3 mercati energia elettrica e gas ultimo

Mercati di energia elettrica e gas
Considerazioni introduttive
 La conoscenza, almeno a livello preliminare, delle strutture organizzative e tariffarie
dei mercati energetici a rete è essenziale:
• nella corretta gestione dei costi energetici (preparazione di gare, stipula ed
ottimizzazione dei contratti, controllo delle fatture, gestione dell’eventuale
contratto di Servizio Energia, …..)
•
nelle analisi di redditività degli investimenti in interventi di risparmio energetico
e utilizzo di fonti rinnovabili
 La liberalizzazione dei mercati (D. Lgs. 79/99 – “Bersani” e D. Lgs. 164/00 “Letta”) può offrire opportunità di razionalizzazione dei costi energetici, ma allo
stesso tempo rende il quadro normativo e regolatorio più complesso ed articolato, e
difficilmente accessibile ai non addetti ai lavori.
 I D. Lgs. 79/99 – “Bersani” e D. Lgs. 164/00 “Letta” sono in attuazione delle
direttive europee 96/92/CE e 98/30/CE rispettivamente.
 I mercati a rete, come quello dell’energia elettrica e del gas naturale, sono
particolarmente complessi; il loro esercizio (sia dal punto di vista tecnico-funzionale
che da quello gestionale) richiede quindi la partecipazione di molteplici soggetti e la
presenza di un efficace e articolato sistema regolatorio, che sarà descritto nel
seguito, sia pure in modo molto sintetico e a livello introduttivo.
IL SETTORE ELETTRICO
Il sistema elettrico nazionale
Altissima Tensione, AAT
(220-380 kV)
Alta Tensione, AT
(132 kV)
Media Tensione, MT
(da 1 kV a 35 kV)
BT
Bassa Tensione, BT
(220 o 380 V)
La rete di distribuzione
Variabilità dei carichi elettrici: i
diagrammi di carico per la rete nazionale
 Diagramma di carico = andamento nel tempo (giorno, settimana, mese, anno,...) della
potenza richiesta dalle utenze ubicate in una prefissata area.
 Nell’esempio, si evidenzia la variabilità su base oraria (in due prefissati giorni) e quella
stagionale.
Curva di durata della
potenza oraria
richiesta sulla rete
nazionale
(fonte: www.terna.it,
anno 2010)
 Coeff. di utilizzo della potenza totale installata: f = E / (P_inst. 8760) = 330.455 GWh / (106,5 GW  8760 h) = 0,35
 Ore equiv. annue di utilizzo della potenza totale installata: Heq = E / P_inst. = 330.455 GWh / 106,5 GW = 3.103 h
 Coeff. di utilizzo della potenza max prelevata: f = E / (Pmax. 8760) = 330.455 GWh / (56,4 GW  8760 h) = 0,67
 Ore equiv. annue di utilizzo della potenza max prelevata: Heq = E / Pmax. = 330.455 GWh / 56,4 GW = 5.859 h
Copertura del fabbisogno elettrico
 La variabilità della richiesta rende necessaria una modulazione delle immissioni in rete,
basata essenzialmente su criteri tecnici ed economici, come il costo marginale del
kWh.
 Valutazioni tecniche:
• alcune tipologie di centrali – in particolare quelle a ciclo combinato di grande taglia –
presentano tempi di messa a regime dell’ ordine dei giorni, e non possono essere quindi spente
e riaccese in breve tempo, ma solo parzializzate entro limiti piuttosto ristretti di tempo: ad
esempio, per centrali a ciclo combinato, è al massimo pari al 25% circa della Potenza nominale);
• gli impianti eolici e quelli idroelettrici ad acqua fluente (senza serbatoio o bacino di accumulo)
non sono programmabili (producono energia in funzione della disponibilità della risorsa) e il
mancato utilizzo comporta un mancato sfruttamento di una risorsa gratuita͟.
 Il Costo Marginale è l’ incremento di costo sostenuto per produrre 1 kWh in più in un impianto
già funzionante; coincide quindi con la quota variabile del costo del kWh, ed è:
• praticamente nullo per gli impianti idroelettrici ad acqua fluente, quelli eolici, quelli
geotermoelettrici;
• pari alla sola quota del combustibile per gli impianti termoelettrici: in questo caso, il costo è tanto
più elevato quanto minore è il rendimento.
Copertura del fabbisogno elettrico
 Ordine di priorità nell’utilizzazione degli impianti:
1. Impianti fotovoltaici, centrali eoliche e idroelettriche ad acqua fluente, centrali
geotermoelettriche: costo marginale praticamente nullo; inoltre, la loro mancata
utilizzazione comporterebbe perdite di energia praticamente gratuita;
2. Centrali geotermoelettriche: costi marginali modesti
3. centrali termoelettriche: il costo marginale di un impianto termoelettrico dipende in
massima parte dal costo del combustibile ed è funzione del rendimento dei gruppi ai
diversi carichi => conviene coprire la potenza necessaria con gruppi scelti in ordine
decrescente di rendimento e crescente di costo del combustibile;
4. Impianti ideoelettrici «di regolazione», con serbatoio (capacità di accumulo > 400 h:
modulazione stagionale) o bacino (capacità di accumulo tra 2 e 400 h: modulazione
giornaliera o settimanale), e impianti di pompaggio: sono destinati alla copertura
delle punte di carico (su base giornaliera, settimanale, stagionale), nonché alla
regolazione della frequenza di rete.
Copertura del fabbisogno elettrico
Esempio di diagramma di carico = andamento nel tempo (giorno, settimana, mese,
anno,..) della potenza richiesta dalle utenze ubicate in una prefissata area
Copertura del fabbisogno elettrico
 Una volta scelti i gruppi da tenere in servizio, occorre ripartire il carico tra di essi in modo che il costo
dell’ energia prodotta risulti il minimo possibile.
 Dovranno quindi funzionare al minimo tecnico i gruppi aventi costi marginali maggiori, mentre dovranno
funzionare al massimo della potenza erogabile i gruppi aventi a quel carico un costo marginale inferiore al costo
marginale comune.
 In definitiva:
• L’energia di base (base load) verrà prodottas dalle grandi centrali idroelettriche e termoelettriche di grande
potenza ed elevato rendimento (queste ultime eventualmente parzializzate, per quanto possiďile, ovveroal minimo
tecnico);
• la produzione dell’energia modulata verrà affidata alle centrali termoelettriche di minor rendimento (turbogas
peak load) e alle centrali idroelettriche con serbatoio giornaliero o settimanale;
• alle centrali idroelettriche con grandi serbatoi stagionali e a quelle di pompaggio è riservata la copertura delle
punte del diagramma di carico.
 In Italia, il ͞dispacciamento͟, ovvero, in sostanza,
l’attività di controllo e regolazione per assicurare il
mantenimento, istante per istante, dell’equilibrio tra
domanda e offerta di energia sulla rete, è affidato a
Terna (Spa a capitale pubblico).
Terna, centro nazionale di controllo
N.B.: generazione, trasmissione, distribuzione, vendita, e in generale tutte le attività regolate sono soggette a
obbligo di separazione societaria, ad esempio, Enel ha: una società che si occupa di produzione, una che
gestisce la commercializzazione ai clienti finali, e uŶ’altƌa ancora che si occupa di distribuzione.
La filiera dell’energia elettrica
ATTIVITA’
Generazione e importazione
Trasmissione sulla Rete Nazionale
(AT e AAT ) e dispacciamento
Distribuzione locale su
reti MT e BT
Vendita ai clienti finali
Clienti del mercato libero e
del ŵeƌĐato ͞tutelato͟
REGIME E PRINCIPALI OPERATORI
SOGGETTI ISTITUZIONALI COINVOLTI
Attività libere, prezzi di mercato. Principali operatori:
Enel, Edison, Eni, Sorgenia, A2A, ACEA, AEM Milano,
AEM Torino, ASM Brescia, EDF, etc.
Monopolio Terna S.p.A., prezzi amministrati da
AEEG.
Gestione, promozione e
incentivazione delle fonti
rinnovabili e
dell’effiĐieŶza eŶeƌgetiĐa
Attività in regime di concessione pubblica, prezzi regolati
da AEEG. Principali operatori: Enel Distribuzione, ACEA
Distribuzione, AEM Milano, AEM Torino, ASM Brescia, e
altri distributori locali (per un totale di circa 170).
Attività libera, prezzi di mercato. Principali operatori: Enel
Energia, Edison, Sorgenia, Eni Gas & Power, ACEA, A2A,
etc.
Per i soli clienti che non si sono ancora avvalsi della
facoltà di scegliere liberamente il loro fornitore di
energia, oppure rimangono temporaneamente senza
fornitore, sono previste: a) forniture a prezzi regolati da
AEEG (servizio di maggior tutela, riservato a clienti
domestici e piccole imprese o enti ed erogato
direttamente dal Distributore locale); b) forniture a prezzi
vigilati da AEEG (servizio di salvaguardia, per gli altri casi;
il servizio è erogato da un operatore del mercato
selezionato anno per anno in base a procedure di gara).
Gestione e
organizzazione del
mercato elettrico
e del gas, borsa
dell’eŶeƌgia
Gestione e dei contratti
di approvvigionamento
per i clienti in regime di
tutela
I clienti finali del mercato elettrico
Dal 1° luglio 2008 tutti i clienti possono scegliere liberamente il fornitore, ed esistono, di fatto, tre tipologie di
contratti di fornitura:
in regime di ͞maggior tutela͟ (FINO AL 2018) (usi domestici e piccole imprese/enti con meno di 50 addetti e
fattuƌato/ďilaŶĐio ≤ ϭϬ M€/anno + alimentazione in BT fino a 1 kV):
• tariffe completamente regolate da AEEG
• fornitore = Distributore locale (direttamente o attraverso società apposita)
 in regime di ͞salvaguardia͟ ;NON PIU’ IN VIGOREͿ(clienti con usi diversi da quelli di cui al punto
precedente, con almeno un punto di consegna a tensione > 1 kV, e che non si sono ancora avvalsi della
facoltà di scegliere un fornitore del mercato libero):
• mercato regolato per trasporto, distribuz., misura, dispacc. + prezzo dell’ energia in regime di sorveglianza
AEEG
• fornitore = operatore aggiudicatario di apposita selezione*
in regime di mercato libero:
• mercato regolato (trasporto, distribuz., misura, disp.) + prezzo dell’ energia completamente libero
• fornitore: qualsiasi società abilitata alla vendita
* 2014-2016: Hera Comm S.r.l.. (Liguria, Piemonte, Valle d’Aosta, Trentino Alto Adige, Toscana, Marche, Umbria, Lazio,
Puglia, Molise, Basilicata) ed Enel Energia S.p.A. (rimanenti Regioni)
Italian Power EXchange: Borsa
Elettrica Italiana
La filiera dell’energia elettrica
Funzionamento del mercato
(dal punto di vista del cliente finale)
 Le Società di vendita acquistano energia all’ingrosso e la vendono al cliente
finale, utilizzando le reti di trasporto e distribuzione
 Le Società di vendita sostengono i costi per:
• generazione dell’energia da rivendere al cliente (mercato)
• uso delle infrastrutture per il trasporto e la distribuzione (corrispettivi
previsti da AEEG)
 Il cliente finale stipula il contratto di fornitura con la Società di vendita(*), che
incassa (in fattura) sia il compenso che ne remunera l’attività che i corrispettivi
a copertura dei costi sostenuti (materia prima e uso delle infrastrutture), oltre
alle accise e all’IVA.
(*) Di solito, i rapporti con le Società di distribuzione e quelle di Trasporto, nonché con Terna per il
servizio di dispacciamento, sono delegati dal Cliente finale alla Società di vendita
Struttura del sistema tariffario
Per ciascuno dei possibili regimi di fornitura (mercato libero, tutela, salvaguardia), le
opzioni tariffarie (e le accise) sono differenziate in base a:
• tensione di alimentazione
(BT: fino a 1 kV, MT: oltre 1 fino 35 kV, AT: oltre 35 kV)
• destinazione d’uso dell’energia
(usi domestici, illuminazione pubblica, altri usi)
• potenza disponibile
(massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia
disalimentato, ossia la potenza per la quale è stato corrisposto il contributo di
allacciamento)
Componenti della tariffa elettrica
 Il costo del servizio di fornitura di elettricità è formato da tre componenti principali:
1) il prezzo dell'energia (generazione, commercializzazione, dispacciamento);
2) i servizi di rete (trasporto, distribuzione, misura, prelievo di energia reattiva) ;
3) gli oneri generali di sistema (componenti A, UC, MCT => v. dopo).
 Al costo dei servizi vanno poi aggiunte le imposte.
 Le varie componenti tariffarie prevedono, in generale:
• corrispettivi fissi (€/cliente/anno)
• corrispettivi per la potenza impegnata(*) (€/kW/anno oppure €/kW/mese)
• corrispettivi per l'assorbimento di energia elettrica (€/kWh)
• corrispettivi per l’assorbimento di energia reattiva (€/kVARh)
(*)
Potenza impegnata (Testo Integrato Trasm., Distribuz. e Misura, Delibera AEEG N. 348/07):
o
per i clienti finali con potenza disponibile fino a 30 kW: potenza concordata contrattualmente (+10%)
o
per gli altri clienti: valore massimo della potenza prelevata nel mese: viene rilevato ogni quarto d’ora il
valore medio della potenza prelevata, si archiviano i tre valori massimi e se ne calcola la media; in
alternativa, è facoltà dell’esercente assumere come potenza prelevata il 70% della potenza massima
istantanea.
 I corrispettivi possono essere differenziati in funzione del fattore di utilizzo più o meno elevato della
potenza, della fascia oraria in cui avviene il prelievo di elettricità (opzioni multiorarie: F1, F2, F3 o
biorarie: F1 e F23 = F2 + F3) e di altre condizioni stabilite dal fornitore.
Fasce orarie per le opzioni tariffarie multiorarie
Fasce orarie - Delibera dell'Autorità per l'energia n. 181/06 e s.m.i.
1
2
3
4
F3
5
6
7
8
F2
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
F1
F2
F3
F3
F2
F3
Mese/Fascia
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Giugno
Luglio
Agosto
Settembre
Ottobre
Novembre
Dicembre
Totale ore
%
Distribuzione (tipica) delle ore di un anno tra le fasce
F1 ore
F2 ore
F3 ore
242
158
344
220
164
288
242
190
311
209
159
352
242
174
328
231
169
320
242
174
328
242
174
328
220
180
320
253
179
313
231
169
320
209
159
376
2.783
2.049
3.928
32%
23%
45%
F3
Periodo
Lun-Ven.
Sab.
Dom. e festivi
Totale ore
744
672
743
720
744
720
744
744
720
745
720
744
8.760
100%
Alcune osservazioni

Importante novità rispetto al passato: per le forniture con potenza disponibile superiore ai 30 kW, la potenza
impegnata è pari alla massima prelevata nel quarto d’ora fisso: non esistono più penali per superi di potenza,
come un tempo

Tuttavia:
• il picco di prelievo determina il costo dell’impegno di potenza per tutto il mese in cui si è verificato
• ripetuti superi di potenza rispetto al valore disponibile (in almeno due mesi diversi dello stesso anno)
possono comportare la richiesta da parte del Distributore di adeguare il contratto => oneri di
allacciamento
può essere importante, laddove possibile, controllare e ridurre i picchi
mediante opportuni sistemi di gestione carichi
1) Prezzo dell’energia
Componenti tariffarie
• Il "prezzo dell'energia" (€/kWh) è la componente più rilevante della bolletta e riguarda i costi sostenuti dal venditore per
l'acquisto dell’energia da un produttore (o all’ingrosso, o in borsa, …; è il costo di approvvigionamento della “materia prima”) e
per l’attività di vendita ai clienti finali incide per circa il 60% della spesa lorda (comprensiva delle imposte) di un cliente
domestico medio.
• Nel mercato libero, i costi del servizio di vendita sono stabiliti nel contratto di fornitura; è su questi costi che si gioca la
concorrenza tra le imprese di vendita.
• Per i clienti che non passano al mercato libero e quindi sono in regime di "maggior tutela” o salvaguardia, l'Autorità definisce e
aggiorna ogni 3 mesi le condizioni economiche di riferimento, tenendo conto principalmente dell'andamento delle quotazioni
internazionali degli idrocarburi (petrolio e gas).
• Nella bolletta la Quota energia comprende: il costo di approvvigionamento e commercializzazione e il Dispacciamento (solo
per i clienti del Servizio di maggior tutela viene aggiunta la componente di “perequazione”).
La PPE (componente di perequazione) serve a equilibrare costi delle società e pagamenti dei clienti, dal momento che distribuzione
e vendita sono fatti dall’ AU che valorizza ex ante i costi di acquisto e dispacciamento.
2) Servizi di rete
• Sono i costi sostenuti da Terna e Distributore per il trasporto dell'energia (a livello nazionale e locale) fino al contatore del
cliente e per la lettura dei consumi. Questa componente rappresenta in media il 15% della spesa totale lorda ed è coperta da
tariffe stabilite dall'Autorità con criteri uniformi per l'intero territorio nazionale, e va a coprire i costi per i servizi di Trasporto,
Distribuzione e Misura
• Nella bolletta, gli importi pagati per tali attività sono suddivisi in:
 Quota fissa (€/cliente/mese),
 Quota variabile (€/kWh)
 Quota potenza (€/kW/mese), quest’ultima riferita alla potenza contrattuale (fino a 30 kW), a quella max mensile
effettivamente prelevata mese per mese (altri casi).
Fonte: AEEG
Componenti tariffarie
3) Oneri generali di sistema (componenti A, UC e MCT)
• Sono costi individuati per legge a sostegno di interventi d'interesse generale. Incidono per circa il 7% della spesa
totale lorda del cliente. In bolletta sono compresi all'interno dei Servizi di rete e sono destinati in particolare a:
 promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili (componente A3);
 finanziamento dei regimi tariffari speciali(componente A4);
 finanziamento delle attività di ricerca e sviluppo(componente A5);
 copertura dei costi già sostenuti dalle imprese e non recuperabili in seguito alla liberalizzazione del mercato
(componente A6);
 copertura oneri per l'adozione di misure di tutela tariffaria per i clienti in stato di disagio economico e/o fisico
(componente AS);
 copertura delle integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori (componente UC4);
 copertura meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura (componente UC3);
 Oneri derivanti da recuperi di qualità del servizio (componente UC6);
 oneri derivanti da interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali (componente UC7);
 smantellamento delle centrali nucleari e misure di compensazione territoriale (componente A2 e MCT)
Fonte: AEEG
Altre componenti tariffarie: penali per l’energia reattiva
Carico puramente resistivo:
tensione e corrente hanno sempre lo
stesso segno, la potenza istantanea
(P=V×I) è sempre positiva
Quando tensione e corrente hanno segno opposto, la potenza
istantanea (P= V×I) è negativa (viene restituita energia alla
rete); se lo sfasamento è di ±90° (carico puramente induttivo,
come in figura, o puramente capacitivo), le aree positive
(energia attiva) compensano perfettamente quelle negative
(energia reattiva), e l’energia effettivamente scambiata con la
rete è nulla; la potenza massima restituita alla rete (in questo
esempio uguale alla potenza massima prelevata) è detta
“reattiva”
Altre componenti tariffarie: penali per l’energia reattiva
All’aumentare dello sfasamento, e a parità di tensione V, per prelevare una fissata Potenza attiva, Pa, è necessario
assorbire una maggiore corrente, I
aumentano le perdite di rete e la capacità di generazione necessaria per far fronte alla richiesta di energia; oltre un
fissato limite (cos    Q/P  Er/Ea ≥ 0,50) viene applicata una penale (fissata da AEEG)
N.B.: si applicano solo per Potenze disponibili > 16,5 kW; inoltre, in presenza di
contatori multiorari, il prelievo di energia reattiva in F3 è in franchigia.
Tariffe elettriche: esempi
Offerta mercato tutelato
Vedi excel
Offerta mercato libero (esempio)
Valori al netto delle
imposte
dal 1 gennaio 2013
CLIENTI NON DOMESTICI
- Servizi di vendita: energia e dispacciamento
- Servizi di rete: distribuzione, trasporto (TRAS), misura (MIS)
- Oneri generali: componenti A (A2, A3, A4, A5, As), UC (UC3, UC4, UC6, UC7) e MCT
Servizi di vendita
Quota energia (€/kWh) fascia F1 fascia F2 fascia F3
0,0931
0,0916
0,0687
gennaio 2013
febbraio 2013
0,0922
0,0907
0,0680
marzo 2013
0,0913
0,0898
0,0673
65,1
Quota fissa (€/anno)
Quota potenza
(€/kW/anno)
* Valori per consumi mensili nei limiti di 4 GWh
Servizi
di rete
0,0067
26,8
31,8
Oneri
generali *
TOTALE
fascia F1 fascia F2 fascia F3
0,0588
0,1341
0,1586 0,1571
0,1334
0,1577 0,1562
0,1328
0,1567 0,1553
126,4
218,4
31,8
IMPOSTE SULL'ENERGIA ELETTRICA
ACCISA - Imposta erariale
USI DOMESTICI
Forniture per abitazione di residenza anagrafica ("prima casa")
• Forniture fino a 3 kW*
- Consumi fino a 150 kWh/mese
- Consumi oltre 150 kWh/mese
• Forniture oltre 3 kW
Forniture per non residenti ("seconde case")
c€/kWh
0
2,27
2,27
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
Forniture oltre 1.200.000 kWh/mese
- Primi 200.000 kWh consumati nel mese
0,75
1,25
- Consumi oltre 200.000 kWh nel mese
4820 € in misura fissa
IVA
USI DOMESTICI e assimilati - Servizi condominiali (edifici residenziali)
Aliquota
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%
* 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 misura pare al consumo eccedente i 150 kWh/mese.
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 in misura pari al consumo eccedente i 220 kWh/mese.
Imposte sull’energia elettrica
Principali esenzioni o esclusioni dall’accisa ;D.Lgs. 504/95 , art. 52 )
• Energia autoconsumata* e prodotta da impianti alimentati da FER con Pe ≤ 20 kW ;non soggetta)
• Energia autoconsumata * da imprese di autoproduzione e prodotta da FER con Pe > 20 kW (esente,
ovvero soggetta ad accise ma ad aliquota 0)
* Inclusa quella proveniente da scambio sul posto
Altre esenzioni: en. utilizzata per l'attivita' di produzione di elettricita' e per mantenere la capacita'
di produrre elettricita'; utilizzata per l'impianto e l'esercizio delle linee ferroviarie adibite al trasporto
di merci e passeggeri; impiegata per l'impianto e l'esercizio delle linee di trasporto urbano ed
interurbano; etc.
Altre esclusioni: non è sottoposta ad accisa l’ energia elettrica: utilizzata per la riduzione chimica
e nei processi elettrolitici e metallurgici; impiegata nei processi mineralogici; impiegata per la
realizzazione di prodotti sul cui costo finale, calcolato in media per unità, incida per oltre il 50 per
cento.
Composizione media del costo finale
(clienti in regime di maggior tutela, 3 kW, 2.700 kWh - dati AEEG, 2015)
Osservazioni conclusive
 La valutazione delle proposte contrattuali e/o la preparazione di una gara per la fornitura di energia
elettrica devono essere effettuate con grande attenzione, e richiedono, in particolare:
•
una buona conoscenza, per ciascun punto di prelievo, del profilo di utenza (potenza disponibile,
picchi di prelievo, consumi mensili ed annuali previsti,…)
•
una conoscenza aggiornata del quadro normativo e regolatorio del mercato
•
una attenta sorveglianza su consumi (ad ex.: evitare superi di potenza disponibile o picchi
eccessivi) , regolare applicazione delle condizioni contrattuali , rispetto degli standard di qualità
del servizio e dei Codici di condotta commerciale (AEEG)
 E’ bene tener presente che gli operatori del mercato possono offrire sconti solo su una frazione (il
50% ca.) del prezzo complessivo: se lo sconto offerto è espresso in percentuale, invece che in
€/kWh, deve essere chiara l’incidenza effettiva sul prezzo totale, imposte escluse (difficilmente
superiore al 10%!
 E’ particolarmente importante valutare aspetti quali:
• meccanismi di aggiornamento dei prezzi (tipicamente agganciati agli aggiornamenti periodici
di AEEG)
• presenza nelle offerte di voci”occulte” (costi non esplicitati)
Esempio di calcolo – utenza domestica
 Assumendo come riferimento i costi del mercato tutelato in vigore a gennaio 2013, calcolare il costo
della fornitura di energia elettrica per un’utenza domestica (residenza anagrafica), con contatore
monorario, con il seguente profilo di consumo:
• potenza impegnata = 3,0 kW
• consumo mensile (costante nei 12 mesi) = 350 kWh/mese => 4.200 kWh/anno
•
Quota energia: 18000,1319 + (2.640-1.800) 0,1865+(4.200-2.640) 0,2490
= 782,3 €
•
Quota fissa
= 21,6 €
•
Quota potenza
•
•
= 3,00  5,67
= 17,0 €
Parziale
= 820,9 €
Accise (*) = 330  12  0,0227
= 89,9 €
Totale (senza IVA)
= 910,8 €
IVA (10%) = 910,8 0,10
= 91,1 €
Totale (con IVA)
= 1.001,9 € (0,239 €/kWh)
(*) Dettaglio accise
- energia eccedente i 220 kWh/mese = 350-220 = 130 kWh/mese =>
- energia esente da accise = 150-130 = 20 kWh/mese =>
- energia su cui vanno versate le accise = 350-20 = 330 kWh/mese
(0,195 €/kWh)
(0,217 €/kWh)
Esempio di calcolo – mercato libero
 Assumendo come riferimento i costi del mercato libero al gennaio 2013 riportati in precedenza, calcolare il costo
mensile della fornitura di energia elettrica per un’utenza non domestica con il seguente profilo di consumo:
•
potenza prelevata = 2.000 kW
•
consumo (gennaio 2013) = 200.000 kWh (F1) + 80.000 kWh (F2) + 180.000 kWh (F3) = 460.000 kWh
Quota energia (€):
Quota fissa (€):
Quota potenza (€):
Parziale (€):
F1
31.720
F2
F3
12.566
24.143
218
5.400
74.048
Accise (€):
4.450
Totale (€):
78.498
(*) Dettaglio accise:
(2.000 × 31,8 × 31/365)
0,161 €/kWh
0,171 €/kWh
- energia eccedente i 200.000 kWh/mese = 260.000 kWh/mese =>
- calcolo accisa mensile: 200.000 × 0,0125 + 260.000 × 0,0075 = 4.450 €
IL SETTORE DEL GAS NATURALE
La filiera del gas naturale
Produzione, importazione, compravendita (attività
libere)
Ministero dello Svluppo
Economico
Stoccaggio
(Stogit e Edison stoccaggio)
AEEG (regolazione)
Trasmissione su Rete Nazionale
AP (> 65 bar) e MP (5-40 bar) + dispacciamento
(SNAM RETE GAS e S.G.I.)
Distribuzione locale, max 5 bar
(Attività in concessione pubblica)
Autorità concorrenza
Vendita ai clienti finali
(attività libera)
Clienti del mercato libero
Clienti in regime di tutela *
* Dal 1° gennaio 2003 tutti i clienti sono idonei alla libera scelta del fornitore: chi non è transitato nel mercato libero
rientra nel mercato tutelato (tariffe massime stabilite da AEEG)
La filiera del gas naturale
Dal 1° Gennaio 2002 (D. Lgs. 164/00):
• trasporto e dispacciamento sono separate da tutte le altre attività del settore del gas, ad eccezione dell’attività
di stoccaggio (solo separazione contabile e gestionale)
• la distribuzione è separata da qualsiasi altra attività della filiera(*)
(*) solo per le imprese che servono meno di 100.000 clienti è sufficiente la separazione contabile e gestionale
Nota: Shipper = operatore che produce, importa o acquista gas da produttori nazionali, o da altri Shipper, per
rivenderlo a utenti finali (industrie e centrali termoelettriche), grossisti, aziende di distribuzione locale o altri Shipper
La filiera del gas naturale
La Rete Nazionale di Gasdotti (RNG)
PSV (Punto di Scambio Virtuale) e borsa del gas
Per effetto della legge 2 aprile 2007, n. 40:
• i titolari di concessioni di coltivazione di gas naturale devono cedere delle
aliquote del gas prodotto in Italia riservate allo Stato;
• gli importatori devono offrire sul mercato una quota del gas importato.
 Fino al 2010, gli operatori potevano scambiarsi gas solo presso il PSV (un
punto virtuale concettualmente localizzato tra i punti di entrata e i punti di
uscita della RNG), mediante contratti bilaterali.
 Dopo il DM 18 marzo 2010, a fine 2010 è stato infine avviato un vero e proprio
mercato del gas naturale (gestito dal GME), denominato M-GAS.
Struttura del sistema tariffario
Dal 1° gennaio 2003 esistono due tipologie fondamentali di fornitura:
in regime di “tutela” (ex “mercato vincolato”)
• mercato completamente regolato (tariffe massime omnicomprensive
fissate da AEEG)
• fornitore inalterato rispetto alla data di liberalizzazione del mercato
(ad esempio, in Campania è tipicamente EniGas&Power)
in regime di mercato libero:
• mercato regolato (trasporto, stoccaggio, distribuzione) + prezzo
dell’energia completamente libero
• fornitore: qualsiasi società abilitata alla vendita
Funzionamento del mercato
(dal punto di vista del cliente finale)
 Le Società di vendita acquistano il gas all’ingrosso e lo vendono al cliente finale,
utilizzando le reti di trasporto, gli stoccaggi e la rete di distribuzione
 Le Società di vendita sostengono i costi per:
• acquisto della materia prima (mercato)
• uso delle infrastrutture (corrispettivi fissati da AEEG)
 Il cliente finale stipula il contratto di fornitura, inclusa distribuzione, con la Società
di vendita, che incassa in fattura sia il compenso che ne remunera l’attività che i
corrispettivi a copertura dei costi sostenuti (materia prima e uso delle infrastrutture
 Di solito, il contratto di fornitura prevede due sole voci:
• prezzo di vendita (comprensivo del costo della materia prima, degli oneri per
trasporto, dispacciamento, stoccaggio e del margine per il venditore)
• quota a copertura del costo della distribuzione locale (che il venditore “girerà”
al Distributore)
Componenti del prezzo
 Il prezzo finale include le seguenti voci:
•
commercializzazione all’ingrosso (materia prima e costi di commercializzazione)
•
stoccaggio (proposte tariffarie Stogit / Edison Stoccaggi e approvazione AEEG)
•
trasporto (proposte tariffarie Snam Rete Gas/S.G.I. e approvazione AEEG; include la
remunerazione del dispacciamento)
•
distribuzione e misura (proposte tariffarie del distributore locale, con Vincolo sui
Ricavi, e approvazione AEEG: variano in base all’ambito tariffario (ad esempio: nord
occidentale: Valle d'Aosta, Piemonte e Liguria; … centro-sud occidentale: Lazio e
Campania; Meridionale: Calabria e Sicilia).
•
quota commercializzazione e vendita al dettaglio (per il solo mercato tutelato: tariffe
massime fissate da AEEG)
•
oneri aggiuntivi (in particolare, sostegno al meccanismo TEE)
•
imposte (ovvero le accise, l'addizionale regionale e l'IVA)
=> Anche nel mercato libero, la componenti relative all’uso delle infrastrutture sono fissate da
AEEG (o approvate su proposta dell’operatore), e non controllabili dalla Società di vendita
La misura del gas presso il punto di riconsegna (1)
 I misuratori presso i clienti finali sono di solito in grado di contabilizzare solo il
volume di gas consumato, e non la sua massa
 Tuttavia, l’energia associata ad un prefissato volume dipende dalla massa, ovvero, a
parità di volume:
• dalle condizioni di pressione e temperatura del gas consegnato(*)
• dalla sua effettiva composizione chimica => PCS
 In linea di principio, si dovrebbe sempre “compensare” la misura del volume
mediante quelle di pressione e temperatura, nonché mediante analisi della
composizione chimica del gas
 Per motivi tecnico-economici, la compensazione viene a tutt’oggi realizzata solo
presso i principali punti della filiera e presso i grandi consumatori => contatori
muniti di correttore di volume
(*) Ad
esempio, per gas ideali:  = m/V = p/RT
La misura del gas presso il punto di riconsegna (2)
In definitiva:
 i consumi di gas sono direttamente ed immediatamente confrontabili solo se
espressi in unità di energia (GJ, MJ, …);
 analogamente, i corrispettivi tariffari sono di univoca interpretazione solo se
espressi in €/MJ o €/GJ).
Tuttavia:
 per motivi storici e di praticità, è largamente utilizzato il concetto di metro cubo
in condizioni standard (Sm3), ovvero “il volume che un dato quantitativo di
gas, transitato attraverso un gruppo di misura in determinate condizioni di T
e p, occuperebbe alle condizioni standard: T = 15 °C e p = 1,013 bar”;
 i consumi in Sm3 ed i costi in €/Sm3 sono confrontabili, a patto che sia
specificato anche il PCS di riferimento.
La misura del gas presso il punto di riconsegna (3)
 Nella maggior parte dei casi (clienti minori, con contatori privi di correttore), per
convertire i volumi di gas (m3) in energia (MJ o GJ) si opera in modo approssimato,
assumendo:
•
condizioni medie convenzionali di T e p, corrispondenti ad opportuni valori indicati da AEEG (o
calcolati dal distributore coerentemente con le prescrizioni di legge), in base alle quali si calcola il
seguente coefficiente di correzione dei volumi (v. seguito per maggiori dettagli):
C = V corretto / V misurato
•
composizione, e quindi PCS, del gas corrispondenti a quelle medie mensili del gas immesso nella rete
di distribuzione (o trasporto) cui è allacciato l’utente, misurato dal trasportatore; tutte le componenti
tariffarie proporzionali ai consumi, per questo motivo, vengono riferite ad un PCS convenzionale
(indicato come “coefficiente P”, ed espresso in GJ/m3), calcolato come valore medio relativo all’anno
termico(*) precedente rispetto a quello in corso, ma, all’atto della fatturazione, vengono corrette in
base al PCS effettivo; applicando il seguente algoritmo:
costo effettivo = costo convenzionale× PCS effettivo / PCS convenzionale
(*) Anno termico = periodo convenzionale di riferimento 1 ottobre - 30 settembre
La misura del gas presso il punto di riconsegna (4)
 La “correzione” dei volumi dalla condizioni effettive di misura a quelle
standard, quando resa necessaria dall’assenza del sistema automatico per la
compensazione dei volumi in base a pressione e temperatura del gas, viene
effettuata in base a un coefficiente correttivo C definito dall’Autorità per
ciascun “ambito tariffario” (tipicamente: il Comune), assumendo come
valore della pressione:
•
p = 20 mbar, per i punti di riconsegna nei quali il valore convenzionale è inferiore o uguale a
0,025 bar;
•
quella di taratura dell’impianto di riduzione finale della pressione del gas a monte del gruppo
di misura, per i punti di riconsegna nei quali la pressione relativa di misura è superiore a
0,025 bar; nel caso in cui la misura avvenga a pressione non regolata, l’impresa di
distribuzione è tenuta ad installare un’apparecchiatura idonea per la correzione delle misure.
Rif.: Delibera AEEG ARG/gas 155/08
Portata
CLASSE
min Nomin. max
(m³/h) (m³/h) (m³/h)
La misura del gas presso il punto di riconsegna (5)
G1,6
0,016
1,6
2,5
G2,5
0,025
2,5
4
G4
0,04
4
6
(100% GdM da G16 in poi – Vmax = 25 m3/h - entro fine 2011; entro il 2016
G6
0,06
6
10
G10
0,1
10
16
dovranno essere l’80% del totale):
G16
0,16
16
25
G25
0,25
25
40
G40
0,4
40
65
G65
0,65
65
100
G100
1
100
160
G160
1,6
160
250
G250
2,5
250
400
G400
4
400
650
Misuratori senza correttore:
G650
6,5
650
1 000
G1000
10
1 000
1 600
V corretto (Sm3) = V effettivo (m3) × C
G1600
16
1 600
2 500
G2500
25
2 500
4 000
G4000
40
4 000
6 500
G6500
65
6 500
10 000
Misuratori con correttore:
V corretto (Sm3) = V effettivo (m3) × C
Misurato (p e t reali)
Calcolato dal distributore con modalità fissate da
AEEG (t = valore medio convenzionale,
N.B.: l’installazione del misuratore concorrettore può
p = 20 mbar se pmax = 25 mbar,
essere espressamente richiesta dal cliente, in anticipo
altrimenti p = pressione di taratura)
rispetto al calendario previsto, ma in questo caso
avviene a spese del cliente
La misura del gas presso il punto di riconsegna (6)
 L’attività di misura rientra nei compiti del Distributore, proprietario del contatore e
responsabile del suo corretto funzionamento
 D. AEEG n. 168/04 e 51/08: il Cliente finale ha facoltà di chiedere la verifica del
corretto funzionamento del contatore:
•
il Distributore deve intervenire entro 180 gg (+ 60 se si non si può operare “in situ”)
•
se la verifica è negativa (contatore malfunzionante):
•
o
sostituzione gratuita
o
per consumi fatturati > consumi reali => rimborso dal Distributore
o
per consumi fatturati < consumi reali => conguaglio(*)
se la verifica è positiva (contatore funzionante correttamente):
o
pagamento dell’operazione a carico del Cliente (tra 5 e 40 €, a seconda dell’anzianità del
contatore)
(*) A meno che il contatore non abbia più di 25 anni, nel qual caso l’onere rimane a carico del
Distributore
Forniture nel mercato libero
 Tipologie di contratto più comuni:
• tariffa monomia (prezzo unico, con eventuali sconti / penali in caso di
variazione significativa del consumo annuo rispetto al valore contrattuale)
• tariffa binomia: prezzo differenziato per scaglioni di prelievo
 In ogni caso, il prezzo è generalmente comprensivo di tutti gli oneri di trasporto,
stoccaggio, dispacciamento e commercializzazione, mentre vanno SEMPRE
aggiunte:
• distribuzione
• imposte
 Inoltre, può essere previsto un meccanismo di aggiornamento del prezzo (ad ex.:
meccanismo Delibere AEEG n. 195/02 => 134/06 => 79/07)
Esempi di tariffe per il mercato libero, 2013
Esempio di offerta per clienti del mercato libero
Valori al netto delle imposte
- Servizi di vendita: materia prima gas (CCI), commercializzazione al
dettaglio (QVD)
- Servizi di rete: distribuzione misura e commercializazione (τ1, τ3, UG1, UG2, GS, RE, RS),
trasporto (QT), stoccaggio (QS)
dal 1 gennaio 2013
coefficente P: 0,03852 (GJ/mc)
Ambito centro-sud occidentale
Lazio, Campania
Quota energia (€/Sm3)
Sm3/anno: da 0 a 120
da121 a 480
da 481 a 1.560
da 1.561 a 5.000
da 5.001 a 80.000
da 80.001 a 200.000
da 200.001 a 1 mln
oltre 1 mln
Quota fissa (€/anno)
CLIENTI NON DOMESTICI
Servizi
Servizi
TOTALE
di rete
di vendita
0,380000
55,40
0,066629
0,250795
0,222477
0,218077
0,178911
0,121628
0,092969
0,073966
38,92
0,446629
0,630795
0,602477
0,598077
0,558911
0,501628
0,472969
0,453966
94,32
Imposte (Italia)
1° gennaio - 31 dicembre 2012; c€/m3 e aliquota percentuale
Usi civili
Fascia di consumo annuo
TRIBUTI
fino a 120 m 3
ACCISA
Normale
Territori ex-Cassa del
Mezzogiorno(A)
ADDIZIONALE REGIONALEB
Piemonte
Veneto
Liguria
- zone climatiche C e D
- zona climatica E
- zona climatica F
Emilia Romagna
Toscana
Umbria
Marche
Lazio
Abruzzo
- zone climatiche E e F
- altre zone
Molise
Campania
Puglia
Calabria
ALIQUOTA IVA (%)
(*) Tranne usi
da 120 a 480 m 3 da 480 a 1.560 m 3
Usi industriali
oltre 1.560 m 3
fino a 1.200.000 m 3
oltre 1.200.000 m 3
(*)
4,4000
17,5000
17,0000
18,6000
1,2498
0,7499
3,8000
13,5000
12,0000
15,0000
1,2498
0,7499
2,2000
0,7747
2,5800
2,3241
2,5800
2,5823
2,5800
3,0987
0,6249
0,6249
0,5200
0,5165
2,2000
1,5500
1,0300
2,2000
1,5000
0,5165
1,5500
2,5800
1,5500
1,0300
3,0987
2,6000
0,5165
1,8100
2,5800
1,5500
1,0300
3,0987
3,0000
0,5165
2,0700
2,5800
1,5500
1,0300
3,0987
3,0000
0,5165
2,5800
0,6249
0,6249
0,6249
0,6249
0,6000
0,5165
0,6249
0,5200
0,5200
0,5200
0,5165
0,5200
0,5165
0,5200
1,9000
2,2000
3,0990
3,0990
3,0990
3,0990
3,0990
3,0990
0,6249
0,6249
0,5160
0,5160
1,0330
1,9000
1,9000
1,9000
1,0330
2,3241
3,0987
3,1000
1,0330
2,5823
3,0987
3,1000
1,0330
2,5823
3,0987
3,1000
0,6240
0,6240
0,6200
0,6249
0,5160
0,5160
0,5200
0,5200
10
10
21
21
10(C)
10(C)
termoelettrici (produzione per cessione a terzi di oltre il 50% dell’energia el.)
Composizione del costo finale (dati AEEG)
Osservazioni conclusive
ü La valutazione delle proposte contrattuali e/o la preparazione di una gara per la
fornitura di gas naturale devono essere effettuate con grande attenzione, e
richiedono, in particolare:
•
una buona conoscenza, per ciascun punto di prelievo, del profilo di utenza
•
una conoscenza aggiornata del quadro normativo e regolatorio del mercato
•
una attenta sorveglianza su consumi, regolare applicazione delle condizioni contrattuali,
rispetto
degli standard di qualità del servizio e dei Codici di condotta commerciale (AEEG), etc.
ü E’ bene tener presente che gli operatori del mercato possono offrire sconti solo su
una frazione (tra il 30 ed il 50% ca.) del prezzo complessivo: se lo sconto offerto è
espresso in percentuale, invece che in €/Sm3, deve essere chiara l’incidenza
effettiva sul prezzo totale, imposte escluse (difficilmente superiore al 10%!)
ü E’ particolarmente importante valutare aspetti quali:
• meccanismi di aggiornamento dei prezzi (tipicamente agganciati agli aggiornamenti periodici
di
• AEEG)
presenza nelle offerte di voci”occulte” (costi non esplicitati)
Osservazioni conclusive
 La valutazione delle proposte contrattuali e/o la preparazione di una gara per la fornitura di gas
naturale devono essere effettuate con grande attenzione, e richiedono, in particolare:
•
una buona conoscenza, per ciascun punto di prelievo, del profilo di utenza (potenza disponibile,
picchi di prelievo, consumi mensili ed annuali previsti,…)
•
una conoscenza aggiornata del quadro normativo e regolatorio del mercato
•
una attenta sorveglianza su consumi (ad ex.: evitare superi di potenza disponibile o picchi
eccessivi) , regolare applicazione delle condizioni contrattuali , rispetto degli standard di qualità
del servizio e dei Codici di condotta commerciale (AEEG)
 E’ bene tener presente che gli operatori del mercato possono offrire sconti solo su una frazione (tra
il 30 ed il 50% ca.) del prezzo complessivo: se lo sconto offerto è espresso in percentuale, invece
che in €/Sm3, deve essere chiara l’incidenza effettiva sul prezzo totale, imposte escluse
(difficilmente superiore al 10%!)
 E’ particolarmente importante valutare aspetti quali:
• meccanismi di aggiornamento dei prezzi (tipicamente agganciati agli aggiornamenti periodici
di AEEG)
• presenza nelle offerte di voci”occulte” (costi non esplicitati)
Per ulteriori informazioni sui mercati dell’energia elettrica e del
gas naturale
Ø www.autorita.energia.it (sezione consumatori)
Ø N. verde AEEG
ØGuida AEEG al mercato libero