Numero 7 – 2020

Comunità energetiche ed autoconsumo collettivo

Una simulazione di PTE per confrontare i potenziali vantaggi economici

Con questo articolo affrontiamo un argomento già trattato nelle precedenti newsletter che è in continua evoluzione. Stiamo parlando delle comunità energetiche (in particolare dell’autoconsumo collettivo) come aggregazione di più consumatori finali ed impianti di produzione di energia rinnovabile al fine di condividere l’energia elettrica prodotta.

Questa forma di aggregazione di produttori e consumatori è fortemente voluta ed incentivata dalla comunità europea che individua in essa uno strumento capace di generare benefici economici, ambientali e sociali derivanti dall’autoconsumo “in situ”.

Sono giunte numerose richieste di chiarimento per l’applicazione delle configurazioni nella generazione distribuita di un condominio dove, attraverso il concetto di autoconsumo collettivo, si può raggiungere un modello di autoconsumo “virtuale”. Le richieste hanno inoltre compreso la misura governativa del Superbonus (110%), misura che permetterebbe di evitare di sostenere il costo dell’impianto fotovoltaico.

Di seguito sono analizzati i benefici economici che un condominio può generare attraverso l’installazione di un impianto fotovoltaico, inserito o meno in una comunità d’autoconsumo collettivo.

Si osservi il caso riportato nella figura della pagina successiva, in cui è schematizzato il condominio.

Il caso studio analizzato prevede l’autoconsumo collettivo di un condominio formato da tre unità immobiliari con un impianto fotovoltaico condominiale di potenza 12 kWp, con autoconsumo diretto delle utenze comuni pari al 10% della produzione annua e percentuale di condivisione dell’energia prevista pari al 35%.

Si ipotizza infatti che il 35% dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico venga “istantaneamente autoconsumata” dai singoli POD delle utenze finali facenti parte il condominio. Si parla di autoconsumo “virtuale” in quanto l’energia prodotta non è consumata dalle singole utenze (ad eccezione delle utenze comuni) per il tramite di un collegamento fisico.

Il prezzo complessivo (iva compresa) di acquisto di energia elettrica da rete è ipotizzato pari a 200,00 €/MWh mentre il prezzo zonale di vendita dell’energia prodotta è ipotizzato pari a 55,00 €/MWh (detto anche PUN zonale rappresenta la remunerazione offerta dal GME – Gestore dei Mercati Energetici sulla Borsa dell’energia, differenziato per ogni zona in cui è divisa l’Italia).

La tabella seguente mostra un riepilogo estratto dal nostro foglio di calcolo.

Nel dettaglio le possibili configurazioni che si delineano per il condominio sono quattro e sono le seguenti:

• CASO 1: NO Superbonus (110%) – NO Autoconsumo collettivo. I condomini decidono di finanziare l’acquisto dell’impianto fotovoltaico, alimentando le utenze comuni e cedendo in rete l’eccesso di energia prodotta, valorizzata al prezzo di mercato.

• CASO 2: SI Superbonus (110%) – NO Autoconsumo collettivo. I condomini usufruiscono delle agevolazioni previste dal superbonus, installando l’impianto per alimentare le utenze comuni e cedendo in rete l’energia in eccesso.

• CASO 3: NO Superbonus (110%) – SI Autoconsumo collettivo. I condomini decidono di finanziare l’acquisto dell’impianto e di costituire una comunità d’autoconsumo collettivo. Le utenze comuni beneficeranno dell’autoconsumo diretto, mentre l’eccesso di energia prodotta verrà ritirato dal GSE e valorizzato a PUN zonale. In funzione della quota di autoconsumo collettivo si beneficerà inoltre della valorizzazione dell’energia condivisa prevista da ARERA e della tariffa incentivante prevista dal GSE.

• CASO 4: SI Superbonus (110%) – SI Autoconsumo collettivo. I condomini usufruiscono del superbonus per l’installazione dell’impianto. A differenza del caso precedente non sono previsti costi per l’impianto, ma non viene riconosciuta la tariffa incentivante del GSE.

La tabella seguente riporta i risultati dell’elaborazione.

I risultati della simulazione evidenziano come:

1. Nel caso di solo impianto fotovoltaico, senza costituzione di comunità energetica, la possibilità di usufruire del superbonus legato ad interventi trainanti di ristrutturazione, è sempre favorita da un punto di vista economico, non dovendo sostenere il costo di installazione dell’impianto stesso. (Confronto risultati CASO 1 e CASO 2)

2. Nel caso di utilizzo del superbonus, la costituzione di una comunità d’autoconsumo collettivo, permette di beneficiare di un ulteriore contributo previsto dall’Autorità dovuto alla valorizzazione dell’energia condivisa e pari a circa 10 €/MWh. (Confronto risultati CASO 2 e CASO 4)

3. Nel caso di ipotesi di condivisione dell’energia prodotta pari al 35%, il caso più vantaggioso per il condominio risulta essere la costituzione di una comunità di autoconsumo collettivo non avvalendosi del superbonus, ovvero autofinanziandosi l’impianto ma potendo beneficiare della tariffa incentivante prevista dal GSE. (Confronto risultati CASO 3 e CASO 4)

Nel caso di costituzione di comunità d’autoconsumo collettivo, la discriminante economica di convenienza tra l’utilizzo del superbonus o meno (laddove ovviamente ve ne sia la possibilità legata ad una ristrutturazione) è rappresentata proprio dalla percentuale di condivisione dell’energia prodotta dall’impianto. All’aumentare dell’energia condivisa, la tariffa incentivante prevista dal GSE copre ampiamente il costo di ammortamento dell’impianto autofinanziato. Si ricorda che il 10% di energia ipotizzata in autoconsumo diretto per le utenze finali non rientra nella quota di energia condivisa.

Questa elaborazione mostra come le prospettive per le comunità energetiche e l’autoconsumo collettivo siano molto interessanti.

Prevederne l’evoluzione è molto difficile, ma le basi ci sono ed il meccanismo è stato reso il più semplice possibile (per ottenere l’incentivo basta una comunicazione al GSE che specifica l’avvenuta costituzione delle comunità e le indicazioni degli impianti che ne fanno parte; in tal modo il Gestore dei Servizi Energetici può versare l’incentivo). Importante inoltre la possibilità di integrazione con altri incentivi quali il superbonus 110%.

I benefici sono molteplici, economico, come abbiamo visto, ma anche ambientale e favorirà tutte le attività coinvolte. Il meccanismo andrà infatti ad innescare ulteriori filiere industriali: stoccaggi, efficienza, smart home e domotica, tecniche e tecnologie per l’uso razionale dell’energia.

Rapporto Energy Manager 2019

Pubblicato dalla FIRE il report annuale

Il 13 settembre 2019 la FIRE (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia) ha presentato il Rapporto FIRE sugli Energy Manager 2019 presso la sala del Parlamentino del Ministero dello Sviluppo Economico.

Ogni anno assieme al Rapporto viene approfondito un tema specifico. Quest’anno la Federazione ha condotto un’indagine sulle diagnosi energetiche, al fine di conoscerne lo stato dell’arte con particolare riferimento a quelle eseguite per l’obbligo legislativo. Altro obiettivo che FIRE ha voluto raggiungere è l’individuazione e la comprensione delle problematiche riscontrate dai soggetti coinvolti nel processo di diagnosi ed identificare possibili miglioramenti al meccanismo.

La prima parte del documento fornisce un panorama dettagliato delle nomine di Energy Manager effettuate dai soggetti obbligati e volontari, informazioni sull’energia gestita da tali soggetti e stime sul livello di inadempienza. Nella seconda parte si riportano i risultati derivanti dall’ultima indagine condotta da FIRE in relazione agli energy manager e alle loro attività.

Ricordiamo che la Legge 10/91 prevede l’obbligo di nomina del tecnico responsabile per la conservazione e l’uso razionale dell’energia, anche detto energy manager, nei seguenti casi:

• soggetti operanti nel settore industriale che nell’anno precedente hanno avuto un consumo di energia superiore a 000 tonnellate equivalenti di petrolio;

• soggetti operanti nei settori civile, terziario e dei trasporti che nell’anno precedente hanno avuto un consumo di energia superiore a 000 tonnellate equivalenti di petrolio (circa 1,2 milioni di m³ di gas naturale o a 5,4 milioni di kWhe in usi finali).

Le nomine pervenute alla federazione nel 2019 sono state 2.391, di cui 1.633 relative soggetti obbligati e 758 da soggetti non obbligati.

Si riporta un quadro sintetico delle nomine pervenute per i vari settori di attività, divise tra soggetti obbligati e volontari.

Si nota come il settore industriale abbia una larga percentuale di nomine volontarie, mentre dall’alto lato nel trasporto la stragrande maggioranza dei soggetti nominanti sono soggetti all’obbligo.

Guardando alla classifica regionale, nel 2019 il maggior numero di nomine tra gli obbligati è stato raggiunto in Lombardia (484), Emilia-Romagna (189) e Pimonte (147). Sul podio dei volontari ancora Lombardia (166) seguita da Puglia (107) e Sicilia (88). Spicca la mancanza di nomine nella P.A. probabilmente perché questa figura non è ben chiara nel settore, oltre a non essere prevista da alcun contratto di lavoro.

Il ruolo di Energy Manager assume un ruolo fondamentale per supportare le imprese nell’attuare politiche di riduzione dei consumi, dunque dei costi, e nel tenere conto in modo efficiente dell’energia in tutte le fasi della produzione o della gestione degli edifici.  In futuro l’energy manager dovrà gestire sempre più in modo integrato l’uso razionale dell’energia nelle sue componenti dell’efficientamento degli usi finali, della generazione in loco (rinnovabile e/o cogenerativa) e dell’acquisto da rete anche tramite Ppa di elettricità verde.

Come negli scorsi anni, scrive Fire, “la Pubblica Amministrazione permane largamente inadempiente all’obbligo perdendo così l’occasione di partecipare più attivamente ed efficacemente alla decarbonizzazione dell’economia: la presenza di un Energy Manager competente e qualificato gioverebbe senz’altro al bilancio energetico ed economico di queste strutture pubbliche, e risulta ancora più opportuna se si pensa all’ampio numero di enti che hanno sottoscritto il Patto dei Sindaci. Si auspica che la situazione possa mutare nel breve periodo”.

L’Energy Manager può essere individuato all’interno della propria azienda oppure si può usufruire di un Energy Manager esterno. PTE può ricoprire il ruolo di Energy Manager per i propri clienti, occupandosi della nomina e dei rapporti con la FIRE e individuando un proprio componente aziendale oppure può assumere il ruolo di Energy Manager vero e proprio svolgendo i servizi richiesti a questa figura professionale, con lo scopo di promuovere un uso razionale dell’energia attraverso l’individuazione di azioni, interventi e procedure, assicurare la predisposizione di bilanci energetici in funzione dei parametri economici e degli usi energetici finali, organizzare i dati energetici per verificare gli interventi effettuati con il contributo dello Stato.

Energivori 2021: invio entro il 30 novembre

Superate le problematiche informatiche, la CSEA rende disponibile il portale e proroga la scadenza

Secondo la circolare n.41/2020/ELT della CSEA il portale per la dichiarazione delle imprese energivore doveva essere disponibile dal 30 settembre al 14 novembre 2020 per le imprese “NON neo costituite” e dal 30 settembre al 31 dicembre 2020 per le “imprese neo costituite”.

A causa di problemi informatici però il portale è rimasto inattivo fino al 15 ottobre 2020. Una volta risolti i problemi, con la circolare n.44/2020/ELT, la CSEA ha stabilito che la disponibilità del portale è prevista dal 16 ottobre al 30 novembre 2020 per le imprese “NON neo costituite” e dal 16 ottobre al 31 dicembre 2020 per le “imprese neo costituite”.

Requisiti di accesso alle agevolazioni post riforma D.M. 21 dicembre 2017 (Caso delle imprese “NON neo costituite”)

Possono accedere alle agevolazioni previste per le imprese a forte consumo di energia elettrica i soggetti giuridici per i quali siano verificati i seguenti requisiti:

1. abbiano un consumo medio di energia elettrica pari almeno ad 1 GWh/anno nel periodo di riferimento, intendendo per ciascun anno di competenza N il triennio che va da N-4 a N-2 (D.M. 21 dicembre 2017, art. 3);

2. operano nei settori dell’Allegato 3 della Comunicazione (2014/C200/01) della Commissione europea recante “disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020” (di seguito: Linee guida CE) (D.M. 21 dicembre 2017, art. 3);

3. operano nei settori dell’Allegato 5 alle Linee guida CE e sono caratterizzate da un indice di intensità elettrica positivo determinato, nel periodo di riferimento, in relazione al VAL ai sensi dell’articolo 5, non inferiore al 20% (D.M. 21 dicembre 2017, art. 3);

4. non rientrano fra quelle di cui ai punti 2) e 3), ma sono ricomprese negli elenchi delle imprese a forte consumo di energia redatti, per gli anni 2013 o 2014, dalla CSEA in attuazione dell’articolo 39 del decreto-legge n. 83/2012 (D.M. 21 dicembre 2017, art. 3).

Ai fini del controllo dell’appartenenza ai settori dell’Allegato 3 o dell’Allegato 5 alle Linee guida CE, le imprese devono dichiarare il codice ATECO prevalente indicato nella dichiarazione IVA relativa all’ultimo anno del periodo di riferimento (Delibera 921/2017/R/eel, art. 4). Alle imprese che soddisfano i requisiti di consumo nel periodo di riferimento, che operano nei settori definiti dall’Allegato 3 o dall’Allegato 5 delle Linee guida CE, che sono caratterizzate da un indice i_VAL non inferiore al 20% vengono applicati i seguenti livelli di contribuzione rispetto alla tariffa A3*:

• Classe VAL.1 – in misura pari al 2,5 % per i_VAL compreso nell’intervallo (20% – 30%)

• Classe VAL.2 – in misura pari al 1,5 % per i_VAL compreso nell’intervallo (30% – 40%)

• Classe VAL.3 – in misura pari al 1,0 % per i_VAL compreso nell’intervallo (40% – 50%)

• Classe VAL.4 – in misura pari al 0,5 % per i_VAL non inferiore al 50%

Alle imprese che soddisfano i requisiti di consumo nel periodo di riferimento, che operano nei settori definiti dall’Allegato 3 delle Linee guida CE, che sono caratterizzate da un indice ival inferiore al 20% oppure imprese ricomprese negli elenchi della CSEA per le annualità 2013 o 2014, vengono applicati i seguenti livelli di contribuzione rispetto alla tariffa A3*:

• Classe 0 – in misura pari al 100 % per i_FAT inferiore al 2%

• Classe FAT.1 – in misura pari al 55 % per i_FAT compreso nell’intervallo (2% – 10%)

• Classe FAT.2 – in misura pari al 40 % per i_FAT compreso nell’intervallo (10% – 15%)

• Classe FAT.3 – in misura pari al 25 % per i_FAT superiore al 15%

Non accedono alle agevolazioni in oggetto le imprese in difficoltà ai sensi della Comunicazione della Commissione (2014/C 249/01) concernente “Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà”.

Chi sono i migliori fornitori per la clientela domestica?

Pubblicato da Altroconsumo l’indagine su 21 fornitori di energia elettrica e gas

Altroconsumo ha appena pubblicato un’indagine svolta su 21 fornitori di energia elettrica e gas naturale per i clienti domestici.

Questi i temi esaminati:

• Prezzi di fornitura e condizioni contrattuali (prezzi, termini pagamento, ulteriori oneri eccetera);

• Servizio ai clienti (risultato reclami e richieste di informazioni ricevuti dai fornitori, elaborato da Arera, capacità di risposta ai reclami e di risposta alle richieste di informazioni entro i termini di tempo stabiliti dall’Arera, soddisfazione del call center, dei servizi online e soddisfazione per la trasparenza in bolletta).

Risultati energia elettrica

Classifica migliori 4 fornitori: Alperia, Dolomiti Energia, Edison, Engie

Classifica singole voci:

• Miglior contratto: E-ON

• Miglior indicatori ARERA su reclami e richieste di informazioni: CVA Trading

• Soddisfazione call center: Alperia

• Soddisfazione servizi on-line: Dolomiti Energia

• Soddisfazione trasparenza bolletta: Dolomiti Energia

Risultati gas naturale

Classifica migliori 4 fornitori: Dolomiti Energia, Engie, Sorgenia, Linea Più-A2A

Classifica singole voci:

• Miglior contratto: E-ON

• Miglior indicatori ARERA su reclami e richieste di informazioni: AGSM Energia

• Soddisfazione call center: Dolomiti Energia

• Soddisfazione servizi on-line: Dolomiti Energia

• Soddisfazione trasparenza bolletta: Dolomiti Energia

Riportiamo le tabelle con le classifiche per energia elettrica (a sinistra) e gas naturale (a destra) dove, ad ogni fornitore e per ogni attività, è stato assegnato un punteggio da 0 (qualità bassa) a 100 (qualità ottima).

Incentivi per l’interrompibilità delle forniture di gas naturale

Pubblicato dal MiSE il decreto che definisce di meccanismi di interrompibilità

Nella Gazzetta Ufficiale n. 250 del 9 ottobre è stato pubblicato il decreto del ministero dello Sviluppo economico 30 settembre 2020 “Meccanismi per i servizi di interrompibilità tecnica della fornitura di gas naturale offerti da clienti industriali”. Esso introduce il servizio di interrompibilità tecnica, aggiuntiva rispetto a quella derivante dall’attivazione di eventuali contratti di fornitura di tipo interrompibile già presenti e stipulati dagli operatori.

Lo scopo è poter disporre di strumenti in grado di incrementare la sicurezza e l’affidabilità del sistema gas.

Il servizio è rivolto ai soggetti che utilizzano il gas per fini industriali (compresa la generazione elettrica nel solo caso in cui essa sia funzionale al processo produttivo in situ), purché “provvisti di adeguati strumenti utili al fine di poter rilevare direttamente i consumi di gas e teleletti dall’impresa maggiore di trasporto, ovvero che si impegnino a rendicontarli con cadenza giornaliera”. Il tutto per “dare un contributo significativo alla diminuzione dei consumi giornalieri di gas naturale in condizioni di emergenza”.

La possibile attivazione della misura riguarda il periodo tra il 1° novembre e il 31 marzo di ciascun anno. Il MiSE, sentito il Comitato di emergenza gas, entro il 30 settembre di ogni anno indica all’Autorità i volumi massimi giornalieri da reperire e il numero massimo di giorni di attivazione.

Il servizio è offerto secondo due modalità differenziate in base alla tempistica di preavviso relativa all’attivazione e alla durata dell’applicazione:

1. preavviso di 24 ore con durata massima di tre giorni consecutivi (servizio A);

2. preavviso di 48 ore con durata minima di tre giorni consecutivi e durata massima di 5 giorni lavorativi (servizio B).

I quantitativi da mettere a disposizione possono essere di due tipologie:

1. almeno pari a 000 mc/giorno per singolo sito se si vuole partecipare in maniera diretta;

2. almeno 000 mc/giorno mediante soggetti aggregatori, in modo da arrivare ad almeno 50.000 mc/giorno.

Snam comunica al ministero e all’Autorità i risultati della procedura di assegnazione ai fini dell’approvazione da parte del Mise (sentita l’Arera), e “dell’emanazione degli eventuali provvedimenti necessari”.

Il servizio di interrompibilità non è cedibile.

L’Autorità stabilisce le modalità di partecipazione alla procedura per la selezione dei soggetti aggiudicatari “in base a criteri di pubblicità, trasparenza, non discriminazione e merito economico” e fissa i prezzi massimi per l’assegnazione del servizio.

Gli oneri relativi graveranno sul fondo istituito con delibera del 29 dicembre 2005 n. 297/05. I costi della misura sono allocati sui clienti finali civili e industriali, inclusa la generazione termoelettrica. Il tutto “riducendo al minimo i disagi conseguenti sui clienti civili nonché sui clienti non civili con consumi non superiori a 50.000 mc/anno”.

PTE, non appena saranno pubblicate le delibere che regoleranno questo meccanismo, informerà i propri clienti per un’eventuale valutazione di partecipazione o meno al servizio.

Vehicle To Grid e MSD

Mobilità elettrica come strumento di regolazione delle reti

Con il documento per la consultazione 201/2020/R/EEL l’Autorità ha definito i primi criteri per promuovere la partecipazione dei veicoli elettrici al Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) attraverso le infrastrutture di ricarica chiamate “Vehicle to Grid”. Secondo l’Autorità la tecnologia si inserisce perfettamente nei progetti pilota UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste), rappresentando una risorsa importante in termini di capacità di accumulo ed erogazione dei servizi ancillari.

Le UVAM, già introdotte dalle delibere 300/2017/R/EEL e 422/2018/R/EEL, sono aggregazioni di unità di produzione e consumo atte a favorire l’integrazione degli impianti di generazione distribuita nel sistema elettrico nazionale. Queste, su base volontaria, possono operare in MSD (Mercato Servizi Dispacciamento), rendendosi disponibili a variare i propri profili di prelievo o immissione, allo scopo di bilanciare la rete elettrica ed evitare congestioni della stessa. Per i servizi resi vengono riconosciuti al soggetto aggregatore o BSP (Balancing Service Provider) dei compensi, sia in termini di quote fisse annuali per la disponibilità data, sia in termini di ricompense proporzionali al servizio reso. Tali compensi vengono poi ripartiti tra le singole unità sulla base della convenzione stipulata con l’aggregatore. Per poter operare in MSD viene tuttavia richiesto all’UVAM una capacità di regolazione pari ad 1 MW, a salire e/o a scendere (aumentare o diminuire l’immissione di energia elettrica in rete).

La tecnologia “Vehicle to Grid” (anche chiamata “V2G”) con flusso bidirezionale tra batteria del veicolo elettrico e rete, risulta essere particolarmente idonea allo scopo delle UVAM, fornendo una capacità di modulazione potenzialmente importante, con tempi di risposta estremamente rapidi. Semplificando, le batterie dei veicoli potrebbero essere utilizzate come grande capacità di accumulo di energia, riutilizzabile in caso di forte richiesta. Viceversa, l’energia prodotta in eccesso rispetto a quella effettivamente consumata potrà essere accumulata nelle auto in sosta.

Nell’ottica dell’Autorità potrebbe rappresentare una risorsa fondamentale per lo sviluppo e la regolazione della generazione distribuita ed ipotizza di poter ridurre, almeno nel caso di UVAM costituite da sole infrastrutture di ricarica, la potenza minima da rendere disponibile da 1 MW a 0,2 MW.

L’auto elettrica si trasforma quindi in una batteria mobile che può contribuire a rendere la rete elettrica più stabile ed efficiente, a massimizzare l’autoconsumo di energia rinnovabile e a ottimizzare i flussi di energia prodotta e consumata a livello locale.

Con il documento di consultazione 201/2020/R/ELL, l’Autorità lascia quindi intendere la volontà dell’inclusione massiccia delle colonnine di ricarica quale strumento a servizio del dispacciamento, rimandando a successive delibere ed a ulteriori enti, quali il Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI), l’onere dell’individuazione dei requisiti tecnici, delle modalità di controllo e delle modalità di incentivazione che consentano la diffusione delle stesse all’interno del panorama elettrico nazionale.