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Corso di formazione ed aggiornamento professionale per Energy Managers e per Esperti in Gestione dell’Energia

I MERCATI LIBERALIZZATI DELL’ENERGIA ELETTRICA E DEL GAS

Docente: Ing. Renato Ornaghi – Energy Saving Srl

Pordenone, 19 giugno 2014

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4. Fiscalità forniture energia e gas

1. Prerequisiti tecnici

3. Analisi delle tariffe

5. Conclusioni

2. Le commodity energia elettrica e gas

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GRANDEZZE FISICHE ED UNITÀ DI MISURA

Grandezza U.M.

Energia => kWh (chilowattora)

Potenza => kW (chilowatt)

Tensione => V (volt)

Leggi fisiche di riferimento:

Legge di Ohm (V = RI) => Effetto Joule (P = RI2)

Le utenze elettriche vengono generalmente classificate in base alla Tensione di alimentazione (V) come segue:

Altissima Tensione (AAT): V > 150 kV (150.000 V) Alta Tensione (AT): 35 kV < V < 150 kV Media Tensione (MT): 1 kV < V < 35 Kv Bassa Tensione (BT): V < 1 kV

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GRANDEZZE FISICHE ED UNITÀ DI MISURA

Grandezza U.M.

Energia => MJ (megaJoule)

Volume => m3 (metri cubi)

Pressione => bar (bar)

Temperatura => °C (gradi centigradi)

Potere Calorifico => MJ/m3

Leggi fisiche di riferimento:

Gas perfetti => pV = kT

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SCALE DIMENSIONALI – Multipli e Ordini di GrandezzaAl fine di evitare l’utilizzo di valori numerici troppo elevatirispetto al valore unitario dell’unità di misura, è introdotto alivello di Sistema Internazionale di misura un prefissoidentificativo del multiplo della grandezza stessa, secondopotenze di 10, considerate per migliaia.

Simboli e prefissi:• Un millesimo di unità di misura [10-3]: “milli” - prefisso “m”• Unità di misura [100]: nessun prefisso• Mille unità di misura [103]: kilo - prefisso “k”• Un milione di unità di misura [106]: Mega - prefisso “M”• Un miliardo di unità di misura [109]: Giga – prefisso “G”• Mille miliardi di unità di misura [1012]: Tera – prefisso “T”

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5. Conclusioni


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ENERGIA ELETTRICA

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LA COMMODITY ENERGIA ELETTRICAL’elettricità possiede, nell’economia dei paesi industrializzati, lecaratteristiche ideali per essere utilizzata come fonte energeticaprimaria nei processi produttivi. Essa infatti consente i seguentivantaggi:• Elevata trasportabilità;

• Elevata flessibilità (conversione in altre forme di energia);

• Elevata standardizzazione del prodotto (tensione).Di converso essa presenta alcune problematiche importanti datenere presenti per valutare le caratteristiche dei mercati in cuiviene scambiata:• Elevato costo di produzione

• Non è immagazzinabile

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FASCE ORARIE DI CONSUMO

Il sistema elettrico italiano è basato su una struttura di prezzomultioraria, che suddivide le 8.760 ore dell’anno in fasce orarie infunzione della richiesta di energia elettrica.

Tale suddivisione – che interessa principalmente le utenzeindustriali - è volta ad individuare diversi livelli di carico per ilsistema elettrico a cui corrispondono valori di prezzo unitariodell’energia elettrica fortemente differenziati in base all’entità delladomanda.

Negli ultimi anni gli operatori e gli utenti del mercato elettrico hannoassistito ad una serie di modifiche normative, che hannosostanzialmente ridisegnato la struttura delle fasce orarie diconsumo.

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FASCE ORARIE DI CONSUMO

Fonte: Terna

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SCHEMA A 3 FASCE ORARIE (AEEG 181/06)L’AEEG ha modificato le fasce con decorrenza 1 gennaio 2007,attraverso la delibera 181/06.Questa modifica è motivata da una attenta osservazionedell’andamento dei prezzi di borsa elettrica, che hanno unandamento molto differenziato tra il giorno e la notte, e tra giorniferiali, festivi e semifestivi.

O re: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 12 13 14 15 1 6 17 1 8 19 2 0 21 2 2 23lune di F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F1 F 1 F1 F 1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F 2 F3

m a rted ì F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F1 F 1 F1 F 1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F 2 F3

m erco le dì F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F1 F 1 F1 F 1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F 2 F3

g ioved ì F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F1 F 1 F1 F 1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F 2 F3

ve nerdì F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F1 F 1 F1 F 1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F 2 F3

sa bato F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 2 F2 F 2 F2 F 2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F 2 F3

d om en ica F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F 3 F3

O re: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 12 13 14 15 1 6 17 1 8 19 2 0 21 2 2 231 g en - 3 1 dic F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F 3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F 3 F3

Statistiche O re F1 : 3 2% O re F2 : 2 3% O re F3: 45 %

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LU NEDI'-DO ME NIC A

FESTIVITA' INFR ASE TTIM ANALI (*)

(* ) 1 e 6 g en na io , lun ed ì d ell'An gelo, 25 ap rile, 1 m ag gio, 2 giugn o, 15 a go sto, 1 no ve m bre, 8, 25 e 26 d icem bre

FASCE ORARIE (DELIB ERA AEEG 181 /06 )

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SCHEMA A 2 FASCE ORARIE (PEAK - OFF PEAK)Parallelamente alle fasce orarie definite dall’AEEG, esiste unastruttura alternativa comunemente definita Peak/Off Peak(introdotta da Enel Energia nel 2004 e sempre più affermata negliultimi anni a livello commerciale, diventando quasi uno standard dimercato) basata su due sole fasce orarie così come rappresentatoin figura:

O re: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 12 13 14 15 1 6 17 1 8 19 2 0 21 2 2 23lune di O P O P O P O P O P O P O P O P P E PE P E PE P E PE PE PE PE PE PE PE O P O P O P O P

m a rted ì O P O P O P O P O P O P O P O P P E PE P E PE P E PE PE PE PE PE PE PE O P O P O P O P

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LU NEDI'-DO ME NIC AFASCE O RARIE PE AK OFF-PEAK

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Mese/Fascia F1 ore F2 ore F3 ore Totale oreGennaio 242 158 344 744Febbraio 220 164 288 672

Marzo 242 190 311 743Aprile 209 159 352 720

Maggio 242 174 328 744Giugno 231 169 320 720Luglio 242 174 328 744Agosto 242 174 328 744

Settembre 220 180 320 720Ottobre 253 179 313 745

Novembre 231 169 320 720Dicembre 209 159 376 744Totale ore 2.783 2.049 3.928 8.760

% 32% 23% 45% 100%

Fasce secondo Del. AEEG 181/06Mese/Fascia PE OP Totale ore

Gennaio 264 480 744Febbraio 240 432 672

Marzo 264 479 743Aprile 228 492 720

Maggio 264 480 744Giugno 252 468 720Luglio 264 480 744Agosto 264 480 744

Settembre 240 480 720Ottobre 276 469 745

Novembre 252 468 720Dicembre 228 516 744Totale ore 3.036 5.724 8.760

% 35% 65% 100%

Fasce Peak - Off Peak

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IL PROFILO DI PRELIEVO (LOAD PROFILE)

Una corretta analisi tariffaria di confronto tra offerte o contratti difornitura parte da un attento esame del profilo di prelievo delle utenzein gioco, che si ricava dalla raccolta e tabulazione dei consumimensili, suddivisi per fascia oraria (c.d. “tabella mese-fascia”):

F1 F2 F3 Totale PE OP

gennaio 271.298 208.226 363.416 842.940 315.025 527.915febbraio 102.900 46.500 65.874 215.274 112.665 102.609marzo 349.108 268.740 475.856 1.093.704 405.543 688.161aprile 270.110 203.718 354.918 828.746 312.891 515.855maggio 362.936 265.124 489.186 1.117.246 418.612 698.634giugno 360.585 268.843 521.451 1.150.879 417.042 733.837luglio 381.763 280.228 505.088 1.167.079 440.611 726.468agosto 34.245 21.131 32.781 88.157 38.683 49.474settembre 379.082 282.081 492.896 1.154.059 438.319 715.740ottobre 384.208 309.293 510.662 1.204.163 449.160 755.003novembre 360.261 274.149 527.850 1.162.260 417.832 744.428dicembre 250.112 195.199 398.841 844.151 291.104 553.048Totali 3.506.608 2.623.232 4.738.818 10.868.657 4.057.486 6.811.171

32,3% 24,1% 43,6% 100,0% 37,3% 62,7%

Energia Attiva (kWh) - anno 2010

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Il profilo di prelievo di una utenza elettrica è definito dallepercentuali di consumo annuo in ciascuna fascia oraria, pertantoper l’utenza nell’esempio possiamo distinguere i seguenti profili:3 FASCE: F1 = 32,3% ; F2 = 24,1% ; F3 = 43,6%2 FASCE: PE = 37,3% ; OP = 62,7%È importante costruire sempre il profilo sia con 2 che con 3 fasce,in modo da poter indistintamente confrontare offerte strutturate suentrambe le tipologie.N.B. Una ipotetica utenza che prelevi sempre lo stessoquantitativo (es. 1 MW costante istante per istante) di energiaper tutte le ore dell’anno avrebbe la seguente profilazione (ingergo detta “BANDA PIATTA”):3 FASCE: F1 = 31,8% ; F2 = 23,4% ; F3 = 44,8%2 FASCE: PE = 34,7% ; OP = 65,3%

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IL PROFILO DI PRELIEVO (LOAD PROFILE)Il profilo di prelievo di una utenza elettrica è molto importante,perché da esso dipende il prezzo medio pagato da quell’utenza(che sarà una sua caratteristica assolutamente univoca):

ESEMPIOPrezzi contratto fornitura energia (€/MWh): PE = 85 ; OP = 65

Utenza 1 – Profilo: PE = 58% ; OP = 42%

Utenza 2 – Profilo: PE = 38% ; OP = 62%

=> Prezzo medio Utenza 1: 85x0,58 + 65x0,42 = 76,6 €/MWh

=> Prezzo medio Utenza 2: 85x0,38 + 65x0,62 = 72,6 €/MWh

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È meglio la struttura a 3 fasce o quella Peak – Off peak?Ovviamente non è definibile a priori, dipende dai prezzi e dal profilodell’utenza.

ESEMPIOPrezzi offerta 1(€/MWh): PE = 70,6 ; OP = 57,6Prezzi offerta 2(€/MWh): F1 = 68,2 ; F2 = 67,5 ; F3 = 54,3Utenza 1Profilo Pe-Op: PE = 61,6% ; OP = 38,4%Profilo 3F: F1 = 57,9% ; F2 = 18,6% ; F3 = 23,5%Utenza 2Profilo Pe-Op: PE = 19,2% ; OP = 80,8%Profilo 3F: F1 = 12,9% ; F2 = 44,1% ; F3 = 43,0%

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È meglio la struttura a 3 fasce o quella Peak – Off peak? Ovviamentenon è definibile a priori, dipende dai prezzi e dal profilo dell’utenza.

ESEMPIOPrezzi offerta 1(€/MWh): PE = 70,6 ; OP = 57,6Prezzi offerta 2(€/MWh): F1 = 68,2 ; F2 = 67,5 ; F3 = 54,3

Utenza 1=>Pr. medio O1: 70,6x0,616 + 57,6x0,384 = 65,61 €/MWh=>Pr. M. O2: 68,2x0,579 + 67,5x0,186 + 54,3x0,235 = 64,80 €/MWhUtenza 2=> Pr. medio O1: 70,6x0,192 + 57,6x 0,808 = 60,10 €/MWh=>Pr. M. O2: 68,2x0,129 + 67,5x 0,441 + 54,3x0,430 = 61,91 €/MWh

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Sono sostanzialmente dissipazioni di energia dovute al surriscaldamento deicavi causato dal passaggio della corrente elettrica (Effetto Joule).

Tali dispersioni si possono limitare, dimensionando i cavi in manieraadeguata, ma non eliminare, pertanto, per garantire alle utenze l’energiarichiesta, ogni centrale dovrà produrre un quantitativo di energialeggermente superiore, che poi verrà dissipata in rete. L’entità di talequantitativo è stato normalizzato dall’AEEG e dipende unicamente dal livellodi tensione a cui l’utente è allacciato alla rete:

Altissima Tensione (> 220 kV): 0,7%Altissima Tensione (da 150 a 220kV): 1,1%Alta Tensione (AT): 1,8%Media Tensione (MT): 4,0%Bassa Tensione (BT): 10,4%

Il fattore di perdita viene contabilizzato in fattura come addebito di un«consumo fittizio» (che si aggiunge ai volumi prelevati al contatore),valorizzato ai prezzi di fornitura.

LE PERDITE IN RETE

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GAS NATURALE

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LA COMMODITY GAS NATURALELe caratteristiche che hanno consentito al gas naturale un notevolesviluppo nel contesto energetico mondiale sono le seguenti:• Maggiore efficienza energetica e duttilità rispetto all’oliocombustibile ne ha spinto a una progressiva diffusione nelriscaldamento domestico, nei cicli produttivi e nella produzioneelettrica.• Prezzo inferiore rispetto all’olio combustibile• Gestione logistica semplificata per l’utente finale• Minor impatto ambientale rispetto al petrolio ed al carbone.

Di converso, però, lo sviluppo della filiera del gas è più complessoe - a parità di energia trasportata - più costoso rispetto a quellodella filiera petrolifera:• Un gasdotto costa più di un oleodotto• Il sistema degli stoccaggi è più costoso• Una metaniera costa più di una petroliera

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LA COMMODITY GAS NATURALE - GNLNegli ultimi 20 anni, però, la tecnologia ha consentito di superaretali ostacoli mediante il processo di liquefazione (da cui l’acronimoGNL: gas naturale liquefatto) che consente di trasportare il gas inogni angolo del globo mediante apposite imbarcazioni.Il processo inizia nel paese esportatore, dove il metano vieneportato allo stato liquido raffreddandolo a -160°C a pressioneatmosferica e successivamente caricato su navi metaniere, checonservano il gas in tali condizioni.Arrivato a destinazione il GNL viene scaricato nel terminale diimportazione, dove viene riscaldato, riportato allo stato gassoso eimmesso nella rete dei metanodotti.

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LA COMMODITY GAS NATURALE – GNLNonostante la filiera del gas liquefatto necessiti di capitali moltoingenti, attualmente circa un terzo del volume mondiale di gasnaturale commercializzato viene trasportato via mare come GNL.

Questo è possibile perché, sebbene una metaniera costi molto dipiù di un tanker petrolifero, la convenienza di trasformare in liquidoil gas naturale sta nel fatto che il suo volume si riduce di circa600 volte, facilitando e rendendo economico il trasporto via mare,in alternativa al trasporto tramite metanodotto, aprendo nuove rottecommerciali e nuovi mercati.

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MERCATO GLOBALE DEL GASLa tecnologia della liquefazione, ancorché complessa ed onerosa,ha consentito lo sviluppo e la conseguente apertura di un mercatoaltrimenti costretto a rimanere vincolato al rapporto bilaterale trapaese produttore e paese utilizzatore (fisicamente collegati dalsistema di piping).

Negli ultimi 10 anni in Europa sono sorte diverse piattaforme dimercato (borse) per lo scambio di gas naturale che hannoconsentito di svincolare in parte - quantomeno sul mercatoall’ingrosso – il prezzo del gas da quello del petrolio. TTF (Olanda),Zebrugge (Belgio), NCG (Germania) sono le piattaforme diriferimento per il mercato europeo.

Dal mese di ottobre 2010 è partita la P-GAS - piattaforma dinegoziazione per lo scambio di quantitativi di materia prima gestitadal GME – che si aggiunge al PSV (Punto di Scambio Virtuale)gestito da Snam Rete Gas.

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SHALE GAS – GAS NON CONVENZIONALEÈ il gas naturale ricavato da particolari rocce sedimentarie, perlopiù abase di argilla, che si sono formate in centinaia di milioni di anni in areedel pianeta coperte da acqua superficiale. Le rocce hanno imprigionato ilgas e, fratturandole, si può estrarlo.La tecnica con cui viene estrattosi chiama «hydraulic fracturing»,o «fracking» e consiste nellosparare acqua ad alta pressionecon alcuni additivi chimici, inmodo da frammentare la roccia efar uscire il gas. Questatecnologia è stata messa a puntonegli ultimi anni ed ha aperto lastrada allo sfruttamento di riserveche, solo poco tempo fa, eranogiudicate non economiche.

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SHALE GAS – PREZZIOggi il prezzo del gas sulle piattaforme statunitensi è circa 1/3delle quotazioni sulle piattaforme europee.

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I costi di stoccaggio incidono in maniera differente sulprezzo di fornitura degli utenti con profilo “termico”rispetto a quelli con profilo “piatto”.

La caratteristica del profilo di prelievo viene individuatamediante il calcolo del parametro (alfa), che determinal’incidenza dei consumi invernali rispetto al volume totale:

= Vinv / Vtot

Dove Vinv è la somma dei volumi prelevati nei mesi checontraddistinguono la stagione di riscaldamento (perconvenzione si considerano i da novembre a marzocompresi).

PROFILO DI PRELIEVO GAS

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I COEFFICIENTI PCS E C

Chi utilizza il gas è interessato all’energia termica in essocontenuta e ricavabile mediante la sua combustione, ma – perragioni tecniche legate al funzionamento dei misuratori –quando lo acquista lo paga in base al volume consumato. Però“non tutti i metri cubi sono uguali”. Un metro cubo di gas,infatti, può contenere:

1. Una maggiore o minore quantità di energia in relazione allasua “qualità”

2. Una diversa quantità di gas in relazione alle condizioni dipressione e temperatura

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IL COEFFICIENTE PCS1. Una maggiore o minore quantità di energia in relazione allasua “qualità” (Potere Calorifico Superiore, PCS).

Il contatore misura i metri cubi di gas e non l’energia in essocontenuta per questo è necessario “adeguare” il prezzocontrattuale di fornitura (solitamente riferito ad un gas con PCSstandard, pari a 38,1 MJ/m3) al PCS reale del gas consumato.

Per poterlo fare il distributore ha l’obbligo di effettuareperiodicamente la rilevazione del contenuto energetico del gasin rete, che dovrà comunicare al fornitore.

Esso procederà – in ogni singola fattura mensile – adadeguare il prezzo contrattuale al PCS reale misurato daldistributore mediante una semplice proporzione:

Pc : 38,1 = Pm : PCSm

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IL COEFFICIENTE C

2. Una diversa quantità di gas in relazione alle condizioni dipressione e temperatura.

Il volume occupato dal gas dipende dalle condizioni ditemperatura e pressione, pertanto – in assenza di unospecifico dispositivo (detto correttore) in grado di rilevarepuntualmente temperatura e pressione atmosferica e di“correggere” istantaneamente la misura di volume – ènecessario “aggiustare” la misura rilevata moltiplicandola perun coefficiente che tiene conto delle condizioni climatiche ealtimetriche della località di fornitura: C = KP * KT

La modalità di determinazione dei coefficienti KP e KT èindicata dalla delibera AEEG 159/08 (TUDG) – art. 38.

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5. Conclusioni


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ASSETTO DEFINITIVO DEI MERCATI

Allo stato attuale delle cose un utente può acquistare energia e gas secondo le seguenti modalità:

MERCATO LIBERO: tutti gli utenti che hanno esercitato la propria idoneità

TARIFFA REGOLATA: tutti gli utenti idonei (per il gas: solo utenti domestici) che non hanno ancora esercitato la propria idoneità e che, quindi, pur avendo la facoltà di negoziare il prezzo di fornitura, continuano a pagare una tariffa che non negoziano direttamente

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COME ACCEDERE AL MERCATO LIBEROIn base ai requisiti fissati dalla direttiva europea precedentementemenzionati, ogni utente elettrico oggi può accedere al mercatolibero in forma singola, indipendentemente dal suo livello diconsumo.

Per accedere “fisicamente” al mercato libero, basta stipulare uncontratto di fornitura con un qualsiasi grossista iscritto all’albopubblicato sul sito dell’authority (AEEG).In base a quanto disposto dalla delibera AEEG 144/07 (cfr. art. 5.2dell’allegato A), sarà poi il nuovo fornitore ad adempiere a tutte lepratiche operative sia legate alla cessazione della fornitura da partedel vecchio operatore (recesso), sia inerenti l’avvio del rapporto conil nuovo esercente.

Solo in caso di cessazione della fornitura sarà il cliente finale adover comunicare al fornitore la volontà di recedere dal contratto.

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COME ACCEDERE AL MERCATO LIBERO

L’utente finale che non ha ancora esercitato la propria idoneità, hadiritto di recedere dal contratto in qualsiasi momento con unpreavviso di 1 mese.

L’utente finale che ha già esercitato la propria idoneità ha diritto direcedere con un preavviso non superiore a:

• 1 mese, per le forniture domestiche

• 3 mesi, per le forniture non domestiche alimentate in BT o conconsumo annuo inferiore a 200.000 m3/anno(comunque 1 mese se al recesso non segue un cambio diesercente)

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I SOGGETTI COINVOLTI• Ministero Sviluppo Economico (MSE): determina la politica diindirizzo energetico del Paese, delineando le scelte di fondo e leregole di sistema

• Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG): emette lanormativa di riferimento per i mercati energetici, ed effettua attivitàdi controllo, ispettiva e sanzionatoria

• Terna/Snam Rete Gas: gestiscono le reti di trasporto primario,garantendo i fondamentali servizi di dispacciamento e l’equilibriodella rete stessa

• Gestore dei Servizi Energetici (GSE): si concentra sulla gestione,promozione e incentivazione delle fonti rinnovabili in Italia

• Gestore dei Mercati Energetici (GME): è l’organismo deputatoalla gestione della borsa dell’energia.

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LA FILIERA ELETTRICA

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Gli operatori che erogano ognuno di questi servizi devonoessere remunerati dagli utenti stessi per l’attività svolta,pertanto la tariffa elettrica deve essere composta daaltrettante voci.

Ad esse, poi, si aggiungono anche una voce che remunera glioneri generali del sistema e, naturalmente, le imposte diconsumo (oltre all’IVA di legge).

Di seguito analizzeremo nel dettaglio le varie voci presenti infattura.

LE TARIFFE

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Prezzo di vendita dell’energiaal mercato libero è negoziato con il fornitore grossista sulla base dei suoi costi diapprovvigionamento e della capacità negoziale delle partial mercato di tutela è applicato dal distributore in base a tariffe di vendita regolateemanate dell’AEEG.al mercato di salvaguardia è applicato dal fornitore che si aggiudica l’asta indettadall’acquirente unico.

Tariffa di trasportoRemunera i servizi di Trasporto (AT), Misura e Distribuzione locale (MT, BT),compresi gli oneri relativi alle perdite di rete.

Tariffa di dispacciamentoè applicata in maniera diretta dal fornitore grossista che, a sua volta, lo riversaintegralmente a Terna. (N.B. Per gli utenti in tutela è inclusa nel prezzo di venditadell’energia).

Oneri di sistema (o Maggiorazioni A, UC, MCT)sono applicati sia al mercato libero che al mercato di tutela/salvaguardia

AcciseSono le imposte di consumo, applicate sia al mercato libero che regolato.

COMPONENTI DELLA TARIFFA ELETTRICA

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Prezzo di vendita del gasPer gli utenti che hanno già esercitato la propria idoneità è negoziato con il fornitore, remunera il costo della materia prima ed il suo margine d’intermediazione.Per gli utenti che non hanno ancora esercitato la propria idoneità è pari alla tariffa base applicata dal fornitore locale.

Tariffa di trasportoRemunera i servizi di Trasporto (su rete nazionale e regionale), Misura e Stoccaggio

Tariffa di distribuzioneRemunera il servizio di distribuzione (trasporto su rete locale)

Oneri di sistemasono applicati sia al mercato libero che al mercato regolato, anche se conmodalità differenti

AcciseSono le imposte di consumo, applicate sia al mercato libero che al mercato a tariffa amministrata

COMPONENTI DELLA TARIFFA GAS

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Il prezzo di vendita dell’energia elettrica agli utenti del MERCATOLIBERO è oggetto della libera trattativa tra le parti.

Generalmente il fornitore quota una terna di prezzi per fascia (ocoppia, se adotta le fasce peak/off peak).

Questi valori possono essere fissi per tutta la durata del contrattoo, più probabilmente, essere indicizzati ad un parametro che lilega all’andamento del costo del petrolio (da cui i costi diproduzione dell’energia nelle centrali termoelettriche alimentate adolio combustibile e a gas dipendono in maniera più o meno diretta)o ad un prezzo di borsa.

PREZZO DI VENDITA – MERCATO LIBERO

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In alternativa il prezzo può essere espresso come sconto (%) obonus (€/MWh) rispetto ad una tariffa di riferimento (tutela osalvaguardia).

Tale sconto, però, può anche essere espresso in maniera menoesplicita (ad esempio sotto forma di giorni (o ore, o settimane) difornitura gratuita).

Oppure, ancora, può essere scontata una parte della tariffaregolata (esempio: non viene addebitata la quota potenza dellatariffa di trasporto).

PREZZO DI VENDITA – MERCATO LIBERO

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Il costo della commodity viene determinato univocamente in fase dinegoziazione e del contratto e poi “blindato” per tutta la durata dellafornitura (tipicamente annuale).L’adesione ad una offerta a prezzo fisso può essere gradita al cliente finale, sostanzialmente per due ordini di motivi:

• Definizione a priori del budget di spesa

• Copertura dal rischio di salita dei prezzi

La quotazione del prezzo fisso è funzione dell’andamento dellecurve forward delle indicizzazioni gas nel periodo di fornitura.Questo significa che la quotazione a prezzo fisso dipende dalleaspettative che il mercato ha OGGI circa l’andamento dei prezzi deicombustibili (e quindi degli indici energetici) nel periodo futuro diconsegna.

PREZZO FISSO

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L’indicizzazione di un contratto di fornitura è ESTREMAMENTEIMPORTANTE, diciamo che è l’elemento fondamentale da valutare (oltreovviamente al prezzo), al fine di evitare di sottoscrivere proposte di forniturasolo apparentemente competitive.

Nel mercato esistono diverse tipologie di indici costituiti da panieri dicombustibili caratterizzati da diversi periodi di osservazione. Gli operatori dimercato generalmente propongono indici basati su medie di combustibili su12,9,6 e 3 mesi.

L’indicizzazione di una offerta viene contraddistinta da una codificazione a 3cifre. Esempio: “Le proponiamo una offerta indicizzata con paniere AEEG9,2,3”. Ciò indica che, per l’aggiornamento dei prezzi al variare del cambioeuro/dollaro e del costo del paniere di combustibili, si farà riferimento a:

• La profondità di calcolo della media è pari a 9 mesi di fornitura;• Calcolata a partire dal 2° mese precedente al mese considerato;• L’indice viene aggiornato ogni 3 mesi.

PREZZO INDICIZZATO

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PREZZO INDICIZZATO

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Prezzo gas = Po + K x ( It – Io ) Dove: Po = prezzo di partenza del gasK = coefficiente moltiplicativoIt = indice variabileIo = indice di partenza

PREZZO INDICIZZATO

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L’indice è un mix peculiare definito dal fornitore, che nella sostanzaprende in considerazione alcuni tra i seguenti combustibili:

Cambio Euro/Dollaro Gasolio CIF Genoa LaveraBtz 0,2 % CIF - Genoa Lavera Brent DatedAtz 1% CIF-Genoa Lavera Gasolio FOB - Med BasisBtz 0,2 % FOB -Med Basis Atz 1% FOB - Med BasisGasolio 0,2% FOB-Barges Btz 0,2 % FOB - BargesBrent Ipe Gasolio IpeCarbone API2 Carbone API4Btz 0,2 % FOB - NWE Btz 0,2 % CIF - NWE

Il problema di fondo per l’utente finale è che questi valori non sonopubblicati o disponibili facilmente, non è pertanto agevole perl’utente verificare l’effettiva correttezza dell’indicizzazione proposta.

PREZZO INDICIZZATO

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mar‐11

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set‐11

nov‐11

gen‐12

mar‐12

mag‐12

lug‐12

Confronto Indici Energetici

INDICE CONFINDUSTRIA 6.1.1.



INDICE IPE Brent 6.1.3.

Brent 3 mesi 100% Storico

Brent 3 mesi mp

Brent 9 mesi 100% Storico

PREZZO INDICIZZATO

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PREZZO BORSA + Spread

E’ la tipologia di offerta più recente, ma sempre maggiormente diffusa.

PREGI:• La sua negoziazione si riduce di fatto a contrattare il valore dello spread,quindi è molto semplice• Si presta all’acquisto di opzioni di copertura che consentono di fissare ilprezzo (o parti di esso, anche solo per alcuni periodi dell’anno) anche nelcorso della fornitura

DIFETTI:• Estrema volatilità legata all’andamento del prezzo di borsa• Attenzione al profilo di prelievo giornaliero in caso di prezzo orario(elettrico)• Difficoltà a verificare il prezzo fatturato dal fornitore in caso di prezzoorario (elettrico) o giornaliero (gas)

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Il Prezzo Unico Nazionale (PUN) è pari alla media dei prezzi zonali delMercato del Giorno Prima (MGP) – una delle diverse sessioni di mercatooperate quotidianamente sulla piattaforrma IPEX, che è la Borsa elettricaItaliana - ponderata con gli acquisti totali al netto degli acquisti deipompaggi e delle zone estere.Esiste un valore PUN perogni singola unità di temporilevante in cui avvenganotransazioni (ora).

Abbiamo pertanto tre possibiliconfigurazioni di prezzo pertale tipo di indicizzazione:- PUN orario- PUN per fascia- Prezzo indicizzato a PUN

PREZZO BORSA ELETTRICA + spread

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Un particolare esempio di prezzo di borsa del tipo “PUN per fascia” +spread è il prezzo applicato alle aziende fornite in REGIME DISALVAGUARDIA.

Il SERVIZIO DI SALVAGUARDIA viene erogato dagli operatori che – ogni3 anni (2 anni dal 2013) – si aggiudicano l’apposita asta indettadall’Acquirente Unico, in base a quanto disposto dalla Legge 125/07.

Il prezzo di vendita dell’energia elettrica fornita in regime di salvaguardia èdato dalla somma tra il valore del parametro offerto dall'esercente lasalvaguardia nelle procedure concorsuali e il valore assunto dalla mediaaritmetica mensile dei prezzi di acquisto sul sistema delle offerte di cuial decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre 2003 (borsaelettrica), nelle ore appartenenti alla fascia oraria del mese, quindi:

PFn = PUNFn +


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Le condizioni economiche applicate dagli esercenti il servizio disalvaguardia devono essere:

a) determinate da ciascun esercente il servizio in modo tale da riflettere icosti sostenuti per l’erogazione del servizio stessob) comunicate a ciascun cliente del servizio, con indicazione dei criteri diaggiornamento dei corrispettivi unitari e, se determinabile in tale momento,il livello di tali corrispettivic) offerta ai clienti finali in maniera trasparente e non discriminatoria

L’esercente la salvaguardia ha altresì l’obbligo di pubblicare mensilmentesul proprio sito internet (o su un quotidiano ad ampia diffusione nell’ambitoterritoriale di competenza) le condizioni economiche praticate nel mesesuccessivo.Hanno diritto al servizio di salvaguardia tutti i clienti finali che non rientranofra gli aventi diritto al servizio di maggior tutela.


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A fianco siriporta la tabellache riassume irisultati dell’astaperl’aggiudicazionedel Servizio diSalvaguardiaper gli anni2014-2015-2016, cosìcome pubblicatasul sitodell’AcquirenteUnico.

Font

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Dato che la piattaforma P-GAS gestita dal GME non è ancorasufficientemente liquida per costituire un riferimento di mercato adeguato, ilmercato italiano tende a riferirsi – in linea con gli altri mercati europei – allapiattaforma TTF di Rotterdam, dove vengono quotidianamente negoziati iprezzi di vendita e acquisto di gas fra i maggiori player europei.

Per ogni singola giornata di trading (generalmente limitate ai soli giorniferiali) esistono due differenti quotazioni riferite al gas scambiato nel giornosuccessivo: bid (offerte di acquisto) e ask (offerte di vendita).

Abbiamo generalmente due possibili configurazioni di prezzo per tale tipo diindicizzazione: TTF DAY AHEAD (il prezzo per il mese di prelievo è pari alla media dellequotazioni bid e ask pubblicate giornalmente nel mese di prelievo per ilgiorno successivo) TTF MONTH AHEAD (il prezzo per il mese di prelievo è pari alla mediadelle quotazioni bid e ask pubblicate nel mese antecedente il prelievo per ilmese di prelievo)

PREZZO BORSA GAS + spread

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PREZZO BORSA GAS + spread

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PORTFOLIO MANAGEMENTAl di là della struttura di prezzo prescelta, però, una gara puntualeeffettuata una volta all’anno in occasione della scadenzacontrattuale (c.d. “approccio classico”) può solo dirci qual è ilfornitore che offre le migliori condizioni nell’istante in cui la“fotografia” viene scattata. Tutto o niente in un’unica decisione (chefino ad oggi è stata presa senza nemmeno la reale possibilità discegliere il momento, che era imposto dal sistema).E se le condizioni mutano repentinamente a posteriori?

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06/08/2007 14/11/2007 22/02/2008 01/06/2008 09/09/2008 18/12/2008 28/03/2009 06/07/2009

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La struttura contrattuale “borsa + spread” consente in genere diopzionare una configurazione di tipo MULTICLICK, che permette difissare in momenti diversi – sia prima dell’inizio della fornitura, chedurante la fornitura stessa – una porzione di fornitura, chiudendosu apposite piattaforme derivate un prezzo “future” per undeterminato quantitativo di energia.Questo tipo di approccio – detto “approccio dinamico” - consente diprendere più decisioni nel corso di un “periodo di osservazione

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prolungato” (prima e durante lafornitura stessa), superando il limite di“fotografare” la situazione in un unicoistante.Ciò consente di ridurre parecchio ilrischio volatilità andando a mediareil “fiume continuo e volatile”rappresentato dai mercati.

PORTFOLIO MANAGEMENT

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SERVIZIO DI TRASPORTONella voce generica “trasporto” si includono generalmente le tariffea remunerazione dei servizi di:• Trasmissione + Stoccaggio (gas)• Misura• Distribuzione (gas solo per utenti c.d. INDIRETTI)La tariffa di trasporto si compone della somma di due termini: Termine capacity: dipende dalla capacità impegnata (€/kW,€/mese o €/Sm3/gg) Termine commodity: proporzionale all’energia prelevata (€/kWho €/Sm3)

Di fatto è il trasporto a determinare la struttura binomia (otrinomia) delle tariffe energetiche.Trattasi di costi passanti basati su tariffe direttamente emanate daAEEG, ove non ci sono margini di ottimizzazione (eccettoeventualmente Cg, livello di tensione di fornitura e rifasamento).

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Sono sostanzialmente dissipazioni di energia dovute al surriscaldamento deicavi causato dal passaggio della corrente elettrica (Effetto Joule).

Tali dispersioni si possono limitare, dimensionando i cavi in manieraadeguata, ma non eliminare, pertanto, per garantire alle utenze l’energiarichiesta, ogni centrale dovrà produrre un quantitativo di energialeggermente superiore, che verrà dissipata in rete. L’entità di talequantitativo è stato normalizzato dall’AEEG e dipende unicamente dal livellodi tensione a cui l’utente è allacciato alla rete:

Altissima Tensione (> 220 kV): 0,7%Altissima Tensione (da 150 a 220kV): 1,1%Alta Tensione (AT): 1,8%Media Tensione (MT): 4,0%Bassa Tensione (BT): 10,4%

Il costo del servizio di trasporto è, quindi, indipendente dalla provenienzadell’energia (nazionale o estera) e dalla distanza tra punto di immissione edi prelievo

TRASPORTO: LE PERDITE IN RETE

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TARIFFE DI TRASPORTO (AT) E MISURA

Gli oneri relativi ai costi di trasporto sulla rete nazionale (AT) ed alservizio di misura sono direttamente emanati dall’AEEG, sulla base diopportune indicazioni del gestore della rete (TERNA):

CORRISPETTIVI USO DELLA RETE E SERVIZIO DI MISURA gen 2014 feb 2014Descrizione u.m. 1 2Costo distribuzioneMIS - corrispettivo per la misura fisso €/mese 126,978458 126,978458MIS - corrispettivo per la misura variabile €/kWh 0,000000 0,000000TRAS - corrispettivo per la trasmissione - Quota energia

F1 €/kWh 0,001020 0,001020F2 €/kWh 0,001020 0,001020F3 €/kWh 0,001020 0,001020

TRAS_P - corrispettivo per la trasmissione - Quota potenza €/(kW mese) 1,370200 1,370200

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SERVIZIO DI TRASPORTO: LA DISTRIBUZIONELe tariffe di distribuzione sono aggiornate al 1° gennaio 2014 e (come da delibera AEEG n. 348/07) e sono differenziate in funzione del livello di potenza disponibile e – in alcuni casi –del livello di tensione di allacciamento

Tariffa Potenza impegnata (kW)BTA1 fino a 1,5BTA2 oltre 1,5 fino a 3BTA3 oltre 3 fino a 6BTA4 oltre 6 fino a 10BTA5 oltre 10 fino a 16BTA6 Oltre a 16

Bassa Tensione

Tariffa Potenza impegnata (kW)MTA1 fino a 100 kWMTA2 oltre 100 fino a 500MTA3 oltre a 500

Media Tensione

Altre tariffe applicate:

• Illuminazione pubblica• Forniture straordinarie (durata massima del contratto di 30 giorni, prorogabile fino alla durata complessiva di 60 giorni continuativi)

Tariffa Tensione (kV)ALTA fino a 220 kVAATE1AATE2

Tra 220 e 380 kVOltre 380 kV

Alta e altissima Tensione

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Opzione distribuzione BTA6

Opzione distribuzione MTA3

Opzione distribuzione ALTA

CORRISPETTIVI USO DELLA RETE E SERVIZIO DI MISURA gen 2014 feb 2014

Descrizione u.m. 1 2

BTA6 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota energia €/kWh 0,00063 0,00063BTA6 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota fissa €/mese 0,4019583 0,4019583BTA6 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota potenza €/(kW´ mese) 2,6552167 2,6552167


Descrizione u.m. 1 2MTA3 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota energia €/kWh 0,00048 0,00048MTA3 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota fissa €/mese 33,15505 33,15505MTA3 ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota potenza €/(kW´ mese) 2,3653417 2,3653417


Descrizione u.m. 1 2ALTA ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota energia €/kWh 0,00021 0,00021ALTA ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota fissa €/mese 1676,8626 1676,8626ALTA ‐ DISTRIBUZIONE ‐ Quota potenza €/(kW´ mese) 0 0

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Opzione di trasporto MTA3 - Esempio di Calcolo

Un’utenza MT con potenza disponibile 600 kW la cui potenza massima assorbita è stata di 600 kW, ha prelevato mensilmente 1.200.000 kWh. Quale è la spesa per il servizio di trasporto?

Corrispettivi Trasporto e Misura:Tras: 1.200.000 x 0,005910 = 7,092 EuroMis: 21,81 Euro Totale Trasporto e Misura = 7.113,81 EuroTariffa DistribuzioneQuota fissa: 33,16 EuroCorrispettivo di potenza: 600 x 2,365342 = 1.419,21 EuroCorrispettivo per l’energia: 1.200.000 x 0,00048= 576 EuroTotale Distribuzione = 2.028,36 Euro

Totale Servizio di Trasporto = 7.113,81 + 2.028,36 = 9.142,17 Euro

Pari a 0,007619 €/kWh = 0,7619 c€/kWh = 7,619 €/MWh

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CONTRIBUTO DI ALLACCIAMENTOL’allacciamento è la connessione dell’impianto di utenza alla rete didistribuzione dell’energia elettrica. E’ realizzato dal distributore locale conla posa della presa (l’impianto che collega il contatore alla rete didistribuzione) e del contatore.Per le utenze alimentate in bassa e in media tensione il contributo da versare è determinato in misura forfetaria:

contributo = quota distanza + quota potenza + quota fissa

Di seguito un esempio per le utenze in Media Tensione:

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CONTRIBUTO DI ALLACCIAMENTO

Per i clienti alimentati in alta tensione il contributo è invece sempre determinato in relazione alla spesa effettivamente sostenuta dal distributore per realizzare i lavori.

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CORRISPETTIVO TARIFFARIO SPECIFICO (CTS)E’ un "sovraprezzo“ sul costo del trasporto dell'energia elettrica che vieneaddebitato annualmente ai clienti alimentati in MT che non effettuano leoperazioni di adeguamento all’allegato A della delibera ARG/elt 198/11 e s.m.i.,che stabilisce i criteri di allacciamento alla rete.

L'adeguamento alle regole tecniche è su base volontaria e dà diritto alriconoscimento degli indennizzi automatici previsti per le interruzioni del servizioelettrico senza preavviso che abbiano durata superiore ai limiti massimi stabiliticon provvedimento dall'Autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas.

L'intervento di adeguamento deve essere attestato tramite la "dichiarazione diadeguatezza" comprendente una relazione tecnica, gli schemi elettrici e ladescrizione dettagliata dei componenti, sottoscritta da soggetti abilitati inpossesso di specifiche competenze tecniche per gli impianti elettrici (art. 40.5Allegato A delibera ARG/elt 198/11 e s.m.i.).La dichiarazione di adeguatezza deve essere inviata al distributore locale.

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Il CTS a partire dal 1° gennaio 2012 si calcola secondo il seguente schema:

= 500 € per: PD <= 400 kWCTS = 500+750*[(PD-400)/400]0,7 € per: 400 < PD <= 3.000 kW

= 3.280,36 € per: PD > 3.000 kW

dove:PD è il valore massimo tra la potenza disponibile in prelievo e la potenza disponibile in immissione valutate al 1° gennaio dell’anno cui il calcolo del CTS si riferisce.

Il CTS viene corrisposto all’impresa distributrice con il criterio del pro-quota giorno:

CTSm = CTS/365*ggm

Dove:CTSm = CTS fatturato per il mese mggm = numero giorni del mese m

CORRISPETTIVO TARIFFARIO SPECIFICO (CTS)

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ESEMPIO:

Il cliente ABC Spa è alimentato in media tensione con una potenza disponibile di 1.000 kW, allacciato alla rete di distribuzione per 365 giorni all'anno e non ha presentato la dichiarazione di adeguatezza.

Il corrispettivo CTS per ABC Spa sarà calcolato come segue:

CTS = 500+750*[(1.000-400)/400]0,7 = 1.496,15 €

Il cliente ABC Spa, quindi, dovrà pagare un corrispettivo CTS di 1.496,15 Euro ogni anno fino a quando non avrà provveduto ad adeguare la sua cabina elettrica.

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CTS MAGGIORATO (CTSM)

CTSM è il Corrispettivo Tariffario Specifico maggiorato, secondo quanto previstodalle disposizioni della delibera 33/08. Il CTSM si applica a partire dal 2009.

Il cliente in MTche ha richiesto la connessione prima del 16 novembre 2006 enon ha inviato la dichiarazione di adeguatezza paga il CTSM in sostituzione delCTS in seguito ad aumenti di potenza disponibile oltre ad una certa soglia (adesempio, nel caso più comune, quando il cliente richieda, a partire dal 1°settembre 2008, un qualunque aumento di potenza disponibile che determini ilsuperamento dei 400 kW).

Il CTSM è una maggiorazione della quota CTS, che dipende dagli anni di mancato adeguamento degli impianti secondo la formula:

CTSM = CTS * (1 + n)dove n vale 1 per il primo anno successivo al raggiungimento delle condizioni di maggiorazione del CTS.

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PENALITÀ PER MANCATO RIFASAMENTO DEL CARICO

Per preservare la rete da eccessive perdite TERNA addebita - a tuttigli utenti elettrici - delle penalità per prelievi di energia reattivasuperiori al 50% del prelievo di energia attiva (cos < 0,894).

I conteggi per mancato rifasamento, però, si applicano solo nellefasce orarie diurne feriali (F1 ed F2).

ONERI PER ENERGIA REATTIVADescrizione u.m.Energia reattiva tra 50% e 75% energia attiva

F1 kVARhF2 kVARhF3 kVARh

Energia reattiva oltre 75% energia attivaF1 kVARhF2 kVARhF3 kVARh

0,0323000,0323000,000000

0,0421000,0421000,000000

BT0,0151000,0151000,000000

0,0189000,0189000,000000

MT0,0086000,0086000,000000

0,0110000,0110000,000000

AT

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IL DISPACCIAMENTO (ELETTRICO)Remunera l’attività di gestione e regolazione sulla rete effettuata daTerna (es. MSD, unità essenziali sicurezza sistema, interrompibilità,capacità produttiva, funzionamento Terna, regolazione impiantieolici)

Per i clienti “liberi” e per quelli in salvaguardia la delibera 168/03 esuccessive modifiche/integrazioni (in particolare la delibera 111/06)introduce le regole che disciplinano il costo dei servizi didispacciamento e bilanciamento della rete. Tale disposizioneprevede che il grossista esponga nella propria fattura (a valle deicosti dell’energia) i corrispettivi di seguito elencati.

A questi costi poi potrebbe aggiungersi il costo che il fornitoresostiene per lo SBILANCIAMENTO della programmazione.

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ONERI DI SISTEMA ELETTRICOSono le componenti tariffarie “A”, “UC” ed “MCT”, a copertura deglioneri generali del sistema elettrico nazionale (es. smantellamentocentrali nucleari, finanziamento rinnovabili, regimi tariffari speciali,finanziamento innovazione tecnologica, efficienza energetica, …).

Vengono addebitate in proporzione al consumo effettivo alcontatore.

Tali componenti hanno assunto nel tempo un peso sempre piùrilevante sull’onere complessivo della bolletta (in particolar modo la“famigerata” componente A3, che finanzia le rinnovabili), e lepagano sia gli utenti del mercato libero che quelli dei mercatiregolati (ad eccezione della componente PPE, applicata solo agliutenti in regime di tutela).

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ONERI DI SISTEMA ELETTRICOA2: copre i costi connessi allo smantellamento delle centrali nucleari ed allosmaltimento del combustibile;

A3: copre gli oneri per l’incentivazione della produzione da fonti rinnovabili edassimilate;

A4: copre la perequazione dei contributi sostitutivi di regimi tariffari speciali (es.tariffe illuminazione pubblica, ferrovie dello stato, ecc.);

A5: copre i costi relativi alla attività di ricerca finalizzata all’innovazionetecnologica afferente il sistema elettrico;

A6: per la reintegrazione alle imprese produttrici e distributrici dei costi sostenutia seguito del passaggio da mercato vincolato a mercato libero;

As: corrispettivo copertura utenze disagiate

PPE: copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquistodell’energia elettrica destinata al mercato di tutela;

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UC3: copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasportodell’energia sulle reti di trasmissione e distribuzione, nonché deimeccanismi di integrazione;

UC4: è la componente tariffaria, a copertura delle integrazioni tariffarieemesse dai singoli distributori;

UC5: è la componente tariffaria a copertura dei costi a carico del Gestoredella Rete connessi all’approvvigionamento dell’energia elettrica necessariaa compensare la differenza tra perdite effettive perdite standard nelle reti.

UC6: copre i costi derivanti da recuperi di qualità del servizio.

UC7: copre i costi derivanti dalla promozione dell’efficienza energetica

MCT: finanzia le misure di compensazione territoriale di cui all’art. 4,comma 1-bis, della legge n. 368/03

ONERI DI SISTEMA ELETTRICO

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Il peso della Componenti Tariffarie A, UC, MCT per l’utente domestico:

5,5 6,3

6,4

6,5

6,6

6,8 7,2 7,7

7,6 8,3 8,8

8,9

8,6

8,5 9,0 9,4 10,2 11,0 11,7

11,9

11,0

10,7

10,4

10,4

10,2

9,6

9,4

9,3

9,4

9,5

9,5

9,4

10,0 10,9

10,9

11,0

10,4

10,0

3,8 3,0

3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0

3,0 3,0 3,0 3,0

3,1

3,1 2,6 2,6 2,4 2,

4 2,4 2,4

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5 2,5

2,5

2,5 2,6 2,

6

2,6 2,6

2,8

2,8

1,0

0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 0,7 0,7

1,1 1,1 1,4 1,5

1,7

1,7

1,6 1,6 1,6 1,

4 1,4 1,3

1,2

1,2

1,4

1,4

1,3

1,4

1,5

1,6

1,5 1,9 2,2

2,2 2,4

3,1

3,2 3,3

3,4

3,6

1,9

1,9 1,9 2,0 2,0 2,0

2,0 2,0 2,1 2,

1 2,2 2,2

2,2

2,2

2,2 2,3 2,3 2,4 2,5 2,5

2,4

2,4

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,2

2,2 2,3 2,3

2,3 2,

4

2,5

2,5 2,6

2,5

2,5

12,3

12,2

12,3

12,4

12,6

12,8

12,8 13,4 13,7 14

,5 15,4

15,6

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I 2004

II III IV I 2005

II III IV I 2006

II III IV I 2007

II III IV I 2008

II III IV I 2009

II III IV I 2010

II III IV I 2011

II III IV I 2012

II ** III IV I 2013

II

c€/kWh

energia e approvvigionamento costi di rete oneri generali di sistema imposte

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Il peso della Componenti Tariffarie A, UC, MCT per l’utente industriale (MT):

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Il peso della Componente Tariffaria A3:

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ONERI DI SISTEMA ELETTRICOBONUS ENERGIVORI Con il DL 5/4/2013 (c.d. Decreto Passera) è stato introdotto unmeccanismo di bonus finalizzato a sgravare gli utenti a forteconsumo di energia elettrica di una parte degli oneri di sistema.

In base a quanto definito dal Decreto, possono rientrare nellaclassificazione di utente energivoro le aziende:

Manifatturiere (codice ATECO 2007 compreso fra 10.XX e 33.XX)

Aventi siti alimentati in media, alta e altissima tensione

Aventi consumo annuo complessivo superiore a 2,4 GWh

Aventi indice di intensità elettroenergetica (IIE) non inferiore al2% del fatturato

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ONERI DI SISTEMA ELETTRICOBONUS ENERGIVORI L’erogazione del bonus non spetta di diritto, ma è riservata solo acoloro che ne fanno richiesta iscrivendosi ad un apposito registro(elenco energivori).

La delibera AEEG 437/2013 stabilisce che il registro verrà tenuto daCassa Conguaglio Settore Elettrico (CCSE) e che l’iscrizionedelle aziende interessate avverrà mediante la compilazione di unaapposita dichiarazione online sul sito di CCSE.Tale dichiarazione doveva essere inviata tassativamente entro il30/11/2013 mentre il bonus verrà erogato con validità retroattiva adecorrere dai consumi di competenza luglio 2013.

Le informazioni richieste all’utente sono solo i consumi ed ilfatturato, mentre il calcolo del IIE verrà effettuato direttamentedal sistema che valorizza i volumi ad un prezzo standard.

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ONERI DI SISTEMA ELETTRICOBONUS ENERGIVORI La delibera AEEG 467/2013, infine, stabilisce l’entità dei bonus:• IIE compreso tra 2% e 6%: bonus pari al 15% degli oneri• IIE compreso tra 6% e 10%: bonus pari al 30% degli oneri• IIE compreso tra 10% e 15%: bonus pari al 45% degli oneri• IIE superiore al 15%: bonus previsto pari al 60% degli oneri

Il bonus si applica esclusivamente alla parte variabile dellecomponenti tariffarie A2, A3, A4, A5 e As, mentre al contempo vieneistituita la nuova componente tariffaria AE (a carico di tutti gli utentielettrici “non energivori” e il cui valore per il 1° trimestre 2014 è paria 3,89€/MWh per un cliente in MT), che, a partire dal 1° gennaio2014, finanzierà detti bonus.

I bonus verranno erogati a partire da marzo 2014 mediante unmeccanismo di acconto-conguaglio sulla base dei consumi 2013.

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Sono componenti tariffarie a copertura degli oneri generali delsistema gas nazionale (es. regimi tariffari speciali, finanziamentorisparmio energetico, qualità servizi gas …).

Vengono addebitate in proporzione al consumo effettivo alcontatore.

Tali componenti sono state introdotte da poco e non hanno – almomento - un peso significativo come le analoghe elettriche.

Tuttavia alcune di queste componenti (es. RE e Ret) nel recentepassato hanno registrato un andamento altalenante, nel 2013aumentando del 67% per ridimensionarsi, per il 1° trimestre 2014,del 70%.

ONERI DI SISTEMA - GAS

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All’articolo 35 della delibera 159/08 (RTDG) vengono introdotti iseguenti corrispettivi, applicati a tutti gli utenti indiretti, e aggiornatitrimestralmente dalla AEEG:

UG1, espressa in centesimi di euro/standard metro cubo, acopertura di eventuali squilibri dei sistemi di perequazione e acopertura di eventuali conguagli;GS, espressa in centesimi di euro/standard metro cubo, acopertura del sistema di compensazione tariffaria per i clientieconomicamente disagiati;RE, espressa in centesimi di euro/standard metro cubo, acopertura degli oneri che gravano sul Fondo per misure edinterventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fontirinnovabili nel settore del gas naturale,RS, espressa in centesimi di euro/standard metro cubo, acopertura degli oneri gravanti sul Conto per la qualità dei servizigas

ONERI DI SISTEMA - GAS

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5. Conclusioni


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ACCISESi dicono “accise” le imposte indirette sul consumo dei prodottienergetici (energia elettrica, combustibili, olii lubrificanti alcolici,fiammiferi, ecc.).

Per quanto riguarda energia elettrica e gas, il presuppostod’imposta è la fabbricazione o l’importazione del prodotto el’esigibilità scatta all’atto dell’immissione in consumo, pertanto ilsoggetto obbligato – generalmente - è il soggetto che procedealla fatturazione ai clienti finali (cioè i fornitori). In alcuni casiparticolari, però, può essere soggetto obbligato direttamente ilcliente finale.

Tutta la normativa inerente le accise viene disciplinata dal TestoUnico per le Accise (T.U.A. - D.Lgs. n.504/1995 e successivemodifiche e integrazioni)

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Fino al 31dicembre 2011 erano previste due differenti voci di imposta:- Imposta erariale- Addizionale provincialeDal 1/1/2012 i due decreti del Ministero dell'Economia e delle Finanzedel 30/12/2011 (pubblicati sulla GU n. 304 del 31/12/2011) hannosoppresso le addizionali comunali e provinciali nelle regioni a statutoordinario. L'aliquota dell'imposta erariale è stata di conseguenzarideterminata per mantenere la parità di gettito dalle accise.

ACCISA - Imposta erariale c€/kWh

USI DOMESTICIForniture per abitazione di residenza anagrafica ("prima casa")• Forniture fino a 3 kW* - Consumi fino a 150 kWh/mese 0 - Consumi oltre 150 kWh/mese 2,27• Forniture oltre 3 kW 2,27Forniture per non residenti ("seconde case") 2,27

ILLUMINAZIONE PUBBLICA• Forniture con qualsiasi livello di consumo 1,21

ALTRI USIForniture fino a 1.200.000 kWh/mese 1,21 - Consumi fino a 200.000 kWh/mese 1,21 - Consumi oltre 200.000 kWh/mese 1,21Forniture oltre 1.200.000 kWh/mese - Consumi fino a 200.000 kWh/mese 0 - Consumi oltre 200.000 kWh/mese 0

ACCISE – ENERGIA ELETTRICA

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A soli tre mesi dalla modifica sostanziale intervenuta a gennaio 2012, èstato approvato il D.L. 16/2012: Disposizioni urgenti in materia disemplificazioni tributarie, di efficientamento e potenziamento delleprocedure di accertamento.

Il provvedimento è andato a modificare nuovamente l'aliquota di accisasull'energia elettrica per qualsiasi uso in locali e luoghi diversi dalleabitazioni, calmierando da un lato l’incremento di costo intervenuto per lemedie imprese con la modifica di gennaio, ma dall’altro aggravando i costiper le aziende energivore.La tabella seguente riassume schematicamente le variazioni intervenute:

Utenze elettriche usi non residenziali

Periodo applicazione

Accise elettiche in funzione dei MWh/mese

Primi 200 MWh/mese

€/MWhOltre 200 con tot<1.200 MWh/mese

€/MWhOltre 200 con tot>1.200 MWh/mese

€/mese

Fino a 2011Imposta erariale 3,1 3,1 0Addizionale provinciale (MI) 11,4 0 2.280

Gen‐Mag 2012 Imposta erariale 12,10 12,10 0,00

Da Giu 2012 Imposta erariale 12,50 7,50 7.320


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ACCISE – GAS NATURALESul consumo di gas naturale previste due differenti voci di imposta: Imposta erariale (accisa) Addizionale regionale

Per entrambe le voci l’aliquota varia in funzione della tipologia di uso delprodotto energetico, che si suddivide in: Usi civili Usi industriali

Gli usi industriali comprendono ʺ…tutte le attività di produzione di beni eservizi e le attività artigianali e ed agricole…ʺ e godono di una aliquotaagevolata molto inferiore a quella per gli usi civili.

Su ambedue le voci di imposta è previsto un abbattimento dell’aliquotaper le utenze con volume annuo di prelievo superiore a 1.200.000 m3.

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ACCISE – GAS NATURALE

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USI FUORI DAL CAMPO DI APPLICAZIONE DELL'ACCISA

A seguito dell’armonizzazione della normativa fiscale nazionale conquella europea – a partire dal 1/6/2007 – è introdotta la possibilità didefiscalizzare i consumi di energia elettrica impiegati nei seguentiprocessi produttivi:

RIDUZIONE CHIMICA

PROCESSI ELETTROLITICI

PROCESSI METALLURGICI

PROCESSI MINERALOGICI

ACCISE

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USI FUORI DAL CAMPO DI APPLICAZIONE DELL'ACCISALa defiscalizzazione viene concessa a seguito di presentazione -da parte del cliente finale - di apposita istanza all’Ufficio delleDogane competente, in cui – mediante opportuna perizia firmatada tecnico abilitato – viene quantificata la percentuale dei consumifuori campo accisa rispetto al totale.

In caso di accoglimento dell’istanza da parte dell’UDD, il clientedovrà presentare apposita denuncia per l’apertura di officinaelettrica.Per utenze con potenza disponibile superiore a 200 kW l’UDDpotrà richiedere al cliente l’installazione di appositi misuratori fiscaliper la rilevazione dei consumi fuori campo accisa.

La defiscalizzazione decorre dalla data di presentazionedell’istanza.


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USI FUORI DAL CAMPO DI APPLICAZIONE DELL'ACCISALa defiscalizzazione viene concessa a seguito dipresentazione - da parte del cliente finale - di appositaistanza al fornitore, in cui – mediante opportuna periziafirmata da tecnico abilitato – viene quantificata la percentualedei consumi fuori campo accisa rispetto al totale.

Il fornitore – verificata la correttezza formale della richiesta –non applicherà più le accise sulla parte di consumodefiscalizzata e, contestualmente, inoltrerà la pratica all’UDDcompetente per gli opportuni accertamenti.

La defiscalizzazione decorre dalla data di presentazionedell’istanza.

ACCISE – GAS NATURALE

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5. Conclusioni


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IMPORTANZA DELLA MISURA

Per intervenire, bisogna CONOSCERE. E’ quindi NECESSARIOmappare preliminarmente i consumi energetici uniformando i valoridi prelievo energetico e di consumo ad un unico parametroenergetico (tipicamente, il kWh o il tep).

Per ottenere tale dato, è indispensabile la misura, che coinvolge:

Energia elettrica consumata (kWh) Combustibile utilizzato (Smc, kg/ora) Pressione dei fluidi di processo (bar) Temperatura dei fluidi di processo (°C) Illuminamento zone di lavoro (lux)

E’ necessario disporre di tali informazioni nel tempo. I sistemi ditelelettura facilitano enormemente la disponibilità di tali dati.

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AcquaGasVaporeAria compressaTemperatura4-20 mA, 0-10 V, etc.

Relé interfaccia

> Gestione carichi> Allarmi soglie> Orologi programmabili

Reteelettricacliente

TATV

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ANALISI CURVE DI CARICOPer garantire la privacy, il download automatico di questa immagine è stato bloccato da PowerPoint.

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ANALISI CURVE DI CARICO

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CONFRONTO PREZZI “FINITI” ENERGIA ELETTRICA PAESI EU

Font

e:E

nerg

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Perché il costo dell’energia elettrica in Italia è così elevato? Dipendenza della produzione dalla fonte idrocarburo/gas: mediamente il costodi produzione è superiore del 30% rispetto alla media europea (con punte del50% rispetto a paesi limitrofi altamente nuclearizzati come la Francia) esoprattutto influenzato dalle forti oscillazioni del prezzo del petrolio sui mercatiinternazionali che caratterizza ancora contratti ToP;

Inadeguatezza della rete a gestire e bilanciare elevato carico rinnovabili, connecessità di forte capacità termoelettrica di back-up;

Oneri di sistema estremamente penalizzanti a causa delle molte forme disussidio finanziate tramite il “prelievo in bolletta” (es. oneri di uscita dal nucleare,incentivazioni alle fonti energetiche rinnovabili e assimilate, ecc.);

(Scarsa concorrenza produzione);

Fiscalità specifica sul prodotto elettrico particolarmente onerosa per utenzecivili e PMI

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GRAZIE PER L’ATTENZIONE

Energy Saving S.r.l.

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I MERCATI LIBERALIZZATI DELL’ENERGIA ELETTRICA E DEL … · Gas perfetti => pV = kT. ... tenere...

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