Numero 3 – 2021

Nomina dell’Energy Manager per i grandi consumatori

Obbligo di comunicazione on-line entro il 30 aprile

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 10.000 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 1.000 tonnellate equivalenti di petrolio.

Nella seguente tabella si può vedere, per le più diffuse tipologie di vettore energetico, il fattore di conversione in TEP:

Volendo fornire un riferimento, 1.000 tep corrispondono a circa 1,2 milioni di m3 di gas naturale o a 5,4 milioni di kWhe in usi finali.

Con un esempio proviamo a spiegare il calcolo da eseguire. Nell’ultimo anno un’impresa manifatturiera (settore industria) ha prelevato dalla rete elettrica 27 GWh, da quella del gas naturale 7.470.000 Sm3 e consuma 125.000 kg di gasolio per la flotta aziendale. Inoltre ha un impianto fotovoltaico che ha prodotto 175.000 kWh e un cogeneratore che ha generato 24 GWh elettrici (di cui 6 GWh autoconsumati) e 20 GWh termici (tutti autoconsumati), consumando 6.220.000 Sm3; due opzioni considerate:

• CASO A) il cogeneratore è nella titolarità dell’impresa (è l’impresa che paga il gas consumato);

• CASO B) il cogeneratore è nella titolarità di una ESCO (è la ESCO che paga il gas consumato).

Calcoli dei TEP:

• CASO A) Gas naturale 7.470.000 Sm3 = 6.244,920 TEP (consumo impresa più cogeneratore); Elettricità approvvigionata dalla rete elettrica 27.000 MWh = 5.409,000 TEP (solo energia elettrica prelevata); Elettricità prodotta in loco da FV 175 MWh = 32,725 TEP; TOTALE = 11.454,1 TEP > 10.000 TEP, C’E’ L’OBBLIGO DI NOMINA

• CASO B) Gas naturale 1.250.000 Sm3 = 1.045,000 TEP (solo consumo impresa); Elettricità approvvigionata dalla rete elettrica 33.000 MWh = 6.171,000 TEP (energia elettrica prelevata e da cogeneratore); Elettricità prodotta in loco da FV 175 MWh = 32,725 TEP; Calore consumato da fluido termovettore acquistato 20.000 MWh = 2.060,000 TEP (energia termica da cogeneratore); TOTALE = 9.436,2 TEP < 10.000 TEP, NON C’E’ L’OBBLIGO DI NOMINA

La FIRE (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia) ha predisposto una piattaforma web per l’inserimento delle nomine dell’Energy Manager e dei consumi che è l’unico canale per l’invio della nomina, al seguente indirizzo. La nomina va effettuata secondo le seguenti tempistiche:

• per i soggetti obbligati: entro il 30 aprile 2021. I consumi di riferimento per il calcolo delle soglie sono quelli del 2019;

• per i soggetti che procedono volontariamente alla nomina: i soggetti non sottoposti all’obbligo possono nominare il Responsabile in qualunque momento dell’anno, fermo restando l’obbligo del 30 aprile per le nomine degli anni successivi, come previsto dal punto 5 della nota esplicativa della Circolare MiSE del 18 Dicembre 2014.

Si ricorda come, la mancata nomina, comporti l’applicazione di una sanzione amministrativa. Il D.P.R. 6 giugno 2001, n. 380 “Testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia edilizia” prevede infatti che […] L’inosservanza, della disposizione che impone la nomina, ai sensi dell’articolo 19 della legge 9 gennaio 1991, n. 10, del tecnico responsabile per la conservazione e l’uso razionale dell’energia, è punita con la sanzione amministrativa non inferiore a 5.164 euro e non superiore a 51.645 euro. Sul sito della F.I.R.E. sono disponibili le Linee guida FIRE per la comunicazione della nomina dell’Energy manager e un foglio di calcolo di supporto per la pre-valutazione dei consumi energetici. Polo Tecnologico per l’Energia può svolgere questo servizio per le proprie imprese.

Comunità energetiche per le Amministrazioni locali

Definiti gli strumenti per la promozione della transizione energetica

La direttiva UE 2018/2001 definisce CER quale soggetto giuridico che:

1. si basa sulla partecipazione aperta e volontaria, è autonomo ed è effettivamente controllato da azionisti o membri che sono situati nelle vicinanze degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili che appartengono e sono sviluppati dal soggetto giuridico in questione;

2. i cui azionisti o membri sono persone fisiche, PMI o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali;

3. il cui obiettivo principale è fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi azionisti o membri o alle aree locali in cui opera, piuttosto che profitti finanziari.

Nell’ordinamento giuridico italiano non vi è una definizione di “autorità locale” e, pertanto, in fase di prima attuazione si è ritenuto opportuno, d’accordo con il Ministero dello Sviluppo Economico ed ARERA, equiparare le “autorità locali” agli enti locali come definiti nel Testo Unico degli enti locali, di cui al decreto legislativo 267/2000. Ai fini del citato Testo unico si intendono per enti locali i comuni, le province, le città metropolitane, le comunità montane, le comunità isolane e le unioni di comuni.

L’obiettivo delle CER è di permettere ai cittadini di creare forme innovative di aggregazione e di governance nel campo dell’energia per creare vantaggi per i singoli e la comunità, sia economici sia di qualità della vita, e di erogare servizi sul territorio.

In tale contesto, il ruolo delle Pubbliche Amministrazioni e degli Enti territoriali è centrale, come soggetto che facilita la comunicazione ed il coinvolgimento dei cittadini, grazie alla vicinanza fra elettori ed eletti.

Come indicato nei considerata della Direttiva RED II, la partecipazione dei cittadini e delle autorità locali a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili attraverso le Comunità che producono energia rinnovabile comporta un notevole valore aggiunto in termini di accettazione delle energie rinnovabili a livello locale e l’accesso a capitali privati aggiuntivi, il che si traduce in investimenti a livello locale, più scelta per i consumatori e una maggiore partecipazione dei cittadini alla transizione energetica. Tale coinvolgimento a livello locale è tanto più importante in un contesto caratterizzato dall’aumento della capacità di energia rinnovabile. Le misure volte a consentire alle Comunità di energia rinnovabile di competere su un piano di parità con altri produttori mirano altresì ad aumentare la partecipazione locale dei cittadini a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili e pertanto incrementano l’accettazione dell’energie rinnovabili.

Le CER consentono quindi ai Comuni un utilizzo sinergico con il territorio di questi impianti ed estendendo la loro efficacia a diversi ambiti, di seguito esposti:

• ambientale con aumento della produzione da fonte rinnovabile a discapito del consumo da fonte fossile e con la volontà della politica locale di creare delle “Oil free zone”, fino all’eventuale abbandono dei combustibili fossili, obiettivi in linea con le politiche di decarbonizzazione;

• infrastrutturale con produzione e consumo locale con diminuzione delle perdite di energia sulla rete elettrica;

• sociale con il contrasto alla povertà energetica per permettere alle famiglie più vulnerabili di svincolarsi da quei consumi di energia che sono per loro essenziali e con la condivisione delle risorse comuni;

• pianificazione territoriale con l’inserimento delle CER integrata in un sistema di smart cities;

• produttivo con il coinvolgimento di progettisti, installatori, sviluppatori ICT eccetera;

• economico, con l’abbattimento parziale dei costi energetici.

Nelle politiche sociali le comunità energetiche possono inoltre essere uno strumento per contrastare la povertà energetica. L’ente locale titolare di impianti rinnovabili ha la possibilità di costituire specifiche comunità volte a consentire l’accesso all’energia a soggetti indigenti sostituendo cosi forme di sussidio diretto nel pagamento della bolletta con un accesso diretto e agevolato all’energia.

Per gli enti locali, la tariffa incentivante per le configurazioni di comunità energetiche e autoconsumo collettivo è cumulabile con altre misure di sostegno per la realizzazione di interventi di efficientamento energetico per le pubbliche amministrazioni, tra i quali:

1. FONDO KYOTO – Il Fondo rotativo che prevede finanziamenti, di durata massima pari a 20 anni, a tasso agevolato ai soggetti pubblici.

2. FONDO NAZIONALE EFFICIENZA ENERGETICA – Fornisce finanziamenti agevolati alle pubbliche amministrazioni con riguardo al miglioramento dell’efficienza energetica e degli edifici della Pubblica Amministrazione.

3. CONTRIBUTI AI COMUNI PER LA REALIZZAZIONE DI PROGETTI RELATIVI A INVESTIMENTI NEL CAMPO DELL’EFFICIENTAMENTO ENERGETICO E DELLO SVILUPPO TERRITORIALE SOSTENIBILE – Sono previsti contributi a fondo perduto ai comuni per interventi di efficientamento energetico e sviluppo territoriale sostenibile.

4. FONDI STRUTTURALI E DI INVESTIMENTO EUROPEI – Il Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR) prevede contributi a fondo perduto, con percentuali variabili di contribuzione massima. Tra i cinque obiettivi tematici per la prossima programmazione dei fondi strutturali (2021-2027) rientra anche quello di realizzare “Un’Europa più verde e a basse emissioni di carbonio”.

Modifica normativa nel calcolo delle penali per
scostamento capacità giornaliera

In attesa della riforma completa ecco alcune novità che sono state introdotte alla normativa attuale

In attesa dell’entrata in vigore della riforma dei processi di conferimento della capacità giornaliera per il settore del gas naturale, l’Autorità, con la delibera 329/20/R/gas, introduce un aggiornamento delle disposizioni della delibera 137/02 in materia di corrispettivi di scostamento della capacità giornaliera con l’intenzione di prevenire l’eccessiva onerosità in caso di scostamenti ripetuti nel corso dell’anno termico.

Alla base dell’intervento normativo vi sono segnalazioni da parte di associazioni di operatori relative all’incremento del rischio di incorrere in onerosità eccessive con riferimento al corrispettivo di scostamento applicato ai punti di riconsegna della rete di trasporto, con riferimento particolare all’incertezza di prelievo di gas naturale da rete a causa alla situazione COVID-19.

Cosa è e da chi viene definita la capacità giornaliera?

Per le utenze con un contratto di fornitura in formula binomia il costo della materia prima è diviso in due parti:

• un costo variabile in funzione del gas consumato (espresso in c€/m³)

• un costo denominato Termine Fisso (espresso in €/mese).

Il valore del Termine fisso mensile è calcolato sulla base della Capacità Giornaliera, ovvero la quantità massima di gas in standard metri cubi che è possibile prelevare in un giorno gas da un punto di connessione alla rete di distribuzione.

Attualmente la normativa prevede che la Capacità giornaliera sia definita dall’utente, sulla base della previsione di consumo e comunicata al fornitore in fase di stipula del contratto.

Cosa prevedeva la normativa prima della delibera 329/20/R/gas?

Se durante il periodo di fornitura il consumo giornaliero risultava essere superiore la Capacità giornaliera (aumentata di un 10% di tolleranza) era possibile incorrere, mensilmente, in penali di importi anche molto elevati, dieci volte superiori al costo della materia prima

Le penali mensili applicate in caso di supero della capacità giornaliera erano suddivise in due fasce:

1. Penale di fascia 1 (fascia 10% – 15%), applicata ai volumi di gas naturale prelevati oltre la soglia di tolleranza (10%) ed entro il limite di eccesso del 15% della capacità giornaliera. L’impresa di trasporto prevedeva per questa fascia un corrispettivo unitario pari 1,1 volte l’ammontare annuale del corrispettivo unitario di capacità nel punto di riconsegna in cui avveniva lo scostamento, moltiplicato per il massimo scostamento registrato nel mese superiore al 10 per cento.

2. Penale di fascia 2 (>15%), applicata ai volumi di gas naturale eccedenti la soglia di capacità giornaliera aumentata del 15%.

L’impresa di trasporto applicava per questa fascia un corrispettivo unitario pari 1,5 volte l’ammontare annuale del corrispettivo unitario di capacità nel punto di riconsegna in cui avveniva lo scostamento, moltiplicato per il massimo scostamento registrato nel mese superiore al 10 per cento.

Nella maggior parte dei casi i due corrispettivi unitari di penale erano fissati contrattualmente dai fornitori, ad esempio con 2,72 €/Smc per la prima fascia e 3,39 €/Smc per la fascia più penalizzante.

Cosa prevede la normativa a seguito della delibera 329/20/R/gas?

La delibera 329/20/R/gas prevede che, nel caso si verifichi uno scostamento in un punto di riconsegna superiore al 10%, l’impresa di trasporto applichi un unico corrispettivo unitario pari 1,1 volte l’ammontare annuale del corrispettivo unitario di capacità nel punto di riconsegna in cui avviene lo scostamento, moltiplicato per il massimo scostamento registrato nel mese superiore al 10 per cento. Viene quindi mantenuta la sola fascia 1 delle precedenti penali.

Per prevenire l’eccessiva onerosità in caso di scostamenti ripetuti nel corso dell’anno termico viene inoltre stabilito che “l’ammontare massimo dei corrispettivi di scostamento applicati ad un utente presso un punto di riconsegna, con riferimento all’intero anno termico, non può essere superiore a 1,1 volte l’ammontare annuale del corrispettivo unitario di capacità nel punto di riconsegna in cui avviene lo scostamento, moltiplicato per il massimo scostamento registrato nel medesimo punto nel corso dell’anno termico”, scostamento che, in questo caso, comprende anche la quantità di gas naturale compresa nella soglia di tolleranza.

A titolo di esempio consideriamo un’utenza con capacità giornaliera 7.000 Smc/gg e prelievo massimo mensile ipotizzato pari a 8.200 Smc/gg (+21,4%) e costante tutti i mesi dell’anno termico.

La tabella seguente evidenzia le novità introdotte dalla delibera 329/20 in termini di penali mensili ed annuali per un’utenza soggetta a scostamento della capacità giornaliera prenotata:

Come si vede dalla tabella sopra riportata, la variazione normativa depenalizza significativamente le utenze con superi ripetuti nel corso dell’anno dovuti ad un’errata definizione della capacità giornaliera mentre non incide significativamente nel caso di utenze con situazioni anomale limitate ad un unico o qualche mese dell’anno.

Si vuole comunque sottolineare che, al fine di evitare spiacevoli sorprese in sede di fatturazione, va sempre prestata attenzione alla fase di stipula contrattuale per la fornitura del gas naturale e alla definizione accurata della capacità giornaliera necessaria al PdR.

Polo tecnologico per l’Energia si rende disponibile ad assistere le aziende interessate nella definizione della tipologia contrattuale migliore e nella scelta della capacità giornaliera idonea all’utenza.

Recupero componenti RE/REt gas

Un’opportunità per termoelettrici puri, cogenerativi e di altro tipo

Con la Delibera 96/2020/R/eel ARERA ha pubblicato le disposizioni in materia di revisione delle modalità di allocazione dei costi relativi al meccanismo dei titoli di efficienza energetica e di applicazione delle componenti tariffarie RE e REt.

All’interno di queste componenti tariffarie è presente una quota, chiamata R_TEE, a copertura dei costi derivanti dal meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica. Con la delibera 96/2020/R/eel l’Autorità, considerato che i produttori, di fatto, contribuiscono al meccanismo dei TEE senza poterne beneficiare, prevede la restituzione della RE_TEE e l’allocazione di questo costo ai clienti finali elettrici, per evitare la distorsione creata dal trasferimento di tale elemento sui prezzi nel mercato elettrico.

L’elemento RETEE potrà essere rimborsato mensilmente dal Gse ai produttori per il gas prelevato per la produzione di energia elettrica immessa in rete, a partire dal 1° luglio 2021 e previa richiesta da presentare entro il 1° aprile 2021 (la decorrenza si aggiorna a seconda della richiesta; es. 1° agosto 2021 per richieste presentate entro il 1° maggio 2021) secondo modalità definite dal Gse e approvate dall’ARERA. Questa richiesta ha validità di un anno e, se previsto, può essere rinnovata automaticamente.

Inoltre, la restituzione avviene sulla base delle seguenti categorie e dei relativi principi, con algoritmi definiti dal Gse:

a) impianti termoelettrici “puri”: si considera l’intera quantità di gas naturale prelevata dalla rete di trasporto o di distribuzione per la produzione termoelettrica;

b) impianti termoelettrici cogenerativi: si considera la quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto termoelettrico alimentato da gas naturale ed immessa in rete, nonché un rendimento medio netto di produzione dell’energia elettrica; quest’ultimo viene assunto convenzionalmente pari al rendimento elettrico depurato e può essere oggetto di calcolo a partire dai dati reali dell’impianto di produzione ovvero può essere determinato in modo convenzionale;

c) impianti termoelettrici asserviti ad altri siti di qualunque natura: si considera la quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto termoelettrico alimentato da gas naturale e immessa in rete, nonché un rendimento medio netto di produzione dell’energia elettrica; quest’ultimo può essere oggetto di calcolo a partire dai dati reali dell’impianto di produzione oppure può essere determinato in modo convenzionale.

Lo schema seguente, con riferimento alla parte gas, mostra il meccanismo:

Le richieste di accesso al meccanismo formulate dai Produttori termoelettrici hanno validità di dodici mesi e possono essere oggetto di tacito rinnovo; l’accesso al meccanismo di agevolazione ha decorrenza dal 1° luglio 2021 o dal primo giorno del secondo mese successivo a quello in cui viene presentata al GSE idonea richiesta.

Le casistiche con configurazioni possibili sono numerose. Si riporta, a titolo di esempio, quella di un impianto termoelettrico in cessione parziale cogenerativo con utenza gas e co-combustione (alimentato anche da combustibili diversi dal gas naturale). L’impianto è costituito da una sola unità di cogenerazione indipendente ed è previsto un recupero dell’energia termica sia attraverso l’utilizzo diretto dei gas di scarico, sia sotto forma di vapore/acqua calda, come mostrato nello schema seguente.

La presentazione della richiesta al GSE dovrà comprendere il set delle misure che è riportato nella seguente tabella:

In caso di presentazione di richiesta di qualifica CAR le grandezze relative ai punti PM1, PM2, PM3 e PM4 saranno acquisite da quanto già dichiarato.

L’algoritmo di calcolo per la determinazione della quantità di gas naturale per la quale è consentita la restituzione dell’elemento RE_TEE richiede una trattazione lunga e complessa che viene omessa in questo articolo. Dall’analisi di alcuni casi di cogenerazione presenti nelle imprese clienti di PTE, si può purtroppo evincere che, dato l’esigua immissione di energia elettrica in rete, la quantità di gas da considerare per il recupero è altrettanto esigua. Conseguentemente gli importi stimati che potrebbero essere recuperati ammontano, al massimo, a qualche migliaio di euro e pareggiano i costi legati alle attività consulenziali. Diverso risultato si ha invece nel caso dei termoelettrici puri o negli impianti cogenerativi di teleriscaldamento dove le immissioni di energia elettrica in rete sono consistenti e la quantità di gas oggetto di recupero diventa significativa. Va infine osservato come il rimborso dell’elemento RE_TEE sarà scaricato sull’elemento UC7 della componente tariffaria A_RIM per i clienti elettrici.

Regolazione dei servizi ausiliari di generazione e dei sistemi di accumulo

Ecco quali sono le nuove regole dal 2022

Preme innanzitutto specificare che le novità normative qui esposte riguardano esclusivamente i sistemi di accumulo e gli impianti di generazione senza prelievo da rete (no cogenerazione, no fotovoltaico eccetera quindi).

ARERA, a seguito del processo di consultazione avviato con il Documento 345/2019/R/eel, con la Delibera 109/2021/R/eel stabilisce le nuove regole su trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell’energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione e per l’energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo.

Gli obiettivi quindi che il Regolatore si prefigge di conseguire sono:

• uniformare la regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento;

• estendere la regolazione anche ai casi, più complessi, in cui i prelievi di energia elettrica per il tramite del medesimo punto di connessione siano destinati anche a ulteriori carichi distinti da accumuli e servizi ausiliari.

La Delibera prevede che dal 1° gennaio 2022 i produttori o i soggetti richiedenti la connessione potranno presentare istanza per trattare l’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete come energia elettrica immessa negativa ai fini dell’accesso ai servizi di trasporto, distribuzione e dispacciamento.

L’istanza dovrà essere presentata al Gestore della Rete entro il 31 luglio 2021 nel caso di impianti già connessi, mentre per le configurazioni che a tale data non sono ancora in esercizio, o per richieste di adeguamento di connessioni esistenti presentate successivamente all’entrata in vigore della Delibera in esame, l’istanza va presentata prima della conclusione dell’iter di connessione e attivazione degli impianti di produzione e/o dei sistemi di accumulo.

Nei casi in cui l’istanza non venga presentata secondo le tempistiche previste dal provvedimento, la nuova regolazione decorrerà dal secondo mese successivo alla data di avvenuto completamento della validazione ai fini della misura delle unità di produzione e comunque non prima del 1° marzo 2022.

Il Regolatore sottolinea infine che, visto che la nuova regolazione comporta la necessità di adeguare in alcuni casi i sistemi di misura e di controllo degli impianti di produzione e dei sistemi di accumulo, nonché di definire o modificare gli algoritmi utilizzati dalle imprese distributrici e da Terna per individuare l’energia elettrica da considerare in prelievo e in immissione ed è necessario rivedere anche alcuni flussi informativi scambiati tra i diversi soggetti che operano nel Sistema Elettrico Nazionale, le nuove disposizioni regolatorie entreranno in vigore dal 1° gennaio 2022.

Ad oggi gli impianti non comprendono né pompaggi né accumuli, casi qui pertanto non considerati. L’energia oggetto della Del. 109/2021/R/eel, per quanto possa riguardarci, deve essere:

1. prelevata da rete

2. sicuramente destinata ai servizi ausiliari

3. nei limiti della Potenza Dichiarata per i servizi ausiliari +10%

Per quanto disposto dal primo punto non è interessata l’energia che, pur destinata ai servizi ausiliari, non è prelevata da rete perché prodotta e consumata.

Ora, se lo scopo del provvedimento è quello di “uniformare la regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento”, l’energia autoprodotta e autoconsumata (che sia destinata ai servizi ausiliari o meno) già ora non paga trasporto, distribuzione e dispacciamento, e nemmeno gli oneri di sistema, quindi non si vede alcuna necessità di regolazione. Questo a differenza dell’energia impiegata dal sollevamento nelle centrali idroelettriche con pompaggio o quella per la carica delle batterie che è prelevata dalla rete per poi essere restituita, ma intanto è prelevata.

Il mercato libero dell’energia e le strutture tariffarie

Lezione a Ingegneria e Seminario AEIT a cura di PTE

Venerdì 9 aprile, in collegamento virtuale via Zoom, per gli studenti del Corso di Dispacciamento dell’Energia Elettrica per la laurea magistrale in Ingegneria Energetica e come seminario ai soci e simpatizzanti dell’AEIT Trentino – Alto Adige è stata svolta l’esposizione dal titolo “Il mercato libero dell’energia e le strutture tariffarie”.

Dopo una prima introduzione da parte del prof. ing. Maurizio Fauri che ha rimarcato il ruolo formativo svolta dal Dipartimento tramite un’offerta formativa su temi “professionalizzanti”, è toccato all’arch. Alberto Bridi, presidente della Sez. AEIT Trentino Alto Adige, ringraziare i presenti ed introdurre e coordinare i lavori del webinar far presente il ricco programma dei corsi previsti dall’associazione.

La parola è passata all’ing. Alessandro Rossi del Polo Tecnologico per l’Energia che in una prima parte ha illustrato e commentato le principali caratteristiche del mercato power e la struttura tariffaria in Italia. Successivamente sono state trattate le modalità di approvvigionamento, l’analisi dei meccanismi di formazione dei prezzi e le modalità per gestire e valutare il rischio di mercato. Nella parte finale sono stati trattati alcuni casi di energy management, con particolare riferimento alla comprensione dei documenti contrattuali e delle fatture di fornitura di energia elettrica.