La Cassazione ha stabilito che gli alberghi stagionali devono pagare la tassa rifiuti anche durante la chiusura, poiché esiste la possibilità di fruire del servizio. Un dossier dell'Agenzia Europea dell'Ambiente ha evidenziato che l'Italia invia ancora il 31% dei rifiuti urbani in discarica, mentre in altri paesi europei tale cifra è notevolmente ridotta. Il TAR ha confermato che i privati possono essere rimborsati per le spese di bonifica da inquinamento marino causato da loro, dato che i costi sono fissati per legge.

1. News 47/A/2016
Lunedì,21 Novembre 2016
Tassa rifiuti, albergo stagionale paga anche durante chiusura.
La tassa rifiuti è dovuta da un albergo stagionale anche durante il periodo di
chiusura poiché anche durante la chiusura sussiste l’oggettiva possibilità di fruire del
servizio a prescindere dalla effettiva fruizione.
Lo ha ricordato la Cassazione nella sentenza 9 novembre 2016, n.22756 con la quale
ha riformato la decisione della Commissione tributaria regionale che aveva accolto
il ricorso di un albergo di Casamicciola Terme (NA) esonerandolo dal pagamento
della tassa rifiuti per i mesi di chiusura. La Cassazione ha dato invece ragione al
Comune; il presupposto del tributo (sia della Tarsu, oggetto del giudizio, sia della Tari
in vigore dal 1° gennaio 2014) è l’occupazione o la detenzione di locali idonei a
produrre rifiuti a prescindere dalla effettiva fruizione, quindi anche se i locali non
sono usati per parte dell’anno (sempreché come prevede il regolamento del
Comune in questione resti funzionante l’erogazione di acqua e luce).
La disciplina Tarsu (Dlgs. 507/1993) prevede l’esclusione dal tributo solo in caso di
“obiettiva” impossibilità di utilizzo dell’immobile, cosa che non è nel caso
dell’albergo stagionale, mentre la disciplina della attuale Tari ex legge 147/2013
(articolo 1, comma 659) prevede la possibilità che i regolamenti comunali possano
disporre riduzioni del tributo per l’uso stagionale. In assenza di tali condizioni però la
tassa è dovuta interamente. (Articolo di Francesco Petrucci)
Fonte: reteambiente.it
Rifiuti urbani, come 7 Paesi Ue hanno (quasi) detto addio alla discarica.
In Italia vi viene conferito ancora il 31% del totale
Il nuovo dossier dell’Agenzia europea dell’ambiente, che però ricorda: «Gli urbani
rappresentano appena il 10% circa del totale dei rifiuti prodotti nell'Ue»
Negli ultimi dieci anni, o meglio in quelli che vanno dal 2004 al 2014 (quando si
ferma la disponibilità di dati), la percentuale di rifiuti urbani conferiti in discarica nei
vari paesi europei è diminuita da un originario 49% a un più sostenibile 34%.

2. Naturalmente, ciò non significa che sia la performance media sia anche
omogenea: nonostante i progressi ottenuti, all’Italia resta ancora molto da
migliorare con il suo 31% di rifiuti urbani inviati in discarica.
È quanto riporta l’ultimo dossier pubblicato in merito dall’Agenzia europea per
l’ambiente (Eea), Municipal waste management across European countries, nel
quale si sottolinea come in altri Paesi – ovvero Austria, Belgio, Danimarca, Germania,
Paesi Bassi, Norvegia e Svizzera – già oggi «praticamente nessun rifiuto urbano sia
inviato in discarica». Un risultato dunque alla portata di mano, raggiunto grazie a
migliori performance in fatto di riciclo effettivo e anche di recupero energetico
tramite termovalorizzazione (disdegnato ma incentivato in Italia, singolarmente
all’esatto opposto di quanto avviene per il riciclo).
Senza dimenticare, come non ci stanchiamo di sottolineare, che i dati utilizzati dalla
Eea sono «i migliori attualmente disponibili», ma è l’Agenzia stessa ad evidenziare
una volta di più come la «comparabilità dei dati nazionali disponibili e degli
indicatori è limitata», con i vari Paesi europei che hanno «differenti definizioni su cosa
costituisca i rifiuti urbani o sulla composizione dei materiali riciclati». Un marasma che
si perpetua tale e quale anche all’interno di un singolo Paese, il nostro, dove dal
1997 il decreto Ronchi ha introdotto la raccolta differenziata e previsto un metodo
unico per la sua contabilizzazione… metodo che a quasi venti anni dal decreto che
lo invocava ancora, di fatto, non è arrivato sebbene il ministero dell’Ambiente
abbia introdotto quest’anno delle linee guida in proposito.
Un’ultima nota di merito: come noto, in Italia almeno, l’attenzione politica e
mediatica rimane costantemente incentrata sulla dimensione dei rifiuti urbani.
Quanti sono? Quali? Come sono raccolti?
Dove sono conferiti? Domande legittime quanto importanti, senza però dimenticare
che «i rifiuti urbani – come ricorda la Eea – rappresentano appena il 10% circa del
totale dei rifiuti prodotti nell’Ue». Sono solo la parte più visibile; non sarebbe male
occuparsi anche del restante 90%. (Articolo di Luca Aterini)
Fonte: greenreport.it
Inquinamento marino, costi a carico privati fissati ex lege.
Non può essere ritenuta sproporzionata la richiesta di rimborso al privato per
interventi di bonifica da inquinamento in mare da lui provocato poiché i parametri
per il calcolo dei costi sono fissati per legge.

3. Lo ricorda il Tar Lazio nella sentenza 11 novembre 2016, n.11176 che ha respinto le
doglianze di un armatore che riteneva eccessiva la richiesta di rimborso delle
somme sostenute per la prevenzione dell’inquinamento in mare derivante dal
semiaffondamento di un motopeschereccio di fronte al porto di Giulianova.
Ricordano i Giudici che l’articolo 1, comma 1101, della legge 296/2006 prevede che
il Ministero in caso di spese per interventi a tutela dell’ambiente marino per danni
provocati da soggetti privati il tariffario internazionalmente riconosciuto dalle
compagnie di assicurazione degli armatori.
Il parametro per il calcolo dei costi è dunque fissato direttamente dalla legge senza
alcuna partecipazione del controinteressato privato che materialmente esegue
l’operazione di bonifica. Pertanto le spese poste a carico del responsabile
dell’inquinamento sono indipendenti dai costi effettivamente sostenuti dal personale
che eseguito il disinquinamento. (Articolo di Francesco Petrucci)
Fonte: reteambiente.it
Rifiuti, trasporto illecito non ha carattere di “tenuità”.
La natura di reato abituale del trasporto illecito di rifiuti (articolo 256, Dlgs.152/2006)
esclude la possibilità di ritenerlo occasionale, con conseguente esclusione
dell’applicabilità alla fattispecie dell’istituto della tenuità del fatto.
La Suprema Corte ha con sentenza 16 novembre 2016, n.48318 ripercorso la
disciplina della causa di non punibilità per tenuità del fatto, così come prevista
dall’articolo 131-bis Codice penale, introdotto dal Dlgs. 28/2015. Tra i requisiti per
l’applicazione rientra la non abitualità della condotta, che è da escludersi laddove
il reato di trasporto illecito di rifiuti venga perpetrato nel tempo, attraverso più
condotte.
Nel caso in esame, la Suprema Corte ha rinviato a giudizio l’imputato piemontese
che, avendo trasportato materiali ferrosi senza le prescritte autorizzazioni per un
periodo di quattro mesi, non può beneficiare della causa di non punibilità per
particolare tenuità del fatto. (Articolo di Costanza Kenda)
Fonte: reteambiente.it

4. Conversione Dl “fiscale”, spuntano agevolazioni Pmi per geometria.
Nel Ddl di conversione del Dl 193/2016 (“Dl fiscale”) approvato dalla Camera 16
novembre 2016 spunta l’accesso al Fondo di garanzia Pmi per la geotermia a ridotto
impatto ambientale.
Il provvedimento passa ora all’esame del Senato. La legge di conversione inserisce
nel Dl 193/2016 l’articolo 7-septies che prevede l’accesso per le imprese della
geotermia al Fondo di garanzia per le Pmi ex articolo 1, Dl 69/2013 convertito in
legge 98/2013 (rafforzamento del Fondo di garanzia per le piccole e medie
imprese).
In particolare la norma prevede l’accesso alla garanzia del Fondo Pmi per attività di
ricerca e sviluppo di nuove centrali geotermoelettriche a ridotto impatto ambientale
(articolo 1, comma 3-bis, Dlgs 22/2010). La garanzia è su operazioni finanziarie di
durata massima di 36 mesi e copre fino al 70% dell’ammontare dell’esposizione per
capitale, interessi contrattuali e di mora. A questo scopo nel Fondo di garanzia è
costituita una riserva di 100 milioni di euro. Per accedere al Fondo le imprese devono
dimostrare la qualifica di Pmi e di essere in possesso del titolo concessorio. (Articolo
di Francesco Petrucci)
Fonte: reteambiente.it
Ambiente in genere. VIA riferita alla fase preliminare della progettazione.
Consiglio di Stato Sez. IV n.4179 del 11 ottobre 2016
La normativa nazionale è conforme a quella comunitaria, nella parte in cui la stessa
riferisce la valutazione di impatto ambientale alla fase preliminare della
progettazione delle grandi opere, anziché a quella definitiva, considerato che, in
base alla stessa, il primo livello di progettazione individua in modo adeguatamente
approfondito e sviluppato tutti gli elementi dell’opera che possono avere incidenza
sull’ambiente, in modo da non poter essere modificato dal successivo livello di
progettazione.
Fonte: lexambiente.com

5. Urbanistica. Lottizzazione abusiva quale reato di pericolo.
Cass. Sez. III n. 44377 del 20 ottobre 2016 (Ud 15 set 2016)
Pres. Amoresano Est. Andreazza Ric. Maestri ed altri
Le diverse modalità con le quali la lottizzazione può essere attuata inquadrano la
contravvenzione in come reato a forma libera, permanente e progressivo
nell'evento, del quale è inoltre pacifica la natura di reato di pericolo, cosicché la
sua lesività non può ritenersi confinata nella sola trasformazione effettiva del territorio
ma deve, al contrario, essere riferita alla potenzialità di tale trasformazione intesa
come il pericolo di una urbanizzazione non prevista o diversa da quella
programmata.
Fonte: lexambiente.com
Ambiente in genere. AIA e autorizzazione in sanatoria.
TAR Lombardia (BS) Sez. I n. 1323 del 12 ottobre 2016
È vero che l’AIA deve precedere la modifica sostanziale degli impianti (v. art. 29-
quattuordecies comma 5 del Dlgs. 152/2006), ma sul piano amministrativo, una volta
accertato che non vi è stata lesione di interessi pubblici e che la modifica abusiva è
necessaria per il migliore svolgimento dell’attività produttiva, non vi sono ostacoli a
un’autorizzazione in sanatoria, fermo restando il potere dell’amministrazione di
imporre interventi correttivi o di formulare prescrizioni di tipo gestionale.
Fonte: lexambiente.com
Storage Energy Report 2016: le prospettive del mercato dei sistemi di accumulo in
Italia.
Politecnico di Milano «L’abilitazione ai servizi di rete può rendere lo storage una
componente importante del nostro ecosistema energetico»
Il mercato dei sistemi di accumulo nel nostro Paese è di fronte ad un bivio: restare
una nicchia, rivolta quasi esclusivamente ai clienti residenziali e con una spinta che
non è quella economica, ma la “moda” o l’attenzione all’ambiente, oppure
divenire un mercato organico al sistema di generazione dell’energia (come in altri
Paesi europei), aprendosi al mondo delle imprese e permettendo la nascita di

6. operatori specializzati.
Sono le conclusioni a cui è giunto lo Storage Energy Report 2016, il primo ad
affrontare il tema “di frontiera” dei sistemi di accumulo di energia, redatto
dall’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano
e presentato questa mattina. L’Europa conta 45 GW di installazioni su 170 globali (60
sono in Asia e 21 negli Usa) e anche l’Italia, tra i primi 10 Paesi al mondo con 7 GW,
non è certo nuova a questo tipo di sistemi, ma si tratta per il 95% di tecnologie di tipo
meccanico, in particolare impianti di pompaggio idroelettrici. Al “nuovo” storage,
quello elettrochimico, assai meno diffuso eppure più scalabile e distribuito, è invece
dovuto il dibattito che si è finalmente avviato sulla possibilità stoccare l’energia
elettrica.
“Non è però al mercato residenziale che si deve guardare per trovare le
applicazioni più redditizie, perché i costi della tecnologia non sono in linea con i
risparmi sui consumi – spiega il professor Vittorio Chiesa, Direttore dell’Energy &
Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano – ma a quello
dei servizi di rete e al dispacciamento, molto meno noti, ma che hanno cubato nel
2016 oltre 2 miliardi di euro di costi a carico di Terna, cui spetta il compito di
‘stabilizzare’ la rete nazionale. Un mercato che oggi in Italia, a differenza di quanto
accade in altri Paesi, è precluso ai sistemi di storage per ragioni normative, ma che
potrebbe diventare la chiave di volta per renderli una componente importante del
nostro ecosistema energetico”.
Lo Storage Energy Report vuole appunto fare chiarezza tra aspetti tecnologici o alla
“moda” e una corretta valutazione economica dei ritorni e dei rendimenti, in un
ambito dove estremamente differenti sono le possibilità di applicazione dei sistemi di
accumulo: per uso domestico, industriale e commerciale, nelle utilities e al servizio
delle infrastrutture di rete. Senza dimenticare il quadro normativo, che gioca un
ruolo fondamentale nel definire le reali potenzialità di mercato.
Le tecnologie per i sistemi di accumulo elettrico
Nel 2016 risultano installati a livello globale oltre 170 GW di capacità, ma solo il 5% è
rappresentato da tecnologie non meccaniche, cioè chimiche, elettrochimiche,
elettriche e termiche, per appena 6 GW. Un tale squilibrio ragioni storiche,
perché oggi in realtà, soprattutto in Europa e nei Paesi occidentali, il ricorso al
pompaggio idroelettrico è divenuto raro, per i costi e i tempi di investimento e per le
caratteristiche di impatto ambientale. In crescita, invece, sono gli storage
elettrochimici, in particolare con la diffusione a livello globale di “batterie” per usi
domestici, che anche in Italia sono cresciute nell’ultimo anno circa 3000 unità.

7. I sistemi di accumulo elettrici (SMES e SuperCapacitori) sono ancora a un grado di
sviluppo embrionale, mentre quelli chimici e termici hanno ambiti di applicazione
più limitati. Non è un caso quindi che oltre il 90% dei nuovi investimenti in sistemi di
accumulo a livello globale riguardino le soluzioni elettrochimiche che, per le loro
caratteristiche di scalabilità, sono anche quelle più adatte al paradigma di
generazione distribuita di energia che va affermandosi nei Paesi avanzati.
Tra le “batterie” elettrochimiche, quelle al piombo godono di un notevole
vantaggio di costo (circa metà di quelle agli ioni di litio) che deriva da economie di
scala; le batterie redox al vanadio sono le più costose perché molto complesse e
quindi le meno competitive sul mercato; quelle agli ioni di litio e al sodio-nichel
hanno un posizionamento molto simile sul mercato e, pur essendo più costose di
quelle al piombo, possono considerarsi le principali competitor sul mercato futuro
degli accumuli. Da qui al 2025, però, le batterie al piombo potrebbero ridurre il loro
costo di non oltre il 5%, mentre quelle redox al vanadio potrebbero arrivare al 20%,
quelle al sodio-nichel a oltre il 30%, quelle agli ioni di litio fino al 40%: un elemento,
quello economico, che potrebbe influire molto sulle vendite.
Tuttavia, il rapporto ha voluto analizzare il mercato e le sue prospettive soprattutto in
base agli impieghi di questi sistemi, distinguendo i “servizi di rete”, dove i sistemi di
accumulo sono utilizzati per garantire il corretto funzionamento della rete di
trasmissione e distribuzione, e la “riserva di energia”, dove sono utilizzati da produttori
di energia al servizio di impianti non programmabili.
I sistemi di accumulo come “riserva di energia”
E’ la forma di impiego più nota e dibattuta perché interessa da vicino il cosiddetto
prosumer, cioè colui che da utente elettrico è divenuto anche produttore di
energia, sfruttando il paradigma della generazione distribuita. Nel Rapporto in
particolare si è considerato il caso di un impianto fotovoltaico da 3 kW (ce ne sono
circa 180.000 in Italia, oltre il 60% del mercato residenziale) a cui venga accoppiato
un sistema di accumulo agli ioni di litio di 3 diverse capacità: 2, 4 e 6 kWh. Due le
opzioni considerate: che l’impianto fotovoltaico da 3 kW fosse già presente e quindi
il sistema di accumulo sia stato aggiunto in logica di retrofit, oppure che l’impianto
fotovoltaico ed il sistema di accumulo siano installati ex novo e congiuntamente.
Nel caso delle batterie più piccole (2 kWh), con l’attuale struttura di costi (5.000 –
5.500 euro per il retrofit e 3.500 – 4.000 per gli impianti ex novo) non è conveniente.
Per raggiungere la soglia del 4% bisognerebbe non superare i 3.000 €/ kWh, ossia
circa il 33% in meno nel caso di impianti ex novo e oltre il 40% nel caso di retrofit. La
situazione per gli impianti da 4 kWh è decisamente migliore per quanto riguarda la

8. redditività dell’investimento, che in quasi tutti i casi è almeno pari o superiore alla
soglia del 4%. Considerando il vincolo del tempo di rientro, invece, il costo dovrebbe
scendere sino a 3.000 €/kWh per rimanere almeno sotto la vita utile della batteria (10
anni). Su questa taglia però appare possibile costruire scenari di integrazione ancora
più spinti ove sia massimizzato il consumo elettrico. Si dà infatti spazio nel Rapporto
all’analisi di uno scenario denominato full electric in cui l’intero fabbisogno
energetico dell’abitazione è soddisfatto da apparecchiature che utilizzano il vettore
elettrico (come le cucine ad induzione e le pompe di calore). In questo caso i
tempo di ritorno complessivi sono inferiori a 8 anni e con rendimenti “a due cifre” per
quanto riguarda l’IRR, anche se ci si rivolge prettamente al mercato delle nuove
abitazioni.
La situazione per gli impianti da 6 kWh è più polarizzata, con gli interventi di
realizzazione ex novo che mostrano redditività sopra la soglia di accettabilità e gli
interventi in retrofit caratterizzati da maggiori criticità. Se si guarda al PBT, però,
sarebbe necessario anche qui arrivare a costi inferiori del 38% a quelli attuali (de 50%
nel caso di retrofit) per permettere all’investimento di rientrare prima della vita utile
della batteria.
E’ dunque evidente che le strade per lo sviluppo del mercato in ambito residenziale
non possono che essere due e per certi versi quasi “antitetiche”: un’adozione che
non si basi su criteri di economicità (peraltro cosa frequente quando il decisore è
l’individuo o la famiglia) e privilegi invece gli aspetti di innovazione tecnologica o di
sostenibilità ambientale dell’investimento; un’adozione che passi da un nuovo
paradigma di consumo elettrico (estendendo addirittura la configurazione full
electric con la ricarica di uno o più veicoli elettrici) che renda la produzione
distribuita e l’utilizzo efficiente dell’energia elettrica la “chiave” attorno a cui
progettare i nuovi sistemi residenziali.
La seconda appare certamente quella più desiderabile, ma è anche la più
“stretta”, perché è legata a una decisa ripresa degli investimenti nel settore
residenziale e a una maggiore consapevolezza delle potenzialità e delle
caratteristiche dei sistemi di accumulo elettrici. E’ la prima strada tuttavia quella che
caratterizza il mercato odierno e rispetto alla quale una parte degli operatori sta
costruendo la propria value proposition.
Per quanto riguarda invece il comparto industriale, gli impianti locali di produzione di
energia (fotovoltaici) nella maggior parte dei casi sono stati dimensionati per
massimizzare l’autoconsumo contestuale, che talvolta supera l’80%. In tale contesto
il contributo aggiuntivo dei sistemi di accumulo è decisamente limitato e non in
grado di ripagarsi economicamente. Ancora più critico è il caso degli impianti non

9. programmabili.
I sistemi di accumulo per i “servizi di rete”
L’impiego dei sistemi di accumulo per i “servizi di rete” offre invece un quadro
decisamente differente. Nell’ambito del Rapporto, si è scelto di concentrarsi sul
mercato del dispacciamento, con cui si intendono tutte quelle operazioni eseguite
dall’ente regolatore per garantire la gestione in sicurezza del sistema elettrico. Tra
queste, particolare rilevanza economica assume il mercato dei servizi di
dispacciamento (MSD), dove viene acquistata e venduta l’energia necessaria a
controbilanciare ogni sbilanciamento sulla rete. Sul MSD, Terna agisce come
controparte centrale e le offerte da parte di chi è in grado di fornire energia (o di
ridurne la produzione) una volta accettate vengono remunerate al prezzo
presentato (pay-as-bid). E’ evidente quindi come sia in capo agli operatori la
valutazione della convenienza economica dell’offerta presentata e della eventuale
competizione attesa sul MSD e come, in situazioni di elevata criticità o di scarsa
concorrenza, la posizione di Terna sia di relativo svantaggio nella remunerazione del
servizio.
Il costo dei servizi di rete sul MSD è stato pari nel 2015 a oltre 1,15 miliardi di euro, in
calo significativo rispetto al 2013 e 2014, grazie soprattutto agli investimenti fatti da
Terna sulle infrastrutture di rete. Se si considera come termine di paragone il costo
dell’energia (PUN medio del 2015 pari a 52,3 €/MWh), regolare il mercato è costato
l’equivalente di 22 TWh di energia. Il 2016 ha fatto però segnare una pericolosa
inversione di tendenza, con il primo semestre che da solo ha comportato costi per
oltre 1 miliardo di euro.
Si definiscono “a salire” i comportamenti attraverso il quale Terna compra energia ,
“a scendere” quelli in cui la vende. Nel 2015 complessivamente sono stati transati 15
Twh (di cui il 65% a salire). Il dato del primo semestre 2016 mostra livelli di transazioni
di 10 TWh (di cui il 56% a salire).
Al mercato del dispacciamento possono partecipare solamente gli impianti abilitati,
ossia unità di produzione o consumo che rispondono a requisiti fissati. Le unità
abilitate (UA) ad oggi sono esclusivamente impianti programmabili, escludendo
dunque sia gli impianti alimentati a fonti rinnovabili non programmabili (eolico e
fotovoltaico) sia i sistemi di accumulo. Ancora di là da venire, quindi, è l’accesso al
MSD in Italia da parte dei sistemi di accumulo, in particolare di quegli operatori
(batteristi “puri” o “storage farm”) che offrono attraverso sistemi di accumulo
appositamente connessi alla rete quei servizi descritti in precedenza. Nonostante gli
accumuli elettrochimici risultino essere già oggi competitivi in questo tipo di mercati.

10. Le simulazioni economiche condotte per un operatore cosiddetto “batterista puro”,
che si doti di batterie agli ioni di litio per operare sull’MSD, offrono risultati
estremamente interessanti. L’IRR dell’investimento nella configurazione di riferimento
risulta positivo a partire da valori di prezzo dell’energia transata “a salire” di 175
€/MWh. Questa soglia è la medesima che porta il PBT, di poco superiore ai 10 anni,
ossia la vita utile della batteria. Per trovare condizioni di investimento con IRR
maggiore del 10% bisogna salire sino a livelli di prezzo dell’energia di 275 €/MWh, la
soglia di riferimento se si vuole mantenere il PBT entro 6 anni.
Questi valori, che a prima vista possono sembrare molto lontani dalla realtà del
mercato elettrico, sono invece non infrequenti sul MSD. Per ogni area geografica
virtuale (sono in tutto 10) in cui è suddiviso il MSD si è effettuata l’analisi ora per ora,
giorno per giorno dei MWh transati negli anni 2015 e 2016. Complessivamente
quindi si sono analizzate oltre 170.000 registrazioni di transazioni, rispetto alle quali è
stata valutata la sostenibilità economica del “batterista puro” considerando che
questo voglia operare esclusivamente sul MSD “a salire”.
La somma dell’energia transabile in maniera economicamente sostenibile per un
”batterista puro” nel 2015 è pari a 95.168 MWh e le aree geografiche di possibile
insediamento sono 7 su un totale di 10. La situazione ovviamente si modifica in
meglio se si prende a riferimento il 2016, con la quota di energia che sale a 1.694.122
MWh (+ 1.680%) e 8 aree di possibile insediamento. In questo senso è evidente un
“batterista puro” avrebbe potuto beneficiare del “nervosismo” del mercato.
Gli IRR, rammentando che la soglia di sostenibilità è stata fissata al 10%, hanno valori
che variano tra il 15%, della zona di Rossano tenendo conto dell’andamento del
MSD 2016, e il 27% della zona di Brindisi sempre nel 2016. La opportunità per
l’impiego di sistemi di accumulo nel nostro Paese come fornitori di “servizi di rete”
sono quindi evidenti. Se si aggiungono le attese riduzioni di costo di investimento per
i sistemi di accumulo ed il fatto che il mercato del dispacciamento sia in realtà
molto più ampio del “solo” MSD ci si rende conto di come le possibilità siano già
oggi più che concrete. Non è un caso che le zone con il potenziale maggiore siano
quelle meridionali, dove più alta è la presenza di impianti rinnovabili non
programmabili e dove storicamente più critica è la condizione della domanda e
della offerta di energia.
Dunque è possibile pensare a un nuovo paradigma di gestione della rete nazionale
che tenga in considerazione i sistemi di accumulo come strumento chiave,
soprattutto in congiunzione con il contributo delle rinnovabili non programmabili.
Il potenziale di mercato in Italia per i sistemi di accumulo
Tenendo in considerazione le nuove realizzazioni residenziali sviluppate secondo il

11. paradigma full electric, le quelle in retrofit su impianti esistenti e quelle non
residenziali, il mercato potenziale dei sistemi di accumulo come “riserva di energia”
da qui al 2025 può essere stimato in 150 milioni di euro, di cui il 50% relativo ai sistemi
ex novo (oltre 25.000 realizzazioni) e il restante 50% al retrofit (circa 21.000
realizzazioni). Il valore è dunque interessante anche se complessivamente si
raggiunge solo il 15%-20% del totale della base installata al 2025 di impianti
residenziali di produzione di energia localizzati (fotovoltaici). Non pare invece esserci
un mercato significativo nel caso delle utenze non residenziali.
Il mercato potenziale dei sistemi di accumulo nei “servizi di rete”, invece, da qui al
2025 può essere stimato in circa 90 milioni di euro nello scenario conservativo e sino
a 420 milioni di euro nello scenario espansivo, che ha peraltro maggiori possibilità di
accadimento. Complessivamente si tratta di un mercato potenziale grande sino a
quasi 3 volte quello degli impieghi come “riserva di energia”. Se si considera che
questo mercato di fatto oggi non esiste, e che la stima fatta è conservativa in
quando considera solo una parte del mercato del dispacciamento (in particolare il
MSD “a salire”), ci si rende conto della rilevanza delle decisioni da assumere. Se poi
si ipotizza che i sistemi di accumulo entrati sul MSD permettano almeno di tagliare i
picchi di prezzo dell’energia transata “a salire”, i benefici per il Sistema
Paese ammonterebbero a 321 milioni di euro. Un valore che da solo sarebbe
equivalso al 29% del MSD 2015 e che corrisponderebbe (essendo però un risparmio
annuale) all’installazione di 230 MW di sistemi di accumulo.
Nel caso dei “servizi di rete”, l’analisi è stata fatta considerando i valori di prezzo sul
MSD registrati nel 2015 e riportare due scenari: uno conservativo, dove l’ingresso del
“batterista puro” avvenga solo per operare in condizioni di prezzo dell’energia
transata a “salire” superiori a 275 €/MWh; e uno espansivo, dove l’ingresso del
“batterista puro” avvenga per operare in condizioni di prezzo dell’energia transata
a “salire” superiori a 175 €/MWh, ossia in modo molto più organico al funzionamento
del mercato.
Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano
Fonte: greenreport.it