L'intervento di Davide Poli in occasione del seminario "Audit energetici nelle imprese: da obbligo normativo a fattore di successo", che si è svolto a Sassari il 27 aprile 2015.

1. Audit e check up energetici nelle imprese:
da formalità ad opportunità
Audit energetici nelle imprese:
da obbligo normativo a fattore di successo
Sassari, 27 aprile 2015
Prof. Davide Poli
Università di Pisa

2. • mix energetico sbilanciato, specialmente per la produzione di en.elettrica:
- basato sul gas, a prezzi maggiori della media UE, e sulle FER
- niente nucleare e poco carbone
- elevati oneri generali di sistema, non inseriti in fiscalità generale
• forte dipendenza energetica dalle importazioni
- 82% del fabbisogno energetico (163 Mtep nel 2012), media UE del 55%
- quote rimanenti: 11% FER, 4% gas nazionale, 3% greggio nazionale
- le importazioni energetiche costano 58 Mld€/anno
- bassa diversificazione: il caso dei rigassificatori
Le debolezze strutturali del settore energetico italiano  elevati costi
L’Italia e l’energia
Eppure siamo uno dei Paesi europei più virtuosi per l’efficienza energetica:
• intensità energetica fra le più basse: 120 tep/M€ nel settore industriale
(-19% rispetto a media UE, -14% in Eurozona, seconda solo a UK)
• nel 2011 l’American Council for an energy-efficient economy ci ha messo
al terzo posto al mondo per sforzi nazionali, dopo UK e Germania
• punte di eccellenza mondiale in settori di nicchia (es. smart metering, parco CCGT)

3. • traguarda al 2020 quattro obiettivi di competitività e sostenibilità:
- riduzione costi energetici (-8 Mld€/anno su elettricità e gas)
- superamento obiettivi 20-20-20  decarbonisation roadmap 2050
- maggiore sicurezza di approvvigionamento (-14 Mld€/anno)
- spinta alla crescita e all’occupazione (170 Mld€ di investimenti entro il 2020)
• individua sette aree prioritarie di intervento:
- l’efficienza energetica è la prima
- è quella che contribuisce a tutti e 4 gli obiettivi
- è la scelta meno onerosa ai fini dell’abbattimento
della CO2
Documento programmatico e di indirizzo (DM 8 marzo 2013)
La Strategia Energetica Nazionale
e l’efficienza energetica

4. Dalla SEN al recepimento
della Dir.2012/27/UE: il PAEE 2014

5. Protocollo di Kyoto
Piano nazionale di riduzione
delle emissioni di “gas serra”
quota parte ottenuta mediante
incremento dell’efficienza
negli usi finali (en.primaria fossile)
Decreti M.I.C.A. 24 aprile 2001
(modificati DM 20.7.04-21.12.07-28.12.12)
OBBLIGO PER DISTRIBUTORI
> 50.000 clienti finali al 31.12.08
• Azione diretta dei soggetti obbligati
(14 elettrici + 61 gas)
• Azioni di soggetti volontari
(es. Energy Service COmpanies)
Mercato dei Certificati bianchi
o Titoli di Efficienza Energetica (TEE),
operativo dal 2005
Pietra di paragone:
1 Mtep/a risparmiate equivale a spegnere per un anno:
3 centrali a ciclo combinato da 400 MW, rend. medio 55%,
che producano 5400 h/anno, emettendo 2,6 Mt CO2
I Titoli di Efficienza energetica
…..
DM 28/12/12: nuovi obblighi
En.el. 2013-2016: 3.03 3.71 4.26 5.23
Gas 2013-2016: 2.48 3.04 3.49 4.28
Espressi in Milioni di TEE

6. Soggetti volontari (DM 28/12/12)
• Distributori di en. elettrica o gas con meno di 50.000 clienti
• Grandi utenti obbligati alla nomina dell’En.Manager (art.19 L.10/91)
(consumi ind.>10 ktep/a, consumi civile/terziario/trasporti > 1ktep/a)
e che l’abbiano effettivamente nominato
• Imprese non obbligate all’En.Manager, compresi Enti pubblici,
che lo abbiano nominato o si dotino di Sist.Gestione Energia ISO 50001
• Energy Service COmpanies (Società Servizi Energetici, SSE):
circa 2000 iscritte su AEEG, ma circa 300 attive (con continuità di TEE)
e 18% certificate UNI 11352:2010
• Società controllate dai distributori obbligati
• I proprietari di impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (solo TEE II-CAR)
Possono ottenere TEE a fronte di interventi di risparmio energetico,
per poi commercializzarli:

7. Il meccanismo dei TEE
distributoriUtentifinali
Rilascio
TEE
GSE
Contrattazione
bilaterale
o Mercato GME
AEEG
sanziona
GSE/
AEEG
Presenta
TEE al GSE
Soggetti
volontari
investimenti
Rata o
Pagamento servizi Rilascio
TEE
Recuperano parzialmente in
tariffa i maggiori costi
Recuperano parzialmente in
tariffa i maggiori costi
AEEG
riconosce aumenti
tariffe
soggetti all’obbligo
Consumi(ecosti)evitatiConsumi(ecosti)evitati
interventi
TEE CAR
$

8. Tipi di TEE e cumulabilità
• I TEE si distinguono in varie tipologie:
- Tipo I, riduzione consumi energia elettrica
- Tipo II, riduzione consumi gas naturale
- Tipo II-CAR, per cogenerazione ad alto rend.
10 anni, ritirabili dal GSE a prezzo amm.,
attribuibili a semplici produttori
- Tipo III, riduzione consumi altra energia.
Non per autotrazione
- Tipo IV, riduzione consumi altra energia,
realizzati nel settore dei trasporti
- Tipo V, come IV ma valutazione specifica
- Tipo IN, innovazione tecnologica
• Dal 2013, i TEE non sono cumulabili con:
- (Certificati Verdi: una volta, lo erano i Tipo II)
- detrazioni fiscali 50%-36% e 65%-55%
- finanziamenti statali in conto capitale (salvo CAR fino a un tetto) e ecobonus veicoli
- (Conto energia e vecchie tariffe omnicomprensive)
- incentivi FER 2013 (DM 6/7/12)
- ecobonus sostituzione veicoli inquinanti con nuovi a basse emissioni
• I nuovi TEE sono cumulabili con: Scambio sul Posto, Ritiro dedicato, fondi di rotazione
e garanzia, detassazione del reddito d’impresa per l’acquisto di macchinari e attrezzature.

9. • Le modalità di riconoscimento dei risparmi conseguiti attraverso gli interventi sono tre:
standardizzata (tep/unità, v.schede), analitica (tep/unità, in funzione di vari parametri
anche misurati, v.schede), a consuntivo (su progetto da approvare, comprese modalità
di misura);
• La taglia minima dei progetti è di 20 tep risparmiati all’anno per gli interventi
standardizzati, 40 per gli analitici e di 60 per quelli a consuntivo (200 nel caso di un
distributore con più di 100.000 clienti a fine 2001);
• I TEE annui riconosciuti corrispondono ai tep annui risparmiati, moltiplicati per un
coefficiente di durabilità  che tiene conto del fatto che il risparmio energetico (vita
tecnica) si protrarrà, magari progressivamente ridotto, oltre la durata dell’incentivo (vita
utile).
• Il coefficiente  e la vita utile (per quanti anni si ricevono i TEE) si trovano nelle
schede o, per i progetti, nelle Linee Guida per la loro compilazione, allegate alla Del.
AEEG EEN 9/11.
• L’AEEG ha predisposto numerose schede di valutazione del risparmio energetico.
L’ENEA ne ha aggiunte altre (TOT=34 standard e 10 analitiche).
Elenco
schede
Quantità riconosciuta di TEE

10. La borsa dei TEE (gestita dal GME)

11. Il ruolo dei TEE nel recepimento
della Direttiva 2012/27/EU (lug14)
~24M TEE, ~ 2.4 Mld€
Risp.en.primaria con TEE
in coerenza con SEN e DIR

12. Diagnosi energetiche e recepimento
della Direttiva 2012/27/EU (lug14)
• è previsto che le grandi imprese, aventi siti produttivi localizzati in Italia, eseguano
diagnosi energetiche entro il 5 dicembre 2015 (poi ogni 4 anni)
• ~ 3500 “grandi imprese”: oltre 250 addetti e fatturato > 50 M€ (o bilancio > 43 M€)
• il recepimento estende l’obbligo a tutti i soggetti “energivori”
• sono esentate le imprese con sistema gestione ISO 50001 o EN ISO 14001,
purché prevedano esplicitamente l’effettuazione di audit di qualità
• decorsi 24 mesi dal recepimento, scatta l’obbligo di rispondenza
alle norme UNI 11352 (ESCO) e UNI 11339 (Esperto Gestione Energia)
• controlli da parte dell’ENEA
• stanziati 15 M€/anno fino al 2020 per cofinanziare diagnosi energetiche nelle PMI
www.direttiva27.it/

13. … molti tentativi di codifica
degli audit e degli auditor….
Sistema gestione
energia”
… che diventano vincolanti
a 2 anni dal recepimento….

14. Un audit o tanti audit?
uno schema di base….

15. …con molte possibili
varianti e gradi di dettaglio….

16. … molti possibili obiettivi….

17. … ma un unico scopo utile….
Flussi di cassa differenziali (attualizzati)
Loro cumulata e calcolo del tempo di ritorno
-800
-600
-400
-200
-
200
400
600
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
anni
k€
• suggerire interventi concreti
• “intervento” non è una semplice SPESA
• “intervento” = INVESTIMENTO CON RITORNO! (business plan)

18. Il ruolo chiave delle ESCo

19. Un classico:
il contratto a risparmi condivisi

20. Dal semplice al complesso …
• anagrafica
• obiettivi gestionali interni: macrofiltro anomalie
(es.utenze dismesse/volturate/insolventi)
• preparazione di una fotografia del pacchetto utenze
per potenziali fornitori energetici
• costituzione di aggregati consortili
• accreditamento su anagrafica energivori CCSE
• analisi di fatturazione • controlli di fatturazione (rispondenza contratti e tariffe)
• oneri facilmente evitabili (reattivo, CTS, ritardi…)
• suggerimento oneri da indagare (kWp e Cg)
• contrattazione sul mercato libero (€/MWh, €/Smc, €/l)
• pre-check • capire i macrotemi (debolezze da aggredire)
• avere un’idea prima del sopralluogo
(questionario ad azienda, per un auditor esterno)
• audit “informale”
• diagnosi energetica
• già finalizzato alle debolezze/potenzialità (SWOT)
• tipico: CHP, caldaie, illuminazione, inverter, guscio
• definisce direttamente come aggredire MWh, Smc, litri
• analisi “codificata”
• non deve morire in un cassetto!!

21. Una check list pragmatica
(non esaustiva)
Schede
AEEG
• Analisi dettagliata dei consumi energetici
e delle modalità di approvvigionamento
- Esame di eventuali anomalie
(es. picchi di carico, rifas., orari,…)
- Analisi opportunità co(tri)generazione
• Verifica sistemi di: monitoraggio
compartimentazione
temporizzazione
regolazione/telecontrollo
- Installazione
- Adeguamento tecnologico
- Ottimizzazione
• Analisi degli impianti termici
e di condizionamento
e dei sistemi di distribuzione calore
• Verifica del “guscio” dell’edificio
- Esigenze manutentive
(filtri climat., scambiat.UTA, …)
- Ammodernamento
- Tecnologie più efficienti
- Azioni sull’utenza finale
- Esigenze di rifacimento
- Maggior coibentazione
- Doppi vetri, …• Illuminotecnica, motori e inverter,
spegnimento utenze notturne (PC…)
• Recuperi (cascami, scarti,
laminazioni, condense, salti, …)
• Opportunità di installazione di impianti solari termici e fotovoltaici

22. Fonte: ENEA

23. Analisi dei diagrammi di carico
Contatore del distributore o misura interna propria

24. Destagionalizzazione

25. Fonte: ENEA

26. Fonte: ENEA

27. Risvolto economico
del profilo di consumo
CLIENTE CON
CONTRATTO
SUL MERCATO LIBERO
CLIENTE SOTTO
SALVAGUARDIA
COMPONENTI “A”
TARIFFA
DI
FORNITURA
(+ perdite)
Prezzo
Energia e
Dispacciamento
(PED)
DISPACCIAMENTO
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
COMPONENTI “A”
PCV + DISPbt
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
COMPONENTI “A”
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
CLIENTE SOTTO
MAGGIOR TUTELA
MISURA MISURA MISURA
TARIFFA
DI
SALVAGUARDIA
Energia
Commercializzazione
PPE
DISPACCIAMENTO
IMPOSTE IMPOSTE IMPOSTE
CLIENTE CON
CONTRATTO
SUL MERCATO LIBERO
CLIENTE SOTTO
SALVAGUARDIA
COMPONENTI “A”
TARIFFA
DI
FORNITURA
(+ perdite)
Prezzo
Energia e
Dispacciamento
(PED)
DISPACCIAMENTO
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
COMPONENTI “A”
PCV + DISPbt
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
COMPONENTI “A”
DISTRIBUZIONE
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
CLIENTE SOTTO
MAGGIOR TUTELA
MISURA MISURA MISURAMISURA MISURA MISURA
TARIFFA
DI
SALVAGUARDIA
Energia
Commercializzazione
PPE
DISPACCIAMENTO
IMPOSTE IMPOSTE IMPOSTEIMPOSTE IMPOSTE IMPOSTE

28. Conoscere, per risparmiare
COMPONENTI “A”
TARIFFA
DI
FORNITURA
(+ perdite)
DISPACCIAMENTO
DISTRIBUZIONE
MISURA
TRASMISSIONE
COMP. UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
IMPOSTE DI
CONSUMO
solo su sbilanc.
SI
Risparmio economico
da appiattimento profilo
solo se sbilanc.puntuale
(< probab.errore)
SI
(se tariffa multioraria)
SI
(quota di potenza)
Risparmio economico
da minori consumi
Sì, salvo gradino
1200 MWh/mese
Sì, salvo piccole
quote fisse
SI
SI (salvo piccole quote fisse
e cambiam. % sconto energivori)
SI (“ “)
SI
NO
SI
(quota energia)
Risparmio economico
da contrattazione

29. • e non sempre l’incentivo è l’elemento chiave….
• l’incentivo è l’energia di attivazione di un circolo virtuoso
che a regime si deve auto-sostenere

30. Motori ad alta efficienza
Motori e inverter: Incentivi non più prorogati dopo 31 dic 2010
Non inseriti in detrazioni 50% ex 36%, né 65% ex 55%

31. Il settore industriale
pesa per oltre il 50%
nel bilancio annuale
dell’energia elettrica.
Al suo interno, i consumi dei
motori elettrici
rappresentano
circa il 75% (120 TWh/a)
Mediamente, nell’arco della
vita utile di un motore
industriale, oltre il 98% delle
spese è relativo all’energia
elettrica.
L’acquisto del motore pesa
solo per l’1,3% (equivalente
a 3 mesi di consumi elettrici)

32. • Nasce come accordo VOLONTARIO internazionale tra costruttori di motori
sull’etichettatura energetica dei motori
• Validità limitata a motori asincroni trifase BT, 2-4 poli,
a gabbia di scoiattolo, 1.1-90 kW
Comitato Europeo dei Costruttori diComitato Europeo dei Costruttori di
Macchine Rotanti ed Elettronica di PotenzaMacchine Rotanti ed Elettronica di Potenza

33. Acquisto motore nuovo EFF1 anziché EFF3
Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

34. Motore EFF3 non funzionante:
ripararlo o acquistare un motore nuovo EFF1?
Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

35. Tempo di ritorno considerato: 3 anni. I valori riportati sui grafici sono indicativi in quanto dipendono da molte grandezze variabili da caso a caso e nel tempo.
Sostituzione motore funzionante
EFF3 con motore nuovo EFF1
Tempo di rientro dellTempo di rientro dell’’investimento = 3 anniinvestimento = 3 anni

36. Azionamenti a velocità variabile
(con inverter)

37. Es. ventilatore 25 kW con portata variabile
Calcoli di ritorno dell’investimento
senza necessità di detrazioni!

38. Dall’ottimizzazione del consumer
a quella del prosumer
Rete
G
A
B
C
Energia prodotta (al netto dei servizi aux) = C
Energia ceduta = A Energia assorbita = B
Energia richiesta dal carico locale = (C-A)+B
Produzione
di energia
elettrica
in presenza
di carico
locale
ore
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B B
C
A
-A
•Ritiro dedicato?
•Scambio sul posto?
•Accumuli?

39. Monitoraggio delle utenze attive
Obiettivi di base:
– Verifiche di producibilità
– Segnalazione anomalie
– Gestione della manutenzione
– Lettura contatori UTF
– Verifiche parametri contrattuali
– Ricostruzione flussi energia
e partite economiche

40. 56%
118,1
62,5
27,5
La cogenerazione
Definizione tecnica e normativa (CAR)
DM 5/9/2011
min
_ _
_ _
1
1
th CHP el CHP
th rif el rif
PES PES
 
 
  

min
CHP
glob
E H
F
 

 
_ _
/ 0,086 ( )CHP CHP
CHP
el rif th rif
E H
TEE y k F    
 
• Riscossione diretta dei TEE II-CAR per 10 anni, anche in
presenza di parziale finanziamento pubblico in c. capitale
• (Esonero dall’acquisto di Certificati Verdi)
• Priorità di dispacciamento e semplificazione autorizzazioni
• Scambio sul posto fino a 200 kW (come le rinnovabili)
• SEUno oneri di sistema sull’en.prodotta e autoconsumata

41. Problematiche di dimensionamento
e di esercizio
Tipologia e taglia tipo di gestione
Inseguimento elettrico
Inseguimento termico
Inseguimento misto
profili di carico
(elettrico e termico; temperatura)

42. Fissate le esigenze del carico elettrico e termico,
si lavora per scenari di:
• tecnologia
• taglia
• modalità di gestione
Profili orari delle potenze elettriche e termiche
ore
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B B
C
A
-A
ore
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Carico utenza locale Autoproduzione (FV)
B BB B
CC
AA
-A
Bilancio energetico
Bilancio economico
(funzione anche della
forma di finanziamento)
Criteri di confronto e scelta
Per ognuno di essi:

43. Giorno feriale
0
500
1000
1500
2000
2500
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Fine settimana
0
200
400
600
800
1000
1200
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Chiusura stabilimento
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 6 12 18 24
Carico elettrico Carico termico
Generazione elettrica Generazione termica
kW
Esempio: Inseguimento termico, CHP gas
1000 kWe / 600 kWt + 1500 kWt integrazione
0
2
4
6
8
10
12
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia elettrica annua
En.el. Prodotta En.el. Acquistata En.el. Ceduta Carico elettrico
0
2
4
6
8
10
12
14
GWh
Fonti Utilizzi
Analisi energia termica annua
Calore utile da cogen. Calore da caldaia Calore in esubero Carico termico

44. Solo gli oneri variabili (€/MWh)
sono un costo evitato!
Anche in totale assenza di
assorbimenti dalla rete:
COMPONENTI “A”
DISTRIBUZIONE
MISURA
TRASMISSIONE
UC3 UC4 UC6 UC7 MCT
IMPOSTE DI
CONSUMO
(escluso FER<20 kW)
DISPACCIAMENTO
Fornitura
(trascurando effetti di tipo “sconto-quantità”)
143 €/MWh
medi in bolletta
131 €/MWh
di parte variabile
(costo evitato energia
autoprodotta e consumata)
Solo se RIU/SEU/SEESEU,
altrimenti invariate!!
70 €/MWh
se non RIU/
SEU/SEESEU
FER/CAR sono
ormai “d’obbligo”

45. Per ulteriori informazioni:
Prof. Davide Poli
Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio
e delle Costruzioni - DESTEC
Università di Pisa
davide.poli@unipi.it
050-2217300