Impianti fotovoltaici nei cimiteri di - Lazio...In previsione che gli impianti possano entrare in...

Impianti fotovoltaici nei cimiteri diFLAMINIO E LAURENTINO

da realizzare con l’istituto della finanza di progetto(art. 153 e seg., del D.Lgs n. 163/2006)

STUDIO DI FATTIBILITA’ ECONOMICO – FINANZIARIA(approvato dalla Giunta Capitolina con deliberazione n. 217 del 30.06.2011)

elaborato posto a base di gara

Il dirigente

(arch. Armando Balducci)Il Responsabile del Servizio

Prefattibilità economico-gestionale amministrativa

(Funzionario geom. Ciriaco Confessore)

REDATTO A CURA DELL’UFFICIO PREFATTIBILITA’ ECONOMICO-GESTIONE AMMINISTRATIVA

12. Dipartimento Sviluppo Infrastrutture e Manutenzione Urbana

Direzione Area Opere infrastrutturali

VIII U.O. – Finanza di Progetto

Direttore: armando balducci architetto

Project Financing – Impianti fotovoltaici nei cimiteri di Flaminio e Laurentino

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I N D I C EPag.

1 Premessa Generale 3

2 Dimensionamento degli impianti 7

3 Soluzione prescelta in relazione ai bisogni da soddisfare 7

4 Schema concessorio e vantaggi per l’Amministrazione 8

5 Tipologia Impianti – Descrizione – Modalità d’installazione 10

6 Stima dei Costi 15

7 Energia prodotta 16

8 Valorizzazione dell’energia prodotta - ricavi 16

9 ANALISI ECONOMICO - FINANZIARIA 17

9.1 Metodologia di valutazione della sostenibilità economico e finanziaria 18

9.2 Sviluppo dell’Analisi 19

10 CONCLUSIONE 23

10.1 Utile netto per l’Amministrazione 24

11 ELEMENTI PER L’INDIZIONE DELLA GARA 25

11.1 Lavorazioni di cui si compone l’intervento 25

11.2 Criteri di aggiudicazione 25

11.3 Tabella pesi e sottopesi – Criteri e sub-criteri 26

AllegatiELABORATO TECNICO – ECONOMICOStima sommaria dell’investimento – stima costi e ricaviE sintesi della redditività (all. 1 e 3)

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ELABORATI GRAFICI 34– cimitero Flaminio 36

- cimitero Laurentino 46


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1. PREMESSA GENERALE

In data “gennaio 2010”, veniva redatto, a cura di questo ufficio, uno studio di fattibilità preliminare di livello base finalizzato all’inserimento dell’opera nella programmazione

triennale dei Lavori Pubblici dell’Amministrazione.

Tale studio prevedeva di realizzare nei cimiteri di “Flaminio e Laurentino” impianti fotovoltaici sulle coperture degli edifici per una potenza totale di 3,5 MW e per un

investimento complessivo stimato in 15 milioni di euro, da finanziare in PPP con il metodo della finanza di progetto di cui all’art. 153 e seguenti del Decreto Legislativo 12 aprile

2006, n. 163 e succ. modif. ed integrazioni.

L’intervento veniva inserito nel programma triennale dei lavori pubblici 2010 – 2012, approvato con deliberazione del C.C. n. 76 del 30/31 luglio 2010 (annualità 2010 - OP n.

10091500001 – Risorse a totale carico dei privati).

L’equilibrio economico finanziaria dell’investimento analizzato con lo studio base, veniva conseguito, però, assumendo i ricavi del ° conto energia di cui al D.M. 19.02.2007 le cui

tariffe incentivanti sono cessate al 31.12.2010.

Successivamente veniva emanato il Terzo Conto Energia (Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico datato 6 agosto 2010 - pubblicato sulla GURI – serie generale n. 197

del 24.8.2010) - che stabiliva le tariffe per il triennio 2011-2013.

Con il Decr. Leg.vo 3 marzo 2011, n. 28, l’art. 25, ha stabilito che le tariffe del terzo conto energia si applicano agli impianti che entrino in esercizio entro il 31 maggio 2011,

rinviando all’emanazione di un nuovo decreto la determinazione delle tariffe da applicare successivamente a tale data.

Le tariffe da applicare agli impianti che entrino in esercizio a partire dal 1° giugno 2011 e fino a tutto il 2012, sono state stabilite con il quarto Conto energia (Decreto del Ministero

dello Sviluppo Economico datato 5 maggio 2011 - pubblicato sulla GURI – serie generale n. 109 del 12.5.2011).

Con tale decreto, le tariffe che si applicano nel 1° semestre 2012, rispetto a quelle vigenti all’epoca della redazione dello studio base di genn 2010, sono state sensibilmente ridotte.

Difatti, nel nostro caso, vale a dire impianti di potenza minore o uguale a 200 kw, si è passati da €. 0,422 ad €. 0,233 per ogni KWh di produzione, con una maggiorazione del 10%

qualora si utilizzano materiali prodotti all’interno dell’Unione Europea.

Questo significa che, a parità di costo d’investimento (15 milioni di euro), i minori ricavi delle nuove tariffe incentivanti non sono più in grado di assicurare l’equilibrio economico

finanziario dell’investimento e, quindi, un progetto strutturato come illustrato nello studio base redatto nel gennaio 2010, non è più suscettibile di attrarre i capitali privati.

Per contro, però, c’è da dire che le tariffe incentivanti del quarto conto energia hanno tenuto conto della riduzione dei costi delle tecnologie e dei costi di impianto. Difatti, da una

sommaria indagine di mercato, si è potuto osservare che i prezzi dei moduli fotovoltaici prodotti all’interno dell’Unione Europea, rispetto al 2010, hanno subito un riduzione di circa il

23-24%. Questo significa che, fermo restando l’importo complessivo dell’investimento iniziale programmato in €. 15 milioni, con lo stesso importo si può installare una maggiore

potenza fotovoltaica rispetto ai 3.500 KW previsti con lo studio di gennaio 2010, e, quindi, avere maggiori ricavi con lo stesso prezzo d’investimento.


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1.1 Finalita’ e vantaggi del fotovoltaico

La programmazione è finalizzata ad ottemperare agli obblighi comunitari e nazionali in materia di efficienza energetica mediante la produzione di energia da fonti rinnovabili e di

riduzione delle emissioni di CO2 nell’atmosfera.

I vantaggi che si possono trarre dal fotovoltaico, vale a dire da un'energia pulita e rinnovabile, sono svariati. I pannelli fotovoltaici, infatti, trasformano l’energia del sole in energia

elettrica, basandosi sull’effetto fotovoltaico dei materiali semiconduttori. Il vantaggio più importante di tutti è senz’altro quello di uno scarsissimo impatto ambientale. L' energia

elettrica prodotta dai pannelli fotovoltaici consente di azzerare le emissioni di inquinanti causate dalla combustione dei fossili, responsabili dei mutamenti dell’ambiente e del clima.

Importantissima è poi la questione dell’esaurimento scorte di combustibili, l’umanità deve affrontare e risolvere a breve tale problema ed il fotovoltaico, come fonte di energia

rinnovabile, può essere una delle valide alternative. Ovviamente l’installazione di un impianto fotovoltaico presenta un costo iniziale che può rivelarsi anche alto ma, considerato

che esso è affidabile nel tempo, (dura sicuramente 20 anni il cui periodo usufruisce delle tariffe incentivanti messe a disposizione dallo Stato), e che ha costi di manutenzione

minimi, risulta anche un buon investimento negli anni).

Con il presente studio, che costituisce un aggiornamento di quello base redatto nel mese di gennaio 2010, si prevede di installare impianti fotovoltaici sui tetti piani a terrazzo di

alcuni lotti di edifici dei cimiteri Flaminio e Laurentino del Comune di Roma fino al raggiungimento di una potenza complessiva stimata in 4.200 KW, capace di produrre energia

elettrica iniziale pari a circa 5.460.000 KWh/annuo.

Se si considera che il surriscaldamento del Pianeta è uno dei fenomeni più impellenti che l’umanità dovrà affrontare nei prossimi anni, in termini di guadagno ambientale, installare

un impianto fotovoltaico è una delle soluzioni più efficaci per ridurre le emissioni di CO2 in atmosfera, poichè l’energia elettrica è attualmente prodotta prevalentemente tramite

combustione di carboni fossili.

La realizzazione degli impianti previsti porta ad un vantaggio sociale di CO2 non immessi in atmosfera pari 2.720 tonn/annuo, pari a complessivi 67.500 tonnellate se si considera

che la vita di un impianto fotovoltaico è mediamente di circa 25 anni.

1.2 Cenni sui cimiteri interessati

Degli 11 cimiteri romani, soltanto tre sono urbani: il cimitero del Verano, il cimitero Flaminio (o di Prima Porta) e il cimitero Laurentino.

Il Cimitero Flaminio (noto anche come Cimitero di Prima Porta) si estende lungo la via omonima: sviluppatosi parzialmente su un'antica villa romana, si tratta del più grande

cimitero italiano e ospita al suo interno numerose personalità.

http://www.energia360.org/impianto-fotovoltaico.htm


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Si trova nella periferia nord di Roma, posto fra la Flaminia (nella direzione verso Terni) e la Tiberina, a ridosso della stazione di Montebello della ferrovia Roma-Civitacastellana-

Viterbo prima della stazione di Sacrofano, in direzione di Viterbo. Con i suoi 170 ettari di estensione, è percorso da 70 km di strade interne, sulle quali si circola con automezzi e

autobus.

Le sepolture sono prevalentemente a tumulazione, molte delle quali disposte in palazzine o costruzioni che per la forma vengono dette "semicircolari". Ci sono alcuni reparti distinti

per le diverse confessioni religiose. Sono presenti numerosi campi comuni ed un impianto crematorio.

Nonostante lo stile sia alquanto moderno, è considerato capolavoro di architettura cimiteriale contemporanea. A tale riguardo, il tipo di impianto previsto si inserisce in maniera poco

invasiva nel contesto ambientale circostante. L'impianto infatti ha un ridotto impatto visivo, che si annulla completamente nel caso di totale integrazione. In ogni caso la sua

installazione sarà preceduta da una verifica della compatibilità paesaggistica.

Il Cimitero Laurentino , situato a Trigoria e realizzato negli anni novanta, ricopre un'area di 27 ettari: si tratta di un cimitero-parco, totalmente immerso nel verde, ideato come

cimitero multietnico con aree a disposizione per le diversi fedi e confessioni religiose (ed anche per i non credenti). Le finiture superficiali delle coperture dei blocchi loculi sono state

realizzate con il prato sintetico.

Con la stipula del contratto di servizio nel maggio del 2007, è stato formalizzato l’affidamento ad AMA da parte del Comune di Roma dei servizi cimiteriali che la stessa società

gestisce già dal 1998. AMA opera con la sua divisione Cimiteri Capitolini per l’esercizio dei servizi affidati, compresa la manutenzione straordinaria delle coperture degli edifici.

1.3 Cenni sulla nuova analisi economico - finanziaria

Stante al nuovo conto energia, è stata svolta una nuova analisi della sostenibilità economico-finanziaria dell’intervento che costituisce approfondimento di quella svolta con lo studio

base redatto nel “gennaio 2010”.

In previsione che gli impianti possano entrare in esercizio entro giugno 2012, i ricavi da conto energia sono stati calcolati in base alla Tabella 5 – Impianti di cui al titolo II del D.M. 5

maggio 2011, che, per impianti di potenza maggiore di 20 e non superiore a 200 KW, è di €. 0,233 per ogni KWh di produzione, da maggiorare del 10% qualora si utilizzano

utilizzino materiali prodotti all’interno dell’Unione Europea e, quindi pari ad €. 0,256 KWh.

La nuova analisi, i cui dati sono riportati nel prosieguo, ha evidenziato come:

- la riduzione dei costi iniziali d’impianto che consentono di installare 4.200 KWp, (cioè 700 KWp in più rispetto allo studio di genn 2010);

- i conseguenti maggiori ricavi di produzione;

- una lieve riduzione degli altri costi di investimento;

- ed infine, minimizzando i costi di gestione e manutenzione “post realizzazione” ,

http://it.wikipedia.org/wiki/Stazione_di_Roma_Montebello

http://it.wikipedia.org/wiki/Sacrofano

http://it.wikipedia.org/wiki/Trigoria


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il progetto strutturato in project financing, nonostante l’abbattimento della tariffa incentivante di cui al quarto conto energia, riesca a raggiungere livelli di sostenibilità accettabili

in ragione dell’obiettivo di sollecitare l’interesse del mercato ed è in grado di assicurare all’Amministrazione comunale un congruo beneficio economico che pur se inferiore a

quello conseguibile con la tariffa anno 2010, può ritenersi accettabile.

I vantaggi:

- sociale, vale a dire minore emissione di CO2 nell’atmosfera;

- Economico: derivante dalla valorizzazione dell’energia prodotta che per Roma Capitale è rappresentato dalla retrocessione di una quota percentuale dei ricavi totali,

mentre per l’AMA è rappresentato dal costo iniziale d’investimento per far fronte gli interventi di impermeabilizzazione di alcune coperture (soprattutto del cimitero

Flaminio), che presentano problemi di infiltrazioni di acqua e la cui spesa, quantificata nella stima sommaria dei costi, è a carico del concessionario.


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2. DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI

Gli impianti sono stati dimensionati in relazione ai punti di consegna dell’energia da parte di ACEA che, in linea di massima, sono stimati pari a n. 21.

Il dimensionamento tiene conto delle superfici disponibili dei terrazzi piani o leggermente pendenti.

Al fine di meglio valorizzare i ricavi del conto energia sono stati previsti impianti non superiori a 200 KWp (rif: Allegato 5 al D.M. 5.5.2011)

Ai fini del calcolo dei costi e dei ricavi è stato ipotizzato un impianto medio per ciascun gruppo di edificio di potenza pari a circa 200 Kw.

3. SOLUZIONE PRESCELTA IN RELAZIONE AI BISOGNI DA SODDISFARE

La realizzazione di impianti fotovoltaici prevede normalmente una serie di valutazioni e di impegni progettuali realizzativi e di rispetto normativo e burocratico che comportano

tempistiche lunghe. Occorre inoltre reperire ed inserire in bilancio i fondi necessari nella consapevolezza che i tempi di ammortamento saranno medio-lunghi.

In considerazione delle problematiche finanziarie legate al piano di rientro in atto dell’ente, si è pensato di ricorrere al sistema della Finanza di Progetto di cui all’art. 153 e seg. del

D.Lgs n. 163/2006 e s.m. e i., che prevede il ricorso totale a capitali privati.

In breve, con la soluzione prescelta il privato realizza e gestisce l’impianto a proprie spese e lo sfrutta economicamente per la durata prevista di 20 anni mediante la valorizzazione

dell’energia prodotta. Allo scadere dei 20 anni l’impianto viene riconsegnato al Comune che lo potrà sfruttare per circa altri 5 anni, atteso che mediamente la vita del tipo di impianto

previsto è di circa 25 anni. I ricavi di questi ultimi 5 anni saranno destinati allo smontaggio e smaltimento dei pannelli fotovoltaici e dei relativi componenti elettrici.

I lastrici dei terrazzi che ospiteranno gli impianti, laddove necessario, saranno impermeabilizzati con idonei materiali in modo tale da evitare il successivo smontaggio dei pannelli

nell’eventualità che gli stessi necessitino di interventi futuri.

Ai sensi dell’art. 4 della Convenzione tra Comune di Roma e AMA S.p.A., giusta Deliberazione GC n. 74 del 28.02.2007, gli interventi di manutenzione ordinaria e straordinaria e di

ristrutturazione dei Cimiteri, compreso quello di Flaminio e Laurentino, sono di competenza dell’AMA.

Da un primo sopralluogo Sono emersi problemi di infiltrazioni d’acqua per i solai del Cimitero Flaminio mentre per quello di Laurentino è sufficiente intervenire con opere di

preventiva manutenzione ordinaria solo su piccole superfici.

Questo significa che il bisogno dell’intervento su questi terrazzi di copertura viene soddisfatto senza spesa alcuna per l’A.M.A. che, conseguentemente, dovrà ricontrattare i termini

economici in favore del comune di Roma.


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Superfici occorrenti

In base alla potenza complessiva programmata (4.200 KWp), dato che per ogni KW di potenza da installare in genere sono necessari circa 20 mq. (tenuto conto delle zone d’ombra

e degli spazi necessari al camminamento), si è stimato di impegnare una superficie complessiva di circa 84.000 metri quadri.

Di questa superficie totale si prevede che il 20% (mq. 16.800) necessita di interventi di impermeabilizzazione preventiva.

Il tipo di impianto prescelto, (moduli a tecnologia silicio monocristallino montati su struttura poggiata al lastrico solare con opportuni contrappesi), comporta un nuovo peso che andrà

a gravare sul solaio piano di copertura di circa Kg 40 per ogni KWp. Tale peso, in linea di massima, è quasi trascurabile anche se il soggetto concessionario dovrà eseguire le

necessarie verifiche di idoneità statica dei solai e stabilire se gli stessi sono capaci di sopportare il maggiore carico.

4. SCHEMA CONCESSORIO E VANTAGGI PER L’AMMINISTRAZIONE

Le attività preliminari che si richiedono all’investitore privato si articolano come segue:

· analisi preliminare dei siti oggetto di realizzazione degli impianti;

· valutazione economica degli impianti e realizzazione del relativo business plan;

· definizione della proposta per la realizzazione e gestione degli impianti, attraverso la presentazione della documentazione prevista dalle vigenti norme per gli interventi da

realizzare con procedura di project financing;

Dopo la scelta della proposta e l’individuazione del soggetto concessionario, lo stesso dovrà provvedere alla:

· progettazione definitiva-esecutiva dei singoli impianti per un numero complessivo di moduli fino a raggiungere la potenza totale programmata in 4.200 KW;

· realizzazione integrale degli impianti fotovoltaici, compreso le opere di impermeabilizzazione dei lastrici solari che presentano problemi di infiltrazione di acqua e le piccole

manutenzioni preventive degli stessi;

· gestione delle pratiche di allaccio alla rete elettrica con il Distributore;

· gestione delle pratiche per l’ottenimento delle tariffe incentivanti del Conto Energia (cioè per l’entrata in esercizio degli impianti), in conformità alle direttive deI GSE;

· gestione di tutte le pratiche finanziarie per la gestione della copertura finanziaria dell’operazione;

· attivazione di un sistema telematico di monitoraggio e tele-gestione degli impianti fotovoltaici;

· collaudo degli impianti;

· gestione funzionale degli impianti per 20 anni a partire dalla data di entrata in esercizio degli impianti, previo collaudo;

· manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti per tutta la durata della gestione;

· costituire una polizza assicurativa per gli impianti;

· restituzione, al termine del periodo di gestione, degli impianti a Roma Capitale che beneficerà direttamente dei proventi della vendita dell’energia (seconda fase).


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Il concedente (Roma Capitale), si dovrà impegnare a trasferire al privato concessionario la somma derivante dalla tariffa incentivante e dalla valorizzazione dell’energia immessa in

rete secondo le varie modalità possibili (vale a dire scambio sul posto o ritiro dedicato), decurtata della percentuale di energia che il concessionario, in sede di gara, offre di

retrocedere al Cconcedente.

I vantaggi per l’Ente sono molteplici e sinteticamente riepilogabili come segue:

· nessuna necessità di impegnare fondi di bilancio in conto investimento né in conto gestione annua, essendo il costo dell’impianto fotovoltaico e gli oneri relativi (assicurazione,

manutenzione, ecc.) compresi nella gestione del Conto Energia da parte del soggetto attuatore e gestore;

· nessun impegno di personale interno per gestione di complesse procedure burocratiche o valutazioni tecniche, tantomeno per interventi di manutenzione;

· gestione finanziaria positiva dell’intervento, determinata dal risparmio del costo che l’A.M.A. dovrebbe sostenere per impermeabilizzazione i lastrici solari delle coperture degli

edifici che presentano necessità di intervento, che per Roma Capitale equivale ad una riduzione dei costi del contratto stipulato;

· possibilità di rendere parzialmente autosufficienti dal punto di vista elettrico i cimiteri interessati qualora, previo accordo con l’A.M.A. si dovesse optare per la modalità di

“Scambio sul Posto” che significherebbe, rispetto all’ipotesi considerata del “ritiro dedicato”, una migliore valorizzazione dell’energia prodotta.

· eventuale accesso ad ulteriori forme di contribuzione per gli impianti fotovoltaici;

· Beneficio economico derivante dalla restituzione a Roma Capitale di energia prodotta nella misura stimata di circa il 7% del totale dei ricavi; percentuale migliorabile in base alla

migliore offerta in sede di gara;

· in ultimo, ma non meno importante, la concreta possibilità di ridurre in maniera sensibile le emissioni di CO2 determinata dalla sostituzione degli attuali consumi elettrici con

energie rinnovabili.


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5. TIPOLOGIA DEGLI IMPIANTI – DESCRIZIONE – MODALITA’ D’INSTALLAZIONE

Il fotovoltaico previsto secondo la tabella Allegato A, di cui al D.M. 5.5.2011, rientra tra le tipologie di “impianti sugli edifici” di potenza non superiore a 200 KW cadauno.

Gli impianti fotovoltaici ed i relativi componenti, devono rispettare le prescrizioni contenute nelle norme tecniche di cui all’allegato 1 al D.M. 5.5.2011.

E’ prevista l’installazione di moduli fotovoltaici (pannelli) a tecnologia silicio monocristallino montati su struttura di supporto poggiante con contrappesi direttamente sul lastrico

solare senza necessità di ancoraggi. I concorrenti in sede di gara potranno offrire tecnologie innovative nel rispetto della potenza complessiva prevista e dimostrando il

conseguimento dell’equilibrio economico-finanziario dell’ionvestimento.

L’impianto dovrà corrispondere ai seguenti livelli qualitativi:

Moduli fotovoltaici

I moduli fotovoltaici dovranno:

- essere costruiti mediante assemblaggio di celle fotovoltaiche al silicio ad alta efficienza;

- possedere una efficienza maggiore o uguale a 130 W/m2;

- essere certificati secondo la normativa IEC 61215;

- essere dotati di garanzia di almeno 20 anni per quanto concerne le prestazioni.

Strutture di supporto dei moduli fotovoltaici

Le strutture di supporto dei moduli fotovoltaici dovranno essere realizzate in acciaio zincato a caldo, o alluminio o materie plastiche resistenti agli agenti atmosferici.

Le strutture dovranno svolgere la loro funzione per tutti gli anni di vita degli impianti che sono stimati attorno ai 25-30 anni.

E’ consigliabile utilizzare sistemi di ancoraggio delle strutture al lastrico solaio senza eseguire perforazioni del mattonato.

Si dovranno prendere, durante il montaggio delle strutture, tutti gli opportuni accorgimenti per non danneggiare l’integrità del lastrico solare dei terrazzi degli edifici in modo da

evitare eventuali future infiltrazioni di acqua all’interno degli stessi che comporterebbero interventi di manutenzioni durante la vita degli impianti.

Convertitori statici c.c./c.a.

I convertitori dovranno:

- essere dotati di garanzia di almeno 10 anni contro i difetti di fabbricazione e di materiale direttamente dichiarati dalla casa costruttrice;

- possedere una efficienza massima maggiore o uguale al 95%.

Quadri elettrici

I quadri elettrici dovranno contenere le apparecchiature di manovra e protezione, a norme CEI 23-3 o CEI 17-5, e gli scaricatori di sovratensione.


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Tali quadri dovranno essere provvisti di targa d’identificazione composta da:

- nome o marchio di fabbrica del costruttore;

- tipo numero o altro mezzo d’identificazione;

- marcatura CE.

Condutture elettriche

La connessione elettrica fra i moduli fotovoltaici, prevista in posa a vista, dovrà essere realizzata tramite cavi unipolari attestati, con connettori rapidi stagni, ai corrispondenti

connettori già assemblati in fabbrica sulle cassette di terminazione dei moduli stessi. Tali cavi saranno sottoposti ai raggi UV e ad alte temperature, pertanto dovranno essere di tipo

“solare”, unipolari con conduttori in rame stagnato e isolamento e guaina in gomma, tensione nominale 600/1000 V. La sezione dei cavi non dovrà essere inferiore ai 4 mm2.

Le rimenanti condutture dovranno essere realizzate con cavi sprovvisti di conduttore di protezione, contenuti in canali chiusi e/o tubi in materiale isolante (per tutti i percorsi in vista

che non presentino pericolo di danneggiamento meccanico) e/o metallici zincati a caldo (per tutti i percorsi in vista che presentino pericolo di danneggiamento meccanico) con grado

di protezione almeno IP4X e che offrono specifiche garanzie di comportamento all'incendio (resistenti alla prova del filo incandescente a 850 °C).

Per tutti i percorsi non lineari a vista e per il raccordo di cassette e quadri elettrici si dovranno utilizzare guaine flessibili, armate ove vi sia la presenta di pericoli di danneggiamento

meccanico.

Le connessioni dovranno essere eseguite con appositi morsetti. Non sono ammesse connessioni entro tubi di sezione circolare o di altra forma. Sono ammesse connessioni entro

canali porta cavi ammesso che i morsetti siano del tipo IPXXB.

Sistema di sicurezza:

Al fine di garantire la dovuta sicurezza nella fase di manutenzione, i terrazzi sprovvisti di parapetto (balaustra), ovvero provvisti ma di altezza inferiore a quella stabilita dalle norme

vigenti, dovranno essere muniti di linee vita o di altri sistemi di sicurezza idonei.

Posizionamento dei moduli sugli edifici:

I moduli devono essere posizionati sugli edifici secondo le modalità di cui all’Allegato 2 al D.M. 5.5.2011.

Devono essere rispettate le modalità di posa di seguito indicate:

a) Moduli installati sui tetti piani ovvero su coperture con pendenze fino a 5°: qualora sia presente una balaustra perimetrale, la quota massima, riferita all’asse medianodei moduli, deve risultare non superiore all’altezza minima della stessa balaustra. Qualora non sia presente una balaustra perimetrale l’altezza massima dei modulirispetto al piano non deve superare i 30 cm.

b) Moduli installati su tetti a falda: I moduli devono essere installati in modo complanare alla superficie del tetto con o senza sostituzione della medesima superficie.


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In assenza di elementi perimetrali o in presenza di elementi perimetrali alti fino a 30 cm da terra (H <= 30 cm),

l’altezza massima dei moduli (H1) rispetto al piano non deve superare i 30 cm (vedi figura che segue).


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In caso di presenza di una balaustra, l’altezza Hm del modulo fotovoltaico o della schiera dei moduli fotovoltaici,misurata da terra fino all’asse mediano degli stessi,

non deve superare l’altezza della balaustra perimetrale misurata nel suo punto più basso (vedi figura che segue).


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I moduli, al fine di risultare complanari, dovranno essere montati mantenendo la stessa inclinazione della superficie che li accoglie;è necessario, inoltre, che la distanza tra la superficie dei moduli e la superficie di copertura sia ridotta al minimo indispensabile.

In ogni caso, i moduli non dovranno sporgere rispetto alla falda di copertura (vedi figura che segue).


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6. STIMA DEI COSTI

Sono previsti n. 21 Impianti fotovoltaici di potenza cadauno di 200 KW, per un totale di 4.200 KWp.

Il costo complessivo dell’intervento ammonta ad €. 15.000.000 (IVA esclusa), così ripartito:

- Costo Impianti fotovoltaici compreso apparacchiature elettriche e collegamenti = €. 13.521.900

- Costo di impermeabilizzazione lastrici solari (si prevede di intervenire sul 20% della superficie interessata da pannelli) = €. 504.000

- Oneri di sicurezza = €. 182.337;

Totale lavori + oneri sicurezza = €. 14.208.237Altre spese:

- Spese tecniche e spese generali = €. 284.165

- Somme da versare al comune (incentivo + spese generali) = €. 213.124

- Spese per predisposizione proposta project financing = €. 142.082

- Spese varie per allacciamenti e pratiche GSE ed ACEA = €. 136.977

- Eventuali imprevisti = €. 15.416

Totale altre spese = €. 791.763

Nello stabilire il costo dei materiali fotovoltaici si è tenuto conto che trattasi di quantità consideravoli per le quali le aziende praticano sconti speciali.


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7. ENERGIA PRODOTTA

La producibilità elettrica annua di un 1 KWp è stata considerata pari a 1.300 KWh/annuo (Fonte: SOLAR Ventures). Tale produzione iniziale è riferita ad impianto ottimamente

orientato ed installato su struttura fissa. Quindi un impianto di 4.200 KW di potenza equivale ad una produzione annua iniziale di 5.460.000 KWh. Questo è il dato utilizzato per

quantificare i ricavi necessari per l’analisi economico-finanziaria. E’ da tenere presente che a decorrere dal 4° anno è stato previsto un decadimento di produzione medio dello 0,5%.

8. VALORIZZAZIONE DELL’ENERGIA PRODOTTA - RICAVI

Il conto energia costituisce la fonte di ricavo principale per il soggetto responsabile dell’impianto fotovoltaico poichè comporta l’erogazione di un incentivo proporzionale alla

produzione di energia elettrica.

L’incentivo per il 1° Semestre 2012, (data prevista per l’entrata in esercizio degli impianti), è quello stabilito dal D.M. 5.5.2011 – Allegato 5 – Impianti di cui al Titolo II, che, per impianti

sugli edifici di potenza non superiore a 200 KW, prevede una tariffa di €. 0,233/KWh. Tale tariffa è stata maggiorata del 10% in previsione dell’utilizzo di materiali prodotti all’interno

dell’Unione Europea - art. 14, c. 1, lett. d), del D.M. 5.5.2011.

Un’ulteriore fonte di ricavo è costituita dalla valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto che può essere autoconsumata oppure, in tutto o in parte, immessa in rete e quindi,

venduta al mercato o gestita in modalità di scambio sul posto.

Sono da preferire gli impianti dimensionati in modo tale che l’energia elettrica prodotta soddisfi i propri fabbisogni.

L’autoconsumo costituisce un risparmio dovuto alla riduzione della bolletta elettrica, in quanto consente di non acquistare dalla rete l’energia elettrica nella misura corrispondente

all’energia autoconsumata. L’eventuale parte dell’energia elettrica prodotta e non autoconsumata può essere immessa in rete e quindi venduta al mercato o gestita in modalità di

scambio sul posto.

La vendita dell’energia può avvenire in modo “indiretto”, mediante la stipula di una convenzione di “ritiro dedicato” con il GSE, ovvero in modo “diretto” attraverso la vendita in

borsa o a un grossista con contratto bilaterale.

Nel calcolo dei ricavi si è optato per il tipo di vendita “indiretta” dell’energia prodotta e immessa in rete dai vari impianti, sia per semplicità gestionale che per la maggiore redditività

dei prezzi “minimi garantiti” rispetto ai prezzi di mercato. Il prezzo minimo garantito è stato previsto al 2012 di 0,116 euro/MWh (caso di impianto la cui produzione annua di

energia non supera i 500.000 KWh).

A questo ricavo è stato aggiunto il corrispettivo per il servizio di trasporto.

In definitiva i corrispettivi attivi per il produttore, previsti nella stima dei ricavi sono, quindi, costituiti da:

- Conto energia (tariffa incentivante 1° semestre anno 2012);

- Vendita energia immesse in rete a prezzo minimo garantito secondo la formula del “ritiro dedicato”;

- Servizio di trasporto dato dall’energia immessa in rete x il coeff. di perdita sulle linee di distribuzione.

Questi ricavi, decurtati dalla percentuale di retrocessione di energia offerta in sede di gara, vengono ceduti al privato concessionario il quale rientra dai costi sostenuti per

l’investimento iniziale e per la connessa gestione durante tutto l’arco della durata della concessione (20 anni).


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9. ANALISI ECONOMICO – FINANZIARIA

I progetti d’investimento infrastrutturale per poter sollecitare l’interesse di mercato e prefigurare l’attivazione di capitali privati e dei finanziamenti bancari strutturati in project

financing, devono esprimere livelli di redditività e di bancabilità considerati “accettabili” per il settore da promotori e finanziatori.

A seguire i livelli di accettabilità assunti con il presente studio:

Redditività:

- TIR progetto soglia netto: 6,05% (costo medio ponderato del capitale – WACC);

- TIR azionisti soglia netto: 7,00%;

- VAN di progetto: superiore allo zero.

Bancabilità:

- Indice ADSCR (annual Debt Service Cover Ratio) minimo: 1,20.

- Rapporto debito-equity sul costo totale dell’intervento: 75/25.


18

9.1 - Metodologia di valutazione della sostenibilità economica e finanziaria:

Le condizioni di convenienza economica e di sostenibilità finanziaria sono state verificate attraverso il calcolo di indici di redditività e bancabilità, facendo riferimento al metodo più

diffuso che è quello dei flussi monetari scontati (Discounted Cash Flow Method), dove si registrano e aggregano tutti gli effettivi esborsi e ricavi monetari generati dal progetto

nell’arco di vita e si scontano i valori futuri con un appropriato fattore di sconto (tasso d’attualizzazione).

I tassi d’attualizzazione utilizzati:

Per i flussi di cassa degli azionisti (TIR azionisti soglia) è stato ipotizzato un tasso pari al 7,00%. Esso rappresenta il TIR azionisti minimo richiesto per operazioni similari nello

stesso settore.

Per i flussi di cassa del progetto (TIR progetto soglia) è stato utilizzato come tasso di attualizzazione il WACC che risulta pari al 6,60% e rappresenta il TIR di progetto netto minimo

richiesto per operazioni similari. Il WACC (Weighted Average Cost of Capital), ovvero il costo medio ponderato del capitale, è stato calcolato con la seguente formula:

EDDtKd

DEEKeWACC

+-+

+= )1(

Dove:Ke = costo del capitale proprio, ovvero il rendimento atteso del privato che è stato considerato pari al TIR azionisti (7,00%).E = Equity, ovvero i mezzi propri del proponente, pari a € 4.063.531 (25% del costo investimento + costi di finanziamenti);D = Mezzi di terzi, ovvero il capitale di debito, pari a € 12.786.552 (75% del costo d’investimento + linea IV.A.).Kd = costo dell’indebitamento. Per tale valore è stato assunto: 5,00% quale tasso per il finanziamento principale (senior debt) e 3,50% quale tasso della linea IVA (VAT Facility).t = aliquota fiscale, pari al 32,40% (IRES 27,50 + IRAP 4,90).

Ricavi provenienti dalla vendita dellenergia, a partire dal 2° anno. sono stati rivalutati annualmente per tenere conto dell’inflazione (FOI) calcolata dall’Istat ed assunta pari al

1,5%. I

Per la valutazione della convenienza economica, espressa in termini di redditività si è fatto riferimento al Valore Attuale Netto (VAN) ed al Tasso Interno di Rendimento (TIR).

Un VAN positivo indica la capacità del progetto di generare flussi monetari sufficiente a ripagare l’esborso iniziale, remunerare i capitali impiegati nell’operazione e lasciare eventuali

risorse disponibili per ulteriori scopi. Il “TIR di progetto” esprime la redditività dell’investimento prima e dopo le imposte e il “TIR azionisti” misura la redditività che gli azionisti

riusciranno ad ottenere dal capitale proprio investito. Il valore soglia del TIR post tax, affinchè il progetto sia considerato economicamente conveniente, è stato posto uguale o

superiore al tasso di sconto del 6,05% calcolato con la formula del WACC, mentre il valore soglia del TIR azionisti è stato posto pari al 7,00% e rappresenta il rendimento minimo

atteso per operazioni similari nello stesso settore. Nel caso specifico il TIR azionisti conseguito è relativo all’ipotesi in cui tutti gli utili (flussi di cassa post tax e post finance) vengano

impiegati per il rimborso ai soci finanziatori.


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Per la sostenibilità finanziaria si è fatto riferimento al Debt Service Cover Ratio (DSCR – indicatore di bancabilità del servizio del debito). La struttura finanziaria dell’operazione è

stata ipotizzata con un rapporto debito-equity sull’investimento (IVA esclusa) pari a 75/25. Il capitale proprio (equity) è stato ipotizzato come prestito soci, mentre per il capitale di

debito è stato ipotizzato il ricorso a mutuo a tasso fisso per il finanziamento principale ed a tasso variabile per la linea I.V.A.. L’indice di copertura del servizio del debito (DSCR) per

essere accettabile non deve mai essere inferiore all’unità (solitamente il DSCR minimo è di 1,20-1,30 mentre quello medio è di 1,30-1,40); i livelli imposti dipendono dal profilo di

rischio del progetto: maggiore è il rischio, più alto è il livello richiesto. Il valore medio del DSCR indica la capacità dell’iniziativa di generare flussi di cassa sufficienti alla copertura del

flusso richiesto dal debito e alla remunerazione del capitale privato. Nel caso specifico, trattandosi di investimento privo di rischio, l’indice medio soglia è stato posto pari a 1,20.

Il modello utilizzato simula un tipo di rimborso a rata variabile con ADSCR prefissato (valore minimo 1,20). Questa modalità di rimborso adegua automaticamente la quota di capitale

di debito rimborsata al flusso di cassa disponibile per il debito, in modo da garantire, per tutta la durata del rimborso del prestito, un valore medio dell’indice di bancabilità non

inferiore a 1,20. In questo modo è possibile ottimizzare la durata del finanziamento e allo stesso tempo si evita di ipotizzare modalità di rimborso non compatibili con i flussi di cassa

conseguiti.

I risultati conseguiti attengono ad ipotesi progettuali in quanto, in questa fase, la struttura finanziaria del soggetto affidatario è indeterminata, così come indeterminata è la scelta fra

la realizzazione del progetto in base a un modello societario di tipo project financing oppure a una più convenzionale soluzione societaria. Ne consegue che, in questa fase, non è

possibile determinare la composizione delle passività del soggetto gestore fra mezzi propri e finanziamento a debito e, quindi, calcolare l’effettivo costo del capitale sostenuto da tale

soggetto, quantunque nello schema di Piano economico finanziario adottato siano state formulate delle ipotesi che, comunque, sono in grado di documentare la sostenibilità

economica-finanziaria dell’idea progettuale secondo lo scenario ottimale ipotizzato è costituiscono documento utile per proponenti nel formulare le proprie scelte..

9.2 - Sviluppo dell’analisi:

L’analisi economica finanziaria è stata sviluppata in base ai seguenti dati tecnici:

- Totale impianti = n. 21;

- Potenza installata per ogni impianto = 200 KW;

- Produzione iniziale di 1 KWp = 1.300 KWh/annuo;

- Produzione Totale iniziale = 5.460.000 KWh/annuo;

- Decadimento produzione a partire dal 4° anno = 0,5%.

- Importo complessivo dell’intervento iniziale = €. 15 milioni.

Lipotesi sviluppata secondo un modello sintetico, che costituisce l’elaborato tecnico-economico allegato, prevede la progettazione, costruzione e gestione funzionale degli impianti

con spese a totale carico del privato al quale viene riconosciuto il diritto, per anni 20, allo sfruttamento economico derivante dalla valorizzazione dell’energia i cui proventi derivano:

dall’erogazione dell’incentivo secondo tariffa 1° semestre 2012, (D.M. 5.5.2011) e dalla vendita dell’energia immessa in rete secondo le modalità del “ritiro dedicato” a prezzo

minimo garantito dal GSE, (comprensivo della quota per il servizio di trasporto).


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La tabella “Produzione e ricavi” allegata all’elaborato tecnico-economico riporta nel dettaglio e per tutto il periodo della concessione l’energia prodotta ed i relativi ricavi.

Dalla sviluppo del PEF (piano economico finanziario di massima), emerge un livello di redditività, (vedi elaborato tecnico-economico – dati di sintesi All. 01), che si ritiene superiore

alle attese del privato investitore ed ai valori “soglia” di redditività a cui si è fatto prima cenno cenno, per cui si è proceduto a calcolare quale possa essere il quantitativo di energia

elettrica che il concessionario può retrocedere al concedente nel rispetto dell’equilibrio finanziario degli investimenti e che andrebbe a costituire il beneficio economico annuo

conseguito dall’Amministrazione comunale nell’operazione di PPP.

Al fine di stabilire quale possa essere il livello ottimale di retrocessione di energia al Comune, si è proceduto per più tentativi mediante l’inserimento, alla voce “costi per il

concessione” del PEF simulato, di una percentuale variabile da applicare ai ricavi della produzione dell’energia, fino a stabilire che, nel rispetto dell’equilibrio economico-

finanziario dell’investimento del privato, il livello massimo di percentuale di retrocessione di energia al Comune può essere quantificato pari al 7,00% annuo dei ricavi totali. Tale

percentuale sarà comunque oggetto di offerta in aumento in sede di gara. Difatti, applicando alla voce “costi del concessionario”, tale percentuale il progetto raggiunge livelli di

sostenibilità economico finanziaria accettabili in ragione dell’obiettivo prefissato di sollecitare l’interesse di mercato (vedi elaborato tecnico-economico – dati di sintesi All. 02),.

Per lo sviluppo del PEF, è stato adottato un modello sintetico in cui sono stati assunti i seguenti dati “input”:

DURATA:

- Periodo di affidamento della concessione, progettazione e realizzazione delle opere: 2011 - 2012

- Entrata in esercizio degli impianti: entro il 30 giugno 2012.

- Periodo di durata della gestione funzionale e sfruttamento economico degli impianti fotovoltaici: anni 20.

PARAMETRI FINANZIARI ADOTTATI:

- Tasso di attualizzazione = 6,05% per il VAN progetto e 7,0% per il VAN azionisti;

- Tasso di inflazione: 1,50% x 0,75% (Indice Istat-FOI);

- Tasso di interesse per il ricorso al debito:

· finanziamento principale (senior debt) 5,00%;

· Finanziamento linea IVA 3,50%.

- Modalità di pagamento degli investimenti: ad ultimazione degli impianti (100% 1° anno - 2012):

- Rapporto debito – equity del costo dell’intervento: 75/25


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PARAMETRI FISCALI:

- IVA:

· sui lavori : 10%

· sulle spese tecniche e spese generali d’investimento: 20%;

· sui ricavi di gestione da vendita diretta dell’energia “ritiro dedicato”: 10%;

· sui costi di gestione funzionale: 20%

- TASSE:

· I.R.A.P. = 4,90%

· I.R.E.S. = 27,50%

FABBISOGNO FINANZIARIO:

IMPIEGHI Euro FONTI DI COPERTURA Euro %

Costi di realizzazione 15.000.000 Capitali Propri privati 4.063.531 24,12%

Commissioni bancarie per gestione del debito 15.000 Finanziamento principale ( senior debt) 11.250.000 66,77%

Commissioni bancarie per erogazione debito: 1% 127.866

Imposta sostitutiva sulle erogazioni: 0,25% 31.966 Linea I.V.A. (VAT facility) 1.536.552 9,11%

Interessi di preammortamento (gg90) 138.699

Sub totale costi finanziari 313.531 TOTALE FONTI (I.V.A. compresa) 16.850.082 100%

Totale Impieghi (IVA esclusa) 15.313.531

Fabbisogno IVA su costo di costruzione: 10% 1.420.824

Fabbisogno IVA su altre spese di investimento: 20% 115.728

Totale fabbisogno I.V.A. 1.536.552

TOTALE IMPIEGHI (IVA compresa) 16.850.082

Le modalità di rimborso del finanziamento principale è modulato in funzione delle disponibilità finanziarie che si generano nel corso della gestione dell’opera.

Dalla simulazione del PEF risulta che il rimborso può avvenire tra il 2° ed il 15° anno della durata della concessione.

In sintesi con il modello utilizzato la rata di mutuo (capitale + interessi) è rimborsabile in coincidenza con i ricavi.

Nello stesso periodo, una volta soddisfatto il servizio del debito, resta un margine sufficiente per il rimborso ai soci del capitale investito opportunamente remunerato.


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Al fine di conoscere la remunerazione del capitale proprio investito dai soci, il pagamento dei dividendi è stato ipotizzato secondo il criterio del minore tra la cassa e l’utile

disponibile.

COSTI e RICAVI:

La stima dei costi è stata quantificata per come riportato nella tabella a seguire allegata all’elaborato tecnico-economico.

In sintesi sono stati previsti costi annui di gestione e manutenzione ordinaria, nonché i corrispettivi passivi dovuti al GSE e all’agenzia delle Dogane. Inoltre a partire dal 3° anno

e fino all’11 è stato previsto un accantonamento annuo per manutenzione straordinaria che si prevede di utilizzare al 12° per sostituzione inverter ed eventuali componenti

elettrici e/o moduli non funzionanti.

A carico del concessione non è stato posto l’accantonamento per lo smantellamento e lo smaltimento degli impianti in previsione che gli stessi possano produrre anche dopo lo

scadere della concessione per almeno altri 5 anni, i cui ricavi vanno tutti a beneficio del Concedente che li utilizzerà per sostenere tali costi.

Le voci di ricavo per ciascun anno sono stati quantificati per come riportato nella tabella a seguire, allegata all’elaborato tecnico-economico.

Tale tabella, per ciascun anno, indica:

- La produzione di energia elettrica (iniziale e quella decurtata dal decadimento di produzione stimato pari allo 0,5% a partire dal 4° anno);

- L’energia immessa in rete che è pari all’energia prodotta aumentata di un fattore percentuale del 10,8% trattandosi di impianto con punto di immissione in BT;

- I totali dei ricavi dal conto energia dovuti all’applicazione della tariffa incentivante (1° semestre 2012) pari ad €. 0,256 KWh;

- I totali dei ricavi da vendita dell’energia immessa secondo la formula del “ritiro dedicato” a prezzo minimo garantito dal GSE (stimato per il 2012 pari €. 0,116/KWh), oltre al

servizio di trasporto;

Gli importi dei ricavi da cessione a prezzo minimo garantito sono stati maggiorati, per gli anni successivi al 1°, del tasso di inflazione stimato (ISTAT-FOI): 1,5%x0,75.

I costi di gestione e manutenzione restano fissi per tutta la durata della concessione (anni 20).


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10. CONCLUSIONE

Dallo sviluppo dei dati emergono i seguenti indicatori:

Prima delle Imposte

VAN di progetto = €. 2.853.411TIR di progetto = 8,45%;

Dopo le imposte:

VAN di progetto netto = €. 743.616TIR di progetto netto = 6,70%

VAN azionisti netto = €. 3.273

TIR azionisti netto = 7,01%

MDSCR (indice medio di copertura del servizio del debito dopo le imposte) = 1,20

Questi dati sono sufficienti a dimostrare la convenienza economica e la sostenibilità finanziaria dell’investimento e della connessa gestione, elementi che inducono a

pensare la fattibilità dell’opera in Partenariato Pubblico Privato con il metodo della finanza di progetto.

In sintesi dall’analisi sviluppata si evince come il progetto, dal punto di vista strettamente economico-finanziario, riesca a:

- Raggiungere livelli di sostenibilità economico finanziaria accettabili in ragione dell’obiettivo di sollecitare l’interesse del mercato, vale a dire che il progetto

ipotizzato è suscettibile di attrarre capitali privati;

- Prevedere una retrocessione di energia al Comune pari al 7,00% dei ricavi, con probabilità di incremento di tale percentuale in fase di gara.


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10.1 – Utile netto per l’Amministrazione

Il beneficio economico che nell’operazione di PPP ipotizzata ne deriverebbe per il concedente (Roma Capitale), è costituito dalla retrocessione di una quota pari al

7,00% annuo dei ricavi provenienti dall’energia elettrica prodotta dagli impianti.

Questo corrisponde, per tutto il periodo di sfruttamento economico degli impianti da parte del concessionario - 20 anni -, ad un importo totale, attualizzato al tasso di

sconto del 6,05%, pari ad €. 1.699.167 che andrebbe a costituire l’utile netto complessivo per l’Amministrazione.

A partire dall’anno successivo a quello della scadenza della concessione, gli impianti vengono restituiti al Comune che potrà gestirli e sfruttarli economicamente per

altri ulteriori anni 5, atteso che la vita utile dei pannelli previsti si aggira intorno a 25 anni ed oltre. Questi ulteriori ricavi sono in grado di coprire i costi di

smantellamento e smaltimento degli impianti.

Inoltre, il Roma Capitale potrà recuperare, mediante rivisitazione del contratto con l’A.M.A., il costo d’investimento iniziale previsto per la manutenzione preventiva delle

coperture, (impermeabilizzazione dei lastrici) spesa che comunque, il soggetto gestore dei servizi cimiteriali avrebbe dovuto sostenere stante la necessità di

provvedere. Tale spesa è stimata in €. 548.953,00.


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11. ELEMENTI PER L’INDIZIONE DELLA GARA

11.1 Lavorazioni di cui si compone l’intervento

Le lavorazioni di cui si compone l’intervento sono riportate nella tabella a seguire:

Lavorazioni Categoria Qualificazione SOAImporto

€.% indicazioni

Impianti per la produzione di energia

elettrica

OG9

per classifica

VIobbligatoria 9.428.552 66,36%

Prevalente

Subappaltabile

al max 30%

Impianti tecnologici

OG11

per classifica

Vobbligatoria 4.779.685 33,64%

Scorporabile subappaltabile

max 30% della cat. prevalente

11.2 Criteri di aggiudicazione

L'aggiudicazione della gara sarà effettuata con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa, ai sensi dell’art. 83 del D. Lgs. n. 163/2006.

Ai fini della valutazione delle offerte, i punteggi saranno espressi con tre cifre decimali e l'individuazione dell'offerta economicamente più vantaggiosa sarà effettuata con il metodo

aggregativo compensatore di cui all'allegato "G" del D.P.R. n. 207/2010 in ragione di quella più favorevole per l'amministrazione attraverso l'assegnazione dei punteggi e dei criteristabiliti nel disciplinare di gara allegato al relativo bando.


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11.3 Tabella pesi e sottopesi - criteri e sub-criteri

Vedi disciplinare di gara allegato al relativo bando


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E L A B O R A T OT E C N I C O - E C O N O M I C O


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Stima costi e ricavi


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Stima dei costi di gestione e manutenzione


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Stima dei ricavi


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ELABORATI GRAFICI


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CIMITERO FLAMINIO


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CIMITERO LAURENTINO


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Impianti fotovoltaici nei cimiteri di - Lazio...In previsione che gli impianti possano entrare in...

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