Aggregazione della domanda e acquisti energetici nel pubblico e nel privato

ing. Davide PoliUniversità di Pisa

Aggregazione della domanda e acquisti energetici

nel pubblico e nel privato

• Mercato elettrico e tariffe di acquisto

– Dalle aziende verticalmente integrate ai sistemi liberalizzati– Struttura, attori, strumenti del mercato elettrico– Il sistema tariffario: mercato libero, maggior tutela e salvaguardia– Servizi di rete: misura, trasmissione, distribuzione e oneri A/UC/MCT– I clienti “energivori”

Indice della presentazione

– Il dispacciamento: motivazioni e risvolto tariffario– Le tariffe di fornitura: allineamento economico e selezione del fornitore– Fiscalità– Dove e come agire per risparmiare?– L’opzione zero: tariffe di maggior tutela e di salvaguardia– Cenni alla borsa elettrica

• Ho un buon contratto di fornitura?– I parametri da analizzare– I benchmark per soggetti privati– Il caso CONSIP: benchmark o obbligo? La spending review

• L’autoproduzione: una valida alternativa?– I reali costi evitati di acquisto e le nuove criticità: RIU/SEU/SEESEU– Come valorizzare le eccedenze di produzione?

• L’aggregazione della domanda– Vantaggi e criticità dell’aggregazione pubblica e privata– Le peculiarità dei consorzi pubblici– Oltre l’acquisto della sola energia: beni e servizi energetici– Esempi concreti di risparmio: il caso del Consorzio Energia Toscana– La gestione di aggregati di prosumers: verso le Smart Grids

Il mercato dell’energia

e le tariffe elettriche di acquisto

Un monopolio “di fatto”:

Un operatore verticalmente integrato (ENEL)Produzione, trasmissione, distribuzione, dispacciamento,importazione, ricerca e sviluppo

Le aziende municipalizzate

Gli “utenti”: tariffa unica nazionale stabilita da enti governativi (CIP)

Importanti realtà, in progressiva affermazione:

Auto-produzione, produzione per conto

Il sistema elettrico italianoprecedente alla liberalizzazione

Decreto “Bersani” (d.lgs. 79/99)

Ha recepito la Direttiva Europea 96/92/CE e ha fissato le linee-guida per la liberalizzazione del settore:

Abolizione di ogni esclusiva per la produzione e l’import Apertura del mercato libero: clienti idonei e vincolati Diritto di accesso alla rete Accettazione del monopolio naturale del trasporto Unbundling delle aziende verticalmente integrate Gestione unica ed indipendente del dispacciamento Mercati a dispacciamento passante e di merito economico Politica energetica (es. incentivi alle fonti rinnovabili)

Le grandi categorie di clienti

Dal 1° luglio 2007 esistono tre categorie di clienti dell’energia elettrica:

• clienti con un contratto sul MERCATO LIBERO(contratto bilaterale o acquisto in borsa)

• clienti senza un contratto di acquisto sul mercato libero:

- clienti sotto regime di MAGGIOR TUTELA(clienti domestici e “piccole imprese in bassa tensione”)Acquistano ad una tariffa fissata dall’AEEG,che riflette i costi sostenuti dall'Acquirente Unico

- clienti sotto regime di SALVAGUARDIA (i rimanenti)Viene assicurato loro un fornitore di ultima istanza, a prezzi elevati

Gli attori del mercato libero

Produttori In competizione fra lorosui mercati dell’energia e dei servizi.

Clienti con contratto

Rivenditori

Distributori

Contrattano l’energia con un fornitore(produttore o rivenditore) o la comprano in borsa.

Non hanno la disponibilità di mezzidi produzione e/o distribuzione. In competizione fra loro.

Gestori delle reti di distribuzione.Soggetti a concessione (almeno comunale)di lungo periodo.

Gli strumenti di mercato

La borsa: Mercati spot dell’energia (G.M.E.) (Day-ahead e Infraday: MGP e MI)

La contrattazione bilaterale:

Liberi accordieconomici e commerciali

I soggetti istituzionali

TERNA

AEEG

Stabilisce le regole di dispacciamento.E’ responsabile della gestione e dello sviluppodella RTN. (E’ anche proprietario della RTN).Risponde della sicurezza e affidabilità complessivedel sistema elettrico, nonché della qualità del servizio.Coordina l’esercizio in emergenza.Gestisce il Mercato dei Servizi di Dispacciamento.

Organo di regolazione controllo.Garante della trasparenza e della concorrenza.Stabilisce il quadro tariffario. Oggi: AEEGSI

Organismi indipendenti soggetti ad obblighi di pubblico servizio

G.M.E.

…inoltre:

G.S.E.

DISTRIBUTORIDISTRIBUTORI

GESTORE DEL MERCATO(BORSA)

GESTORE DEL MERCATO(BORSA)

PRODUTTORIPRODUTTORI

CLIENTICLIENTI

Mercato libero

di contrattoVendite a prezzi: Tariffa di trasportodi borsa

RIVENDITORIRIVENDITORI

I testi tariffari integrati

• Del. 301/12 (ex 156/07) AEEG: TIV (Testo Integrato Vendita)Regola i servizi di maggior tutela e di salvaguardia

• Del.199/11 (ex 348/07) AEEG: TIT (Testo Integrato Trasporto)Regola i seguenti servizi di pubblica utilità:

(Misura oggi Testo Integrato TIME)TrasmissioneDistribuzione

• Del.107/09 AEEG: TIS (Testo Integrato del Settlement)Regola le partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento

CLIENTE CON CONTRATTO

SUL MERCATO LIBERO

SALVAGUARDIA

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI

FORNITURA (+ perdite)

PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


CLIENTE SOTTO MAGGIOR TUTELA

MISURA MISURA

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA

EnergiaCommercializzazione

Dispacciamento

UC1/PPE

Fasce orarie (da TIV)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23lunmarmergiovensab

dom e festivi

ore

gio

rno

F3 F1 F2

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 MCT

COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 MCT

MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

Servizio e tariffa di Misura

In riferimento ai punti di prelievo dei clienti finali, vengono identificati nei Distributori i soggetti responsabili di:

• installazione e manutenzione dei misuratori• raccolta, validazione e registrazione delle misure

Tariffa di Misura stabilita dallTariffa di Misura stabilita dall’’AEEG per il 2014 (TIME, AEEG per il 2014 (TIME, salvo salvo illum.pubblicaillum.pubblica):):Bassa Tensione: 20,6785 €/annoMedia Tensione: 261,7555 €/annoAT/AAT: 1523,7415 €/anno

Pagata in quote mensili (1/12).Nelle Tab. da 2 a 5 del TIME, è possibile distinguerla in:MIS(INS) + MIS(RAC) + MIS(VER) + MIS(RES)

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

Tariffa di Trasmissione

Ciascun Distributore applica ai propri clienti una tariffa di trasmissione “TRAS” stabilita dall’AEEG ogni anno.

Per tutti i clienti finali (anno 2014 – TIT):

BT 6,33 €/MWhMT 5,91 €/MWh AT 1,03 €/MWhAAT <380 kV 1,02 €/MWhAAT ≥380 kV 1,01 €/MWh

Questa componente remunera il trasporto sulla Rete di Trasmissione Nazionale e quindi il suo gettito viene versato dai Distributori a TERNA.

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

Tariffa di DistribuzioneTariffa di Distribuzione

In Alta tensione, è attiva dal 1° gennaio 2008.In Bassa e Media Tensione, lo è dal 1° aprile 2008.

Si tratta di una tariffa unica nazionale, definita in struttura e prezzi dall’AEEG (nel TIT).

E’ previsto un meccanismo di perequazione generale (con tariffa diriferimento TV1) che tiene conto anche del recupero di investimenti incentivati.

Potenza disponibile: E’ la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. E’ pari alla potenzaper la quale è stato corrisposto una tantum il contributo di allacciamento(da adeguarsi in caso di 2 superi mensili nello stesso anno solare).

Potenza impegnata:

• P impegnata propriamente detta: massimo valore mensile delle potenzemedie quartodorarie

• P contrattualmente impegnata: sotto 30 kW, il distributore può definirea priori un livello contrattuale di potenza (purché siano ammessi almenoi valori 1.5 3 4.5 6 10 15 20 25 e 30 kW). In tal caso, installa anchedispositivi di limitazione della potenza prelevata (tarati sul valorecontrattuale + 10%).

Alcune importanti definizioniAlcune importanti definizioni

Da riportarein bolletta in €/mese

Non cambia, salvoadeguamenti del contrib. di allacciamento

Da riportare in bolletta in €/kW/mese e poi applicare

alla P impegnata nel mese

Impegnate in quello specifico mese

Anno 2014 Anno 2014 Anno 2014

lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica - - 1,355 BTIP

lettera c) Utenze in bassa tensione per alimentazione delle infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici - - 5,955 BTVE

lettera d) Altre utenze in bassa tensione con potenza disponibile fino a 16,5 kW

- per potenze impegnate inferiori o uguali a 1.5 kW 482,35 3.186,26 0,066 BTA1

- per potenze impegnate superiori a 1.5 kW e inferiori o uguali a 3 kW 482,35 3.017,68 0,066 BTA2

- per potenze impegnate superiori a 3 kW e inferiori o uguali a 6 kW 482,35 3.354,86 0,066 BTA3

- per potenze impegnate superiori a 6 kW e inferiori o uguali a 10 kW 530,59 3.354,86 0,066 BTA4

- per potenze impegnate superiori a 10 kW 530,59 3.354,86 0,066 BTA5

Altre utenze in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW 482,35 3.186,26 0,063 BTA6

lettera e) Utenze in media tensione di illuminazione pubblica - - 0,713 MTIP

lettera g) Altre utenze in media tensione con potenza disponibile fino a 100 kW 45.753,97 3.603,16 0,062 MTA1

Altre utenze in media tensione con potenza disponibile superiore a 100 kW e inferiore a 500 kW 41.178,57 3.235,49 0,056 MTA2

Altre utenze in media tensione con potenza disponibile superiore a 500 kW 39.786,06 2.838,41 0,048 MTA3

lettera h) Utenze in alta tensione 2.012.235,06 - 0,021 ALTA

lettera i) Utenze in altissima tensione, con tensione inferiore a 380 kV 2.012.235,06 - - AAT1

lettera j) Utenze in altissima tensione, con tensione uguale o superiore a 380 kV 2.012.235,06 - - AAT2

CODICE TARIFFATipologie di contratto di cui al comma 2.2

Quota fissacentesimi di euro/punto di

prelievo per anno

Quota potenzacentesimi di

euro/kW per anno

Quota energiacentesimi di euro/kWh

Sono scaglioni progressivi.Le penali non si applicano in F3 (ove presente misuratore multiorario).Il gettito viene versato dai distributori sul “Conto per la promozione dell’efficienza negli usi finali”.

Penali per prelievi eccessivi di energia reattiva (TIT)(solo per potenze disponibili superiori a 16,5 kW):

Energia reattiva compresa tra il 50 e il 75% dell’energia attiva

Energia reattiva eccedente il 75% dell’energia attiva

centesimi di euro/kvarh centesimi di euro/kvarhlettera a) Utenze domestiche in bassa tensione 3,23 4,21lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica 3,23 4,21lettera c) Utenze in bassa tensione per alimentazione infrastrutture di ricarica pubblica di veicoli elettrici 3,23 4,21lettera d) Altre utenze in bassa tensione 3,23 4,21lettera e) Utenze in media tensione di illuminazione pubblica 1,51 1,89lettera g) Altre utenze in media tensione 1,51 1,89lettera h) Utenze in alta tensione 0,86 1,10lettera i) Utenze in altissima tensione, con tensione inferiore a 380 kV 0,86 1,10lettera l) Utenze in altissima tensione, con tensione uguale o superiore a 380 kV 0,86 1,10

Tipologia di contratto di cui al comma 2.2

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

La remunerazione del trasporto comprende anche le seguenti componenti:

• UC3 : copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di distribuzione

• UC4: copertura integrazioni tariffarie Cap.VII comma 3.a del CIP 34/74• UC6 : copertura dei costi riconosciuti derivanti dai recuperi

di qualità del servizio (v.Testo integrato sulla qualità)• UC7 : copertura oneri dei distributori, derivanti da interventi

per la promozione energetica presso gli usi finali• MCT: copertura delle Misure di Compensazione Territoriale

di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03 (a favore dei siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibilenucleare [ovvero scorie, n.d.r.] )

Sono aggiornate trimestralmente dall’Autorità

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

Componenti tariffarie “A”

Finanziano appositi conti istituiti per la copertura di oneri sostenuti nell’interesse generale del sistema elettrico:

• A2 = costi di smantellamento delle centrali nucleari• A3 = incentivazione delle fonti rinnovabili (conto energia, CIP6, …)• A4 = finanziamento di regimi tariffari speciali (FF.SS., Terni)• A5 = finanziamento delle attività di ricerca e sviluppo• A6 = copertura degli stranded costs (costi sostenuti in passato dalle imprese

elettriche e non recuperabili in un ambito liberalizzato).Oggi nulla• AS = copertura degli oneri utenti domestici economicamente disagiati

e/o in gravi condizioni di salute (Dal IV trim.08, v.Del.117/08)• AE = copertura sconti su componenti A per clienti energivori

Componenti definite dall’AEEG e aggiornate trimestralmente

Pagate da tutti i clienti finali (con sconti oltre 12 GWh/mese e per gli energivori)

Clienti energivori (dal II semestre 2013)

Sconti su componenti A per clienti energivori(Atto di indirizzo MSE 26/4/13, poi Del. AEEG 437/13)

Riduzione delle componenti A su siti in media ed alta tensione, sulla base dell’indice di intensità energetica aziendale(spesa elettrica annua presunta aziendale / fatturato):

Richiesti:• volumi energetici BT…AAT (intera ragione sociale) superiori a 2,4 GWh/anno • codice ATECO fra 10.xx.xx e 33.xx.xx (attività manifatturiere)• intensità energetica > 2%• Iscrizione ad Albo delle Imprese Energivore c/o sito Cassa Conguaglio Sett.El.

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE

COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT

COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

Riserva e bilanciamento

L’energia elettrica non è accumulabile come tale

In ogni istantela potenza prodotta e quella assorbita

devono coincidere

L’utility monopolistica gestisce tali sistemi

e ripartisce sui clienti finali i costi corrispondenti

Sist. verticalmente integratoLa capacità di bilanciamento e

l’energia effettivamente erogata per bilanciare

sono oggetto di appositi mercati

Sistema liberalizzato

Necessità di sistemi di bilanciamento in tempo reale tra produzione e carico

Regime di dispacciamento (in prelievo)(su base di merito economico, Del.111/06)

TERNA, soggetto che gestisce il mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) e quindi sostiene gli oneri di riserva, bilanciamento e risoluzione delle congestioni (intrazonali) di rete:

• non applica direttamente una tariffa di dispacciamentoal singolo utente finale;

• la applica ad un aggregato punti di prelievo detto “utentedel dispacciamento”, che solitamente va a coincidere con il portafoglio di clienti serviti da uno stesso fornitoreall’interno di una stessa “zona di mercato”.

1) Corrispettivo di sbilanciamento effettivo (art. 40)Squilibri ORARI DI ZONA fra previsione e prelievo effettivo dell’aggregato. Prezzi MSD.

Voci della tariffa di dispacciamento che usualmente il grossistaha già ricompreso nel prezzo di fornitura (assicurarsene!):

2) Corrispettivo di non arbitraggio (art.41)Serve per evitare speculazioni sulla formazione voluta di congestioniinterzonali. Squilibri ORARI DI ZONA fra previsione e prelievo effettivo dell’aggregato. Prezzi PUN-Pz.

3) Corrispettivo per assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (art.43)Il grossista definisce a programma in quale zona viene immesso ciascun kWh che finirà ai suoi clienti. Per ciascun kWh, paga (PUN-PZ_immiss) a TERNA. In realtà spesso è coperto da strumenti finanziari (CCCI e CCC).

Sugli oneri di sbilanciamento ci sono varie possibilità(e questo rientra nella contrattazione!) :

• Già compreso implicitamente nel prezzo di fornitura

• Onere forfettario aggiuntivo, ben esplicitato e noto a priori (es. 0,9 €/MWh)

• Onere a posteriori (onere di sbilanciamento di aggregato/kWh_aggregato)

• Coinvolgimento a vario titolo del cliente (di medie-grandi dimensioni)in una corretta stima della previsione di aggregato:

- gentlemen agreement di consegna di un profilo orario di prelievonon vincolante

- consegna di un profilo di prelievo del singolo punto. Se a posterioririsulta entro una soglia di errore di franchigia, ulteriore BONUS (sconto)

- consegna di un profilo di prelievo del singolo punto. Se a posterioririsultano errori di previsione, penalizzazione puntuale sul cliente(a prezzi <<< della penalizzazione di 1 MWh sbilanciato sull’aggregato!!)

4) approvvigionamento risorse M.S.D. (art.44)Stima trimestrale fatta da TERNA al 25 del 1° mese di ogni trimestre (“art.44.3”), usata per acconti in bolletta,poi consuntivi mensili omnicomprensivi entro il 25 di ogni mese, relativi a 2 mesi prima (“art.44.6”)

5) remuneraz. capacità modulazione eolico (art.44 bis) Consunt. entro il 25 di ogni mese,relativo a 2 mesi prima. Il fornitore acconta su stima propria.

6) copertura costi unità essenziali per la sicurezza (art.45) Consunt. entro il 25 di ogni mese, relativo a 2 mesi prima, con separata evidenza di valore mensile ex-post + integraz. tabellare (vedi). Il fornitore acconta la somma, su stima propria.

7) costi funzionamento TERNA (art.46) Tab.111/06

Altri oneri pagati a TERNA dall’utente del dispacciamentoe ribaltati “in maniere passante” sul cliente finale:

8) oneri differenza fra perdite standard ed effettive (art.47, nullo da 1-7-07)9) oneri disponibilità della capacità produttiva (art. 48) Tab.111/06

10) oneri remunerazione clienti interrompibili (art.73) Tab.111/06

11) oneri di aggregazione delle misure ai fini del dispacciamento(art.15.2 Testo Integrato del Settlement) Tab.1 TIS: CAPD

PO (mis.oraria) o CAPDPNO

12) sist.informativo integrato (art 24 bis TIS) Tab.12 TIS, spesso incluso nel prezzo (è minimale!)

13) oneri dispacciamento addizionali (solo per punti BT, art.25 TIS, Tab.3 TIV)14) reintegraz. oneri salvaguardia (art.25 bis TIS) Tab.11 TIS

Tabelle Del.111/06

Tabelle TIS

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

Tipiche formulazioni di prezzo

• offerte a prezzi espliciti (fissi o variabili)

• offerte a sconto sulla tariffa di maggior tutela- riferimento diretto per i clienti che hanno diritto alla magg.tutela- riferimento indiretto (attenzione alle perdite) per gli altri clienti

• offerte a sconto sulla tariffa di salvaguardia

• offerte a sconto sui prezzi di borsa

Struttura a prezzi di fornitura espliciti

Viene stabilito un prezzo dell’energia (tipicamente per fasce AEEG):

Possono essere perdite di trasporto incluse o escluse:0.7% 380kV; 1.1% 220kV; 1.8% AT; 4% MT; 10.4% BT (Tab.4 TIS)

Il cliente paga al fornitore l’energia effettivamente prelevata (“senza limiti”, salvo ricontrattazione per modifica volumi).

Altra possibilità: accordo di ripartizione delle ore in maniera non convenzionale.Es. Peak= 8-20 Lun-Ven, Off_Peak=20-8 + sab + dom.

F1 F2 F375 65 50

€/MWh

Esempio numerico

Elementi di complessità contrattuale

Adeguamento temporaledei corrispettivi

Difficoltà stimaoneri di dispacciamentoe accettazione rischidi sbilanciamento

Prezzi fissi, Borsa (PUN, PowerIndex, paniere del

produttore, prezzi di tutela o salvaguardia

Aspetti commerciali Modi/tempi di pagamentoFidejussioni

60

7080

90

100

110120

130

140

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

Fornit.1 Fornit.2

Imposte erariali sul consumo consumo (salvo FER<20 kW)(salvo FER<20 kW)Dal 1Dal 1°°giugno 2012:giugno 2012:

Usi non domestici

Se consumo <= 1,2 GWh/mese:primi 200 MWh/mese: 12,5 €/MWhulteriori MWh: 7,5 €/MWh

Se consumo > 1,2 GWh/mese:200*12,5+4820 = 7320 €/mese

IVA = 10-22%

Usi domestici

Imposta erariale = 22,7 €/MWhFino a 1,5 kW contrattuali: si paga solo oltre 150 kWh/meseFra 1,51 e 3 kW, fino a 220 kWh/mese: si paga solo oltre 150 kWh/mese

IVA = 10%

€ -

€ 2.000

€ 4.000

€ 6.000

€ 8.000

€ 10.000

€ 12.000

€ 14.000

€ 16.000

- 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000

kWh/mese

€/m

ese

2011 Primi 5 mesi 2012 Dal 1*giugno 2012

Oneri di sistemaDefiniti dall’AEEG (trim).

A2 = smantellamento c.nucleariA3 = promozione fonti rinnovabil

A4 = regimi tariffari speciali A5 = finanz. ricerca e sviluppo A6 = copertura stranded costsAS = bonus utenti disagiati

AE = oneri clienti energivori

€/anno (€/kW/anno) c€/kW

Tariffa di MisuraDefinita dall’AEEG (TIME).

€/annoDipendente dalla V

Riassunto clienti con contratto sul mercato liberoEsempio numerico su cliente MT da 12 GWh/y e 1600 kWp

Tariffa di TrasmissioneDefinita dall’AEEG (TIT).

Tariffa monomia (c€/kWh)dipendente dalla V

Tariffa di DistribuzioneDefinita dall’AEEG (TIT)

Dipende dalla V.

1) €/anno

2) €/mese/kW_picco_mensile

3) c€/kWh_assorbito

Addizionali al trasportoUlteriori Costi

di perequazione territoriale

Definiti dall’AEEG (trim).€/anno + c€/kWhDipendenti dalla V

Corrispettivi a coperturadei costi di dispacciamento

(Del.111/06, pagati a TERNA tramite l’utente del dispacc.)

c€/kWh

Definita dal contrattosiglato con il fornitore.

Tipicamente monomia (c€/kWh),con prezzi:

-distinti per fasce orarie- indicizzati a paniere

di combustibili

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURA

TRASMISSIONE


52

4,2

60,025

€/MWh~140-150

8,5

11

60÷70

IMPOSTE DICONSUMO

Erariali, c€/kWh, a scaglionie in base al volume annuo.

Sul CONSUMO e non sui prelievi (salvo FER<20kW)

Conoscere, per risparmiare

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURA

TRASMISSIONE


IMPOSTE DICONSUMO

solo su sbilanc.

SI

Risparmio economico da appiattimento profilo

solo se sbilanc.puntuale(< probab.errore)

SI(se tariffa multioraria)

SI(quota di potenza)

Risparmio economico da minori consumi

Sì, salvo gradino1200 MWh/mese

Sì, salvo piccolequote fisse

SI

SI(salvo piccole quote fisse)

SI (“ “)

SINO

SI(quota energia)

Risparmio economicoda contrattazione

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

CLIENTI SOTTO MAGGIOR TUTELA

Hanno diritto al servizio di maggior tutela (e quindi ricadono automaticamente in esso appena sprovvisti di un contratto sul mercato libero):

• i clienti finali domestici;

• le “piccole imprese BT”: clienti finali non domestici con tutti ipunti di prelievo in BT, meno di 50 dipendenti e fatturato (o totaledi bilancio) < 10 M€/anno;

• i clienti finali titolari di applicazioni relative a servizi generaliutilizzati dai clienti di cui ai precedenti punti, limitatamente aipunti di prelievo dei medesimi servizi generali (es. scalecondominiali).

I clienti del servizio di maggior tutela

Assetto del servizio di maggior tutela

Clienti aventi diritto: clienti domestici (se senza contratto)piccole imprese BT (se senza contratto)

Esercenti: distributori (sotto 100.000 clienti)società di vendita da essi originate (> 100.000 cl.)

Acquirente all’ingrosso: Acquirente Unico

Utente del dispacciamento: Acquirente Unico

Servizio di trasporto: Distributori

Gli esercenti la maggior tutela applicano all’energia prelevatadal cliente i seguenti corrispettivi:

• PED (prezzo energia e dispacciamento) Delibere trimestrali AEEGIl TIV e il TIS prescrivono quando monorario (M), F1 F2 F3 (F), F1 F23 (bio),e fascia mensile (F_mens)

• UC1 (perequaz. oneri di approvvigionamento mercato vincolatoe maggior tutela fino al 31/12/07) Oggi nulla

• PPE (perequaz. oneri di approvv. e dispacc. dal 2008), PPE1+PPE2

• PCV (prezzo commercializzazione e vendita) v.Tabella 1 del TIV

• DISPbt (componente di dispacciamento integrativa) v.Tabella 3 del TIV

Condizioni economiche

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento


COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento


DISPbt (Tab.3 TIV)

NON DOMESTICI

DOMESTICI RESIDENTI fino a 3kW

DOMESTICI NON RESIDENTIoppure oltre 3kW Scaglioni da riportare in pro quota-giorno

PCV (Tab.1 TIV)

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI


PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURATRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

PCV

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE


MISURA MISURA

UC1/PPE

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA


Dispacciamento

PCV + DISPbt

CLIENTI IN SALVAGUARDIA

In qualunque momento, qualsiasi cliente che non abbia diritto alla maggior tutela, finisce automaticamente sotto salvaguardia non appena risulta sprovvisto di contratto (anche per fallimentodel fornitore).

Sono ammessi al servizio di salvaguardia tutti i clienti finali non ammessi al servizio di maggior tutela e sprovvisti di contratto.

I clienti del servizio di salvaguardia

Le gare di selezione dell’esercente:

- hanno validità biennale/triennale- i lotti territoriali sono macroregionali- sono assegnate in base al minor rialzo su PUN medio aritmetico di fascia- garantiscono requisiti minimi di qualità del servizio

L’esercente la salvaguardia si occupa dell’approvvigionamento all’ingrosso e assume la qualifica sia di utente del trasporto che di utente del dispacciamento.

Assetto del servizio di salvaguardia

Condizioni economiche 2014-2016

Parametro Ω (Del.337/07): parametro da sommare alla media aritmetica mensile dei prezzi di borsa nelle ore appartenenti a ciascuna fascia oraria nel mese.Dove il contatore non permette una misura oraria, si fa riferimento ad un profilo orario convenzionale in base al TILP (Load Profiling).

Un cenno agli altri mercatigestiti dal GME

www.mercatoelettrico.org

Influenza del prezzo di borsa (MGP)

• Influenza diretta sui clienti che acquistano in borsa.

• Influenza indiretta sui clienti che acquistano l’energia con contrattazione bilaterale:

il prezzo pattuito dipende indirettamente dal prezzo mediorisultante dalla borsa!

• Influenza sui clienti sotto maggior tutela:

La componente PE della tariffa di maggior tutela, che remunera l’energia, varia trimestralmente in base ai costi sostenuti dall’AU sul mercato all’ingrosso (borsa+contratti bilaterali)

DOMANDA SU MGP:• l’Acquirente Unico• i clienti idonei• i produttori, per i ripompaggi• gli acquirenti esteri assegnatari di bande di esportazione

MW

€/M

Wh

Offerta di venditaMW

€/M

Wh

Offerta di acquisto

OFFERTA SU MGP:• i produttori nazionali• i produttori esteri assegnatari di bande di importazione• il GSE per l’energia degli impianti FER

Incrocio unconstrained di domanda e offerta

su MGP

Quadro logico riassuntivo del sistema a prezzi zonali,con prezzo unico lato consumatori (Fonte GME)

Ho un buon contratto di fornitura?

• Garanzie, tempi e modi di pagamento - Privato: qual è la prassi?- Pubblico: qual è la legge? 30-60gg, no fidej, bonifico/RID

Principali parametri di indagine

• Dispacciamento - Oneri di sbilanciamento- Bonus rispetto profili orari

• I benchmark di prezzo (fornitura) - Maggior Tutela (PE)- Salvaguardia (PUN+Ω)- Borsa: (MGP), MTE- Convenzioni CONSIP- Conoscenza informale di altri prezzi

• (Altre indagini: audit) - Corretta fatturazione? Fornitura, servizi di rete, imposte

- Flessibilità di prelievo, punte

CONSIP e Spending ReviewBenchmark o obbligo?

Legge di recepimento delDecreto Spending Review

+ Legge Stabilità 2013

Linee guida

L’autoproduzione come valida alternativa?

• (Aspetti tecnici: rendimenti, tecnologie, taglie)• (Dimensionamento ed esercizio degli impianti)• (Bilanci energetici, economici e finanziari)• Quali sono i reali costi evitati di acquisto?• Il nuovo rischio “RIU/SEU/SEESEU”• Come valorizzare le eccedenze di produzione?

ore

kW

Rete

G

AB

C Energia prodotta (al netto dei servizi aux) = CEnergia ceduta = A Energia assorbita = BEnergia richiesta dal carico locale = (C-A)+B

Produzionedi energiaelettricain presenza di caricolocale

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Carico utenza locale Autoproduzione (FV)

B B

C

A

-A

Acquisto residuo Costo evitato di acquisto Eccedenze

Solo gli oneri variabili di acquisto(€/MWh) danno luogo a costo evitato!

Anche in totale assenza diassorbimenti dalla rete:

COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

MISURA

TRASMISSIONE

UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

IMPOSTE DICONSUMO

(escluso FER<20 kW)

DISPACCIAMENTO

Fornitura

(trascurando effetti di tipo “sconto-quantità”)

Solo se RIU/SEU/SEESEU

Recenti provvedimenti in merito all’applicazione degli oneri di sistema all’energia autoprodotta e consumata in loco

Rete

A

G

C

B

ConsumoA+(C-B)

La Del.578/2013 AEEG introduce il pagamento degli oneri di sistema sull’intero consumo (anche sulla quota C-B coperta da autoproduzione), anziché sui soli prelievi dalla rete (A) come avveniva in precedenza.

Importanti esenzioni:

• Reti interne d’utenza (RIU)Reti senza obbligo di connessione di terzi, unico gestore, connessione ad almeno 120 kV con la rete pubblica

• Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU)Produzione fino a 20 MW, solo da Fonti Rinnovabili e Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)

• Sistemi Esistenti Equivalenti ai SEU (SEESEU)Le tre categorie (A, B, transitoria C) salvano sostanzialmentetutta l’autoproduzione non-RIU pregressa FINO AL 2008, di qualunque taglia/fonte, compresi gli impianti autorizzati anche se non realizzati, a patto di unificare il soggetto giuridico gestore

56%

118,1

62,5

27,5

La cogenerazione Definizione tecnica e normativa (CAR)

min_ _

_ _

11th CHP el CHP

th rif el rif

PES PES

minCHP

globE H

F

_ _

/ 0,086 ( )CHP CHPCHP

el rif th rif

E HTEE y k F

• Riscossione diretta dei TEE II-CAR per 10 anni, anche inpresenza di parziale finanziamento pubblico in c. capitale

• Esonero dall’acquisto di Certificati Verdi• Priorità di dispacciamento e semplificazione autorizzazioni• Scambio sul posto fino a 200 kW (come le rinnov.)• SEU se <20MW

Possono essere valorizzate alternativamente come:

- “ritiro dedicato” Del.280/07: max(Pzonale; minimo_garantito se <1MW) <10MVA + FER_non_programmabili + autoproduttori

- “scambio sul posto” Del.571/12: Pzonale+ bonus pari a parte del trasportodell’energia “scambiata” (=min(giallo;blu))FER+CAR, purché <200 kWe

- “tariffa omnicomprensiva (<1MW) o incentivante (>1 MW)” DM 6/7/12Nuove FER dal 2013, eccetto FV. Non compatibile con CB!

- “vendita” a un cliente finale, a un grossista o su MGP. Ma: bilanciamento!

In sostanza: dal 2013,• per chi va ad omnic./incentivante (FER no-FV), occorre MASSIMIZZARE IL GIALLO• per tutti gli altri (nuovo FV compreso) che prendono RD/SSP (quasi sempre meglio lo SSP!),conviene MASSIMIZZARE IL ROSSO (costo evitato >> del valore della cessione)

E le eccedenze di produzione?

Aggregazione della domanda

Perché aggregarsi

• (superamento delle soglie di idoneità)

LIBERO LIBERO MERCATOMERCATO

• operatore con elevati volumi energetici

• struttura tecnica

• (bilanciamento per aggregato)

servizi di en. managemente di gestione del carico

Le criticità dell’aggregazione

L’effetto “condominio”:

• Disomogeneità (volumi e % fascia oraria)

• Uguali prezzi di fascia per tutti i soci?

• Uguale sconto % su rispettivo benchmark?

• I prezzi riflettono davvero il volume totale in gioco?

• Complessità decisionale

• Spese consortili esiste massa critica che inneschi l’economia di scala!

Specificità delle PPAA

1) Normativa su appalti di forniture e servizi. (d.lgs.358/92, poi 163/06)

Sopra soglia comunitaria:

Bandi europei a procedura aperta

• minor snellezza operativa rispetto alla trattativa privata (rilanci) • modalità di partecipazione piuttosto articolate • formalizzare le logiche di mercato e una materia molto complessa,

tramite procedure concepite per altre categorie merceologiche• definizione di criteri oggettivi di allineamento e confronto offerte• lunghi tempi di pubblicazione VS veloce dinamica normativa• pubblicazioni: obbligatorie e onerose massa critica• bandi aperti (nuovi ingressi in corso d’anno)

2) Benchmark/Obbligo: CONSIP

• PPAA raramente energy intensive• La massa critica• Iniziale diversità di approccio dalle utenze industriali• Stabilire sinergie fra economati e uffici tecnici• Forte disomogeneità delle modalità di prelievo

Criticità

Soluzioni e potenzialità

Criticità e potenzialitàdel Public Procurement

• Bandi a lotti indipendenti, per tipologie d’uso/classi di volume• Capitolati con descrizione dettagliata delle modalità di prelievo• Disciplinari di gara a tutela della congruità delle offerte economiche

con i livelli “medi” di mercato• L’ICT fornisce gli strumenti per gestire aggregati molto parcellizzati• Regole di dispacc. stabili e coerenti con reali esigenze del sistema

Aggregazione della domanda pubblica,razionalizzazione della spesa energetica,

promozione del risparmio energeticoe delle fonti rinnovabili

presso le PPAA

Il caso del Consorzio Energia Toscana

La Società Consortile Energia Toscana (C.E.T.)

• Nasce all’inizio del 2002 su iniziativa della Regione Toscana, con il supporto tecnico del Dipartimento di Sistemi Elettrici eAutomazione dell’Università di Pisa

• Aperto a Pubbliche Amministrazioni (PPAA) e società pubblicheaventi punti di prelievo in Toscana, con i seguenti obiettivi:

•

- acquistare l’energia necessariaa soddisfare i bisogni dei soci,alle migliori condizioni di mercato

•

- promuovere iniziative di razionalizzazione degli usi finali dell’energia (ESCO)e di installazione di impianti da fonte rinnovabile, assistendo i soci nella loro realizzazione

L’esperienza del C.E.T.

Riunisce attualmente 50 soci diretti più 44 indiretti (tramite ANCI e UNCEM):

• 11 Aziende Sanitarie Locali e 3 Ospedaliere • Università di Pisa, Firenze, Siena, Scuola Normale, S.Anna• Regione Toscana, 55 Comuni e 5 Province (Ar, Si, Li, Pt, Fi), 3 Com.Montane• ARPAT, ANCI-Toscana, UNCEM-Toscana, 8 Camere di Commercio

…

… …

C.E.T.C.E.T.

…

… …

……

… ……… ……

C.E.T.C.E.T.

• 550 GWh/a (+ 32 milioni di Smc gas)• 4500 utenze MT e BT, 6000 illum.pubblica ( + 1500 gas)

12 anni di fornitura, caratterizzati da problematiche:

• organizzative (strumenti), tecniche (ICT e misure) e di metodo• di dinamica legislativa e regolatoria• di risvolto dell’evoluzione del mercato all’ingrosso

Il trend di crescita

Smc

Alcuni risultati del 2013: acquisto energetico

Risparmi annui pari a circa 5.200.000 € rispetto ai 2 benchmark:

– Energia Elettrica: € 3.800.000 (incluse perdite ed IVA) rispetto a CONSIP. Pari a circa 8,5 €/MWh in MT e BT e 4,5 €/MWh per la Pubblica Illum.(~11% e 6% della componente energia)

– Gas metano: € 1.400.000 rispetto alla tariffa regolata (AEEG), assunta dal bando CET come base d’asta. Lo sconto medio ottenuto sui 45 lotti è di circa 4,5 c€/Smc, pari al 12-13% della componente tariffaria che remunera la materia prima (CCI).

Progetto e committenza: fotovoltaico

– Analisi di fattibilità su 150 siti– Individuazione di 70 siti idonei (1,5 MWp). – 18 comuni, 3 ASL, ARPAT,Scuola S.Anna– Progettazione e finanziamento c.capitale

su 2 bandi regionali (3-50 kWp)– Redazione e aggiudicazione bando per installazione, gestione e

manutenzione impianti FV mediante Finanz.Tramite Terzi (FTT, art.15 d.lgs.115/08), con cessione del Conto Energia e di quota della produzione.

– 1800 MWh/anno, 400 tep/anno– Project Financing per 6,5 MWp Piombino, 10 MWp Cavriglia,

1,5 MW Massa Marittima

Attività di committenza sull’illuminazione pubblica

– Con Pietrasanta e Londa: Progetto tecnico-economico e illuminotecnico. 10.000 punti luce, ~3 M€ di investimento

– Agosto 2011: domanda su bando regionale di finanziamento 60%– 2012: gara per copertura del 40% e realizzazione mediante FTT

(canone su % risparmi). 15-25 tep/comune/anno– Analoga esperienza 2010 su Castiglion Fiorentino e Fabbriche di

Vallico: risparmio di oltre il 40% dei consumi

– Censimento e audit dei punti luce di 10 comuni– 5 Comuni: redazione dei Piani di Illuminazione

Pubblica (adeguamento normativo e efficienza energetica: da Vap.Hg a SAP/LED, ballast elettronici dimmerabili, regolazione flusso, telegestione)

Attività di committenza sull’illuminazione votiva

– Manifestazione d’interesse da 15 comuni (60.000 lampade)In corso: redazione bando per acquisto e consegna lampade

– Primo esperimento sul Comune di Cavriglia: sostituzione di lampade a filamento con LED (4000 punti, h24!)

– 1-3W 6.000h → 0,2W 50.000h 1,2€– Investimento da parte del CET e rientro

tramite quota parte del risparmio (minor spesa energetica, maggior durata, certificati bianchi)

– Risparmio energetico del 70% PBT=2 anni

Altre attività di energy management

– Studio di fattibilità per metanizzazione Elba – Analisi anemometriche per investim. CET– Censimento biomasse da potature urbane– Bando: PF cogeneratore biomasse Cavriglia– Pianificazione energetica e ambientale Prov.AR– Convenzioni con Comuni per incarichi di energy management– Gare per affidamento servizi di manut.impianti energetici– Audit energetici in house (es. edifici pubblici Regione e Prov.SI)– Audit energetici su presidi ospedalieri, con oneri a carico del

CET e fase attuativa prevista per il 2014, con recupero successivo delle spese per nuovi investimenti

Monitoraggio delle utenze passive

• Definizione dei volumi energetici (per mese e per fascia)• Corretto allineamento delle offerte e selezione del fornitore

Dalle attività di supporto ai processi di acquisto …

• Analisi dei singoli profili di potenza (MT) ad uso dei fornitori, per:- Ridurre il rischio volume nelle fasi di compravendita- Facilitare le previsioni di prelievo orario

• Verifiche di fatturazione

… ad un dettaglio sempre maggiore nel tempo e nello spazio …

• Revisione dei parametri contrattuali • Georeferenziazione e razionalizzazione punti di prelievo• Segnalazione anomalie di consumo• Base per audit più specifici e business plan autoproduzione

… verso attività di razionalizzazione degli usi finali dell’energia:

Monitoraggio delle utenze attive

Obiettivi di base:

– Verifiche di producibilità– Segnalazione anomalie– Gestione della manutenzione– Lettura contatori UTF– Verifiche parametri contrattuali– Ricostruzione flussi energia

e partite economiche

Eppure è un vecchio modo di pensare:– Ogni impianto è visto come singolo punto di immissione– L’aggregazione è solo una centralizzazione dei segnali e della logistica

manutentiva– Continuo a vedere nella rete elettrica un polmone infinito….

Nuovi scenari di gestione di cluster di “prosumers”

Verso il Virtual Power Plant:– Utenze attive e passive– Distribuite sul territorio

ma “elettricamente vicine”(punto di scambio rilevante)e gestite da un “aggregatore”

– Premiate se rispettano un profilo di scambio orario aggregato

– Stimolo ad uno scambio programmato con la rete, ma nel contesto delle vere esigenze di bilanciamento del sistema e di gestione dei flussi

– georeferenziazione delle utenze: punto di connessione, profili singoli e aggregati– analisi delle capacità previsionali in risposta libera– Messa a punto di variabili di controllo e di logiche di gestione:

- (Distacco selettivo dei carichi), sistemi di produzione già presenti o ad hoc- Sistemi di accumulo energetico

Oltre il puro acquisto …

• La liberalizzazione come stimolo alla razionalizzazione degli usi

• Il mercato premia chi sa gestire il carico: flessibilità

• Il coinvolgimento degli energy manager nelle logiche di mercato

• L’aggregato come veicolo di informazione e di promozione

• Le attività di audit energetico devono tradursi in progetti erealizzazioni pratiche!

• Massa critica, economie di scala e standardizzazione

• Ripensare l’aggregato in termini di sistema attivo (Smart Grid)

Per ulteriori informazioni:

Ing. Davide PoliDipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio e delle Costruzioni - DESTECUniversità di [email protected]

Aggregazione della domanda e acquisti energetici nel pubblico e nel privato

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