Veicoli elettrici - mobilità - tecnologie - ambiente - energia rinnovabile. L'esaurimento delle risorse e le conseguenti ripercussioni politiche ed economiche rendono necessario ridurre la dipendenza dall'importazione di prodotti petroliferi e spingere quindi verso lo sviluppo di fonti energetiche alternative. I veicoli elettrici possono utilizzare tecnologie e risorse nel modo più efficiente.


giovedì 10 febbraio 2011

Produzione di energia elettrica da rinnovabili

Qui di seguito un grafico della produzione di energia da rinnovabili degli ultimi due anni secondo i dati forniti da Terna.

Cliccare per ingrandire

A destra i valori riferibili alla produzione di energia idroelettrica, a sinistra l'energia Fv, eolica e da geotermia.

 Sono diffidente. Diffido anche di chi scrive su questo blog (io, me stesso). Prima di credere ciecamente voglio (tentare di) capire. Prima di dare giudizi mi informo. Se non trovo le informazione che mi servono, mi sento male.
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23 commenti:

MaRaNtZ ha detto...

Quello che mi colpisce del grafico, è la correlazione inversa fra energia prodotta da eolico e da idroelettrico.

Esiste un qualche modello che può spiegare questa correlazione apparente ?

La somma delle curve inoltre, sembra oscilli molto meno che i contributi presi singolarmente

Mauro ha detto...

La correlazione inversa fra eolico ed idroelettrico ha colpito anche me!
Forse se piove non tira vento?
O forse semplicemente i bacini idrici consentono di programmare la produzione e vengono quindi sfruttati quando servono maggiormente?
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C'è una coorelazione inversa anche tra eolico e solare!
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Forse il giusto mix energetico potrebbe ridurre i danto decantati problemi di discontinuità delle rinnovabili.

Stefano ha detto...

L'idro è programmabile e a variazione pressochè istantanea. D'estate presumibilmente viene usato per sopperire alla forte domanda.

La correlazione inversa solare-eolico non è altro che una conferma di quanto era prevedibile a livello stagionale.
Un buon dato di partenza per supporre di poter riuscire a bilanciare istantaneamente la rete senza bisogno di troppo accumulo.

MaRaNtZ ha detto...

Sono ingegnere elettronico e non elettrico, quindi lascio la parola a gente più esperta di me.

So che dagli studi di domenico coiante la nostra rete elettrica nazionale ha un margine di stabilità che non consente una quota superiore al 20% circa di rinnovabili non idroelettriche.

So anche che il margine di stabilità progettato inizialmente non teneva conto della possibilità di avere tante piccole sorgenti a bassa potenza anzichè poche grandi a elevata potenza (rete ad albero poco ridondante).

Allora, non sarebbe in caso di investire in infrastrutture punto-punto per aumentare il livello di interconnessione, quindi diminuire la necessità di ricorrere all'accumulo ?

Se mettiamo in conto anche una futura mobilità elettrica (quindi capacità di accumulo notturno), non c'è davvero più alcuna scusa per non affrontare una massiccia introduzione di rinnovabili.

L'ho detto che servirebbero investimenti in una rete elettrica vetusta da decenni di incuria ?

Insomma, il problema tecnologico sembra un falso problema, e se connetteremo altre mega centrali (nucleare?) forse non lo si farà mai.

Silvano Robur ha detto...

Vediamo un pò di analisi :

1. Geotermico : E' pressochè costante. Sottoterra la temperatura è la stessa.

2. Idrico : Sorpresa ! I mesi più piovosi sono novembre e marzo.
Invece in questi mesi abbiamo valori minimi.

I valori massimi li abbiamo tra maggio e luglio. Presumo si utilizzino in maggior impianti a serbatoio anzichè ad acqua fluente.

Mi spiego meglio : quelli a serbatoio (od accumulo) sono enormi bacini artificiali che vengono riempiti dalle precipitazioni. Quando sono belli pieni (ci vogliono mesi per riempirli) si manda acqua alle turbine.

Questo potrebbe spiegare per quale motivo, pur piovendo a marzo, il picco di produzione lo abbiamo tra maggio e luglio.

A marzo inizia a piovere, e ci vuole fino a maggio perchè il bacino sia pieno.

Ripeto : E' una mia ipotesi.
Io mi occupo di piccoli impianti idroelettrici, al massimo mezzo megavoltampere.

Quelli ad acqua fluente sono quelli che funzionano sempre e sono posti in derivazione da un fiume.

3. Eolico : Dovrebbe essere costante, invece ha dei picchi in dicembre - gennaio. Ignoro il motivo.

4. Fotovoltaico : Segue l'irraggiamento solare.
Minimo a gennaio, massimo a giugno.

Bricke ha detto...

La tesi di silvano sull'idroelettrico mi sembra plausibile.
Noto un lieve calo negli anni.

I picchi dell'eolico credo siano dovuti a maggiori giornate di vento nei mesi di novembre e dicembre. Comunque i picchi del 2010 e 2011 sono simili, quindi o sono stati attivati pochi impianti o ha tirato meno vento.

La crescita del fotovoltaico è ben visibile, basta guardare i picchi del 2009 con quelli del 2010!

Geotermico costante nei mesi, ma anche negli anni! Non si sta investendo in questa tecnologia? che stupidi che siamo.

MaRaNtZ ha esposto un problema ben conosciuto e reale. Risolvibile con le così detta smart grid. Servono massicci investimenti governativi, così come per l'ADSL e per l'acquedotto colabrodo. Siamo pronti a rinunciare a qualche autostrada e ponte? Io si.

Mauro ha detto...

Grafico livello invaso ed acqua potabilizzata di Ridracoli:
http://www.romagnacque.it/diretta_ridracoli_andamento_idrologico_annuo-d-58.html

Anonimo ha detto...

Interessante grafico. Deduzioni da due cents:
1. l'eolico è la fonte più aleatoria e "non programmabile" che c'è: praticamente impossibile trovare una "struttura" in questi dato
2. il fotovoltaico è invece molto più regolare di quanto ci si aspetta
3. se il geotermico si potesse sfruttare di più, ehhh.... :-/

Potrebbe essere utile prendere più anni a riferimento e sovrappore i mesi analoghi, per evidenziare gli scostamenti e le eventuali regolarità

A.R.

Defcon70 ha detto...

Il diagramma pubblicato va analizzato per ciò che rappresenta, ossia l'aggregato mensile nazionale della produzione da fonti rinnovabili sia intermittenti e impredicibili/poco predicibili (fotovoltaico ed eolico) che controllabili (geotermico, idroelettrico di bacino e - in parte - ad acqua fluente).

Avere informazioni aggiornate e di dettaglio sulle rinnovabili in Italia è facile, vista la qualità dei siti di Terna e del GSE. Il dispacciamento è un'affare complicato, non sono da trarre affrettate conclusioni per quanto riguarda:
1) La stabilità della griglia, che riguarda invece la potenza disponibile istantanea in relazione ai consumi istantanei, il tutto pensato area per area in cui la griglia stessa è suddivisa. Non essendo l'energia elettrica stoccabile (o meglio, non ancora stoccata nella pratica a parte quella equivalente dei pompaggi dell'idroelettrico di bacino) i tempi di intervento per garantire la continuità del servizio elettrico (assenza di intervento delle protezioni dei generatori e delle linee di trasmissione) e la qualità di servizio (tensione e frequenza alla presa utente entro range prefissati) si misurano in minuti/ore non in mesi. I dati su cui impostare questi ragionamenti sono casomai qui, ad esempio. Questo per rispondere ai commenti di Mauro e Stefano, che supponevano la possibilità di risolvere la questione dell'intermittenza mediante un opportuno mix energetico. Purtroppo no, quello che Terna sta tentando di fare da qualche mese è la previsione a 1 giorno delle disponibilità di potenza per l'eolico tramite previsioni meteo specifiche della ventosità sui siti di produzione e lo vedete allo stesso link. Sono i primi al mondo a farlo, coerentemente al primato italiano di efficienza del sistema elettrico, e pare abbia successo. Marantz, la griglia italiana non è vetusta, quello è un problema di altri Paesi meno efficienti di noi; gli investimenti negli elettrodotti vengono fatti, casomai sono le amministrazioni locali (ossia il popolo italiano…) a rallentarli perché non vogliono nuovi elettrodotti o l'upgrade degli esistenti. Trovi la rete piena dei soliti comitati anti-.
2) l'effettiva dispacciabilità della produzione: l'eolico della Basilicata non può alimentare le acciaierie di Bergamo, non è così che funziona. A meno che non si voglia usare la produzione eolica solo per riscaldare i conduttori che la trasportano a mille km di distanza, e sempre che te lo facciano fare i mille Comuni che attraverserebbe un tale elettrodotto! E' necessario pensare in termini di aree di produzione-consumo. Le nuove turbogas a metano che stanno costruendo al Sud e che sono un primato di modulabilità nella produzione servono anche a garantire la stabilità della griglia a fronte della massiccia introduzione di eolico in Puglia, Basilicata, Calabria, ecc. Senza stoccaggi, per ogni nuovo kW di potenza nominale massima di fonte intermittente introdotta in rete, occorre una (quasi) equivalente potenza nominale da fonte controllabile.

Defcon70 ha detto...

Ecco come leggo io il diagramma:
- fotovoltaico: d'estate c'è più sole… e il grande successo del Conto Energia 2010. L'equivalente grafico del 2011 sarà ancora migliore, vista la corsa al collaudo di impianti grandi e piccoli che c'è stata al 31 dicembre scorso per inserire in rete energia prima della diminuzione degli incentivi.

- geotermico: è sempre lì, da decenni, avendo sfruttato tutti i siti disponibili da tempo (Brike, purtroppo è così). Qualche incremento c'è stato anni fa con la sostituzione di turbine a vapore con nuove più efficienti in alcuni impianti. Ricordiamoci che il geotermico è a impatto minimo, non nullo, in termini di emissione di gas climalteranti (CO2, CH4, H2S) che vengono estratti dalle profondità della terra insieme al vapore usato nella turbina e che vengono immessi in atmosfera dal condensatore. Per i sistemi EGS sia a iniezione che di profondità i tempi non sono maturi e i rischi per l'uomo concreti per via della sismicità indotta.

- eolico: i parchi eolici più importanti sfruttano i venti dominanti in Italia, ossia i venti da Nord, tipici durante il semestre freddo grazie all'anticiclone russo. Per dominante si intende che spira con continuità sopra un certo valore di m/s, non quelli da dove soffia più intensamente in assoluto. Sarei quasi disposto a scommettere che, isolando i dati di produzione della Sardegna, il picco sarebbe spostato sull'autunno e soprattutto meno pronunciato. Tutto questo in attesa del Kitegen che ha le potenzialità per sovvertire il concetto.

- idroelettrico: I dati mensili del diagramma ci dicono che i picchi di produzione sono estivi, a causa dei maggiori consumi da compensare e soprattutto da addebitare agli impianti di condizionamento in quei mesi aggiungo io. Non ci dicono quanto piove o ha piovuto, questo ha a che fare con il corretto progetto del bacino in funzione del prelievo medio che deve garantire sempre la minima riserva. Per Silvano: anche la produzione dell'idroelettrico ad acqua fluente viene modulata, regolando di ora in ora la portata delle prese che è inviata alle turbine, che è sempre una porzione ridotta della portata del fiume (nel rispetto del deflusso minimo vitale). Dai un occhio ai dati con frequenza un'ora di Hydro(river) verificabili allo stesso link di cui sopra scaricando i file giornalieri di "Effective generation of intermittent…", è almeno modulata al 30%.
Non ci dicono neppure a quanto superlavoro di gestione accendi-spegni e quanta preziosità abbia l'idroelettrico in Italia, riferendomi all'uso prevalente che ne viene fatto a compensazione oraria dei picchi con il certosino lavoro di dispacciamento.

Giuseppe Mazzini ha detto...
Questo commento è stato eliminato dall'autore.
Giuseppe Mazzini ha detto...
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Silvano Robur ha detto...

La mia opinione è che il consumo e la produzione di energia deve essere a km zero.

Energia rinnovabile significa estrema variabilità della produzione.

Quindi dobbiamo pensare ad enormi sistemi di accumulo di energia elettrica.

E, vista la variabilità, trovare un sistema di compensazione "stagionale".

Un pò come si fa ora con la geotermia a bassa temperatura intelligente.

D'estate viene immagazzinato calore nel sottosuolo ricavato dal processo di condizionamento.

Per poi riprenderlo d'inverno.

Ringrazio Defcon per le osservazioni.

Per quanto attiene la regolazione in derivazioni degli impianti ad acqua fluente si usano riattivare i vecchi mulini ad acqua.

Sostituendo la ruota in legno con un gruppo turbina - generatore sincrono.

Queste microcentrali hanno un funionamento stagionale.

Si.

Lo so.

Può sembrare strano.

Al massimo funzionano 4 o 5 mesi all'anno.

Da ottobre a novembre, per poi riprendere a febbraio fino ad aprile.

Ed era il ciclo di lavorazione dei mulini ad acqua.

In autunno si macinava il grano raccolto in estate.

In primavera il granoturco.

Perchè si manteneva più del grano e poteva essere macinato più in la con il tempo.

Perchè in Toscana, Marche ed Umbria, i regimi torrentizi dei corsi d'acqua offrono portate significative solo tra ottobre e novembre e tra febbraio e marzo.

Da circa quattro anni a questa parte, le precipitazioni si sono fatte più intense e di breve durata.

Tanto da rendere quasi inutili i vecchi annali dei dati pluviometrici.

Silvano Robur ha detto...

Defcon dice una cosa giusta : la devo sottolineare.

E' da pazzi pensare di alimentare i forni ad induzione del bresciano con l'energia eolica della Puglia.

Bisogna produrre energia localmente e consumarla localmente.

In Germania questo lo hanno capito.

Da tanto tempo.

Costruivano piccole centrali a carbone, 30 MVA, vicino i luoghi di consumo.

Erano centrali a gassificatore : producevano dal carbone metano che veniva fatto bruciare in una turbo gas accoppiata ad una caldaia a vapore.

I rendimenti erano molto alti (45 % - 50 %).

Il carbone era di produzione locale.

Defcon1970 ha detto...

Ecco un esempio di quanto scrivevo poc'anzi, la nuova turbogas di Edison a Candela, 380MW costruiti nel bel mezzo dei campi eolici del foggiano e che usa il metano estratto dai giacimenti della zona (o così ce la raccontano).
Se date un occhio con Streetview (incredibile, sono arrivati fin lì...) si notano le distese di serre (60 ettari) riscaldate con l'acqua di raffreddamento della centrale. Ottima cosa sicuramente, 80% il rendimento complessivo, ma in realtà il risultato di 7 anni di "concertazione" con gli agricoltori della zona tramite Sindaco e Prefetto. Gli agricoltori temevano per "l'inquinamento che avrebbe compromesso la bontà dei prodotti della terra" adesso evidentemente non sono più preoccupati.

I più felici sono i gestori dei parchi eolici della provincia di Foggia, che avranno dispacciata la loro energia in modo più continuo e remunerativo.

@Silvano
Io non dicevo che è inopportuno alimentare le acciaierie di Bergamo con l'eolico del Centro Sud, dicevo che non è tecnicamente fattibile, nessuno si sogna di farlo e infatti non viene fatto. Le griglie sono macro-regionali (tipo area Nord-ovest, area Lombardia, area Nord-Est, Area Emilia-Toscana, ecc.) e sono pochissimo interconnesse fra loro: produzioni e consumi rimangono praticamente localizzati in quelle aree.
Buona fortuna per la tua attività con il microidro negli ex-mulini ad acqua. Da quel che si sente dire è una corsa a ostacoli da molti punti di vista.

Quartiere Centro Urbano ha detto...

@Defcon: Se in italia abbiamo una così alta separazione fra le griglie in varie macroaree, come mai ciò non è stato sufficiente a impedire l'instabilità a catena con relativo bleakout nel 2003 ? Da allora ad oggi l'intelligenza di gestione della rete è migliorata sensibilmente o è rimasta sostanzialmente la stessa ?

Non mi sento di sostenere la crociata che se la rete non è abbastanza "smart" lo si deve sempre ai soliti comitati "anti", che al massimo chiedono di interrare l'elettrodotto per alcuni tratti anzichè farlo passare a pochi metri dalle case in via aerea. Sono convinto che sia più una facile scusa che altro.

Sono comunque felice di sapere che la rete di terna va già bene così e non avrà bisogno di grandi rivoluzioni per sostenere l'imminente flusso esponenziale di allacciamenti da rinnovabili, anche se da profano ci credo poco.

Defcon1970 ha detto...

@Quartiere...
Provo a risponderti punto per punto.

Per prima cosa una precisazione: la griglia composta dalla somma delle varie Aree territoriali ovviamente è interconnessa (sennò si chiamava albero…), ma ciò in cui è poco interconnessa è nell'energia trasferita. In Italia il saldo in gennaio 2011 ad esempio lo si può trovare in questo documento, a pag 14.
Ossia, si cerca di consumare quanto prodotto all'interno della stessa area per contenere le perdite per effetto Joule sui conduttori a meno del 7-8%. E' per questo che anche un elettrodotto che lavora alle tensioni più elevate (380kV), non supera di solito i 200km e la media è sotto i 100km.

La ragione per cui la griglia è interconnessa è per garantire continuità al servizio elettrico; nel caso di guasto a generatori o linee di trasmissione di un'area si sopperisce (o si tenta di sopperire…) prelevando potenza da aree adiacenti in funzione dei carichi istantanei da garantire e quelli che invece possono essere distaccati. In un sistema molto interconnesso però si possono propagare anche i problemi, quindi ci possono stare anche i black-out nazionali come quello del 2003, scatenato da un singolo evento, se quest'ultimo si manifesta in uno stato di particolare vulnerabilità. Molto è stato fatto da allora (e proprio a causa di quell'evento) sia a livello tecnico (sostituzione di parti di impianti), di efficacia di comunicazione verso i produttori e gli utilizzatori, di nuove procedure e di miglioramento dei sistemi di telecontrollo (ad esempio il nuovo Centro di Controllo di Terna). Probabilmente si poteva fare anche di più.

I soldi per gli investimenti nella rete trasmissiva e nelle sottostazioni ci sono (prova a vedere quanto incide la parte di costi relativi sulla tua ultima bolletta), ma è un dato di fatto che sono rallentati dai comitati che i politici e amministratori devono ascoltare. Vogliamo provare a ripercorrere la cronistoria del potenziamento dell'elettrodotto della Centrale Enel di Santa Barbara qua da noi in Toscana, ad esempio? Ero imberbe quando se ne iniziò la progettazione, la questione si è conclusa qualche settimana fa con l'installazione del nuovo reattore nella sottostazione di Casellina a Scandicci. Bisognerebbe che i cittadini italiani si preoccupassero anche del bene comune (in questo caso la sicurezza e continuità del servizio elettrico) oltre che dei propri legittimi interessi. Quello dei comitati per l'interramento degli elettrodotti poi è un caso eclatante: costi enormi, manutenzione pressoché impossibile, occupazione di suolo smodata per un beneficio sulla salute trascurabile, a meno che non li si voglia interrare a 20m di profondità; e a meno che gli interessi che si vogliono salvaguardare non siano tanto la salute dei cittadini quanto piuttosto l'investimento immobiliare di qualcuno. Mai pensato poi che se l'interri per 1000m per far contento uno di sicuro poi devi interrare anche nei 1000m successivi per far contento l'altro e via andare? Mi fermo qui che il discorso si farebbe lungo, ma badate bene, questo è un tema cruciale per il nostro Paese bloccato.

Fai bene a crederci poco se per "flusso esponenziale di allacciamenti da rinnovabili" intendi la generazione distribuita, tipo il fotovoltaico da 4KWp sul tetto. La rete di trasmissione in quel caso c'entra poco o nulla, è tutto in carico a Enel Distribuzione o alla municipalizzata di turno all'interno della rete a media tensione. Se invece intendi un nuovo parco eolico da 40MW da inserire nel dispacciamento di quell'area, allora la rete trasmissiva gestita da Terna e l'insieme dei generatori modulabili in quell'area c'entrano eccome e sicuramente lo stato attuale non è sufficiente a garantirne stabilità oltre un 17-18% di potenza intermittente.

MaRaNtZ ha detto...

Una domanda per @Defcon

Essendo che esistono due livelli abbastanza ben distinti di distribuzione, enel distribuzione per le interconnessioni municipali a bassa/media tensione, e terna per le dorsali ad alta tensione, dove sarebbe conveniente "filtrare" le eventuali oscillazioni dovuti a sorgenti intermittenti ?

In soldoni, per la rete italiana, meglio sarebbe avere pochi generatori da decine di MW oppure tanti microgeneratori da qualche KW, a parità di energia prodotta ?

Ho sempre pensato che avere tanti microgeneratori, da un punto di vista non strettamente tecnico, fosse preferibile, per aggirare monopoli, democratizzare la produzione di energia, etc. Ma ciò obbliga a sistemi di accumulo locali e distribuiti anch'essi, e forse dal punto di vista tecnico sarebbe conveniente utilizzare pochi grandi impianti, che pur rischiano di finire in mano ai soliti noti.

Defcon1970 ha detto...

@ MaRaNtZ
Mi sa che occorra spingere su entrambi i modelli di rinnovabili se vogliamo provare a rispettare gli impegni presi in Europa verso il resto del mondo riguardo il contenimento delle emissioni.

Le soluzioni di stoccaggio più a portata di mano sono quelle attorno al MW, quindi adeguate alle piccole distribuzioni di media. Una interessantissima sinergia, lo si è letto più volte anche su Mondoelettrico, è quello del riutilizzo allo scopo delle batterie dei BEV "esauste" dal punto di vista dell'uso ciclico ma più che utili per l'uso stazionario quale quello in uno stoccaggio.

La democratizzazione della produzione di energia? E perché non la democratizzazione della produzione del pane, allora? Chi li paga gli ingenti investimenti necessari, andiamo avanti vita perenne a incentivi?
Perchè dici i soliti noti? Dopo l'avvio del mercato delle rinnovabili, le società che producono energia e la vendono nella borsa elettrica sono centinaia. Il gestore della rete trasmissiva è uno perché è bene sia così ed è lo Stato in sostanza. La distribuzione a MT è in mano a pochi sufficientemente grandi, ma c'è una pletora di Municipalizzate che operano localmente sulle loro reti.
Tra l'altro le rinnovabili non cambiano di una virgola la questione. A meno che tu non pensi ad impianti off-grid, ossia lo zero virgola zero zero degli impianti in esercizio, e ci sarà un motivo se sono lo zero virgola.

Defcon1970 ha detto...

Un interessantissimo documento sul quale valutare:
- il contributo che il sistema elettrico chiede alle smart-grid in un contesto di generazione distribuita
- lo stato dell'arte in Italia della tecnologia
- la quantità di applicazioni possibili
- stima degli investimenti

è il Rapporto di valutazione con il quale la commissione ha valutato i progetti presentati da 9 soggetti titolari di reti in media tensione per accedere ai finanziamenti di AEEG nel recente bando.

Si vede che, se si prevede stoccaggio, i costi si impennano (anche nel caso di pompaggio idro) ma salgono lo stesso se si cercano soluzioni molto intelligenti tramite le quali si cerca di farne a meno.

Buona lettura!

Silvano Robur ha detto...

Devo dire che qui, si impara molto.

Una piccola osservazione su quanto detto da Marantz e da Defcon.

In sostanza dite che per migliorare l'utilità sociale della produzione e del consumo di energia, dovremmo aggirare i monopoli.

Puntando su produzione e consumo locale.

Parole sante !

Peccato che sia uscita una disposizione di legge che vieta a comuni inferiori a 30 000 abitanti di possedere aziende speciali a vocazione energetica.

Non solo : il piccolo comune che ha un'azienda speciale, la deve vendere.

Un boccone prelibato per i soliti monopolisti.

Esistono comuni piccoli, sotto i 10 000 abitanti, che hanno piccole centrali idroelettriche o eoliche.

Che senza di queste inziative economiche, illuminate e lodevoli, vedrebbero i loro miseri bilanci andare in perdita.

Lo dico e lo ripeto : questa smania della privitizzazione od ogni costo, perchè il privato è bello, perchè il privato rende, ci sta portando alla rovina !

Le reti devono essere pubbliche.

Lo sapete quale è il paese che ci ha messo in crisi ?

Un paese capitalista ?

NO !

Un paese comunista : la Cina.

La quale ha fornito grande sovvenzioni alle proprie industrie

(Alla faccia dei finanziamenti a fondo perduto, proibiti dalla Comunità Eurepea)

e ci ha messo con il sederino a terra.

___________

Defcon ---- > Grazie !

Massimo J. De Carlo ha detto...

La norma a cui fa riferimento Silvano dovrebbe esseere questa:
"....Fermo quanto sopra, in considerazione della nuova disciplina della partecipazione a società di capitali contenute nella l. 122 del 30.07.2010 di conversione del DL 31.05.2010 n. 78 (cosiddetta “manovra estiva”) sono stati introdotti ulteriori limiti da parte dell’art. 14 comma 32, diretti a limitare la partecipazione societaria degli enti locali sul piano quantitativo.

La norma citata prescrive infatti che i Comuni con popolazione inferiore ai 30.000 abitanti non possano costituire società, a meno che tali società non siano costituite da più Comuni la cui popolazione complessiva superi i 30.0000 abitanti e la partecipazione societaria degli enti sia paritaria o proporzionale al numero degli abitanti, mentre i Comuni con popolazione compresa tra i 30.000 e i 50.000 abitanti possono detenere la partecipazione di una sola società...."

Silvano Robur ha detto...

Si.

E' questa.

Ed è demenziale !

Pensate a quanti comuni hanno investito in finanza di progetto

(scusatemi : è semplicemente un progetto in cui il sudatissimo progetto è redatto dagli esangui uffici tecnici comunali, decimati da pensionamenti e da blocco di assunzioni, il cui finanziamento e gestione viene fatto da soldi privati, a prezzo di mutui ed ipoteche su beni comunali da sanguisuga)

.... poi arriva il monopolista di turno e ti prende tutto per due lire !

.... ma che bravi !