energia: analisi, scenari e attualità

PERCORSIDI ENERGIASeconda raccolta di articoli Energy tratti da B2corporate

VOL.2

B2corporate

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PERCORSI DI ENERGIA 2 - Raccolta di articoli Energy tratti da B2corporate | 2

Note di pubblicazione Pubblicato a Marzo, 2012

B2corporate.com, Italy

Cover Design: Gianluca Abbiati

Layout & Editing: Gianluca Abbiati

Idea and Concept: Estor e Luca Vanzulli

Curato da: Estor. Con la partecipazione di Giacomo Gaudino

Nato nel Dicembre 2001, B2corporate distribuisce informazioni utili ed innovative rivolte a tutti i professionisti, consulenti e componenti del mondo delle PMI.

Il nostro obbiettivo è supportare il lavoro della nostra community di professionisti con articoli, e-book, modelli, software ed altre risorse scritte e realizzate da professionisti di lunga e provata esperienza nei loro settori.

ISBN: NON DISPONIBILE

Versione: Marzo, 2012

Questo E-Book non è coperto da DRM. Ogni copia è distribuita gratuitamente previa registrazione sul sito http://www.b2corporate.com

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Sommario

Project financing e altri strumenti per realizzare interventi energy………….pag. 6

Project financing per unire le forze negli investimenti energy……………….pag. 9

Provincia di Alessandria: efficienza energetica………………….………….pag. 14

Stagnazione anche per la domanda elettrica tra 2012 e 2014…..……….pag. 17

Il fotovoltaico ed il suo inserimento nel sistema………………...………….pag. 20

Energia: obiettivi Italia per il 20-20-20…………………………...………….pag. 25

Gas naturale e ondata di freddo………………...………………….……….pag. 28

Grande gelo vs. stoccaggi: giorni contati? Tutti i numeri……....………….pag. 31

Efficienza energetica prendiamo le misure………………...……………….pag. 36

Seam4Us: efficienza energetica metropolitane………………...…….…….pag. 46

Energia pulita ma quanto ci costi? ………………...……………………….pag. 49

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Acronimi AEEG: Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas AO: Azienda Ospedaliera AU: Acquirente Unico CAR: Cogenerazione ad Alto Rendimento CHP: Combined Heat and Power (cioè cogenerazione) CTE: Centrale Termoelettrica

FER: Fonti Energetiche Rinnovabili LNG: Liquified Natural Gas MEF: Ministero Economia e Finanze

MSE: Ministero per lo Sviluppo Economico OCSE: Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico PAEE: Piano d’Azione per l’Efficienza Energetica

PES: Primary Energy Saving PF : Project Financing

PIL: Prodotto Interno Lordo PMI : Piccola e Media Impresa PV: Photovoltaic

SPV: Special Purpose Vehicle

TEE: Titoli di Efficienza Energetica (cioè Certificati Bianchi) WACC: Weighted Average Capital Cost

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Introduzione

Dalla pubblicazione del primo ebook di raccolta degli articoli, il cammino della sezione energy in B2 sta proseguendo con sviluppi che ci lasciano molto soddisfatti. Uno di questi riguarda il numero di lettori, in incremento notevole, plausibilmente anche depurandolo dall’effetto della nuova veste di B2.

Non sappiamo poi se il restyling generale abbia dato una maggiore navigabilità, ma aumenta il numero di lettori che ci contatta, con alcuni dei quali si stanno discutendo le basi per sondare nuove iniziative.

Altro sviluppo notevolmente interessante, nuovi redattori si sono aggiunti al nostro invito e hanno mandato e pubblicato loro contributi: il secondo “percorsi di energia” contiene contributi di diversi autori, raccolti tra ottobre 2011 e gennaio 2012; io stesso assieme alla redazione mi auguro che questo atteggiamento si diffonda sempre di più; è importante creare dei nuclei di discussione attiva delle informazioni in un momento in cui si attendono mosse discriminanti riguardo alle opportunità offerte in settori come l’efficienza energetica o le energie rinnovabili: per essere espliciti, troppi decreti attuativi promessi da marzo 2011 stanno ancora nel cassetto e, nel prossimo trimestre si spera che ci siano finalmente le condizioni per la loro emanazione.

Estor

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Project financing e altri strumenti per realizzare interventi energy 7 ottobre 2011

In questi mesi abbiamo introdotto l’efficienza energetica, includendo

ultimamente un esempio definito, basato sulla cogenerazione,

percorrendo i fondamenti su cui si basa l’analisi.

Abbiamo visto quanto sia importante tenere in debito conto

l’accoppiamento con le domande elettriche e termiche interne al sito; per

gli impianti di generazione elettrica a fonti rinnovabili, di cui ancora non

abbiamo parlato espressamente, anticiperei che le curve di autoconsumo

sono meno vincolanti, dato che il ritorno economico è legato solo in parte

al valore in sé della produzione energetica: la fetta più grossa di

remunerazione è derivante dagli incentivi.

Quanto accomuna qualunque intervento, ed inseriamo anche quelli sui

componenti utilizzatori (motori elettrici, caldaie, scambiatori, chiller, sistema

aria compressa, etc.) è la necessità di un investimento.

Con l’investimento non ci si può limitare al confronto in termini economici

puri (cioè: avessi disponibilità scontata di capitale proprio, quanto mi rende

metterlo in quell’intervento?): è necessario anche confrontarsi con

l’effettiva disponibilità finanziaria e di rischio.

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Alcuni di questi rischi sono:

• posto che ci penserà un fornitore/costruttore a mettere in opera

l’impianto, e gli possa chiedere una certa garanzia su performance,

disponibilità, vita operativa, sono in grado di gestire la verifica di questi

aspetti? Ho ottenuto davvero le garanzie che mantengono affidabili i

ritorni? Solo la prima parte di questo rischio è puramente tecnologica.

• tecnologico è il rischio di obsolescenza: nel giro di poco tempo

potrebbe emergere un’alternativa più competitiva e, a saperlo, avrei

preferito non fare l’intervento su cui ormai mi sono impegnato. Questo

potrebbe anche essere un rischio di mercato tout court (ad esempio

l’energia elettrica acquistata da rete cala bruscamente di prezzo).

• remuneratività effettiva: alcuni rischi sono spesso abbastanza

sottovalutati. Ad esempio, nel clima di inflazione relativamente bassa degli

ultimi dieci anni, non ci si preoccupa del regime a moneta corrente

mediante cui sono definiti gli incentivi come quello per il fotovoltaico.

Immaginiamo di ottenere un riconoscimento di 0.300 €/kWh per vent’anni:

possono essere un’ottima remunerazione, ma basterebbe imbattersi in 10

anni di inflazione al 10% perché questo corrispettivo perda

drammaticamente di valore e, se l’investimento da ripagare è stato fatto

interamente con capitale proprio al tempo zero, cioè con un valore della

moneta ben più elevato, l’impatto negativo è notevole.

• rischio di domanda: un cambio di attività dello stabilimento tale da non

aver più bisogno di quegli autoconsumi? Chiaramente tornando a prima, le

rinnovabili sono meno penalizzate da questo evento.

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In sostanza, mi sembra di avere introdotto alcuni dubbi da considerare

davanti a) alla decisione di impegnare capitale proprio, inteso anche nel

senso di impegnare a garanzia beni propri per ottenere un finanziamento;

b) a gestire principalmente in autonomia un determinato intervento.

Sento parlare facilmente di project financing, la cui denominazione

preferirei limitare alla realizzazione di infrastrutture, perlopiù pubbliche, di

rilevanza importante (pur non essendoci un limite preciso, parlerei di PF

da qualche decina di milioni di euro di investimento); ma indubbiamente il

PF ha dei “fratelli minori”, strumenti mediante i quali fondere gli sforzi di più

soggetti su un’iniziativa anche di taglia più contenuta, riunendo i quali

reclutare tutte le competenze necessarie e ripartire i rischi; anticipo che

tendenzialmente assieme ai rischi bisognerà ripartire la redditività: ne

parleremo nella seconda parte.

Estor

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Project financing per unire le forze negli investimenti Energy 16 ottobre 2011

Il Project Financing, semplificando molto, è tale quando sono presenti

alcune circostanze:

1) è in gioco il soddisfacimento di un’esigenza pubblica (mediante apposita

infrastruttura)

2) l’ente pubblico preposto non ha le competenze tecniche e/o i fondi

necessari

3) il progetto è di dimensioni abbastanza importanti da rendere difficile

trovare un soggetto disposto ad attuarlo con garanzia totalmente fondata

sui suoi beni.

Supponiamo che, da uno studio, la cogenerazione (CHP, Combined Heat

and Power) abbia rivelato un interessante potenziale economico per un

grosso ospedale. L’unità tecnica dell’Azienda Ospedaliera (AO) ha mille

cose da fare, direttamente o in appalto: asfaltare i viali, tenere in ordine

tetti e finestre, tirar su muri e scavar buche, mantenere funzionanti caldaie,

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gruppi frigo e fan coil, le reti informatica e del telefono e magari la piazzola

d’atterraggio per l’elicottero!

L’amministrazione dal canto suo vede a malapena i soldi per comprare

medicine e tenere a posto le sale chirurgiche. Allora ecco l’idea di mettere

a gara la cogenerazione: chi vince dovrà mettere i soldi, costruire la

centrale, gestirla. Escludendo che sia Babbo Natale, in cambio fatturerà

per alcuni anni la fornitura energetica all’ospedale, almeno tanti quanti

perché gli sarà possibile ripagarsi il disturbo.

La gara viene “corsa” da consorzi, detti società di scopo (SPV, Special

Purpose Vehicle). Per fare una SPV, ciascuna delle aziende partner che la

formano, mette una o più costole. Ma messe le costole, non ci vuole

mettere anche rischi di rivalsa, questo è un buon motivo per fare una SPV.

Insomma né le società di origine da una parte, né l’AO dall’altra, vogliono

sapere come la SPV vincente andrà a coprirsi nella ricerca di quattrini. Ed

essendo la centrale CHP costosa e la SPV a capitale limitato, quale

finanziatore dovrebbe farsi convincere? Proprio questo è lo spirito del

project financing: la garanzia è il valore del progetto, cioè la sua capacità di

generare ritorno. In realtà spesso una parziale possibilità di rivalsa viene

ammessa; ma un’ iniziativa full recourse NON è PROJECT FINANCING.

Ora, questo basarsi sul valore di progetto implica patti chiari a tutti i livelli:

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1. Una Banca, prima di fare il passo, vorrà vederci chiaro, assoldando

una serie di consulenti.

2. La SPV, dal canto suo, composta ad esempio di un costruttore, un

gestore di impianti di generazione, una società di opere civili, una società

di ingegneria e magari un “gasista” per garantirsi approvvigionamenti

stabili, più altri, necessiterà di robusti accordi contrattuali interni, segreti a

chi ne è fuori. E la loro sostanza e forma saranno negoziate e stipulate da

fior di esperti di parte.

3. La AO dovrà spendere qualcosa già per mettere in piedi il PF (studi

iniziali, sviluppo del bando e della gara); quindi dovrà negoziare una

convenzione che stabilisce per molto tempo (magari 10-15 anni) gli

accordi con la SPV vincente (che diventa Concessionario): posto che per

andare d’accordo 15 anni ci vogliono buon senso e la volontà di farlo (il PF

somiglia ad un matrimonio), la conditio sine qua non per partire col piede

giusto è una convenzione è ben impostata. Tipicamente serviranno

consulenti da entrambe le parte.

Cosa contiene la convenzione? Sotto una lista tutt’altro che completa:

• Tempi di realizzazione dell’opera e collaudo

• Penali per ritardi e mancate prestazioni

• Proposta base su tariffe gas ed energia elettrica e modalità di

fatturazione e pagamento

• Meccanismi di aggiornamento (es. indicizzazione ad un paniere e

periodicità di aggiornamento)

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• Durata della convenzione e opzioni di rinnovo

• Prestazioni e qualità dei servizi che il concessionario deve garantire (e

come misurarle)

• Condizioni di take or pay: l’AO deve garantire l’acquisto di una minima

parte di elettricità e calore per il periodo di concessione, da pagare anche

se non assorbita (minimo quanto serve al concessionario per la

restituzione delle rate)

• Penali

• Assicurazioni

• Cause di forza maggiore

• Modalità di comunicazione

• Cause di rescissione e come dirimere i litigi

Riassumendo, l’AO diminuisce le sue bollette senza investire per la

centrale; certo si accolla il rischio di mercato, dato che è obbligata ad un

minimo acquisto per un certo numero di anni, anche qualora affiorassero

proposte più convenienti; si accolla anche il rischio di domanda, visto che

il take or pay vale anche se volesse o dovesse trasferire la sua sede o per

qualche motivo (non incluso nelle cause di forza maggiore) non avesse più

pazienti; inoltre il Concessionario assorbirà parte importante del potenziale

economico individuato dagli studi.

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Ho scritto di PF nonostante il proposito iniziale di spiegare perché non ne

avrei scritto. Comunque il PF non è una PMI che affitta il tetto del

capannone ad un installatore fotovoltaico, né qualcuno che si occupi del

motore a gas da 1MW di due articoli fa; sono temi con più probabilità di

riguardare una PMI, che mi tocca ancora rimandare. Spero però di aver

chiarito una faccenda: la quantità di soggetti (inclusi consulenti che li

aiutino a mettersi d’accordo) coinvolti per rendere possibile una sinergia

così complessa è tale da non potersi giustificare per iniziative di taglia men

che grande (c’è chi mette la soglia sui 100 milioni di euro; anche a voler

essere meno drastici, per me sono almeno 20-30).

Estor

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Provincia di Alessandria: efficienza energetica 24 gennaio 2012

Il tema dell’efficienza energetica rappresenta ormai un tema molto attuale

e sono già diverse le realtà che cercano di implementare strategie di

attuazione efficaci e performanti. Molto interessante su questo fronte è

sicuramente quanto si presta ad attivare la Provincia di Alessandria, che

ha risoluto di sviluppare un progetto di efficienza energetica e ambientale

avvalendosi di Cofely.

In termini di cifre si parla di un valore complessivo pari a oltre 20 milioni di

euro e con una durata contrattuale decennale. Ma quali saranno i vantaggi

di un simile accordo? Il numero magico è 20% in meno si di bolletta

energetica a carico della Provincia di Alessandria sia in termini di CO2.

Ma l’attività di consulenza di Cofely non si ferma qui, in quanto dovrà

adempiere anche ai seguenti servizi:

1) Gestione e la manutenzione degli impianti energetici e tecnici di 56

edifici di proprietà e competenza della Provincia, comprendenti 32 scuole,

8 uffici amministrativi, 10 magazzini, 2 caserme dei carabinieri e 1 museo.

2) Attività di adeguamento degli impianti non a norma

3) Riqualificazione dei sistemi energetici,

4) Attività di sostituzione dei generatori di calore tradizionali con sistemi più

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innovativi a condensazione,

5) Attuazione di soluzione d’isolamento termico delle superfici vetrate degli

istituti IPSIA “Fermi” e ITG “Nervi”

6) L’installazione di un impianto solare fotovoltaico della potenza di 118

kWp presso l’istituto tecnico ITIS A. “Volta” e di 11 impianti solari termici

per la produzione di acqua calda sanitaria per numerosi edifici della

Provincia.

Sergio Tomasino, Direttore Generale Aggiunto di Cofely evidenzia come il

progetto della Provincia di Alessandria possa rappresentare una nuova

sfida per Cofely, al servizio delle comunità sul fronte del contenimento dei

costi energetici e della riduzione dell’impatto ambientale con gli obiettivi

fondamentali e vitali contenuti pacchetto “Clima Energia”.

Invece Pier Giuseppe Dezza, Direttore della Direzione Trasporti/Edilizia

della Provincia di Alessandria enfatizza sul fatto che questo accordo

permetterà all’Amministrazione provinciale di realizzare un significativo

risparmio energetico attraverso la coibentazione di facciate e sottotetti per

circa 7.000 mq presso vari istituti d’istruzione medio superiori sparsi

sull’intero territorio provinciale.

L’inizio dei lavori è previsto nella primavera 2012, in concomitanza con lo

spegnimento degli impianti di riscaldamento.

Un progetto davvero molto importante che da il via a un processo di

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rinnovamento energetico e siamo sicuri sarà un caso che continuerà a

moltiplicarsi. Forse la terza Rivoluzione Industriale di Rifkin è ancora

utopica ma questi sono piccoli segnali che la strada è intrapresa.

La redazione B2corporate

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Stagnazione anche per la domanda elettrica tra 2012 e 2014 16 gennaio 2012

Su un magazine rivolto alle tematiche aziendali come B2Corporate, non è

difficile focalizzare il settore energia come un sottoinsieme dell’economia,

con dinamiche a funzione e somiglianza di quest’ultima; in fin dei conti, per

chi vede l’energia come una delle forniture in ingresso ai propri processi

produttivi, questo è l’aspetto fondamentale, mentre gli aspetti tecnologici,

ambientali e sociali sono come ingranaggi all’interno del meccanismo, non

si pretende di sapere come è fatto il motore della propria auto per

guidarla… un esempio convincente? Proviamo a concentrarci sul grafico

che segue in Figura 1, tratto da un report recentemente pubblicato

dall’Acquirente Unico1:

1 L’Acquirente Unico è una società per azioni del gruppo GSE, il cui compito è quello di garantire la fornitura di energia elettrica a quei soggetti che non ritengano di rivolgersi al mercato libero (e possano effettivamente evitarlo). In pratica, AU acquista energia elettrica per quella frazione delle famiglie e delle piccole imprese, che scelgono di sottoporsi tuttora al cosiddetto “mercato tutelato”.

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Figura 1: Confronto tra tasso di variazione del PIL e domanda elettrica dal 1971 al 2010, (Acquirente Unico, ref. 2)

In pratica il grafico riporta sullo stesso asse delle ordinate le variazioni %

annue di PIL e domanda elettrica nazionale, con estensione agli ultimi 40

anni rappresentati in ascissa: è evidente una correlazione molto stretta3.

Ne segue evidentemente che il trend della domanda elettrica per il

prossimo triennio sarà ad immagine e somiglianza di quello previsto per il

PIL: invito all’ottimo documento di AU per approfondimenti ma, volendo

sintetizzare, AU prende in visione il quadro economico, in rapporto al quale

riferisce le previsioni ufficiali di 7 fonti autorevoli4, stilate nel 2011; poi si

2 AU: “Rapporto di previsione del mercato tutelato per gli anni 2012, 2013, 2014”. Il documento è pubblico e scaricabile dal sito dell’Acquirente Unico www.acquirenteunico.it 3 Volendo approfondire, potreste divertirvi a estrarre le 40 coppie di D% e metterle su un diagramma con il D%elettrico in ordinata, quello del PIL in ascissa: mi ricordo che qualche anno fa trovai una correlazione lineare piuttosto forte, in particolare con un offset (retta interpolante con intersezione sull’asse y) 1-2% sopra l’origine: non mi aspetto che il risultato cambi molto. 4 Ministero Economia e Finanze; Fondo Monetario Internazionale; Centro Studi Confindustria; Banca d’Italia; Commissione Europea; OCSE; Consensus Economics. è curioso che, di tutte, solo quella del MEF si spinga fino al 2014. Peraltro, la sua datazione al settembre 2011 la rende ormai abbastanza superata, nell’attuale dinamica degli eventi.

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rivolge allo scenario della domanda elettrica, con i risultati fondamentali di

Tabella 1:

Anno Domanda elettrica (TWh)

Variazione %

2011 332.2 0.5% 2012 332.5 0.1% 2013 337.8 1.6% 2014 344.2 1.9%

Tabella 1: previsioni di domanda elettrica nazionale secondo Acquirente Unico.

Lasciando il report di AU, che prosegue focalizzandosi sul suo core

business (cioè l’energia da garantire ai soggetti tutelati), il mio primo

commento è che lo scenario, certamente non espansivo, si combina

negativamente con l’usuale “premium price” sostenuto dalle imprese

italiane sull’energia.

E mi riallaccio alla discussione rovente in corso sulle incentivazioni al

fotovoltaico: per chi nell’energia elettrica ha5 uno dei suoi costi di

produzione principali, questi 5-6 miliardi di euro annui, dovuti ad una

remunerazione del fotovoltaico totalmente sbilanciata, vengono ripartiti

sulle bollette degli italiani, famiglie o imprese in modo insostenibile: volendo

proprio garantire questa rendita, perlomeno la si rimettesse sulla fiscalità

generale. La controparte non è meno agguerrita: continuerò questa

disamina nella prossima parte. Estor

5 L’ultimo articolo della serie di botta e risposta su Quotidiano Energia è: “Oggi, quarto conto energia compatibile?”, Paolo Culicchi, presidente Assocarta. Da qui si può risalire all’indietro.

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Il fotovoltaico ed il suo inserimento nel sistema 24 gennaio 2012

Riprendo l’articolo della scorsa settimana, lasciato in sospeso sui costi del

fotovoltaico (5-6 miliardi di euro all’anno se contati senza riduzione dovuta

ad altri benefici derivanti) e sulla loro ripartizione: tra le risposte di chi opera

nel fotovoltaico c’è l’invito a valutare correttamente costi e benefici: il

fotovoltaico sta di fatto riducendo il prezzo dell’energia elettrica nelle ore di

punta, abbassando il prezzo marginale che forma l’equilibrio tra domanda

ed offerta, specie in alcune delle zone in cui è diviso il mercato elettrico

nazionale6

6 Mi rendo conto che questi sono aspetti specialistici, che richiederebbero qualche spiegazione. Mi riprometto di farlo in uno dei prossimi articoli. Nel frattempo qualche nota utile si trova su http://questionedienergia.wordpress.com/

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Figura 2: il profilo di carico elettrico italiano nel terzo mercoledì di sei dei dodici mesi del 2010 (Terna, dati statistici: carichi orari).

Sicuramente questo richiamo ad una valutazione d’insieme di costi e

benefici è corretta, specie in una situazione come quella italiana dove

alcuni colli di bottiglia della rete dividono il mercato elettrico in alcune zone.

Ed in alcune di queste a “chiudere” l’offerta sono impianti antiquati, che gli

stessi colli di bottiglia riparano dalla concorrenza.

Attualmente sono installati più 12000MW nominali di fotovoltaico; nelle

ore di punta, in una giornata di buona insolazione, in una stagione in cui il

sistema nazionale sta chiedendo più di 50000MW, anche scontando

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un’efficienza dell’intero parco non al 100% (insomma supponendo anche

solo 7-8000MW disponibili da PV), l’effetto nell’abbassare il prezzo di

equilibrio (che ricordo si forma all’incrocio tra domanda ed offerta) non può

essere trascurato7.

Non posso però fare a meno di rilevare che lo stesso scopo potrebbe

ottenersi mediante gli impianti di pompaggio, che ci sono ( e nel Sud

potrebbero svilupparsi a partire da bacini idrici già esistenti) ma in questo

momento non sono sfruttati secondo piena potenzialità.

Inoltre l’immagine che riporto in Figura 3 può ingenerare il sospetto lecito

che il quadro incentivante abbia consentito anche ad impianti non

propriamente competitivi (in questo caso come sito di installazione) di

diventare economicamente giustificabili.

7 In Italia il mercato non è di tipo “pay as bid”, cioè percepisco secondo l’offerta fatta: l’impianto dal kWh “più caro” che è riuscito a vedersi l’offerta accettata, il cosiddetto impianto marginale, fa il prezzo per tutti. L’effetto del PV è quello, semplicemente offrendo la sua produzione senza fare il prezzo, di “buttare fuori” una quantità di offerte in alto pari alla sua produzione.

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Figura 3: installazione fotovoltaica su sito dall'insolazione non propriamente competitiva (potenza di un incentivo robusto…).

Il terzo conto energia, dalla vita straordinariamente breve, mise in campo

condizioni un po’ meno (ma sempre molto) vantaggiose. Alla fine si varò il

Quarto Conto Energia, tuttora in corso; agli incentivi ridotti fece seguito

una brusca riduzione dei costi dei pannelli (e degli inverter; e dell’impianto

tutto), segno che prima un po’ troppo margine effettivamente ci doveva

essere.

Il Quarto conto energia8 rende la vita un po’ più difficile ai cosiddetti grandi

impianti (a parte qualche beneficio concesso alle Pubbliche

Amministrazioni9 ). Nel prossimo pezzo cercherò di inserire questo

8 Decreto 5maggio 2011, “ Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici.” 9 Secondo il Quarto Conto Energia, “piccoli impianti sono gli impianti fotovoltaici realizzati su edifici che hanno una potenza non superiore a 1000 kW, gli altri impianti fotovoltaici con potenza non superiore a 200 kW operanti in regime di scambio sul posto, nonché gli impianti fotovoltaici d i potenza quals iasi real izzat i , anche da terz i , su edif ic i ed aree del le Amministrazioni pubbl iche di cui all’articolo 1, comma 2, del Decreto legislativo n. 165 del 2001 .

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discorso nel piano che l’Italia si è data per raggiungere i suoi obiettivi al

2020 in materia 20-20-20.

Estor

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Energia: obiettivi Italia per il 20-20-20 29 gennaio 2012

L’obiettivo che l’Italia deve soddisfare per il 2020 in materia di consumi

lordi di energia da rinnovabili (FER), segue il testo della la Direttiva

2009/28/CE: il consumo finale lordo di energia primaria deve per il 17%

essere coperto da energie rinnovabili; il piano conseguente alla direttiva 10,

è stato presentato nel giugno 2010, e prevede le seguenti percentuali per

settori:

• nell’elettrico le FER dovranno contribuire per il 29% circa;

• negli usi termici l’apporto previsto sarà poco meno del 16%;

• nei trasporti si prevede circa il 6.4% di FER;

Figura 4: tratto da: ”Sintesi del piano di azione per le energie rinnovabili” (giugno 2010).

10 Piano d’azione nazionale per le energie rinnovabili, giugno 2010. La sintesi dello stesso, disponibile in rete, offre un ottimo quadro in poco più di trenta pagine.

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Il decreto n.28/2011 prosegue l’iter di implementazione della Direttiva11,

ma si attendono ancora i corrispondenti decreti attuativi o provvedimenti

sui singoli punti, che sono in sintesi riportati in Tabella 2. Vero è che l’Italia

ha attraversato momenti di assoluta emergenza, ma non è più tempo di

attendere oltre per dare indicazioni definitive.

Inoltre, per centrare l’obiettivo del 17% di energia da fonti rinnovabili,

decisamente ambizioso, sarà necessario agire non solo sul numeratore

(produzione da rinnovabili), ma anche sul denominatore, cioè la riduzione

del consumo finale lordo di energia primaria. Una mano non troppo

desiderata la sta dando la crisi, indubbiamente. Ma questo non evita la

necessità di agire sull’efficienza energetica, il sostegno alla quale appare

per il momento deludente: forse continua a passare il principio che i

provvedimenti di efficienza energetica sono spesso affidati a tecnologie più

mature, che quindi dovrebbero sostenersi da soli o quasi.

Provvedimento Autorità competenti Articolo DM incentivazione FER elettriche

MSE- MATTM-MIPAF Art.24 comma 6

DM incentivazione FER Termiche ed efficienza per interventi piccole dimensioni

MSE- MATTM-MIPAF Art. 28 comma 2

DM incentivazione biometano in rete gas

MSE-MEF-MATTM-MIPAF

Art.21 comma 2

11 DECRETO LEGISLATIVO 3 MARZO 2011 n. 28: “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE” (NdR. 2009/28/CE : promozione delle energie rinnovabili; 2001/77/CE: promozione biocarburanti e carburanti rinnovabili; 2003/30/CE: promozione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili)

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DM interventi sviluppo tecnologico industriale

MSE Art.32 comma 1

Dm modalità calcolo maggior contributo per biofuel UE

MSE-MEF-MATTM-MIPAF

Art. 33 comma 7

Adeguamento regolamentazioni sulle ER

Regioni Art. 11 comma 7

Programmi formazione installatori

Enea Regioni e Province Autonome

Art.15 comma 2

Tabella 2: provvedimenti attuativi attesi in seguito al decreto n.28 del marzo 2011.

Ma è corretto sostenere d’altra parte il fotovoltaico in modo così

sbilanciato? I circa 12000MW attualmente installati possono produrre circa

il 3% del consumo interno lordo elettrico. L’efficienza energetica, estesa a

tutti i settori, ha delle potenzialità di risparmio delle risorse primarie ben più

spiccato. E con una sensibilità ad incentivi che andrebbe considerata più

attentamente.

Estor

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Gas naturale e ondata di freddo 6 febbraio 2012

Su quello che in Italia è di gran lunga il vettore energetico primario, a

seguito di orientamenti presi a partire perlomeno dagli anni Settanta del

ventesimo secolo, apro con un grafico, ricavato da elaborazioni di dati da:

http://dgerm.sviluppoeconomico.gov.it/dgerm/consumigasannuali.asp :

Figura 5: ripartizione dei consumi di gas naturale in Italia nel 2009, per settori, miliardi di metri cubi.

Il gas naturale in Italia è il combustibile principale per la generazione

elettrica, così come nei fabbisogni termici sia di tipo civile che industriale.

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Il suo approvvigionamento di solito è abbastanza affidabile , facendo

ricorso ad almeno 4 grosse vie e ad alcuni stoccaggi. Certo, il gestore

della rete di trasporto nazionale è una consociata dello stesso gruppo

dell’attore con posizione preponderante sul mercato; inoltre in caso di

interruzione delle fonti di approvvigionamento da più parti, le soluzioni da

vettori energetici alternativi sarebbero fortemente carenti.

L’Italia d’altra parte consuma quasi un quinto dell’intera quota di gas

consumata dall’EU e, nonostante la stessa Europa abbia, ai livelli nazionali,

diverse reti ben sviluppate, molto ancora c’è da fare sulle interconnessioni

tra le stesse.

Per quanto ci riguarda, le prossime azioni dovranno:

- aumentare l’effettivo livello di liberalizzazione del mercato

- attenuare la dipendenza dai contratti di fornitura take or pay:

- aumentare la capacità di stoccaggio (mentre il programma dei

rigassificatori continua a procedere a rilento)

- stabilire finalmente l’unbundling societario tra i soggetti incaricati della

gestione di rete ed il principale soggetto sul mercato

- sviluppare ulteriormente le piattaforme virtuali di scambio.

Tutti aspetti che hanno a che fare con i timori che l’ondata di gelo di questi

giorni ci metta davanti alla scelta se stare al freddo o chiudere il volantino

agli energivori che contrattualmente si sono dichiarati interrompibili.

Confindustria suggerisce di grattare prima il fondo degli stoccaggi (cioè di

andar sotto il livello strategico), ma si capisce che nemmeno loro sono

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troppo convinti. Vi rimando al grafico di figura 2, dove faccio notare la forte

stagionalità di uno dei tre grossi settori di consumo del gas naturale: quello

civile.

Figura 6: andamento stagionale per i settori di maggiore consumo (e per la loro somma) .

Notate (nel 2009) le medie in gennaio e dicembre sui 300 milioni di metri cubi/giorno, di cui quasi due terzi nel civile; in questi giorni abbiamo toccato i 450.

Ne parliamo nella seconda parte.

Estor

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Grande gelo vs. stoccaggi: giorni contati? Tutti i numeri 8 febbraio 2012

Analisi del bilancio gas nazionale sulla base di una delle ultime giornate di

freddo: flussi in entrata ed uscita, capacità, progetti in corso pluriennale di

approvazione.

Alcuni bilanci sul gas naturale

In questo articolo proseguo il precedente su freddo e domanda di gas

naturale, aggiungendo molti numeri a quelli già esposti nei grafici sulle

stagionalità per settore. Cominciamo dalla domanda degli ultimi anni:

Tabella 3: consumi di gas naturale in Italia, milioni di m3/anno (elaborazione da dati MSE)12.

Insomma, il consumo nazionale si aggirava prima dell’effetto crisi attorno

agli 85 miliardi di metri cubi/anno; nel 2008 e 2009 il consumo da parte

delle industrie è stato drammaticamente intaccato; calo pesante anche da

12 Sotto la dicitura “altri” si includono: pesca & agricoltura, autotrazione, usi non energetici, bilanciamenti statistici e perdite

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parte CTE. Molto meno sensibile agli effetti economici il consumo civile,

più vincolato alle condizioni climatiche (gli ultimi inverni sono stati rigidi).

Ora, dal bilancio quotidiano del 6 febbraio, nella rete nazionale si sono

immessi 460 mln m3:

Tabella 4: i prelievi da rete durante la giornata del 6 febbraio 2012, milioni di mc (da dati Snam rete gas)

Dai consumi per mese del precedente articolo, è piuttosto evidente come

la richiesta della distribuzione (praticamente il civile) si aggiri attorno ad una

volta e mezza la media giornaliera invernale.

Il sistema di approvvigionamento ha risposto in tre modi, che discuteremo:

Importazione

Il 6 febbraio sono giunti i seguenti quantitativi, in milioni di metri cubi e per

ordine di dimensione:

-‐ 94,0 mln m3 da Mazara del Vallo, che è il terminale di connessione

con l’Algeria;

-‐ 87.6 mln m3 da Tarvisio; praticamente il gas russo, che da

Baumgarten attraversa l’Austria

-‐ 55.2 mln m3 da passo Gries: il gas da Norvegia e Olanda, che

attraversa la Svizzera tramite il gasdotto Transitgas;

-‐ 18.0 mln m3 da Gela, che è il terminale di connessione con la Libia.

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Due note:

-‐ Transitgas lo scorso inverno era interrotto per una frana: fosse

capitato ora, le conseguenze sarebbero state gravemente

preoccupanti;

-‐ il progetto Galsi per la gassificazione della Sardegna, 280km di

gasdotto sottomarino dall’Algeria a Porto Botte, poi da Olbia alla

Toscana, contribuirebbe ad un 10% del fabbisogno italiano; gli studi

si susseguono da dieci anni, ma il Galsi non ci sarà ancora per

almeno qualche anno.

Rigassificatori

A rigore li si fa entrare nelle importazioni, per quanto siano anche uno

strumento di accumulo; Panigaglia sta facendo il possibile ma è piccolo; al

100% delle sue capacità ha immesso 9.4 mln m3 ; da Rovigo, che

potenzialmente ha capacità almeno doppia di Panigaglia, mare grosso e

problemi tecnici stanno limitando il contributo a 4.1 mln m3 .

Quella dei rigassificatori in Italia è una questione annosa. Vari progetti

sono ciascuno in una fase differente del proprio iter. Ed ora bisogna anche

dire che aggiudicarsi carichi di LNG13 a buon prezzo sta diventando

sempre più difficile: le navi di liquefatto vanno in Asia, che domanda molto

e paga molto di più!

13 Liquified Natural Gas: liquefatto alla fonte (o al porto cui giunge un gasdotto), può essere trasportato con un costo per unità di energia immagazzinata accettabile. Ovviamente dall’altra parte può misurarsi sul mercato solo che dispone di adeguata capacità di rigassificazione

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Produzione nazionale

La produzione nazionale è quella che è; da anni la disponibilità è in calo; ci

sono altre possibilità esplorative, ma lo sviluppo di questi progetti va

abbastanza a rilento. Il 6 febbraio questo contributo è stato pari a 22 mln

m3.

Stoccaggi

169 mln m3 è stato il contributo degli stoccaggi il 6 febbraio. Ecco alcune

considerazioni, qualche numero, un po’ di tecnica, qualche conclusione:

-‐ 164 mln m3 su 169 provengono da Stogit, che amministra

un’infrastruttura/servizio di tutti ma fa parte del gruppo ENI (un po’

come Snam Rete Gas);

-‐ l’insieme degli stoccaggi italiani (una decina di siti) assomma a 15

Miliardi di mc di capacità;

-‐ gli stoccaggi, che ad esempio sono volumi lasciati liberi da giacimenti

esauriti, vengono utilizzati in inverno e, da una pressione iniziale che può

raggiungere i 300 bar, la pressione scende notevolmente fino a

primavera; dopodiché il ciclo riprende, per riportare la pressione a valori

più elevati in vista del nuovo inverno;

-‐ il gas contenuto nel giacimento può contabilizzarsi più o meno in:

-‐ 1/3 di “cushion gas”: da non toccare, o lo stoccaggio potrebbe

perdere la sua funzionalità. Conosco un Paese che, svuotando

troppo il loro unico stoccaggio, lo fece collassare, perdendolo per

sempre come infrastruttura.

-‐ 2/3 di “working gas”: di questo si può invece disporre, ma vanno

osservate alcune avvertenze. Fatta 65% la quantità di working gas:

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o 25 assomigliano molto al “cushion gas”: si possono intaccare,

ma il calo di pressione limita molto le capacità di fornitura di

picco dello stoccaggio;

o 15 sono cosiddette riserve “strategiche”: è quella scorta per

situazioni di emergenza inevitabile;

o Risulta ora chiaro che solo il restante 15% è utilizzabile in modo

“libero” per la modulazione.

Ora, secondo queste indicazioni, su 15 miliardi di metri cubi stoccati, 2 -

2.5 miliardi e mezzo sono disponibilità “modulante”; altrettanta è quella

strategica, (da intaccare solo se inevitabile)

Ai ritmi di 170 mln m3 del 6 febbraio (un po’ meno durante i week end, le

centrali alleggeriscono il loro assorbimento), è piuttosto chiaro che, anche

da stoccaggi pieni, due settimane di gelo porterebbero alla condizione di

dover intaccare le risorse strategiche degli stoccaggi, che a loro volta

“durano” altrettanto; improbabili 4 settimane di questo freddo, ma d’altra

parte siamo in febbraio, con gli stoccaggi tutt’altro che pieni.

Spero di aver chiarito perché si chiede, prima di dar fondo agli stoccaggi,

l’aiuto alla riduzione dei carichi industriali e di generazione elettrica.

Purtroppo invece a volte è meno chiaro perché progetti che potrebbero

evitarci queste situazioni devono affrontare iter di anni prima di arrivare ad

autorizzazione e realizzazione. A quelli che ho citato ne aggiungo altrettanti

riguardanti l’aumento della capacità di stoccaggio a livello nazionale.

Estor

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Efficienza energetica: prendiamo le misure 3 febbraio 2012

Enea ha pubblicato nel mese di dicembre il secondo Rapporto Annuale

sull’Efficienza Energetica, che raccoglie e quantifica una serie di indicatori

sullo stato di salute del sistema energetico nazionale.

Le indicazioni numeriche sono senz’altro confortanti, ciò che forse

preoccupa in prospettiva è una plausibile ridefinizione delle priorità. Il

sistema energetico serve il tessuto produttivo al quale è legato a doppio

filo, e lo stato in cui quest’ultimo versa non favorisce la sensibilità degli

attori al tema “efficienza energetica”.

Ma focalizzando l’attenzione sul passato recente, il documento sintetizza il

reappraisal del PAEE 200714 (Piano d’Azione per l’Efficienza Energetica),

redatto in applicazione della Direttiva 32/2006/CE che fissa a carico dei

Paesi membri UE un obiettivo di risparmio energetico pari al 9% nel

201615. Il PAEE ha innalzato tale soglia al 9,6%, ponendo altresì un

obiettivo intermedio pari al 3% nel 2010, oggetto dell’attività di monitoring.

Più in dettaglio sono stati quantificati, in relazione al quadriennio 2007-

2010, i risparmi derivanti dall’applicazione dei seguenti strumenti:

14 Recentemente rivisto con l’emissione del PAEE 2011, che introduce importanti novità riguardo ai nuovi standard di efficienza degli edifici, sottolineando altresì l’importanza di misure non tecnologiche, quali i sistemi di gestione dell’Energia (ISO 50001) ed analisi LCCA. 15 Variazione percentuale rispetto alla media dei consumi finali del quinquennio precedente l’emanazione della direttiva

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i. Applicazione D.Lgs 192/05 sull’efficienza energetica degli edifici;

ii. Detrazione fiscale 55% su interventi di riqualificazione energetica;

iii. Titoli di efficienza energetica (Certificati Bianchi);

iv. Detrazioni fiscali 20% per installazione motori ad alta efficienza;

v. Incentivi per rinnovo parco auto.

L’applicazione di tali misure ha generato un risparmio complessivo

superiore a 32.000 GWh rispetto al consumo di riferimento, cui si

sommano i saving da interventi non previsti dal PAEE pari a circa 15.000

GWh per un valore complessivo di 47.000 GWh superiore all’obiettivo

intermedio fissato dal PAEE e pari a circa 35.000 GWh. Oltre l’80% del

risultato a consuntivo è stato garantito da 2 misure: gli interventi di

riqualificazione energetica degli edifici ed il meccanismo dei Certificati

Bianchi.

Cambiando prospettiva è stato possibile valutare l’impatto di tali misure

sull’efficienza energetica complessiva (o in modo del tutto equivalente sulla

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riduzione dell’intensità energetica). L’indicatore utilizzato a tal fine è

l’ODEX, che mette in relazione il rapporto tra consumo energetico (media

ponderata dei consumi settoriali di industria, residenziale, trasporti)

richiesto per la produzione di una certa quantità di output con l’output

stesso. Variazioni dell’indice in aumento o in diminuzione implicano

rispettivamente una minore o maggiore efficienza energetica. Le variazioni

dell’ODEX permettono inoltre di calcolare il risparmio energetico

depurandolo dalle componenti cicliche della produzione16.

In Italia l’ODEX ha assunto nel 2009 un valore medio pari a 89,6 rispetto

all’anno base (1990), pertanto nel ventennio in oggetto l’efficienza

energetica è migliorata del 10,4%.

Il settore residenziale spicca facendo registrare un miglioramento

dell’ODEX del 24%, “beneficiando” per così dire del letargo iniziale e degli

enormi margini di efficienza recuperabili. Pertanto con interventi dal costo

relativamente contenuto17 legati in particolare ad un utilizzo più efficiente

del calore (caldaie a condensazione, pompe di calore, isolanti termici,

doppi vetri), ha fornito un contributo determinante al raggiungimento degli

obiettivi del PAEE 2007.

Il settore industriale fa registrare un più modesto 9,9% derivante

dall’installazione di motori ad alta efficienza e dall’applicazione della

Cogenerazione Alto Rendimento. La prima tipologia è destinata a produrre

effetti soprattutto nel lungo periodo, in seguito all’attuazione del

16 Ad esempio se l’anno t il settore residenziale consuma 10Mtep con un ODEX pari a 90 vs anno base, il risparmio energetico sarà pari a RE = Consumo Energetico del settore * (100/ODEX-1) = 10*0,11 = 1,1 Mtep. 17 Si pensi agli erogatori per doccia a basso flusso o ai kit idrici che hanno fornito un contributo sul risparmio complessivo di circa 6.000 GWh.

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Regolamento 640/2009/CE che prevede (passando per una serie di step

intermedi) dal 2017 l’immissione sul mercato di motori di classe non

inferiore a IE3 Premium. La cogenerazione sconta invece la scarsa

economicità delle installazioni al di sotto di una massa critica rilevante, e la

relativa esiguità degli incentivi legati al meccanismo dei TEE.

Nel settore trasporti l’incremento complessivo di efficienza è stato pari ad

appena l’1%: incidono l’età media del parco veicoli circolante, la netta

prevalenza del trasporto stradale rispetto alla media dei paesi Europei, la

scarsa penetrazione dei biocombustibili e dei motori elettrici.

Un quadro apparentemente con più luci che ombre, ma proprio l’analisi

dei principali fattori di successo evidenzia quanto siano ampi i margini di

miglioramento e quanto ancora si possa fare.

Un esempio su tutti riguarda proprio il settore residenziale, oggetto di una

produzione normativa senza precedenti negli ultimi anni, ma con

applicazioni concrete demandata all’esclusivo buon senso degli Enti locali.

Si è assistito così al proliferare di una “giungla” legislativa dove, a latere

delle produzione nazionale alcune Regioni hanno definito varie

metodologie, limiti, criteri di efficienza energetica da applicare a nuove

costruzioni e ristrutturazioni. Dopo una fase prettamente “creativa” durata

quasi 20 anni, è iniziata però l’era della razionalizzazione, con l’emanazione

nel 2009 prima del DPR 59 poi delle linee guida nazionali per la

certificazione energetica, che fungeranno da milestones compensando i

vuoti normativi degli enti locali.

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Il recente rapporto ONRE (Osservatorio Nazionale Regolamenti Edilizi) di

Legambiente ha peraltro sottolineato la crescente attenzione dei Comuni al

problema energetico: al 2011 855 Comuni (circa 4 volte in più rispetto al

2008) hanno integrato i propri RE inserendo strumenti di efficienza

energetica in alcuni casi “vincolanti” per le nuove costruzioni. I parametri

maggiormente contemplati nei Regolamenti riguardano l’isolamento

termico (obbligatorio in 632 casi), l’installazione sulle nuove costruzioni di

pannelli solari termici (463 Comuni), l’ecocompatibilità dei materiali da

costruzione (258 Comuni prescrivono l’obbligo di utilizzo di materiali

riciclabili), l’obbligatorietà della certificazione energetica (349 RE).

Persiste tuttavia un’evidente asimmetria tra Nord e Centro Sud,

considerando che il 60% dei comuni virtuosi sono localizzati in Lombardia,

Emilia Romagna, Piemonte e Veneto.

Discorso a parte merita lo scenario dei Certificati Bianchi, la cui presenza

sul mercato si è notevolmente ridotta nel 2011, a fronte di un obiettivo

2012 in crescita vs anno precedente. L’AEEG è recentemente intervenuta

con delibera 09/2011 con alcune modifiche volte ad incrementare il valore

dei TEE, nel dettaglio:

i. ha introdotto il concetto di durabilità (tau), coefficiente moltiplicativo

del risparmio annuo conseguito, che tiene conto degli anni di vita

utile del progetto;

ii. ha ridotto la soglia minima dei progetti (con una decurtazione

variabile dal 20 al 93%);

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iii. ha aumentato a 180 gg il limite temporale entro cui presentare il

progetto.

Il tutto per incrementare la sostenibilità degli interventi capital intensive,

cogenerazione su tutti. In tale direzione va anche il DM 5/9/2011 che ha

incrementato del 50% gli incentivi previsti per tutti gli impianti CAR,

alimentati a gas naturale (ora variabili dai 12 ai 15€/MWh, contro gli 8-10

della scheda analitica 21-bis). Peccato che la nota dell’Agenzia delle

Dogane del 6/9/2011, in materia di defiscalizzazione del combustibile,

riconosca l’accisa agevolata solo sulla quota “energia elettrica” sul totale

(elettrico + termico) prodotto dal cogeneratore, riducendo di fatto del 50%

l’agevolazione concessa.

Tale contrasto legislativo appare un deciso freno al progredire di

tecnologie efficienti ma ancora di scarsa applicazione. Anche perché kit

idrici ed erogatori a basso flusso (per citare esempi di interventi non

previsti dal PAEE) non potranno sempre fare miracoli.

Giacomo Gaudino

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Seam4Us: efficenza energetica metropolitane

14 Febbraio 2012

Cofely, Gruppo GDF Suez, leader in Italia nei servizi per l’efficienza

energetica e ambientale, ha avviato, in collaborazione con l’Università

Politecnica delle Marche ed altri 7 partners europei, un progetto

sperimentale denominato Seam4Us – Sustainable Energy Management for

Underground Stations.

Per la realizzazione del progetto è stato costituito un team internazionale

composto da università, istituti di ricerca e società di servizi appartenenti a

sei Paesi europei, tra cui Italia, Spagna, Germania, Olanda, Finlandia e

Svezia. Nel dettaglio i partner Cofely sono: Università Politecnica delle

Marche, Università Politecnica de Catalunya (Sp), TMB-Società Trasporti

Metropolitani di Barcellona (Sp), Centro di ricerca Fit Fraunhofer (Ger),

Università di Kassel (Ger), Centro di ricerca Almende (Ol), Società

multitecnica Vitt (Fin) e Società multitecnica Cnet (Svezia).

In particolare, Cofely, in qualità di coordinatore del progetto, si occuperà di

seguire tutti i partner suddivisi per team di lavoro, gestire l’audit energetico

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preliminare e il successivo monitoraggio, oltre ad elaborare il piano di

diffusione e promozione di Seam4Us sulla base dei risultati ottenuti.

Il progetto consisterà nell’implementazione di un modello di monitoraggio e

controllo dei consumi energetici secondari delle stazioni metropolitane,

ponendo particolare attenzione agli impianti di ventilazione, illuminazione e

trasporti interni ausiliari. L’obiettivo sarà quello di implementare un sistema

di ottimizzazione dei consumi e riduzione dell’impatto ambientale

applicabile per tutti i nuovi “energivori” metropolitani.

Il progetto Seam4Us avrà durata 36 mesi e utilizza la stazione pilota di

Paseo de Gracia della metropolitana di Barcellona per studiare come

ridurre del 5-10% i consumi energetici annuali (che in totale ammontano a

63,1 milioni di kWh), pari al consumo di 700 abitazioni, mediante l’impiego

di tecnologie e metodologie di gestione completamente innovative dei

sistemi ausiliari delle stazioni e che, ad oggi, rappresentano circa il 30%

dei consumi totali previsti dalla struttura sotterranea.

L’importanza e la novità di Seam4Us consistono nell’affrontare in modo

pionieristico a livello internazionale l’ambiente “stazione” nell’ottica del

risparmio energetico.

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E’ la prima volta, infatti, che viene fatta un’analisi sul sistema metropolitano

prendendo in esame tutte le caratteristiche interne ed esterne dell’edificio

che possono incidere sui consumi energetici, prescindendo dai consumi

dei treni che rappresentano il 70% dei consumi totali, mediante lo sviluppo

di un sistema di controllo e supervisione della stazione e dei suoi impianti.

Tale sistema sarà in grado di gestire automaticamente tutta l’infrastruttura

con una complessa rete di sensori collegati ad un server centrale, dotato

di applicativi software specificatamente sviluppati per raccogliere ed

elaborare i dati di carattere climatico/ambientale, gestendo gli impianti

interessati al fine di ottimizzare il saving energetico.

Tali dati verranno, infatti, elaborati, ad esempio, per il controllo automatico

dell’illuminazione in base alla presenza o meno di persone presso la

stazione metropolitana, oppure per la gestione dell’impianto di ventilazione

in funzione delle condizioni ambientali, dell’affollamento e del passaggio

dei treni.

Inoltre, il sistema sarà in grado di “apprendere”, mediante specifiche

funzioni, il comportamento della struttura e degli utenti nelle varie possibili

condizioni di utilizzo, anticipando le azioni correttive necessarie, per

ottenere il miglior risultato possibile.

Qui di seguito sono evidenziate le principali fasi del progetto già attivate

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Dicembre 2010: Cofely, in collaborazione con l’Università Politecnica delle

Marche, presenta il progetto Seam4Us alla Commissione Europea

nell’ambito del bando VII Programma Quadro, sottoprogramma “Ict

Energy Efficient Technology“, volto a finanziare progetti di efficienza per

strutture pubbliche.

Febbraio 2011: la Commissione Europea assegna un punteggio molto alto

(14.5/15) al progetto riconoscendo, oltre al carattere innovativo delle

tecnologie impiegate, la sua originalità nella scelta metodologica prevista e

la validità dei partner coinvolti.

5 Ottobre 2011: la Commissione Europea sottoscrive il Grant Agreement

che finanzia il progetto con 3 milioni di euro.

20 ottobre 2011: Avvio dei lavori di Seam4Us in occasione del primo kick

off organizzativo che ha visto riuniti a Roma, presso la sede Cofely, tutti i

rappresentanti dei soggetti coinvolti.

10 novembre 2011: a Barcellona si tiene il primo meeting operativo per

l’acquisizione delle informazioni tecniche relative alle caratteristiche degli

impianti della stazione pilota e una prima raccolta dei dati.

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Ecco invece le fasi del 2012:

La prima fase del progetto prevede la realizzazione della diagnosi

energetica della stazione Paseo de Gracia, con l’obiettivo di:

- verificare su un arco di tempo significativo i consumi energetici

secondari della stazione (sistemi di ventilazione, illuminazione,

movimentazione passeggeri etc.), mediante una complessa rete di

misuratori di energia;

- individuare criticità ed eventuali inefficienze cause di spreco;

- definire le corrispondenti soluzioni tecniche idonee all’efficientamento

della struttura.

Parallelamente sarà avviata la realizzazione di una rete di sensori in grado

di monitorare l’andamento dei principali parametri ambientali interni ed

esterni (temperatura, umidità, concentrazione di CO2, illuminamento, flussi

di passeggeri etc.).

Entro il primo anno di sperimentazione sarà, quindi, possibile:

sviluppare un sistema informativo centralizzato di gestione in grado di

elaborare tutti i dati rilevati sul campo, prevedere con metodi statistici il

“comportamento” della stazione e degli utenti e impartire agli attuatori

automatici gli ordini necessari per ottimizzare i consumi.

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creare un primo modello virtuale della stazione, delle condizioni

ambientali e dei consumi energetici,sul quale effettuare tutte le simulazioni

desiderate;

progettare una prima rete di controlli automatici in grado di agire

sugli impianti ottimizzandone il funzionamento.

2013: nel corso del secondo anno tale sistema di gestione sarà

progressivamente completato, integrato e portato a regime in tutte le sue

parti, man mano che saranno visibili i primi risultati della sua applicazione

sul campo.

In particolare Cofely si occuperà di aggiornare l’audit energetico della

stazione in tempo reale, confrontando i dati raccolti con i risultati attesi,

oltre a produrre le specifiche opportune per migliorare ulteriormente le

prestazioni del sistema.

Grazie anche alla collaborazione già avviata con le strutture dedicate

all’innovazione tecnologica di Cofely España, il Gruppo fornirà una

continua presenza sul campo, garantendo la gestione ottimale delle

tecnologie implementate, un corretto monitoraggio degli eventi ed una

migliore interfaccia informativa con i dipartimenti di TMB (Transportes

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Metropolitanos de Barcelona) preposti all’innovazione e ricerca (es.

applicativi internet, riunioni periodiche, etc.).

2014: Il terzo anno vedrà l’esecuzione dei test finali di collaudo,

supervisionati in tutte le loro fasi dai responsabili tecnici di Cofely;

apportate le ultime modifiche al sistema, si arriverà infine alla validazione

dei risultati tecnici e scientifici conseguiti, mediante i quali Cofely potrà

certificare gli obiettivi raggiunti in materia di risparmio energetico.

La Redazione B2corporate

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Energia pulita ma quanto ci costi? 20 Febbraio 2012

Continua nel 1° trimestre 2012 il corso rialzista del prezzo dell’energia

elettrica che ci ha accompagnato per tutto il 2011 se si esclude una breve

parentesi nel primo trimestre dello scorso anno.

L’AEEG ha infatti pubblicato le nuove tariffe in vigore per il mercato di

maggior tutela (che fungono tuttavia da benchmark per il mercato libero),

con incrementi più o meno consistenti e legati in particolare agli oneri di

sistema.

1° TRIM 2011 1° TRIM 2012 DELTA

COMPOSIZIONE

PREZZO ENERGIA

ELETTRICA

cent€/kWh incidenza.

su tot. cent€/kWh

incidenza

su tot. cent€/kWh %

Costi di rete e di

misura 2,493 16,02% 2,557 14,78% 1,026 +2,6%

Oneri generali di

sistema 1,4652 9,41% 2,377 13,74% 1,622 +62,2%

Imposte 2,2432 14,41% 2,4013 13,88% 1,070 +7,0%

PED (prezzo energia

+ prezzo 8,725 56,06% 9,18 53,05% 1,052 +5,2%

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Partendo dalla sintesi estrema, su base trimestrale il prezzo lordo finale

dell’energia (comprensivo di imposte) è cresciuto del 4,9%, mentre su

base annua dell’11%, portandosi da 15,57 €cents a 17,31 per kwh.

La tabella seguente evidenzia, per macro voce, gli incrementi registrati tra

il 1° trimestre 2011 ed il corrispondente periodo del 201218

Ciò che balza subito all’occhio è il “salto” compiuto dagli oneri di sistema,

che comprendono una serie indefinita di voci destinate alla copertura di

costi per la promozione di fonti alternative, l’efficienza energetica e la

ricerca di sistema. Continuando a setacciare si scopre infine che il 90%

degli oneri di sistema è da attribuire agli incentivi alle fonti rinnovabili (voce

A3). Come dire, fatta la legge …..

Paghiamo in particolare lo scotto del 3° conto energia FV e dei suoi

antenati, che hanno determinato una corsa sfrenata agli incentivi ed una

crescita ipertrofica della potenza installata (nel corso del 2011 si è di fatto

quadruplicata passando da 2.800 a 12.400 MW). In valore assoluto, gli

incentivi totali passeranno da 7,9 a 10,5 miliardi di € nel 2012, di cui più

18 Fonte: AEEG

PED (prezzo energia

+ prezzo

dispacciamento +

perequazione)

8,725 56,06% 9,18 53,05% 1,052 +5,2%

Commercializzazione 0,639 4,10% 0,79 4,57% 1,236 +23,6%

Totale al lordo delle

imposte 15,57 100% 17,31 100% 1,112 +11,2%

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del 50% destinati al finanziamento del fotovoltaico, responsabile per il 70%

dell’incremento suddetto.

Risultato: l’incidenza % degli oneri di sistema sul prezzo totale dell’energia

passa dal 9,41 al 13,74%.

Qualche considerazione (contro):

in primis, se si considera che tra gli oneri di sistema è presente una

voce destinata alla promozione dell’efficienza energetica (UC7) che

rappresenta meno del 3% del totale, appare sproporzionato (per

usare un eufemismo) l’”interesse” per le rinnovabili a scapito invece

di interventi di risparmio energetico la cui valenza, ai fini del

Pacchetto 20-20-20, è indubbiamente maggiore, in quanto

contribuiscono al raggiungimento di tutti gli obiettivi;

in secundis, appare chiaro che il fardello del 3° conto energia è

destinato a pesare ancora per diversi anni, benché tali maggiori oneri

siano da valutare al netto dei conseguenti effetti positivi (riduzione

della dipendenza da idrocarburi e della relativa incidenza sul prezzo

dell’energia);

in tertiis, occorre valutare, in una prospettiva neppure troppo lontana,

l’impatto dell’immissione di energia pulita sui costi di

razionalizzazione ed efficientamento della rete, necessari ad

accogliere produzioni intermittenti e a ridurre le congestioni. Già ad

inizio anno l’Authority ha adeguato le tariffe relative alle attività di

trasporto e distribuzione, riconoscendo a Terna un incremento delle

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remunerazione degli investimenti 19. Ebbene, non è difficile ipotizzare

che tali oneri siano destinati a crescere, così come si evince dal

Piano Investimenti della compagnia (un abstract è visibile sul sito di

Terna).

Una considerazione (pro):

come già evidenziato da Estor in un precedente articolo, la crescita

delle rinnovabili ha parzialmente de - correlato il prezzo dell’energia

elettrica da quello delle fonti fossili sottostanti (petrolio e gas): nella

tabella sopra si nota che la componente del prezzo legata al

combustibili (PED + commercializzazione) è cresciuta del 6,5% su

base annua vs un incremento del greggio ben superiore20. Il FV in

particolare ha un evidente effetto calmierante, sia sui costi di

produzione (la resa del FV raggiunge il picco nelle ore di massima

insolazione, quando cioè l’energia da fonti tradizionali costa di più)

sia sul corso della Borsa elettrica21.

Ciò che resta dopo gli ultimi rincari è tuttavia la sensazione che dietro il

paravento del vincolo imposto dal Pacchetto Clima Energia si nasconda

un modo un po’ destrutturato e speculativo di fare efficienza, che ancora

una volta pesa sulle spalle dei clienti finali; e che alcuni meccanismi non

19 Il nuovo WACC di Terna sarà pari al 7,4% per investimenti sulla rete di trasporto in AT (8,4% se realizzati dopo il 1° gennaio 2012), e 7,6% sulla rete di distribuzione (8,6% dal primo gennaio). 20 + 39% se si considera il prezzo medio 2011 vs 2010 (CIF in $/barile), + 20% tendenziale (dic 2011 vs dic 2010) 21 Senza volersi intrufolare nei meandri dei meccanismi di funzionamento della borsa elettrica, e delle distorsioni legate all’applicazione del System Marginal Price, vale comunque la considerazione che l’immissione sul mercato di energia dal costo marginale molto basso trasla la curva di offerta vs destra, abbassando il prezzo di equilibrio di TUTTA l’energia scambiata.

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particolarmente onerosi (ad esempio le tariffe multi orarie applicate con

molta parsimonia …) potrebbero alleviare le bollette energetiche.

Giacomo Gaudino

energia: analisi, scenari e attualità

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