Numero 6 – 2021

Energivori 2022: dichiarazioni entro il 6 dicembre

Dopo il ritardo nell’apertura del portale è possibile inviare alla CSEA le dichiarazioni per il 2022

Dopo circa un mese di ritardo, causato dall’attesa da parte dell’Autorità della pubblicazione delle normative nazionali a sostengo delle imprese e relative alla situazione di emergenza sanitaria, la CSEA ha pubblicato la  Circolare n.39/2021/ELT aprendo la possibilità di invio delle dichiarazioni online per le imprese a forte consumo di energia elettrica.

Secondo quanto disposto dall’ARERA con la delibera n. 479/2021/R/eel, in recepimento alla normativa nazionale, le regole per la presentazione delle dichiarazioni riferite all’annualità di competenza 2022 sono variate rispetto al passato. In particolare:

• il portale online, accessibile tramite l’applicazione web disponibile sul sito della Cassa all’indirizzo energivori.csea.it, resterà attivo per 30 giorni, anziché 45 giorni, dal giorno 5 novembre 2021 fino alle ore 23:59 del 6 dicembre 2021.

• in relazione ai requisiti previsti dalla normativa di riferimento sopra citata, per la determinazione degli indici di intensità elettrica riferiti all’anno 2022, non verrà presa in considerazione l’annualità 2020 ed i calcoli saranno effettuati utilizzando esclusivamente i dati economici e di consumo relativi agli anni 2018 e 2019.

Si ricorda, infine, che a partire dalla dichiarazione energivori post riforma anno di competenza 2021, tutte le imprese che presentano la richiesta di ammissione ai benefici sono tenute al versamento di un contributo in quota fissa a copertura delle spese di gestione sostenute dalla CSEA pari ad € 100. Il pagamento di tale contributo è condizione necessaria per l’inserimento dell’impresa nell’elenco delle imprese energivore per l’anno 2022.

Entro il 18 dicembre 2021 la CSEA pubblicherà sul proprio sito internet l’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica per l’anno di competenza 2022.

Polo Tecnologico per l’Energia è a disposizione per fornire assistenza e inviarvi una proposta di consulenza.

Consip: aggiudicata la gara energia elettrica 19

Hera e Global Power le sorprese

Consip, in data 26 ottobre 2021, ha aggiudicato in via definitiva la gara per la fornitura di energia elettrica per le Pubbliche Amministrazioni a cavallo per gli anni 2021 e 2022.

La gara ha previsto un aumento contenuto nei volumi, specialmente in Lombardia, Veneto, Umbria, Marche e Provincia di Roma. Fanno eccezione i lotti in cui la saturazione, vale a dire la quota di energia effettivamente venduta rispetto al quantitativo messo a gara, risultava particolarmente bassa come nel Lotto Lazio e nelle regioni dove è attiva una Centrale di Committenza regionale (Intercenter in Emilia Romagna, CET in Toscana, SCR in Piemonte).

Dei 17 lotti, Enel Energia si è aggiudicata 5 lotti che rappresentano circa il 37% dei volumi complessivi. Rispetto alla precedente gara (gara 18), Enel Energia si è aggiudicata due lotti in meno, AGSM quattro lotti in meno, A2A si è confermata con un lotto e ci sono state le sorprese rappresentate da Hera Comm (da 0 a 4 lotti) vincitrice nei lotti meridionali e da Global Power (da 0 a 2 lotti).

Per le P.A. che volessero aderire a Consip, si ricorda quanto segue:

• Consip non è prorogabile.

• L’ordinativo di fornitura del nuovo contratto va trasmesso con almeno due mesi di anticipo rispetto alla decorrenza della fornitura.

Si riporta una tabella di sintesi con indicati i fornitori aggiudicatari, i lotti e le quantità aggiudicate e il confronto con la gara 18.

Si riporta infine una tabella di sintesi con indicati i fornitori aggiudicatari e il dettaglio, per ogni lotto, della zona geografica e delle quantità messe a gara).

Polo Tecnologico per l’Energia, per i propri clienti, è disponibile a dare assistenza per la preparazione della documentazione per l’adesione a Consip.

Problemi per il fornitore Green Network

Sono stati giorni burrascosi per alcune aziende che da un giorno all’altro rischiano di entrare nel mercato di ultima istanza, con conseguenti ricadute economiche negative

Dopo i problemi di Gala Spa e Metaenergia SpA (anno 2017), il fallimento di Youtrade – Gruppo Innowatio (anno 2017), il fallimento di Eviva SpA, ex Energetic Source (anno 2018) ora è il turno di Green Network.

Green Network, nata nel 2003, è una società con sede a Roma. Il Gruppo lo scorso anno ha fornito (vendite retail e mercato all’ingrosso) 21,1 mld kWh di energia elettrica e circa 600 mln mc di gas.

A giugno 2021 la società è stata posta sotto l’amministrazione di un custode giudiziario a seguito di un sequestro preventivo delle azioni e dell’interdizione temporanea degli amministratori nell’ambito dell’indagine legata a un presunto utilizzo non conforme a legge di circa 166 mln € di oneri di sistema che sarebbero stati riscossi dai clienti finali e non versati a E-distribuzione.

Dal 2 novembre 2021 Unareti, società di distribuzione di energia elettrica e gas che opera principalmente nelle città di Brescia e Milano, ha risolto il contratto di trasporto con la società per “inadempienza dell’utente”.

Dal 4 novembre Terna ha risolto il contratto di dispacciamento con Energrid Spa, società controllata da Green Network. Il forte rialzo delle commodity registrato nei mesi scorsi ha poi messo in ulteriori difficoltà Green Network, che ora non sarebbe più in grado di far fronte alle obbligazioni nei confronti di Terna e di numerosi distributori.

Le informazioni note ad ora parlano di circa 300 mila clienti di Green Network per i quali si prospetterebbe lo spostamento in mercati al di fuori del mercato libero. Nell’operazione, ancora tutta da definire, sarebbero coinvolti il Gruppo Canarbino (con Energia Pulita Srl) e Axpo Italia Spa, che dovrebbe agire in qualità di utente del dispacciamento, garantendo la continuità della fornitura (non si sa a che prezzi) nel mercato libero.

Questa questione evidenzia il problema dell’elevato numero di operatori nel mercato libero di energia e gas naturale in Italia (circa 400) e pone l’esigenza di ridurne il numero e di introdurre criteri stringenti per il loro inserimento nell’Albo dei venditori, quali affidabilità e solvibilità attraverso fideiussioni bancarie/assicurative adeguate al volume di affari e alla fetta di mercato man mano acquisita.

Nessuna delle imprese seguite da PTE si è trovata in questa difficile situazione perché non sono stati stipulati contratti con i suddetti fornitori. Infatti, va sottolineato come PTE esegua una verifica di affidabilità dei fornitori tramite analisi delle visure camerali, sondaggi presso loro clienti in fornitura e con il monitoraggio di ogni notizia utile (riviste specializzate e non, rumors, ecc).

PTE ricerca le migliori condizioni (prezzo e condizioni accessorie) per i propri clienti solamente tra un elenco di fornitori precedentemente selezionati, fornendo quindi un importante valore aggiunto nella fase di trattativa, così che il cliente possa scegliere l’eventuale fornitore senza nessuna preoccupazione.

Rapporto Energy Manager 2020

Pubblicato dalla FIRE il report annuale

Il 9 novembre 2020 la FIRE (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia) ha presentato il Rapporto FIRE sugli Energy Manager 2020. Il documento si divide in due parti:

1. la prima parte del documento fornisce un panorama dettagliato delle nomine di Energy Manager effettuate dai soggetti obbligati e volontari, informazioni sull’energia gestita da tali soggetti e stime sul livello di inadempienza;

2. la seconda parte riporta i risultati derivanti dall’ultima indagine condotta da FIRE in relazione agli energy manager e alle loro attività, con particolare attenzione agli effetti del Covid-19.

Nonostante la pandemia globale, il numero degli energy manager in Italia risulta essere in crescita, con un +4% complessivo rispetto al 2019. In particolare, tale incremento è stato registrato tra comuni e città metropolitane.

Si ricorda che la Legge 10/91 prevede l’obbligo di nomina del tecnico responsabile per la conservazione e l’uso razionale dell’energia, detto anche 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 (circa 1,2 milioni di m3 di gas naturale o a 5,4 milioni di kWhe in usi finali).

Le nomine pervenute alla federazione nel 2020 sono state 2.463, di cui 1.702 da soggetti obbligati e 761 da soggetti non obbligati.

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

Si nota che il settore industriale ha una grande percentuale di nomine volontarie, mentre nel trasporto la stragrande maggioranza delle nomine proviene soggetti obbligati.

Al Nord Italia, con il 56%, abbiamo il maggior numero di nomine. Segue il Centro con il 27% e il Sud con le isole al 15%.

Nonostante un incremento del 5% rispetto al 2019, le nomine nella P.A. risultano essere poche, probabilmente perché questa figura non è ben chiara nel settore, oltre a non essere prevista da alcun contratto di lavoro.

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

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

L’Energy Manager può essere individuato all’interno della propria azienda oppure si può usufruire di un Energy Manager esterno. Solitamente, tale figura viene scelta internamente in aziende medio-grandi, per le quali si suggerisce un inquadramento di natura dirigenziale, in modo da assicurare un confronto diretto con l’alta dirigenza e i decisori.

Per quanto riguarda la figura dell’Energy Manager, PTE offre assistenza ai propri clienti nelle seguenti modalità:

• si occupa della nomina e dei rapporti con la FIRE per conto dell’azienda cliente;

• ricopre direttamente e attivamente il ruolo di Energy Manager, assolvendo ai compiti richiesti a questa figura professionale, come ad esempio la promozione dell’uso razionale dell’energia, la predisposizione di bilanci energetici in funzione dei parametri economici e degli usi energetici finali, l’organizzazione di dati energetici per verificare gli interventi effettuati con il contributo dello Stato.

Crisi energetica e cogenerazione

La crisi del gas naturale può mettere a rischio l’autoconsumo e la CAR?

La cogenerazione è il processo di produzione combinata di energia meccanica, solitamente trasformata in energia elettrica e di calore utilizzabile per riscaldamento/raffrescamento di edifici o processi industriali.

In un momento storico in cui la transizione energetica e le politiche ambientali sono di primaria importanza, la transizione energetica va di pari passo con l’efficienza energetica ovvero la possibilità di svolgere lo stesso numero di attività consumando un quantitativo inferiore di energia primaria, o in altre parole, diminuendo gli sprechi.

All’interno di quest’ottica la CAR – Cogenerazione ad Alto Rendimento rappresenta la “best practice” del settore, garantendo la conversione ottimale di un combustibile o energia primaria per ottenere due vettori energetici utili, l’energia elettrica e il calore. Inserita all’interno di un contesto dove produttore e consumatore sono lo stesso ente o sono situati geograficamente vicini, garantisce inoltre il minor spreco possibile in termini di perdite di trasmissione sia dell’energia elettrica che del calore generato.

Perché l’attuale crisi del gas naturale può compromettere l’autoconsumo legato alla cogenerazione?

Se da un lato non vi sono dubbi della convenienza della cogenerazione da un punto di vista energetico, non è detto sia lo stesso da un punto di vista economico, con molte realtà industriali che in questo periodo si stanno ponendo la domanda: “Con il prezzo attuale del gas naturale, mi conviene ancora il funzionamento del cogeneratore oppure sarebbe meglio spegnerlo e soddisfare la mia domanda elettrica e termica in altro modo?”

La domanda è lecita ed è legata a numerosi fattori che concatenati possono non garantire la convenienza economica della cogenerazione in questo momento così particolare dei mercati energetici.

• La maggioranza dei cogeneratori in commercio sono turbogas o motori a combustione interna alimentati a gas naturale.

• Il 2020, caratterizzato dall’emergenza sanitaria, ha fatto registrare un crollo delle quotazioni delle commodities energetiche determinando significative opportunità di mercato per la conclusione di contratti di fornitura a prezzo fisso sia dell’energia elettrica che del gas naturale.

• I periodi contrattuali standard per le forniture di energia elettrica e di gas naturale sono solitamente sfalsati temporalmente. L’anno standard per la fornitura di energia elettrica coincide con l’anno solare, mentre per i contratti di fornitura del gas naturale si fa solitamente riferimento all’anno termico ovvero al periodo che va dal 1° ottobre al 30 settembre dell’anno successivo.

In particolare, le opportunità di mercato di cui al punto 2 e lo sfasamento dei periodi contrattuali standard hanno fatto sì che molte realtà industriali, durante la primavera 2020 ed in pieno lockdown, abbiano concluso a prezzi “eccezionali” contratti di fornitura dell’energia elettrica per l’anno solare 2021 e contratti di fornitura del gas naturale per il periodo ottobre 2020 – settembre 2021.

L’improvvisa risalita dei prezzi che ha caratterizzato la ripresa economica del 2021 ha invece determinato la stipula di contratti per l’anno 2022 e per l’anno termico 2021-2022 a prezzi nettamente peggiori o addirittura la riluttanza da parte delle aziende ad accettare una fornitura a prezzo fisso molto alto preferendo il rischio di mercato del prezzo variabile.

Una simulazione per comprendere il fenomeno

In questo contesto presentiamo una simulazione basata sull’esperienza concreta di un’azienda assistita da Polo Tecnologico per l’Energia, con contratto di fornitura dell’energia elettrica concluso nel 2020 per l’intero 2021 e contratto di fornitura del gas naturale per l’anno 2021-2022 aperto a mercato.

Di seguito i paramenti considerati:

• Mese considerato: ottobre 2021

• Caratteristiche contratti di fornitura: Contratto dell’energia elettrica con prezzo fisso medio ponderato pari a 50 €/MWh fino a dicembre 2021, contratto gas naturale a prezzo variabile.

• Caratteristiche azienda: impresa a forte consumo di energia, classe FAT.1

• Domanda energetica mensile stabilimento: 600.000 kWh energia elettrica, 500.000 kWh energia termica.

• Caratteristiche cogeneratore: Motore a combustione interna (inseguimento termico), rendimento elettrico pari a 0,36, rendimento termico pari a 0,43

• Caratteristiche caldaia: rendimento termico pari a 0,90

• Titoli CAR non considerati

A seguire riportiamo i risultati dell’analisi svolta:

L’esempio riportato è riferito all’uso della cogenerazione per il soddisfacimento della domanda di calore di processo dello stabilimento, ma può essere estesa all’analisi di “case studies” in cui la cogenerazione viene impiegata per la generazione di vapore o per il raffrescamento industriale tramite assorbitore.

Risulta evidente come la situazione analizzata sia “eccezionale” e che lo sfasamento temporale dei contratti standard di fornitura sia l’attore principale dei risultati ottenuti, limitando probabilmente la validità del discorso a quest’ultimo trimestre 2021.

Va comunque segnalato che, per imprese nella medesima condizione contrattuale ed in riferimento all’attuale situazione dei mercati, i benefici energetici ed ambientali della cogenerazione in sito potrebbero, momentaneamente, non coincidere con la convenienza economica dell’uso della cogenerazione.

Polo tecnologico per l’Energia si rende disponile ad assistere le imprese nella valutazione tecnico-economica di convenienza economica della cogenerazione abbinata alle proprie necessità industriali.

Oneri di sistema spostati sulla fiscalità generale

ARERA spinge ma il Governo è più lento nel recepire la proposta

Dopo la forte diminuzione dei costi energetici avvenuta nel corso del 2020, cui si è assistito a causa della pandemia da COVID-19, i prezzi dell’energia hanno subito una decisa impennata al rialzo, causata da una brusca accelerazione di tutti i costi delle materie prime – a seguito della ripresa economica e delle difficoltà occorse nelle filiere di approvvigionamento – e dalle alte quotazioni dei permessi di emissione di CO₂, con variazioni che, nel giro di pochi mesi, hanno proiettato i prezzi delle materie prime ben oltre i massimi storici.

L’incremento del costo si è successivamente ulteriormente acuito, con riferimento sia all’energia elettrica, sia al gas naturale.

ARERA ha proposto al Governo di prevedere un meccanismo per trasferire in fiscalità generale una quota degli oneri a copertura degli incentivi per le fonti rinnovabili (per un ipotetico importo di 6 mld € annui sui 10 mld complessivi). Questi 6 mld € si dovrebbero aggiungere a circa 4,5 mld € relativi alla componente ARIM degli oneri. Il Governo dovrebbe quindi rendere strutturale l’intervento da 2 mld € previsto dalla legge di Bilancio nonché l’utilizzo di proventi delle aste CO₂ (circa 2,5 mld €).

ARERA ribadisce inoltre la necessità di trasferire in fiscalità i bonus sociali (2,380 mld € stimati per il 2022), le agevolazioni agli energivori (1,6 mld ma si ridurrebbe se diminuissero gli oneri per FER), quelle a FS (400 mln €) e il versamento ex leggi di bilancio 2005/2006 (135 mln).

Infine anche una parte degli incentivi che comportano remunerazioni fisse (“feed in tariff”, ex certificati verdi, e “feed in premium” variabili, escluse le aste di quote di emissione CO2), sarebbero coperti dalla fiscalità generale.

L’onere a carico della fiscalità generale dovrebbe essere complessivamente pari a 8 mld €. Sui circa 300 TWh (300 mld kWh), lo sconto in bolletta dovrebbe essere pari a circa 25,00 €/MWh.

Per ora il Governo non sembra volersi dedicare al tema, stando almeno a quanto emerso dai lavori al Senato sul DL Bollette (tra i poco meno di 30 ordini del giorno presentati in commissione Industria al provvedimento, due riguardavano proprio il trasferimento in fiscalità di parte degli oneri di sistema; s tratta degli odg G/2401/5/10 e G/2401/8/10, entrambi però non accolti dall’Esecutivo e quindi ritirati dai proponenti).

L’operazione di spostamento dei costi sulla fiscalità generale non risolve i problemi a livello aggregato e, anzi, comporta delle ricadute su tutti quei sistemi ora esclusi dal pagamento degli oneri, come gli SSPC – Sistemi Semplici di Produzione e Consumo e come gli impianti di cogenerazione, dove la convenienza rispetto alla situazione attuale risulterebbe quindi di circa 25,00 €/MWh in meno.

Il MEF conferma la legittimità dei ricorsi

Il sottosegretario Freni: “il sistema rispetta i principi di neutralità
ed effettività”

Il Ministero dell’Economia e delle Finanze (MEF) con il sottosegretario all’Economia Federico Freni ha confermato lo status quo in merito alla questione dei rimborsi delle addizionali sull’energia elettrica. Freni ha risposto così all’interrogazione presentata dal responsabile energia di Forza Italia Luca Squeri sulle addizionali elettriche dichiarando che “come rilevato dalla Cassazione nelle pronunce citate, il sistema descritto rispetta appieno i principi di neutralità ed effettività, consentendo all’acquirente gravato dall’imposta erroneamente fatturata di ottenere il rimborso delle somme versate. Richiamando la separazione tra amministrazione finanziaria e venditore, e tra cedente e cessionario, l’accertamento in giudizio del caso concreto risulta ineludibile, perché dev’essere accertato se il rimborso sia effettivamente dovuto e dev’essere verificato l’effettivo pagamento delle bollette e della corretta esposizione di esse nel tributo”.

Un’altra ragione, da parte delle imprese che non hanno ancora ottenuto nulla, nel confidare che i rimborsi potranno avere un esito positivo.

Polo Tecnologico per l’Energia continuerà a seguire attentamente la vicenda informando i propri clienti di eventuali ulteriori sviluppi.