DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA DELL’ENERGIA
DEI SISTEMI, DEL TERRITORIO
E DELLE COSTRUZIONI
TESI DI LAUREA MAGISTRALE
IN INGEGNERIA ELETTRICA
OTTIMIZZAZIONE TECNICO-ECONOMICA
DELL’ESERCIZIO DI UN IMPIANTO
DI COGENERAZIONE PER UTENZE
CIVILI E INDUSTRIALI
RELATORE IL CANDIDATO Prof. Davide Poli Stefano Schio
Sessione di laurea del 28/09/2018 Anno accademico 2017/2018
OTTIMIZZAZIONE
TECNICO-ECONOMICA
DELL’ESERCIZIO
DI UN IMPIANTO
DI COGENERAZIONE
PER UTENZE CIVILI
E INDUSTRIALI
Progettazione di uno strumento di calcolo per l’ottimizzazione
della gestione di un impianto di cogenerazione
per clienti industriali e civili.
Abstract
Lo scopo di questa attività di ricerca è stato lo sviluppo di uno strumento di calcolo in grado di valutare la potenza ideale che dovrebbe essere erogata dai gruppi di cogenerazione o trigenerazione installati presso un dato cliente, al fine di avere la minore spesa energetica possibile. Questo lavoro è nato dalla necessità di alcune aziende o enti, presso cui sono installati gruppi di cogenerazione, di avere uno strumento per il controllo e l’ottimizzazione dell’esercizio di quest’ultimi; lo strumento richiesto deve essere caratterizzato da un’elevata elasticità vista la dinamica con cui evolvono il mercato dell’energia e le normative associate.
Lo strumento di calcolo è strutturato in modo che, a seconda del tipo di cliente, dall’impresa medio-piccola fino ad attività più energivore, una volta inseriti i costi attuali di energia elettrica e gas e i profili orari della domanda elettrica e termica, automaticamente si ottiene il risultato di cui sopra. Nel calcolo del costo dell’energia si tiene conto delle diverse tariffe a seconda della fascia oraria, di eventuali sconti o detrazioni fiscali oltre ovviamente ai costi di manutenzione dei gruppi ed oneri vari.
Altra voce che ha inciso sul calcolo del costo dell’energia è la quantità di TEE (Titoli Efficienza Energetica), ottenuti dall’uso della cogenerazione la cui rivendita sul mercato dell’energia è un’importante voce di profitto.
Prefazione
Attualmente i costi dell’energia sono una voce sempre più incisiva nel bilancio di un’azienda, sia pubblica che privata, è quindi naturale che si provi ad abbattere questi oneri con metodi di approvvigionamento dell’energia diversi dal semplice acquisto dalla rete. Grazie a vari incentivi introdotti nel corso degli anni, si è assistito ad una larghissima diffusione di vari impianti di produzione da fonti “rinnovabili”, in modo particolare di impianti fotovoltaici. Pur riconoscendo il contributo che questi impianti danno nel contenere le spese energetiche e le emissioni di inquinanti, in particolare dei gas serra, in molte applicazioni con elevato consumo di energia non sono la scelta più adatta a causa della loro produzione aleatoria e della bassa densità energetica delle fonti che utilizzano, che rende necessaria un’elevata superficie di installazione, non sempre disponibile, per avere potenze apprezzabili. Il problema dell’aleatorietà si può risolvere installando accumulatori chimici, ovvero batterie di varia natura, ma attualmente hanno un costo molto elevato e sono una tecnologia ancora in fase di sviluppo che non garantisce l’affidabilità richiesta in molte occasioni.
Mentre la tecnologia si evolve per rendere possibile un miglior sfruttamento delle risorse rinnovabili, molte aziende si affidano alla cogenerazione o alla trigenerazione per coprire parzialmente, o totalmente, l’energia richiesta dalle loro attività. Questo tipo di produzione “interna” dell’energia, anche se è originata da una fonte fossile come il metano, contribuisce ad abbattere il costo dell’energia e, complessivamente, diminuire le emissioni di inquinanti nell’atmosfera rispetto a forme convenzionali di produzione di energia elettrica e calore indipendenti. Si raggiunge quindi il doppio obiettivo di avere una produzione di energia costante, programmabile e con elevata potenza in spazi relativamente piccoli, e contemporaneamente si raggiungono obiettivi di efficienza energetica allo scopo di combattere l’inquinamento con benefici sia per il cliente che per la comunità.
Data la complessità del mercato elettrico e del gas, con prezzi e accise che variano a seconda dell’ora e del consumo annuo, ed un quadro normativo estremamente dinamico, che varia con la strategia energetica adottata a livello nazionale ed internazionale dai vari governi, si è cercato di creare uno strumento che riesca a sfruttare al meglio le potenzialità della cogenerazione, con l’obiettivo primario di ridurre al minimo i costi dell’energia per l’azienda che sceglie di seguire i consigli e gli strumenti che questo lavoro di ricerca dà sulla gestione dell’impianto cogenerativo o trigenerativo.
Vista l’estrema variabilità del quadro legislativo e del mercato dell’energia il foglio di calcolo è stato progettato per essere semplice ed intuitivo, in modo che, chi sfrutterà questo lavoro potrà modificare di volta in volta i vari parametri interessati da eventuali cambiamenti e verificare se alla luce di tali cambiamenti o di una modifica dei profili di consumo elettrico e/o termico è opportuno modificare la gestione dell’impianto.
SOMMARIO Pagina
1 Introduzione………. 7
1.1 La cogenerazione………. 7
1.1.2 Tecnologie e combustibili……… 11
2 Quadro normativo di riferimento della cogenerazione………15
2.1 - La direttiva 11 febbraio 2004 del parlamento europeo e del consiglio, n.2004/8/CE………15
2.2 - Decreto legislativo 8 febbraio 2007, n.20 ………..16
2.3 - Decreto legislativo 3 marzo 2011, n.28 ……….16
2.4 - Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 4 agosto 2011 ……17
2.5 - Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 5 settembre 2011.. 19
2.6 - Linee Guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)…. 20 2.7 - Decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102 ………. 20
2.8 - Regolamento delegato (UE) 2015/2402 del 12 ottobre 2015 …………. 21
2.9 - Decreto del Ministero dello sviluppo economico 4 agosto 2016 …………22
2.10 - Decreto del Ministero dello sviluppo economico 16 marzo 2017………23
3 Il ruolo del GSE ..……….24
3.1 ruoli e responsabilità all’interno del decreto dei certificati bianchi …24 4 Le tariffe elettriche……….26
4.1 - Tariffa per il servizio di trasmissione……….26
4.2 - Tariffa per il servizio di distribuzione………26
4.3 - Tariffa per il servizio di misura……….27
4.4 - Oneri generali di sistema e ulteriori componenti………..27
4.5 - Tariffa di fornitura (e perdite)……….. 32
4.6 - Imposte………..32
5. Tariffe gas………34
5.1 - Tariffa di distribuzione e misura……….. 34
5.2 - Imposte………..35
6. Titoli di Efficienza Energetica (TEE)………36
6.1 Introduzione ai certificati bianchi………. 36
6.2 Quadro normativo………..37
6.3 - Calcolo del PES e dei TEE nella cogenerazione ad alto rendimento………..42
6.3.1 Definizione dei confini dell’unità di cogenerazione……….44
6.4 - Calcolo del rendimento globale………47
6.5 - Dimensionamento unità virtuale………..48
6.6 Calcolo del risparmio di energia primaria (PES) e verifica del riconoscimento CAR……….. 49
6.7 - Calcolo del numero dei certificati bianchi……….. 54
7. Il foglio elettronico………57
7.1 Introduzione………57
7.2 Tariffe energia elettrica………58
7.3 Tariffe gas………60
7.4 Costi attuali cliente………..………62
7.5 Cogeneratore………. 64
7.5.1 Inseguimento misto……….. 65
7.6 Calendario cogenerazione………..74
7.7 Grafici profili……….. 76
7.8 Costi con cogenerazione……….79
7.9 Report……….81
8. Casi studio……….. 83
8.1 Azienda Ospedaliero Universitaria Pisana ( P.O. di Cisanello)……. 84
8.1.1 I dati a disposizione………. 84
8.1.2 Analisi dello stato attuale e soluzione di eventuali problematiche…86 8.2 Analisi tecnico ed economica dell’installazione di un gruppo di cogenerazione per una azienda……….. 88
8.2.1 I dati a disposizione………..88
8.2.2 Analisi economica e commento risultati……….. 90
9. Conclusioni………..96
1. INTRODUZIONE
1.1 - La cogenerazione
Con il termine cogenerazione si intende la produzione combinata di energia elettrica/meccanica e di energia termica in appositi impianti utilizzanti la medesima energia primaria; i sitemi di cogenerazione vengono anche detti CHP dall’acronimo inglese Combined Heat and Power.
Per produrre la sola energia elettrica si utilizzano generalmente centrali termoelettriche che disperdono l’energia termica residua del processo nell’ambiente, dispersione che è insita nel processo stesso di generazione di tale energia. Infatti l’energia elettrica proviene generalmente da impianti in cui il calore, attraverso un ciclo termodinamico, viene convertito prima in energia meccanica e quindi in energia elettrica da generatori elettrici. In questo processo di trasformazione, non tutto il calore può essere trasformato in lavoro (secondo principio della termodinamica): una parte deve essere scaricato e dissipato (sotto forma di vapori o fumo) per consentire il funzionamento stesso del sistema.
Per la produzione della sola energia termica si utilizzano generalmente caldaie che convertono l’energia primaria dei combustibili, di elevato pregio termodinamico, in energia termica di ridotto valore termodinamico.
Se un’utenza ha dunque una richiesta sia di energia elettrica sia di energia termica, anziché installare una caldaia ed acquistare energia dalla rete si può pensare di realizzare un ciclo termodinamico che utilizzi i livelli più alti di energia termica per la produzione di energia elettrica e sfrutti il calore rimanente, ad alta o bassa temperatura in funzione degli utilizzi, per le esigenze termiche.
I due processi possono essere schematizzati come segue:
La cogenerazione può dare quindi un vantaggio economico di esercizio che, peraltro, non assicura il ritorno dell’investimento, visti i costi di installazione degli impianti: è importante riuscire a capire quando è davvero vantaggiosa e rispetto a quale alternativa.
Rispetto alla produzione separata di energia elettrica e termica la produzione combinata, se gestita in maniera efficace, comporta un risparmio energetico con benefici sia per i consumatori sia sociali.
Figura 1 - Schema di produzione di energia elettrica tradizionale [Fonte: Guida CAR, GSE]
Figura 2 - Schema di produzione di energia elettrica e termica tramite cogenerazione [Fonte: Guida CAR, GSE]
Benefici diretti per il consumatore:
• Un risparmio economico conseguente ad una migliore utilizzazione dell’energia primaria (risparmio dell’ordine del 35-40%).
• Miglioramento del servizio goduto (per esempio: possibilità di aumentare la temperatura o illuminazione degli ambienti, aumento della produttività di un motore elettrico senza aumentare i consumi, minore sensibilità ai disturbi di rete..)
Benefici collettivi:
• Una riduzione dell’impatto ambientale grazie alle minori emissioni e al minor rilascio di calore residuo nell’ambiente (riduzione dell’inquinamento atmosferico e minore inquinamento termico).
• Minori perdite di distribuzione e trasmissione per la rete elettrica grazie al collocamento in prossimità dei carichi degli impianti di produzione e dell’autoconsumo.
• L’eventuale sostituzione di modalità di fornitura del calore meno efficienti e più inquinanti ( ad esempio vecchie caldaie, sia ad uso civile che industriale, a basso rendimento).
• Contenimento dei picchi di domanda di energia.
La produzione di energia elettrica e calore trova applicazione sia in ambito civile sia in ambito industriale, sopratutto nell’autoproduzione. Il calore viene utilizzato nella forma di vapore o di altri fluidi termovettori (oli diatermici, acqua calda/surriscaldata..) o nella forma di aria calda per usi di processi industriali o in ambito civile per riscaldamento urbano tramite reti di teleriscaldamento e anche per il raffreddamento tramite sistemi di assorbimento.
L’energia elettrica, che può contare su un estesa rete di distribuzione, può essere autoconsumata oppure essere immensa in rete. Le utenze che più si adattano alla sfruttamento della cogenerazione sono quelle caratterizzate da una richiesta piuttosto costante di energia elettrica come:
• Ospedali e cliniche • Piscine e centri sportivi • Centri commerciali • Cartiere
• Industrie alimentari • Industrie petrolifere
• Industrie chimiche e farmaceutiche • Industrie della ceramiche
• Industrie tessili
• Industrie di materie plastiche
In genere in campo industriale si utilizzano impianti con una fascia di potenza compresa tra 1 e 50 MW, o anche superiore; si parla in questo caso di media e di grande cogenerazione. Ovviamente anche in ambito civile e residenziale è possibile installare impianti di una certa potenza, come nel caso di grandi ospedali o complessi residenziali. Gli impianti al di sotto di 1 MW sono considerati di piccola cogenerazione, mentre quelli al di sotto di 50 kW di “micro-cogenerazione”, applicabili a realtà come alberghi, supermercati e serre, oltre l’utenza domestica.
Nel caso di impieghi per uso civile, come il teleriscaldamento urbano o il riscaldamento di ambienti, il calore viene prodotto a temperatura relativamente bassa e il fluido termovettore è generalmente acqua. Per impieghi industriali si ha produzione di calore a temperature più elevate con la possibilità di utilizzare vari fluidi termovettori.
In molti settori industriali la produzione combinata di energia elettrica e calore costituisce già un’opzione produttiva ampiamente consolidata che potrà assumere un peso ancora più rilevante in termini di apporti alla domanda energetica nazionale e risparmio energetico. Negli ultimi anni si sta assistendo alla diffusione della cogenerazione anche in ambito del settore terziario e residenziale, con un aumento sensibile dell’installazione di piccoli impianti di cogenerazione il cui calore è utilizzato dalle reti di teleriscaldamento.
Infine occorre evidenziare che il calore prodotto dagli impianti di cogenerazione può essere sfruttato per il raffreddamento degli ambienti (trigenerazione), permettendo di massimizzare lo sfruttamento dell’energia termica, rendendo conveniente l’impegno per un numero maggiore di ore l’anno.
1.1.2 - Tecnologie e combustibili
I seguenti dati sono un’insieme delle richieste pervenute al GSE, relative all’anno 2016, per il riconoscimento di Cogenerazione ad Alto Rendimento (di seguito si può trovare con l’acronimo CAR).
Le tecnologie riconosciute sono quelle definite dall’allegato I parte II della direttiva 2012/27/UE:
• Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore (C.C.) • Turbina a vapore a contropressione (T.V.Cp)
• Turbina di condensazione ad estrazione di vapore (T.V.Cd)
• Turbina a gas con recupero di calore (T.G.) • Motore a combustione interna (M.C.I) • Microturbine a gas (M.T.G)
• Motori Stirling, Pile a combustibile ed ogni altra tecnologia che non rientri nelle definizioni precedenti.
I combustibili sono classificati così come indicato negli allegati I e II del Regolamento Delegato (UE) 2015/2402 della Commissione del 12 ottobre 2015:
• Gas naturale, GPL e GNL • Prodotti petroliferi liquidi
• Carbone (in tutte le sue forme purché commerciabile all’interno dell’UE) • Fonti rinnovabili (Biogas, Biogas di sintesi, Biomassa da legna secca e altri
derivati) • Rifiuti
Le figure 3 e 4 mostrano il contributo di ciascuna delle tecnologie di cogenerazione impiegate nella produzione di energia elettrica e termica, in termini di numero di unità, capacità totale e media di generazione elettrica, produzione totale di energia elettrica lorda e di calore utile rapporto medio tra l’energia elettrica lorda e l’energia termica.
Figura 3 - Numero di CHP, capacità di generazione totale e media [Fonte: Rapporto sulla cogenerazione 2018, M.S.E.]
Figura 4 - Produzione lorda, calore utile e rapporto energia elettrica lorda/calore utile [Fonte: Rapporto sulla cogenerazione 2018, M.S.E.]
La figura 5 mostra le prestazioni energetiche medie di ciascuna tecnologia di cogenerazione.
Infine le figure 6 e 7 danno una panoramica generale sulla distribuzione della cogenerazione sul territorio nazionale, sia in termini di numero di unità che di capacità di generazione elettrica delle unità di cogenerazione presentate. La generazione risulta maggiormente diffusa, sia in termini di unità sia in termini di capacità di generazione elettrica, nella zona NORD. Questa è ovviamente una conseguenza della maggior presenza di industrie, sopratutto di grandi dimensioni, nelle regioni settentrionali del nostro paese.
Figura 5 - Prestazioni energetiche per tecnologia. [Fonte: Rapporto sulla cogenerazione 2018, M.S.E.]
Figura 6 - Capacità di generazione totale [Fonte: Rapporto sulla cogenerazione 2018, M.S.E.]
Figura 7 - Distribuzione della cogenerazione [Fonte: Rapporto sulla cogenerazione 2018, M.S.E.]
2. Quadro normativo di riferimento della cogenerazione Ad oggi la cogenerazione è regolata da un gran numero di decreti e direttive sia a livello nazionale che europeo; si riportano di seguito le più importanti, aggiornate alla data di pubblicazione della tesi. Ogni legge o direttiva è accompagnata da una descrizione per capire quale aspetto, del mondo della cogenerazione, tratta.
2.1 - La direttiva 11 febbraio 2004 del parlamento europeo e del consiglio, n.2004/8/CE
La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento Europeo e del Consiglio n. 2004/8/CE si prefigge l’obiettivo di accrescere l’efficienza energetica e migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento dei combustibili, creando un quadro per la promozione e lo sviluppo, nel mercato interno, della cosiddetta Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), basata sulla domanda di calore utile e sul risparmio di energia primaria, tenendo conto delle specifiche situazioni nazionali. Pertanto è fondamentale, prima di tutto, individuare cosa si intende per calore utile, essendo la direttiva basata su tale concetto. “Calore utile”, secondo la direttiva medesima, è il calore prodotto in un processo di cogenerazione per soddisfare una domanda economicamente giustificabile, cioè una domanda non superiore al reale fabbisogno di calore, che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato mediante processi di generazione di energia termica diversi dalla cogenerazione.
La direttiva 2004/8/CE intende altresì armonizzare, a livello europeo, la definizione e la qualificazione dei prodotti della cogenerazione. Per raggiungere i suddetti obiettivi, vengono introdotti due strumenti che nel seguito saranno esaminati:
• La definizione di energia elettrica “qualificabile come cogenerativa”, a partire dalla domanda di calore utile.
• La definizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento
La direttiva 2004/8/CE è stata abrogata dalla direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica che ha lasciato invariati i principi relativi alla definizione della CAR e dell’energia elettrica “quantificabile come cogenerativa”.
2.2 - Decreto legislativo 8 febbraio 2007, n.20
Il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 attua la direttiva 2004/8/CE prevedendo che, fino al 31 dicembre 2010, la condizione di CAR corrisponda a quanto definito all’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 cioè la cogenerazione che soddisfa i requisiti definiti dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA - ex Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas) con la Deliberazione n. 42/02. A tal fine per definire la CAR, utilizza un criterio basato sull’indice PES (Primary Energy Saving) che rappresenta il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica ed energia termica.
A decorrere dal 1° gennaio 2011, la CAR è invece la cogenerazione che, in armonia con la direttiva 2004/8/CE, sono stabiliti dal DM 4 agosto 2011.
2.3 - Decreto legislativo 3 marzo 2011, n.28
Il decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28 in attuazione della direttiva 2009/28/CE e nel rispetto dei criteri stabiliti dalla legge 4 giugno 2010, n. 96 definisce gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi e il quadro istituzionale, finanziario e giuridico, necessari per il raggiungimento degli obiettivi fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti. Detta, inoltre, le norme relative ai trasferimenti statistici tra gli Stati membri, ai progetti comuni tra gli Stati membri e con i paesi terzi, alle garanzie di origine, alle procedure amministrative, all’informazione e alla formazione nonché all’accesso alla rete elettrica per l’energia da fonti rinnovabili e fissa criteri di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi.
Al comma 4 dell’art. 29 “Certificati Bianchi”, inoltre, viene previsto un regime di sostegno per gli impianti cogenerativi entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 e prima della data di entrata in vigore del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 qualora non accedano ai Certificati Verdi né agli incentivi definiti in attuazione dell’articolo 30, comma 11, della Legge 23
luglio 2009, n. 99. Tali impianti, se riconosciuti cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla data di entrata in esercizio, hanno diritto ad un incentivo pari al 30% di quello definito ai sensi della medesima legge per un periodo di cinque anni a decorrere dall’entrata in vigore del decreto di definizione del predetto incentivo.
2.4 - Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 4 agosto 2011
Il decreto ministeriale del 4 agosto 2011 stabilisce i nuovi criteri per il riconoscimento della condizione di CAR. Il decreto completa il recepimento della direttiva 2004/8/CE e s.m.i., iniziato con il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 e in particolare ne integra e sostituisce gli allegati. Il decreto esplicita le metodologie e i criteri da utilizzare per la valutazione del funzionamento di una unità come CAR.
Il DM 4 agosto 2011 recepisce tutte le precisazioni della direttiva 2004/8/ CE così come di seguito riportato:
• La produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia elettrica e calore con turbine a contropressione, turbina a gas a recupero termico, motore a combustione interna, microturbine, motori Stirling e celle a combustibile è da ritenersi interamente energia elettrica qualificabile come cogenerativa se dette unità presentano un rendimento totale di primo principio di almeno il 75%
• La produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia elettrica e calore a ciclo combinato con recupero di calore e con turbina a condensazione con estrazione di vapore è da ritenere interamente energia elettrica qualificabile come cogenerativa se dette unità presentano un rendimento totale di primo principio di almeno l’80%.
Se tali unità di produzione combinata di energia elettrica e calore presentano rendimenti totali di primo principio inferiori alle soglie rispettivamente del 75% e dell’ 80%, l’energia elettrica prodotta è divisa in due frazioni: una qualificabile come cogenerativa, l’altra qualificabile come non cogenerativa. La quantità di energia elettrica qualificabile come
cogenerativa è la quota parte di energia elettrica che sarebbe prodotta se, a parità di calore utile, l’unità funzionasse con un rendimento di primo principio pari al valore di soglia caratteristico per ciascuna tecnologia. La quantità di energia elettrica qualificabile come cogenerativa e così calcolata è da utilizzarsi anche per armonizzare i dati statistici a livello europeo. Discorso analogo è da riproporre anche per quanto concerne l’energia associata al combustibile in ingresso all’unità. Infatti, anche tale energia deve essere suddivisa in due aliquote qualora il rendimento globale dell’impianto non raggiunga le soglie stabilite e sopra riportate.
Per definire la CAR, come detto, è necessario utilizzare il criterio basato sull’indice PES. In particolare, la CAR è:
• La produzione combinata di energia elettrica e calore utile che fornisce un risparmio di energia primaria, pari almeno al 10%, rispetto ai valori di rifermento per la produzione separata di energia elettrica e calore (per impianti di potenza superiore o uguale a 1 MWe);
• La produzione combinata di energia elettrica e calore utile mediante unità di piccola cogenerazione e di micro-cogenerazione che forniscono un risparmio di energia primaria (per impianti di potenza inferiore a 1 MWe).
Il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica deve essere calcolato con riferimento all’intera produzione di energia elettrica ed energia associata al combustibile consumato durante l’intero anno di rendicontazione.
Il Regolamento delegato (UE) 2015/2402 della Commissione del 12 ottobre 2015 ha rivisto i valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di energia elettrica e di calore ai fini del calcolo e della verifica dell’indice PES. I nuovi rendimenti sono da applicare, a partire dalla produzione dell’anno 2016, per tutte le unità di cogenerazione.
2.5 - Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 5 settembre 2011
In applicazione dell’art. 6 del decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato il decreto ministeriale 5 settembre 2011 che stabilisce le condizioni e le procedure per l’accesso della cogenerazione ad alto rendimento al regime di sostegno. In ottemperanza a quanto stabilito da tale decreto le unità di cogenerazione, a seguito di “nuova costruzione” o di “rifacimento”, hanno diritto, per ciascun anno solare in cui soddisfano i requisiti di CAR, al riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica (o Certificati Bianchi) di tipologia II, in numero proporzionale al risparmio energetico conseguito (RISP) secondo quote progressive di potenza. Il numero dei Certificati Bianchi ai quali un produttore ha diritto anno per anno è calcolato sulla base di quanto previsto all’art. 4 del DM 5 settembre 2011.
Tale decreto recepisce, inoltre, quanto stabilito dal D.Lgs. 28/2011 prevedendo, per gli impianti entrati in esercizio tra il 1° aprile 1999 e il 6 marzo 2007, se riconosciuti cogenerativi ai sensi delle norme applicabili alla data di entrata in esercizio, il diritto al riconoscimento di Certificati Bianchi in numero pari al 30% di quello definito ai sensi della medesima legge per un periodo di cinque anni. Ai soli fini dell’accesso agli incentivi (CB), l’art. 3 del DM 5 settembre 2011 prevede che, limitatamente alle unità entrate in esercizio tra il 7 marzo 2007 e il 31 dicembre 2010, sia possibile applicare quanto previsto dalla Delibera AEEG 42/02 in luogo del DM 4 agosto 2011, qualora l’indice PES sia inferiore al valore limite.
I Certificati Bianchi possono essere utilizzati per assolvere l’obbligo di cui al DM 20 luglio 2004 oppure possono essere oggetto di scambio e contrattazione. In alternativa, l’operatore può richiedere il ritiro da parte del GSE dei Certificati Bianchi cui ha diritto. Il prezzo di ritiro è quello vigente al momento dell’entrata in esercizio dell’unità e rimane costante per tutto il periodo di incentivazione. Solo per le unità entrate in esercizio prima del DM 5 settembre 2011, il prezzo di ritiro è quello vigente alla data di entrata in vigore del medesimo decreto.
L’art. 11 comma 2 del DM 5 settembre 2011 prevede, inoltre, che il GSE, in proprio o su mandato del Ministero dello Sviluppo Economico, effettui ispezioni in sede locale per accertare la conformità dei dati trasmessi alla
reale situazione, inviando copia dell’esito delle ispezioni al medesimo Ministero e all’operatore.
Si specifica che con il Decreto Ministeriale 8 agosto 2012 è stata integrata la definizione di “rifacimento” di cui al DM 5 settembre 2011.
2.6 - Linee Guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)
Le “Linee Guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)” (di seguito Linee Guida), redatte dal Ministero dello Sviluppo Economico, hanno lo scopo di esemplificare i metodi di calcolo delle grandezze rilevanti ai fini del riconoscimento CAR e dell’accesso al meccanismo dei Certificati Bianchi ai sensi del DM 5 settembre 2011. Il documento è diviso in due parti. Nella prima parte, “Procedura per ottenere la qualifica di CAR e calcolo delle relative grandezze”, vengono analizzati i criteri di calcolo delle grandezze che intervengono nella definizione di CAR ponendo l’accento sugli aspetti più complessi quali la determinazione dell’unità virtuale e dell’unità reale e il calcolo del coefficiente Ceff, differenziandolo in base alle varie tecnologie di
cogenerazione. Sono riportati, inoltre, esempi di calcolo di differenti configurazioni impiantistiche al fine di chiarire le definizioni delle grandezze che concorrono al calcolo del PES e degli eventuali CB.
2.7 - Decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102
Il Decreto Legislativo 4 luglio 2014, n. 102 attua la Direttiva 2012/27/UE, con cui sono state abrogate la direttiva 2004/8/CE e la direttiva 2006/30/ UE. Il decreto non ha apportato modifiche rispetto alla normativa fin qui descritta. In particolare, agli articoli 15 e 16 si fa esplicito riferimento al D.Lgs 20/07 e al DM 4 agosto 2011 per quanto riguarda l’individuazione delle tecnologie di cogenerazione, il calcolo della produzione da cogenerazione, il metodo di determinazione del rendimento del processo di cogenerazione e la possibilità di accesso al regime di sostegno.
2.8 - Regolamento delegato (UE) 2015/2402 del 12 ottobre 2015
Il Regolamento delegato (UE) 2015/2402 ha rivisto i valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di energia elettrica e di calore ai fini del calcolo e della verifica dell’indice PES. I nuovi rendimenti, differenziati in funzione della tipologia di combustibile in ingresso all’unità e della data di entrata in esercizio della stessa, sono da applicare a partire dalla produzione dell’anno 2016.
Oltre all’aggiornamento dei valori numerici dei rendimenti armonizzati, il Regolamento contiene anche altre modifiche rispetto alla normativa precedente. In particolare, nel caso di utilizzo di vapore presso l’area di consumo, il rendimento armonizzato per la produzione separata di calore (Allegato II), viene differenziato a seconda che la metodologia di calcolo utilizzata tenga conto o meno del riflusso della condensa.
Il fattore correttivo del rendimento armonizzato per la produzione separata di energia elettrica legato alle condizioni climatiche viene applicato solo nel caso di utilizzo di combustibili gassosi (la metodologia di determinazione resta quella prevista dall’Allegato VI al DM 4 agosto 2011).
Nelle tabelle con i rendimenti armonizzati (Allegati I e II), inoltre, i combustibili sono classificati in modo diverso rispetto a quanto previsto dal DM 4 agosto 2011 (Allegati IV e V). Il Regolamento prevede, inoltre: • La distinzione delle biomasse solide in due differenti categorie (S4 e S5) • Il passaggio del GPL dal gruppo dei combustibili liquidi a quello dei
combustibili gassosi
• La definizione, per unità entrate in servizio a partire dal 2016 che utilizzano “calore di scarto”, di rendimenti armonizzati specifici sia per la produzione di energia elettrica, sia per la produzione di calore
• L’inserimento del combustibile “biometano” nella categoria G10 e “gas di sintesi” nella categoria G11
• L’introduzione, per le unità entrate in servizio a partire dal 2016, della tipologia “altri combustibili non menzionati” O1
Ai fini del calcolo del RISP è da utilizzare esclusivamente l’Allegato IV che aggiorna i fattori di correzione legati alle perdite evitate sulla rete riportati sull’Allegato VII al DM 4 Agosto 2011. Relativamente ai valori del
rendimento medio convenzionale del parco di produzione termico e del parco di produzione elettrico non sono previsti aggiornamenti.
2.9 - Decreto del Ministero dello sviluppo economico 4 agosto 2016
Il Decreto del Ministero dello sviluppo economico 4 agosto 2016, in attuazione del comma 11-quinquies dell’articolo 38 del DL 133/2014, definisce condizioni e modalità per il riconoscimento di una maggiore valorizzazione dell’energia da CAR, ottenuta a seguito della riconversione di esistenti impianti a bioliquidi sostenibili che alimentano siti industriali o artigianali.
Il decreto prevede tre tipologie di riconversione:
• Riconversione a): interventi su impianti bioliquidi già cogenerativi, la cui conversione consiste nella sostituzione del bioliquido con altro combustibile di alimentazione
• Riconversione b): Interventi su impianti a bioliquidi non cogenerativi, la cui conversione consiste nella sostituzione dei bioliquidi con altro combustibile di alimentazione e nella trasformazione dell’assetto in cogenerativo
• Riconversione c): interventi di smantellamento di esistenti impianti a bioliquidi, salvo strutture eventualmente riutilizzabili, con installazione di un nuovo impianto cogenerativo ai sensi del DM 5 settembre 2011, alimentato da altro combustibile
Sebbene la lettera b), comma 4, art. 1 del DM 4 agosto 2016 preveda requisiti peculiari per questa tipologia di impianto, le modalità di accesso e il calcolo del RISP (riportato al paragrafo 3.7) sono stabiliti dal DM 5 settembre 2011. Il numero dei CB spettanti è calcolato applicando i coefficienti riportati all’art. 4, comma 2 del DM 4 agosto 2016.
L’impianto riconvertito ha diritto, a decorrere dal 1° gennaio dell’anno successivo alla data di entrata in esercizio a seguito di uno dei tre interventi di riconversione previsti, a 10 anni di incentivo (mediante il riconoscimento dei CB-CAR). Fermo restando il periodo di incentivazione, il beneficio è previsto solo per gli anni in cui l’impianto viene riconosciuto come funzionante in CAR e conforme a quanto disposto dalla lettera b), comma 4, art. 1 del DM 4 agosto 2016.
2.10 - Decreto del Ministero dello sviluppo economico 16 marzo 2017
Il Decreto del Ministero dello sviluppo economico 16 marzo 2017 si applica agli impianti di micro-cogenerazione ad alto rendimento, così come definiti dal Decreto Legislativo n. 20 del 2007, e agli impianti di micro-cogenerazione alimentati da fonti rinnovabili. Lo scopo del decreto è di minimizzare l’onere a carico dei produttori e razionalizzare lo scambio di informazioni tra Comuni, gestori di rete e GSE nell’ambito delle attività che comprendono la realizzazione, la connessione e l’esercizio di questa particolare tipologia di impianto. Per tale finalità viene previsto l’utilizzo di appositi modelli unici.
3. Il ruolo del GSE
Nell’ambito della cogenerazione al alto rendimento, il GSE (Gestore Servizi Energetici):
• provvede al riconoscimento del funzionamento in CAR per le unità di cogenerazione che lo richiedono;
• determina il numero di certificati bianchi su cui hanno diritto le unità riconosciute CAR che abbiano presentato richiesta di incentivo;
• qualora il produttore ne faccia richiesta, procede al ritiro dei certificati bianchi ad un prezzo pari a quello vigente la data di entrata in esercizio dell’unità ( o della data di entrata in vigore del Dm 5 settembre 2011, nei casi previsti);
• svolge attività di verifica e controllo sugli impianti incentivati comunicando al Ministero dello Sviluppo Economico e al produttore l’esito delle ispezioni.
Entro il 31 ottobre di ogni anno il GSE trasmette al Ministero dello Sviluppo Economico e, per conoscenza, all’ARERA, un prospetto riepilogativo delle richieste di riconoscimento come cogenerazione pervenute relativamente alla produzione effettuata nell’anno solare precedente. Per ciascuna unità di cogenerazione tale prospetto riporta almeno le principali caratteristiche tecniche, i dati tecnici di funzionamento relativi all’anno solare precedente e l’esito dell’esame documentale svolto dal GSE. Il GSE conduce a scadenza triennale un’indagine per accertare che il regime di sostegno vigente per la CAR si mantenga in linea con quello riconosciuto nei principali Stati membri dell’Unione Europea, anche nei riguardi del suo valore economico, riferendo al Ministero dello Sviluppo Economico sui risultati di tale accertamento.
3.1 Ruoli e responsabilità all’interno del decreto dei certificati bianchi
Con l’evoluzione della normativa sono state definite nuove responsabilità per i soggetti coinvolti:
• il Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e sentita l’Autorità
di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA, già AEEGSI) ha il compito di fissare gli obiettivi di risparmio annuo e di definire ed aggiornare il quadro normativo di riferimento, e provvede alla definizione e aggiornamento delle Linee Guida;
• l’autorità definisce le modalità operative per la regolamentazione del meccanismo, comunica ai ministeri competenti e al GSE la quantità di energia elettrica e di gas naturale distribuita sul territorio nazionale dai soggetti obbligati, le rispettivi quote d’obbligo e applica le sanzioni;
• il GSE è responsabile dell’attività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati a progetti di efficienza energetica;
• ENEA e RSE svolgono l’attività di supporto tecnico al GSE per la valutazione tecnico economica dei risparmi dei progetti;
• il GME è responsabile dell’organizzazione e della gestione del mercato dei titoli di efficienza energetica.
Figura 8 - Ruoli e responsabilità all’interno del decreto dei certificati bianchi [Fonte: Sintesi nuovo decreto C.B, GSE]
4. Le tariffe elettriche
Il prezzo dell’energia elettrica è un campo ampio e complesso, inquanto esso non varia solo di ora in ora ma anche a seconda del tipo di cliente, del livello di potenza di contratto, del consumo annuo e della fatturazione; ad esempio un cliente non domestico energivoro avrà delle tariffe differenti rispetto ad un cliente non domestico non energivoro. Di seguito saranno elencate le varie voci che compongono la bolletta di un cliente con contratto sul mercato libero, per riuscire a capire come queste incidono sul prezzo finale e a quale costo evitato dia luogo l’autoproduzione di energia elettrica.
4.1 - Tariffa per il servizio di trasmissione
La tariffa di trasmissione copre i costi di trasporto dell’energia elettrica sulla rete elettrica nazionale. E’ applicata a tutti i clienti finali, fatta eccezione per le utenze domestiche in bassa tensione. La tariffa di trasmissione è composta da una componente espressa in centesimi di euro/kWh (TRASe) e da una componente espressa in centesimi di euro/kW di potenza impegnata (TRASp), quest’ultima applicata solo alle utenze di alta ed altissima tensione.
La tariffa di trasmissione è aggiornata annualmente dall’autorità entro il 30 novembre dell’anno precedente a quello di efficacia.
4.2 - Tariffa per il servizio di distribuzione
La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione copre i costi per il trasporto dell’energia elettrica sulle reti di distribuzione. E’ applicata a tutti i clienti finali, ad eccezione delle utenze domestiche in bassa tensione.
La tariffa ha una struttura trinomia, e infatti è espressa in centesimi di euro per punto di prelievo all’anno (quota fissa), centesimi di euro per kW per anno (quota potenza) e centesimi di euro per kWh consumato (quota energia).
La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione è aggiornata annualmente dell’autorità.
4.3 - Tariffa per il servizio di misura
La tariffa sul servizio di misura è destinata a coprire i costi di installazione e manutenzione del misuratore (contatore), nonché i costi per la rilevazione e registrazione delle misure. E’ applicata a tutti i clienti finali, ad eccezione delle utenze domestiche in bassa tensione.
La tariffa è espressa in centesimi di euro per kWh consumato per l’illuminazione pubblica e per le utenze in bassa tensione per alimentazione di infrastrutture di ricarica pubbliche per veicoli elettrici, ed in centesimi di euro per punto di prelievo all’anno per tutti gli altri usi.
La tariffa di misura è aggiornata annualmente dall’autorità entro il 30 novembre dell’anno precedente a quello di efficacia.
4.4 - Oneri generali di sistema e ulteriori componenti
Con le bollette dell’energia elettrica, oltre ai servizi di vendita (commercializzazione, materia prima e vendita), ai servizi di rete (trasporto, distribuzione, misura) e alle imposte, si pagano alcune componenti per la copertura di costi per attività di interesse generale per il sistema elettrico nazionale: si tratta dei cosiddetti “oneri generali di sistema”, introdotti nel tempo da specifici provvedimenti normativi.
Negli ultimi anni, gli oneri generali di sistema hanno rappresentato una quota crescente e sempre più significativa della spesa totale annua di energia elettrica degli utenti finali. Gli oneri sono formalmente applicati come maggiorazione della tariffa di distribuzione (quindi all’interno dei servizi di rete), in lamiera differenziata a seconda della tipologia di utenza. A partire dal 2018 (delibere 481/2017/R/eel e 922/2017/R/eel) le aliquote degli onori generali da applicare a tutte le tipologie di contratto sono distinte in:
• Oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione Asos.
• Rimanenti oneri generali Arim
Le componenti tariffarie Asos e Arim sono espresse, generalmente, in centesimi di euro per punto di prelievo per anno, centesimi di euro per kW impegnato per anno e centesimi di euro per kWh. Agli utenti domestici non
è applicata la quota potenza, mentre la quota energia è applicata per scaglioni di consumo. Agli utenti domestici in residenza anagrafica non è applicata nemmeno la quota fissa.
La componente Asos viene applicata in maniera distinta a seconda che un cliente sia o meno incluso nelle imprese a forte consumo di energia elettrica, e quest’ultime, a seconda della classe di agevolazione. Questa componente è costituita da diversi elementi, applicati in maniera distinta, a seconda del tipo di classe di agevolazione.
La componente tariffaria Asos è composta dai seguenti elementi:
• A3sos: è l'elemento a copertura dei costi per il sostegno delle fonti rinnovabili e della cogenerazione CIP 6/92, con l'esclusione dell'incentivazione della produzione di energia elettrica ascrivibile a rifiuti non biodegradabili. A3sos è applicato in misura ridotta ai punti di prelievo nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica. Corrisponde approssimativamente alla componente A3 applicata fino al 31 dicembre 2017; si differenzia da essa in quanto sono esclusi gli oneri relativi alla incentivazione della produzione di energia elettrica ascrivibile a rifiuti non biodegradabili, che invece erano inclusi nella componente tariffaria A3, e che sono confluiti nella componente tariffaria Arim.
• Aesos: è l'elemento a copertura degli oneri derivanti dall'applicazione in misura ridotta dell'elemento A3sos. Tale elemento è applicato solo ai punti di prelievo che non sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica. Corrisponde alla componente tariffaria Ae applicata fino al 31 dicembre 2017.
• A91/14sos: per la riduzione dell'elemento A3sos ai sensi delle disposizioni di cui al decreto legge 91/14. Tale elemento (negativo) è applicato ai punti di prelievo di media tensione e di bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW che non sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica. Detto elemento è applicato direttamente sulla componente Asos, in quanto a partire dal 1 gennaio 2018 tutti gli effetti economici delle disposizioni di cui all'articolo 29 del decreto legge n. 91/14 risultano esauriti, tranne quelli relativi alla ex componente tariffaria A3, con riferimento alla riduzione degli oneri degli impianti fotovoltaici.
Gli elementi di cui sopra sono calcolati dall’Autorità. Non sono distintamente applicati dai distributori, che invece applicano il totale dei suddetti elementi, ovvero la componente Asos. Poiché, come sopra evidenziato, gli elementi si applicano in maniera differenziata a seconda che l’utente sia incluso tra le imprese a forte consumo di energia elettrica o meno e, nel primo caso, a seconda della classe di agevolazione, ne deriva un diverso valore della componente Asos.
I valori dei singoli elementi della componente Asos per la classe di agevolazione 0 (utenti non agevolati) sono pubblicati in maniera distinta nella relazione tecnica di ciascuna delibera aggiornamento.
Per le classi di agevolazione VAL.x, la componente Asos è attualmente pari a 0, essendo la somma dei tre elementi nulla, visto che il pagamento della contribuzione minima da parte di questa classe di imprese avviene con un versamento direttamente alla cassa per i servizi energetici e ambientali. Per le classi di agevolazione FAT.x, la componente Asos corrisponde all’elemento A3sos, essendo gli altri due elementi (Aesos e A91/14sos) posti pari a 0.
Tutto il gettito della componente Asos alimenta il conto per i nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali che viene alimentato anche dall’elemento A3rim della componente tariffaria Arim.
La componente Arim viene invece applicata in maniera indifferenziata rispetto alle classi di agevolazione di cui sopra. Anche’ essa è costituita da vari elementi.
Gli elementi che la compongono sono:
• A2rim: per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettro-nucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti. Corrisponde alla componente tariffaria A2 applicata fino al 31 dicembre 2017;
• A3rim: per la copertura dei costi per l'incentivazione della produzione ascrivibile a rifiuti non biodegradabili. Corrisponde alla quota parte della componente A3 applicata fino al 31 dicembre 2017 che non è rientrata nell'elemento A3sos
• A4rim: per la copertura dei costi per la perequazione dei contributi sostitutivi del regime tariffario speciale riconosciuto a RFI (gruppo Ferrovie dello Stato). Corrisponde alla componente tariffaria A4 applicata fino al 31 dicembre 2017;
• A5rim: per la copertura dei costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico. Corrisponde alla componente tariffaria A5 applicata fino al 31 dicembre 2017;
• Asrim: per la copertura degli oneri derivanti dall'adozione di misure di tutela tariffaria per i clienti del settore elettrico in stato di disagio. Corrisponde alla componente tariffaria AS applicata fino al 31 dicembre 2017;
• Auc4rim: per la copertura delle integrazioni alle imprese elettriche minori. Corrisponde alla componente tariffaria UC4 applicata fino al 31 dicembre 2017;
• Auc7rim: per la copertura degli oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali. Corrisponde alla quota parte della componente UC7 relativa ai suddetti oneri applicata fino al 31 dicembre 2017;
• Asvrim: per la copertura degli oneri per il finanziamento di interventi a favore dello sviluppo tecnologico e industriale per l'efficienza energetica. Corrisponde alla quota parte della componente UC7 relativa ai suddetti oneri applicata fino al 31 dicembre 2017;
• Amctrim: per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale. Corrisponde alla componente tariffaria MCT applicata fino al 31 dicembre 2017.
Il gettito della componente Arim alimenta i diversi conti di gestione della Cassa per i servizi energetici e ambientali, secondo percentuali fissate e aggiornate dall’autorità sulla base del peso relativo del gettito di ciascun elemento.
Il gettito raccolto dall’applicazione di ciascun componente delle componenti Asos e Arim è trasferito su appositi conti di gestione istituiti presso la cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), già Cassa conguaglio per il settore elettrico. Fanno eccezione la componente Asos che
affluisce per oltre il 90% direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e l’elemento Asrim della componente Arim, per il quale i distributori versano alla Cassa solo la differenza tra il gettito raccolto e i costi sostenuti per il riconoscimento del bonus (se la differenza è negativa, viene riconosciuta al distributore).
L’utilizzo e la gestione di questi fondi viene disciplinata dall’Autorità che aggiorna trimestralmente le aliquote sulla base del fabbisogno.
All’interno dei servizi di rete vengono applicate anche due ulteriori componenti perequative:
• UC3: a copertura degli squilibri dei sistemi di perequazione dei costi di trasporto dell’energia elettrica sulle reti di trasmissione e distribuzione, nonché dei meccanismi di integrazione, espressa in centesimi di euro/ kWh.
• UC6: a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio. La UC6 è espressa in centesimi di euro/kW e centesimi di euro/kWh per i clienti domestici, mentre per gli altri utenti è espressa in centesimi di euro/pp e centesimi di euro/kWh.
Per una disamina più approfondita delle modalità di applicazione degli oneri generali e delle ulteriori componenti del sistema elettrico a partire dal 1 gennaio 2018, si consulti la relazione tecnica alla deliberazione 923/2017/R/com.
4.5 - Tariffa di fornitura (e perdite)
In questa voce è compreso il costo della materia prima e il guadagno del venditore; il prezzo è deciso da un accordo tra il cliente e il fornitore. A questa voce si aggiunge anche una percentuale sul prezzo della materia prima per compensare le perdite di energia elettrica.
4.6 - Imposte
Di seguito si trovano le note più importanti sul calcolo delle Imposte erariali e in tabella 1 il valore di queste aggiornato al 2018.
• Dal 1/1/2012 i due decreti del ministero dell’economia e delle finanze del 30/12/2011 (pubblicati sulla GU n. 304 del 31/12/2011) hanno soppresso le addizionali comunali e provinciali nelle regioni a statuto ordinario. L’aliquota dell’imposta erariale è stata di conseguenza ricalcolata per mantenere la parità di gettito delle accise.
• Le addizionali comunali e provinciali sono anche per le regioni a statuto speciale e le provincie autonome sono state soppresse a decorrere dal 1° Aprile 2012 dal Decreto legge 2/3/2012, n.16
[1]In caso di forniture con potenza impegnata fino a 1,5 kW: se si consuma fino a 150 kWh/mese, le imposte non vengono applicate. Se invece si consuma di più, i kWh esenti da imposte vengono gradualmente ridotti.In caso di forniture con potenza impegnata oltre 1,5 kW e fino a 3 kW: se si consuma fino a 220 kWh/mese le imposte non vengono applicate ai primi 150 kWh. Se si consuma di più, i kWh esenti da imposte vengono gradualmente ridotti.
ACCISA - Imposta erariale c€/kWh USI DOMESTICI
Forniture per abitazione di residenza anagrafica ("prima casa") • Forniture fino a 3 kW[1]
- Consumi fino a 150 kWh/mese 0
- Consumi oltre 150 kWh/mese 2,27
• Forniture oltre 3 kW 2,27
Forniture per non residenti ("seconde case") 2,27
ILLUMINAZIONE PUBBLICA
• Forniture con qualsiasi livello di consumo 1,25
ALTRI USI
Forniture fino a 1.200.000 kWh/mese
- Primi 200.000 kWh consumati nel mese 1,25
- Consumi oltre 200.000 kWh nel mese 0,75
Forniture oltre 1.200.000 kWh/mese
- Primi 200.000 kWh consumati nel mese 1,25
- Consumi oltre 200.000 kWh nel mese 4820 € in misura fissa
IVA Aliquota
USI DOMESTICI e assimilati - Servizi
condominiali (edifici residenziali) 10%
ILLUMINAZIONE PUBBLICA 22%
ALTRI USI
- Per uso di imprese estrattive, agricole e manifatturiere comprese le poligrafie, editoriali e simili, funzionamento degli impianti irrigui e di sollevamento e scolo delle acque da parte di Consorzi di bonifica e Consorzi di irrigazione
10%
- Altre attività 22%
5. Le tariffe del gas
La tariffa del gas è composta dal prezzo base per la materia prima, prezzo definito dal contratto tra distributore e cliente, e da una serie di tariffe ed imposte che saranno di seguito dettagliate.
5.1 - Tariffa di distribuzione e misura
Dal 1 gennaio 2014 è entrata in vigore la Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e di misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG 2014-2019), approvata con la delibera 573/2013/R/ Gas e modificata con la delibera 775/2016/Gas.A i sensi di quanto previsto dall’articolo 28 della RTDG 2014-2019, le tariffe obbligatorie di distribuzione e misura del gas naturale sono differenziate in sei ambiti tariffari:
• Ambito nord-occidentale comprendente le regioni di Piemonte, Valle d’Aosta e Liguria.
• Ambito nord-orientale: Comprendente le regioni di Lombardia, Trentino Alto-Adige, Veneto, Friuli Venezia-Giulia, Emilia Romagna.
• Ambito centrale: Toscana, Umbria, Marche.
• Ambito centro sud-orientale: Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata. • Ambito centro sud-occidentale: Lazio, Campania.
• Ambito meridionale: Calabria, Sicilia
Il valore delle componenti di cui al comma 40.3, lettere c, d, e, f, g, h della RTDG 2014-2019 è stabilito dall’autorità e soggetto ad aggiornamento trimestrale.
5.2 - Imposte
Di seguito, nella tabella 2, sono riportate le imposte applicate ai clienti per il consumo di gas. Le imposte sono composte da due voci: Accisa e addizionale regionale, entrambe hanno un valore diverso a seconda della fascia di consumo e del tipo di uso, civile o industriale.
5.3 - Tariffa di trasporto
Con la delibera 575/2017/R/gas l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha approvato criteri in materia di tariffe del servizio di trasporto del gas naturale per il periodo transitorio 2018 e 2019, adottando le disposizioni della "Regolazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo di regolazione 2014-2017 e per il periodo transitorio 2018-2019" (RTTG). In particolare, la delibera prevede la proroga per gli anni 2018 e 2019 dei principali criteri di regolazione in vigore nel periodo 2014-2017, con l'introduzione di alcune misure correttive. Inoltre, la delibera prevede di far decorrere la validità del 5° periodo di regolazione (5PRT) a partire dall'anno 2020, al fine di integrare compiutamente le disposizioni contenute nel Codice di rete europeo relativo alle strutture tariffarie armonizzate per il trasporto del gas (Regolamento UE 460/2017 del 16 marzo 2017).
Talvolta il “prezzo di fornitura” pattuito con il venditore ricomprende già questa quota tariffaria.
6. Titoli di Efficienza Energetica (TEE) 6.1 Introduzione ai certificati bianchi
Il percorso di de-carbonizzazione intrapreso negli anni 90 ha gettato le basi per l’adozione delle successive strategie in ambito energetico. La lotta al cambiamento climatico ha progressivamente acquisito un ruolo dominante nell’agenda politica dei paesi più industrializzati ed il 2016 ha registrato l’entrata in vigore degli accordi di Parigi sottoscritti dai 197 paesi aderenti alla 21° Conferenza delle Parti di Parigi (COP21). Un evento che segna un punto di svolta sul tema, in quanto stabilisce un piano globale d’azione e giuridicamente vincolante per limitare l’incremento della temperatura media globale al di sotto dei 2°C.
Nel contesto internazionale odierno, caratterizzato da una ripresa dell’economia globale e da bassi prezzi della materia prima, l’Italia ha fatto registrare segnali positivi in ambito energetico. Nel 2016 i consumi finali lordi di energia sono stati coperti per il 17,6% dalle fonti rinnovabili, raggiungendo e superando l’obiettivo al 2020, e l’indice di efficienza energetica ha segnato una riduzione del 4,3% rispetto al 2012. Tuttavia, la dipendenza energetica da fonti di approvvigionamento estere rimane elevata (75,6%), sebbene in riduzione di 7 punti percentuali rispetto al 2010. Nella cornice di tali risultati raggiunti, la Strategia Energetica Nazionale (di seguito SEN) 2017 individua un piano di azioni, coerente con lo scenario al 2050 definito dalla roadmap europea, mirato a raggiungere i seguenti obiettivi al 2030:
• Ridurre il differenziale di prezzo del gas e dell’energia elettrica rispetto ai valori europei medi, al fine di accrescere la competitività del paese;
• Sostenere una crescita sostenibile, traguardando gli obiettivi previsti dalla COP21, mediante le seguenti azioni strategiche:
a) Ulteriore incremento della diffusione delle rinnovabili basso-emissive; b) Riduzione dei consumi annui dal 2021 al 2030 (10 Mtep/anno), con
particolare focus sul settore residenziale e dei trasporti;
c) Implementare le misure necessarie per la phase-out dal carbone per il 2025
d) Raddoppiare gli investimenti in ricerca e sviluppo tecnologico clean-energy a 444 milioni nel 2021
• Accrescere la sicurezza energetica implementando nuove configurazioni di mercato più flessibili che consentano di integrare la crescente penetrazione delle rinnovabili e nuovi player. Parimenti, garantire l’opportuna diversificazione delle fondi di approvvigionamento.
La SEN riconosce il meccanismo dei certificati bianchi quale strumento che ha conseguito di traguardare i risultati in ambito di efficienza energetica ad un più basso rapporto costo-efficacia rispetto agli altri strumenti di incentivazione, manifestando la volontà di accrescerne l’efficacia anche valutando la possibilità di rimodulare la distribuzione dei contributi dei principali strumenti al raggiungimento dei target di efficienza.
6.2 Quadro normativo
I Titoli di Efficienza Energetica (TEE), denominati anche certificati bianchi, sono stati istituiti dai decreti del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 20 luglio 2004 (D.M. 20/7/04 elettricità, D.M. 20/7/04 gas) come successivamente modificati ed integrati con i D.M. 21/12/07, D.M. 28/12/12 e D.M. 11 gennaio 2017, determinante quest’ultimo gli obiettivi dei quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza energetica per il quadriennio 2017-2020. Di seguito, in tabella 3, si mostrano gli obiettivi di risparmi di energia primaria:
Al fine di ottemperare agli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio, il meccanismo prevede l’assegnazione di obblighi di risparmio di energia primaria in capo ai soggetti obbligati, definiti in milioni di certificati bianchi annui, da conseguire nel periodo 2017-2020, riportati in tabella 4.
Tabella 3 - Obiettivi nazionali di risparmio energia
2017 2018 2019 2020
Obiettivi di risparmio di energia
I TEE sono emessi dal Gestore dei Mercati Elettrici (GME) in favore dei soggetti di cui l’articolo 7 del D.M. 28 dicembre 2012 e dell’articolo 5 del D.M. 11 gennaio 2017, sulla base dei risparmi conseguiti e comunicati al GME dal Gestore dei Servizi Energetici - GSE, nel rispetto delle disposizioni applicabili.
I soggetti ammessi alla realizzazione dei progetti di efficienza energetica sono:
• I “Soggetti obbligati”:
a) Distributori di energia elettrica che, alla data del 31 dicembre di due anni precedenti all’anno d’obbligo considerato, hanno più di 50.000 clienti finali connessi alla propria rete di distribuzione.
b) Distributori di gas naturale che, alla data del 31 dicembre di due anni precedenti all’anno d’obbligo considerato, hanno più di 50.000 clienti finali connessi alla propria rete di distribuzione.
• Società controllate o controllanti i soggetti obbligati.
• Imprese di distribuzione di energie elettrica e gas non soggetti all’obbligo. • Soggetti sia pubblici che privati che, per tutta la durata della vita utile
dell'intervento presentato, sono in possesso della certificazione secondo la norma UNI CEI 11352, o hanno nominato un esperto in gestione dell'energia certificato secondo la norma UNI CEI 11339, o sono in possesso di un sistema di gestione dell'energia certificato in conformità alla norma ISO 50001.
Tabella 4 - Obblighi quantitativi incremento efficienza energetica
2017 2018 2019 2020
Obbligo elettrico [MTEE] 2,39 2,49 2,77 3,17
Obbligo gas naturale [MTEE] 2,95 3,08 3,43 3,92
Il GME emette, altresì, TEE, ricondotti nei titoli di tipo II, attestanti interventi di risparmio energetico ottenuti su impianti di cogenerazione ad alto rendimento (CAR) per i quali l’attività di certificazione è effettuata dal GSE, in attuazione delle pressioni di cui al Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 5 settembre 2011.
Un TEE ha valore pari ad un certo numero di tep[1] dipendente dalla
tecnologia in esame e si distinguono, sulla base di quanto disposto dal D.M 11 gennaio 2017, nelle seguenti tipologie:
• Titoli di tipo I, attestanti il conseguimento di risparmi di energia primaria attraverso interventi di riduzione dei consumi finali di energia elettrica. • Titoli di tipo II, attestanti il conseguimento di risparmi di energia
primaria attraverso interventi per la riduzione dei consumi di gas naturale.
• Titoli di tipo III, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia primaria, diverse dall’elettricità e dal gas naturale, non realizzati nel settore dei trasporti.
• Titoli di tipo IV, attestanti il conseguimento di risparmi di forme di energia primaria, diverse dall’elettricità e dal gas naturale, realizzati nel settore dei trasporti.
I distributori di energia elettrica e gas naturale possono conseguire gli obiettivi di incremento dell’efficienza energetica sia attraverso la realizzazione di progetti di efficienza energetica e la conseguente emissione dei TEE, sia acquistato TEE da altri soggetti. Il GME organizza e gestisce: • La sede per la contrattazione dei TEE (Mercato dei TEE) secondo le
disposizioni contenute nelle Regole di funzionamento del mercato dei titoli di efficienza energetica (adottate con del. ARERA n.67 del 14 aprile 2005 e successivamente modificate e integrate). Il mercato dei TEE consente, in modalità “unificata[2]” rispetto alle singole tipologie:
[1]Il tep rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla combustione di una tonnellata di petrolio grezzo e vale circa 42 GJ. Il valore è fissato convenzionalmente, dato che diverse varietà di petrolio posseggono diversi poteri calorifici e le convenzioni attualmente in uso sono più di una.
La vendita dei titoli da parte dei distributori che raggiungono risparmi oltre l’obiettivo annuo e che possono realizzare dei profitti vendendo sul mercato i titoli in eccesso.
La vendita di titoli ottenuti da progetti autonomi da parte di soggetti/ imprese aventi diritto, che, non dovendo ottemperare alcun obbligo, hanno la possibilità di realizzare profitti sul mercato.
La vendita e l’acquisto di titoli da parte di tutti i soggetti ammessi al mercato
• Il Registro TEE ovvero l’archivio elettronico dei titoli costituito dall’insieme dei conti proprietà, articolati, ciascuno, in due sezioni dove il GME registra:
I) Nella prima, il numero di titoli emessi a favore dell’intestatario del conto con l’indicazione della relativa tipologia
II) Nella seconda, il numero complessivo di titoli in possesso del soggetto intestatario del conto, senza alcuna indicazione della tipologia, costituito dall’insieme dei titoli emessi dal GME in favore del soggetto intestatario del conto, nonché di quelli rivenienti dalle negoziazioni avvenute sul mercato o tramite contrattazione bilaterale, ovvero da quelli oggetto di operazioni di blocco, ritiro o annullamento.
Le regole di funzionamento del Registro TEE sono contenute nel Regolamento per la registrazione delle transazioni bilaterali dei titoli di efficienza energetica (approvato dall'ARERA con delibera n. een 5 /08 del 14 aprile 2008 e successivamente modificato ed integrato).
Di seguito in figura 9 sono rappresentati i valori assunti dai Titoli di Efficienza Energetica durante quest’anno. Mentre in figura 10 è mostrato l’andamento dei prezzi medi nel corso degli anni.
Figura 9 - Prezzi dei Titoli di efficienza energetica [Fonte: Sito internet GSE]
[2] L’articolo 16, comma 3, del D.M. 11 gennaio 2017 dispone che: I Certificati Bianchi possono essere oggetto di libera contrattazione tra le parti, ovvero di contrattazione nel mercato organizzato dal GME, unificato per tutte le tipologie di titoli, secondo modalità definite dall’Autorità di Regolazione per Energia Rete e Ambiente. L’acquisto di titoli da parte dei distributori che, attraverso i loro progetti, ottengono risparmi inferiori al loro obiettivo annuo e pertanto devono acquistare sul mercato i titoli mancanti per ottemperare all’obbligo.
Figura 10 - Andamento dei prezzi medi di mercato nel corso degli anni [Fonte: Sito internet GSE]
