Source: http://docplayer.it/7459184-Prezzo-vendita-dispacciamento-trasporto-oneri-imposte-vendita-approvvigionamento-energia.html
Timestamp: 2017-12-17 03:12:32+00:00
Document Index: 91602492

Matched Legal Cases: ['art. 44', 'art. 45', 'art. 46', 'art. 48', 'art. 73', 'art. 36', 'art. 40', 'art. 26']

prezzo vendita + dispacciamento + trasporto + oneri + imposte vendita (approvvigionamento energia) - PDF
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Marcello Salvadori
1 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 CO 2 ) 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 /$. 1
2 Fornitore Formula Variabile di indicizzazione A2a Energia E.ON Energia Edison Energia PmF0 P0F0 + (TEK 9 m TEK 9 0) PmF0 P0F0 + (FCR m FCR 0 ) PmFi P0Fi + (Im I0) PmF0 P0F0 + ENEL Energia (I m I 0 ) PmFi P0Fi + 2,084 HERA Comm 1 x (Et remix m Et remix 0 ) Iren Mercato ENI Divisione G & P ImF0 PDF0 + 10,671 x (I m I m0 ) C n C o + (ITEC n ITEC o ) TEK 9 m [0,0645 x Plsf0 m + 0,0259 x Pgasoil m + 0,0253 x Pcrudes m + 0,075 x Pcoal m ]/E m FCR m 6,82 + [1,976/1,27484 x (0,0172 x Gasolio m + 0,0141 x BTZ m + 0,024 x ATZ m + 0,014 x Greggi m ) + (0,08525 x API2 m - 0,155) x FX] Indice Edison [0,019 x BRDTDm + 0,026 x GOLm + 0,057 x BTZm + 0,044 x ATZm]/1000 Im 0,82 x P BRENT ($/bbl) x C1 ( /$) Et remix m 0,172 x Gasolio m + 0,141 x BTZ m + 0,044 x ATZ m + 0,140 x Greggio m I m 0,03498 x Gasolio m + 0,0302 x BTZ m + 0,0466 x ATZ m + 0,0244 x Greggio m Esempio di indici di conteggio per il prezzo dell energia Finestra di mediazione Aggiornamento indice Ibrida: 9 mesi (gasolio, greggi, BTZ, ATZ); 1 mese (API2) mensile 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 ( : il picco) e in un periodo a basso carico ( 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 1 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, /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. 2
3 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. 3
4 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). 4
5 Oneri di sistema La formula relativa agli oneri (O n ) è: oneri di sistema oneri A i + oneri UC j + onere MCT + onere PPE Gli oneri di sistema costituiscono circa il 15% della bolletta, sono stabiliti dall Autorità e riguardano, in particolare: A 2 : conto per il finanziamento delle attività nucleari residue; A 3 : conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate; A 4 : conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali; A 5 : conto per il finanziamento dell attività di ricerca; A 6 : 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; A s : conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio. Gli altri sono: UC 1 : conto a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di approvvigionamento; UC 3 : conto per la perequazione dei costi di trasporto; UC 4 : conto per le integrazioni tariffarie alle imprese elettriche minori; UC 5 : conto per la compensazione delle perdite di energia elettrica; UC 6 : 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. 5
6 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 kwh, mentre non viene applicata a siti industriali se il consumo è maggiore di 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 kwh, mentre per consumi superiori viene applicata solo ai primi 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 + UC 1 + 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; UC 1 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: 6
7 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 /m 3. Le tariffe espresse in /m 3 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 m 3 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 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?) 7
8 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, /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, /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 m 3, 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