Audizione Enel Enel Foundation - Indagine sulla Green Economy
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Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
On Abrignani:
‐ Si è parlato durante l’audizione delle FER che potranno operare senza incentivi. Questo comporta
grossi investimenti nel settore. Qual è la posizione di Enel sul tema?
Le tecnologie alimentate a fonti rinnovabili potranno operare senza incentivi nel momento in cui il loro
costo sarà in grado di competere con quello delle fonti tradizionali. I regimi di incentivazione hanno
per l’appunto lo scopo di accompagnare le tecnologie poco mature verso questa condizione. Le fonti
diverse del fotovoltaico godranno ancora di incentivi (l’assegnazione avviene tramite aste competitive
e registri) in base al DM del 6 luglio 2012; il fotovoltaico ha visto il temine dell’incentivazione diretta
con la fine del V conto energia questa estate. Tuttavia alcune taglie di impianti fotovoltaici ancora
godono di un regime di incentivazione indiretto rappresentato dal meccanismo dello scambio sul
posto. Più in generale tutte le fonti rinnovabili, al di là degli incentivi diretti previsti dal dm 6 luglio per
il non fotovoltaico, se inseriti in determinate configurazioni impiantistiche, i cosiddetti SEU (Sistemi
Efficienti di Utenza), accedono a sconti tariffari che di fatto rappresentano una vera e propria
incentivazione indiretta e poco trasparente come evidenziato più volte dall’Autorità per l’energia
elettrica e il gas.
Gli impianti rinnovabili del Gruppo Enel hanno un basso livello di dipendenza dagli incentivi statali.
Enel, infatti, crede fermamente nella piena integrazione delle rinnovabili nel mercato, e quindi nella
necessità di mantenere le agevolazioni esistenti in modo coerente con lo sviluppo delle singole
tecnologie e solo per il periodo strettamente necessario, in modo da non creare distorsioni nel
mercato elettrico.
Le tecnologie per le quali si è osservata una maggiore riduzione dei costi sono l’eolico on‐shore ed il
fotovoltaico, con conseguente eliminazione o forte riduzione degli incentivi riconosciuti.
A fronte della riduzione già osservata dei costi e degli ulteriori miglioramenti attesi per il futuro,
tuttavia, occorrerà monitorare l’andamento di altri fattori impattanti sulla capacità delle rinnovabili di
competere senza incentivi. In particolare, il prezzo all’ingrosso dell’energia ed il costo delle forniture di
energia elettrica per il cliente finale rappresentano le grandezze di riferimento rispetto alle quali gli
operatori privati normalmente valutano la convenienza ad investire, in assenza di sussidi, in impianti a
fonti rinnovabili. Le prospettive della c.d. grid‐parity, dunque, dipenderanno dall’evoluzione di una
serie di fattori tecnologici e di mercato.
In un contesto sempre meno guidato dagli incentivi, in ogni caso, lo sviluppo si concentrerà su quelle
tecnologie caratterizzate dal minor costo unitario di produzione e nelle zone caratterizzate da maggior
disponibilità di fonte primaria (il maggior sviluppo di impianti eolici e fotovoltaici è infatti atteso nelle
regioni del sud Italia o nelle isole).
‐ Chi investe su efficienza, deve sostenere un investimento iniziale e nel sistema c’è poca liquidità. Allora
si è pensato alle ESCo, ma non stanno funzionando. Si può pensare allora a un Fondo di garanzia. Le
grandi aziende potrebbero fare moral suasion per fare un fondo di garanzia del settore?
Dotare opportunamente i fondi di garanzia potrebbe avere costi molto contenuti per la fiscalità e
innescare la diffusione di prodotti finanziari specifici per l’anticipazione dell’intervento di
efficientamento. Il fondo di Garanzia eleva il merito creditizio del soggetto che fa l’intervento offrendo
all’istituto di credito la possibilità di intervenire nella catena del valore del business dell’efficienzaAudizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
energetica. L’input del Parlamento potrebbe essere molto utile per chiedere al Governo di valutare
l’opportunità di attivare un fondo di garanzia per il settore.
‐ D’accordo sulla criticità della progressività della tariffa, ma è importate capire come il settore è
finanziato.
Il sistema tariffario prevede un prezzo unitario dell’elettricità in aumento all’aumentare dei consumi
ed un sussidio incrociato, nell’ambito delle tariffe di trasporto, a beneficio dei clienti residenti con
potenza minore di 3kW e bassi consumi annuali.
Dovrebbe essere sostituita l’attuale tariffa con una nuova non più progressiva da applicare a tutti gli
usi domestici, prevedendo l’applicazione di una tariffa che riflette i costi del servizio. Una tariffa di
questo tipo, che L’Autorità per l’energia già definisce pur senza prevederne l’applicazione ai clienti,
non comporta alcun problema di finanziamento al sistema.
Anzi tale soluzione migliorerebbe le modalità di finanziamento del sistema stesso in quanto i consumi
aggiuntivi generati da una tariffa non progressiva porterebbero ad una graduale riduzione della tariffa
stessa come conseguenza dell’aumento della base imponibile per i costi fissi (costi di rete e oneri di
sistema).
On Crippa:
‐ Enel si occupa di FER, e lo fa perché conviene. Ma tralasciando il problema delle centrali a carbone che
avete in gestione, state cercando di giustificare il carbone pulito, che non è Green Economy.
Nell’orizzonte che avete delineato, avete parlato di generazione distribuita, ma come si concilia con il
fatto che state realizzando l’elettrodotto Italia‐Albania, che porterà in Italia l’elettricità prodotta con
una centrale a carbone? Mi sembrano due ragionamento opposti.
FER e centrali termiche non sono in contrasto, anzi, forniscono una risposta coordinata ai problemi
attuali del sistema elettrico che è molto più complesso di quando sembra.
La gran parte degli impianti rinnovabili installati negli ultimi anni sono non programmabili, in altre
parole non è possibile prevedere con adeguata certezza la loro produzione futura. Allo stesso tempo,
però, il TSO (TERNA) deve far si che domanda e offerta di energia elettrica siano uguali in ogni istante
della giornata. Le uniche centrali che possono permettere il mantenimento di questa uguaglianza sono
le fonti fossili, le quali hanno profili di produzione prevedibili e programmabili. Per tale ragione al fine
di mantenere in sicurezza il sistema elettrico, il mix produttivo deve essere composto sia da energie
rinnovabili che da energie fossili. Rispetto all’elettrodotto Italia‐Albania la linea merchant non è
progettata per collegare una centrale con un punto di consumo ma per collegare i due Paesi.
Infatti le linee merchant aumentando le interconnessioni a livello europeo ,incrementano la sicurezza
energetica dei Paesi.
‐ Dispositivo di distacco e automatico. Alcuni impianti alimentati con FER possono essere slacciati dalla
rete in momenti di sovrapproduzione. Perché non ci si è concentrato sul potenziamento della rete?
Inoltre, con la generazione distribuita questo problema dovrebbe ridursi.
Gli impianti FER vengono attualmente distaccati dalla rete solo in casi di emergenza quando è a rischio
la sicurezza del sistema; infatti tali impianti hanno priorità di dispacciamento.Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
Il problema del distacco della generazione rinnovabile non viene risolto dallo sviluppo della
generazione distribuita. Lo sviluppo di impianti di generazione sulle reti di media e bassa tensione (c.d.
generazione distribuita) può portare a criticità nella gestione delle reti di distribuzione (ad esempio in
termini di modifica dei livelli di tensione e di congestioni locali).
Il distacco delle FER potrà essere definitivamente risolto attraverso lo sviluppo della rete (sia a livello di
distribuzione, dove le FER non programmabili sono generalmente collegate, sia a livello di
trasmissione) e in taluni casi, una volta raggiunta la maturità tecnologica ed economica, dal ricorso a
dispositivi di accumulo.
‐ Qual è la posizione di Enel sulle RIU e le SEU?
In base alle attuali norme, le RIU e i SEU sono soggetti al pagamento degli oneri generali di sistema e
dei corrispettivi di trasmissione e distribuzione limitatamente all’energia prelevata dalla rete pubblica;
quindi, a differenza delle altre reti private, tali sistemi sono esonerati dal pagamento dei suddetti oneri
sull’energia prodotta all’interno della propria rete ed ivi consumata.
Questo esonero comporta il trasferimento di oneri impropri sulla generalità degli altri utenti. Come
rilevato, infatti, dalla stessa Autorità per l’energia elettrica ed il gas, le esenzioni e i benefici tariffari
comportano una diminuzione della quantità di energia su cui allocare i costi correlati all’utilizzo delle
reti e gli oneri di sistema che rappresentano dei costi fissi. Ciò determina un inevitabile incremento
delle tariffe pagate dagli altri clienti.
I sussidi in questione, in assenza di interventi correttivi, sono destinati ad assumere dimensioni sempre
più rilevanti, sia per la realizzazione di nuove configurazioni impiantistiche rientranti nella categoria dei
SEU che in considerazione delle previsioni di crescita degli oneri di sistema. Pertanto una modifica del
quadro normativo che preveda l’eliminazione dei sussidi oggi previsti per RIU e SEU permetterebbe,
oltre che di ridurre le tariffe come detto del 4% circa, anche di evitare futuri incrementi.
In relazione ai costi di rete, la circostanza che l’energia sia prodotta in una rete privata, comunque
interconnessa con la rete pubblica, non determina alcun risparmio per il sistema. Infatti i costi legati
alla realizzazione, gestione e manutenzione della rete pubblica hanno natura di costi fissi in quanto
connessi all’esigenza di garantire un dimensionamento adeguato della stessa rete; ciò a prescindere
dal fatto che i prelievi che si registrano sulla medesima rete siano saltuari in quanto connessi al solo
servizio di back‐up.
‐ Contatore elettronico, non è panacea. C’è un problema di comunicazione dei dati tra voi e GSE, a causa
del quale si pagano le fatture sulle stime e non sui dati effettivi.
Se la domanda fa riferimento alla fatturazione dell’energia prodotta da FER, si sottolinea che la lettura
dell’energia prodotta è posta in capo al distributore per impianti fino a 20 kW di potenza installata solo
per impianti in esercizio fino al 26/8/2012, successivamente a tale data, il distributore è responsabile
della lettura di tutti i misuratori. Per quanti riguarda l’energia prodotta il distributore fornisce le
misure al GSE attraverso la tele lettura con cadenza mensile, in base a tali misure il GSE eroga gli
incentivi.
Per quanto riguarda l’energia prelevata dalla rete elettrica, il distributore effettua la lettura dei
misuratori e fornisce al trader le misure. Fermo restando che Enel non può rispondere delle
fatturazioni avvenute su dati stimati a causa di letture non effettuate sulla rete in concessione a terzi,
secondo i dati di Enel distribuzione ogni anno vengono effettuate sui propri contatori elettrici
intelligenti 415 milioni di letture all’anno da telelettura di cui solo una piccola parte non va a buon fine.
Successivamente è il trader che effettua la fatturazione.Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
‐ Su Studio presentato da Enel Foundation: nello scenario presentato alla slide 19. Si fa riferimento alla
sostenibilità economica o a quella ambientale?
Si tratta di sostenibilità economica, che è una delle tre dimensioni rispetto alle quali vengono valutate
le tecnologie per l’efficienza energetica.
In particolare sull’asse orizzontale è riportata la convenienza a sostenere l’investimento in
tecnologie per l’efficienza energetica in condizioni ottimali d’impiego. Essa è calcolata come il
rapporto percentuale tra: (i) la differenza tra il costo necessario per risparmiare un kWh energetico
lungo la vita utile dell’investimento (sia esso termico o elettrico) e il corrispondente costo di acquisto
dalla rete e (ii) il costo benchmark di acquisto del kWh dalla rete (nel caso di tecnologie per
l’autoproduzione di energia la convenienza è misurata attraverso il confronto con i costi legati
all’utilizzo di una tecnologia alternativa, ad esempio le pompe di calore per la generazione di calore
sono paragonate alle tradizionali caldaie a combustione). Il centro dell’asse è rappresentato
da quelle soluzioni la cui adozione richiede un costo di investimento e di gestione pari al costo
di approvvigionamento “tradizionale” dell’energia. Nella parte destra dell’asse – caratterizzata da
valori percentuali negativi – si trovano le tecnologie che consentono un “risparmio” economico per
l’adottatore perché fanno risparmiare un kWh di energia con un costo (di investimento e gestione)
inferiore rispetto a quello di acquisto del medesimo kWh dalla rete. Nella parte sinistra sono
posizionate le tecnologie per le quali, allo stato attuale, il costo da sostenere per il loro impiego
è superiore rispetto a quanto consentono di far risparmiare in virtù del mancato acquisto di
energia. È importante sottolineare che il calcolo è qui presentato in assenza di sistemi di incentivazione
in modo da offrire un riferimento “assoluto” della convenienza di una determinata tecnologia. La
“distanza” dal centro dell’asse di una tecnologia offre dunque anche una misura immediata della
eventuale “necessità” e del “peso” ‐ in termini di c€/kWh ‐ che dovrebbe avere un sistema di
incentivazione per essere efficace (con riferimento a pag. 19 dello studio “Stato e Prospettive
dell’efficienza energetica in Italia – I Rapporto”, realizzato da Enel Foundation in collaborazione con il
Politecnico di Milano consegnato in occasione dell’Audizione e disponibile online al seguente link
http://www.enel.com/it‐IT/doc/enel_foundation/events/report_stato_e_prospettive_efficienza_energetica.pdf)
‐ Slide 21: come sono state paragonate le caldaie a condensazione con le caldaie a biomasse?
Tutte le tecnologie, incluse le caldaie a condensazione e quelle a biomasse, non sono paragonate
direttamente tra di loro ma localizzate rispetto agli assi e dimensionate seguendo la seguente
metodologia (con riferimento alle pagine 19‐20 dello studio):
Sull’asse orizzontale è riportata la convenienza a sostenere l’investimento, come
descritto nella risposta precedente;
Sull’asse verticale si è il “tasso di penetrazione” di mercato attuale rispetto al potenziale teorico
di diffusione della tecnologia al 2020. Esso è calcolato come il rapporto percentuale fra: (i) il
risparmio annuo conseguito grazie all’adozione della tecnologia e (ii) il risparmio annuo
conseguibile al 2020 in uno scenario teorico di diffusione delle tecnologie . Il centro dell’asse è
fissato su un valore del 10%: nella parte inferiore troviamo quelle tecnologie che non hanno
ancora espresso il proprio potenziale in modo significativo a causa di un livello di maturità ancora
basso o di una eccessiva distanza dalla sostenibilità economica in assenza di incentivi; nella parte
superiore invece troviamo quelle tecnologie che hanno espresso buona parte del loro potenziale,
hanno un grado di maturità più alto e sono sostenibili economicamente o sono state rese
sostenibili con sistemi di incentivi. In definitiva, la distanza dal centro dell’asse misura quanto la
tecnologia sia già diffusa nel mercato rispetto al suo potenziale teorico al 2020;Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
Il terzo asse, che è rappresentato per semplicità dalla dimensione delle bolle, riporta infine il
“valore del potenziale al 2020” in termini di quantità di energia (misurata in TWh sui consumi
finali, a seconda dei casi, elettrici o termici) che l’adozione di una determinata tecnologia
consente di risparmiare annualmente in uno scenario potenziale al 2020 ovvero di quantità di
energia prodotta nel caso delle soluzioni di generazione da fonte rinnovabile. La dimensione della
bolla sintetizza dunque due valori: l’efficienza della tecnologia rispetto alle alternative e la sua
attrattività per il mercato.
On Matarrese:
‐ Barriere normative: ci aiutate capire come indirizzare gli incentivi al meglio, basandoci su un analisi
costi‐benefici che tenga presente lo stato di maturazione delle tecnologie?
Le barriere normative possono essere mitigate attraverso i seguenti interventi: i) introdurre maggiore
stabilità al meccanismo di incentivazione (es. revisioni detrazioni fiscali); ii)sburocratizzare e ridurre i
tempi per l’accesso agli incentivi e negli iter autorizzativi; iii) ridurre le disomogeneità legate al
permitting locale nel rispetto dell’autonomia degli enti locali.
Per aumentare l’efficacia degli incentivi, calibrandoli secondo il reale posizionamento delle tecnologie
in termini di potenziale e di costi‐benefici, nello studio (con riferimento alle pagine 62‐63) vengono
proposte azioni alternative in base al diverso grado di maturità delle tecnologie e della loro
sostenibilità economica:
Tecnologie diffuse e mature, e con una buona sostenibilità economica: ad esempio, non
richiederebbero incentivi alla ricerca perché non hanno bisogno di colmare importanti gap
tecnologici, né all’adozione perché sono già caratterizzate dalla convenienza rispetto alle
alternative tecnologiche.
Tecnologie mature, diffuse ma non sostenibili economicamente: richiederebbero politiche di
promozione all’adozione che le rendano competitive rispetto alle alternative meno efficienti,
soprattutto laddove garantiscano benefici importanti nel lungo periodo in termini di risparmio
energetico e sostenibilità ambientale. Non incentivare queste tecnologie significa, infatti, frenarne
l’adozione (garantire incentivi alla ricerca e sviluppo non è necessario perché non porterebbe a
“salti” tecnologici importanti, raggiungibili invece con programmi di continuous improvement).
Tecnologie innovative, poco diffuse e non sostenibili economicamente ‐ richiederebbero incentivi
alla R&S che contribuiscano al conseguimento di un maggior grado di maturità. La mancata
erogazione comporta il rischio che la tecnologia venga abbandonata in favore di altre.
L’erogazione di incentivi all’adozione per queste tecnologie rischia, soprattutto se sono ancora in
fase embrionale di sviluppo, di drogare un mercato non pronto in termini di efficacia, efficienza e
struttura della filiera per una rapida espressione di volumi.
Tecnologie innovative, poco diffuse ma sostenibili economicamente presentano situazioni
eterogenee e da approfondire. Le tecnologie di maturità embrionale richiedono incentivi alla R&S.
Quelle pronte per un’ampia diffusione richiedono un’attenta analisi delle barriere che ne limitano
la diffusione per studiare azioni o incentivi atti consentire di sviluppare il loro potenziale. In ogni
caso, queste tecnologie rappresentano delle opportunità di business che andrebbero colte
soprattutto laddove i benefici in termini di efficienza conseguibile e sostenibilità economica siano
rilevanti.Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
‐ Come facilitare accesso a strumenti incentivanti?
Lo studio suggerisce (Key Findings and Messages a pag.10) alcune azioni che potrebbero facilitare
l’accesso agli strumenti incentivanti, come semplificare e sburocratizzare le procedure e gli iter
autorizzativi per i piccoli interventi di installazione di tecnologie efficienti sugli edifici residenziali
(quali caldaie a condensazione e pompe di calore) e applicare detrazioni fiscali stabili nel tempo,
che è lo strumento più agile e semplificato per i soggetti privati. Alcune forme di incentivazione (ad
esempio il recente Conto Energia Termico) richiedono una serie di documentazioni e adempimenti
che rendono molto difficile per un cittadino accedervi. Inoltre la sovrapposizione di più meccanismi
è fuorviante, bisognerebbe puntare sulla detrazione per i motivi sopra esposti. Ad esempio, occorre
semplificare le procedure per la detrazione del 65% da indirizzare ad Enea ed in particolare
individuare modalità per estendere la deroga all’obbligo di bonifico (come avviene per i mobili e gli
elettrodomestici) individuando strumenti alternativi di tracciabilità fiscale automatica. Questo tipo
di iniziative sono fondamentali per stimolare la crescita e contrastare i fenomeni dell’abusivismo e
del sommerso. Lo studio propone altresì quale potrebbe essere il contributo delle utility ala
rimozione di alcune barriere (con riferimento alle pagine 65‐68), tra cui gli ostacoli legati
all’invasività e complessità dell’intervento per l’installazione di tecnologie per l’efficienza
energetica, incluse le autorizzazioni e le pratiche per l’ottenimento degli incentivi. In particolare, la
capillarità della utility integrata permette di abbattere la barriera riconosciuta dai potenziali
adottatori lungo il ciclo di vita dell’intervento. L’utility può, da un lato, fornire le competenze
tecniche per garantire che l’intervento sia gestito secondo le best practice e garantendo i minimi
disagi e i massimi risultati (evitando all’adottatore la fase di vendor selection che spesso lo porta a
scegliere tra un panel limitato di alternative, spesso con criteri di prossimità), dall’altro gestire
attraverso un'unica interfaccia tutte le fasi complesse e time consuming dell’intervento durante il
suo ciclo di vita: progettazione, ottenimento autorizzazioni tecniche, pratiche per ottenimento
incentivi, stesura del business plan per la stima dei benefici, monitoraggio parametri impianto e
manutenzione, ecc.
‐ Come supportare le filiere industriali sulla green economy? Incentivi sono solitamente indirizzati a
valle della filiera, in alcuni casi andrebbero a monte.
Al fine di supportare la filiera industriale è necessario effettuare un’analisi sistematica delle
tecnologie nell’ambito della Green Economy attraverso una valutazione realistica delle stesse,
identificando quelle presenti in Italia e quelle che vengono importate o che sono a rischio di
delocalizzazione. In tal senso al fine di garantire ricadute positivi in termini occupazionali, è
necessario supportare la filiera industriale. Gli incentivi vanno dosati e indirizzati verso tecnologie
ad alto contenuto tecnologico (es: pompa di calore idronica) in modo da favorire il consolidamento
delle punte di eccellenza già presenti nel sistema manifatturiero italiano, in modo da evitare di
ripetere quanto accaduto con il solare fotovoltaico dove non il contributo nazionale si è limitato
all’installazione.
La seconda parte dello studio, in corso, approfondisce il tema delle filiere nazionali su selezionate
tecnologie per l’efficienza energetica. I risultati della seconda parte saranno disponibili a Febbraio
2014.
On Realacci:Audizione Enel‐Enel Foundation – Indagine sulla Green Economy
‐ Spero che lo scenario descritto sarà quello vero. Lo studio era interessante e per questo ho invitato
anche la Fondazione.
Vettore elettrico. Cucina induzione. Il bilancio elettrico deve essere completo. Guardando anche il
parco di produzione così com’è. Altrimenti penso che sia meglio tenere il consumo delle famiglie
basso.
Come evidenziato dallo studio, anche prendendo in considerazione l’attuale mix di produzione del
parco elettrico italiano, l’adozione di tecnologie che fanno uso del vettore elettrico in sostituzione
del loro equivalente a gas naturale comporterebbe un notevole risparmio in termini di energia
primaria (come evidenziato dalla tabella a pag 70 del Rapporto che riportiamo in basso per
comodità). Inoltre, in ottica di medio‐lungo periodo, l’eventuale domanda incrementale di energia
elettrica associata alla diffusione di tali tecnologie verrebbe soddisfatta tramite impianti marginali
alimentati a gas naturale caratterizzati da livelli di efficienza maggiori ed emissioni di inquinanti e di
CO2 minori rispetto alla media del parco attuale.
Più in generale, la diffusione del vettore elettrico è una condizione per l’attuazione delle politiche
low carbon tracciate dalla Roadmap 2050. La diffusione del vettore elettrico negli usi finali
dell’energia non solo consente il risparmio di energia primaria e non incrementa la bolletta
energetica complessiva del cliente domestico (potrebbe anche ridurla), ma consente anche la
riduzione delle emissioni trasferite (a confronto con la sommatoria di quelle locali delle tecnologie
sostituite) e inoltre determina l’annullamento delle emissioni locali. Sono queste, condizioni
imprescindibili per la diffusione della sostenibilità ambientale in particolar modo nelle aree urbane
che nei prossimi decenni accoglieranno la maggior parte della popolazione residente.
2020 TEORICO SCENARIO DI SVILUPPO OTTIMO SCENARIO DI SVILUPPO MODERATO
Ambito Potenziale annuo Penetrazione di Potenziale annuo Penetrazione di Potenziale annuo
Tipologia
Tecnologia [B=build. di risparmio mercato di risparmio mercato di risparmio
energetica
I=ind.] [TWh] [%] [TWh] [%] [TWh]
Pompe di calore Termico B 122,6 43 53,3 27 33,3
Caldaie a condensazione Termico B 63,6 55 34,7 35 22,1
Cogenerazione Elettrico I 16,5 45 7,5 34 5,6
Aria compressa Elettrico I 4,4 30 1,3 20 0,87
Cucine a induzione Termico I 5,0 20 1,0 15 0,75
Totale tech. con potenziale a breve termine 212,1 97,8 62,62
Building automation Elettrico B 131,4 12 16,1 9 12,1
Controllo solare Termico B 33,8 36 12,4 12 4,0
Mini eolico Termico B 38,2 10 3,9 7 2,7
Solar cooling Elettrico B 30,4 2,5 0,76 1,5 0,46
BIPV Elettrico B 2,0 1 0,02 0,5 0,01
Totale tech. con potenziale a lungo termine 235,8 33,18 19,27
Superfici opache Termico B 158,5 40 63,4 25 39,6
Fotovoltaico Elettrico B 85,1 20 17,0 13 11,3
Solare termico Termico B 52,3 22 11,4 15 7,6
Elettrodomestici efficienti e pre‐riscaldati Elettrico B 7,4 50 3,7 40 3,0
Totale tech. diffuse non sostenibili 303,3 95,5 61,5
Caldaie a biomassa Termico B 187 20 38,6 17 32,2
Illuminazione Elettrico B 20 85 17,0 71 14,2
Motori elettrici Elettrico I 7,1 40 2,8 34 2,4
Inverter Elettrico I 11,2 27 3,0 22 2,5
UPS Elettrico I 0,05 60 0,03 48 0,024
Refrigerazione Elettrico I 1,7 30 0,5 15 0,25
Totale tech. diffuse e sostenibili 227,05 61,93 51,57
TOTALE 978,25 288,41 194,96Puoi anche leggere
