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ing. Davide Poli
Università 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, at...
• Ho un buon contratto di fornitura?
– I parametri da analizzare
– I benchmark per soggetti privati
– Il caso CONSIP: benc...
Il mercato dell’energia
e le tariffe elettriche di acquisto
Un monopolio “di fatto”:
Un operatore verticalmente integrato (ENEL)
Produzione, trasmissione, distribuzione, dispacciamen...
Decreto “Bersani” (d.lgs. 79/99)
Ha recepito la Direttiva Europea 96/92/CE e ha fissato
le linee-guida per la liberalizzaz...
Le grandi categorie di clienti
Dal 1° luglio 2007 esistono tre categorie di clienti dell’energia elettrica:
• clienti con ...
Gli attori del mercato libero
Produttori
In competizione fra loro
sui mercati dell’energia e dei servizi.
Clienti con cont...
Gli strumenti di mercato
La borsa: Mercati spot dell’energia (G.M.E.)
(Day-ahead e Infraday: MGP e MI)
La contrattazione
b...
I soggetti istituzionali
TERNA
AEEG
Stabilisce le regole di dispacciamento.
E’ responsabile della gestione e dello svilupp...
G.M.E.
…inoltre:
G.S.E.
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GESTORE DEL MERCATO
(BORSA)
GESTORE DEL MERCATO
(BORSA)
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I testi tariffari integrati
• Del. 301/12 (ex 156/07) AEEG: TIV (Testo Integrato Vendita)
Regola i servizi di maggior tute...
CLIENTE CON
CONTRATTO
SUL MERCATO LIBERO
SALVAGUARDIA
COMPONENTI “A”
TARIFFA
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Fasce orarie (da TIV)
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Tariffa di Trasmissione
Ciascun Distributore applica ai propri clienti una tariffa
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In Alta tensione, è attiva dal 1° gennaio 2008.
In Bassa e Media Tensione...
Potenza disponibile: E’ la massima potenza prelevabile in un punto di
prelievo senza che il cliente finale sia disalimenta...
Da riportare
in bolletta
in €/mese
Non cambia, salvo
adeguamenti del
contrib. di allacciamento
Da riportare in bolletta
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Sono scaglioni progressivi.
Le penali non si applicano in F3 (ove presente misuratore multiorario).
Il gettito viene versa...
COMPONENTI “A”
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La remunerazione del trasporto comprende anche le seguenti componenti:
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Componenti tariffarie “A”
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di oneri sostenuti nell’interesse generale ...
Clienti energivori (dal II semestre 2013)
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DISTRIBUZIONE
MISURA
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Riserva e bilanciamento
L’energia elettrica non è accumulabile come tale
In ogni istante
la potenza prodotta e quella asso...
Regime di dispacciamento (in prelievo)
(su base di merito economico, Del.111/06)
TERNA, soggetto che gestisce il mercato d...
1) Corrispettivo di sbilanciamento effettivo (art. 40)
Squilibri ORARI DI ZONA fra previsione e prelievo effettivo
dell’ag...
Sugli oneri di sbilanciamento ci sono varie possibilità
(e questo rientra nella contrattazione!) :
• Già compreso implicit...
4) approvvigionamento risorse M.S.D. (art.44)
Stima trimestrale fatta da TERNA al 25 del 1° mese di ogni trimestre (“art.4...
Tabelle Del.111/06
Tabelle TIS
COMPONENTI “A”
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Tipiche formulazioni di prezzo
• offerte a prezzi espliciti (fissi o variabili)
• offerte a sconto sulla tariffa di maggio...
Struttura a prezzi di fornitura espliciti
Viene stabilito un prezzo dell’energia (tipicamente per fasce AEEG):
Possono ess...
Elementi di complessità contrattuale
Adeguamento temporale
dei corrispettivi
Difficoltà stima
oneri di dispacciamento
e ac...
Imposte erariali sul consumoconsumo (salvo FER<20 kW)(salvo FER<20 kW)
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€ 2.000
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Oneri di sistema
Definiti dall’AEEG (trim).
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Conoscere, per risparmiare
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Assetto del servizio di maggior tutela
Clienti aventi diritto: clienti domestici (se senza contratto)
piccole imprese BT (...
Gli esercenti la maggior tutela applicano
all’energia prelevata
dal cliente i seguenti corrispettivi:
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DISPbt (Tab.3 TIV)
NON DOMESTICI
DOMESTICI RESIDENTI fino a 3kW
DOMESTICI NON RESIDENTI
oppure oltre 3kW Scaglioni da ripo...
PCV (Tab.1 TIV)
COMPONENTI “A”
TARIFFA
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FORNITURA
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Dispacciamento
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MISURA
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In qualunque momento, qualsiasi cliente che non abbia diritto
alla maggior tutela, finisce automaticamente sotto salvaguar...
Le gare di selezione dell’esercente:
- hanno validità biennale/triennale
- i lotti territoriali sono macroregionali
- sono...
Condizioni economiche 2014-2016
Parametro Ω (Del.337/07): parametro da sommare alla media aritmetica mensile
dei prezzi di...
Un cenno agli altri mercati
gestiti dal GME
www.mercatoelettrico.org
Influenza del prezzo di borsa (MGP)
• Influenza diretta sui clienti che acquistano in borsa.
• Influenza indiretta sui cli...
DOMANDA SU MGP:
• l’Acquirente Unico
• i clienti idonei
• i produttori, per i ripompaggi
• gli acquirenti esteri assegnata...
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, bonific...
CONSIP e Spending Review
Benchmark o obbligo?
Legge di recepimento del
Decreto Spending Review
+ Legge Stabilità 2013
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L’autoproduzione
come valida alternativa?
• (Aspetti tecnici: rendimenti, tecnologie, taglie)
• (Dimensionamento ed eserci...
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Solo gli oneri variabili di acquisto
(€/MWh) danno luogo a costo evitato!
Anche in totale assenza di
assorbimenti dalla re...
Recenti provvedimenti in merito all’applicazione degli oneri
di sistema all’energia autoprodotta e consumata in loco
Rete
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La cogenerazione
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Possono essere valorizzate alternativamente come:
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Aggregazione della domanda
Perché aggregarsi
• (superamento
delle soglie di idoneità)
LIBEROLIBERO
MERCATOMERCATO
• operatore con elevati
volumi ener...
Le criticità dell’aggregazione
L’effetto “condominio”:
• Disomogeneità (volumi e % fascia oraria)
• Uguali prezzi di fasci...
Specificità delle PPAA
1) Normativa su appalti di forniture e servizi. (d.lgs.358/92, poi 163/06)
Sopra soglia comunitaria...
• PPAA raramente energy intensive
• La massa critica
• Iniziale diversità di approccio dalle utenze industriali
• Stabilir...
Aggregazione della domanda pubblica,
razionalizzazione della spesa energetica,
promozione del risparmio energetico
e delle...
La Società Consortile Energia Toscana (C.E.T.)
• Nasce all’inizio del 2002 su iniziativa della Regione Toscana,
con il sup...
L’esperienza del C.E.T.
Riunisce attualmente 50 soci diretti più 44 indiretti
(tramite ANCI e UNCEM):
• 11 Aziende Sanitar...
Il trend di crescita
Smc
Alcuni risultati del 2013: acquisto energetico
Risparmi annui pari a circa 5.200.000 € rispetto ai 2 benchmark:
– Energia ...
Progetto e committenza: fotovoltaico
– Analisi di fattibilità su 150 siti
– Individuazione di 70 siti idonei (1,5 MWp).
– ...
Attività di committenza sull’illuminazione pubblica
– Con Pietrasanta e Londa: Progetto tecnico-economico e
illuminotecnic...
Attività di committenza sull’illuminazione votiva
– Manifestazione d’interesse da 15 comuni (60.000 lampade)
In corso: red...
Altre attività di energy management
– Studio di fattibilità per metanizzazione Elba
– Analisi anemometriche per investim. ...
Monitoraggio delle utenze passive
• Definizione dei volumi energetici (per mese e per fascia)
• Corretto allineamento dell...
Monitoraggio delle utenze attive
Obiettivi di base:
– Verifiche di producibilità
– Segnalazione anomalie
– Gestione della ...
Nuovi scenari di gestione di cluster di “prosumers”
Verso il Virtual Power Plant:
– Utenze attive e passive
– Distribuite ...
Oltre il puro acquisto …
• La liberalizzazione come stimolo alla razionalizzazione degli usi
• Il mercato premia chi sa ge...
Per ulteriori informazioni:
Ing. Davide Poli
Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio
e delle ...
Aggregazione della domanda e acquisti energetici nel pubblico e nel privato
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Aggregazione della domanda e acquisti energetici nel pubblico e nel privato

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Ecco le slide l'intervento tenuto da Davide Poli, ingegnere dell'Università di Pisa, durante l'evento di martedì 29 aprile ad Abbasanta (OR) e organizzato dallo Sportello Energia di Sardegna Ricerche.

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  1. 1. ing. Davide Poli Università di Pisa Aggregazione della domanda e acquisti energetici nel pubblico e nel privato
  2. 2. • 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
  3. 3. • 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
  4. 4. Il mercato dell’energia e le tariffe elettriche di acquisto
  5. 5. 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 italiano precedente alla liberalizzazione
  6. 6. 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)
  7. 7. 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
  8. 8. Gli attori del mercato libero Produttori In competizione fra loro sui 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 mezzi di produzione e/o distribuzione. In competizione fra loro. Gestori delle reti di distribuzione. Soggetti a concessione (almeno comunale) di lungo periodo.
  9. 9. Gli strumenti di mercato La borsa: Mercati spot dell’energia (G.M.E.) (Day-ahead e Infraday: MGP e MI) La contrattazione bilaterale: Liberi accordi economici e commerciali
  10. 10. I soggetti istituzionali TERNA AEEG Stabilisce le regole di dispacciamento. E’ responsabile della gestione e dello sviluppo della RTN. (E’ anche proprietario della RTN). Risponde della sicurezza e affidabilità complessive del 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
  11. 11. G.M.E. …inoltre: G.S.E.
  12. 12. DISTRIBUTORIDISTRIBUTORI GESTORE DEL MERCATO (BORSA) GESTORE DEL MERCATO (BORSA) PRODUTTORIPRODUTTORI CLIENTICLIENTI Mercato libero di contrattoVendite a prezzi: Tariffa di trasportodi borsa RIVENDITORIRIVENDITORI
  13. 13. 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) Trasmissione Distribuzione • Del.107/09 AEEG: TIS (Testo Integrato del Settlement) Regola le partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento
  14. 14. CLIENTE CON CONTRATTO SUL MERCATO LIBERO SALVAGUARDIA COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA 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 TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento UC1/PPE
  15. 15. 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 23 lun mar mer gio ven sab dom e festivi ore giorno F3 F1 F2
  16. 16. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT 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 Energia Commercializzazione Dispacciamento
  17. 17. 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, salvosalvo illum.pubblicaillum.pubblica):): Bassa Tensione: 20,6785 €/anno Media Tensione: 261,7555 €/anno AT/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)
  18. 18. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  19. 19. 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 €/MWh MT 5,91 €/MWh AT 1,03 €/MWh AAT <380 kV 1,02 €/MWh AAT ≥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.
  20. 20. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  21. 21. 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 di riferimento TV1) che tiene conto anche del recupero di investimenti incentivati.
  22. 22. Potenza disponibile: E’ la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. E’ pari alla potenza per 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 potenze medie quartodorarie • P contrattualmente impegnata: sotto 30 kW, il distributore può definire a priori un livello contrattuale di potenza (purché siano ammessi almeno i valori 1.5 3 4.5 6 10 15 20 25 e 30 kW). In tal caso, installa anche dispositivi di limitazione della potenza prelevata (tarati sul valore contrattuale + 10%). Alcune importanti definizioniAlcune importanti definizioni
  23. 23. Da riportare in bolletta in €/mese Non cambia, salvo adeguamenti 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 TARIFFA Tipologie di contratto di cui al comma 2.2 Quota fissa centesimi di euro/punto di prelievo per anno Quota potenza centesimi di euro/kW per anno Quota energia centesimi di euro/kWh
  24. 24. 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/kvarh lettera a) Utenze domestiche in bassa tensione 3,23 4,21 lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica 3,23 4,21 lettera c) Utenze in bassa tensione per alimentazione infrastrutture di ricarica pubblica di veicoli elettrici 3,23 4,21 lettera d) Altre utenze in bassa tensione 3,23 4,21 lettera e) Utenze in media tensione di illuminazione pubblica 1,51 1,89 lettera g) Altre utenze in media tensione 1,51 1,89 lettera h) Utenze in alta tensione 0,86 1,10 lettera i) Utenze in altissima tensione, con tensione inferiore a 380 kV 0,86 1,10 lettera 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
  25. 25. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  26. 26. 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 combustibile nucleare [ovvero scorie, n.d.r.] ) Sono aggiornate trimestralmente dall’Autorità
  27. 27. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  28. 28. 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)
  29. 29. 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.
  30. 30. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  31. 31. Riserva e bilanciamento L’energia elettrica non è accumulabile come tale In ogni istante la potenza prodotta e quella assorbita devono coincidere L’utility monopolistica gestisce tali sistemi e ripartisce sui clienti finali i costi corrispondenti Sist. verticalmente integrato La 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
  32. 32. 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 dispacciamento al singolo utente finale; • la applica ad un aggregato punti di prelievo detto “utente del dispacciamento”, che solitamente va a coincidere con il portafoglio di clienti serviti da uno stesso fornitore all’interno di una stessa “zona di mercato”.
  33. 33. 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 grossista ha già ricompreso nel prezzo di fornitura (assicurarsene!): 2) Corrispettivo di non arbitraggio (art.41) Serve per evitare speculazioni sulla formazione voluta di congestioni interzonali. 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).
  34. 34. 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 prelievo non vincolante - consegna di un profilo di prelievo del singolo punto. Se a posteriori risulta entro una soglia di errore di franchigia, ulteriore BONUS (sconto) - consegna di un profilo di prelievo del singolo punto. Se a posteriori risultano errori di previsione, penalizzazione puntuale sul cliente (a prezzi <<< della penalizzazione di 1 MWh sbilanciato sull’aggregato!!)
  35. 35. 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 dispacciamento e 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 CAPD PNO 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
  36. 36. Tabelle Del.111/06
  37. 37. Tabelle TIS
  38. 38. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt
  39. 39. 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
  40. 40. 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 F3 75 65 50 €/MWh Esempio numerico
  41. 41. Elementi di complessità contrattuale Adeguamento temporale dei corrispettivi Difficoltà stima oneri di dispacciamento e accettazione rischi di sbilanciamento Prezzi fissi, Borsa (PUN, PowerIndex, paniere del produttore, prezzi di tutela o salvaguardia Aspetti commerciali Modi/tempi di pagamento Fidejussioni 60 70 80 90 100 110 120 130 140 gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Fornit.1 Fornit.2
  42. 42. Imposte erariali sul consumoconsumo (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 €/MWh ulteriori 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 €/MWh Fino a 1,5 kW contrattuali: si paga solo oltre 150 kWh/mese Fra 1,51 e 3 kW, fino a 220 kWh/mese: si paga solo oltre 150 kWh/mese IVA = 10%
  43. 43. € - € 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 €/mese 2011 Primi 5 mesi 2012 Dal 1*giugno 2012
  44. 44. Oneri di sistema Definiti dall’AEEG (trim). A2 = smantellamento c.nucleari A3 = promozione fonti rinnovabil A4 = regimi tariffari speciali A5 = finanz. ricerca e sviluppo A6 = copertura stranded costs AS = bonus utenti disagiati AE = oneri clienti energivori €/anno (€/kW/anno) c€/kW Tariffa di Misura Definita dall’AEEG (TIME). €/anno Dipendente dalla V Riassunto clienti con contratto sul mercato libero Esempio numerico su cliente MT da 12 GWh/y e 1600 kWp Tariffa di Trasmissione Definita dall’AEEG (TIT). Tariffa monomia (c€/kWh) dipendente dalla V Tariffa di Distribuzione Definita dall’AEEG (TIT) Dipende dalla V. 1) €/anno 2) €/mese/kW_picco_mensile 3) c€/kWh_assorbito Addizionali al trasporto Ulteriori Costi di perequazione territoriale Definiti dall’AEEG (trim). €/anno + c€/kWh Dipendenti dalla V Corrispettivi a copertura dei costi di dispacciamento (Del.111/06, pagati a TERNA tramite l’utente del dispacc.) c€/kWh Definita dal contratto siglato con il fornitore. Tipicamente monomia (c€/kWh), con prezzi: -distinti per fasce orarie - indicizzati a paniere di combustibili COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT 52 4,2 6 0,025 €/MWh ~140-150 8,5 11 60 ÷ 70 IMPOSTE DI CONSUMO Erariali, c€/kWh, a scaglioni e in base al volume annuo. Sul CONSUMO e non sui prelievi (salvo FER<20kW)
  45. 45. Conoscere, per risparmiare COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT IMPOSTE DI CONSUMO 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 gradino 1200 MWh/mese Sì, salvo piccole quote fisse SI SI (salvo piccole quote fisse) SI (“ “) SI NO SI (quota energia) Risparmio economico da contrattazione
  46. 46. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” PCV + DISPbt DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento CLIENTI SOTTO MAGGIOR TUTELA
  47. 47. 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 i punti di prelievo in BT, meno di 50 dipendenti e fatturato (o totale di bilancio) < 10 M€/anno; • i clienti finali titolari di applicazioni relative a servizi generali utilizzati dai clienti di cui ai precedenti punti, limitatamente ai punti di prelievo dei medesimi servizi generali (es. scale condominiali). I clienti del servizio di maggior tutela
  48. 48. 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
  49. 49. Gli esercenti la maggior tutela applicano all’energia prelevata dal cliente i seguenti corrispettivi: • PED (prezzo energia e dispacciamento) Delibere trimestrali AEEG Il 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 vincolato e 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 FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” PCV + DISPbt DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento CLIENTI SOTTO MAGGIOR TUTELA COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” PCV + DISPbt DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMPONENTI UC3 UC4 UC6 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento CLIENTI SOTTO MAGGIOR TUTELA
  50. 50. DISPbt (Tab.3 TIV) NON DOMESTICI DOMESTICI RESIDENTI fino a 3kW DOMESTICI NON RESIDENTI oppure oltre 3kW Scaglioni da riportare in pro quota-giorno
  51. 51. PCV (Tab.1 TIV)
  52. 52. COMPONENTI “A” TARIFFA DI FORNITURA (+ perdite) Prezzo Energia e Dispacciamento (PED) DISPACCIAMENTO DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” PCV DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE TRASMISSIONE COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT MISURA MISURA UC1/PPE TARIFFA DI SALVAGUARDIA Energia Commercializzazione Dispacciamento PCV + DISPbt CLIENTI IN SALVAGUARDIA
  53. 53. In qualunque momento, qualsiasi cliente che non abbia diritto alla maggior tutela, finisce automaticamente sotto salvaguardia non appena risulta sprovvisto di contratto (anche per fallimento del 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
  54. 54. 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
  55. 55. 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).
  56. 56. Un cenno agli altri mercati gestiti dal GME www.mercatoelettrico.org
  57. 57. 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 medio risultante 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)
  58. 58. DOMANDA SU MGP: • l’Acquirente Unico • i clienti idonei • i produttori, per i ripompaggi • gli acquirenti esteri assegnatari di bande di esportazione MW €/MWh Offerta di vendita MW €/MWh 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
  59. 59. Incrocio unconstrained di domanda e offerta su MGP
  60. 60. Quadro logico riassuntivo del sistema a prezzi zonali, con prezzo unico lato consumatori (Fonte GME)
  61. 61. Ho un buon contratto di fornitura?
  62. 62. • 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
  63. 63. CONSIP e Spending Review Benchmark o obbligo? Legge di recepimento del Decreto Spending Review + Legge Stabilità 2013 Linee guida
  64. 64. 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?
  65. 65. ore kW Rete G A B C Energia prodotta (al netto dei servizi aux) = C Energia ceduta = A Energia assorbita = B Energia richiesta dal carico locale = (C-A)+B Produzione di energia elettrica in presenza di carico locale 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
  66. 66. Solo gli oneri variabili di acquisto (€/MWh) danno luogo a costo evitato! Anche in totale assenza di assorbimenti dalla rete: COMPONENTI “A” DISTRIBUZIONE MISURA TRASMISSIONE UC3 UC4 UC6 UC7 MCT IMPOSTE DI CONSUMO (escluso FER<20 kW) DISPACCIAMENTO Fornitura (trascurando effetti di tipo “sconto-quantità”) Solo se RIU/SEU/SEESEU
  67. 67. Recenti provvedimenti in merito all’applicazione degli oneri di sistema all’energia autoprodotta e consumata in loco Rete A G C B Consumo A+(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 sostanzialmente tutta 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
  68. 68. 56% 118,1 62,5 27,5 La cogenerazione Definizione tecnica e normativa (CAR) min _ _ _ _ 1 1 th CHP el CHP th rif el rif PES PES         min CHP glob E H F      _ _ / 0,086 ( )CHP CHP CHP el rif th rif E H TEE y k F       • Riscossione diretta dei TEE II-CAR per 10 anni, anche in presenza 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
  69. 69. 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 trasporto dell’energia “scambiata” (=min(giallo;blu)) FER+CAR, purché <200 kWe - “tariffa omnicomprensiva (<1MW) o incentivante (>1 MW)” DM 6/7/12 Nuove 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?
  70. 70. Aggregazione della domanda
  71. 71. Perché aggregarsi • (superamento delle soglie di idoneità) LIBEROLIBERO MERCATOMERCATO • operatore con elevati volumi energetici • struttura tecnica • (bilanciamento per aggregato) servizi di en. management e di gestione del carico
  72. 72. 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!
  73. 73. 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
  74. 74. • 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 potenzialità del 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
  75. 75. Aggregazione della domanda pubblica, razionalizzazione della spesa energetica, promozione del risparmio energetico e delle fonti rinnovabili presso le PPAA Il caso del Consorzio Energia Toscana
  76. 76. 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 e Automazione dell’Università di Pisa • Aperto a Pubbliche Amministrazioni (PPAA) e società pubbliche aventi punti di prelievo in Toscana, con i seguenti obiettivi: • - acquistare l’energia necessaria a 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
  77. 77. 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
  78. 78. Il trend di crescita Smc
  79. 79. 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).
  80. 80. 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
  81. 81. 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)
  82. 82. 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
  83. 83. 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
  84. 84. 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:
  85. 85. 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….
  86. 86. 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
  87. 87. 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 e realizzazioni pratiche! • Massa critica, economie di scala e standardizzazione • Ripensare l’aggregato in termini di sistema attivo (Smart Grid)
  88. 88. Per ulteriori informazioni: Ing. Davide Poli Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio e delle Costruzioni - DESTEC Università di Pisa davide.poli@dsea.unipi.it 050-2217300
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