leggere le bollette

Leggere le bollette
appunti di energy management
Elettricità
Le bollette dei vettori energetici sembrano quasi un documento oscuro.
In esse si trovano riportate tante voci da cui risulta davvero difficile risalire a
ricostruire i costi. Di seguito sono elencate le principali voci ed i parametri che
concorrono alla creazione del prezzo dell’energia.
Energia elettrica; il prezzo dell’energia elettrica è composto da:
prezzo
=
vendita + dispacciamento + trasporto + oneri + imposte
Vediamo, a seguire, le singole voci.
Vendita per il Libero Mercato:
vendita (approvvigionamento energia)
=
bilaterali + borsa elettrica + import + CIP6 + (sbilanciamento + oneri CO2)
Questa voce di costo è pari a circa il 63% della bolletta.
All’interno della voce vendita compare la voce relativa al prezzo Pr = Po
+ (In – Io) che risulta variabile in base alla quotazione dei combustibili
utilizzati per la produzione di energia elettrica, dove In è un indice che riporta
il costo di alcuni tipi di petrolio scelti dalla società per un proprio paniere che
ritiene più opportuno e pertanto tali indici non sono confrontabili. All’interno
della formula precedente compare anche il rapporto €/$.
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Fornitore
Formula
A2a Energia
PmF0 = P0F0 +
(TEK9m – TEK90)
E.ON Energia
PmF0 = P0F0 +
(FCRm – FCR0)
Edison Energia
PmFi = P0Fi +
(Im – I0)
Variabile di indicizzazione
Finestra di Aggiornamento
mediazione
indice
TEK9m = [0,0645 x Plsf0m +
0,0259 x Pgasoilm + 0,0253
9 mesi
x Pcrudesm + 0,075 x
Pcoalm]/Em
FCRm = 6,82 +
Ibrida: 9
[1,976/1,27484 x (0,0172
mesi
x Gasoliom + 0,0141 x BTZm
(gasolio,
greggi, BTZ,
+ 0,024 x ATZm + 0,014 x
ATZ);
1 mese
Greggim) + (0,08525 x
(API2)
API2m - 0,155) x FX]
Indice Edison = [0,019 x
BRDTDm + 0,026 x GOLm +
0,057 x BTZm + 0,044 x
ATZm]/1000
Im = 0,82 x PBRENT ($/bbl) x
mensile
mensile
9 mesi
mensile
9 mesi
mensile
PmF0 = P0F0 +
(Im – I0)
PmFi = P0Fi + 2,084
x (Et remixm – Et
remix0)
Et remixm = 0,172 x Gasoliom
+ 0,141 x BTZm + 0,044 x
ATZm + 0,140 x Greggiom
9 mesi
mensile
Iren Mercato
ImF0 = PDF0 +
10,671 x (Im – Im0)
Im = 0,03498 x Gasoliom +
0,0302 x BTZm + 0,0466 x
ATZm + 0,0244 x Greggiom
9 mesi
mensile
ENI Divisione G & P
Cn = Co + (ITECn –
ITECo)
9 mesi
mensile
ENEL Energia
1
HERA Comm
C1 (€/$)
Esempio di indici di conteggio per il prezzo dell’energia
Nei contratti di fornitura, i prezzi vengono formulati in base alle fasce di
consumo:
fascia monomia: una sola fascia per tutte le ore del giorno, prezzo
unico;
fasce picco-fuori picco: la giornata lavorativa è suddivisa in un periodo
ad alto carico (8.00-20.00: il picco) e in un periodo a basso carico
(20.00-8.00 nei giorni feriali e per tutte le 24 ore di sabato e domenica:
il fuori picco);
fasce F1, F2 e F3: dove viene suddivisa la giornata in 3 fasce con F1 la
fascia di massimo costo e F3 quella di minimo costo. Le fasce ufficiali di
riferimento sono quelle definite dall’Autorità con Delibera 181/06, dove le
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Indice energetico Et remix, secondo la seguente formula: Pt,Fi = P0,Fi + K * (Et remixt – Et remix0) [€/kWh].
Dove: • Pt,Fi: è il prezzo applicato all’energia prelevata nella fascia oraria “Fi”10 nel mese di prelievo “t”, espresso in €/kWh;
• P0,Fi: è il prezzo di riferimento dell’energia nella fascia oraria “Fi”, espresso in €/kWh; • Et remixt: è il valore dell’indice Et remix
relativo al mese t (adimensionale); • Et remix0: è il valore di riferimento dell’indice Et remix, a cui il prezzo “P0,Fi“ si riferisce
(adimensionale); • K (K = 0,001976 €/kWh): è la costante moltiplicativa, della variazione dell’indice corrente “Et remixt“ rispetto
all’indice iniziale “Et remix0” (Et remix0 = 29,00), espressa in €/kWh.
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tre fasce compongono una settimana tipo che si applica a tutto l’anno
sempre uguale, ad eccezione delle festività (esempio anno 2007);
24 fasce orarie: una fascia per ciascuna ora del giorno, è tipica della
Borsa Elettrica.
Le festività sono: 1 gennaio, 6 gennaio, lunedì di Pasqua, 25 aprile, 1 maggio, 2 giugno, 15
agosto, 1 novembre, 8 dicembre, 25 dicembre, 26 dicembre.
Import = corrispettivi per l’importazione di energia elettrica, derivanti dai
proventi di TERNA in merito ai diritti di utilizzo delle capacità di trasporto sulle
linee di connessione con l’estero.
CIP6 = energia incentivata su Delibera del Comitato Interministeriale Prezzi
(29 aprile 1992) per impianti alimentati con fonti rinnovabili.
Perdite di rete = costi relativi alla dispersione di energia durante il trasporto
(10,8% per la BT, 5,1% per la MT, 2,9% per AT)
Trasporto
La voce relativa al trasporto corrisponde a circa il 9% del totale bolletta
ed è composta dai seguenti elementi:
trasporto
=
trasmissione + misura + distribuzione + (penale reattiva)
Trasmissione (TRAS), misura (MIS) e distribuzione (DISTR) stanno ad
indicare le tre distinte tariffe.
TRAS: copre i costi per il trasporto dell’energia elettrica sulla rete nazionale.
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MIS: copre i costi di installazione e manutenzione del misuratore (contatore),
nonché i costi di rilevazione e registrazione delle misure.
DISTR: copre i costi per il trasporto dell’energia elettrica sulle reti di
distribuzione (reti locali) e le relative attività commerciali.
Penale Reattiva = è il costo relativo al superamento di una soglia (> 50%
dell’energia attiva o cosϕ < di 0,9) di energia reattiva.
Dispacciamento
Il dispacciamento è la gestione dei flussi di trasmissione di energia sulla
rete della domanda e dell’offerta, infatti l’energia non può essere
immaganizzata. La componente dispacciamento copre i costi che TERNA
sostiene per la gestione in tempo reale dei flussi di energia elettrica. I costi
sono pubblicati dalla Delibera dell’AEEG.
Il dispacciamento (DIS) copre circa il 6% della bolletta e la formula
relativa è:
dispacciamento
=
MSD + UES + RTN + CD + INT + DP + AM + (sbilanciamento)
In cui:
MSD = Mercato per i Servizi di Dispacciamento, art. 44, Del. 111/06
AEEG, relativo all’approvvigionamento delle risorse;
UES = copertura delle unità essenziali per la sicurezza, art. 45, Del.
111/06 AEEG;
RTN = copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del
Gestore, art. 46, Del. 111/06 AEEG;
CD = costi per la remunerazione della capacità produttiva, art. 48,
Del. 111/06 AEEG;
INT = costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità,
art. 73, Del. 111/06 AEEG;
AM = costi di aggregazione delle misure orarie, art. 36.3, Del.
111/06 AEEG;
SBIL = costi di sbilanciamento effettivo, art. 40, Del. 111/06 AEEG;
GF = corrispettivo di gradualità per fasce, art. 26, Del. 156/07
AEEG;
Sbilanciamento = scostamento tra posizioni commerciali (acquisti e
vendite) e posizioni fisiche (energia immessa o prelevata).
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Oneri di sistema
La formula relativa agli oneri (On) è:
oneri di sistema
=
oneri Ai + oneri UCj + onere MCT + onere PPE …
Gli oneri di sistema costituiscono circa il 15% della bolletta, sono stabiliti
dall’Autorità e riguardano, in particolare:
A2: conto per il finanziamento delle attività nucleari residue;
A3: conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate;
A4: conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari
speciali;
A5: conto per il finanziamento dell’attività di ricerca;
A6: conto per la reintegrazione alle imprese produttrici e distributrici dei
costi sostenuti per l’attività di produzione di energia elettrica nella
transizione al libero mercato;
As: conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del
settore elettrico in stato di disagio.
Gli altri sono:
UC1: conto a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei
costi di approvvigionamento;
UC3: conto per la perequazione dei costi di trasporto;
UC4: conto per le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori;
UC5: conto per la compensazione delle perdite di energia elettrica;
UC6: conto per recuperi di continuità del servizio;
MCT: conto per il finanziamento delle misure di compensazione
territoriale a favore dei siti che ospitano centrali nucleari;
PPE: (prezzo perequazione energia): corrispettivo a copertura degli
squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e
dispacciamento.
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Imposte
La formula delle imposte (Im) è la seguente:
imposte
=
imposta erariale + imposta addizionale provinciale
L’imposta erariale ha un importo pari a 0,31 €cent/kWh e viene
applicata per consumi mensili inferiori a 1.200.000 kWh, mentre non viene
applicata a siti industriali se il consumo è maggiore di 1.200.000 kWh.
L’imposta addizionale provinciale ha un importo variabile in relazione
alla provincia (per Milano vale 1,14 €cent/kWh) e viene applicata per consumi
mensili inferiori a 200.000 kWh, mentre per consumi superiori viene applicata
solo ai primi 200.000. La voce “imposte” corrisponde a circa il 7% della
bolletta.
Vendita per il Mercato di Maggior Tutela
vendita (approvvigionamento energia) =
PCV (Prezzo Commercializzazione Vendita)
+ PPE + UC1 + DISP
Gli acquisti per questo tipo di clienti sono effettuati dall’Acquirente Unico
ed i prezzi sono stabiliti dall’AEEG.
PCV = basato sui costi di commercializzazione sostenuti da un operatore
sul mercato libero, ma versato dagli utenti del mercato di maggior
tutela;
PPE = copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto
e dispacciamento;
UC1 = copre gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di
approvvigionamento dell’energia elettrica;
DISP = copre i costi di restituzione del differenziale relativo all’attività di
commercializzazione applicata ai clienti relativi alla maggior tutela.
L’AEEG definisce poi trimestralmente il prezzo della parte “energia” in
base alla componente PED (prezzo energia e dispacciamento), cioè a
copertura dei costi sostenuti dall’AU per l’acquisto ed il dispacciamento; in
particolare:
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1) PD (prezzo dispacciamento) = a copertura dei costi di dispacciamento;
2) PE (prezzo energia) = a copertura dei costi di acquisto dell’energia.
Tramite il PE è possibile, relativamente alla sola componente
energia, confrontare i contratti tra mercato libero e mercato di
maggior tutela, facendo attenzione che il PE risulta già corretto delle
perdite di rete (cioè le include).
Gas
Le tariffe del gas sono espresse sia in €/GJ sia in €/m3. Le tariffe
espresse in €/m3 tengono conto del PCS e di M e si ottengono con la seguente
formula: €/MC = €/GJ / 1000 x PCS x M.
Il coefficiente M indica la zona climatica e l’altitudine della località
servita dal gas e rimane sempre stabile mentre il PCS (Potere Calorifico
Superiore) varia di anno in anno e rappresenta la capacità del gas naturale di
produrre energia termica, espressa in megajoule, alla combustione completa di
un m3 di gas. Ogni località si differenzia per i coefficienti M e PCS.
Nella bolletta del gas vengono calcolati i seguenti costi:
•
•
la quota fissa; che prevede il pagamento di 30 €/anno/cliente;
la quota variabile che si riferisce alla distribuzione del gas ed i suoi costi
variano a seconda dell’ambito in cui si trova la località servita. Il territorio
italiano è diviso in circa 3.000 ambiti.
Questa componente, ad eccezione del 2010, viene modificata alla
scadenza di ogni anno termico. La quota variabile è strutturata in 7 scaglioni di
consumo con costi differenti a seconda dei consumi, così come riportati nella
tabella che segue, per esempio a Milano (e a Bologna?)
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Beta, una quota compensativa unitaria alla quota variabile, dal 1°
gennaio 2009 non si paga più.
• la componente QVD (quota di vendita al dettaglio) che varia a seconda
dell’ambito in cui si trova la località servita (una città può avere anche
diverse località del gas ed essere suddivisa in ambiti diversi);
• la quota fissa QVD del valore di 3,6 €/anno;
• la componente CCI (commercializzazione all’ingrosso) del valore di
9,451484 €/GJ, valida per tutto il territorio italiano e fissata
trimestralmente dall’Autorità. La CCI è l’unica componente ad essere
soggetta a sconti e promozioni sul mercato libero (come la
componente PE per il mercato elettrico;
• la CFGUI (il corrispettivo unitario variabile a copertura degli oneri relativi
ai costi di approvvigionamento) è valida per tutto il territorio italiano ed ha
un valore fissato a 0,00778 €/GJ;
• la quota di trasporto, varia a seconda dell’ambito in cui si trova la località
e viene aggiornata alla scadenza dell’anno termico. I suoi valori sono
raccolti e pubblicati da Snam rete Gas, il principale operatore italiano per il
trasporto ed il dispacciamento del gas naturale in Italia;
• la quota stoccaggio, che è uguale in tutto il territorio italiano, viene
modificata il 1° aprile di ogni anno. Il suo attuale valore è di 0,256819
€/GJ;
• le accise che variano da nord a sud, variabile a seconda dei propri
consumi;
• l’addizionale regionale che varia a seconda della regione di appartenenza
e della zona climatica della località servita;
• un contributo ai fini sociali, cioè una eventuale quota aggiuntiva,
richiesta dal Comune, destinata alle spese per la fornitura del gas a clienti
in condizioni economiche disagiate, anziani e disabili;
• l’IVA del 10% per consumi fino a 480 m3, per consumi maggiori è del
20%. Non esiste più La distinzione tra consumi per la cottura dei cibi,
produzione acqua calda e riscaldamento domestico.
Roberto Monticelli – marzo 2012
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