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.

1. ing. Davide Poli
Università di Pisa
Aggregazione della domanda
e acquisti energetici
nel pubblico e nel privato

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. • 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. Il mercato dell’energia
e le tariffe elettriche di acquisto

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. 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. 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. 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. 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. 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. G.M.E.
…inoltre:
G.S.E.

12. DISTRIBUTORIDISTRIBUTORI
GESTORE DEL MERCATO
(BORSA)
GESTORE DEL MERCATO
(BORSA)
PRODUTTORIPRODUTTORI
CLIENTICLIENTI
Mercato libero
di contrattoVendite a prezzi: Tariffa di
trasportodi borsa
RIVENDITORIRIVENDITORI

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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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)

30. 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.

31. 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

32. 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

33. 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”.

35. 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).

36. 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!!)

37. 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

39. Tabelle Del.111/06

40. Tabelle TIS

41. 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

42. 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

43. 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

44. 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

45. 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%

46. € -
€ 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

47. 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)

48. 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

49. 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. 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

51. 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

52. 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

53. DISPbt (Tab.3 TIV)
NON DOMESTICI
DOMESTICI RESIDENTI fino a 3kW
DOMESTICI NON RESIDENTI
oppure oltre 3kW Scaglioni da riportare in pro quota-giorno

54. PCV (Tab.1 TIV)

55. 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

56. 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

57. 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

58. 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).

59. Un cenno agli altri mercati
gestiti dal GME
www.mercatoelettrico.org

60. 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)

61. 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

62. Incrocio unconstrained di domanda e offerta
su MGP

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

65. Ho un buon contratto di fornitura?

66. • 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

67. CONSIP e Spending Review
Benchmark o obbligo?
Legge di recepimento del
Decreto Spending Review
+ Legge Stabilità 2013
Linee guida

68. 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?

69. 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

70. 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

71. 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

72. 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

73. 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?

74. Aggregazione della domanda

75. 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

76. 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!

77. 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

78. • 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

79. 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

80. 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

81. 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

82. Il trend di crescita
Smc

83. 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).

84. 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

85. 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)

86. 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

87. 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

88. 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:

89. 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….

90. 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

91. 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)

92. 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