Impianti Fotovoltaici 3 anni di incentivazione in Conto Energia Politiche energetiche e ambientali per un futuro di sviluppo e progresso 2009

I risultati dell’incentivazione Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia 1 I risultati dell’incentivazione

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Il costo dell’energia prodotta da impianti fotovoltaici è ancora di gran lunga non competitivo rispetto alle altre fonti di produzione Di conseguenza sono indispensabili politiche di incentivazione al fine di favorire la diffusione di questi impianti che presentano indubbi vantaggi ambientali In Italia, dopo una prima fase di incentivi “a fondo perduto”, è stata scelto il meccanismo degli incentivi “in conto energia” sull’esempio positivo della Germania Primo conto energia (DM 28/07/2005 e DM 06/02/2006) Impianti entrati in esercizio dal 1° ottobre 2005, ormai esaurito Potenza finanziata 500 MW Impianti entrati in esercizio dal 13 aprile 2007 Potenza finanziata 1200 MW con moratoria di ulteriori 14 mesi (24 per gli enti pubblici) Secondo conto energia (DM 19/02/2007)

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Impianti fotovoltaici installati nel 2008 nel mondo Nel 2008 l’Italia risulta al terzo posto nel mondo per potenza installata (338 MW) dietro la Spagna e la Germania e insieme agli USA fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia L’Italia è al 5° posto per potenza cumulata installata nel mondo fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Potenza cumulata nelle aree geografiche del mondo fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Conto Energia - Impianti in esercizio al 05/06/2009 fonte GSE Impianti in esercizio ammessi agli incentivi Totale 39204 impianti 495 MW Nuovo Conto Energia 33776 impianti 347 MW 10,3 kW medi per impianto Vecchio Conto Energia 5428 impianti 148 MW 27,3 kW medi per impianto

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Potenza incentivabile e Potenza già in esercizio 1200 MW incentivabili + mora di 14 mesi (24 per enti pubblici) 347 MW già in esercizio Dati: fonte gse.it Nuovo Conto Energia: potenza incentivabile e potenza già in esercizio, dati in tempo reale pubblicati sul sito del GSE (al 5 giugno 2009)

Al 1° giugno installati 203 MW Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Il GSE prevede che nel 2010 verrà raggiunta la soglia di 1200 MW di potenza incentivabile Raggiunta la soglia di 1200 MW scatta il periodo di moratoria per la messa in esercizio di ulteriori impianti (14 mesi per la generalità dei soggetti e 24 mesi per gli enti pubblici) Al 1° giugno installati 203 MW fonte gse

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Situazione del Nuovo Conto Energia al 01/06/2009 IMOLA Impianti = 63 Potenza totale = 628 kW Potenza media = 10 kW Per 100000 abitanti Impianti per 100000 ab.= 97 Potenza per abitante = 9,7 W fonte gse

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Nuovo Conto Energia: Potenza in esercizio al 01/06/2009 fonte GSE Emilia Romagna = 31 MW - Italia = 329 MW Per abitante Emilia Romagna = 7,8 W - Italia = 6 W

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Nuovo Conto Energia: Impianti in esercizio al 01/06/2009 fonte GSE Emilia Romagna = 3278 - Italia = 33303 Ogni 100’000 abitanti Emilia Romagna = 82 - Italia = 58

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Situazione del Nuovo Conto Energia al 01/06/2009 Incremento medio mensile impianti (su 12 mesi) 15% Incremento annuo impianti 417% Incremento medio mensile potenza (su 12 mesi) 20% Incremento annuo potenza 664% fonte gse

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Confronto tra Nuovo e Vecchio Conto Energia fonte gse

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Potenza installata a fine 2008 (1° e 2° Conto Energia) Italia % P tot Emilia-Romagna % P tot fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Impianti installati a fine 2008 (1° e 2° Conto Energia) Italia % Tot Emilia-Romagna % Tot fonte gse.it fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Watt per kmq Watt pro capite fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Grado di integrazione architettonica degli impianti Totalmente integrati 20% Parzialmente integrati 53% Non integrati 27% fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Tipologia dei pannelli Silicio monocristallino 41% Silicio policristallino 52% Silicio amorfo 7% fonte gse.it fonte gse.it

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia L’industria italiana del fotovoltaico 2008 Il giro d’affari dell’industria italiana del fotovoltaico coinvolge circa 400 aziende 800 milioni di euro 2009 previsione 1250 milioni di euro I più grossi produttori sono italiani ed esportano principalmente all’estero Produzione di inverter Alcuni produttori coprono circa il 10% della potenza installata Produzione di moduli Sono in fase di realizzazione alcuni progetti per la produzione in Italia di silicio Produzione di silicio Fonte: Asso Solare

Il quadro legislativo e normativo Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia 2 Il quadro legislativo e normativo

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia Principali riferimenti legislativi e delibere AEEG Riferimenti legislativi sugli incentivi in conto energia Vecchi decreti: DM 28/07/2005, modificato dal DM 06/02/2006 Nuovo decreto: DM 19/02/2007 (GU n.45 del 23/02/2007), modificato dal Decreto 2 marzo 2009 (GU n. 59 del 12/03/2009) Legge 24/12/2007 n. 244-Finanziaria 2008 (GU n.300 del 28/12/2007) Delibere dell’Autorità per l’Energie Elettrica e il Gas (AEEG) 90/07 attuativa del DM 19/02/2007, modificata dalla ARG/elt 161/08 che ammette impianti suddivisi in più sezioni 88/07 e ARG/elt 150/08 misura dell’energia prodotta da impianti di generazione ARG/elt 74/08 disciplina di scambio sul posto in vigore dal 01/01/2009 in sostituzione della delibera n. 28/06 ARG/elt 99/08 condizioni tecnico economiche per la connessione degli impianti di produzione, in vigore dal 01/01/2009 in sostituzione delle delibere n. 281/05 (MT e AT) e n. 89/07 (BT) 188/05 (modificata con le delibere n. 40/06 e n. 260/06) attuativa dei vecchi decreti 280/07 ritiro dell’energia prodotta da fonti rinnovabili (sostituisce la delibera 34/05) ARG/elt 1/09 estensione dello scambio sul posto fino a 200 kW

Novità Scambio Sul Posto esteso da 20 a 200 kW, ma con nuove regole Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Unico punto di connessione con la rete non condiviso con altri impianti FV Novità Scambio Sul Posto esteso da 20 a 200 kW, ma con nuove regole Energia incentivata per vent’anni a cifra costante TUTTA quella misurata all’uscita dell’inverter P ≥ 1 kW Impianti nuovi, rifacimenti, potenziamenti Conformi alle norme tecniche richiamate dal DM Novità Possibilità di suddividere l’impianto in più sezioni messe in esercizio in tempi successivi

Parzialmente integrati Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Classificazione degli impianti per fascia di potenza e per grado di integrazione architettonica b3 Integrati b1 Non integrati b2 Parzialmente integrati Tetto piano Tetto non piano (> 3°) Al suolo ≥1 P ≤3 kW >3 P ≤20 kW >20 kW Gli impianti realizzati dagli enti locali sono sempre considerati INTEGRATI (Finanziaria 2008)

Parzialmente integrato Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Incentivi previsti dal nuovo conto energia (euro/kWh) Non integrato Parzialmente integrato Integrato Data di messa in esercizio dell’impianto 2009 2010 1 ÷ 3 kW 0,392 0,384 0,431 0,422 0,480 0,470 > 3 ≤ 20 kW 0,372 0,365 0,412 0,403 0,451 0,442 > 20 kW 0,353 0,346 Con successivi decreti saranno stabilite le tariffe per gli impianti messi in esercizio dopo il 2010

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Gli incentivi sono erogati dal GSE Bimestralmente, nel mese successivo in cui l’ammontare bimestrale cumulato supera il valore di 250 euro Scambio sul posto Fino a 20 kW Mensilmente, quando il corrispettivo cumulato supera 250 euro Vendita Mensilmente, nel mese successivo a quello in cui l’ammontare cumulato del corrispettivo supera i 500 euro Oltre 20 kW Vendita

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Detrazione fiscale per ristrutturazione edilizia Incentivi pubblici in conto capitale e in conto interessi superiori al 20% dell’investimento (questo limite non vale per strutture sanitarie pubbliche e scuole pubbliche) Certificati verdi e Titoli di efficienza energetica Incentivi non cumulabili con: Incentivi non applicabili: All’elettricità prodotta da impianti fotovoltaici entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2010 e realizzati ai fini del rispetto: del D. Lgsl. 19 agosto 2005 n. 192 della legge 27 dicembre 2006 n. 296 (finanziaria 2007), cioè l’obbligo, per i nuovi edifici, di installare impianti fotovoltaici per almeno 0,2 kW per ogni unità abitativa Dal 2010, ai fini del rilascio del permesso di costruire, per gli edifici di nuova costruzione deve essere prevista l’installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di almeno 1 kW per ogni unità abitativa civile e 5kW per i fabbricati industriali di superficie > 100 m2 (Finanziaria 2008 - legge 244 del 24/12/2007, prorogata dal Decreto “Milleproroghe”)

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Maggiorazione del 5% degli incentivi Impianti non integrati > 3 kW se almeno il 70% dell’energia prodotta è consumata sul posto Scuole pubbliche o paritarie Strutture sanitarie pubbliche Impianti integrati in sostituzione di eternit Edifici pubblici di piccoli comuni (meno di 5000 abitanti)‏ Condizioni per usufruire della maggiorazione del 5% Le maggiorazioni non sono cumulabili tra loro

Novità delibera ARG/elt 161/08 Nuovo Conto Energia – Principali aspetti È possibile suddividere un impianto in diverse sezioni, le quali possono: avere diversa tipologia di integrazione architettonica; entrare in esercizio in tempi diversi, ma comunque entro 2 anni dall’entrata in esercizio della prima sezione. Al momento della richiesta dell’incentivo occorre dichiarare la potenza totale dell’impianto e la potenza delle singole sezioni Ogni sezione deve essere dotata di autonoma apparecchiatura per la misura dell’energia prodotta Novità delibera ARG/elt 161/08 Questa possibilità offre evidenti benefici per: gli impianti di grossa taglia che possono essere realizzati e messi in esercizio gradualmente gli impianti con parti a diversa integrazione architettonica, al fine di ottimizzare la tariffa incentivante

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Premio fino al 30% per impianti abbinati ad un uso efficiente dell’energia (solo scambio sul posto) Interventi con miglioramento di efficienza almeno del 10% Edifici esistenti sui quali vengono effettuati interventi di risparmio energetico PRIMO attestato di certificazione energetica Incentivo maggiorato del 50% rispetto al miglioramento ottenuto SECONDO attestato di certificazione energetica Nuovi edifici con indice di prestazione energetica inferiore al 50% rispetto ai valori del D. Lgsl. n. 192 Incentivi maggiorati del 30% (da subito)

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Novità Decreto 2 marzo 2009 È consentito l’impiego di componenti nuovi o comunque “non già utilizzati per impianti incentivati“ Questa precisazione consente di poter richiedere gli incentivi per impianti che erano stati esclusi per vizi di forma (ad es. richiesta inoltrata dopo 60 gg dalla messa in esercizio) I premi previsti per il miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici sono estesi a tutti gli impianti con Scambio Sul Posto fino a 200 kW (rispetto ai precedenti 20 kW)

Nuovo Conto Energia – Adempimenti previsti Soggetto responsabile Impresa distributrice TERNA GSE Richiede la connessione e paga il corrispettivo per il preventivo Entro 20 gg (fino 100 kW) comunica preventivo valido 45 gg Comunica accettazione del preventivo (entro 6 mesi per BT) Comunica a TERNA i dati dell’impianto Attesta l’avvenuta comunicazione (vedi sito Terna) https://procedure.terna.it/censimp/ Invia comunicazione di fine lavori e l’attestazione di TERNA e paga la connessione Realizza la connessione - entro 30 gg se lavori semplici entro 90 gg se lavori complessi +15 gg ogni km di linea MT oltre il 1° km Ulteriori 10 gg per l’attivazione (se l’impianto di produzione non era ultimato al completamento della connessione) Procedura di stipula Scambio Sul Posto Eventualmente: richiede Convenzione di Scambio Sul Posto al GSE Entro 60 gg dalla messa in esercizio richiede l’incentivo e inoltra la documentazione finale Entro 60 gg comunica la tariffa riconosciuta Stipula e invia la convenzione (stampata dal portale GSE) FINE Restituisce la convenzione firmata

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Guida all’integrazione architettonica del GSE La “Guida all’integrazione architettonica” scaricabile dal sito del GSE http://www.gse.it/attivit%c3%a0/ContoEnergiaF/PubblInf/Documents/2 0071210_SCHEDENEW.pdf costituisce il documento di riferimento, con numerosi esempi, per stabilire il grado di integrazione degli impianti Tra l’altro viene stabilito che, per TETTO PIANO si intende una copertura con pendenza fino al 5% (circa 3 - norma UNI8627) Il GSE valuta l’impianto in base alla documentazione finale di progetto inviata. Eventuali modifiche della configurazione dell’installazione a valle del riconoscimento della tariffa, non saranno prese in considerazione. Al fine di ottenere il riconoscimento della parziale o totale integrazione degli impianti fotovoltaici su pensiline, tettoie, pergole e serre è necessario allegare alla domanda un documento che comprovi la loro effettiva destinazione d’uso (per esempio la Dichiarazione di inizio attività, il permesso a costruire o il certificato catastale) Nel caso in cui l’impianto sia suddiviso in più parti di diversa tipologia d’installazione verrà riconosciuta una tariffa incentivante pari la tipologia d’installazione con tariffa più bassa.

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Impianti non integrati Tetto non piano (> 3°) Tetto piano Al suolo

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Integrazione architettonica parziale Tetto piano

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Integrazione architettonica parziale Tetto piano

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Integrazione architettonica totale

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti Integrazione architettonica totale Il pannello può superare il filo superiore delle tegole per meno del proprio spessore

Condizioni tecnico economiche di connessione alla rete pubblica Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia 3 Condizioni tecnico economiche di connessione alla rete pubblica

Criteri di allacciamento alla rete pubblica fino a 100 kW > 100 kW fino 6000 kW > 6000 kW BT MT AT ≤ 6 kW > 6 kW Fino a 200 kW È possibile lo SCAMBIO SUL POSTO MONOFASE TRIFASE Dal 1° gennaio 2009: La delibera ARG/elt 1/09 estende lo Scambio Sul Posto da 20 a 200 kW La delibera ARG/elt 99/08 aumenta da 50 a 100 kW la potenza che può essere connessa alla rete BT

Criteri di allacciamento alla rete pubblica La Norma CEI 11-20 Schema generale di connessione di un impianto di produzione alla rete pubblica Separa l’intero impianto dalla rete Separa l’impianto di produzione dalla rete Possono essere riunite in un unico dispositivo che svolge le due funzioni DDI + DDG Separa il singolo generatore dalla rete

Allacciamento di impianto fotovoltaico alla rete BT Gruppo di misura dell’energia scambiata con la rete Unico dispositivo di interfaccia e di generatore integrato nell’inverter Gruppo di misura dell’energia prodotta Inverter

Criteri di allacciamento alla rete pubblica Norma CEI 0-16 e prescrizioni dei Distributori Dal 1° settembre 2008 i criteri di connessione in MT e AT sono uguali in tutt’Italia, in quanto tutte le imprese distributrici devono applicare le Regole Tecniche di Connessione (RTC) stabilite dalla norma CEI 0-16 seconda edizione, pubblicata dall’Autorità con la delibere ARG/elt 33/08 (e successive modifiche della delibera ARG/elt 119/08) Anche per la connessione alle reti BT, l’Autorità ha avviato le iniziative per unificare le regole tecniche su tutto il territorio nazionale. Nel frattempo rimangono valide le prescrizioni delle imprese distributrici: Questo documento costituisce una guida per le connessioni MT e AT, ma diventa prescrittivo nella sezione F “Regole Tecniche di Connessione dei produttori alle reti BT di Enel” (ex DK5940) Per Enel il documento di riferimento è la “Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione”

Iter per la connessione alla rete pubblica Delibera ARG/elt 99/08 Regolamento di esercizio Dichiarazione di conferma allacciamento Richiesta di nuova connessione, oppure di adeguamento di connessione esistente + pagamento preventivo Accettazione preventivo + pagamento 30% Comunicazione di inizio lavori Comunicazione fine lavori impianto di connessione + pagamento 70% Comunicazione fine lavori impianto di produzione 45 gg entro 6 mesi (BT) entro12 mesi (MT) entro 18 mesi (AT) Tempo non soggetto a vincolo 20 gg (fino 100 kW) 45 gg (fino 1500 kW) 60 gg (oltre 1500 kW) 30 gg (lavori semplici) 90 gg (lavori complessi) + 15 gg ogni km di linea MT necessaria oltre il 1° km 10 gg Preventivo valido 45 gg Comunicazione di ultimazione della connessione e attivazione della connessione Attivazione della connessione se la comunicazione di fine lavori è successiva alla realizzazione della connessione stessa

Costi del preventivo (delibera 99/08) Potenza richiesta in immissione Corrispettivo per il preventivo Tempo max per il preventivo Fino a 50 kW 100 euro 20 gg Oltre 50 e fino a 100 kW 200 euro Oltre 100 e fino a 500 kW 500 euro 45 gg Oltre 500 e fino a 1000 kW 1500 euro Oltre 1000 kW 2500 euro 60 gg Il preventivo deve avere validità pari a 45 giorni lavorativi Non potrà essere richiesto nessun corrispettivo che non sia stato indicato nel preventivo, fatti salvi gli adeguamenti a seguito di eventuali modifiche della soluzione per derivanti dalla procedura autorizzativa Il preventivo accettato cessa di validità se il richiedente non comunica l’inizio dei lavori entro 6 mesi per la BT o 12 mesi per la MT

Tempi di connessione a carico del Distributore Potenza richiesta in immissione Tempo per il preven-tivo Tempo per la realizzazione della connessione Totale Tempo di attivazione (eventuale) Fino a 100 kW 20 gg Lavori semplici 30 gg 50 gg 10 gg Se il produttore comunica la fine lavori dopo il completamento della connessione da parte del Distributore Lavori complessi 90 gg 110 gg * Oltre 100 e fino a 1500 kW 45 gg 75 gg 135 gg * Oltre 1500 kW 60 gg 90 gg 150 gg * I tempi sono in giorni lavorativi e devono essere rispettati se non ci sono ulteriori tempistiche dovute a pratiche autorizzative, ma anche su questo aspetto la delibera 99/08 impone dei precisi vincoli ai Distributori e consente anche che le pratiche siano seguite dal richiedente Ai tempi della tabella si devono aggiungere i tempi per eventuali pratiche autorizzative (*) per i lavori complessi bisogna aggiungere 15 gg lavorativi per ogni km di linea MT eventualmente necessario oltre il 1° km

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Condizioni economiche Il corrispettivo per la connessione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile o impianti cogenerativi ad alto rendimento è il minore tra i due valori A o B così calcolati: Realizzazione con linea aerea: Realizzazione con linea in cavo: P = potenza ai fini della connessione espressa in kW, cioè il maggiore valore tra zero e la differenza tra la potenza in immissione richiesta e la potenza eventualmente già disponibile DA = km di distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione MT/BT in servizio da almeno 5 anni DB = km di distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione AT/MT dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 anni

Potenza richiesta in immissione (kW) Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Esempi di costi in funzione della potenza in immissione richiesta (totale compreso il costo del preventivo) Potenza richiesta in immissione (kW) Costo della connessione (in cavo) per distanza dalla cabina MT/BT (euro , esclusa iva 20%) 0,1 km 0,3 km 0,5 km 0,7 km 200 5 465 645 825 1005 10 730 1090 1450 1810 50 2850 4650 6450 8250

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Indennizzi automatici da parte del Distributore per mancato rispetto dei tempi Ritardo del preventivo 20 euro per ogni gg lavorativo di ritardo Per ritardi superiori a 60 gg lavorativi, il richiedente può fare una segnalazione all’AEEG per l’adozione di provvedimenti Ritardo della connessione Maggior valore tra: 20 euro per ogni gg lavorativo di ritardo (max 120 gg) 5% del costo della connessione Per ritardi superiori a 120 gg lavorativi, il richiedente può fare una segnalazione all’AEEG per l’adozione di provvedimenti Ritardo nella richiesta delle autorizzazioni Gli indennizzi non sono dovuti se i ritardi sono causati da forza maggiore, ma in questo caso l’impresa distributrice deve darne tempestiva comunicazione al richiedente

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Eventuali pratiche autorizzative necessarie per i lavori di connessione Impianti per i quali ci si avvale del procedimento unico previsto dal DLgsl 387/03 Il gestore di rete deve fornire, senza oneri, tutte le informazioni per la predisposizione della documentazione necessaria Il richiedente può richiedere al gestore di rete, a titolo oneroso, di predisporre la documentazione necessaria Il gestore di rete deve fornire, senza oneri, tutte le informazioni per le pratiche a carico del richiedente Entro 30 gg lavorativi (BT) o 60 gg (MT) dall’accettazione del preventivo, il Distributore deve presentare le richieste di autorizzazione di sua pertinenza, informandone il richiedente e tenendolo successivamente informato Il richiedente ha facoltà di curare tutti gli adempimenti connessi alle procedure autorizzative Negli altri casi

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Realizzazione in proprio della connessione MT Per gli impianti di produzione da fonte rinnovabile o cogenerativi ad alto rendimento, il richiedente ha la facoltà di realizzare l’impianto di connessione in proprio Per le parti che non implichino l’effettuazione di interventi sulla rete elettrica esistente: vale a dire, di norma, la realizzazione dell’eventuale linea elettrica e dell’impianto per la consegna È data facoltà alle imprese distributrici di consentire al richiedente di intervenire anche sulla rete esistente fatte salve le esigenze di sicurezza e la salvaguardia della continuità del servizio elettrico Gli impianti per la connessione realizzati dal richiedente sono resi disponibili, a titolo gratuito, all’impresa distributrice per il collaudo e la conseguente accettazione

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08 Procedure sostitutive in caso di inerzia, da parte del gestore di rete, per la connessione di impianti alimentati da fonte rinnovabile A seguito di segnalazione del richiedente, l’AEEG può attivare la procedura sostitutiva prevista dal DLgs 387/03 (art.14, comma 2, f-bis) L’impresa distributrice invia la documentazione all’AEEG, la quale, se i ritardi non sono per forza maggiore, prende provvedimenti: Ritardo del preventivo superiore a 60 gg lavorativi L’Autorità definisce le modalità e i tempi di connessione Ritardo della connessione superiore a 120 gg lavorativi L’Autorità individua le attività che l’impresa distributrice deve eseguire e i rispettivi tempi di esecuzione; Inoltre dispone che l’impresa distributrice esegua le suddette attività entro i rispettivi tempi.

Delibera ARG/elt 123/08 – Schema della procedura Risoluzione controversie tra produttori da FER e gestori di rete Delibera ARG/elt 123/08 – Schema della procedura Il produttore da FER presenta istanza alla Direzione Mercati dell’AEEG Il produttore può chiedere e motivare misure urgenti temporanee al fine di garantire il servizio di connessione oppure per far cessare forme di abuso da parte del gestore di rete Il Collegio dell’Autorità può decidere l’applicazione di misure cautelari, le quali cesseranno in ogni caso al momento della decisione finale oppure se la decisione non è adottata nei termini previsti A seguito delle verifiche dell’AEEG: Istanza non ammissibile Istanza ammissibile L’AEEG designa il responsabile della procedura, il quale comunica alle parti l’avvio della procedura Pubblicazione della decisione sul sito dell’Autorità (le parti possono chiedere modalità di salvaguardia per esigenze di riservatezza) Entro 5 giorni il gestore di rete comunica il nominativo del proprio referente al responsabile della procedura Il Collegio dell’AEEG adotta la decisione vincolante e ne dà comunicazione alle parti entro 120 gg dalla presentazione dell’istanza Il responsabile della procedura, al termine della fase istruttoria, comunica alle parti le risultanze con un’ipotesi di risoluzione Il responsabile della procedura presenta una relazione al Collegio dell’AEEG con una proposta di risoluzione Entro 10 gg le parti possono presentare una memoria

Scambio sul posto oppure vendita dell’energia immessa in rete Impianti fotovoltaici – Corso di formazione 4 Scambio sul posto oppure vendita dell’energia immessa in rete

Scambio Sul Posto oppure Vendita Il soggetto responsabile si configura come normale cliente finale Fino a 200 kW è possibile: Usufruire del servizio di scambio sul posto, facendone richiesta al GSE Delibera ARG/elt 74/08 Richiedere al GSE il ritiro dedicato dell’energia immessa in rete Delibera 280/07 Il soggetto responsabile si configura come produttore Vendere l’energia elettrica prodotta sul mercato libero: attraverso contratti bilaterali con grossisti o clienti finali liberi; attraverso la Borsa elettrica Delibera 168/03 Oltre i 200 kW è possibile:

nuova Servizio di scambio sul posto La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto Fino al 2008 Fino al 2008, l’energia prodotta in eccedenza rispetto ai consumi, veniva immessa in rete e immaggazzinata per rimanere a disposizione fino a 3 anni kWh immessi in rete nuova kWh incentivati

Servizio di scambio sul posto La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto Fino al 2008 Fino al 2008, l’energia immaggazzinata nella rete veniva riprelevata quando la produzione dell’impianto fotovoltaico non era sufficiente L’eventuale credito di energia residuo scadeva dopo 3 anni kWh prelevati

L’energia immessa viene valorizzata Servizio di scambio sul posto La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto Dal 2009 Dal 2009 l’energia immessa in rete viene valorizzata dal GSE in base al prezzo zonale orario L’energia immessa in BT viene aumentata del 10,8%, quella immessa in MT del 5,1% A fine anno viene fatta una compensazione con l’importo dovuto per l’energia prelevata (solo parte energia) e l’eventuale credito economico non scade più dopo 3 anni kWh immessi in rete L’energia immessa viene valorizzata nuova kWh incentivati

Contributo in conto scambio Servizio di scambio sul posto La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto Dal 2009 Il contributo in conto scambio comprende la parte energia (che non può superare la spesa per l’energia annua prelevata) e la Quota Servizi per l’energia scambiata L’energia prelevata dalla rete viene pagata per intero in base al contratto di fornitura È possibile stipulare dei contratti di fornitura orari (ad es. biorari per pagare meno l’energia prelevata di notte) Contributo in conto scambio Bolletta

Servizio di scambio sul posto Parte della bolletta che viene considerata per stabilire l’onere di acquisto dell’energia prelevata Onere per l’approvvigionamento dell’energia elettrica prelevata (OPR) inclusiva degli oneri relativi al trasporto e al dispacciamento dell’anno precedente Inoltre: a) se l’utente non ha la partita iva: Si considerano anche le accise e l’iva b) se l’utente ha la partita iva: Si considerano solo le accise L’onere OPR sostenuto per l’energia prelevata, deve essere evidenziato in bolletta “qualora esplicitamente richiesto” (art. 4.2 lettera C delibera 74/08)

Servizio di scambio sul posto Valorizzazione dell’energia immessa in rete L’energia immessa in rete (misurata dal contatore bidirezionale) viene aumentata del 10,8% se immessa in BT, oppure del 5,1% se immessa in MT (per il fatto che le valorizzazioni sono considerate sul livello AT e, di conseguenza, le immissioni in BT o MT sono aumentate delle perdite di trasformazione) La quota di energia così ottenuta viene moltiplicata per prezzo zonale orario, variabile secondo l’orario e la zona di riferimento Se il contatore è di tipo orario, la grande maggioranza dell’energia sarà valorizzata nella fascia F1 di maggior pregio Se il contatore è monorario, verrà considerato il prezzo medio delle 3 fasce F1, F2, F3 Andamento del prezzo zonale orario per l’area Nord da gen-08 a feb-09 Oltre a tale valore, per la quota di energia scambiata, vengono riconosciuti anche i L’Italia è suddivisa in zone della rete rilevante stabilite da Terna. L’Emilia Romagna si trova nella ZONA NORD i servizi di trasporto e dispacciamento CUS (circa 0,045 euro/kWh)

Servizio di scambio sul posto Valorizzazione dell’energia immessa in rete (BT) Oltre al valore dell’energia immessa, vengono riconosciuti al produttore anche i servizio di trasporto e dispacciamento CUS (stima 0,045 euro/kWh fonte presentazione GSE) per la quota dell’energia scambiata con la rete Cosa si intende per la quota di energia scambiata? Relativamente all’anno solare, è valore minimo tra il totale dell’energia immessa e il totale dell’energia prelevata Esempio 1 Energia prelevata=5000 kWh Energia immessa=3500 kWh Energia scambiata=3500 kWh, cioè pari a quella immessa Valorizzazione energia= 3500*1,108*prezzo zonale + 3500*CUS Esempio 1 Energia prelevata=5000 kWh Energia immessa=7000 kWh Energia scambiata=5000 kWh, cioè pari a quella prelevata Valorizzazione energia= 7000*1,108*prezzo zonale + 5000*CUS

Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07 Fasce orarie (delibera 181/06) F1 – Ore di punta Da lunedì a venerdì dalle 8.00 alle 19.00 F2 – Ore intermedie dalle 7.00 alle 8.00 e dalle 19.00 alle 23.00 Sabato dalle 7.00 alle 23.00 F3 – Ore fuori punta Dalle 23.00 alle 7.00 Domenica e festivi Tutte le 24 ore

Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE Servizio di scambio sul posto Calcolo del contributo in conto scambio CS Esempio 1 Energia immessa Ei > Energia prelevata Ep Controvalore dell’energia immessa Cei > Onere energia prelevata OPR KWh euro Credito per gli anni successivi Energia prelevata Onere acquisto OPR Energia immessa Controvalore Cei Energia scambiata Oneri servizi CUs Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE

Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE Servizio di scambio sul posto Calcolo del contributo in conto scambio CS Esempio 1 Energia immessa Ei < Energia prelevata Ep Controvalore dell’energia immessa Cei < Onere energia prelevata OPR KWh euro Energia prelevata Onere acquisto OPR Energia immessa Controvalore Cei Energia scambiata Oneri servizi CUs Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE

all’anno (da gennaio 2009 riscossi dal GSE) Scambio sul posto e fotovoltaico Quanto costa il servizio di scambio sul posto 30 euro all’anno (da gennaio 2009 riscossi dal GSE) Costo del servizio di scambio sul posto 30 euro all’anno Totale circa 57 euro all’anno 27,1 euro Si deve aggiungere la remunerazione annua del servizio di misura dell’energia prodotta (riscossi dal GSE per conto dei Distributori)

Scambio sul posto e fotovoltaico Erogazione del corrispettivo in conto scambio Come viene pagato il corrispettivo in conto scambio da parte del GSE ? In acconto su base trimestrale (minimo 100 euro) utilizzando le misure trasmesse dai distributori e effettuando una stime sull’onere sostenuto per il prelievo di energia elettrica da parte dell’utente A conguaglio su base annuale solare utilizzando le misure trasmesse dai distributori e l’onere sostenuto in prelievo trasmesso dalle imprese di vendita e valorizzando l’eventuale credito riportabile dagli anni precedenti I soggetti con Partita IVA dovranno emettere fattura al GSE, sulla base della proposta fattura pubblicata sul sito del GSE Regime Transitorio In base alle disposizioni transitorie stabilite dalla delibera ARG/elt 184/08, il GSE anticipa la cifra di 50 euro per ogni kW di potenza dell’impianto fotovoltaico (entro 30 gg dal termine del trimestre in cui è stata stipulata la convenzione di Scambio Sul Posto)

Scambio sul posto e fotovoltaico Vantaggi e Svantaggi del nuovo sistema VANTAGGI L’eventuale credito annuo non ha più scadenza È possibile stipulare un contratto di fornitura più conveniente, scegliendo tra le varie opzioni biorarie o multiorarie offerte dal mercato Per gli impianti fotovoltaici la valorizzazione dell’energia immessa è più conveniente rispetto ad altre fonti rinnovabili, in quanto l’energia viene prodotta nelle ore di maggior pregio (ma è necessario il contatore orario) SVANTAGGI La valorizzazione dell’energia immessa è inferiore rispetto al sistema precedente, perché non tiene conto di tutte le componenti della tariffa elettrica (comprese le imposte) È più difficile ottimizzare il dimensionamento dell’impianto di produzione, in quanto occorre tenere conto di numerosi fattori. Ad es. diventa importante stimare la quantità di energia prodotta e immediatamente consumata. (vedi parte 12 con esempi di ritorno economico)

Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07 Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto) Quando l’energia prodotta è superiore a quella consumata, può essere conveniente la vendita dell’energia immessa, richiedendo il “ritiro dedicato” da parte del GSE (delibera 280/07) Per gli impianti di sola produzione, la vendita è ovviamente l’unica possibilità Per gli impianti di grossa potenza, in alternativa al “ritiro dedicato”, l’energia può essere venduta direttamente, attraverso la “borsa elettrica” oppure con contratti bilaterali

Nuovo Conto Energia – Aspetti fiscali Regime fiscale relativo all’energia venduta Il provento derivante dalla vendita dell’energia costituisce sempre reddito tassabile Impianti ≤ 20 kW Impianti >20 kW Soggetto che non esercita attività d’impresa, arte o professione e che utilizzi l’impianto per sopperire ai bisogni energetici dell’abitazione o della sede In tutti gli altri casi viene riconosciuta l’esistenza di un’impresa I proventi della cessione di energia costituiscono componenti positivi di reddito Sono deducibili sia i costi, che l’IVA, sostenuti per la realizzazione dell’impianto I proventi sono tassati come “redditi diversi” non soggetti né a IVA né a ritenuta d’acconto Ma i costi dell’impianto non possono essere messi in deduzione

Nuovo Conto Energia – Aspetti fiscali Regime fiscale relativo allo scambio sul posto in relazione al Contributo in Conto Scambio erogato dal GSE Risoluzione dell’Agenzia delle Entrate n. 13/E del 20 gennaio 2009 http://www.agenziaentrate.it/ilwwcm/resources/file/eb6d2e4f50e81a1/ris13Edel20gen2009.pdf Imprenditore o soggetto passivo IRES Persona fisica o ente non commerciale Lavoratore autonomo (professionista) NO Impianto ≤ 20 kW Impianto posto al servizio dell’abitazione o della sede dell’ente non commerciale SI NO SI Deve emettere fattura al GSE e tenere una contabilità separata Deve emettere fattura al GSE (IVA + imposte dirette) Nessuna rilevanza fiscale

Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07 Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto) In questi casi il soggetto responsabile si configura come “produttore” e gli adempimenti gestionali e fiscali sono più onerosi: Costi da riconoscere al GSE a copertura dei costi amministrativi: 0,5% del valore dell’energia ritirata (max 3500/euro/anno per impianto) 11 euro/mese per il servizio di aggregazione misure (solo per P>50 kW) Adempimenti fiscali verso UTF per P>20 kW (30 kW per comuni sede di comunità montane) Denuncia diofficina (77,47 euro/anno) Registro mensile delle letture Liquidazione delle imposte (acconto + conguaglio a fine anno) per l’energia prodotta e auconsumata Contatore certificato da laboratorio riconosciuto UTF

Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07 Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto) Per impianti di potenza fino a 1 MW, il GSE remunera l’energia al Prezzo Minimo Garantito (PMG), come da delibera 280/07: Il prezzo minimo garantito varia in funzione dell’energia annuale prodotta, fino ad un massimo di 2’000’000 di kWh all’anno, oltre tale limite l’energia viene pagata al prezzo zonale orario (: 0,1011 €/kWh per i primi 500’000 kWh all’anno 0,0852 €/kWh oltre 500’000 e fino a 1’000’000 kWh all’anno 0,0745 €/kWh oltre 1’000’000 e fino a 2’000’000 kWh Prezzo zonale orario oltre 2’000’000 kWh Nel mese di febbraio 2009, per la Zona Nord (nella quale insiste l’Emilia-Romagna), il prezzo medio in euro/kWh è stato di: 0,09952 euro/kWh per la fascia F1 0,08539 euro/kWh per la fascia F2 0,05788 euro/kWh per la fascia F3

Investimento e ritorno economico atteso Impianti fotovoltaici – Corso di formazione 5 Investimento e ritorno economico atteso

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Elementi da considerare per valutare l’investimento Tipo di installazione dei pannelli (a terra, su fabbricati nuovi o esistenti, in sovrapposizione o integrazione della copertura, complanari o inclinati, …)‏ Eventuali spese per permessi di costruzione Modalità di allacciamento alla rete (distanza, attraversamento di strutture) e complessità dell’impianto elettrico Utilizzo di attrezzature speciali (gru, impalcature)‏ In media 5500-6500 euro/kW, ma con sensibili differenze in relazione alla tipologia Costo di installazione per kilowatt Generalmente si considera l’1% annuo dell’investimento Costi di manutenzione Per lo SCAMBIO SUL POSTO circa 57 euro/anno Eventuale polizza assicurativa Costi di esercizio Calcolata dal progettista tenendo conto di tutte le variabili e caratteristiche del sito e dell’impianto Producibilità (kWh/anno) Tariffa incentivante alla quale si ha diritto Risparmio sulla bolletta dell’energia prelevata Valore in conto scambio o in conto vendita dell’energia immessa in rete Remunerazione dell’energia prodotta Regime fiscale Nel caso di attività d’impresa (vedi relative slides)

Valore pagato dal GSE per l’energia immessa in rete Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Remunerazione dell’energia prodotta Tariffa incentivante + Risparmio dell’energia non prelevata dalla rete (prodotta e immediatamente consumata) Valore pagato dal GSE per l’energia immessa in rete + Scambio sul posto Ritiro dedicato L’energia prodotta e misura all’uscita dell’inverter Tutta l’energia prodotta viene incentivata indipendentemente dal consumo sul posto Dipende dal contratto di fornitura Per un impianto domestico circa 0,20 €/kWh (residente 3 kW) Prezzo zonale orario Media 2008 Zona Centro Nord Fascia F1 = 0,11 €/kWh Prezzo Minimo Garantito (oppure zonale orario se più conveniente) Per il 2009 PMG=0,1011 €/kWh (fino a 500’000 kWh)

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Cosa si intende per Prezzo zonale orario Dal punto di vista del fabbisogno elettrico, Terna ha suddiviso l’Italia in zone (Polo di Brindisi, Centro Nord, Centro Sud, Nord, Sardegna, Sicilia, Sud) In base ai fabbisogni e all’energia disponibile, i prezzi sono differenti per le varie aree L’Emilia-Romagna è compresa nella Zona Nord In base alla delibera ARG/elt 74/08 sullo Scambio Sul Posto, l’energia immessa in rete viene valorizzata dal GSE in base al Prezzo zonale orario Andamento del prezzo zonale orario per l’area Nord da gen-08 a feb-09

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico L’importanza delle fasce orarie Al fine della valorizzazione dell’energia immessa in rete è molto importante stabilire se il contatore bidirezionale misura l’energia immessa per fasce orarie: per gli impianti fotovoltaici la misura oraria è molto vantaggiosa in quanto quasi tutta l’energia immessa sarà valorizzata nella fascia F1 di maggior pregio F1 – Ore di punta Da lunedì a venerdì dalle 8 alle 19 F2 – Ore intermedie dalle 7 alle 8 e dalle 19 alle 23 Sabato dalle 7 alle 23 F3 – Ore fuori punta Dalle 23 alle 7 Domenica e festivi Tutte le 24 ore In base alla delibera ARG/elt 135/08 i Distributori hanno l’obbligo di misurare l’energia in fasce orarie per i punti di prelievo BT oltre 55 kW entro il 1° aprile 2009 (i punti di prelievo MT e AT hanno già da tempo la misura oraria) ENEL sta già programmando con le fasce orarie i punti di scambio BT, anche di potenza inferiore a 55 kW (i contatori si distinguono perché visualizzano nel display i 3 registri A1, A2, A3)

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Costo dell’energia–Usi domestici Servizio di Maggior Tutela (fonte enel.it) Il sistema di agevolazioni tariffarie per i clienti domestici residenti è notevolmente cambiato Vecchio sistema Sono diminuite le agevolazioni tariffarie per bassi consumi, che erano valide per tutti gli usi domestici residenti fino a 3 kW indipendentemente dalle condizioni sociali Gli utenti disagiati (max 3 kW per nuclei fino a 4 persone e max 4,5 kW per nuclei con più di 4 persone) possono richiedere un bonus (per il 2009: 58 euro fino a 2 persone/nucleo, 75 euro per 3-4 persone/nucleo, 130 euro oltre 4 persone/nucleo) Nuove tariffe della componente energia Imposte comprese Quote fisse escluse

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Costo dell’energia: altri elementi da considerare Dal 1° luglio 2007 tutti i clienti possono acquistare l’energia elettrica sul mercato libero e ci sono numerose offerte che possono essere vantaggiose per la componente energia rispetto alle tariffe garantite dall’Autorità con il servizio di maggior tutela È possibile fare un contratto di fornitura con tariffa bioraria (o multioraria), oggi anche per chi usufruisce dello scambio sul posto La tariffa multioraria presenta generalmente dei vantaggi per chi ha un impianto fotovoltaico ed ha un basso consumo durante le ore diurne È possibile usufruire di un ulteriore notevole vantaggio riducendo la potenza impegnata, in quanto la produzione fotovoltaica consente di prelevare meno potenza dalla rete nelle ore diurne (o non prelevarne affatto) ed è quindi possibile utilizzare gli apparecchi più potenti nelle ore diurne (lavatrice, lavastovigle, ecc.) senza rischio di distacco del limitatore Le quote fisse sono una componente importante della bolletta elettrica, ad esempio passando da 4,5 kW a 3 kW residente si risparmia circa 77 euro all’anno: Per 3 kW residente = 30,1 euro/anno Per 4,5 kW = 107,4 euro/anno

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Scelta del tipo di impianto più conveniente In base alla valutazione dei diversi elementi sarà possibile scegliere il tipo di investimento più conveniente, cioè quello che garantisce il massimo ritorno economico Potenza dell’impianto (entro il limite della massima potenza installabile in base alle caratteristiche del sito) Aumentando la potenza diminuisce l’incentivo e potrebbe non essere più conveniente lo scambio sul posto Modalità di installazione dei pannelli Compromesso tra rendimento, incentivo, costi di installazione Destinazione dell’energia immessa in rete Scambio sul posto oppure vendita

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Costo iniziale di un impianto fotovoltaico Il costo “chiavi in mano” per un’installazione standard è pari a circa 5’500-6’500 euro per kW + iva 10% La maggior parte del costo è dovuta all’investimento in materiali, di cui i moduli rappresentano la percentuale più alta I costi dei materiali sono in sensibile riduzione (in Germania i costi non superano i 5’000 euro/kW, ma con oneri procedurali inferiori) Fonte Enel.si

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Esempio di calcolo del ritorno economico Impianto di riferimento Potenza 3 kWp Parzialmente integrato Non richiesta attrezzatura speciale per il montaggio (gru, impalcature) Collegamento elettrico mediamente complesso Producibilità annua = 3450 kWh Vita tecnica dell’impianto = 25 anni Contratto = 3 kW residente monorario (Servizio di Maggior Tutela) Consumo annuo = 3600 kWh Contratto di fornitura e consumi Destinazione dell’energia immessa in rete Scambio Sul Posto Percentuale dell’energia immessa in rete (rispetto a quella prodotta) 60%

Tempo di ritorno semplice = 19800/1896 = 10,4 anni Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Esempio di calcolo del ritorno economico Costo iniziale 19’800 euro (iva compresa) 1% = 198 euro/anno Manutenzione Incentivi 1487 euro/anno Totale entrate annuali = 1896 Risparmio bolletta 357 euro/anno Contributo in conto scambio 307 euro/anno Costo servizi di scambio sul posto e misura 57 euro/anno Tempo di ritorno semplice = 19800/1896 = 10,4 anni

+ = Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Esempio di calcolo del ritorno economico Nell’esempio, la remunerazione complessiva dello Scambio Sul Posto ammonta a 735,25 euro Risparmio diretto per riduzione della bolletta 330,15 euro Contributo in conto scambio erogato dal GSE 307,25 euro (300,72 euro se titolare di p.iva) Totale risparmio 637,40 euro + = Con la precedente disciplina di scambio sul posto, la remunerazione sarebbe stata leggermente superiore, pari a 659,74 euro vecchia bolletta di 680,40 euro (per 3600 kWh), meno nuova bolletta di 20,76 euro (per 150 kWh) Più aumenta la percentuale dell’energia immessa in rete (rispetto a quella prodotta), più si accentua la minor convenienza rispetto alla precedente disciplina

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Esempio di calcolo del ritorno economico Flusso di cassa non attualizzato Ritorno semplice del capitale investito = 10 anni Flusso di cassa attualizzato al 4% Tempo di ritorno = 13 anni

Nel sito www.gse.it sono riportate tutte le informazioni necessarie Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico Finanziamento degli impianti mediante la cessione del credito da parte del GSE Il GSE ha stipulato un accordo quadro con numerosi Istituti di credito al fine di facilitare il finanziamento degli impianti fotovoltaici mediante la cessione dei crediti derivanti dal riconoscimento delle tariffe incentivanti La cessione dei crediti è ammessa esclusivamente per la totalità degli stessi, a favore di un unico cessionario e sino ad eventuale revoca espressa Nel sito www.gse.it sono riportate tutte le informazioni necessarie

Grazie per l’attenzione www.idroltecsrl.com