Audit e check up energetici nelle imprese: da formalità ad opportunità

Audit energetici nelle imprese: da obbligo normativo a fattore di successo

Sassari, 27 aprile 2015Prof. Davide PoliUniversità di Pisa

• mix energetico sbilanciato, specialmente per la produzione di en.elettrica:- basato sul gas, a prezzi maggiori della media UE, e sulle FER- niente nucleare e poco carbone- elevati oneri generali di sistema, non inseriti in fiscalità generale

• forte dipendenza energetica dalle importazioni- 82% del fabbisogno energetico (163 Mtep nel 2012), media UE del 55% - quote rimanenti: 11% FER, 4% gas nazionale, 3% greggio nazionale- le importazioni energetiche costano 58 Mld€/anno- bassa diversificazione: il caso dei rigassificatori

Le debolezze strutturali del settore energetico italiano elevati costi

L’Italia e l’energia

Eppure siamo uno dei Paesi europei più virtuosi per l’efficienza energetica:

• intensità energetica fra le più basse: 120 tep/M€ nel settore industriale(-19% rispetto a media UE, -14% in Eurozona, seconda solo a UK)

• nel 2011 l’American Council for an energy-efficient economy ci ha messoal terzo posto al mondo per sforzi nazionali, dopo UK e Germania

• punte di eccellenza mondiale in settori di nicchia (es. smart metering, parco CCGT)

• traguarda al 2020 quattro obiettivi di competitività e sostenibilità:

- riduzione costi energetici (-8 Mld€/anno su elettricità e gas)- superamento obiettivi 20-20-20 decarbonisation roadmap 2050- maggiore sicurezza di approvvigionamento (-14 Mld€/anno)- spinta alla crescita e all’occupazione (170 Mld€ di investimenti entro il 2020)

• individua sette aree prioritarie di intervento:

- l’efficienza energetica è la prima- è quella che contribuisce a tutti e 4 gli obiettivi- è la scelta meno onerosa ai fini dell’abbattimento

della CO2

Documento programmatico e di indirizzo (DM 8 marzo 2013)

La Strategia Energetica Nazionalee l’efficienza energetica

Dalla SEN al recepimento della Dir.2012/27/UE: il PAEE 2014

Protocollo di KyotoPiano nazionale di riduzione delle emissioni di “gas serra”

quota parte ottenuta mediante incremento dell’efficienza

negli usi finali (en.primaria fossile)

Decreti M.I.C.A. 24 aprile 2001(modificati DM 20.7.04-21.12.07-28.12.12)

OBBLIGO PER DISTRIBUTORI> 50.000 clienti finali al 31.12.08

• Azione diretta dei soggetti obbligati(14 elettrici + 61 gas)

• Azioni di soggetti volontari(es. Energy Service COmpanies)

Mercato dei Certificati bianchio Titoli di Efficienza Energetica (TEE),

operativo dal 2005Pietra di paragone:1 Mtep/a risparmiate equivale a spegnere per un anno:3 centrali a ciclo combinato da 400 MW, rend. medio 55%, che producano 5400 h/anno, emettendo 2,6 Mt CO2

I Titoli di Efficienza energetica

…..

DM 28/12/12: nuovi obblighiEn.el. 2013-2016: 3.03 3.71 4.26 5.23 Gas 2013-2016: 2.48 3.04 3.49 4.28

Espressi in Milioni di TEE

Soggetti volontari (DM 28/12/12)

• Distributori di en. elettrica o gas con meno di 50.000 clienti

• Grandi utenti obbligati alla nomina dell’En.Manager (art.19 L.10/91)(consumi ind.>10 ktep/a, consumi civile/terziario/trasporti > 1ktep/a) e che l’abbiano effettivamente nominato

• Imprese non obbligate all’En.Manager, compresi Enti pubblici,che lo abbiano nominato o si dotino di Sist.Gestione Energia ISO 50001

• Energy Service COmpanies (Società Servizi Energetici, SSE):circa 2000 iscritte su AEEG, ma circa 300 attive (con continuità di TEE)e 18% certificate UNI 11352:2010

• Società controllate dai distributori obbligati

• I proprietari di impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (solo TEE II-CAR)

Possono ottenere TEE a fronte di interventi di risparmio energetico, per poi commercializzarli:

Il meccanismo dei TEE

distributoriU

tent

i fin

ali

RilascioTEE

GSE

Contrattazionebilaterale o Mercato GME

AEEGsanzionaGSE/AEEG

PresentaTEE al GSE

Soggettivolontari

investimenti

Rata o Pagamento servizi Rilascio

TEE

Recuperano parzialmente in tariffa i maggiori costi

Recuperano parzialmente in tariffa i maggiori costi

AEEG riconosce aumenti tariffe

soggetti all’obbligo

Con

sum

i (e

cost

i) ev

itati

Con

sum

i (e

cost

i) ev

itati interventi

TEE CAR$

Tipi di TEE e cumulabilità

• I TEE si distinguono in varie tipologie:

- Tipo I, riduzione consumi energia elettrica- Tipo II, riduzione consumi gas naturale- Tipo II-CAR, per cogenerazione ad alto rend.

10 anni, ritirabili dal GSE a prezzo amm., attribuibili a semplici produttori

- Tipo III, riduzione consumi altra energia.Non per autotrazione

- Tipo IV, riduzione consumi altra energia,realizzati nel settore dei trasporti

- Tipo V, come IV ma valutazione specifica- Tipo IN, innovazione tecnologica

• Dal 2013, i TEE non sono cumulabili con:- (Certificati Verdi: una volta, lo erano i Tipo II)- detrazioni fiscali 50%-36% e 65%-55%- finanziamenti statali in conto capitale (salvo CAR fino a un tetto) e ecobonus veicoli- (Conto energia e vecchie tariffe omnicomprensive)- incentivi FER 2013 (DM 6/7/12)- ecobonus sostituzione veicoli inquinanti con nuovi a basse emissioni

• I nuovi TEE sono cumulabili con: Scambio sul Posto, Ritiro dedicato, fondi di rotazione e garanzia, detassazione del reddito d’impresa per l’acquisto di macchinari e attrezzature.

• Le modalità di riconoscimento dei risparmi conseguiti attraverso gli interventi sono tre: standardizzata (tep/unità, v.schede), analitica (tep/unità, in funzione di vari parametri anche misurati, v.schede), a consuntivo (su progetto da approvare, comprese modalitàdi misura);

• La taglia minima dei progetti è di 20 tep risparmiati all’anno per gli interventi standardizzati, 40 per gli analitici e di 60 per quelli a consuntivo (200 nel caso di un distributore con più di 100.000 clienti a fine 2001);

• I TEE annui riconosciuti corrispondono ai tep annui risparmiati, moltiplicati per un coefficiente di durabilità che tiene conto del fatto che il risparmio energetico (vita tecnica) si protrarrà, magari progressivamente ridotto, oltre la durata dell’incentivo (vita utile).

• Il coefficiente e la vita utile (per quanti anni si ricevono i TEE) si trovano nelle schede o, per i progetti, nelle Linee Guida per la loro compilazione, allegate alla Del. AEEG EEN 9/11.

• L’AEEG ha predisposto numerose schede di valutazione del risparmio energetico. L’ENEA ne ha aggiunte altre (TOT=34 standard e 10 analitiche).

Elencoschede

Quantità riconosciuta di TEE

La borsa dei TEE (gestita dal GME)

Il ruolo dei TEE nel recepimento della Direttiva 2012/27/EU (lug14)

~24M TEE, ~ 2.4 Mld€

Risp.en.primaria con TEEin coerenza con SEN e DIR

Diagnosi energetiche e recepimento della Direttiva 2012/27/EU (lug14)

• è previsto che le grandi imprese, aventi siti produttivi localizzati in Italia, eseguanodiagnosi energetiche entro il 5 dicembre 2015 (poi ogni 4 anni)

• ~ 3500 “grandi imprese”: oltre 250 addetti e fatturato > 50 M€ (o bilancio > 43 M€)

• il recepimento estende l’obbligo a tutti i soggetti “energivori”

• sono esentate le imprese con sistema gestione ISO 50001 o EN ISO 14001, purché prevedano esplicitamente l’effettuazione di audit di qualità

• decorsi 24 mesi dal recepimento, scatta l’obbligo di rispondenza alle norme UNI 11352 (ESCO) e UNI 11339 (Esperto Gestione Energia)

• controlli da parte dell’ENEA

• stanziati 15 M€/anno fino al 2020 per cofinanziare diagnosi energetiche nelle PMI

www.direttiva27.it/

… molti tentativi di codifica degli audit e degli auditor….

Sistema gestioneenergia”

… che diventano vincolanti a 2 anni dal recepimento….

Un audit o tanti audit?uno schema di base….

…con molte possibilivarianti e gradi di dettaglio….

… molti possibili obiettivi….

… ma un unico scopo utile….

Flussi di cassa differenziali (attualizzati)Loro cumulata e calcolo del tempo di ritorno

-800

-600

-400

-200

-

200

400

600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

k€

• suggerire interventi concreti• “intervento” non è una semplice SPESA• “intervento” = INVESTIMENTO CON RITORNO! (business plan)

Il ruolo chiave delle ESCo

Un classico:il contratto a risparmi condivisi

Dal semplice al complesso …

• anagrafica• obiettivi gestionali interni: macrofiltro anomalie

(es.utenze dismesse/volturate/insolventi)• preparazione di una fotografia del pacchetto utenze

per potenziali fornitori energetici• costituzione di aggregati consortili• accreditamento su anagrafica energivori CCSE

• analisi di fatturazione • controlli di fatturazione (rispondenza contratti e tariffe)• oneri facilmente evitabili (reattivo, CTS, ritardi…)• suggerimento oneri da indagare (kWp e Cg)• contrattazione sul mercato libero (€/MWh, €/Smc, €/l)

• pre-check • capire i macrotemi (debolezze da aggredire)• avere un’idea prima del sopralluogo

(questionario ad azienda, per un auditor esterno)

• audit “informale”

• diagnosi energetica

• già finalizzato alle debolezze/potenzialità (SWOT)• tipico: CHP, caldaie, illuminazione, inverter, guscio• definisce direttamente come aggredire MWh, Smc, litri

• analisi “codificata”• non deve morire in un cassetto!!

Una check list pragmatica(non esaustiva)

Schede AEEG

• Analisi dettagliata dei consumi energeticie delle modalità di approvvigionamento

- Esame di eventuali anomalie (es. picchi di carico, rifas., orari,…)

- Analisi opportunità co(tri)generazione• Verifica sistemi di: monitoraggio

compartimentazionetemporizzazioneregolazione/telecontrollo

- Installazione- Adeguamento tecnologico- Ottimizzazione

• Analisi degli impianti termici e di condizionamentoe dei sistemi di distribuzione calore

• Verifica del “guscio” dell’edificio

- Esigenze manutentive(filtri climat., scambiat.UTA, …)

- Ammodernamento- Tecnologie più efficienti- Azioni sull’utenza finale

- Esigenze di rifacimento- Maggior coibentazione- Doppi vetri, …• Illuminotecnica, motori e inverter,

spegnimento utenze notturne (PC…)

• Recuperi (cascami, scarti, laminazioni, condense, salti, …)

• Opportunità di installazione di impianti solari termici e fotovoltaici

Fonte: ENEA

Analisi dei diagrammi di carico

Contatore del distributore o misura interna propria

Destagionalizzazione

Fonte: ENEA

Fonte: ENEA

Risvolto economico del profilo di consumo

CLIENTE CON CONTRATTO

SUL MERCATO LIBERO

CLIENTE SOTTO SALVAGUARDIA

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI

FORNITURA (+ perdite)

PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

CLIENTE SOTTO MAGGIOR TUTELA

MISURA MISURA MISURA

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA

EnergiaCommercializzazione

PPE

DISPACCIAMENTO

IMPOSTE IMPOSTE IMPOSTE

CLIENTE CON CONTRATTO

SUL MERCATO LIBERO

CLIENTE SOTTO SALVAGUARDIA

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI

FORNITURA (+ perdite)

PrezzoEnergia e

Dispacciamento(PED)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

COMPONENTI “A”

PCV + DISPbt

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

COMPONENTI “A”

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

CLIENTE SOTTO MAGGIOR TUTELA

MISURA MISURA MISURAMISURA MISURA MISURA

TARIFFA DI

SALVAGUARDIA

EnergiaCommercializzazione

PPE

DISPACCIAMENTO

IMPOSTE IMPOSTE IMPOSTEIMPOSTE IMPOSTE IMPOSTE

Conoscere, per risparmiare

COMPONENTI “A”

TARIFFA DI

FORNITURA (+ perdite)

DISPACCIAMENTO

DISTRIBUZIONE

MISURA

TRASMISSIONE

COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT

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 fissee cambiam. % sconto energivori)

SI (“ “)

SINO

SI(quota energia)

Risparmio economicoda contrattazione

• e non sempre l’incentivo è l’elemento chiave….

• l’incentivo è l’energia di attivazione di un circolo virtuosoche a regime si deve auto-sostenere

Motori ad alta efficienza

Motori e inverter: Incentivi non più prorogati dopo 31 dic 2010

Non inseriti in detrazioni 50% ex 36%, né 65% ex 55%

Il settore industrialepesa per oltre il 50% nel bilancio annuale dell’energia elettrica.Al suo interno, i consumi dei motori elettrici rappresentano circa il 75% (120 TWh/a)

Mediamente, nell’arco della vita utile di un motore industriale, oltre il 98% delle spese è relativo all’energia elettrica.L’acquisto del motore pesa solo per l’1,3% (equivalente a 3 mesi di consumi elettrici)

• Nasce come accordo VOLONTARIO internazionale tra costruttori di motori sull’etichettatura energetica dei motori

• Validità limitata a motori asincroni trifase BT, 2-4 poli,a gabbia di scoiattolo, 1.1-90 kW

Comitato Europeo dei Costruttori di Comitato Europeo dei Costruttori di Macchine Rotanti ed Elettronica di Potenza Macchine Rotanti ed Elettronica di Potenza

Acquisto motore nuovo EFF1 anziché EFF3

Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

Motore EFF3 non funzionante: ripararlo o acquistare un motore nuovo EFF1?

Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

Tempo di ritorno considerato: 3 anni. I valori riportati sui grafici sono indicativi in quanto dipendono da molte grandezze variabili da caso a caso e nel tempo.

Sostituzione motore funzionanteEFF3 con motore nuovo EFF1

Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

Azionamenti a velocità variabile (con inverter)

Es. ventilatore 25 kW con portata variabile

Calcoli di ritorno dell’investimento senza necessità di detrazioni!

Dall’ottimizzazione del consumera quella del prosumer

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

ore

kW

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

•Ritiro dedicato?•Scambio sul posto?•Accumuli?

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

56%

118,1

62,5

27,5

La cogenerazione

Definizione tecnica e normativa (CAR)DM 5/9/2011

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 rinnovabili)• SEUno oneri di sistema sull’en.prodotta e autoconsumata

Problematiche di dimensionamentoe di esercizio

Tipologia e taglia tipo di gestioneInseguimento elettricoInseguimento termicoInseguimento misto

profili di carico(elettrico e termico; temperatura)

Fissate le esigenze del carico elettrico e termico, si lavora per scenari di:• tecnologia• taglia • modalità di gestione

Profili orari delle potenze elettriche e termiche

ore

kW

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

ore

kW

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 BB B

CC

AA

-A

Bilancio energetico

Bilancio economico(funzione anche della

forma di finanziamento)

Criteri di confronto e scelta

Per ognuno di essi:

Giorno feriale

0

500

1000

1500

2000

2500

0 6 12 18 24Carico elettrico Carico termicoGenerazione elettrica Generazione termica

kWFine settimana

0

200

400

600

800

1000

1200

0 6 12 18 24Carico elettrico Carico termicoGenerazione elettrica Generazione termica

kW

Chiusura stabilimento

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 6 12 18 24

Carico elettrico Carico termicoGenerazione elettrica Generazione termica

kW

Esempio: Inseguimento termico, CHP gas1000 kWe / 600 kWt + 1500 kWt integrazione

0

2

4

6

8

10

12

GWh

Fonti Utilizzi

Analisi energia elettrica annua

En.el. Prodotta En.el. Acquistata En.el. Ceduta Carico elettrico

0

2

4

6

8

10

12

14

GWh

Fonti Utilizzi

Analisi energia termica annua

Calore utile da cogen. Calore da caldaia Calore in esubero Carico termico

Solo gli oneri variabili (€/MWh) sono un 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”)

143 €/MWhmedi in bolletta

131 €/MWhdi parte variabile(costo evitato energia

autoprodotta e consumata)Solo se RIU/SEU/SEESEU,

altrimenti invariate!!

70 €/MWhse non RIU/

SEU/SEESEU FER/CAR sono ormai “d’obbligo”

Per ulteriori informazioni:

Prof. Davide PoliDipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio e delle Costruzioni - DESTECUniversità di Pisadavide.poli@unipi.it050-2217300