretta, De Carlo, Introna, Saccardi (2012), Pro-
gettare e Gestire l’Efficienza Energetica.
•• BIO INTELLIGENCE SERVICE (2010), Refrig-
erating and freezing equipment.
•• Capozza (2006), Efficienza degli utilizzi elettrici
nell’industria: motori ad alta efficienza ed azio-
namenti a velocità variabile.
•• CARE+ (2010), Il manuale delle migliori prassi
per l’efficienza energetica.
•• CASCADE ENERGY ENGINEERING (2007),
Industrial Refrigeration Best Practices Guide.
•• CEMEP (2011), Electric Motors and Variable
Speed Drives. Standards and legal requirements
for the energy efficiency of low-voltage three-phase
motors.
•• CONFINDUSTRIA - Task force efficienza ener-
getica (2010), Proposte di Confindustria per il
Piano Straordinario di efficienza energetica 2010.
•• CONFINDUSTRIA - Task force efficienza ener-
getica (2010), Proposte di Confindustria per il
Piano Straordinario di efficienza energetica 2010
– Allegato tecnico sui settori industriali.
•• CTI (2012), L’evoluzione della norma UNI CEI
11352. Presentazione delle novità previste nella
nuova edizione della norma.
•• ENEA (2006), Guida Tecnica, Soluzioni per ren-
dere più efficienti gli azionamenti elettrici.
•• ENEA (2011), Quaderno – L’efficienza energetica
nel settore industria.
•• ENEA (2012), I titoli di efficienza energetica. Cosa
sono e come si ottengono i “certificati bianchi” alla
luce della nuova Delibera EEN 9/11 – Guida ope-
rativa/2.
•• ENEA (2012), Rapporto Annuale Efficienza Ener-
getica.
•• ENEA (2012), Rapporto energia e ambiente.
•• ENERGY DESIGN RESOURCES (2010), Energy
efficiency practices in industrial refrigeration.
•• ERSE (2010), Analisi di profittabilità dell’investi-
mento di acquisto di Tecnologie Efficienti nel set-
tore Residenziale, Industriale e dei Trasporti.
•• EU JRC (2009), Code of conduct on energy ef-
ficiency and quality of ac uninterruptible power
systems (ups) – version 2.0.
•• EU JRC (2009), Reference Document on Best
Available Techniques for Energy Efficiency.
•• EUROPEANCOMMISSION(2000),Improvingthe
penetration of Energy-Efficient motors and drivers
•• EUROSTAT (2011), Energy, transport and envi-
ronment indicators.
•• FEDERCHIMICA (2011), Il Manuale CARE+
per l’Efficienza Energetica nelle PMI Chimiche.
Volume 2°: Le 8 Migliori Prassi per l’Efficienza
Energetica.
•• FRAUNHOFER INSTITUTE, ADEME, ECE,
UNIVERSITÀ DEGLI STUDI DELL’AQUILA
(2001), Compressed Air Systems in the European
Union.
•• GSE (2009), Analysis of the Italian potential for
the application of high-efficiency cogeneration.
•• IEA (2011), Key World Energy Statistics.
•• IEA (2012), World Energy Outlook.
•• ISTAT (2011), Struttura e competitività del siste-
ma delle imprese industriali e dei servizi.

•• ISTAT (2012), Produzione industriale.
•• Macchi, Camapanari, Silva: (2012), La climatiz-
zazione a gas naturale e ad azionamento termico.
•• Macchi, Camapanari, Silva (2005), La microco-
genrazione a gas naturale.
•• Milani (2010), Bruciatori a elevata efficienza.
•• MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMI-
CO (2007), Piano d’Azione Italiano per l’Efficien-
za Energetica 2007.
CO (2011), Bilancio Energetico Nazionale.
CO (2011), Monitoraggio statistico industria.
CO (2011), Piano d’Azione Italiano per l’Efficien-
za Energetica 2011.
CO (2011), Report Statistico Settoriale: analisi
economica congiunturale dei settori industriali.
CO (2012), Strategia Energetica Nazionale: per
un’energia più competitiva e sostenibile - Docu-
mento per consultazione pubblica.
•• NEW SOUTH WALES GOVERNMENT – OF-
FICE OF ENVIRONMENT AND HERITAGE
(2011), Technology Report – Industrial refrigera-
tion and chilled glycol and water applications.
•• Palestra, Vescovo (2011), Applicazione di Cicli
ORC a Recuperi Termici da Processi Industriali.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2010), Op-
portunità di ottimizzazione dei consumi nella pro-
duzione, distribuzione, utilizzo dell’aria compres-
sa nei settori industriali più sensibili.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Le
tecnologie innovative ed efficienti nei sistemi di ge-
nerazione in assetto co-trigenerativo e nei sistemi
integrati con unità a pompa di calore nelle appli-
cazioni industriali e del terziario.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Pro-
mozione delle elettrotecnologie innovative negli
usi finali.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009) Rico-
gnizione sulle tecnologie elettriche nelle applica-
zioni industriali e del terziario.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2009), Stato
dell’arte sulla simulazione della combustione fla-
meless.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2011), Fon-
di di garanzia: esempi per il settore dell’energia.
•• RICERCA SISTEMA ELETTRICO (2011), Fon-
di di garanzia: linee guida.
•• RSE (2011) Progetto 9 – Studi e valutazioni sull’u-
so razionale dell’energia elettrica.
•• Vignati (2006), Trasmissioni con cinghie. Come
risparmiare energia elettrica.
•• Vignati (2008), I variatori elettronici di velocità.
Aspetti tecnici ed economici.
•• Vignati (2008), Motori elettrici ad elevata effi-
cienza e variatori di velocità. Analisi dei risultati
di applicazione del Decreto 19 febbraio 2007.
•• SOCOMEC (2009), Sistemi statici di continuità.
Guida pratica alla scelta, installazione e manuten-
zione.
•• SUSTAINABILITY VICTORIA (2009), Energy
efficiency Best Practice Guide – Compressed Air
Systems.
•• SUSTAINABILITY VICTORIA (2009), Energy
Efficiency Best Practice Guide - Industrial Refrig-
eration.
•• TERNA (2011), Dati Statistici sull’energia elettri-
ca in Italia.
•• Wuning (2009), Nuovi bruciatori recuperativi
e rigenerativi riducono emissioni e perdite al
camino.
Bibliografia

167
Elenco delle organizzazioni intervistate
•• AB ENERGY
•• ABB
•• ACCIAIERIA AR-
VEDI
•• ACEA
•• AGESI
•• AGRATI
•• AICARR
•• AICEP
•• AIR LIQUIDE
•• AITEC
•• ALTAIR CHIMICA
•• ANIE
•• ANIMAC
•• ARKEMA
•• ARNEG
•• ARVEDI TUBI AC-
CIAIO
•• ASCOMAC
•• ASSIL
•• ASSOAUTOMA-
ZIONE
•• ASSOCARTA
•• ASSOGASTECNICI
•• ASSOPIASTRELLE
•• ASSOVETRO
•• ATLAS COPCO
•• AUTOMOBILI
LAMBORGHINI
•• AUTORITA’ PER
L’ENERGIA ELET-
TRICA E IL GAS
•• BREMBO
•• BURGO ENERGIA
•• CARGILL
•• CARTIERA DI
CARMIGNANO
•• CARTIERA FA-
BRIANO
•• CARTIERE SACI
•• CASALGRANDE
PADANA
•• CGT
•• CHLORIDE
•• CLN GROUP
•• GRUPPO MINERA-
LI MAFFEI
•• GRUPPO PSA
•• HEAT & POWER
•• HENKEL
•• HUNTSMAN SUR-
FACE SCIENCES
•• HYSYTECH
•• ICAM
•• ICENOVA
•• INDUSTRIA CE-
MENTI GIOVANNI
ROSSI
•• INGECO
•• INGERSOLL RAND
•• INTERESCO
•• INTERGEN
•• IREN EMILIA
•• ISOVER
•• ITALCEMENTI
•• ITALIANA COKE
•• K-FLEX
•• LANIFICIO ERME-
NEGILDO ZEGNA
•• LIABEL
•• LUCOS ALTERNA-
TIVE ENERGIES
•• MAPEI
•• MARANGONI
•• MEDIOCREDITO
ITALIANO
•• MONDIALCARTA
•• MWH
•• NEWEN
•• PILKINGTON
•• POLYNT
•• QONSULTING
•• RAFFINERIA
ROMA
•• RHOSS
•• RIELLO UPS
•• RIVOIRA GAS
TECNICI
•• RODACCIAI
•• RSE
•• COLOROBBIA ITA-
LIA
•• CPL CONCORDIA
•• DIESEL
•• DIPARTIMENTO
DI DESIGN – PO-
LITECNICO DI
MILANO
•• DIPARTIMENTO
DI ENERGIA – PO-
LITECNICO DI
MILANO
•• E. ON
•• EATON
•• ENEA
•• ENEL DISTRIBU-
ZIONE
•• ENELGREENPOWER
•• ENER-G
•• ENERGIKA
•• ENERSIEL
•• ENGINET
•• ENI
•• ENTALPICA
•• ESCO ITALIA
•• EXERGY
•• FABRICA ITALIA-
NA SINTETICI
•• FARCHEMIA
•• FEDERCHIMICA
•• FEDERESCO
•• FEDERLEGNO
•• FEDERMACCHINE
•• FENICE
•• FERRARI
•• FERRERIE NORD
•• FIRE
•• FONDERIE OFFI-
CINE PIETRO PI-
LENGA
•• GE LIGHTING
•• GENERALEENERGIA
•• GREEN & CO2
•• GRUPPO CAVA
GOLADELLAROSSA
•• SAINT-GOBAIN
•• SALUMIFICIO FRA-
TELLI BERETTA
•• SAN GABRIELE
•• SANOFI
•• SAPIO GAS TECNICI
•• SASOL ITALY
•• SCHNEIDER ELEC-
TRIC
•• SGS
•• SIEL
•• SIEMENS
•• SIRAM
•• SISTEMA MODA
ITALIA
•• SOCIETÀ EUROPEA
VEICOLI LEGGERI
SEVEL
•• SOCOMEC
•• SOL
•• SOLGEN
•• SOLVAY
•• SORGENIA
•• SPARK ENERGY
•• STUDIO BARTUCCI
•• SUPERBETON
•• TENARIS
•• TENAX
•• THOLOS
•• TURBODEN
•• UNICALCE
•• UNICREDIT LEA-
SING
•• UNIONE PETROLI-
FERA
•• VESTA
•• VETRERIA DI BOR-
GONOVO
•• VETRERIE RIUNITE
•• VISCOLUBE
•• VITREX
•• VMF
•• WARTSILIA
•• YOUSAVE
•• ZIGNAGO VETRO
Si ringrazia infine, per la disponibilità e le informazioni forniteci, le imprese e le organizzazioni intervistate
nel corso della ricerca:

169
La School of Management
e l’Energy & Strategy Group
School of Management
La School of Management del Politecnico di Milano
è stata costituita nel 2003.
Essa accoglie le molteplici attività di ricerca, formazi-
one e alta consulenza, nel campo del management,
dell’economia e dell’ industrial engineering, che il Po-
litecnico porta avanti attraverso le sue diverse strut-
ture interne e consortili. Fanno parte della Scuola:
il Dipartimento di Ingegneria Gestionale, i Corsi
Undergraduate e il PhD Program di Ingegneria
Gestionale e il MIP, la business school del Politec-
nico di Milano che, in particolare, si focalizza sulla
formazione executive e sui programmi Master.
La Scuola può contare su un corpo docente di più
di duecento tra professori, lecturer, ricercatori, tu-
tor e staff e ogni anno vede oltre seicento matricole
entrare nel programma undergraduate.
LaSchoolofManagementgodedal2007delprestigio-
so accreditamento EQUIS, creato nel 1997 come pri-
mo standard globale per l’auditing e l’accreditamento
di istituti al di fuori dei confini nazionali, tenendo
conto e valorizzando le differenze culturali e norma-
tive dei vari Paesi.
L’Energy & Strategy Group
L’Energy & Strategy Group della School of Mana-
gement del Politecnico di Milano è composto da
docenti e ricercatori del Dipartimento di Ingegne-
ria Gestionale e si avvale delle competenze tecnico-
scientifiche di altri Dipartimenti.
L’Energy & Strategy Group si pone l’obiettivo di
istituire un Osservatorio permanente sui mercati
e sulle filiere industriali delle energie rinnovabili e
dell’ efficienza energetica in Italia, con l’intento di
censirne gli operatori, analizzarne strategie di bu-
siness, scelte tecnologiche e dinamiche competitive,
e di studiare il ruolo del sistema normativo e di in-
centivazione.
L’Energy & Strategy Group intende presentare i ri-
sultati dei propri studi attraverso:
• rapporti di ricerca “verticali”, che si occupano di
una specifica fonte di energia rinnovabile (sola-
re, biomasse, eolico, geotermia, ecc.);
• rapporti di ricerca “trasversali”, che affrontano
il tema da una prospettiva integrata (efficienza
energetica dell’edificio, sostenibilità dei processi
industriali, ecc.).

171
I Partner della ricerca
ABB
ACEA-Arse
Edison
Enel Green Power
Energika
E.On
Lucos Alternative Energies
Mediocredito Italiano
SGS
Siemens
Sorgenia
Turboden
YouSave

173
ABB è leader globale nelle tecnologie per l’energia e
l’automazione che consentono alle utility ed alle in-
dustrie di migliorare le loro performance riducen-
do al contempo l’impatto ambientale. Le società del
Gruppo ABB impiegano circa 130.000 dipendenti
in oltre 100 Paesi.
ABB come produttore e fornitore ha da sempre
operato per offrire prodotti e soluzioni orientati alla
riduzione dell’impatto ambientale. In un mondo in
cui le risorse diminuiscono al crescere della doman-
da, ABB ha focalizzato la sua ricerca nello sviluppo
di sistemi efficienti e sostenibili per la generazione,
la trasmissione, la distribuzione e l’impiego dell’e-
nergia elettrica.
Nell’arco degli ultimi 20 anni, sono stati fatti note-
voli passi avanti sul fronte dell’efficienza energetica
nei settori che fanno un uso intensivo dell’energia
ma da alcune indagini svolte da ABB, come la stesu-
ra del rapporto “Trend globali nell’efficienza ener-
getica 2011” emerge come esista un notevole poten-
ziale, soprattutto in virtù di una spinta più decisa,
consapevole e informata sui benefici che l’efficienza
energetica può apportare sul fronte ambientale, ma
soprattutto su quello economico, essendo l’efficien-
za energetica una scelta che supporta il mondo delle
industrie e delle utility a rafforzare la propria com-
petitività di lungo termine.
L’uso dell’energia nell’industria, in Italia come in
molte parti del Mondo, è lontano dall’essere effi-
ciente e ci sono ampi spazi per miglioramenti. Per
questo l’efficienza energetica, anche alla luce di un
accesso ristretto all’energia e alle preoccupazioni le-
gate ai cambiamenti climatici, non è più considerata
una scelta opzionale, bensì un irrinunciabile pre-
requisito per la crescita finanziaria a lungo termine
e per il miglioramento della competitività, soprat-
tutto in settori energy-intensive.
L’efficienza energetica è vista anche come uno stimo-
lo all’innovazione tecnologica, pur nella consape-
volezza che i principali miglioramenti arriveranno
dall’ottimizzazione dei processi produttivi e soprat-
tutto dall’introduzione di tecnologie già accessibili e
testate. Un’analisi dell’impatto di queste tecnologie
ha dimostrato ampiamente che l’efficienza energeti-
ca è un investimento che si ripaga da sé.
Un importante progetto firmato ABB Italia a so-
stegno e supporto delle decisioni aziendali in ambi-
to di efficientamento energetico è stato lo sviluppo
della “Piattaforma per gli Audit energetici” onli-
ne che ha come obiettivo quello di consentire la re-
alizzazione di audit scalabili in funzione della com-
plessità delle realtà analizzate e sono in grado di:
•• Identificare le aree di intervento prioritarie
•• Identificare opportunità personalizzate attraver-
so possibili soluzioni di intervento
•• Valorizzare il ritorno degli investimenti in effi-
cienza energetica
•• Stabilire criteri, parametri e procedure sistema-
tizzati per la misura nel tempo del raggiungi-
mento degli obiettivi prefissati
L’audit può essere effettuato in tutti i settori (utili-
ties, industriale, terziario e building) e in tutti gli
ambienti (aree produttive coperte e scoperte, aree
logistiche, utilities e building). L’analisi è eseguita
sui vettori/processi energetici: energia elettrica, gas
e combustibili in genere, aria e acqua, analizzando i
sistemi elettrici e termodinamici dal punto di vista
tecnico, economico ed organizzativo. Le soluzioni
sono raggruppate in 6 principali aree di interven-
to: prodotti, sistemi, tecnologie di processo, con-
tratti energetici, affidabilità e ottimizzazione.
L’utilizzo di questi strumenti di audit, è oggi alla
base della politica di efficienza energetica di nume-
rose imprese, che interagiscono con la piattaforma
per realizzare i check-up online che rappresentano
il primo step per avviare un processo di audit.
Un segno che indica che l’innovazione nell’efficien-
za energetica passa attraverso una politica ben pre-
cisa che può essere fatta sia da piccoli che da grandi
passi, ma soprattutto sostenuta da una visione e da
una strategia volta ad individuare, misurare e valo-
rizzare i risultati concreti degli interventi realizzati.
Imprese partner

Imprese partner
Acea Reti e Servizi Energetici SpA è la ESCo del
Gruppo Acea SpA. Opera nel settore dell’energia,
proponendo al mercato soluzioni sostenibili finaliz-
zate al risparmio e all’efficienza.
Con crescente convinzione Acea RSE stà oggi rin-
novando il suo impegno nella divulgazione di stili
di comportamento e metodi di lavoro che mirano
a sensibilizzare aziende e consumatori ad un uso
cosciente e razionale delle fonti energetiche al ser-
vizio delle attività imprenditoriali, della comunità e
dell’ambiente. I risultati ottenuti attraverso ala sua
operatività e il portafoglio di offerta, sono vincenti,
concreti e stimolanti.
Acea RSE progetta, realizza e gestisce impianti fina-
lizzati al risparmio energetico, anche attraverso l’u-
tilizzo di fonti rinnovabili di energia e della cooge-
nerazione; effettua diagnosi energetiche, controllo
e revisione dei costi energetici di utenze complesse
per uso civile, industriale e commerciale; svolge at-
tività finalizzate all’incremento dell’efficienza negli
usi finali dell’energia, fornendo servizio integrati,
prestazioni e lavori per iniziative ammissibili ai sen-
si del DM 20 luglio 2004.
Settore Fotovoltaico:
Realizza e gestisce impianti fotovoltaici di proprietà
del Gruppo Acea SpA, creando valore per gli azio-
nisti e tutti gli stakeholder coinvolti; inoltre, realiz-
za impianti “chiavi in mano” EPC/O&M per conto
terzi ed offre un “servizio energia”, con la certezza di
riuscuire a proporre le migliori condizioni di mer-
cato.
Al 30 giugno 2012 gli impianti fotovoltaici realizzati
e gestiti, per il Gruppo e per conto Terzi ammonta-
no ad oltre 76 MWp (40% Terzi). Il parco impianti
gestito assicura una produzione di energia di oltre
100 milioni di kWh/anno con conseguenti evitate
emissioni di CO2 quantificabili in 45 milioni di ton-
nellate/anno.
Cogenerazione/Trigenerazione:
In sinergia con la controllata Ecogena SpA è impe-
gnata nello sviluppo di Studi di fattibilità, di Proget-
ti, nella realizzazione e gestione di impianti.
Settori di intervento: Residenziale, Terziario, Sanità
pubblica e privata, Industria e Complessi sportivi.
Efficienza Energetica:
L’impegno di Acea nella promozione dell’efficienza
energetica negli usi finali è evidenziato nei risultati
conseguiti in termini di TEE, che superano ampia-
mente gli obiettivi di Acea Distribuzione (Società
del Gruppo con obbligo) per il quinquennio.
I principali settori d’intervento hanno interessato
gli impianti di illuminazione (Pubblica Stradale e
trasporti, Terziario, Servizi e famiglie), del settore
idrico (Inverter, motori ad alta efficienza e kit idrici
alle famiglie) ed Edilizio.
Acea RSE spa è determinata nel perseguire obiettivi
volti alla riduzione dei consumi energetici tramite
l’applicazione di tecnologie innovative quali: LED,
Smart Grid, Microcogenerazione e Servizio energia.
Missione:
Presidio del meccanismo dei Titoli di Efficienza Ener-
getica (TEE); Presidio di attività finalizzate alla for-
nitura di servizi energetici integrati; Supporto alle So-
cietà del Gruppo per lo sviluppo di progetti finalizzati
al risparmio energetico; Presidio della innovazione
Tecnologica.

175
Imprese partner
Edison è uno dei principali operatori in Italia nel
settore dell’energia, attivo nell’approvvigionamento,
produzione e vendita di energia elettrica e di gas.
Nel settore dell’energia elettrica Edison dispone di
una capacità di generazione elettrica di circa 7,7
GW e gestisce circa 1,85 GW di capacità produttiva
da fonte rinnovabile. Nel settore idrocarburi, Edi-
son copre oltre il 19% del fabbisogno nazionale.
Dal 2008, Edison ha affiancato alla storica presenza
nell’offerta a clienti industriali un’offerta per la forni-
tura di energia elettrica e gas dedicata alle famiglie.
Nel settore dell’efficienza energetica Edison si pro-
pone come partner dell’energia dei propri clienti in
grado di affiancarli nell’ottenimento dei Titoli di Ef-
ficienza Energetica, nella predisposizione dei siste-
mi di gestione dell’energia e nell’ottimizzazione dei
consumi, dall’analisi preliminare delle opportunità
di efficientamento fino alla realizzazione e gestio-
ne degli interventi. Mettendo a disposizione la sua
esperienza di operatore energetico, Edison analizza
le modalità di produzione (se presenti), trasforma-
zione e consumo di energia del cliente e si propone
per la realizzazione degli interventi impegnandosi
sul conseguimento del risultato. Una volta eliminati
gli sprechi e resi efficienti gli usi dell’energia, Edison
si propone anche per la produzione in loco da fonte
rinnovabile o a basso impatto ambientale con finali-
tà di autoconsumo, supportando il recupero di com-
petitività del cliente, l’abbattimento delle emissioni
climalteranti e la minimizzazione dei costi dell’ener-
gia. Consapevole che, tra le principali esigenze dei
propri interlocutori, oltre alla garanzia del risultato
c’è il reperimento delle risorse finanziarie, Edison si
propone anche con il modello ESCo: è disponibile,
cioè, ad intervenire con proprie risorse finanziarie
per sostenere l’investimento condividendo i benefi-
ci misurati con il cliente.
Edison ha realizzato diverse iniziative con questa
filosofia, da impianti fotovoltaici e cogenerativi per
l’autoconsumo dei propri clienti, anche con tecnolo-
gie d’avanguardia, a progetti di analisi e ottimizza-
zione dei consumi in ambito industriale (ad es. aria
compressa e recuperi termici) e nel settore terziario
(ad es. illuminazione), a sperimentazioni nell’illu-
minazione pubblica e nei sistemi di controllo e ge-
stione consumi nonché nel demand side manage-
ment.
Queste attività sono ampiamente supportate dal
centro ricerche di Edison dove, da diversi anni,
vengono monitorate e verificate le innovazioni nel
settore dell’efficienza energetica e delle energie rin-
novabili.

Imprese partner
Enel Green Power, nata nel dicembre 2008, è la so-
cietà del Gruppo Enel dedicata allo sviluppo e alla
gestione delle attività di generazione di energia da
fonti rinnovabili a livello internazionale, presente in
Europa e nel continente americano.
È tra i principali operatori a livello internazionale
nel settore della generazione di energia da fonti
rinnovabili con una produzione su base annuale di
22,5miliardidichilowattoraprodottiprincipalmente
da acqua, sole, vento e calore della terra, in grado di
soddisfare i consumi di oltre 8 milioni di famiglie ed
evitare ogni anno più di 16 milioni di tonnellate di
emissioni di anidride carbonica.
Enel Green Power ha una capacità installata di 7.606
MW, con oltre 690 impianti in 16 Paesi e un mix di
generazione che include eolico, solare, idroelettrico,
geotermico e biomasse.
Attraverso la struttura Enel.Si – Enel Green Power
Retail e la propria rete in franchising “Punto Enel
Green Power” presidia il mercato dell’efficienza
energetica e dei certificati bianchi per le famiglie e
le imprese.
Contribuiamo con il nostro impegno ad uno sviluppo
sostenibile. Riteniamo che le fonti rinnovabili e l’effi-
cienza energetica costituiscano uno strumento im-
portante per promuovere la competitività del sistema
produttivo dei diversi Paesi e per garantire la sicurezza
dell’approvvigionamento delle fonti di energia.

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Imprese partner
Fondata nel 1997, Energika opera nel settore delle
consulenze e dell’ingegneria in ambito energetico
dell’industria e del terziario. A maggio del 2005 riceve
la qualifica di ESCO da parte della AEEG, questo ha
consentito ad Energika di superare la titubanza del
clientenell’affrontareildifficileproblemadell’efficienza
energetica, garantendo di fatto risultati di efficienza
economica degli interventi proposti al cliente finale.
Questa caratteristica, vantaggiosa ancora oggi,
consente ad Energika la possibilità di ottenere per il
cliente il rilascio da parte dell’AEEG dei TEE (Titoli di
Efficienza Energetica) anche per interventi in campo
di efficienza eergetica realizzati nel passato fino a circa
5annidiretroattività.Ulteriorepeculiarità di Energika
è l’assoluta indipendenza da qualsiasi fornitore
di energia, associazione di categoria o consorzio,
scegliendo il posizionamento di mercato Demand
Side Management (dalla parte del consumatore). Ha
maturato esperienza pluriennale nel settore dell’Audit
Energetico, che ad oggi viene proposto nel rispetto
della norma UNI CEI/TR 11428, con caratteristiche
innovative e personalizzate, grazie all’ausilio del
portale http://admin.energika.it ponendo particolare
attenzione al controllo dei consumi energetici in
funzione degli indici più significativi a seconda
della tipologia di consumatore. Energika si occupa
in oltre di progettazione dei sistemi di produzione,
trasformazione e trasporto dell’energia oltre alle
principali tecnologie di efficienza energetica quali:
•• impianti di cogenerazione e trigenerazione;
•• ottimizzazione di processi di combustione in
Centrali Termiche industriali;
•• impianti di produzione energia da fonte
rinnovabile (geotermico, eolico, solare);
•• rifasamento, inverter, soft starter, motori ad alta
efficienza, sistemi di monitoraggio consumi.
Iservizivannodallostudiodifattibilitàconvalutazioni
tecnico economiche, fino alla progettazione esecutiva
per il rilascio della documentazione tecnica necessaria
alle pratiche autorizzative e alla valutazione di impatto
ambientale.
L’organico è in grado di sviluppare 25.000 ore/
anno ed è composto da 17 persone di cui: 4
figure tecnico-commerciali, 3 direzionali e
amministrativi, 6 ingegneri in discipline diverse,
4 figure con competenze in campo di economia,
finanza e statistica. I servizi proposti possono essere
standardizzati per una rapida gestione oppure
personalizzati in funzione di esigenze specifiche.
L’area consulenza si occupa di monitorare
mensilmenteiprezzidell’energia,delgasedeiprincipali
combustibili, realizzando un benchmark rispetto ai
parametri di mercato per la valutazione economico
finanziaria di rischio/opportunità di negoziazione
dei contratti di fornitura. Vengono in oltre eseguite
verifiche amministrative sulle singole voci delle fatture
energetiche con segnalazioni puntuale sulle rettifiche
da apportare. I settori di intervento riguardano:
•• l’acquisto e trading energia;
•• il monitoraggio e controllo dei costi energetici;
•• la formazione;
•• i finanziamenti e gli incentivi nel settore
energetico.
L’area progettazione opera nei settori che
riguardano:
•• l’ingegneria di processo;
•• la meccanica (macchine/apparecchiature);
•• il piping;
•• le strutture;
•• l’automazione e strumentazione (elettrica ed
elettronica);
•• l’urbanistica e l’ambiente;
•• l’energia e la finanza.
Partendo dalle specifiche generali del cliente
vengono elaborati:
•• Schemi elettrici, elettronici, unifilari di circuiti di
potenza e ausiliari;
•• Schemi funzionali di impianti meccanici;
•• Diagrammi P & I;
•• Disegni di particolari costruttivi ed As Built;
•• Specifiche funzionali di sistema;
•• Dimensionamento dei componenti di impianti;
•• Redazione di elaborati di specifiche tecniche per
acquisto di componenti;
•• Computi metrici e tabulati di Richiesta di Offerta;
•• Tabulazionitecniche-economicheedesameofferte;
•• follow-up dei fornitori per apparecchiature ed
impianti.

Imprese partner
E.ON Energia è la società di vendita del Gruppo
E.ON che fornisce energia elettrica e gas naturale in
Italia a più di 900.000 clienti residenziali e aziende.
Offre l’esperienza di un grande gruppo energetico
internazionale e l’attenzione di un fornitore locale.
Con l’obiettivo di garantire un approvvigionamen-
to energetico sicuro, prezzi competitivi e la tutela
dell’ambiente, E.ON assicura un mix energetico
sempre più equilibrato. Inoltre, lavora continua-
mente per migliorare l‘efficienza produttiva e l’eco-
compatibilità, investendo in nuove tecnologie e nel-
le fonti rinnovabili.
La strategia di E.ON – Cleaner & Better Energy -
è un impegno concreto per un’energia più pulita e
migliore. “Pulita” significa che intendiamo fornire
un contributo sostanziale verso un’offerta di ener-
gia sostenibile e a ridotte emissioni. “Migliore” per
E.ON significa utilizzare le migliori tecnologie che
il Gruppo conosce e opera, fornendo prodotti e ser-
vizi efficienti ai propri clienti.
Le nuove aree di speciale impegno per E.ON sono:
Efficienza energetica
E.ON aiuta i propri clienti a realizzare progetti per la
riduzione dei consumi, affiancandoli anche nell’ot-
tenimento dei Titoli di Efficienza Energetica attra-
verso un team di specialisti di grande esperienza.
Fotovoltaico
E.ON fornisce ai clienti residenziali, alle piccole e
grandi imprese proposte personalizzate nell’appli-
cazione di tecnologie fotovoltaiche, supportandoli
in tutte le fasi, dalla progettazione fino all’installa-
zione di impianti a tetto. E.ON è il partner giusto
per un progetto “chiavi in mano” ritagliato sulle esi-
genze specifiche dei clienti.
Energia pulita ed efficiente
I prodotti “100% energia rinnovabile E.ON” per-
mettono di conciliare il fabbisogno di energia
con il rispetto e la salvaguardia dell’ambiente.
“E.ON EnergiaPremiata”, il programma fedeltà per
tutti i clienti residenziali, premia la riduzione dei
consumi e promuove il consumo intelligente di
energia.

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Imprese partner
Lucos Alternative Energies S.p.A. è una società
controllata al 70% da TerniEnergia S.p.A., realtà ai
primi posti nell’industria verde italiana ed interna-
zionale, nei settori delle energie rinnovabili, dell’ef-
ficienza energetica, e del waste management.
Lucos Alternative Energies è una ESCo (Energy Ser-
vice Company) accreditata presso l’Autorità per l’E-
nergia Elettrica e il Gas (AEEG), autorizzata ad ope-
rare dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) sul
mercato dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE).
Tale attività include la valutazione dei risparmi
energetici ottenuti, la loro verifica e certificazione,
il relativo ottenimento dei TEE, nonché la gestione
e la vendita degli stessi sui mercati di riferimento.
Lucos Alternative Energies opera attraverso una
struttura ingegneristica dedicata, volta all’indivi-
duazione di opportunità di interventi di efficienza
energetica sia nell’ambito del settore privato che di
quello pubblico. La società investe proprio capitale
in progetti di efficienza energetica che generano ri-
sparmi per i propri clienti. Dal 2008 ad oggi la Lu-
cos Alternative Energies ha realizzato interventi che
hanno determinato risparmi energetici complessivi
per oltre 200 milioni di kWh.
L’attività della società include:
•• l’identificazione delle aree di potenziale inter-
vento, al fine di conseguire l’eliminazione degli
sprechi ed un uso più efficiente dell’energia;
•• la verifica della fattibilità tecnica, economica e
finanziaria del progetto;
•• la progettazione dell’intervento, che include la
fornitura dei materiali e l’esecuzione dei lavori, la
riqualificazione e messa a norma degli impianti,
ed il collaudo degli stessi;
•• la conduzione e la manutenzione dell’impianto,
con la garanzia del buon funzionamento dello
stesso.
•• I benefici per i clienti sono così riassumibili:
•• la riqualificazione dell’impianto a costo zero, che
determina quindi un pay-back immediato dell’o-
perazione;
•• un risparmio sui costi energetici netti e sui costi
di manutenzione;
•• l’esternalizzazione del rischio tecnologico;
•• un impatto positivo sul bilancio ambientale, con
una diminuzione delle emissioni climalteranti in
atmosfera.
Tra gli altri, Lucos Alternative Energies ha concluso
la realizzazione in Finanziamento Tramite Terzi di
un intervento di razionalizzazione e riqualificazio-
ne degli impianti di illuminazione di un primario
operatore internazionale, riconvertendo l’intero
parco luci da sorgenti tradizionali a tecnologie LED.
Si tratta di uno dei primi stabilimenti industriali di
grossa taglia presso i quali è stato effettuato tale tipo
di intervento. L’operazione ha comportato il finan-
ziamento, la realizzazione e la relativa gestione per
10 anni di circa 6.000 punti luce, con risparmi ener-
getici garantiti del 50%.
Altre tipologie di intervento di efficienza energetica
includono quelle relative a impianti meccanici ed
apparati elettrici, nonché la gestione di impianti di
pubblica illuminazione e di cogenerazione su tutto
il territorio nazionale.

Imprese partner
Mediocredito Italiano è la banca del gruppo Inte-
sa Sanpaolo che rappresenta il centro di eccellenza,
innovazione e specializzazione a supporto delle pic-
cole e medie imprese. Riunisce tutte le competenze
e le esperienze di un grande Gruppo per rispondere,
con attività specialistiche e centri di eccellenza, alle
esigenze di finanziamento degli investimenti delle
PMI.
Opera all’interno della Banca dei Territori, al servi-
zio della rete di tutto il gruppo Intesa Sanpaolo. Si
rivolge principalmente alle imprese con fatturato da
2,5 a 150 milioni lungo la filiera del credito indu-
striale e specialistico.
Mediocredito Italiano, che può contare sulla pro-
fessionalità di circa 400 professionisti, ha svilup-
pato un modello operativo che prevede di soste-
nere la rete bancaria più capillare esistente sul
territorio italiano con oltre 5.400* filiali (di cui 390
esclusivamente dedicate alle aziende) attraverso una
duplice logica di eccellenza e di specializzazione.
Da un lato sono stati creati dei centri di eccellenza
per tutte le attività di credito a medio lungo termi-
ne, dal credito ordinario e agevolato agli incentivi
alla ricerca & sviluppo, sino alla finanza struttura-
ta. Dall’altro il modello di servizio si basa su desk
specialistici che operano nei settori cosiddetti “ad
alta velocità” del nostro Paese: Energia, Reti e Ri-
cerca, Turismo, Cinema & Entertainment, Navale,
Alimentare, Meccanica, Sistema Casa e Costruzio-
ni. Le logiche che hanno portato all’individuazione
di questi desk sono basate sui seguenti parametri:
settori in espansione con un livello di investimenti
superiori alla media; elevata specializzazione con
conseguente richiesta di soluzioni finanziarie non
riscontrabili in strutture ordinarie; operatività in
settori che danno un forte contributo sul valore del-
la produzione.
Tali centri specialistici garantiscono un’approfon-
dita e puntuale analisi e gestione dei progetti di
maggiore complessità, un continuo aggiornamento
sull’andamento e le tendenze dei mercati specifici e
predispongono nuovi prodotti da mettere al servi-
zio del gruppo Intesa Sanpaolo, che si propone di
diventare il partner primario per lo sviluppo e la
crescita delle PMI.
In particolare, per il settore dell’energia, l’attività
del Desk specialistico si pone nell’ottica di un ser-
vizio completo di assistenza e consulenza rispetto
a tutte le problematiche che riguardano soprattutto
lo sviluppo di energie da fonti rinnovabili e di effi-
cienza energetica. Il Desk Energia di Mediocredito
Italiano si compone di un team di professionisti del
settore dedicato a esaminare la sostenibilità dei pro-
getti e a ricercare le soluzioni più idonee a supporto
delle diverse iniziative d’investimento.
Gli specialisti del Desk mettono a disposizione le
loro competenze sia in sede di valutazione delle
caratteristiche progettuali sia di costruzione della
struttura finanziaria anche indicando, se richiesto,
partner tecnici e/o industriali. Il supporto consu-
lenziale è mirato inoltre ad illustrare agli imprendi-
tori i migliori percorsi di accesso alle agevolazioni
di volta in volta disponibili.
Il Desk Energia fa ricorso a modelli di analisi e di
valutazione creati ad hoc che tengono conto, oltre
che degli elementi economico-patrimoniali delle
aziende investitrici, anche delle caratteristiche tec-
nologiche e ambientali più specifiche dei progetti e
della loro capacità di generare flussi di cassa, con-
sentendo un esame accurato del merito complessivo
delle iniziative.
Nell’individuare nuovi trend e spazi di opportunità,
Mediocredito Italiano ha concretizzato l’attenzio-
ne al tema dell’efficienza energetica partecipando
a tavoli operativi di confronto con interlocutori
istituzionali e strutturando con primari operatori
nazionali iniziative di partnership su proposte di fi-
nanziamento dedicate.
Il Desk fornisce quindi un servizio completo, che
spazia dagli aspetti tecnici, amministrativi, legali,
regolatori e creditizi fino alla consulenza sui nuovi
indirizzi tecnologici e i trend di mercato.

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Imprese partner
SGS, leader mondiale nei servizi di ispezione, veri-
fica, analisi e certificazione, è universalmente rico-
nosciuta dal mercato come punto di riferimento per
la qualità e l’integrità con cui opera nell’erogazione
dei propri servizi. A livello internazionale SGS è
presente in oltre 140 Paesi e impiega complessiva-
mente 70.000 persone in oltre 1.350 sedi fra uffici e
laboratori.
La sua struttura è quindi in grado di fornire risposte
tempestive alle diverse esigenze dei propri Clienti.
SGS offre una vasta gamma di servizi personalizzati,
per consentire ai clienti di misurare – e quindi mi-
gliorare – sistemi, prestazioni e processi.
SGS offre servizi in tutti i settori merceologici, attra-
verso tecnici e professionisti propri, altamente qua-
lificati e organizzati in 10 linee di business.
Ispezione :I servizi di ispezione interessano tutti i
contesti e scenari di produzione e movimentazione
di merci e materiali. Le attività ispettive sono svolte
sia durante le diverse fasi del ciclo produttivo che
nei punti critici della movimentazione dei prodotti.
Verifica: Le attività di verifica assicurano che pro-
dotti e servizi siano conformi a standard internazio-
nali e locali. La combinazione di presenza globale
con conoscenza locale, esperienza e competenza in
ogni settore, consente di coprire l’intera filiera, dalle
materie prime al prodotto finito.
Analisi: L’attività consiste nell’esecuzione di test
qualitativi e prestazionali dei prodotti a fronte di
standard tecnici, di sicurezza e di legge attraverso
un network mondiale di laboratori dotati delle più
moderne e sofisticate strumentazioni.
Certificazione: L’attività certificativa si estende dai si-
stemidigestione(qualità,ambiente,sicurezza,energia,
etica sociale, ecc.) ai servizi e prodotti e consiste nell’at-
testazione di conformità sia agli standard nazionali e
internazionali riconosciuti che a quelli direttamente
elaborati dai singoli Clienti per specifiche esigenze.
Formazione: L’SGS Training Lab è la struttura for-
mativa ideata da SGS per rispondere agli stimoli e
alle proposte delle Imprese e dei Professionisti in-
teressati a progettare nuovi percorsi formativi. L’ap-
proccio si basa sullo sviluppo di percorsi formativi
disegnati per il raggiungimento di obiettivi perso-
nali, professionali e delle Imprese.
SGS opera in qualità di Organismo di Verifica e
Certificazione Indipendente su tutte le principali
tematiche inerenti la Sostenibilità ambientale me-
diante attività di audit, verifica, attestazione, conva-
lida e certificazione.
Le principali aree di intervento sono riconducibili a:
•• audit e certificazione ambientale ISO 14001 e Re-
golamento EMAS
•• audit e certificazione sistemi di gestione energia
ISO 50001 e UNI/CEI 11352
•• audit energetici secondo gli standard UNI CEI
EN 16247-1:2012 e UNI CEI/TR 11428:2011
•• verifica e convalida di inventari e asserzioni di
gas ad effetto serra secondo gli standard GHG
Protocol e ISO 14064-1
•• verifica e convalida di comunicazioni di emissio-
ni di gas ad effetto serra nell’ambito della Diret-
tiva 2003/87/CE
•• convalida di Dichiarazioni Ambientali di Pro-
dotto EPD ISO 14025
•• convalida di asserzioni e comunicazioni relative
al Cabon Footprint di Prodotto PAS 2050 e ISO/
DIS 14067
•• certificazione della sostenibilità di Biocarburanti
e Bioliquidi secondo lo schema Nazionale DM
23/01/2012
SGS offre inoltre un’ampia proposta di attività di
training su tutte le principali tematiche inerenti la
Sostenibilità Ambientale sia con corsi a catalogo sia
con offerte formative progettate ed erogate su speci-
fiche richieste dei propri clienti.

Imprese partner
Siemens rappresenta una delle più importanti mul-
tinazionali operanti a livello mondiale. Con circa
360.000 collaboratori e un fatturato 2010/11 di 74
miliardi di Euro, Siemens opera nei settori indu-
stria, energia, sanità e infrastrutture & città.
Con 27.800 collaboratori e circa 4 miliardi di Euro
(5% del fatturato) investiti nel 2011 in Ricerca e
Sviluppo, 8.600 invenzioni e 53.300 brevetti atti-
vi, l’azienda è una della maggiori realtà industria-
li orientate all’innovazione, pioniere nell’ambito
dell’efficienza energetica, della produttività indu-
striale, della sanità sostenibile e personalizzata e
delle soluzioni per infrastrutture intelligenti.
Il portafoglio ambientale Siemens, tra i più ampi
e significativi al mondo, vale 30 miliardi di Euro e
comprende prodotti e soluzioni che danno un con-
tributo diretto, quantificabile alla protezione di cli-
ma e ambiente.
I prodotti e le soluzioni del portfolio ambientale
Siemens hanno permesso ai clienti nel 2011 di ab-
battere circa 320 milioni di tonnellate di CO2
, un
dato equivalente alle emissioni totali di CO2
prodot-
te ogni anno da Berlino, Delhi, Hong Kong, Istan-
bul, Londra, New York, Singapore e Tokyo.
Una delle maggiori realtà industriali attive nel no-
stro Paese Siemens in Italia ha chiuso l’esercizio
2010/11 con un fatturato di 2,5 miliardi di Euro
e ordini per 2,6 miliardi di Euro. Conta su 4.800
collaboratori, sei stabilimenti produttivi e nove tra
centri di competenza e R&S, alcuni dei quali di ec-
cellenza mondiale.
SETTORE INDUSTRY
Il Settore Industry, con le sue divisioni Drive
Technologies, Industry Automation, e la nuova Cu-
stomer Services, offre prodotti, soluzioni e servizi
nell’ambito dell’automazione, grazie alle sue tecno-
logie e servizi end-to-end per l’automazione inte-
grata e per i software industriali.
L’ampio portafoglio di prodotti, sistemi, servizi e
soluzioni dà l’opportunità a Siemens di vantare un
parco clienti molto differenziato sia per settore tec-
nologico, sia per tipologia di cliente: grande indu-
stria, piccola media industria, officina, system inte-
grator, costruttori di macchine, rivenditori, clienti
finali, distributori.
SETTORE ENERGY
Il Settore Energy, con le sue divisioni Fossil Power
Generation, Wind Power, Solar & Hydro, Energy
Service, Oil & Gas e Power Transmission, si rivolge
a fornitori e aziende operanti in ambito energetico,
offrendo loro prodotti, soluzioni e service per la ge-
nerazione, trasmissione e distribuzione di energia.
Le innovazioni Siemens in questo campo si foca-
lizzano sull’efficienza nella generazione di energia
puntando sull’eccellenza nelle fonti rinnovabili e
sulle tecnologie di trasmissione, che consentono
una sostanziale riduzione delle emissioni di CO2
.
SETTORE HEALTHCARE
L’offerta del Settore Healthcare comprende prodotti
e soluzioni in grado di coprire tutte le fasi della cura,
dalla prevenzione alla diagnosi, fino alla terapia e
alla riabilitazione, grazie ad un approccio integrato
che include prodotti e soluzioni per la diagnostica
in vivo e in vitro oltre a specifiche competenze nel
campo dell’information technology applicata alla
gestione dei processi clinici ospedalieri.
Le innovazioni Siemens offrono al cliente un por-
tfolio completo di soluzioni mediche che coniuga
tecnologie all’avanguardia per la diagnostica di la-
boratorio, strumenti per l’imaging e soluzioni IT
in grado di definire le patologie in modo precoce,
aumentare la precisione diagnostica e ottimizzare la
cura del paziente (Rilevazione e Diagnosi, Angio-
grafia, Tomografia computerizzata, Fluoroscopia,
Risonanza Magnetica, PET, Ultrasuoni, ecc)
SETTORE INFRASTRUCTURE & CITIES
Il Settore Infrastructures & Cities composto da
cinque Divisioni: Rail Systems, Mobility and Logi-
stics, Low and Medium Voltage, Smart Grid e Buil-
ding Technologies, gestisce il mercato delle città e
delle infrastrutture offrendo soluzioni per la mobi-
lità, la tutela ambientale e il risparmio energetico.

183
Imprese partner
Sorgenia è il primo operatore privato del mercato
italiano dell’energia elettrica e del gas naturale con
circa 500mila clienti in tutta Italia, concentrati in
particolare nel segmento business, e con impianti
di produzione per oltre 4.500 MW di potenza in-
stallata.
Consolidata la posizione di secondo fornitore delle
imprese italiane, a partire dal 2011 sta sviluppando
un’azione commerciale mirata in particolare ai con-
sumatori domestici.
Ai clienti finali Sorgenia propone un’offerta nuova
per l’energia, nel contempo proponendo una serie
di servizi per il miglioramento dell’efficienza ener-
getica. Efficienza per Sorgenia significa risparmio
in bolletta attraverso una significativa riduzione
dei consumi, ma anche un modo per contribuire
a diffondere un uso consapevole e sostenibile
delle risorse energetiche. La proposta comprende
strumenti e tecnologie per il monitoraggio dei
consumi, come la nuova presa elettrica MyPresa che
controlla e gestisce gli elettrodomestici da remoto,
per l’eliminazione degli stand-by di TV e computer,
i servizi di analisi energetica per le piccole e medie
imprese, gli apparati Dibawatt per l’ottimizzazione
dell’illuminazione esterna, rivolti in particolare alla
pubblica amministrazione.
Per Sorgenia l’attenzione al risparmio energetico è,
inoltre, uno dei fondamentali criteri guida rispetto
alle attività nell’ambito della generazione elettrica,
tramite il ricorso alle tecnologie più efficienti e com-
patibili oggi esistenti.
Nell’insieme queste attività riflettono il posiziona-
mento di Sorgenia che fa capo al concetto di energia
sensibile verso l’individuo, la collettività e l’ambien-
te. Sempre in quest’ottica, nel 2011 la società ha re-
alizzato il Manuale per il Consumatore, una guida
sulle buone pratiche di relazione con il consumatore
a garanzia della trasparenza e dei suoi diritti che illu-
stra le azioni poste in essere da Sorgenia per miglio-
rare gli standard minimi previsti dalla normativa di
settore, a partire dalla fase di vendita. Il Manuale è
stato realizzato grazie alla “giurisprudenza” dell’Au-
torità Garante della Concorrenza e del Mercato e
alle segnalazioni dell’Autorità per l’energia elettrica
e il gas e delle Associazioni dei consumatori.
Con lo stesso obiettivo di trasparenza verso il con-
sumatore, a ottobre 2012 Sorgenia ha presentato an-
che la Carta della Qualità dei Servizi, un documen-
to che impegna la società a garantire ai consumatori
standard di servizio superiori rispetto a quelli previ-
sti dalla normativa di settore in tutte le fasi del rap-
porto contrattuale. L’intento è migliorare ulterior-
mente il servizio per i propri clienti, raggiungendo
livelli di eccellenza nel settore dell’energia. Per veri-
ficare il rispetto degli impegni contenuti nella Carta
e individuare nuove aree di miglioramento, Sorge-
nia ha istituito un Osservatorio con le associazioni
dei consumatori.

Imprese partner
Turboden è leader europeo nella produzione di tur-
bogeneratori ORC (Organic Rankine Cycle) per la
generazione elettrica e cogenerazione di energia
elettrica e calore da fonti rinnovabili quali biomas-
sa, geotermia, solare termodinamico e da recupero
di calore di scarto da processi industriali, da motori
e turbine a gas.
La società è stata fondata a Milano nel 1980 dall’ing.
Mario Gaia, ex professore presso il Dipartimento di
Energetica del Politecnico di Milano e oggi Ammi-
nistratore Delegato, che nel corso degli anni ha coin-
volto in azienda alcuni dei suoi studenti più brillanti.
La realizzazione di turbogeneratori basati sulla tec-
nologia ORC è stata per Turboden un’autentica vo-
cazione e costituisce da sempre l’elemento principa-
le della propria mission.
Turboden ha dimostrato la possibilità di “fare im-
presa” e creare valore mediante l’utilizzo della tec-
nologia ORC, contribuendo così a promuovere
la generazione primaria di energia rinnovabile, il
risparmio e l’efficienza energetica, in linea con le
direttive europee e con gli attuali protocolli inter-
nazionali.
Nel 2009 entra a far parte di Pratt & Whitney (so-
cietà di UTC), leader mondiale nella progettazione,
costruzione e manutenzione di motori per aviazio-
ne, sistemi di propulsione spaziale e turbine a gas
industriali. Oggi Tuboden è inserita nella divisione
Pratt & Whitney Power Systems (PWPS), per svi-
luppare soluzioni basate su tecnologia ORC per la
generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili
e da recupero calore in tutto il mondo.
Turboden ha attualmente circa 250 impianti in
più di 25 paesi e propone un’offerta tra i 600kW e
i 10MW elettrici per le unità standard e fino a 15
MW per soluzioni personalizzate.
Turboden è capofila del progetto H-REII, acronimo
di Heat Recovery in Energy Intensive Industries,
co-finanziato dal programma LIFE+ della Direzio-
ne Generale Ambiente della Commissione Europea,
(LIFE08 ENV/IT/000422). I partner del progetto
HREII sono: Associazione Industriale Brescia-
na (AIB), Federazione Italiana per l’uso Razionale
dell’Energia (FIRE), Provincia di Brescia e Centro
Servizi Multisettoriale e Tecnologico (CSMT). Pro-
vincia di Brescia e CSMT sono sponsor del report
Efficienza Energetica di Energy Strategy.
La provincia di Brescia è la più estesa della Lombar-
dia, con una superficie di 4.784,36 km² e una densi-
tà abitativa di circa 264 abitanti per km², e rappre-
senta uno dei principali poli industriali italiani. Per
il progetto H-REII hanno collaborato attivamente
il settore Energia, competente per l’adozione di in-
terventi per la promozione e l’incentivazione delle
fonti energetiche rinnovabili e del risparmio ener-
getico, e il settore Ambiente, competente ai fini del
rilascio, del rinnovo e del riesame dell’autorizzazio-
ne integrata ambientale (AIA).
CSMT è un centro di ricerca e trasferimento tecno-
logico, che promuove su base no-profit la collabora-
zione tra il mondo della ricerca e quello industriale
attraverso una serie di attività quali: formazione tec-
nico-applicata, ricerca applicata, progetti di ricerca
finanziata europei e nazionali, organizzazione even-
ti e conferenze. Le attività sono svolte da uno staff
tecnico, affiancato dai ricercatori universitari coin-
volti nelle varie attività di progetto e di laboratorio.
All’interno della sede – nelle vicinanze del campus
di ingegneria dell’Università degli Studi di Brescia
con cui CSMT collabora intensamente – sono in
funzione numerosi laboratori pesanti e leggeri. L’e-
dificio dispone anche di numerose sale di formazio-
ne e di spazi per l’insediamento di spin-off di ricerca
o start-up tecnologiche.

185
Imprese partner
Costituita nel 2008, Innowatio si è affermata in Ita-
lia fra i protagonisti del mercato libero dell’energia
con servizi d’avanguardia per la gestione del por-
tafoglio energetico e l’ottimizzazione dei consumi
(elettricità, gas, energia prodotta da fonti tradizio-
nali e rinnovabile).
Le sue attività si rivolgono ai grandi consumatori
d’energia. Vanno dalla contrattazione continua sui
mercati nazionali ed internazionali delle forniture
per conto della clientela, ai servizi di efficientamen-
to energetico.
E’ stata fondata ed è guidata da un team di manager
con una riconosciuta esperienza internazionale nel
settore, che detiene la maggioranza del capitale. Ad
essa partecipano società di investimento e venture
capital di rilevanza nazionale: MISMA Partecipa-
zioni, FLOW FIN, e TQ4.
Caratteristica distintiva di Innowatio è quella di ri-
volgersi ai grandi consumatori d’energia in ambito
industriale e commerciale e, soprattutto, di operare
per conto della clientela con un approccio esclusivo,
indipendente, coerente e senza conflitti di interesse.
Innowatio infatti opera in totale indipendenza dai
fornitori operanti sul mercato “tradizionale”, pro-
ponendo la remunerazione dei propri servizi secon-
do la formula del profit/saving sharing, e cioè esclu-
sivamente sulla base della condivisione dei vantaggi
effettivamente conseguiti.
Con sede a Bergamo, presso il Parco Scientifico e Tec-
nologico Kilometro Rosso, Innowatio annovera nella
sua squadra più di 70 specialisti e opera attraverso tre
società: Youtrade SpA, dedicata ai servizi di Energy
Portfolio Management e Demand Side Management;
Yousave SpA, operante nel settore dell’efficientamen-
to energetico ed Innowatio tecnologie specializzata
in impianti di produzione energetica.
Yousave per l’efficienza energetica e i nuovi progetti
Attraverso la controllata Yousave SpA, Innowatio
offre servizi e know how e capacità progettuali per
l’efficientamento energetico.
Yousave è accreditata come ESCo (Energy Service
Company), e cioè come società che opera riorganiz-
zazioni finalizzate ad accrescere l’efficienza energetica,
riducendo il consumo di energia primaria a parità di
servizi finali, acquisendo la responsabilità di risultato
nei confronti del soggetto per cui svolge il servizio.
Con Yousave, Innowatio opera lungo l’intera filie-
ra dell’efficientamento prevedono il finanziamento
parziale o totale delle soluzioni, con contratti di tipo
“saving sharing”, e cioè con gli oneri di investimen-
to che si ripagano con i risparmi ottenuti in tempi
predefiniti.
Yousave gestisce inoltre aggregazioni industriali
finalizzate a rendere i servizi di contenimento dei
consumi di gas naturale e di interrompibilità di
energia elettrica, come nel caso del Consorzio Ce-
ramica Interrompibilità, che nel 2011 ha messo a
disposizione del sistema elettrico circa 126 MW su
44 siti industriali.
Infine, attraverso YouSave, Innowatio assiste la
clientela nell’ottenimento dei TEE (Titoli di Effi-
cienza Energetica) e nella loro negoziazione sul
mercato.

Copyright 2012 © Politecnico di Milano - Dipartimento di Ingegneria Gestionale
Collana Quaderni AIP
Registrazione n. 433 del 29 giugno 1996 - Tribunale di Milano
Direttore Responsabile: Umberto Bertelè
Progetto grafico e impaginazione: MEC Studio Legnano
Stampa: Grafiche Ponzio
ISBN: 978-88-904839-5-0

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