15.1 Considerazioni preliminari

L’energia è definita scientificamente come la capacità di un sistema di svolgere lavoro. Nel contesto dell’efficienza energetica industriale, con il generico termine di energia ci si riferisce alle varie forme di essa che possono essere acquistate, immagazzinate, trattate e utilizzate nei macchinari, impianti o in un processo produttivo, quali petrolio, carbone, gas ed elettricità. Gli usi energetici principali includono riscaldamento, raffreddamento, processi di produzione, trasporto.

Attualmente le aziende e le organizzazioni su scala mondiale sono fortemente impegnate per ridurre i propri consumi energetici. Nonostante l’impegno, il consumo mondiale di combustibili fossili continua a crescere e un numero significativo di aziende non sono a conoscenza delle opportunità disponibili per migliorare la propria l’efficienza energetica. Secondo l’International Energy Agency (IEA), si prevede un incremento dei consumi energetici mondiali totali dal 2010 al 2030 del 26%, nel settore produttivo del 31%. A livello globale, nel 2022 l’energia consumata in ambito industriale copre una quota pari a circa il 29% del consumo finale di energia, ma già utilizzando le tecnologie attualmente disponibile sarebbe possibile abbattere una buona quota del consumo di energia delle industrie. I due terzi del consumo energetico nelle industrie sono rappresentati da soli quattro settori: chimico e petrolchimico (29%), ferro e acciaio (21%), cemento (7%) e alluminio (4%).

L’uso globale di energia primaria nel 1973 era di 4.672 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (1 TEP è pari a 11628 kWh “termici”, equivalenti ad esempio a 5348 kWh di energia elettrica o circa 1196 Sm³ di gas metano) e nel 2012 è aumentato a 13.361 milioni di tonnellate equivalenti, mentre il consumo finale totale di energia in Europa è diminuito negli ultimi anni, in tutte le altre Regioni è aumentato - con la crescita più significativa in Asia e nelle Americhe non OCSE. Per valutare la capacità e l’efficienza nazionale dell’uso dell’energia si può utilizzare un semplice indicatore cioè la produttività energetica, che rappresenta il rapporto tra la produzione economica (cioè il PIL) e l’energia assorbita (misurata in migliaia di dollari per TEP): maggiore è il rapporto, più efficiente è l’energia utilizzata. Questo indicatore a livello mondiale, tra il 2001 e il 2022, è aumentato in media dell’1,2% all’anno. Migliorare il tasso di aumento della produttività energetica è necessario per raggiungere un futuro a basse emissioni di carbonio e affrontare i vincoli ambientali. L’Italia per questo indicatore, storicamente è tra i migliori a livello mondiale dagli anni ’90.

Nonostante la continua crescita del mercato mondiale e dei trend di consumo energetico, non è un’utopia mirare a ridurre i consumi energetici assoluti in ambito industriale soprattutto perché al consumo di energia in ambito industriale è possibile applicare il c.d. Principio di Pareto (o principio dell’80/20), secondo il quale con solo il 20% dello sforzo si può ottenere l’80% dei risultati. Ebbene, ci sono ancora buoni margini per intervenire sui consumi primari e sull’efficienza assoluta delle imprese, con impegni di risorse non gravosi per raggiungere buona parte del risultato possibile.

Tradizionalmente, l’energia è considerata un costo, una bolletta da pagare e una spesa da tenere sotto controllo; attualmente i predetti aspetti non possono esulare da valutazioni che riguardino gli aspetti di sostenibilità ambientale delle proprie fonti energetiche, unitamente ai nuovi aspetti di sicurezza energetica. Questi ultimi, nel contesto della crisi ucraino-russa, stanno dimostrando tutta la loro importanza sulla nostra economia e sugli equilibri economico-finanziari di tutta la UE, ma anche a livello globale, avendo rivoluzionato in poco tempo le rotte e le reti di approvvigionamento delle fonti energetiche principali quali GNL (in sostituzione diretta del gas metano via pipeline), petrolio (e suoi derivati) e carbone. Se il GNL in pochi mesi è diventata una fonte strategica per contrastare la critica dipendenza dai pochi fornitori via tubo, petrolio e carbone stanno riconquistando importanza in quanto fonti utili a superare la crisi energetica dovuta agli eventi in Ucraina. Fortunatamente si sta anche iniziando a utilizzare e sperimentare l’idrogeno (H₂) come fonte energetica alternativa, anche se le necessità di costi e produzioni sostenibili ne stanno frenando il suo utilizzo.

Nonostante il temporaneo riutilizzo massiccio di fonti ad alto impatto ambientale, le imprese pronte per il futuro stanno maturando una prospettiva nuova nei confronti dell’energia e stanno trasformando le proprie attività, in particolare quelle produttive, in modo da capitalizzare sul valore reale dell’energia come “materia prima” e come risorsa utilizzabile per crescere e sostenere in futuro la propria impresa, sia da un punto di vista economico che di sostenibilità ambientale. La decarbonizzazione infatti è una tematica che attualmente sta investendo tutti gli aspetti operativi del mondo industriale e delle intere filiere di prodotto. Tutte le aziende, grandi e piccole, dovranno sapere esattamente da dove proviene e dove viene utilizzata questa risorsa, fino al punto di tenerne traccia come ingrediente nelle proprie ricette o come componente tangibile nell’assemblaggio dei prodotti e di registrarla come voce nella distinta base (BOM) di produzione o con metodi di tracciabilità simili, in Gigajoule, BTU o gCO₂ per tonnellata di prodotto. La gestione di queste informazioni consente di amministrare l’energia in modo attento, al fine di sostenere la redditività aziendale ma anche le politiche di sostenibilità ambientale e quindi di economia circolare che sempre più permeano l’operatività quotidiana.

Se si iniziano a ridurre i consumi energetici investendo in un loro miglior utilizzo all’interno dei siti produttivi più energivori (e inquinanti), vuol quindi dire affrontare il cuore del problema in ambito industriale secondo il succitato principio di Pareto.

Il tema dei risparmi energetici si lega profondamente all’efficienza energetica, alla sostenibilità e alla decarbonizzazione; sono termini ampiamente utilizzati e spesso assumono significati non omogenei e differenti. Questo può essere causa di confusione.

Ai fini pratici, l’efficienza energetica è la relazione tra quanta energia è necessaria per alimentare una tecnologia (ad esempio, una caldaia o motore) e il servizio di utilizzo finale (o effetto utile; ad esempio generazione di vapore o potenza erogata dal motore) che la tecnologia fornisce.

Migliorare l’efficienza energetica o ridurre la quantità di energia in ingresso per un predeterminato output è un processo di cambiamento tecnico e/o comportamentale guidato da aspetti tecnologici, finanziari, gestionali, vincoli sociali e politici.

Entrambi hanno ripercussioni sugli aspetti di sostenibilità ambientale e decarbonizzazione, in quanto impattano sul risparmio di risorse ambientali, su minori emissioni di sostanze climalteranti (ad es. la CO₂) favorendo anche approcci che favoriscano o sostengano l’economia circolare.

L’efficienza energetica è un obiettivo primario della politica energetica del settore industriale, in quanto proprio l’industria risulta essere tra le principali voci di consumo finale sia in termini economici che strettamente energetici. L’efficienza può essere raggiunta attraverso interventi di energy saving.

In tale contesto di sostenibilità energetico-ambientale è d’obbligo annoverare gli obbiettivi previsti dalla Commissione Europea per il cosiddetto “Green Deal Europeo” che prevede un pacchetto di proposte su politiche comunitarie in materia di clima, energia, uso del suolo, trasporti e fiscalità idonee a ridurre le emissioni nette di gas ad effetto serra di almeno il 55% entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990. Il raggiungimento di tali obbiettivi permetterà all’Europa di diventare nel 2050 il primo continente a impatto zero.

Per tal motivo sono molte le azioni e i finanziamenti che sostengono politiche energetico-ambientali virtuose già in atto: la Direttiva europea RED II (Dir. 2018/2001) sulla “promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, recepita in Italia dal Dlgs 8 novembre 2021 n.199, prevede varie tipologie di sostegno alle FER (Fonti energetiche rinnovabili), alle rinnovabili termiche, ai biocarburanti e all’idrogeno. Quest’ultimo in particolare ha le caratteristiche ideali per garantire sostenibilità ambientale ed economia circolare. La tecnologia per la sua produzione necessita di sviluppi notevoli per renderlo economicamente sostenibile, ma in ogni caso, risulta come un vettore energetico potenzialmente molto più sostenibile di quelli attualmente disponibili basati sul carbonio. Nel recente piano della Commissione Europea REPowerEU (energia sicura, sostenibile e a prezzi accessibili per l’Europa) il Consiglio Europeo il 19 dicembre 2022 ha approvato normative che favoriscono l’accelerazione verso la transizione verde (le rinnovabili costituiscono l’energia più economica e pulita a nostra disposizione e possono essere prodotte internamente all’UE, riducendo la necessità di importazioni di energia)

Le implicazioni dei punti precedentemente menzionati implicano un cambiamento epocale nell’approccio agli usi e consumi energetici, sia da parte del tessuto industriale che del singolo cittadino: ognuno sarà responsabile delle proprie scelte circa ambiente e sostenibilità e pertanto dovrà tenere in considerazione questi aspetti in maniera sempre più marcata.

Nel corso del capitolo verranno affrontati temi che permetteranno di avere una visione complessiva del mondo energetico, partendo dalla comprensione delle bollette di fornitura dell’energia elettrica e del gas passando alle modalità di audit energetico, effettuando un analisi delle principali aree di potenziale inefficienza energetica (compressori, illuminazione, motori, etc.) al fine di individuare percorsi utili alla ottimizzazione delle prestazioni energetiche delle organizzazioni, offrendo contemporaneamente delle possibili linee di intervento e di miglioramento sia a livello economico che organizzativo attraverso l’utilizzo di strumenti per la valutazione dell’investimento sia attraverso lo sviluppo di modelli di gestione energetica.

APPROFONDIMENTI

15.2 Normativa di riferimento

15.3 Il mercato dell’energia

15.3.1 La domanda di energia elettrica in Italia

Se analizziamo la serie storica dei consumi energetici disaggregati per i principali settori produttivi Italiani (industria, terziario, domestico, agricoltura) come rappresentato in figura (fonte Terna) si evidenzia negli ultimi anni, la modifica strutturale del settore elettrico italiano, per lungo tempo sostanzialmente stabile, registrando sempre una progressiva riduzione dei consumi del settore industriale a vantaggio del settore terziario e con una tenuta dei consumi del settore domestico e dell’agricoltura. Il 2020 ha rappresentato un anno di discontinuità in quanto il Covid-19 ha rallentato vari settori produttivi. Nel 2022 il consumo di energia elettrica è invariato rispetto l’anno precedente, attestandosi a 295,8 TWh. Nonostante la flessione dei consumi elettrici avvenuta nell’ultimo decennio, l’industria rimane comunque il settore più rilevante nella struttura dei consumi italiani rappresentando il 44% del totale.

Dopo aver raggiunto il picco di consumo nel 2006 e il minimo nel 2015, l’industria stava lentamente riprendendo a crescere i consumi elettrici (46% nel 2021); nel corso del 2022 è stato registrato un calo del 4,2%, ove la metallurgia è calata del 9,4%, l’industria cartaria del 7,5%, il settore ceramiche, vetro e cemento è calato del 6,4%. l settore domestico, ritenuto poco sensibile ad accadimenti di natura economica, su un andamento di fondo debolmente crescente, ha toccato un massimo nel 2011 per poi iniziare una fase discendente fino al 2015 e stabile in seguito; rispetto il 2000 l’incremento è del 8% senza subire peraltro la pandemia e nel 2022 è in calo del 3,8% rispetto l’anno precedente. L’energia elettrica destinata alle attività agricole è cresciuta fino al 2011 per poi stabilizzarsi in seguito; tra il 2000 e il 2021 si registra un incremento del 37%, mantenendo comunque stabilmente una quota pari al 2% dei consumi italiani. Nel 2022 è in calo del 1.4%. Il settore terziario (servizi) è stato in costante crescita fino alla pandemia; nel corso del 2022 è ripreso il trend di aumento (+3,6%)

Figura 1 - Consumi per settore (TWh)

(Fonte: TERNA)

Figura 2 - Struttura percentuale dei consumi 2000-2022

(Fonte: TERNA)

L’analisi della serie storica decennale della richiesta mostra come si sia arrestata la tendenza di lungo periodo al rialzo tra il 2014 e 2018; il peso della pandemia mostra dei chiari segnali, incluso il minimo dal 2008 di 19,65 TWh registrato ad aprile 2020. Attualmente (gennaio 2024) la domanda, visti il conflitto in Ucraina e il boom dei prezzi energetici (iniziato a maggio 2021 e culminato con i massimi di agosto 2022 e ora in discesa con stabilizzazione) in questa stagione invernale 2023-2024, appare contratta; si attende la conferma di una stabilizzazione nel corso del 2024 visti il grado di riempimento degli stoccaggi e la nuova configurazione degli approvvigionamenti energetici oggi molto serviti da GNL via nave e ormai relativamente dipendenti dai i flussi di metano dalla Russia.

Figura 3 - Richiesta di energia elettrica mensile, dati storici “depurati” e trend di lungo periodo (GWh)

(Fonte: TERNA)

Fig. 4 - Richiesta di energia elettrica mensile (GWh)

(Fonte: TERNA)

La produzione di energia elettrica in Italia

Nel 2023 la domanda di energia elettrica è stata soddisfatta per l’88,4% da produzione nazionale e per il restante 11,6% dalle importazioni dall’estero che, rispetto al 2022, hanno registrato un aumento pari al 27%.

Figura 5 - Struttura della domanda anno 2023 (%)

(Fonte: Terna)

Per la produzione di energia elettrica il maggior apporto nel 2023 è stato rappresentato dal termoelettrico non rinnovabile (pari al 46,6% del totale e invariata rispetto il pari periodo 2022), seguito da idroelettrico (pari a 12,5% del totale ed in aumento del 39% rispetto il 2022).

Figura 6 - Contributo delle FER su mix di produzione nazionale

(Fonte: Terna)

Il contributo delle fonti rinnovabili nel mix di produzione nazionale è cresciuto nel corso degli anni passando dal 18,7% nel 2008 a poco più del 37,2% nel 2023, in lieve ripresa dopo il drastico calo del 2022 dovuto a scarse precipitazioni.

Rete elettrica nazionale

La rete elettrica nazionale è composta da una struttura principale di trasporto ad altissima tensione (380 kV in fig. 7a e 220 kV in fig. 7b) gestiti da Terna spa, alla quale segue il sistema di distribuzione con tensioni via via minori, fino alle cabine di distribuzione che forniscono le utenze in media (20 kV) e bassa tensione (400 V).

Figura 7a - Rete elettrica nazionale 380 KV

(Fonte: Terna)

Figura 7b - Rete elettrica nazionale 220 KV

(Fonte: Terna)

La rete è suddivisa in zone: dal 1° gennaio 2021 è operativa l’ultima suddivisione delle zone, che ora sono 7: Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna. Tale suddivisione permettere progressi significativi in termini di sicurezza ed efficienza del mercato elettrico oltre a migliorare l’integrazione e l’omogeneità con il mercato europeo.

Figura 8a - Suddivisione zone rete elettrica

(Fonte: Terna)

I flussi di energia import/export con l’estero e i flussi tra le zone interne sono visualizzabili in Fig. 8b.

Figura 8b - Saldi dei flussi fisici di energia

(Fonte: Terna)

Si nota facilmente che i flussi verso l’estero sono tutti negativi tranne che verso Malta.

Il flusso di energia elettrica di cui sopra, è gestito a livello di mercato secondo le due schematiche di seguito esposte, ossia la struttura del mercato e gli attori del mercato.

La struttura si suddivide, come per il mercato del gas, sostanzialmente in tre blocchi:

• approvvigionamento;

• infrastrutture;

• commercializzazione.

Figura 9 - Struttura mercato elettrico

L’attore principale è costituito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) che sostanzialmente gestisce la piattaforma di scambio (borsa elettrica) tra la produzione e l’utenza finale.

Il mercato elettrico è suddiviso tra mercato libero e mercato vincolato (ossia con strutture tariffarie imposte quali il “regime di salvaguardia” e la “maggior tutela”).

Figura 10 - Soggetti mercato elettrico

Nel cap. 15.3.4 verrà ulteriormente approfondito il livello di dettaglio del mercato.

15.3.2 La domanda di GAS in Italia

Per GAS si intende l’utilizzo del gas naturale, che è una miscela di idrocarburi (principalmente metano, e in misura minore etano, propano, idrocarburi superiori e gas inerti quali azoto e anidride carbonica) la cui unità di misura è lo Standard Metro Cubo (Sm³), cioè un metro cubo di gas nelle condizioni di riferimento standard di 288.15 K (15°C) e di 101325 Pa (1,01325 bar). Essendo il gas naturale un vettore di trasporto di energia, la sua valorizzazione economica dipende dal Potere Calorifico Superiore (PCS).

Le riserve di gas non sempre sono localizzate in prossimità delle aree di consumo, perciò lo sfruttamento di tale risorsa è sempre stato connesso alla logistica in grado di collegare i luoghi di produzione con quelli di utilizzo.

Risulta perciò necessario dare delle indicazioni circa l’infrastruttura e la terminologia da utilizzare:

Figura 11 - Infrastruttura rete gas

Una cabina REMI è un impianto di regolazione e misura che corrisponde a un punto di consegna della rete di distribuzione ed è preposto alla decompressione del gas naturale e alla sua misurazione. Nelle cabine REMI sono presenti varie strumentazioni che consentono di svolgere una serie di importanti processi.

Il punto di riconsegna (PDR) è un codice che serve ad individuare con precisione il punto geografico sul territorio italiano in cui il gas viene prelevato dall’utente finale.

Stoccaggio - Per stoccaggio si intende il deposito in strutture del sottosuolo del gas naturale prelevato dalla rete di trasporto nazionale e successivamente reimmesso nella rete in funzione delle richieste del mercato. Lo stoccaggio di gas naturale in strutture naturali sotterranee è finalizzato infatti a soddisfare diverse esigenze:

• rispondere in tempo reale alle richieste di gas del mercato;

• assicurare un alto margine di elasticità alla gestione delle strutture produttive e di trasporto;

• garantire il mantenimento di riserve “strategiche” da utilizzare esclusivamente per fronteggiare situazioni eccezionali (condizioni meteorologiche particolari, come situazioni/picchi di freddo intenso, o crisi internazionali che blocchino in parte gli approvvigionamenti dall’estero che costituiscono oltre il 90% del gas utilizzato in Italia).

Generalmente, nella stagione estiva viene riempito il giacimento, mentre durante i mesi invernali è preponderante la fase di erogazione alla rete nazionale.

Il gas, come ogni risorsa energetica, segue la strada della domanda e l’Europa a fronte del 13% dei consumi mondiali possiede infatti solo l’1% delle riserve, ed è costretta a coprire la differenza con le importazioni. Da questo dato nasce l’imperativo di garantire la sicurezza negli approvvigionamenti con strategie e politiche di lungo termine, promuovendo una maggiore liquidità dei mercati, e agevolandone l’integrazione tramite lo sviluppo delle interconnessioni delle reti. In questo contesto diventa fondamentale aprire nuove rotte e collegare l’Italia con aree strategiche del Mediterraneo Orientale e del Caspio dove ci sono paesi interessati a portare il loro gas in Europa. Ne trarrebbe un beneficio anche il parco centrali del sistema elettrico nazionale, legato al gas per circa il 40% della produzione, penalizzato dallo sviluppo sussidiato delle rinnovabili e dal mantenimento del peso del carbone nel mix della generazione elettrica. Negli anni a venire sarà inoltre fondamentale potenziare gli attuali sistemi di trasmissione e sviluppare nuovi impianti di stoccaggio e terminali GNL, localizzati in modo efficiente e interconnessi con il network esistente, per far fronte alle variazioni della domanda di energia e garantire una risposta adeguata alle esigenze dei consumatori.

Nonostante l’elevata dipendenza dalle importazioni, l’Italia ha il più alto grado di diversificazione in Europa delle rotte e delle fonti di approvvigionamento, infatti qualora venga a mancare una di queste, le infrastrutture rimanenti sono in grado di soddisfare anche oltre il 120% della domanda totale di gas dell’area, calcolata durante una giornata di domanda di gas particolarmente elevata.

Figura 12 - Interconnessione a reti estere

(Fonte: Snam)

Grazie all’interconnessione della rete Snam, l’Italia è già oggi in Europa il paese che può contare sul maggior numero di fonti di approvvigionamento. Oltre che dalla produzione nazionale, il sistema italiano può infatti ricevere il gas mediante quattro vie di importazione: attraverso un metanodotto e 3 terminali di rigassificazione. Nel 2020 è iniziata l’importazione di gas dal Caspio attraverso la realizzazione del metanodotto TAP, gasdotto terminale del progetto per il c.d. Southern Gas Corridor, una delle priorità strategiche dell’UE. Lo sviluppo delle capacità bidirezionale nel nord del nostro paese lungo il corridoio sud-nord (reverse flow), il cui completamento è avvenuto nel 2018, rendono le fonti di approvvigionamento italiane accessibili anche agli altri paesi europei. Si aggiunga che a riguardo dell’utilizzo di gas più verdi (biometano e blending di idrogeno e gas) nel prossimo futuro, la posizione della rete italiana costituisce di fatto una infrastruttura naturale per eventuali flussi dalla costa settentrionale dell’Africa direttamente al cuore dell’intera Europa.

L’infrastruttura nazionale del gas

La rete di trasporto regionale di Snam, formata dalla restante parte dei gasdotti, permette di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana.

La rete nazionale di gasdotti di Snam trasporta il gas dai punti di ingresso del sistema e dalle zone di produzione nazionale ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale e alle strutture di stoccaggio.

Figura 13 - Rete nazionale di gasdotti

(Fonte: Snam)

Sul territorio nazionale Snam svolge il servizio di trasporto, dispacciamento e stoccaggio del gas naturale e di rigassificazione del gas naturale liquefatto rendendo disponibile, attraverso l’utilizzo e lo sviluppo della propria rete di trasporto, la capacità necessaria per far fronte alla domanda di mercato e soddisfare le richieste di accesso presentate dagli Shipper (utenti della rete).

Snam si avvale di un sistema integrato di infrastrutture formato da 32.508 km di metanodotti, 11 impianti di compressione, 9 campi di stoccaggio operativi e un impianto di rigassificazione, oltre a un centro di dispacciamento per il trasporto e uno per lo stoccaggio. Il gas naturale immesso nella rete nazionale proviene dalle importazioni e, in minor quantità, dalla produzione nazionale. Il gas proveniente dall’estero viene immesso nella rete nazionale attraverso otto punti di entrata, in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Gries, Mazara del Vallo, Gela) e dei terminali di rigassificazione GNL (Panigaglia, Cavarzere e Livorno). Il gas di produzione nazionale viene immesso nella rete in corrispondenza dei 53 punti di entrata dai campi di produzione o dai loro centri di raccolta e trattamento; anche i campi di stoccaggio gas sono collegati con la rete.

Ad ogni modo, la filiera del gas è suddivisa in 3 sezioni: approvvigionamento, infrastruttura e vendita.

Figura 14 - La filiera del gas

Figura 15a - La domanda del GAS

Fonte (Arera)

Figura 15b - La interna lorda di GAS (gennaio-ottobre)

I consumi di gas totali in Italia avevano avuto un picco nel 2019 e poi causa anche la contingenza della pandemia, si sono contratti fino al 2020. Nel corso del 2021 la domanda è esplosa fino a 76.2 miliardi di Sm³ avvicinandosi al massimo storico del 2005 pari a 86.1 miliardi di Sm³. Il dato 2022 è risultato in contrazione viste le tensioni sui prezzi dei mercati energetici e sugli approvvigionamenti. Il trend è aggravato nel 2023 complici anche le varie politiche di decarbonizzazione industriale che stanno prendendo sempre più consistenza.

15.3.3 Come leggere la bolletta elettrica e del gas

La lettura delle bollette o fatture energetiche parte da una base comune riferibile a 5 macro-voci distinte che sono comuni sia per l’energia elettrica che per il gas le cui voci fanno riferimento alla tariffa di “maggior tutela” (per il gas è scaduta il 10 gennaio 2024, per l’energia elettrica è stata prorogata al 1° luglio 2024) gestita dall’autorità (ARERA):

• Spesa per la materia prima: comprende gli importi fatturati relativamente alle diverse attività svolte dal venditore per fornire l’energia elettrica o il gas naturale al cliente finale;

• Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: comprende gli importi dovuti per le diverse attività che consentono ai venditori di consegnare ai clienti finali l’energia elettrica o il gas naturale;

• Spesa per oneri di sistema: comprende gli importi dei corrispettivi destinati alla copertura di costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema gas che vengono pagati da tutti i clienti finali del servizio;

• Imposte: comprende le voci relative all’imposta di consumo (accisa), l’addizionale regionale e l’imposta sul valore aggiunto (IVA);

• Altre voci: sono previste altre voci quali ricalcoli, bonus sociali, canone TV, interessi di mora, deposito cauzionale, indennizzi, contributi di allacciamento.

Va specificato innanzitutto che le voci denominate come “spesa” sono composte da varie parti secondo la seguente categorizzazione:

• una quota fissa (€/anno);

• una quota potenza (€/kW/anno);

• una quota energia (€/kWh).

Di seguito nelle Figure 16-17-18 sono presenti alcuni esempi di come vengono corrisposte le varie voci nelle fatturazioni di energia elettrica.

Figura 16 - Componente energia

Figura 17 - Trasporto e oneri dispacciamento

Figura 18 - Imposte

Per quanto riguarda invece le bollette del gas, gli esempi delle Figure 19-20 permettono di avere un’idea generale sulla composizione delle varie voci:

Figura 19 - Bolletta Gas - Esempio domestico

Figura 20 - Bolletta gas - Esempio industriale

Gli esempi di cui sopra, possono subire alcune variazioni a seconda che:

• l’utente sia connesso alla rete elettrica in bassa/media/alta/altissima tensione;

• l’utente sia connesso alla rete di distribuzione o direttamente a quella di trasporto;

• l’utente abbia contratti di energia elettrica o gas nel libero mercato.

Si fa presente che a riguardo delle tariffe di energia elettrica e gas attualmente, tra gli altri, sono presenti meccanismi di sostegno temporaneamente introdotti per la crisi dei prezzi energetici attualmente presente in Europa. Di seguito una brevissima descrizione dei principali:

• Energy Release: il GSE offre energia da FER nella propria disponibilità a “clienti finali prioritari” (vedasi definizione su sito GSE) ad un prezzo calmierato di 210 €/MWh

• GAS Release: il GSE offre gas nella propria disponibilità ad un prezzo calmierato (da definire) che indicativamente sarà tra 50 e 100 €/MWh

• Gasivori: hanno diritto all’esenzione dal pagamento delle componenti tariffarie a copertura degli oneri di decarbonizzazione (RE e REt) le imprese che consumano almeno 1 GWh/anno di gas (pari a 94.582 Sm3/anno) e che:

  • operano nei settori dell’Allegato 3 alle Linee guida CE;

  • operano nei settori dell’Allegato 5 alla Linee guida CE

  • sono caratterizzate da un indice di intensità gasivora positivo calcolato, sul periodo di riferimento, in relazione al VAL, non inferiore al 20% oppure in relazione al FAT deve essere almeno pari al 2%.

• Elettrivori: hanno diritto all’esenzione dal pagamento delle componenti tariffarie a copertura degli oneri di decarbonizzazione (Asos) le imprese che consumano almeno 1 GWh/anno di energia elettrica e che

  • operano nei settori dell’Allegato 3 alle Linee guida CE;

  • operano nei settori dell’Allegato 5 alla Linee guida CE

  • sono caratterizzate da un indice di intensità elettrivora positivo calcolato, sul periodo di riferimento, in relazione al VAL, non inferiore al 20% oppure in relazione al FAT deve essere almeno pari al 2%.

• Interrompibilità GAS: il meccanismo premia sia la riduzione di volumi che la eventuale riduzione delle punte di prelievo (servizio su chiamata del servizio di trasporto italiano). Sono previsti riconoscimenti economici ai soggetti che mettono a disposizione quantitativi interrompibili di:

  • 50.000 Sm3 /giorno per partecipare in maniera diretta come soggetto singolo;

  • 5.000 Sm3 /giorno per partecipare mediante soggetti aggregatori, che devono a loro volta aggregare un quantitativo complessivo pari almeno a 50.000 Sm3 /giorno.

• Interrompibilità elettrica: sono previsti riconoscimenti economici ai soggetti che mettono a disposizione almeno 1 MW di carichi interrompibili istantaneamente e/o con preavviso dei prelievi di energia elettrica

• Crediti d’imposta: per imprese che consumano energia elettrica e gas (energivore, gasivore e non) vengono sono riconosciuti crediti d’imposta sulla componente energia fino ad un valore del 45% (I trim. 2023)

15.3.4 I contratti di energia elettrica e gas

I contratti di energia elettrica

Per comprendere i contratti di energia elettrica è necessario conoscere i vari soggetti coinvolti dalla produzione alla vendita. La figura sotto rende chiaramente visibile l’attuale configurazione.

Figura 21 - Soggetti coinvolti in produzione e vendita

Il prezzo di vendita dell’energia elettrica viene regolamentato nella Borsa Elettrica Italiana (GME - Gestore Mercati Elettrici) dove possono accedervi solo operatori accreditati.

Il mercato energetico attualmente è suddiviso in mercato tutelato e mercato libero, ove per mercato tutelato ci si riferisce ai servizi di tutela che sono servizi di fornitura di energia elettrica (vale anche per il gas naturale) con condizioni contrattuali ed economiche definite dall’Autorità - ARERA, per i clienti finali di piccole dimensioni (quali famiglie e piccole imprese) che non hanno ancora scelto un venditore nel mercato libero.

Si specifica inoltre che il mercato dell’energia elettrica è in corso di revisione, in quanto sono stati posti dei termini per la fine della Maggior Tutela per le aziende (gennaio 2021) e i clienti di piccole dimensioni (gennaio 2022).

A tal fine ARERA ha previsto delle offerte standard per i clienti finali denominate offerte PLACET (Prezzo Libero a Condizioni Equiparate di Tutela). In sintesi, nelle offerte PLACET:

• le condizioni economiche (prezzo) sono liberamente decise dal venditore e rinnovate ogni 12 mesi;

• la struttura del prezzo è stabilita dall’Autorità ed è inderogabile;

• le condizioni contrattuali (ad esempio garanzie, rateizzazioni) sono stabilite dall’Autorità e sono inderogabili.

Riportiamo di seguito il dettaglio della composizione del prezzo dell’energia elettrica per utenti nel mercato libero.

Figura 22 - Composizione del prezzo energia elettrica

Relativamente a componenti regolate, sono presenti due tipologie di penali che possono aggravare i costi da sostenere: costi a compensazione dei prelievi di energia reattiva e Corrispettivo Tariffario Specifico.

L’energia reattiva è quella quota di energia che viene assorbita (da parte dalle apparecchiature che per funzionare hanno bisogno di un campo magnetico) e rilasciata subito dopo nella rete elettrica. Per tale ragione provoca maggiori consumi e impegno sulle linee. L’unità di misura è il kVARh (chilovoltampere reattivo ora). Contrattualmente, si stabiliscono penali per il superamento di quantitativi di energia reattiva prelevata, differenziate sulla base di due scaglioni di prelievo dell’energia reattiva nelle fasce F1 e F2:

• Primo scaglione: Fattore di Potenza mensile minore di 0,95. Un Cliente rientra in questo scaglione quando in un mese i suoi prelievi di energia reattiva nelle fasce F1 e F2 superano il 33% della corrispondente energia attiva.

• Secondo scaglione: Fattore di Potenza mensile minore di 0,8. Un Cliente rientra in questo scaglione quando in un mese i suoi prelievi di energia reattiva nelle fasce F1 e F2 superano il 75% della corrispondente energia attiva.

Il gestore della rete potrà chiedere un adeguamento dell’impianto utente e, in casi limite, potrà sospendere il servizio se:

• il Fattore di Potenza istantaneo nel momento di massimo carico, per prelievo in periodo di alto carico, è inferiore a 0,9;

• il Fattore di Potenza medio mensile è inferiore a 0,7;

• il cliente immette in rete potenza reattiva.

Al fine di evitare l’applicazione delle penali, si consiglia di analizzare lo stato attuale del proprio sistema, verificando la possibilità di integrare la propria capacità di rifasamento installando nuova potenza reattiva.

Il CTS è un corrispettivo che viene applicato ai clienti collegati in MT qualora la Sezione di trasformazione MT/BT non abbia i requisiti previsti dalla norma CEI 0-16.

Il mercato elettrico

Il mercato elettrico, vale a dire la sede delle transazioni aventi per oggetto l’energia elettrica, nasce in Italia per effetto del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 (“Decreto Bersani”) nell’ambito del processo di recepimento della Direttiva comunitaria sulla creazione di un mercato interno dell’energia (Dir. n. 96/92/CE abrogata dalla Dir. n. 2003/54/CE).

Il mercato elettrico si articola in:

• Mercato del Giorno Prima - MGP;

• Mercato Infra giornaliero - MI;

• Mercato per il Servizio di Dispacciamento - MSD.

Nel MGP e nel MI - definiti anche Mercati dell’Energia - produttori, grossisti e clienti finali, nonché Acquirente Unico (AU) e Gestore dei Servizi Energetici (GSE) acquistano e vendono all’ingrosso partite di energia elettrica per il giorno successivo.

Tali mercati, gestiti dal Gestore dei Mercati Energetici (GME), definiscono prezzi di equilibrio ai quali viene valorizzata l’energia negoziata.

Nel MSD, Terna si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al controllo del sistema (risoluzione delle congestioni intrazonali, creazione della riserva di energia, bilanciamento in tempo reale).

Le tipologie di contratto presenti nel mercato sono:

• Prezzo fisso a tre fasce (F1, F2, F3) o due fasce (Peak/Off Peak) con durata variabile, i contratti più comuni sono a 12, 18 e 24 mesi: sono contratti dove il prezzo stabilito con il fornitore rimane invariato per il periodo definito. Il prezzo non può essere cambiato nel periodo di fornitura e può essere modificato solo per il periodo successivo al termine del contratto con modalità diverse da gestore a gestore, come riportato nelle CGC (Condizioni Generali di Contratto). La scelta del contratto di fornitura a tre fasce o due fasce dipende dal profilo energetico dei consumi e dalle offerte dei vari gestori. Al momento di decidere l’acquisto di energia è bene ricevere entrambe le offerte e provare ad eseguire una simulazione economica. La semplicità dell’offerta consente di poter eseguire vari confronti tra gestori e di poter determinare agevolmente i costi in fase di budget ad inizio anno.

• Prezzo indicizzato esistono varie forme tra cui le più frequenti:

• PUN orario - è un’offerta variabile dove al prezzo borsistico orario del PUN (reperibile nel sito del GME) viene applicato un valore di SPREAD fisso (remunerazione del fornitore energetico). Il calcolo del costo energetico è complesso ed è determinato dalla sommatoria del consumo di energia della i-esima ora moltiplicato per il valore borsistico del PUN della i-esima ora con aggiunta dello SPREAD del fornitore. Il costo energetico è influenzato dal profilo dei consumi; è suggerita questa tipologia di contratto per le aziende con forti consumi in fascia F3;

• PUN GME - è un’offerta variabile dove al prezzo borsistico medio pubblicato dal GME a fine mese viene applicato dal fornitore uno SPREAD fisso. In questo caso la determinazione del prezzo energetico dell’azienda è molto semplice perché è dato dal PUN a tre fasce pubblicato mensilmente dal GME moltiplicato per i relativi consumi nelle singole tre fasce del relativo mese. In questa tipologia d’offerta il valore di SPREAD applicato dal fornitore è spesso leggermente più alto rispetto allo SPREAD applicato nelle offerte a PUN orario. Questo aumento è dovuto al fatto che il fornitore si accolla il rischio della tipologia di profilo di consumo del cliente.

• All’indice Brent o altre tipologie di indice: è un’offerta variabile dove il fornitore applica uno SPREAD e il prezzo finale per l’azienda risulta variabile con l’indice scelto. Queste tipologie di contratto spesso hanno una duplice variabilità: una legata alla valutazione dell’indice di riferimento e l’altra al cambio euro/Dollaro.

• Prezzo misto - forme di contratto miste tra indicizzato e fisso

• Prezzo variabile con possibilità di fissare il prezzo fisso in qualsiasi momento dell’anno. Viene spesso usata per poter spostare la contrattazione del prezzo fisso in fase calante del mercato.

• Prezzo semi-fisso definito secondo la seguente formula:

  • Prezzo per fascia “i” così definito Pi= Poi + K x (Pmercatoi - Pri); ove:

  • Pi - prezzo energia del mese per la fascia “i”;

  • Poi - Prezzo di partenza fissato dal fornitore per la fascia “i”;

  • K - coefficiente moltiplicativo;

  • Pri - Prezzo di riferimento del mercato dell’energia per la fascia “i” valore stabilito dal fornitore;

  • Pmercatoi - Prezzo di mercato dell’energia della fascia “i” relativo al mese di riferimento.

  Il prezzo varia intorno al prezzo fisso “Poi”, sia in aumento o in diminuzione in funzione del valore mensile dell’indice di riferimento “Pmercatoi” rispetto al valore dell’indice “Pri” preso come valore di riferimento.

I contratti di gas

Per avere una chiara idea sulla tipologia dei contratti sottoscrivibili per il GAS è importante ricordarsi della struttura della rete del GAS, dalla quale si evince che ci sono utenti direttamente connessi alla rete Snam e utenti connessi indirettamente alla rete Snam attraverso distributori locali.

Figure 23 e 24 - Tipologie allacciamenti a rete gas dell’utente finale

Le tipologie di offerte sono due:

Offerta Monomia

La Monomia è una formula tariffaria in cui è previsto un solo corrispettivo, legato tipicamente al consumo. Per “Monomia” si intende anche quel tipo di contratto che, secondo il vecchio accordo Snam Confindustria, veniva applicato a tutti quei clienti i cui consumi risultavano compresi fra i 200.000 e i 500.000 mc/anno.

Offerta Binomia

La Binomia è una formula tariffaria in cui sono previsti due corrispettivi, uno fisso ed uno variabile per consumo. Per “Binomia” si intende anche quel tipo di contratto che, secondo il vecchio accordo Snam Confindustria, veniva applicato a tutti quei clienti i cui consumi risultavano superiori a 500.000 mc/anno.

In generale, la composizione del costo del GAS per il cliente finale è rappresentata nello schema sotto riportato:

Figura 25 - Composizione del prezzo del gas

Anche in questo caso, come per l’energia elettrica, sono presenti molte tipologie di offerta. Prima di tutto è fondamentale decidere se vogliamo avere offerta monomia o binomia:

• per consumi di gas di tipo stagionale (es. hotel, aziende con uso per il solo riscaldamento e ACS) si consiglia di avere offerte monomia;

• per consumi abbastanza costanti mensilmente può essere utilizzata sia la monomia che la binomia; è da tenere presente che per consumi superiori a 200.000 smc annuali i fornitori preferiscono fare offerte binomie.

Le tipologie di contratto presenti nel mercato sono:

• Prezzo fisso con durata variabile i più comuni sono 12, 18 e 24 mesi.

  Sono contratti dove il prezzo stabilito con il fornitore rimane invariato per il periodo definito dal contratto. Il prezzo non può essere cambiato nel periodo di fornitura e può essere modificato solo per il periodo successivo al termine della durata concordata di fornitura, con modalità diverse da gestore a gestore, come riportato nelle CGC (Condizioni Generali di Contratto). La semplicità dell’offerta consente di poter eseguire vari confronti tra gestori e di poter determinare agevolmente i costi in fase di budget ad inizio anno.

• Prezzo indicizzato è di una sola tipologia e può essere riferito a un indice (TTF, PSV, Pfor).

Attualmente non esistono nel mercato offerte per la fornitura di GAS a prezzo indicizzato con possibilità di fixing (fissare prezzo fisso in qualsiasi momento dell’anno).

Andamento degli indici di riferimento

L’indice principale del mercato borsistico elettrico italiano è definito dal PUN (Prezzo Unico Nazionale) ed è determinato dagli scambi che avvengono nel mercato elettrico gestito dal GME (Gestore Mercato Elettrico).

L’andamento dell’indice PUN è rappresentato nella figura sotto; il valore del PUN è espresso in euro/MWh ed è calcolato con un profilo BaseLoad (BL: definito come una ipotetica utenza che preleva sempre lo stesso quantitativo di energia per tutte le ore dell’anno).

Figura 26 - Andamento PUN

Come indice di riferimento del mercato borsistico italiano del GAS è il PSV (Punto di Scambio Virtuale) e il nuovo IGI (Italian Gas Index) introdotto dal 20 luglio 2023. Il valore del PSV è determinato dagli scambi acquisto/vendita del GAS nel punto di ingresso/uscita della rete Snam Rete Gas. L’indice (IGI) è calcolato dal GME, per ciascun giorno-gas, sulla base dei prezzi delle transazioni concluse sul mercato del gas naturale (MGAS).

L’andamento dell’indice PSV espresso in euro/Smc calcolato in questo caso a inizio 2018 è rappresentato dall’andamento riportato nel grafico sotto e partendo da inizio 2018 la previsione del PSV da indicazioni per ulteriori 2 anni, ossia. Per completezza, vengono riportati anche i valori degli altri indici comunemente utilizzati a mercato, ossia TTF (Title Transfer Facility, indice del principale mercato gas europeo con sede in Olanda) e Pfor (definito e aggiornato trimestralmente da ARERA, è pari alla media aritmetica delle quotazioni forward trimestrali OTC relative al trimestre t-esimo del gas, presso l’hub TTF)

Figura 27 - Andamento PSV-TTF-Pfor-IG index

Riforma degli oneri di sistema e aggiornamenti tariffari

In maniera trimestrale l’autorità AEEGSI (Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico) oggi nominata ARERA (Autorità Regolazione per Energia Reti e Ambiente) provvedono ad aggiornare alcuni componenti variabili degli oneri di sistema.

A partire dal 01 gennaio 2018 è entrata in vigore la nuova classificazione degli oneri di sistema definiti dall’autorità AEEGSI. La figura sotto riportata spiega in maniera sintetica la trasformazione della struttura degli oneri generali di sistema.

Figura 28 - Oneri di sistema

15.3.5 Struttura e problematiche legali sui contratti di fornitura di energia

L’analisi della problematica contrattuale è stata analizzata per i contratti industriali per utenze in MT e BT. Per comprendere attentamente i contratti di fornitura è necessario sapere che la trasmissione e la distribuzione sono attività regolamentate dalle seguenti delibere e successivi aggiornamenti:

• “Codice di rete” (Delibera n. 250/2004: Direttive per adozione del codice di trasmissione e dispacciamento di cui al D.P.C.M. 11 maggio 2004 - Delibere n. 79/2005 e n. 49/2006: verifica del codice di trasmissione e dispacciamento e verifica del Ministero dello Sviluppo economico).

• TICA Delibera n. 99/2008 -Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione a terzi degli impianti di produzione di e produzione di energia elettrica.

• Qualità del servizio (Delibera n. 341/2007 per trasmissione e TIQE testo integrato della qualità dei servizi di distribuzione e di misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 (Delibera n. 198/2011) distribuzione per il periodo 2008-2011. Delibera n. 4/2004 sulla continuità del servizio di distribuzione).

• TIT + TIME + TIC (Delibera n. 199/2011: TIT testo integrato delle disposizioni per l’erogazione dei servizi Delibera n. 199/2011: TIT -Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione; TIME -Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione del servizio di misura e misura dell’energia elettrica; TIC -Condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione).

• Condizione per l’erogazione del servizio pubblico di dispacciamento (Delibera n. 111/2006).

I contratti di fornitura di energia sono regolamentati da:

I contratti di fornitura devono essere composti dalle seguenti parti:

Vediamo in maggiore dettaglio i vari componenti che compongono il documento CGC (Condizioni Generali di Contratto).

Condizioni generali e particolari

• Condizioni di fornitura

  • modalità di somministrazione (fasce orarie-Delibera n. 181/2006);

  • responsabilità per aspetti tecnici della somministrazione di energia, interruzioni e sospensione della fornitura;

  • divieto di utilizzo presso ubicazioni o per usi diversi da quelli determinati odi utilizzo da parte di terzi diversi da contraente (art. 45, Legge 28 febbraio 1985, n. 47: divieto di prestare forniture a stabili privi di concessione edilizia);

  • “misuratori” o “complessi di misura”.

• Trasporto e Dispacciamento

  Il cliente finale che acquista energia sul mercato libero deve stipulare: (i) contratti di trasmissione e distribuzione con il distributore e il (ii) contratto di dispacciamento con Terna S.p.A. (cd “servizi accessori”).

  Può stipulare questi contratti direttamente oppure, ai sensi di Delibera n. 111/2006, può conferire mandato al fornitore:

  • Mandato senza rappresentanza (art. 1705 cod. civ.) ed irrevocabile (art. 1723 cod. civ.);

  • il “soggetto mandatario” che stipula i due contratti (di trasmissione e distribuzione e dispacciamento) deve essere lo stesso;

  • obblighi di collaborazione del cliente;

  • a titolo gratuito;

  • comporta il ribaltamento sul cliente dei corrispettivi per il servizio come determinati ed aggiornati dall’Autorità (art. 1706 cod. civ.).

• Prezzi

  • componente legata al solo acquisto dell’energia;

  • clausole contrattuali relative al prezzo e della fatturazione -Delibere n. 105/2006 e n. 152/2006;

  • clausole di “chiusura” che potranno essere poste a carico del Cliente corrispettivi ulteriori o nuovi oneri, anche relativi a servizi e prestazioni diverse da quelle citate nel contratto imposti da leggi o da pubbliche autorità o altri soggetti competenti.

• Modalità di fatturazione e pagamenti
  • Termini di fatturazione:

    • periodica;

    • anticipata/posticipata;

    • facoltà per il fornitore di modificare la periodicità;

    • fattura di acconto di consumi presunti stimati in base a consumi storici (autorizzazione a chiedere i dati storici di consumo al distributore - Delibera n. 42/2008);

    • Delibera n. 152/2006 come successivamente modificata e delibera n. 83/2007.

• Termini di pagamento.

• Ritardo nei pagamenti.

  • Indicazione del tasso degli interessi convenzionali;

  • Sospensione della fornitura (Delibera n. 4/2008).

• La fornitura è erogata con continuità e può essere interrotta temporaneamente, in tutto o in parte, per morosità del “cliente finale” o “inadempimento da parte del venditore” secondo modalità e termini oggi previsti dalla Delibera n. 4/2008 (ratio: incrementare l’efficienza e la liquidità del sistema e rafforzare gli strumenti di tutela del credito a disposizione degli esercenti la vendita in caso di morosità):

• risoluzione.

• Garanzie di adempimento degli obblighi di pagamento del cliente (fideiussione, polizze assicurative).

• Conclusione del contratto e attivazione della fornitura di energia elettrica.

  Il Contratto si perfeziona con l’accettazione dell’offerta da parte del Fornitore (art. 1326 cod. civ.) oppure con l’attivazione del servizio (art. 1327 cod. civ.).

  Spesso la conclusione del contratto è condizionata ad una serie di eventi e requisiti:

  • che sussista tutta la documentazione e informazioni per attivare la fornitura;

  • che sia attivato il RID bancario;

  • che sia stata costituita la garanzia;

  • che il cliente sia in regola con pagamenti dovuti al precedente fornitore e che non risulti sospeso al momento della richiesta di switching (NB Delibera n. 4/2008 condizione per revocare la richiesta di switching).

Patologie nella esecuzione del contratto

• Possono essere dovute a:

  • interruzione della fornitura;

  • forza maggiore;

  • clausola risolutiva espressa;

  • variazione delle condizioni del contratto;

  • uscita;

  • durata e recesso;

  • altre (cessione riservatezza informativa e trattamento dei dati servizi inclusi nella fornitura, legge regolatrice e foro competente, comunicazioni, rinvio normativo).

Offerta / proposta o richiesta di attivazione

• Dove fornire:

  • per ogni POD di fornitura deve essere chiaramente indicato il luogo di fornitura e il relativo numero identificativo del POD.

  • Quanto e come fornire:

  • qualità;

  • l’energia dovrà essere consegnata nella corrente, frequenza e voltaggio applicabili al Punto di Prelievo e in conformità con gli standard del Gestore della Rete responsabile del medesimo Punto di Prelievo;

  • quantità;

  • può essere fissato quantitativo annuo con pianificazione mensile;

  • può essere “a consumo” ossia commisurato al fabbisogno del somministrato (art. 1560 cod. civ.);

  • deve essere sempre previsto impegno di potenza.

15.4 L’audit energetico

Si introduce l’argomento inerente agli audit energetici in quanto rientranti all’interno di alcune Direttive europee ricadenti nel tema dell’efficienza energetica. L’audit energetico costituisce una parte fondamentale di tutta l’attività ed è stato oggetto di specifiche normative tecniche.

15.4.1 Premessa

Per eseguire le diagnosi energetiche sono state pubblicate le prime quattro parti della norma UNI CEI EN 16247 in materia di diagnosi energetiche (esiste anche una quinta parte relativa alle competenze dell’auditor energetico) analizzate brevemente di seguito.

PARTE I - Requisiti generali

La norma definisce i requisiti, la metodologia comune e i prodotti delle diagnosi energetiche; è applicabile a tutte le forme di aziende ed organizzazioni, a tutte le forme di energia e di utilizzo della stessa, con l’esclusione delle singole unità immobiliari residenziali. Inoltre, la norma UNI CEI EN 16247 definisce i requisiti generali comuni a tutte le diagnosi energetiche oltre che i requisiti specifici per diagnosi energetiche relative a edifici, processi industriali e trasporti.

PARTE II - Edifici

La norma è applicabile alle diagnosi energetiche specifiche per gli edifici, definendo i requisiti, la metodologia e la reportistica di una diagnosi energetica relativa a un edificio o a un gruppo di edifici, escludendo le singole residenze private.

PARTE III - Processi

Per quanto riguarda i processi produttivi la norma definisce i requisiti, la metodologia e la reportistica di una diagnosi energetica nell’ambito di un processo, relativamente a organizzare e condurre una diagnosi energetica, analizzare i dati ottenuti con la diagnosi energetica, riportare e documentare i risultati della diagnosi energetica.

PARTE IV - Trasporto

La norma determina anche i requisiti, la metodologia e la reportistica specifici per le diagnosi energetiche nel settore dei trasporti. Le procedure della norma si applicano alle diverse modalità di trasporto (stradale, ferroviario, marittimo, aereo), oltre che ai differenti ambiti (locale, a lunga distanza) e all’oggetto trasportato (fondamentalmente merci e persone).

La norma UNI CEI EN 16247-1 “Diagnosi energetiche - Parte I: Requisiti generali” definisce la diagnosi energetica come “ispezione sistematica ed analisi degli usi e consumi di energia di un sito, un edificio, di un sistema o di una organizzazione finalizzata ad identificare i flussi energetici ed il potenziale per il miglioramento dell’efficienza energetica e riferire in merito ai risultati”.

La norma richiede specifiche caratteristiche di qualità per:

• l’auditor;

• la diagnosi.

Infatti, l’auditor deve avere i requisiti di:

• competenza in quanto deve essere sufficientemente qualificato e dotato di esperienza per lo scopo, finalità e accuratezza concordati;

• confidenzialità poiché deve trattare come confidenziali le informazioni;

• obiettività poiché deve considerare di primaria importanza gli interessi dell’organizzazione;

• trasparenza in quanto deve palesare in maniera trasparente ogni possibile conflitto d’interesse).

  Il processo di diagnosi in generale prevede le seguenti fasi:

• contatto preliminare;

• incontro di avvio;

• raccolta dati;

• attività in campo:

  • obiettivo dell’attività in campo;

  • condotta;

  • ispezioni in campo;

• analisi;

• rapporto di diagnosi:

  • generalità;

  • contenuto del rapporto;

  • incontro finale.

Di fatto la norma UNI CEI EN 16247-1 nel paragrafo “Scopo e campo di applicazione” dichiara: “La presente norma europea specifica i requisiti, la metodologia comune e le risultanze di una diagnosi energetica. Si applica a tutte le forme di istituzioni ed organizzazioni, a tutte le forme di energia e di usi energetici, con l’eccezione delle unità abitative private unifamiliari. La presente norma europea copre i requisiti generali comuni a tutte le diagnosi energetiche. Requisiti specifici per le diagnosi energetiche completano i requisiti generali in sezioni separate dedicate alle diagnosi energetiche negli edifici, nei processi industriali e nei trasporti”.

Si ritiene corretto pertanto poter parlare in maniera indistinta di “diagnosi energetica” o di “audit energetico”, utilizzando tra loro le due dizioni in maniera equivalente.

Esistono diversi approcci all’audit energetico in termini di scopo, obiettivi e dettaglio che dovranno trovare armonia nel rapporto tecnico finale prodotto, così da definire i requisiti essenziali che l’audit stesso si pone.

Lo scopo di un audit è principalmente quello di realizzare una dettagliata conoscenza dei consumi attraverso i vettori energetici, dei comportamenti e delle relative aree di spreco della realtà sottoposta ad audit, al fine di individuare le corrette modifiche e scelte dei comportamenti operativi, aspetti contrattuali dell’organizzazione e modalità operative con cui si possono conseguire i seguenti obiettivi:

• la conoscenza del profilo dei consumi di energia del sistema, attraverso una chiara identificazione dei tipi di energia utilizzata;

• la conoscenza dell’utilizzo di quell’energia e se vi è sempre un uso razionale della stessa;

• l’individuazione delle possibili misure di contenimento dei consumi;

• la valutazione di tali misure sulla base della logica costi/benefici;

• il conseguente miglioramento dell’efficienza energetica;

• la riduzione dei costi identificando e analizzando alternative come miglioramenti operativi tecnici e/o con ausilio di nuove attrezzature;

• il miglior approccio al tema della sostenibilità ambientale.

Risulterà inoltre utile un confronto fra i consumi rilevati e quelli del settore merceologico di riferimento, così da avere una valutazione comparata delle prestazioni energetiche dell’impresa.

Con l’audit energetico vengono inoltre gettate le basi per predisporre il miglior schema operativo e finanziario che potrà essere seguito nell’attuare le eventuali strategie di efficienza energetica individuate.

In quanto procedura sistematica la diagnosi energetica deve possedere i seguenti requisiti:

• Appropriatezza: adatto al campo di applicazione, obiettivi e accuratezza concordati;

• Completezza: definizione del sistema energetico comprensivo degli aspetti energetici significativi al fine di definire l’oggetto e l’organizzazione sottoposti ad audit;

• Rappresentatività: acquisizione di dati reali in numero e qualità necessari per lo sviluppo dell’inventario energetico, della diagnosi energetica e del sopralluogo del sistema energetico;

• Tracciabilità: identificazione e utilizzo di un inventario energetico, documentazione dell’origine dei dati e dell’eventuale modalità di elaborazione dei suoi dati a supporto dei risultati della diagnosi energetica, comprensivo delle ipotesi di lavoro eventualmente assunte;

• Utilità: identificazione e valutazione sotto il profilo costi/benefici degli interventi di miglioramento dell’efficienza energetica espressi attraverso documentazione adeguata e differenziata in funzione del settore, delle finalità e dell’ambito di applicazione, trasmessa al committente.

• Verificabilità: identificazione degli elementi che consentono al committente la verifica del conseguimento dei miglioramenti di efficienza risultanti dall’applicazione degli interventi proposti.

Infine, deve sempre essere considerato che l’audit energetico deve essere eseguito da una persona, fisica o giuridica, che possieda competenze e strumenti commisurati al tipo di audit attuato nonché allo scopo e agli obiettivi concordati con il committente. Il responsabile dell’audit deve possedere un’esperienza relativa al tipo di audit previsto.

➔ Tipologia di audit

La scelta del livello di dettaglio e approfondimento dell’audit più adatta alle esigenze dell’organizzazione deve essere attuata anche in accordo a considerazioni economiche: il costo dell’audit cresce in conseguenza del livello di dettaglio richiesto. Sarebbe però necessario effettuare tale scelta soprattutto in base agli effettivi obiettivi che si intendono raggiungere in accordo con l’organizzazione committente, effettuando cioè una vera e propria analisi costi-benefici che, come già sottolineato, dovrebbe essere considerata come un vero e proprio investimento da parte dell’impresa.

Misurare le prestazioni energetiche in un momento specifico stabilisce una linea di base e fornisce il punto di partenza per stabilire gli obiettivi e valutare gli sforzi futuri e le prestazioni complessive.

➔ Strumenti di misura per l’audit operativo

Al fine di raccogliere le migliori informazioni durante l’audit potrà essere necessario effettuare alcune misurazioni e dotarsi pertanto dei necessari strumenti. La quantità e la tipologia di strumenti possono dipendere dal tipo di consumo energetico, dalle attrezzature e macchinari e dal livello di informazioni che si vogliono raccogliere.

Strumenti comunemente necessari per gli audit energetici possono essere:

Metro a nastro: metri da 2 a 10 m. possono venire usati per controllare le dimensioni di pareti, soffitti, porte e finestre, le distanze tra componenti di impianti, diametri delle tubazioni etc.
Metro laser o ad infrarossi: distanziometri da 20 a 200 m sono utilizzati per verificare agevolmente le geometrie degli spazi disponibili, misurando non solo distanze, ma anche superfici e volumi. Risulta utile e veloce rilevare dimensioni ove il metro a nastro non sia sufficiente.
Misuratore di lux portatile: questo strumento è utilizzato per misurare i livelli di illuminazione nelle strutture. Il misuratore di luce consente l’analisi diretta dei livelli di illuminazione degli ambienti di lavoro per poter effettuare un confronto con i livelli di luce raccomandati in accordo alle tipologie di processo effettuate (a tale proposito è importante il ricorso e confronto con la norma UNI EN 12464-1 “Luce e illuminazione - Illuminazione dei posti di lavoro - Parte I: Posti di lavoro in interni”). Molte aree di edifici e impianti sono ancora significativamente sovra-illuminati, e la misurazione di questa illuminazione in eccesso consente all’auditor di valutare una riduzione dei livelli di lux attraverso i programmi di rimozione delle lampade o neon sostituendoli con sistemi ad alta efficienza.
Termocamere: necessarie per misure termografiche; utilizzati per rintracciare fenomeni dispersivi negli edifici, identificare i malfunzionamenti di macchinari o analizzare i processi termici; indispensabili per rilevare le variazioni termiche senza contatto in macchinari ove può esistere anche una potenziale situazione di pericolo.

Termometri: necessari per misurare le temperature, in Uffici e altre aree di lavoro e per misurare la temperatura di funzionamento di attrezzature, macchinari e impianti operativi, inclusi i relativi processi. Conoscere le temperature di processo consente all’auditor di determinare l’efficienza delle apparecchiature e anche identificare emissioni particolari di calore residuo utilizzabile come fonte per potenziali programmi di recupero di calore. Idonei a tal scopo possono essere termometri elettronici con sonde intercambiabili; alcuni tipi di termometri comunemente in vendita includono una sonda a immersione, una sonda per la temperatura superficiale e una sonda schermata contro le radiazioni per misurare la temperatura dell’aria.
Rilevatore di perdite ad ultrasuoni: i rilevatori di perdite di aria compressa ad ultrasuoni sono ricevitori elettronici ad ultrasuoni sintonizzati in modo molto preciso alla frequenza del suono di una perdita d’aria. Questi dispositivi sono sensibili al rumore delle piccole perdite d’aria. Alcuni rilevatori sono in grado di rilevare il rumore di fondo presente e segnalare così di conseguenza il rumore di una perdita d’aria.
Misuratore di pressione con datalogger: per poter monitorare il funzionamento di reti d’aria compressa o idrauliche in genere, è possibile installare dispositivi dotati di datalogger che permettono di ottenere basilari informazioni circa l’utilizzo orario delle reti o di tratti di rete. In tal maniera è possibile comprendere indirettamente il carico della rete o individuare eventuali sovra o sottodimensionamenti della rete in questione, pressioni minime, massime e medie raggiunte.
Dispositivi di misurazione del flusso d’aria: idonei per la misurazione del flusso d’aria del riscaldamento, dell’aria condizionata o di flussi in condotti di ventilazione, o da altre fonti. Questo dispositivo è utilizzato negli ambienti per determinare il tasso percentuale di perdita d’aria o il numero di cambiamenti aria all’ora nella struttura. Questo spesso aiuta a determinare se la struttura ha sostanziali perdite strutturali o di condotta che devono essere trovate e ovviamente eliminate.
Generatore di fumo: un semplice generatore di fumo può essere utilizzato in abitazioni, Uffici e altri edifici per trovare infiltrazioni d’aria e perdite intorno a porte, finestre, condotti e altre caratteristiche strutturali.
Pinza amperometrica: strumento necessario per misurazioni degli assorbimenti elettrici degli utilizzi e per la stima di carichi monofase/trifase equilibrati. Per mezzo di tali dati è possibile eseguire stime più indicative di potenze ed energie.

Energy meter: un misuratore di energia elettrica trifase che consente di eseguire misure globali o puntuali del consumo energetico di qualsiasi area aziendale. Prima di eseguire le misure è fondamentale definire una campagna di misure dove deve essere individuato cosa misurare e il periodo di raccolta dati. Per l’utilizzo di questo strumento è necessario richiedere l’intervento di personale esperto e autorizzato in termini di sicurezza.

Misuratore di portata clamp-on: ove non siano disponibili sufficienti dati di portata o potenza termica, è possibile rilevare agevolmente i dati attraverso installazioni esterne alle tubazioni che non implicano modifiche né interruzioni dell’uso degli impianti. L’utilizzo di trasduttori ad ultrasuoni permette di rilevare le portate di transito di fluidi (sono disponibili modelli anche per gas) e ove necessaria la potenza termica, abbinando 2 trasduttori di temperatura, è possibile rilevare la potenza/energia.

15.4.2 L’audit energetico nel settore industriale

L’energia in un sito industriale è principalmente utilizzata (direttamente o indirettamente) nei processi produttivi, dei processi di supporto (ad esempio degli impianti ausiliari) e in altri processi presenti nell’organizzazione. È perciò fondamentale iniziare l’attività dell’audit energetico mediante una raccolta di dati storici, mappatura del layout degli impianti e un elenco esaustivo di ogni macchinario, attrezzattura e impianto che possa influenzare il consumo di energia.

È importante avere informazioni inoltre sulle ore di funzionamento dei macchinari, impianti ausiliari e impianti tecnologici (impianti di riscaldamento, raffrescamento, illuminazione etc.), sistemi di supporto e quanto altro collegato ad una fonte energetica.

È bene soffermare l’attenzione in particolare sugli usi e consumi energetici principali (o significativi), in quanto sono principalmente questi a poter incidere sul risparmio generale di energia dell’intero sito o dell’azienda. Questa attività ottimizzerà il sopralluogo in quanto permetterà di porre l’attenzione in primis sugli utilizzi energetici principali a discapito di altri secondari e non significativi. Tale aspetto aiuta notevolmente le attività di sopralluogo.

Anche la posizione geografica della struttura dovrebbe essere annotata e ove le condizioni meteo esterne possono influire sui consumi (impianti frigoriferi, chiller, climatizzazione etc.) reperire i dati meteorologici dell’area geografica. Siti internet specifici, anche a livello locale, possono fornire informazioni utili in tal senso (si consiglia di utilizzare preferibilmente quelli istituzionali in quanto i dati pubblicati o resi disponibili sono maggiormente validati).

Bisogna inoltre valutare, in ottica di sostenibilità aziendale e circolarità, la possibilità di favorire flussi energetici (soprattutto se di scarto o non utilizzabili nel proprio sito produttivo) con realtà che operano nel medesimo contesto quali ad esempio aziende insediate in adiacenza o nelle immediate vicinanze (nelle diagnosi secondo D.Lgs. n. 102/2014 viene espressamente richiesto di valutare tale possibilità nel caso di presenza di unità di cogenerazione nell’arco di 1 km).

➔ Raccolta dei dati di consumo

Prima ancora di avviare il processo di audit, è utile raccogliere in forma semplificata un primo dato indicativo dei consumi energetici globali. Attraverso la raccolta di tutte le fatture di gas, energia elettrica, acqua, combustibili e di qualsiasi altro vettore energetico utilizzato dall’organizzazione, con riferimento al periodo scelto (minimo 24 mesi in modo da poter confrontare sempre ogni dato di consumo mensile con quello dell’anno precedente), si sommano tutti gli importi, decurtati dell’IVA.

Già in questa fase può essere molto utile calcolare la percentuale del consumo globale di energia rispetto al fatturato (naturalmente dello stesso periodo della raccolta del dato) e confrontarla con i risultati medi del settore: questo primo dato potrà darci una prima idea del comportamento energetico dell’organizzazione.

Successivamente si procede alla raccolta in dettaglio delle informazioni disponibili.

I dati devono essere completi e affidabili poiché saranno la base per l’analisi e l’impostazione degli obiettivi futuri.

I dati da raccogliere devono essere acquisiti relativamente a:

• dati storici dei consumi energetici ed eventuale utilizzo di energia da fonti rinnovabili (FER);

• disponibilità di dati di monitoraggio;

• conduzione degli impianti e manutenzione;

• documenti di progetto, funzionamento e mantenimento degli impianti;

• fattori di aggiustamento occorsi;

• prezzi o costi correnti e/o previsti (specificare quali dati utilizzare nel caso di necessità di riservatezza nella stesura del rapporto);

• altri dati economici e di comportamento rilevanti.

Quando si raccolgono i dati sull’utilizzo di energia deve essere definito il livello di dettaglio appropriato all’obiettivo dell’audit: il livello e l’ambito della raccolta dei dati variano da un’organizzazione all’altra, dall’accuratezza dei dati disponibili e da altri vari fattori. Alcune organizzazioni possono scegliere di raccogliere dati da strumentazione su singoli processi, mentre altre possono decidere di utilizzare i soli dati dei consumi disponibili della bolletta o più spesso un mix di entrambe le situazioni. In ogni caso è l’auditor, che, in base all’esperienza e alle informazioni rese disponibili, deve valutare ove siano necessari campagne di misura ad hoc per poter raggiungere lo scopo dell’audit richiesto dall’organizzazione.

La prima fase è quella di individuare tutte le fonti di energia utilizzate dall’organizzazione, considerando sia l’energia acquistata che quella generata in loco (elettricità, vapore, combustibili recuperabili dal ciclo produttivo) e classificarle nelle corrette unità fisiche in base alle forme di energia misurate (kWh, calorie, Joule etc.), all’utilizzo dei corretti poteri calorifici e in base ai costi supportati.

Buona norma è utilizzare in parallelo l’unità di misura TEP (energia primaria contenuta in una tonnellata equivalente di petrolio) in maniera da poter aggregare per qualsiasi esigenza energie o flussi energetici apparentemente diversi (kWh elettrici e Sm³ di gas ad esempio).

Vale la pena ricordare che le principali tipologie di energia che rientrano in questa fase sono elettrica, termica e meccanica associabile a fenomeni dissipativi e non.

Le diverse forme di energia possono essere convertite l’una nell’altra, ma ad ogni trasformazione una parte di energia (più o meno consistente) viene inevitabilmente dissipata sottoforma di energia termica (cioè si produce calore); si parla in questo caso di “effetti dissipativi dell’energia” che portano alla dispersione sottoforma di calore di parte dell’energia immessa nella trasformazione; ad esempio i processi di combustione finalizzati alla produzione di energia elettrica sono quelli con il rendimento più basso, intorno al 37%-40%.

I dati sui consumi dell’energia possono essere rintracciati in differenti Uffici dell’organizzazione (amministrazione per bollette e fatture, manutenzione, servizi generali per dati da misurazioni etc.) ed essere detenuti centralmente, oppure possono essere acquisiti presso le utility, i fornitori di servizi energetici appropriati o i distributori (i dati di consumo e le curve di prelievo sono spesso disponibili attraverso i loro portali). In questa fase è raccomandabile raccogliere almeno due anni di dati mensili utilizzando i dati più recenti disponibili.

Per essere in grado di normalizzare e confrontare i differenti dati raccolti, potrebbe essere necessario raccogliere dati non solo relativi all’energia per tutte le strutture e le operazioni, ma altri riferimenti come dimensioni degli edifici, ore di funzionamento, etc.

➔ Definire il modello per la raccolta dei dati

Un sistema per la raccolta e il monitoraggio dei dati può andare da un semplice foglio di calcolo a database dettagliati e sistemi informatici specifici. Nello sviluppo di un sistema di raccolta dati appropriato va considerato il livello e la quantità delle informazioni che verranno tracciate e della frequenza della raccolta dei dati; i sistemi di monitoraggio devono essere facili da usare, aggiornare e mantenere.

Per la raccolta dei dati è utile considerare i seguenti aspetti:

• raccogliere i dati per tipo di energia a livello di singolo edificio o struttura o reparto;

• raccogliere i dati da strumenti e non da bollette ogni volta sia possibile;

• utilizzare i dati reali e non stimati;

• utilizzare i dati attuali e aggiornati;

• utilizzare i sistemi di raccolta e monitoraggio per sviluppare report trimestrali e annuali;

• utilizzare i sistemi di raccolta e monitoraggio per consentire alle organizzazioni di confrontare le proprie prestazioni sia nel tempo che nel settore;

• stabilire un periodo temporale base e una media di diversi anni storici;

• identificare e selezionare le unità di misura che esprimono in modo efficace ed appropriato le prestazioni energetiche per la propria organizzazione.

➔ Analizzare i dati

L’analisi dei dati, per valutare i comportamenti nell’uso dell’energia, deve aiutare l’organizzazione a ottenere una migliore comprensione dei fattori che influenzano le prestazioni energetiche e identificare le azioni per ridurre o ottimizzare il consumo energetico.

Esistono molti modi in cui i dati possono essere analizzati in base alle esigenze dell’organizzazione. Le seguenti analisi forniscono un punto di partenza:

• raccolte quantitative;

• recensioni qualitative;

• individuazione di profili di utilizzo: identificare i picchi di consumo, i consumi di base e gli andamenti medi per determinare in che modo si riferiscono a operazioni o eventi caratterizzanti (consumi invernali e consumi estivi, periodi di attività e periodi di fermo);

• individuazione di consumi di riferimento o baseline interne all’organizzazione (generali o specifiche del singolo reparto, area, linea produttiva etc.);

• confronto delle prestazioni: confrontare i dati sull’uso e le prestazioni di organizzazioni simili al settore;

• valutare gli impatti finanziari;

• individuare le aree di consumo energetico significativo e ad alto costo;

• identificare eventuali lacune nei dati;

• determinare le aree in cui sono necessarie più informazioni;

• analizzare le politiche e le procedure: considerare le prassi organizzative e le procedure operative per determinare il loro impatto sull’uso di energia (questa attività presume la presenza di Sistemi di Gestione (ISO 50001, 14001, 18001 etc.) e richiede un livello di competenze dell’auditor e di dettaglio analitico molto approfondito).

I risultati e le prestazioni ottenute possono essere comparati per:

• confronto tra prestazioni attuali e prestazioni storiche, avendo cura di normalizzare tali valori;

• confronto con le medie del settore basato su una metrica prestazionale stabilita, ad esempio la prestazione media riconosciuta di un’organizzazione simile;

• confronto con i migliori del settore (best in class);

• confronto con specifiche “best practice”: un confronto qualitativo con alcune pratiche consolidate riconosciute come le migliori del settore (vedasi BAT o BREFS disponibili ad esempio sul sito della UE).

➔ Altre informazioni preliminari

Layout della struttura

È utile procurarsi il layout globale della struttura per determinarne le dimensioni dalle planimetrie, la disposizione dei vani e degli impianti, i flussi operativi nel caso di ciclo industriale, nel caso di climatizzazione degli ambienti di lavoro saranno reperibili le caratteristiche costruttive della stessa e dei materiali utilizzati per pareti, tetti ed eventuali livelli di isolamento (stratigrafie, trasmittanze, etc.), oltre ad individuare l’esatta presenza di portoni, porte e finestre, loro caratteristiche (è possibile rilevare la presenza di vetri bassoemissivi/selettivi rilevando la presenza del trattamento e la corretta disposizione sulla superficie) unitamente a schermature solari o presenza di edifici che possono ombreggiare la struttura.

È importante assicurarsi che i documenti riflettano lo stato reale della struttura o che tengano traccia di eventuali modifiche occorse nel tempo.

Layout del ciclo produttivo e utilizzo dei vettori energetici

È utile predisporre uno schema a blocchi del ciclo produttivo con annessi flussi di energia primaria entranti (è possibile riportare anche le quantità di energia entrante in ogni Sezione per ogni vettore). Tali schemi facilitano in ogni caso la lettura della relazione finale e permettono una migliore comprensione dei contenuti ivi riportati, soprattutto a coloro che sono investiti di ruoli decisionali ma che non conoscono nei dettagli la realtà produttiva e i relativi flussi energetici.

Figura 29

Ore di funzionamento

Dovrebbero essere raccolte anche informazioni riguardo gli orari di lavoro della struttura e degli impianti. Informazioni utili per la successiva elaborazione dei dati possono essere relative al numero di turni, al conseguente numero di giorni di funzionamento e se sono previsti eventuali periodi di chiusura completa della struttura (utile per rintracciare immediatamente possibili anomalie). Conoscere in anticipo le ore di funzionamento permette di valutare già in fase iniziale se eventuali carichi potessero essere spostati in orari non di punta. Aggiungere un secondo turno può ridurre le bollette energetiche perché i costi energetici durante il secondo e il terzo turno di solito sono sostanzialmente più economici.

Elenco delle attrezzature

Infine, l’auditor dovrebbe ottenere una lista di attrezzature, macchinari e impianti dell’organizzazione; tale elenco deve essere confermato o integrato con i referenti dell’organizzazione prima di dare avvio all’audit. Tutti gli impianti tecnologici che consumano energia come caldaie, condizionatori d’aria, refrigeratori, boiler e attrezzature specifiche dovrebbero essere identificati. Questo elenco, insieme con i dati sugli usi operativi delle attrezzature consentirà all’auditor di avere una prima informazione dei principali utilizzatori di energia, siano essi processi produttivi, ausiliari (si pensi alla produzione di aria compressa, generazione di calore etc.) o attrezzature presso la struttura.

➔ Il sopralluogo degli impianti e della struttura

Una volta che tutti i dati di base sono stati raccolti e analizzati il team di audit dovrebbe visitare l’intera struttura per esaminare le prassi operative, l’uso delle attrezzature, verificare e confermare i dati raccolti precedentemente e valutare pertanto la loro correttezza e adeguatezza, verificando se tutti i vettori di energia utilizzata dall’organizzazione sono stati correttamente identificati e censiti.

In questa fase si dovrebbero esaminare sistematicamente i principali sistemi all’interno di una struttura associabili ad un utilizzo di energia con l’ausilio di strumentazione portatile e buon senso.

Questi sistemi sono:

• l’involucro dell’edificio;

• gli impianti termici di processo e riscaldamento e i relativi sistemi di distribuzione;

• la ventilazione degli edifici e l’aria condizionata;

• il sistema di alimentazione elettrica;

• il sistema di illuminazione (luci, finestre e superfici);

• il sistema di distribuzione di energia termica;

• il sistema di distribuzione dell’aria compressa;

• i motori;

• la produzione;

• i trasporti interni;

• il sistema di approvvigionamento e distribuzione dell’acqua.

Insieme, questi sistemi rappresentano tutte le fonti di consumo di energia utilizzabile in qualsiasi organizzazione; valutarli tutti è un passo necessario verso la comprensione e la gestione dell’utilizzo dell’energia all’interno della struttura.

Descriveremo brevemente questi sistemi più avanti, analizzando in dettaglio anche la maggior parte di essi in paragrafi dedicati.

Il sopralluogo della struttura può spesso fornire informazioni preziose sulle metodologie per la riduzione del consumo energetico con interventi a basso costo. Un’utile raccomandazione è effettuare in momenti diversi e in giorni diversi i sopralluoghi per scoprire se luci o altre apparecchiature sono lasciate attive inutilmente; i sopralluoghi possono inoltre aiutare a identificare attività di manutenzione che potrebbero ridurre i consumi di energia.

Le informazioni raccolte in questa fase, insieme alla loro analisi approfondita, verranno utilizzate nella stesura del rapporto di audit che dovrà includere una descrizione completa dei modelli di consumo energetico variabili nel tempo della struttura, l’elenco delle attrezzature e dei macchinari analizzati e di tutti gli elementi come sopra indicati che influenzano complessivamente il consumo di energia. Tale analisi deve sempre considerare sia le modalità di funzionamento operative in condizioni normali che eventuali comportamenti anomali delle attrezzature o durante attività di manutenzione.

➔ Riunione iniziale

Il responsabile del gruppo di verifica dovrebbe iniziare l’attività incontrando i responsabili coinvolti nell’attività di audit, quali i responsabili di produzione e della manutenzione. In questa fase si dovrebbe spiegare brevemente a tutte le parti interessate lo scopo dell’audit (ambito, confini e grado di dettaglio), i relativi obiettivi ed indicare la tipologia di informazioni necessarie al team da raccogliere durante il sopralluogo, concordando cosi le modalità operative di esecuzione dell’audit. Nel corso della riunione iniziale dovrà essere concordato con l’organizzazione:

• le modalità di accesso alle informazioni relative al sistema energetico;

• le norme di sicurezza da rispettare da parte del team;

• le risorse necessarie da rendere disponibili e i dati che devono essere forniti;

• le modalità operative con cui l’audit sarà eseguito.

In questa fase è utile che l’organizzazione condivida con il team di audit eventuali informazioni su particolari caratteristiche di attrezzature ed impianti oggetto di audit (inclusi gli eventuali fattori di aggiustamento noti all’organizzazione e che influenzano il comportamento energetico), eventi passati che possano aver influenzato il periodo oggetto della raccolta dei dati, eventuali funzionamenti anomali.

Se possibile, uno o più addetti con una significativa conoscenza della struttura possono essere integrati all’interno del team di audit; tali persone se richiesto, devono avere competenza, capacità e conoscenza necessarie a svolgere eventuali interventi su processi ed apparecchiature. Fortemente raccomandato definire un programma temporale del sopralluogo così da garantire la presenza del personale necessario e contemporaneamente interferire nella misura minima con le normali attività operative dell’organizzazione.

➔ Gestione del sopralluogo

Al fine di effettuare una corretta e oggettiva raccolta delle informazioni sulle attrezzature ed impianti e sul loro funzionamento è fondamentale riuscire ad attuare una raccolta di dati il più possibile oggettiva e veritiera, senza che questa possa essere, o lo sia in misura minima, condizionata da eventi specifici od anomali. Questo è un elemento fondamentale per la buona riuscita dell’audit.

Il sopralluogo ha una rilevanza fondamentale in quanto una sua corretta organizzazione e svolgimento permette di colmare eventuali mancanze di informazioni specifiche non fornite precedentemente.

È consigliabile separare il sopralluogo delle utilities (analogo al punto precedente) dal ciclo produttivo. Per quest’ultimo è preferibile seguire il flusso operativo del ciclo stesso, ossia partendo dal ricevimento merci/materie prime, proseguendo nelle lavorazioni e terminando nell’area del prodotto finito/spedizioni.

L’obiettivo dell’attività in campo è quella di valutare in primis gli aspetti energetici significativi, identificare le modalità operative, i comportamenti degli addetti e la loro influenza su consumi ed efficienza energetica, censire le aree e i processi che richiedono ulteriori approfondimenti, individuare già le prime opportunità di miglioramento.

Durante il sopralluogo il team di audit deve assicurarsi che le misure e i rilievi vengano effettuati in maniera affidabile e che siano in grado di rappresentare le ordinarie condizioni di esercizio.

Ove ritenuto utile è raccomandabile effettuare degli ulteriori sopralluoghi al di fuori dei normali orari produttivi, nei periodi di inattività.

L’attività del sopralluogo risulta fondamentale per l’intera diagnosi energetica, in quanto, se eseguita correttamente, permette di avere un discreto grado di approfondimento degli aspetti energetici e contemporaneamente permette di contenere i costi; su quest’ultimo aspetto è quindi raccomandabile preparare modulistica ad hoc in maniera da velocizzare le attività e raccogliere sistematicamente il maggior numero di informazioni.

La conoscenza della reale politica energetica dell’organizzazione e le attese in riferimento ai risultati degli audit devono essere definiti precedentemente durante incontri iniziali con il management. In questa fase deve essere chiaro all’intera organizzazione la necessità di consentire al team di audit di avere libero accesso ai dati operativi degli impianti e attrezzature, alle loro caratteristiche operative e ad eventuali raccolte di dati ad essi associabili.

Ove il budget lo consenta, è buona prassi eseguire un sopralluogo iniziale con lo scopo di raccogliere informazioni di primo livello al fine di avere una esatta comprensione del funzionamento della struttura. Informazioni più specifiche potranno essere ottenute dalla manutenzione e dalle persone operative durante un secondo e più dettagliato sopralluogo. Sempre in questa fase si possono confrontare risultati ed elementi operativi con i dati precedentemente acquisiti dalle fatture energetiche.

È fondamentale in questo frangente effettuare specifiche interviste al personale responsabile di reparto/funzioni:

• ai responsabili di reparto per capire ed individuare eventuali problematiche operative o legate al processo produttivo e loro ipotesi risolutive già individuate;

• agli addetti delle manutenzioni o dei servizi generali per attingere informazioni fondamentali riguardo le utilities o sistemi generali (centrale termica, centrale frigorifera, cogenerazione, aria compressa, aspirazione, sistemi di distribuzione, illuminazione interna ed esterna, rifasa mento, etc.), le loro caratteristiche e dati di targa, i loro funzionamenti e le loro regolazioni con annesse criticità; tale attività è sovente fonte di informazioni fondamentali circa l’individuazione di inefficienze e loro soluzione.

I dati dovrebbero essere raccolti per i principali sistemi presenti all’interno dell’organizzazione.

Per ottimizzare la raccolta delle informazioni alcune utili domande possono essere:

• Quali operazioni deve realizzare questa attrezzatura e con che metodi o strumenti?

• Qual è il consumo medio di energia di questa attrezzatura in un intervallo temporale noto (o un relativo ciclo di lavoro)?

• Quali sono gli elementi o gli indicatori che dimostrano che l’attrezzatura stia funzionando correttamente?

• Se l’attrezzatura non funziona, è in stand-by o sta funzionando in maniera anomala come e quando verrà ripristinato il corretto funzionamento?

• L’attrezzatura è regolarmente manutenuta?

• Esiste qualcuno che ha la responsabilità diretta di mantenere e migliorare il funzionamento ed efficienza energetica di questa attrezzatura?

• Avete attuato delle attività utili ai fini della riduzione dei consumi energetici di questa attrezzatura? Se sì, quando e con che risultati?

➔ Identificazione preliminare di opportunità di miglioramento e analisi dei risultati

Nel corso dell’effettuazione dell’audit il team può raccogliere le informazioni utili ad eventuali ed immediati miglioramenti rilevati.

Come regola generale, il massimo sforzo dovrebbe essere dedicato all’analisi e all’attuazione delle opportunità che mostrano potenziali maggiori risparmi e il minimo sforzo. Pertanto, dovrebbero essere esaminati attentamente i processi e le attrezzature con maggiore impatto energetico e di costo, al fine di ricercare le migliori potenziali aree di miglioramento.

Identificare aree di miglioramento richiede una buona conoscenza dei vettori energetici necessari ed utilizzati nei singoli processi, delle tecnologie disponibili con migliore efficienza che possano svolgere lo stesso lavoro con meno energia e meno costi. Ad esempio, una situazione di sovra illuminazione indica la presenza di lampade potenzialmente rimovibili o il ricorso a sistemi di illuminazione a miglior efficienza. I motori con maggiori tempi di utilizzo sono potenziali fonti di miglioramento mediante sostituzioni di motori ad alta efficienza o l’adozione di regolazioni ad inverter. Le pressioni minime da garantire alle utenze pneumatiche possono dare riferimenti utili circa eventuali sovrapressioni o problematiche lungo la distribuzione. Le informazioni potrebbero indicare quali altre fonti di calore potrebbero essere sostituite, oppure quanto lontano sono dal punto di utilizzo finale in relazione alle quantità disperse. L’identificazione di potenziali aree di miglioramento durante il sopralluogo renderà più facile analizzare in seguito i dati e determinare le raccomandazioni finali nella stesura del rapporto di audit.

Il team di audit in questa fase deve analizzare l’insieme dei dati e delle informazioni complessivamente raccolte al fine di individuare le opportunità di miglioramento.

Il team attraverso la raccolta complessiva delle informazioni deve:

• classificare il consumo di energia nelle strutture, reparti, attrezzature, linea di prodotti, etc.;

• identificare aree, processi ed attrezzature ad alte prestazioni per individuare prassi replicabili;

• dare priorità alle situazioni con scarso rendimento per un miglioramento immediato;

• valutare il contributo delle spese energetiche sui costi operativi;

• sviluppare una prospettiva storica e un quadro di riferimento per le azioni e decisioni future.

Il team attraverso questa analisi deve ricavare ulteriori informazioni e dati al fine di:

• dotarsi di un diagramma dei flussi energetici suddivisi per utilizzo e modalità di approvvigionamento;

• attuare un modello energetico che replichi i consumi reali derivanti da fatture energetiche e si discosti da questi entro valori prefissati facendo attenzione nel trattare energie primarie ed energie utili;

• individuare le relazioni fra i consumi e i fattori che influenzano le variazioni;

• definire gli indicatori di prestazione energetica effettivi e di riferimento;

• evidenziare qualsiasi cambiamento delle prestazioni occorse nel tempo;

• sviluppare uno o più diagrammi temporali della domanda di energia;

• effettuare una determinazione e quantificazione dei potenziali risparmi energetici compatibili con gli obiettivi definiti;

• confrontare e analizzare le possibili soluzioni di risparmio in termini di consumi energetici, costi e benefici;

• individuare le possibili interazioni delle varie attività.

Se in questa fase appare opportuno e significativo, il team può valutare l’eventuale necessità di integrare e approfondire quanto rilevato attraverso dati aggiuntivi e analisi di maggior dettaglio.

Sempre in questa fase è necessario valutare l’attendibilità dei dati raccolti e delle relative fonti, chiarire eventuali anomalie, confermare i metodi di rilevazione e di calcolo, documentare la metodologia utilizzata e confermare le ipotesi di lavoro utilizzate.

➔ Il rapporto di audit energetico

Il passaggio successivo è la predisposizione del rapporto di audit che dettagli i risultati finali delle analisi energetiche, fornisca i costi energetici e individui le azioni di miglioramento.

Il rapporto dovrebbe iniziare con un semplice sommario esecutivo che fornisca all’organizzazione una schematica relazione dei risparmi totali attuabili e dei principali punti di miglioramento rilevati. Quindi segue una Sezione che descriva la struttura che è stata verificata e che fornisca informazioni sul funzionamento dell’impianto e delle attrezzature nello stato di funzionamento rilevato durante l’audit. Sarà utile illustrare i dati rilevati definendo la qualità e la coerenza dei dati, la modalità delle misure eseguite e i criteri utilizzati per le stesse (calcoli, simulazioni o stime), avendo cura di indicare i limiti di approssimazione nella stima dei risparmi e di eventuali costi a supporto degli interventi realizzativi proposti nei miglioramenti.

Valori numerici quali l’energia consumata e i relativi costi, devono essere presentati con tabelle e grafici che ne dettaglino i comportamenti e le eventuali anomalie riscontrate, facilitandone la lettura e la comprensione.

Indipendentemente dalle persone alle quali verrà presentato il rapporto, questo dovrebbe essere scritto in un formato e uno stile chiari, concisi e di facile comprensione: dovrebbe essere adattato al personale non tecnico e tecnico assicurandosi pertanto che il rapporto sia commisurato alle competenze e conoscenze tecniche del committente, cercando di minimizzare i linguaggi troppo specifici.

Un rapporto di audit può essere così schematizzato:

Scopo e campo di applicazione dell’audit

• sintesi dell’attività con un breve riassunto delle raccomandazioni e dei risparmi sui costi;

• necessità di un programma continuo di controllo dei costi energetici.

Descrizione della struttura e del contesto di effettuazione dell’audit

• prodotto o servizio e flusso di materiali;

• personale coinvolto;

• dimensioni, costruzione, layout dell’impianto e ore di funzionamento;

• elenco delle attrezzature, con specifiche operative;

• elenco delle norme tecniche e legislazione pertinente.

Analisi quantitativa e qualitativa

• scopo e livello di dettaglio, tempi di esecuzione, dati utilizzati e limiti di analisi;

• informazioni sui dati raccolti (stime e misure);

• strumentazione di misura utilizzata;

• informazione sui fattori di aggiustamento e dei dati di settore utilizzati: costi, tariffe, certificati di taratura etc.;

• analisi dei consumi energetici attraverso tabelle e grafici;

• discussione dei costi energetici e delle bollette energetiche.

Opportunità di gestione dell’energia e raccomandazioni per il miglioramento

• elenco di potenziali azioni;

• analisi dei costi e dei risparmi;

• valutazione economica;

• potenziali interazioni tra le azioni proposte;

• eventuale piano d’azione per l’energia;

• azioni di miglioramento consigliate ed eventuale loro programma di implementazione;

• sottolineare eventuali aspetti di miglioramento ambientale e di loro impatto sull’economia circolare;

• conclusione ed eventuali commenti aggiuntivi non altrimenti coperti; eventuali allegati.

Alla conclusione dell’audit, il team di audit, attraverso il responsabile del gruppo provvederà alla consegna del rapporto all’organizzazione, presentando i risultati alla persona committente o ad un suo referente, così da aiutare eventuali scelte e decisioni future, chiarendo eventuali dubbi o quesiti che dovessero essere posti.

Naturalmente una parte fondamentale del rapporto sarà il piano degli interventi e delle raccomandazioni: in primo luogo è utile suggerire un programma generale di attuazione; spesso alcune azioni di miglioramento indicate forniscono dei risultati con miglioramenti immediati e ammortamento dei costi relativamente brevi e ciò sarà una ulteriore possibilità per attuare nuovi interventi proprio grazie alle nuove disponibilità ottenute.

In generale possono essere identificati 3 differenti classi di obiettivo:

• Un primo tipo di obiettivo da porsi è quantitativo: in generale non è azzardato prevedere una riduzione nell’ordine del 10% dei consumi energetici, rispetto agli indicatori principali, rilevati nella prima fase di raccolta del dato.

• Un secondo tipo di obiettivo è di tipo economico: un sistema di controllo dei costi dell’energia deve essere in grado di allocare il costo dell’energia nella stessa maniera di altri costi diretti, quali materiale, lavorazioni etc. Un obiettivo preliminare dovrebbe perciò essere quello di determinare la quantità di energia e l’eventuale contributo ai picchi di ciascun reparto o dipartimento presenti nell’organizzazione: ciò potrebbe richiedere qualche ulteriore misurazione, ma tale attività avrà un valido utilizzo indotto da una migliore conoscenza dei modelli di consumo energetico.

• Il terzo tipo di obiettivo è quello del livello di consapevolezza e coinvolgimento dei dipendenti. Anche se un programma di gestione energetica ha il sostegno della direzione, il rischio di fallimento senza il supporto e la partecipazione consapevole dei dipendenti è sicuramente elevato. Semplici accorgimenti per valutare tale obiettivo possono essere: il numero di suggerimenti ricevuti dal personale al mese, il valore economico dei miglioramenti adottati a seguito di suggerimenti dei dipendenti, il numero di luci lasciate accese o le macchine lasciate funzionare inutilmente.

15.4.3 L’audit energetico nel settore civile

La norma UNI CEI EN 16247-2 si applica alle diagnosi energetiche per gli edifici e definisce i requisiti, la metodologia e la reportistica di una diagnosi energetica relativa a un edificio o a un gruppo di edifici, escludendo le singole residenze private.

Deve essere applicata congiuntamente alla UNI CEI EN 16247-1 “Diagnosi energetiche - Parte I: Requisiti generali”, che integra e rispetto alla quale fornisce ulteriori requisiti.

Come già detto inizialmente un audit energetico può aiutare un’organizzazione a identificare le opportunità per migliorarne l’efficienza energetica. L’uso e il funzionamento degli edifici richiede la fornitura di servizi quali il riscaldamento, il raffreddamento, ventilazione, illuminazione, acqua calda sanitaria, sistemi di trasporto (ad esempio ascensori, scale mobili e in movimento passerelle) negli edifici e nei processi. Inoltre, l’energia è utilizzata dagli apparecchi interni.

Il consumo di energia dipende da diversi fattori che elenchiamo qui di seguito:

• condizioni climatiche locali;

• le caratteristiche dell’involucro edilizio;

• le condizioni ambientali interne di progetto;

• le caratteristiche e le impostazioni dei sistemi tecnici;

• attività e processi nell’edificio;

• il comportamento degli occupanti e il regime operativo.

Quando si esegue un audit su un edifico possono verificarsi diverse condizioni; in alcuni casi, come ad esempio il settore residenziale, si hanno condizioni molto simili e semplici da analizzare, in altri casi (ospedali, piscine, centri benessere etc.) possono verificarsi condizioni molto complesse o addirittura uniche.

Un audit energetico nel settore edile può comprendere l’intero edificio o parti di esso o limitarsi ai sistemi tecnici.

Vengono solitamente pubblicati a livello nazionale per i diversi tipi di edifici ed in funzione del periodo di costruzione, degli Indicatori di prestazione energetica (valori di riferimento) o dei consumi medi di energia specifica. Queste informazioni possono essere utilizzate per l’analisi e per effettuare una valutazione comparativa del rendimento energetico.

L’audit energetico effettuato attraverso l’utilizzo di questa norma (tailored rating) essendo realizzato nelle reali condizioni di utilizzo, risulta differente dai valori di certificazione energetica (asset rating) in quanto calcolati in condizioni standard (impianti funzionanti in continuo con temperature interne prefissate nel periodo di riscaldamento (20 °C interni) e raffrescamento (26 °C interni)) e dai relativi riferimenti di legge.

Anche nel settore civile vanno valutate eventuali possibilità di azioni che favoriscano la sostenibilità ambientale e di circolarità, favorendo eventuali scambi di flussi energetici (soprattutto se di scarto o non utilizzabili direttamente) ad esempio con aziende insediate in adiacenza o nelle immediate vicinanze (nelle diagnosi secondo D.Lgs. n. 102/2014 viene espressamente richiesto di valutare tale possibilità nel caso di presenza di unità di cogenerazione nell’arco di 1 km).

➔ Processo di audit

Quando si utilizza un metodo di campionamento, qualsiasi campione selezionato di spazi, sistemi o apparecchiature deve essere rappresentativo dell’intero edificio o di un gruppo di edifici.

Per ottenere un campione rappresentativo del target è necessario definire una struttura campionaria e la dimensione del campione. Definire la struttura campionaria e la dimensione del campione è un’operazione quanto mai complessa che dipende da numerosi fattori.

➔ Dati Raccolta

Come per tutti gli audit energetici anche in questo caso la raccolta di dati deve essere adeguata alla portata della diagnosi energetica.

➔ Richiesta delle informazioni

L’auditor raccoglie con la cooperazione dell’organizzazione i seguenti dati:

• vettori energetici, presenti e disponibili;

• i dati connessi all’energia:

  • energia consegnata, prodotta ed esportata, per ogni vettore di energia (ad esempio, identificare i flussi energetici per un’unità di cogenerazione, o per impianti fotovoltaici etc.);

  • dati relativi al consumo di energia (o letture con relativo periodo) di qualsiasi contatore disponibile;

  • eventuali utilizzi di energia da fonti rinnovabili (FER);

  • i dati per singolo contatore;

  • Curve di domanda dell’energia, se disponibile;

  • pertinenti misure correlate;

• fattori di aggiustamento che influenzano il consumo di energia:

  • dati climatici (ad esempio temperatura, gradi giorno, dell’igrometria, illuminazione) dei locali dell’edificio attraverso i BACS (Building & Automation Control System), se disponibili;

  • modelli occupazionali;

• informazioni su importanti cambiamenti negli ultimi tre anni o il periodo coperto dai dati operativi disponibili, per quanto riguarda:

  • forma dell’edificio e rapporto tra le superfici disperdenti e i volumi climatizzati (rapporto S/V);

  • gli spazi - sia riguardo le dimensioni che l’uso;

  • l’involucro edilizio (ristrutturazione infissi, aggiunta di isolamento, etc.);

  • i sistemi tecnici per l’edificio e le aree in cui operano;

  • gli accordi con gli inquilini;

  • occupazione degli spazi (diversi tempi di occupazione, comportamenti e carichi interni);

  • set point e il comportamento degli occupanti;

• i valori da utilizzare, per gli indicatori di performance locali/nazionali:

  • superficie;

  • volume edificabile;

  • altro;

• progetti esistenti, documenti e informazioni di gestione e manutenzione, come ad esempio:

  • stratigrafie delle strutture opache e trasparenti;

  • stato di fatto dei diversi piani della costruzione;

  • tutti i fattori esterni che possono influenzare la prestazione energetica dell’edificio (ad esempio ombreggiatura da alberi o edifici adiacenti);

  • le indicazioni dei servizi forniti (cioè info sul fatto che ci siano camere o zone riscaldate, raffrescate, ventilate);

  • schemi relativi ai sistemi tecnici;

  • schemi e le impostazioni di controllo;

  • apparecchi e componenti per dati e valutazioni;

• il modello architettonico (BIM - Building Information Modelling) o di progettazione/certificazione energetica;

• apparecchiature che utilizzano energia negli spazi occupati e altri carichi interni.

➔ Verifica dei dati disponibili

L’auditor esaminerà le informazioni raccolte e fornite dall’organizzazione e riesaminerà la portata ed i limiti della diagnosi energetica se necessario a seguito delle informazioni ricevute. Verificherà, dunque, se gli obiettivi concordati sono plausibili o se vanno rivisti. Lì dove si presentasse una mancanza di dati, al cliente sarà data la possibilità di scegliere se produrre tali dati mancanti oppure accettare che l’auditor faccia delle ipotesi (che saranno chiaramente dettagliate). L’auditor dovrà, in base all’esperienza e competenza, scegliere i sistemi per l’energia da controllare in loco, a seconda della finalità, la portata e la completezza della diagnosi energetica.

➔ Analisi dai dati preliminari

L’auditor dovrà realizzare un’analisi dei dati raccolti per:

• effettuare un’analisi preliminare del bilancio energetico dell’oggetto sottoposto ad audit sulla base dei dati energetici;

• stabilire i fattori di adeguamento rilevanti;

• stabilire i relativi indicatori di prestazione energetica;

• valutare la distribuzione dei consumi energetici (disaggregazione del consumo);

• stabilire un riferimento per l’energia iniziale (baseline energetica), se ci sono informazioni sufficienti, da utilizzare per quantificare l’impatto degli interventi di risparmio energetico;

• individuare un piano di raccolta dati e misurazione di ulteriori dati da effettuare durante il lavoro sul campo.

L’auditor elaborerà un elenco preliminare delle opportunità di miglioramento dell’efficienza energetica. Il risultato sarà tabellato (è preferibile), ove i consumi e gli indici di prestazione saranno raggruppati per attività o edifici (ove applicabile).

Per ogni opportunità riportata nel registro, dove possibile, dovrebbero essere identificati come minimo i seguenti punti:

• l’aspetto energetico correlato;

• il suo valore in termini finanziari o di emissioni di anidride carbonica;

• l’azione richiesta;

• il costo stimato o effettivo;

• sia il risparmio potenziale che il risparmio richiesto o previsto;

• le eventuali opzioni di vettori energetici alternativi;

• per le azioni realizzate, la data di completamento e il risultato effettivo;

Il piano d’azione dovrà essere realizzato e gestito anche secondo le indicazioni fornite nei paragrafi precedenti.

➔ Sopralluogo in campo

Lo scopo del sopralluogo è quello di verificare in dettaglio il modello energetico realizzato dai dati preliminari seguendo i seguenti passi:

• ispezionare il sito confrontando i dati ricevuti;

• valutare per ciascun edificio significativo il livello attuale e futuro dei servizi (ad esempio, temperatura, umidità, illuminamento, etc.);

• verificare che i sistemi tecnici siano adeguati allo scopo previsto, vale a dire in grado di fornire il livello di servizio richiesto;

• valutare le prestazioni dei sistemi tecnici, tenendo conto della generazione, stoccaggio, distribuzione e sistema di controllo delle emissioni;

• comprendere le Direttive per i cambiamenti nei sistemi tecnici, come ad esempio le esigenze stagionali;

• cercare nuove opportunità di miglioramento dell’efficienza energetica e verificare vincoli e restrizioni.

L’auditor ha necessità di accedere alla lettura dei dati dei sistemi di automazione e controllo (BACS) come anche di ricevere assistenza e autorizzazione per tutti i test e le operazioni necessarie alla diagnosi energetica (ad esempio accensione e spegnimento degli impianti e delle attrezzature e di accedere alle parti dell’edificio che sono definite come rilevanti per lo svolgimento dell’audit energetico).

➔ Analisi

In un audit energetico negli edifici deve essere analizzato il risparmio energetico e tale analisi devono fornire almeno:

• per ogni servizio un confronto tra il dato reale ed il livello adeguato (ad esempio criteri ambientali interni, etc.). Il livello di servizio (ad esempio temperatura, qualità dell’aria, illuminazione) non deve essere compromesso da eventuali misure di risparmio energetico proposte. La conformità legislativa, nonostante, il livello di servizio può, tuttavia, essere cambiato se concordato con il cliente (ad esempio, il cambiamento di temperatura interna per ridurre il riscaldamento o il raffreddamento richieste);

• valutazione delle effettive prestazioni dei sistemi tecnici nei confronti di un riferimento adeguato;

• valutazione delle prestazioni dell’involucro (isolamento, ponti termici, tenuta all’aria etc.);

• la valutazione del rendimento energetico dell’intero edificio, tenendo conto delle possibili interazioni tra i sistemi tecnici e l’involucro edilizio.

Quando si considerano i miglioramenti, l’auditor deve:

• prevedere l’interazione tra i sistemi tecnici e l’involucro edilizio, l’ambiente esterno;

• tenere conto di tutti i possibili impatti per tutta l’energia erogata per diversi periodi di tempo (Ad esempio, occupato e non occupato), che potrebbero portare a situazioni avverse per quanto riguarda il risparmio energetico. (Ad esempio, la sostituzione dell’illuminazione può diminuire il guadagno di calore interno, aumentando così i carichi di riscaldamento);

• valutare il potenziale impatto che gli interventi di risparmio energetico avranno sui valori degli attestati di certificazione energetica.

L’audit energetico deve includere una revisione dei contratti per la fornitura di energia e dei requisiti di ispezione e manutenzione delle attrezzature tecniche.

L’auditor dovrebbe dettagliare i consumi energetici disaggregati:

• ripartizione dell’energia erogata dal vettore energetico in termini di consumo, costi ed emissioni in unità coerenti (ad esempio grafici a torta);

• ripartizione dell’energia per gli usi finali dell’energia per servizi e altri usi in valore assoluti o specifico e unità energetiche coerenti (ad esempio grafici a torta);

• se applicato, l’inventario della produzione in loco di energia e l’esportazione a terzi, in valore assoluto.

La ripartizione di energia deve essere rappresentativa degli input di energia e degli usi energetici. Inoltre, deve essere chiaro quali flussi di energia sono misurati e quali stimati/calcolati.

Il calcolo degli indicatori di prestazione energetica (consumo di energia specifica) o i valori di baseline devono essere inclusi nell’analisi. L’auditor e l’organizzazione devono concordare sui parametri di rendimento energetico da utilizzare.

➔ Le opportunità di miglioramento dell’efficienza energetica

L’auditor deve identificare le opportunità di miglioramento dell’efficienza energetica sulla base di:

• le proprie competenze;

• il confronto con parametri di riferimento;

• l’età dell’edificio e dei suoi sistemi tecnici, su come essi siano gestiti e mantenuti;

• la tecnologia dei sistemi e apparecchiature esistenti rispetto alle BAT;

• le migliori pratiche.

➔ Report

Per la realizzazione del report finale si può far riferimento alle indicazioni definite all’analogo paragrafo 14.4.2 “Il rapporto di audit energetico” e ai punti dei paragrafi 2 precedenti.

15.4.4 L’audit energetico nel settore trasporti

La norma UNI CEI EN 16247-4 contiene procedure che si applicano a diverse modalità di trasporto (strada, ferrovie, navigazione, aviazione), a ciò che viene trasportato (persone o merci) e diversi raggi d’azione (da breve a lunga distanza).

È inoltre specificatamente dedicata ai trasporti a causa della mobilità dei mezzi nei trasporti; per questo motivo la diagnosi energetica risulta particolarmente impegnativa in quanto gli incontri sono più difficili da organizzare e le attività sono più difficili da ispezionare.

La prima parte della norma armonizza le procedure per eseguire la diagnosi in quanto ogni modalità di trasporto caratteristiche proprie (il trasporto su strada ha mezzi numerosi, simili e sostituiti di frequente, il trasporto marino ed aereo ha mezzi grandi e longevi) mentre nella seconda parte è presente una Sezione specifica per ognuna di esse.

• Al fine di permettere la realizzazione di un’analisi di qualità è necessario che: l’auditor abbia appropriata conoscenza delle differenti modalità di trasporto e delle fonti energetiche dell’organizzazione oggetto di diagnosi.

• Vista la complessità, mobilità e criticità del fattore tempo delle operazioni di trasporto, la vista in situ deve essere sottoposta a restrizioni sia verso l’auditor che verso il conducente al fine di permettere ad entrambi di adempiere ai loro doveri. Tale peculiarità ha differenti requisiti rispetto la norma generale EN 16247-1.

• Il fattore tempo è critico per le operazioni di trasporto, pertanto l’organizzazione deve mettere a disposizione sufficienti risorse per cooperare con il reparto operativo per avere un adeguato accesso a personale, registrazioni, documentazione o apparecchiature.

• L’accesso al personale responsabile deve comprendere le seguenti aree: pianificazione, operazioni, manutenzione, tecnica ed acquisti, risorse umane, formazione, conducenti, finanza.

• Ove si utilizzi un campionamento, i veicoli selezionati devono essere rappresentativi della flotta o di quella parte di flotta.

➔ Raccolta dei dati

Bisogna raccogliere i consumi di ogni veicolo nel corso dell’ultimo anno, preferibilmente con una cadenza sufficiente ad intercettare le singole tendenze o andamenti specifici:

• criteri per pianificare le assegnazioni delle operazioni di trasporto;

• descrizioni dei percorsi intrapresi e della politica di pianificazione;

• composizione della flotta;

• normazione conducenti finalizzata alla riduzione dei consumi;

• metodi di rifornimento ove applicabili;

• evidenze delle misure dei consumi e relativa formazione data ai conducenti;

• prezzi e dati storici delle fonti energetiche;

• distanza e ore di attività di ogni veicolo;

• dati relativi a merci e passeggeri onde poter calcolare il fattore di carico;

• dati utili al calcolo della percentuale di distanza e tempo produttivi per veicoli e conducenti;

• ove parte del trasporto sia affidato a terzi, l’auditor deve assicurarsi che le attività siano identificate, informandosi se siano richiesti e resi disponibili dai subappaltatori i dati energetici;

• se applicabile, criteri per l’acquisizione di fornitori e subappaltatori (verifiche sulla politica o criteri prestazionali);

• programmi di manutenzione, check list per ispezione e manutenzione, registrazioni delle manutenzioni saranno richiesti ove necessario;

• politiche di acquisto, manutenzione, riqualificazione, sostituzione dei veicoli;

• azioni e metodi per ridurre le emissioni di gas serra.

➔ Attività in campo

L’auditor deve condurre, a veicoli presenti, l’ispezione con il personale di movimento al fine di analizzare fattori e potenzialità di riduzione dei consumi, anche al di fuori del normale orario di lavoro.

Ove i dati non siano ritenuti affidabili o sufficienti, è possibile eseguire un monitoraggio su una quota rappresentativa della flotta per un tempo sufficiente, oppure analizzare i dati dei computer di bordo.

Ove lo ritenga necessario, l’auditor può richiedere il permesso di osservare almeno un viaggio (o sua parte significativa) per ciascuna delle attività di trasporto dell’organizzazione sottoposta a diagnosi. Durante l’osservazione, l’auditor deve poter misurare o stimare il consumo di ogni fase del trasporto.

Anche i reparti operativi e manutentivi possono essere ispezionati al fine di valutare tali attività durante il normale orario lavorativo.

➔ Analisi

L’analisi dei dati parte dal presupposto di soddisfare i seguenti contenuti:

• valutazione dell’efficienza energetica e fattori di carico in minimo 12 mesi dell’anno;

• individuazione di fattori (interni od esterni all’organizzazione) che possono influenzare i consumi energetici;

• raccomandazioni su pianificazione, programmazione, scelte di instradamento e problematiche di percorsi/orari;

• fattori in grado di influenzare il grado di comfort/soddisfazione della clientela;

• potenzialità di miglioramento del personale (formazione o assunzioni);

• impatto dei parametri energetici significativi sulla produttività;

• manutenzione ed esercizio dei veicoli;

• riqualificazione della flotta;

• segmentazione della flotta;

• valutazione delle registrazioni sui consumi energetici e loro accuratezza;

• impatti della terzializzazione in termini di efficienza.

  Le prestazioni energetiche devono essere valutabili attraverso uno o più adeguati indicatori che devono essere applicati a tutte le modalità di trasporto dell’organizzazione.

  Alcuni esempi possono essere rappresentati da:

• energia/distanza;

• energia/(distanza x peso netto) nel caso di merci;

• energia/(distanza x passeggero) nel caso di passeggeri;

  Fondamentale è il requisito della durata dei viaggi, senza il quale non è possibile applicare le conclusioni al reparto operativo.

Circa le modalità di trasporto e le fonti energetiche, l’auditor deve:

• valutare fonti energetiche alternative onde determinare la migliore opzione per il rinnovo o ampliamento della flotta;

• valutare i costi di manutenzione, acquisto e le emissioni di gas serra (calcolate in base a EN 16258 per la compensazione in alcune nazioni);

• includere opzioni di trasporto multimodale in maniera da poter utilizzare specifiche modalità quando fattibile ed energeticamente vantaggiose.

➔ Report finale

La relazione di report finale deve contenere raccomandazioni in linea con il punto 5.6.1 della EN 16247-1 e con le caratteristiche specifiche del trasporto, pertanto:

• Pianificazione degli orari/percorsi;

• Organizzazione e pianificazione dei trasporti;

• Giustificazione e ottimizzazione dei percorsi;

• Influenze esterne che possono incidere sull’efficienza energetica (impedimenti normativi, costo dei pedaggi, etc.).

• Veicoli e configurazione ottimale della flotta, miglioramenti del programma di manutenzione ed esecuzione dei compiti operativi, specifiche da applicare agli acquisti.

• Programmi di formazione e criteri per l’assunzione.

  Saranno presentati indicatori per ciascuno dei tre punti sopra menzionati al fine di valutare l’efficienza di ogni elemento del gruppo.

  Ove vengano eseguite stime dei consumi energetici, deve essere esplicitato il metodo di stima.

  Inoltre, il report finale presenterà una indicazione dell’energia ottimale necessaria a svolgere le proprie attività, permettendo quindi al committente di individuare le differenze prestazionali rispetto le migliori tecniche di trasporto disponibili (BAT o BREFS).

  A seconda del settore o modalità di trasporto, seguono specifiche di cui tenere conto:

• Strada: i veicoli stradali possono essere riforniti in diverse stazioni di rifornimento/depositi o persino in diverse nazioni, e possono non rientrare alla propria sede/magazzino. Inoltre, le valutazioni su questo scomparto possono vertere su:

  • livello di controllo su ogni veicolo;

  • minimizzazione corse a vuoto per massimizzare fattore di carico;

  • includere se possibile, veicoli pagati con rimborsi spese o indennità;

  • monitorare pressione e classificazione energetica degli pneumatici;

  • ove utilizzabile un sistema di monitoraggio o geolocalizzazione, l’auditor deve richiedere accesso a tali dati e confrontare i dati raccolti dall’azienda nelle operazioni di rifornimento con i dati telematici onde individuare incongruenze;

  • topografia, condizioni delle strade e del traffico (onde poter evitare o prevenire eventuali congestioni).

• Ferrovia: il trasporto ha condizioni di sicurezza e tabelle di marcia stringenti unitamente al fatto che gli elettrotreni possono assorbire energia da più fornitori nel caso di viaggi transfrontalieri. Inoltre:

  • il livello di controllo su ciascun rotabile deve essere individuato;

  • non sempre i locomotori sono dotati di misuratori, pertanto possono essere stimati i consumi attraverso modelli computerizzati, tenendo in considerazione la tipologia dei rotabili, massa lorda, carico pagante. Nella stima devono essere rispettate le raccomandazioni UIC/UNIFE, TEC REC 100 001 (Specification and verification of rolling energy consumption for railways stock);

  • il campione oggetto di indagine deve essere accordato tra auditor e committente;

  • l’energia di trazione e l’energia per i servizi dovrebbero essere separate;

  • confronto tra energia consumata e contabilizzata;

  • la condizione delle infrastrutture, i sistemi di alimentazione e gli orari è bene siano analizzate.

• Aviazione: il carico e l’utilizzo di carburante rappresentano una criticità nell’utilizzo sicuro di un aeromobile e i dati di volo dovrebbero essere disponibili.

  • L’analisi è bene differenzi i dati di consumo tra movimentazione a spinta, rullaggio e volo;

  • il report deve contenere valutazioni su carico e passeggeri trasportati, distanze percorse e combustibile consumato;

  • i dati devono essere raccolti sulla base di volo o tratta.

  • Navigazione: nel termine navi sono comprese navi oceaniche, imbarcazioni per cabotaggio, chiatte per trasporto fluviale, motoscafi e vaporetti per trasporto pubblico.

  • Ogni nave del committente deve essere ispezionata, oppure nel caso di mezzi simili, può essere ispezionato un campione;

  • deve essere valutato lo stato della nave e degli impianti principali in termini di consumo energetico. Tale valutazione comprende:

    • le prestazioni dello scafo;

    • le prestazioni della motorizzazione primaria ed ausiliaria;

    • il bilancio dei carichi ausiliari;

    • diversificazioni tra consumi in ormeggio, in porto e in navigazione;

    • qualità e sistemi di rifornimento del carburante;

    • illuminazione;

    • macchine rotative;

    • generatori e sistemi di vapore;

  • sulle tratte in acque interne, devono essere considerate l’impatto di accesso o congestione delle vie acquee sulle prestazioni.

Sono in ogni caso da prevedere, ove possibile, analisi di ricadute su aspetti ambientali e di economia circolare, sempre più importanti per le organizzazioni che necessitano di audit secondo EN 16247.

15.4.5 Monitoraggio

Tema fondamentale per poter valutare gli aspetti energetici ed eseguire corrette valutazioni e analisi è il monitoraggio. Si specifica che il monitoraggio è un’attività trasversale che può interessare qualsivoglia attività di energy management o energy-analisys, quindi è un tema che rientra ad esempio pienamente sia le diagnosi che in sistemi di gestione energia ISO 50001.

Per gestire al meglio gli aspetti energetici e avere feedback qualitativamente elevati, è necessario dotarsi di un sistema di monitoraggio ove il monitoraggio non è unicamente un sistema di misuratori in continuo che raccolgono dati su un database centralizzato ma consiste nella raccolta sistematica e continua e nella successiva lettura e interpretazione dei dati energetici e operativi. I dati da monitorare saranno definiti dagli obiettivi scelti.

Il livello minimo di monitoraggio deve prevedere la verifica delle bollette elettriche e del gas, oltre che delle altre principali fonti energetiche: i loro andamenti devono essere rappresentati graficamente al personale interessato con frequenze temporali concordate.

Grafici mensili dovrebbero includere: l’energia totale utilizzata per ciascun tipo energia monitorata, i picchi, se contribuiscono in maniera importante alla creazione del costo energetico e gli scostamenti rispetto ad eventuali indicatori.

È buona prassi utilizzare le curve di prelievo fornite da fornitori e/o da distributori in quanto evitano campagne di misura ad hoc e danno indicazioni macroscopiche su usi e consumi, potendo rilevare eventuali anomalie già a questo livello. Trattandosi di misuratori fiscali dei fornitori, secondo la prassi di M&V (par. 14.5.6), queste misure vengono considerate corrette di default, quindi costituiscono una base di dati solida ed affidabile.

Oltre a questo, vanno monitorati i dati indicativi per l’efficienza degli utilizzi quali temperature, pressioni, portate, tensioni, correnti, cosφ, condizioni termoigrometriche, parametri chimico-fisici etc. Questi dati infatti consentono di individuare consumi specifici anomali o condizioni operative al di fuori dei parametri di efficienza previsti e intervenire in tempo.

15.4.6 Conclusioni

In questo paragrafo, abbiamo affrontato le attività di attuazione e gestione dell’audit energetico.

Il processo di audit energetico dovrebbe essere un processo dinamico e continuo correlato alle attività quotidiane dell’intera organizzazione.

Il processo inizia con la raccolta e l’analisi dei dati passati disponibili. Quindi i vettori di energia utilizzata devono essere esaminati valutando ogni potenziale possibilità di miglioramento. Successivamente si procede con la definizione delle azioni di miglioramento su uno specifico documento (rapporto di audit) e si dà avvio alle successive azioni di miglioramento.

L’ultimo passo è il programma di monitoraggio che necessariamente riconduce alla prima fase di analisi rinnovando così periodicamente il ciclo nel rispetto del classico metodo: PLAN DO CHECK ACT.

Figura 30

Si specifica che ogni audit energetico, essendo l’aspetto energetico strettamente correlato con l’aspetto ambientale per quanto riguarda l’impatto ambientale e le emissioni di CO₂ in atmosfera, necessita di integrazioni che valutino l’aspetto ambientale e la sostenibilità ambientale, unitamente a impatti diretti o indiretti sull’economia circolare. Ogni consumo energetico, che provenga da FER o meno, in ogni caso causa emissioni di CO₂ in quanto riferibile a consumo di fonti primarie fossili in maniera diretta o indiretta.

A livello di FER è doveroso rimarcare che le fonti elettriche rinnovabili quali principalmente idroelettrico, fotovoltaico ed eolico, non sono ad emissioni zero: da elaborazioni del GSE risulta che le emissioni, separandole per la fase di esercizio e upstream, abbiano un fattore di emissione medio di circa 0,30 tCO₂-eq/MWh. Ciò non toglie che ogni FER abbia un proprio fattore di emissione come da dati resi disponibili dalla UE:

Ogni fattore di emissione in ogni caso deve essere contestualizzato rispetto al proprio perimetro di analisi, in quanto come si evince dai valori sopra riportati, le differenze non risultano secondarie.

Tali aspetti di output in un audit, ben si abbinano a fornire importanti informazioni e ad integrarsi con sistemi di gestione ambientali o di sostenibilità come ad esempio gli standard ISO 14001 o G.R.I. (Global Reporting Initiative).

L’audit energetico, per la sua completezza quindi, dovrà annoverare anche considerazioni di carattere ambientale e di impatto o contributo ad eventuali economie circolari virtuose per il soggetto che lo richiede e di conseguenza per tutto il contesto in cui opera (stakeholders ecc.).

15.5 Efficientamento energetico

L’Energy Manager (EM)

L’Energy Manager è una figura che richiede una combinazione di competenze tecniche, imprenditoriali e manageriali. Un EM deve:

• conoscere le strategie per raggiungere l’efficienza energetica ed essere competente sulle fonti di energia rinnovabile;

• conoscere perfettamente la struttura dei costi e dei principali indicatori della prestazione aziendale o di un ente pubblico;

• conoscere la legislazione vigente in materia di energia a livello nazionale ed europeo;

• conoscere le implicazioni ambientali legati alle scelte effettuate nel proprio lavoro;

• conoscere gli eventuali contributi del proprio lavoro su economie circolari;

• essere un ottimo project manager per mettere in pratica tutti gli aspetti precedenti;

L’energy manager è una figura trasversale, è di supporto alla direzione aziendale per gli aspetti energetici. Il ruolo può essere ricoperto da una persona interna o esterna all’azienda.

Esperto Gestione Energetica - EGE

La Norma tecnica UNI CEI 11339 del 2009 definisce i criteri e le procedure per la qualificazione degli EGE delineandone: compiti, competenze e modalità di valutazione delle competenze.

L’EGE deve saper gestire l’energia in modo efficiente e avere l’obiettivo di migliorare l’efficienza energetica dell’organizzazione.

17 punti definiscono i compiti che l’EGE deve saper svolgere, tra i quali:

• introdurre e mantenere un SGE conforme alla ISO 50001;

• effettuare diagnosi energetiche comprensive di interventi migliorativi;

• gestire una contabilità energetica analitica valutando i risparmi ottenuti dagli interventi di miglioramento;

• effettuare l’analisi dei contratti.

Con i seguenti mezzi:

• la conoscenza della ISO 50001;

• la conoscenza delle implicazioni ambientali degli usi energetici e le eventuali ricadute sulle economie circolari;

• la gestione delle modalità contrattuali per acquisto di beni e servizi;

• la valutazione economica dei progetti.

E.S.Co. e E.S.P.Co.

Le Energy Service Companies (E.S.Co.) nascono in Europa più di cento anni fa, ma si sviluppano solo durante gli anni ‘70 negli Stati Uniti, come soluzione per affrontare il problema energetico. Infatti, l’instabilità politica dei paesi dell’Asia sub occidentale, che spinse i prezzi del petrolio verso picchi storici e gli alti tassi di inflazione sperimentati dagli Usa crearono la necessità di investire in risparmio energetico. Le prime E.S.Co. furono semplici società che fornivano servizi di consulenza per minimizzare i consumi di energia, ossia Energy Service Provider Company (E.S.P.Co.), e spesso erano appendici di società produttrici di sistemi di controllo e regolazione energetica o società produttrici e fornitrici di energia o società che sviluppavano soluzioni tecnologiche e operative. Attualmente le E.S.Co. hanno come obiettivo primario quello di ottenere un risparmio attraverso il miglioramento dell’efficienza energetica, per conto della propria clientela utente di energia. La peculiarità dell’intervento delle E.S.Co. risiede nel fatto che gli interventi tecnici necessari ad ottenere i risparmi energetici sono effettuati mediante investimenti sostenuti dalle stesse e non dal cliente. L’utente di energia rimane così sgravato da ogni forma di investimento e non dovrà preoccuparsi di finanziare gli interventi migliorativi dell’efficienza dei propri impianti. A sua volta le E.S.Co. si ripagano l’investimento e il costo dei servizi erogati, con una quota del risparmio energetico effettivamente conseguito grazie all’intervento.

La differenza delle E.S.Co. e le E.S.P.Co.:

• non assumono su di sé alcun rischio, né tecnico, né finanziario;

• sono remunerate sulla base delle prestazioni eseguite e non sulla base dei risultati dei progetti realizzati;

• solo le E.S.Co possono certificarsi UNI CEI 11352, garantendo pertanto requisiti minimi dei servizi di efficienza energetica e sulle proprie capacità (Organizzativa, diagnostica, progettuale, gestionale, economica e finanziaria).

Il profitto della E.S.Co. è, infatti, legato al risparmio energetico conseguito con la realizzazione del progetto. La differenza tra la bolletta energetica pre e post-intervento migliorativo spetta alla E.S.Co. in toto o pro-quota fino alla fine del periodo di pay-back previsto. Allo scadere dei termini contrattuali, l’utente potrà beneficiare totalmente della maggiore efficienza del proprio impianto, ne diventerà proprietario e potrà, quindi scegliere se mantenere la gestione affidata alla E.S.Co., a condizioni da negoziare, o se assumerla in proprio.

I rischi, sia finanziari sia tecnici, dell’operazione sono a carico della E.S.Co. Questa è una garanzia fondamentale per l’utente: se l’intervento risulta tecnicamente sbagliato e quindi non remunerativo, è la E.S.Co. che ci rimette e non l’utente; se gli interventi effettuati non portano ad un effettivo risparmio sarà la Società di Servizi a coprire la differenza di costi.

FTT - Finanziamento Tramite Terzi

L’operazione di miglioramento dell’efficienza energetica con il ricorso ad una E.S.Co. viene quindi ad inserirsi nel contesto del Finanziamento Tramite Terzi (FTT). Nella fattispecie, il “terzo” viene rappresentato dalla E.S.Co., che peraltro è l’unico responsabile verso l’utente finale e si occupa di tutte le fasi di cui si compone lo schema di FTT: dalla diagnosi energetica, alla fattibilità tecnico-economica e finanziaria, alla progettazione, all’installazione e alla manutenzione dell’impianto fino alla copertura finanziaria.

La E.S.Co. finanzia i progetti con risorse proprie o attraverso istituti di credito esterni, in base alle necessità del progetto in questione. I benefici economici conseguiti in seguito all’intervento di energy saving possono essere ripartiti fra gli attori in modi diversi; la E.S.Co. propone 3 opzioni:

• shared savings (ripartizione dei risparmi): il compenso della E.S.Co., per tutta la durata del contratto, è dato da una quota dei risparmi ottenuti, la restante parte dei risparmi và a beneficio del cliente;

• first out (cessione globale limitata): il 100% dei risparmi conseguiti va alla ESCo, con conseguente riduzione della durata del contratto;

• guaranteed savings (garanzia dei risparmi): la E.S.Co., attraverso un particolare contratto di leasing, assicura il cliente che i risparmi ottenuti alla scadenza del contratto non saranno inferiori all’ammontare dell’investimento, comprensivo di tutti gli oneri e le spese.

I vantaggi del Finanziamento Tramite Terzi sono:

• l’assenza di rischi finanziari (in caso di intervento sbagliato e non remunerativo è la E.S.Co. che si assume tutte le responsabilità del progetto);

• l’opportunità di realizzare interventi anche in mancanza di risorse finanziarie proprie ed in presenza di difficoltà nel reperire finanziamenti esterni;

• la disponibilità di risorse interne per altri progetti;

• la possibilità di conseguire benefici energetico-ambientali consistenti poiché i corrispettivi in favore della E.S.Co. sono proporzionali all’efficienza dell’impianto;

• il potersi concentrare sul proprio core-business cedendo in outsourcing la gestione dell’approvvigionamento energetico;

• la possibilità di rinnovare gli impianti obsolescenti con nuove tecnologie a costo zero;

• l’opportunità di abbattere i costi energetici e di manutenzione degli impianti.

Energy Performance Contract (EPC)

Nella stipula del contratto con la E.S.Co., per l’efficientamento energetico sono presenti degli elementi fondamentali tra cui l’assunzione di responsabilità da parte della E.S.Co. a implementare tutte le azioni necessarie per ottemperare all’audit e, nel caso della realizzazione o gestione dell’impianto, a consegnare lo stesso in buono stato di conservazione e, dall’altro lato l’obbligo del cliente al consumo costante dell’energia.

Inoltre, in certi contratti viene previsto l’impegno della E.S.Co. a garantire il raggiungimento di predeterminati obiettivi di risparmio energetico; in tale caso il contratto viene denominato Energy Performance Contract (EPC) o contratto di prestazione energetica.

Gli EPC sono uno strumento imprescindibile per il funzionamento del meccanismo delle E.S.Co. perché permettono:

• che la remunerazione della E.S.Co. sia in funzione della performance conseguita;

• che ogni soggetto possa avere le caratteristiche per diventare un possibile cliente (con condizioni più o meno stringenti sul contratto);

• livelli di prestazione definiti (che aumentano la bancabilità dell’investimento).

La durata del contratto dipende dalla ripartizione del risparmio fra E.S.Co. e cliente, dal periodo di ammortamento dell’investimento e dal valore di cessione dell’impianto. La E.S.Co., infatti, è proprietaria della tecnologia eventualmente installata per l’intera durata del rapporto finché, alla chiusura del contratto, cede le pertinenze al cliente. Nella fase post-contrattuale il cliente potrà usufruire di una bolletta energetica ridotta e di una quota di risparmio maggiorata.

15.5.1 Valutazione degli investimenti Analisi Costi-Benefici

L’efficienza energetica apporta molti benefici sia ai singoli, sia alla società (energetici, ambientali, economici, legati alla salute, etc.). Comunque, la decisione se intraprendere o meno un investimento in questo ambito è sottoposta ai criteri di scelta aziendali, fondati principalmente su valutazioni economiche e finanziarie e sul confronto fra le diverse opzioni disponibili, ciò al fine di massimizzare il valore dei benefici economici. Date due soluzioni disponibili A e B, due sono le domande da porsi:

• Gli investimenti A e B presi singolarmente sono profittevoli? -Questa domanda serve a capire se ha senso considerare un certo tipo di investimento.

• È meglio A o B? - Questa domanda serve a scegliere fra due o più opzioni qualora le risorse disponibili siano limitate.

Per rispondere alle precedenti domande è indispensabile definire un’unica unità di misura che deve essere in grado di evidenziare:

• il valore nel tempo del denaro;

• la possibilità di confrontare investimenti diversi per durata, dimensione e altre caratteristiche.

L’unità di misura a cui fare riferimento in questo caso può efficacemente essere il valore dell’iniziativa, sia in termini economici sia in termini di costi benefici. Questa valutazione ha alla base diversi elementi valutativi che possono essere strutturati esaminando il piano economico finanziario dell’investimento.

Elementi valutativi:

Costo dell’investimento

Il costo di un investimento è dato dai flussi finanziari in uscita - o minori flussi in entrata - connessi alla sua attuazione; analogamente i “benefici” ad esso associati sono costituiti da flussi finanziari in entrata - ovvero a minori flussi in uscita (dove ritorni e costi futuri sono elementi di carattere previsionale). In tal modo un’operazione d’investimento può essere rappresentata da una successione (stimata) di future entrate ed uscite monetarie denominata “flusso di cassa”.

Tempo

Altro fattore determinante nella valutazione degli investimenti è il tempo: la rilevanza del fattore tempo dipende da un effetto di carattere finanziario per cui, a parità di altre condizioni, ad un allungamento dei tempi di rientro delle risorse investite in un progetto, corrisponde una contrazione dei benefici di ordine finanziario (il trascorrere del tempo introduce, peraltro, un ulteriore livello d’incertezza nel processo di valutazione in quanto, all’ampliarsi degli intervalli di riferimento, le previsioni sulle variabili da cui dipendono i risultati dell’operazione tendono progressivamente a perdere di significatività).

Tasso di interesse

Ulteriore elemento essenziale del processo di valutazione è il tasso scelto a riferimento: il tasso d’interesse al quale si attualizzano i flussi finanziari (in entrata ed in uscita) è denominato dal costo opportunità del capitale, perché rappresenta un’alternativa alla quale si rinuncia per intraprendere il particolare progetto d’investimento analizzato.

Rischio

Il rischio associato all’investimento e la propensione al rischio dell’investitore è una delle variabili principali nella scelta della tipologia di investimento.

Al fine di compiere la valutazione degli investimenti vi sono alcuni indici che possono essere utilizzati, riportati di seguito.

Analisi del progetto

L’analisi del progetto è quell’attività che ha per fine la valutazione della “robustezza” del progetto e degli effetti che le “oscillazioni” hanno dal punto di vista economico-finanziario. Qui non ci si domanda se quel progetto sia meglio perseguibile rispetto ad un altro o se sia più proficuo investire le proprie risorse in un progetto rispetto ad un altro, ma piuttosto si cerca di comprendere se le previsioni fatte in termini di mercato, rischi e situazioni esterne al progetto, che su di esso possono incidere, sono in grado di minare la buona riuscita del progetto e quindi la sua solidità dal punto di vista economico-finanziario. I punti centrali qui sono tre:

Sensitivity analysis: ossia l’attività di calare il progetto in diversi scenari, tutti possibili anche se di minor probabilità, rispetto a quello preso a base per la creazione del progetto, questo al fine di vedere l’elasticità e la duttilità economico finanziaria del progetto.

Break-even point: con questa analisi si cerca di esaminare il progetto sotto il punto di vista della produttività dello stesso, per vederne i livelli minimi accettabili al fine di consentire ai finanziatori di recuperare i crediti e agli imprenditori di formare una propria redditività.

Struttura finanziaria: si analizza dal punto di vista dei finanziamenti il progetto per vedere se le tipologie di crediti erogati e di debiti assunti sono efficaci ed efficienti per la stabile e buona riuscita del progetto stesso.

Indici per la valutazione degli investimenti

Per tenere conto del valore del denaro si ricorre al calcolo del valore attuale dei flussi di cassa. A tal fine occorre determinare tre grandezze:

• il tasso di sconto di riferimento (R);

• la durata della vita dell’investimento (n);

• la parte dell’investimento finanziabile in proprio (equity).

Per confrontare correttamente investimenti differenti si utilizzano principalmente i seguenti indicatori:

Valore Attuale Netto o VAN (in inglese NPV Net Present Value). Si misurano i flussi di cassa attualizzati (in inglese: discounted cash flow); rappresenta l’attualizzazione dei flussi monetari differenziali associati al progetto d’investimento attraverso l’utilizzo di un tasso di attualizzazione di riferimento. La somma algebrica delle entrate ed uscite attualizzate rappresenta il Valore Attuale Netto del progetto VAN.

Tasso Interno di Rendimento o TIR (in inglese IRR, Internal rate of return). È l’individuazione del tasso di attualizzazione che azzera algebricamente le entrate ed uscite associate al progetto: è possibile confrontarlo con un tasso prestabilito avente valore di benchmark.

Periodo di Rimborso (in inglese Payback Period). Calcolo del numero di anni necessario per compensare l’investimento attraverso flussi positivi. Tenere ben presente la differenza tra Periodo di Rimborso Semplice (Payback Period) e Attualizzato (discounted payback) che verrà spiegata nel dettaglio di seguito.

Valore Attuale Netto

L’indicatore del valore attuale netto di un investimento misura il valore dei flussi di cassa differenziali dell’investimento attualizzati. Il criterio del Valore Attuale Netto (VAN) si basa sul principio secondo il quale un’iniziativa che impegna il denaro merita di essere presa in considerazione solo se i benefici che ne possono derivare sono superiori alle risorse utilizzate. Esso consente di calcolare il valore del beneficio netto atteso dall’iniziativa come se fosse disponibile nel momento in cui la decisione di investimento viene assunta. L’indicatore, in primo luogo misura il “Valore attuale”, ciò sta a significare che dei valori monetari futuri e nel caso della finanza di progetto, anche attesi in termini solo previsionali, sono rapportati ad un momento presente, ossia quello in cui si decide se fare l’operazione o destinare i propri denari altrove.

Il punto di partenza di questo indice è la determinazione dei flussi di cassa in entrata e in uscita che il progetto sviluppa nell’arco della sua vita. La differenza tra flussi in entrata e flussi in uscita è il primo dato preso in considerazione dall’indice in questione: ossia i flussi di cassa previsionali differenziali. Fare la somma di questi flussi differenziali sarebbe una operazione sterile in quanto si sommerebbero denari acquisiti ad anni di distanza. Per creare un dato omogeneo è necessario “riportare indietro nel tempo” i flussi di cassa incamerati in anni futuri. Per fare questo è necessario attualizzare somme future ad un momento presente.

La formula del VAN è:

Dove si considerino:

k: scadenze temporali;

Ck: flusso differenziale al tempo k;

i: tasso di interesse al quale viene effettuata l’operazione.

Attualizzazione dei flussi di cassa

Il VAN rappresenta pertanto la ricchezza incrementale generata dall’investimento espressa come se fosse disponibile nell’istante in cui è fatta la valutazione e quindi in linea teorica l’investimento stesso. Secondo tale criterio il progetto di investimento preferito è quello che presenta il VAN maggiore. Un VAN positivo testimonia la capacità del progetto di liberare i flussi monetari sufficienti a ripagare i capitali impiegati nell’operazione e lasciare eventualmente riserve per altre destinazioni. Il VAN detrae il costo dell’investimento dalla somma dei flussi di cassa positivi che si verificheranno in futuro attualizzati. Ogni qual volta un investimento è associato ad un VAN positivo risulta conveniente, dal punto di vista economico e finanziario, realizzarlo poiché si genera valore addizionale rispetto ad un valore minimo del denaro deciso dall’investitore. Confrontando il VAN di due o più investimenti alternativi si riesce a valutare l’opzione più vantaggiosa attraverso il meccanismo dell’attualizzazione dei costi e dei ricavi, che prevede il ricondurre ad un medesimo orizzonte temporale i flussi di cassa che si manifesterebbero in momenti diversi e che quindi di norma non sarebbero direttamente confrontabili.

Tasso Interno di Rendimento

La determinazione del Tasso Interno di Rendimento (TIR) è data dalla risoluzione dell’equazione rispetto alla variabile i, posto il valore del VAN pari a zero. In questo senso il tasso i rappresenta il costo massimo dei mezzi finanziari che l’investitore può assumere, in relazione a quel determinato progetto. Il tasso interno di rendimento non può essere calcolato direttamente, mediante la seguente equazione polinomiale:

Il TIR è, quindi, il tasso per il quale il VAN è nullo. Tra gli svantaggi della metodologia del tasso interno di rendimento vi sono la complessità del calcolo ed il fatto che non sempre fornisce - da solo - una corretta misura di redditività.

Periodo di Rimborso

Il metodo del periodo di rimborso o payback period si basa sul presupposto che, colui che investe è interessato a conoscere entro quanto tempo riuscirà a recuperare il capitale investito. In altri termini, si ritiene che un progetto sia tanto migliore quanto più rapidamente consente di recuperare il capitale iniziale; in realtà ciò che realmente misura è la liquidità di un progetto. In realtà Misurare la bontà dei progetti sulla velocità che gli stessi hanno nel far recuperare il capitale investito ha solo un fine, ossia quello di mostrare all’investitore quando potrà riavere il capitale investito per utilizzarlo in altre operazioni e non la reale validità di un progetto. Per questo motivo viene anche definito un altro indicatore “Tempo di ritorno attualizzato (discounted payback)” che tiene conto meglio dei flussi di cassa attualizzati ed è la durata n (n- sono anni o mesi) che annulla il VAN.

Il tasso di sconto

Il tasso da usare dipende dalle circostanze. Le opzioni più comuni sono:

• il tasso di rendimento più basso disponibile per l’azienda (ipotesi di disinvestimento);

• il tasso debitore più alto disponibile per l’azienda (ipotesi di finanziamento con capitale di debito);

• il WACC (weighted average capital cost, che tiene conto del tipico rapporto debt/equity dell’investitore), così determinato WACC=Rd*D/(D+E)+Re*E/(D+E) dove E e D rappresentano le percentuale di capitale privato e di debito sull’investimento e Re e Rd i relativi tassi di sconto.

Costo di investimento e la vita utile

Nel capitale occorre tenere conto di una serie di voci:

• progettazione;

• autorizzazioni;

• acquisto macchinari nuovi e ricavi e/o spese per la cessione dei vecchi macchinari;

• trasporto;

• installazione;

• avviamento;

• costi legati al prestito del denaro e/o all’immobilizzazione delle risorse.

La vita utile sarà il minor valore fra quella tecnica (usura), tecnologica (obsolescenza), commerciale (mercato e contesto produttivo) e legislativa.

15.5.2 Aria compressa

Con l’aria compressa si passa ora a descrivere alcune comuni tipologie di impianti comunemente presenti nei siti oggetto di audit energetici o di attività di energy management.

➔ Produzione di aria compressa

La presenza e il relativo utilizzo dell’aria compressa nel settore industriale è pratica comune, grazie alla immediatezza, semplicità e alla sicurezza della sua produzione, gestione e utilizzo.

L’aria compressa è dunque un elemento primario nell’ambito dei processi produttivi ma essa ha un peso importante nell’ambito del bilancio energetico aziendale e dei relativi costi; da studi effettuati in differenti aziende non è eccessivo stimare che la produzione di aria compressa in Italia assorbe tra il 10 e il 12% (circa 12 TWh/anno) dell’intera energia prodotta per usi industriali; va inoltre considerato che il costo dell’energia elettrica nel “sistema aria compressa” costituisce almeno il 70% del costo globale del sistema nel corso del suo intero ciclo di vita (in alcune situazioni si può arrivare fino all’80%).

Per produrre 1 Nm³ di aria compressa si spende dai 0,5 ai 2,5 centesimi di euro, a seconda della taglia del compressore, della logica di gestione, del valore della pressione di esercizio e del tipo di sistema di trattamento installato. Da studi effettuati il 30% circa del consumo di energia associata alla produzione di aria compressa potrebbe essere risparmiata; mediamente il 25% dell’energia utilizzata per la produzione d’aria compressa non è necessaria e la percentuale di perdite raggiunge spesso il 40% e oltre; ciò si può tradurre in un potenziale risparmio di circa 3,5 TWh/anno e di 30,5 TWh/anno in Europa, che equivalgono a 10 milioni di tonnellate di CO₂. Tali percentuali, dimostrabili anche attraverso misurazioni in campo, per le medie e grandi imprese possono essere anche superiori arrivando nella migliore delle ipotesi a valori fino al 40% del risparmio. Il risparmio di 1 KWh oltre che avere una significativa importanza economica, anche grazie al basso tempo di ritorno, ha un ulteriore valore sia in termini di energia primaria che di riduzione di inquinamento ambientale.

➔ Il Sistema di produzione dell’aria compressa

Le caratteristiche principali di un sistema di produzione di aria compressa (pressione di esercizio, portata, potenza installata e standard di qualità) variano a seconda del suo utilizzo, influenzato dal settore merceologico in cui opera l’azienda. La struttura generale di un sistema di produzione dell’aria compressa è generalmente composta da cinque macro-elementi:

• compressore/i;

• serbatoio/i;

• sistema di trattamento dell’aria (filtri ed essiccatore);

• sistema di trattamento della condensa;

• sistema di gestione e controllo del funzionamento coordinato.

Figura 31 - Sistema di produzione dell’aria compressa

Compressore

Il compressore è il componente principale, il suo compito è appunto quello di produrre aria compressa cioè aria ad una pressione superiore a quella atmosferica; i compressori possono essere: alternativi e rotativi.

Nei compressori volumetrici la compressione può essere realizzata mediante un sistema alternativo (pistoni o membrana) oppure un sistema di tipo rotativo (a un’asse di rotazione o a due assi di rotazione) poiché garantiscono, nella loro compattezza, una elevata efficienza nel fornire un flusso stabile a diverse condizioni di lavoro. Negli impianti industriali vengono installati generalmente compressori di tipo volumetrico rotativo a vite, dove il fluido viene compresso in seguito alla variazione del volume tra l’aspirazione e la compressione.

In alcuni impianti, immediatamente prima del compressore, viene posto un filtro di aspirazione: l’aria aspirata dai compressori contiene polvere, sporcizia e umidità, che sotto l’azione del calore in fase di compressione, si mescolano con l’olio del compressore. Si stima che occorrano 7 m³ di aria alla pressione atmosferica (0,1 MPa) per formare 1 m³ di aria alla pressione assoluta di 0,7 MPa (7 bar) per cui tutte le sostanze estranee presenti in 7 m³ vengono compresse in 1 mc; ne deriva che il ruolo di un filtro di aspirazione è di primaria importanza.

A valle del compressore si inseriscono dei refrigeratori poiché, durante la compressione, la temperatura dell’aria aumenta notevolmente. Inoltre, durante la compressione, il contenuto di vapore acqueo diventa eccessivo e pertanto l’aria deve essere raffreddata ed essiccata prima di essere immessa nella rete di distribuzione, altrimenti lungo il percorso il vapore contenuto potrebbe condensarsi in quantità considerevoli e scorre entro le tubazioni raggiungendo gli apparecchi di utilizzazione. L’essicazione quindi si ottiene in appositi apparecchi chiamati refrigeratori che sono solitamente posti tra il compressore e il serbatoio di aria.

I compressori sono suddivisibili in 2 tipologie:

• tipologia ON-OFF;

• tipologia con regolazione ad inverter.

  I primi hanno 3 stati di funzionamento:

• funzionamento “a carico”, ove tutta l’aria compressa viene inviata all’essiccatore e quindi in distribuzione, impegnando quindi il compressore al 100%;

• funzionamento “a vuoto”, ossia tutta l’aria che passa per il compressore viene mandata in scarico senza passare per l’essiccatore. Di fatto tale modalità non eroga aria compressa alla distribuzione, ma tiene in funzionamento e rotazione il compressore in maniera da poter velocemente passare in stato di ON o “a carico”. In tal maniera, il compressore ha consumi di circa il 30% senza erogare alcun effetto utile;

• stand-by: se il periodo di funzionamento “a vuoto” si prolunga eccessivamente, il compressore passa in tale modalità e non mantiene in rotazione alcun componente; restano alimentati unicamente i componenti dell’elettronica, in maniera da poter riprendere (previo rampa di riavvio) la produzione. I consumi in tal modalità risultano irrisori se confrontati all’intero consumo energetico del compressore.

Serbatoio

Dopo il raffreddamento effettuato con il refrigeratore l’aria si raccoglie in serbatoi che provocano un ulteriore raffreddamento.

La condensa che si forma nei serbatoi viene anche essa raccolta ed espulsa all’esterno dai separatori, che devono essere installati nei punti più bassi. I serbatoi, oltre a provocare la condensa del vapore acqueo, fungono anche da accumulatori di aria necessari quando si verifica una richiesta maggiore della potenzialità del compressore.

La necessità di accumulare l’aria nasce come conseguenza di stabilizzare il livello di pressione nella rete contenendo i consumi del compressore. Il serbatoio deve essere abbastanza vicino al compressore in modo che la condotta di regolazione non risulti di lunghezza eccessiva; può, dove possibile, essere utile collocare il serbatoio all’esterno ad una temperatura di solito più bassa di quella dell’ambiente interno, ciò agevola il lavoro del compressore con una conseguente riduzione dei tempi di compressione; tuttavia in alcune situazioni si possono presentare degli inconvenienti dovuti al gelo o a temperature esterne eccessivamente basse.

Essiccatore e sistema trattamento aria

La sola presenza del refrigeratore finale a valle dello stadio di compressione e del separatore d’olio nel caso di compressore lubrificato, che preleva dall’aria le particelle di olio ivi trasferitesi, non è sufficiente a garantire uno standard di qualità adeguato. Le sostanze ancora presenti, come particelle solide, idrocarburi, batteri e acqua residua devono essere necessariamente eliminate dall’aria poiché nocive agli utilizzatori finali.

Per ottenere una idonea deumidificazione dell’aria si utilizzano gli essiccatori, posti dopo i serbatoi, i quali utilizzano sostanze ad alto potere assorbente.

Le modalità di essicamento disponibili sono a refrigerazione e ad assorbimento. La scelta va fatta in base al livello di qualità dell’aria necessaria per la tipologia produttiva: condizioni d’uso meno severe permettono di utilizzare il metodo a refrigerazione, meno dispendioso di energia (impiega circa il 3% del consumo dell’intero sistema); uno standard di qualità dell’aria più severo impone l’uso del metodo ad assorbimento che consuma dal 10 al 25% dell’energia di generazione.

Sistema di trattamento della condensa

La condensa estratta dall’aria è una miscela di acqua e olio lubrificante nelle cui particelle si trovano inglobate tutte le sostanze nocive aspirate come polveri, idrocarburi, anidride solforosa, rame, piombo e ferro. Per lo smaltimento dell’emulsione si adottano separatori a membrana o a polveri, che catturano le particelle di olio aumentandone le dimensioni in modo da poter essere filtrati.

Sistema di gestione e controllo del funzionamento coordinato

La produzione di aria compressa, come già detto, ha dei costi significativi. Se il funzionamento delle macchine non è ottimizzato secondo il fabbisogno variabile d’aria dello stabilimento ciò aggrava anche in maniera significativa i consumi e i costi. Il sistema di gestione e controllo più idoneo va scelto sulla base della variabilità della richiesta d’aria e, se impostato nel modo corretto, permette di gestire al meglio il funzionamento coordinato tra le macchine, sia in riferimento all’energia utilizzata che alle caratteristiche e necessità dell’aria prodotta.

In maniera più sintetica possiamo considerare che il sistema di aria compressa dell’area sia diviso in tre gruppi:

• Utilizzo: i macchinari che utilizzano aria compressa per svolgere un lavoro utile.

• Distribuzione: comprende: sistema di distribuzione principale, sistema di distribuzione di servizio, collegamenti e raccordi pneumatici.

• Produzione: compressori e relative apparecchiature per il trattamento dell’aria.

Una varietà di fattori può cambiare e influenzare le condizioni operative in termini di produzione di aria:

• Tempo di produzione: ad esempio passaggio da 1 turno a 2 turni di produzione.

• Requisiti di flusso: sostituzione o ristrutturazione di grandi impianti “utilizzatori di aria”.

• Requisiti di qualità: i requisiti per la qualità dell’aria possono variare da un reparto all’altro, ad esempio nuovi utensili pneumatici possono imporre alti requisiti sulla qualità dell’aria.

Tutti questi fattori influiscono sull’efficacia dei compressori e del sistema di aria, ossia sulla quantità di energia investita nell’impianto di compressione.

La maggior parte del costo totale per un sistema di aria compressa su un periodo di 15 anni è l’energia elettrica. È quindi importante concentrarsi sull’efficienza energetica. L’esempio nella figura seguente mostra la ripartizione del costo in un ciclo di vita medio di 15 anni tra costo dell’investimento iniziale, manutenzione dell’impianto e costo dell’energia per l’utilizzo.

Figura 32 - Ripartizione del costo totale in un ciclo di vita medio di 15 anni

In generale è possibile operare su 3 aspetti energetici:

• Energia utile: l’aria prodotta è utilizzata in maniera ottimizzata direttamente per una specifica attività e non subisce perdite nel corso dell’utilizzo. Sono stati scelti i giusti utensili e l’aria è l’opzione più favorevole per il lavoro da eseguire.

• Efficienza energetica: l’energia per il compressore e le apparecchiature di trattamento dell’aria sono utilizzate in modo ottimale. I compressori sono utilizzati nel modo più efficiente dal punto di vista energetico, sia in termini di livelli di pressione sia in termini di modalità operative, i tempi di inattività sono ridotti al minimo.

• Energia riciclata: cercare di recuperare quanta più aria riscaldata possibile dai compressori. È necessario identificare apparecchiature adeguate e in grado di assorbire il calore recuperato.

➔ Energia utile

È probabile che esistano delle perdite, più o meno significative, in tutti i sistemi che utilizzano aria compressa. Una perdita di circa il 10-15% dell’aria totale necessaria durante il normale funzionamento può essere considerata accettabile, oltre è necessario intervenire. L’80-90% della perdita si concentra più spesso vicino al macchinario utilizzatore finale, nei tubi, giunti e componenti vari e le perdite nelle macchine potrebbero essere di natura significativa.

Una perdita d’aria di circa il 25% del volume d’aria prodotto durante la produzione è relativamente più alta se il sistema rimane sotto pressione anche nei tempi di non produzione, poiché in tale fase il sistema “lavora” per produrre aria compressa dispersa dalle perdite che andrà a sommarsi al valore delle perdite nel periodo di funzionamento attivo dell’impianto.

La Figura di seguito mostra quali valori può raggiungere la perdita di aria compressa in base alle diverse scelte organizzative di produzione, con il sistema pressurizzato per 24 ore e 7 giorni alla settimana, con il valore del 25% stimato di perdite.

Figura 33 - Perdite aria compressa

Alcune attività e accorgimenti da valutare sono:

• Verificare se l’aria compressa è la migliore soluzione tecnologica per questo scopo; esistono forse soluzioni più efficaci per realizzare l’operazione desiderata, ad esempio utilizzo di gruppi di foratura alimentati elettricamente invece che ad aria compressa.

• Non mantenere il sistema in pressione più a lungo del necessario. Ad esempio, porre il compressore in stand-by quando possibile o utilizzare sistemi di chiusura per le valvole.

• Ridurre la pressione ai reali valori necessari all’utilizzo previsto: spesso si ha la tendenza ad utilizzare valori di pressione superiori al necessario pensando di attuare con maggiore velocità alcune operazioni: una pressione più bassa dà perdite più basse.

• La rete principale e la rete di distribuzione dovrebbero essere adeguatamente collegate insieme e nei punti di raccordo completamente sigillate e prive di perdite.

• La rete principale dovrebbe essere sezionata solo tra edifici e reparti di produzione.

• La rete principale e la rete di distribuzione devono essere collegate ermeticamente, utilizzando valvole di intercettazione automatiche e applicazioni che non richiedono aria continuamente.

• Utilizzare valvole di interblocco per attivare e disattivare l’alimentazione dell’aria alle linee delle macchine ogni volta che sia possibile.

• Valutare il costo del consumo di aria per ogni reparto di produzione, così da inserirlo nei costi produttivi.

• Evitare il più possibile lunghi raccordi e collegamenti per ridurre al minimo il rischio di perdite e cadute di pressione nell’impianto di distribuzione.

• I tubi flessibili in PVC invecchiano, perdono elasticità e si restringono, soprattutto in presenza di olio: di conseguenza, quando il tubo si restringe le fascette stringi tubo si allentano generando perdite.

• Utilizzare sempre le valvole di intercettazione sul terminale di uscita.

• Eseguire regolarmente un sopralluogo per controllo delle perdite e, se necessario, definire il programma di riparazione, preferibilmente una volta alla settimana.

• Eseguire il controllo delle perdite durante le fermate della produzione, preferibilmente almeno una volta al mese.

➔ Efficienza energetica

Il valore di energia che viene utilizzata nella produzione di aria compressa dipende in gran parte da come vengono controllati i compressori e da quanto sono ottimizzati nella fase di regolazione in relazione al fabbisogno di aria complessivo della produzione. I compressori con pressostato interno offrono una variazione di pressione maggiore: significa che si ha una bassa pressione con carico elevato e una pressione inutilmente alta a basso carico.

È importante pertanto mantenere la differenza di pressione in una banda più stretta possibile poiché la pressione di esercizio influisce sul consumo di energia.

È stato stimato un aumento del consumo di energia dell’8% per ogni bar di aumento nella pressione operativa nell’intervallo di funzionamento tra i 5 e i 10 bar.

Il consumo di energia per un compressore in modalità “a vuoto” è pari a circa il 20-40% rispetto alla necessità di un compressore in funzione: in tale stato il compressore non produce aria, l’energia consumata non viene utilizzata per alcun vantaggio pratico.

Se sono presenti più di un compressore è solitamente l’ultimo installato nel flusso dell’impianto che regola la pressione; in questa situazione la presenza di un sistema di controllo, che potrà essere un compressore di piccola potenza o un compressore ad inverter, potrà essere una idonea scelta e permetterà di contenere la variazione della pressione di mandata in un intervallo di 0,5 bar.

Alcune attività e accorgimenti da valutare sono:

• Utilizzare il compressore di regolazione in un intervallo di pressione il più possibile ristretto (0,5 bar o meno).

• Identificare e acquisire i compressori dopo aver valutato adeguatamente le necessità operative reali, che soddisfino le necessità di base quali il carico massimo richiesto e la regolazione dei carichi di uscita.

• La necessità di attrezzature di emergenza può essere risolta (in piccoli impianti) con compressori mobili temporaneamente collegati al giunto centrale del compressore esterno.

• Ridurre al minimo il periodo di funzionamento “a vuoto” dell’impianto, assicurandosi che sia sempre il compressore più efficiente quello in funzione.

• Assicurarsi che il compressore passi alla modalità stand-by dopo un lungo periodo di funzionamento “a vuoto”.

• Utilizzare attrezzature per il trattamento dell’aria adatte alle proprie esigenze: evitare ad esempio filtri troppo fini che generano ulteriori cadute di pressione.

• Utilizzare l’aria fredda il più possibile per alimentare l’ingresso del compressore. La temperatura di ingresso all’impianto inferiore di 3 °C risparmia approssimativamente l’1% di costo sull’energia.

• Pianificare e attuare regolarmente le attività di manutenzione: compressori simili con potenze simili hanno approssimativamente le stesse tempistiche e necessità manutentive.

• Avviare il compressore principale, se presente, solo durante la produzione e per la manutenzione, spegnerlo durante le notti e nei fine settimana quando possibile.

• Eseguire il monitoraggio operativo del compressore principale per gli aspetti collegati al consumo di energia una volta alla settimana.

➔ Recupero energetico

Quando il compressore produce aria compressa genera anche calore, questo calore viene disperso prima che l’aria entri nell’impianto di distribuzione. I compressori sono raffreddati da una combinazione di aria e acqua.

Circa il 70% dell’energia elettrica viene trasformata in calore, il 100% di questo può essere riutilizzato.

Se il calore generato dal compressore potrà essere utilizzato per scopi di riscaldamento si migliorerà significativamente la gestione economica operativa dell’organizzazione.

• Recupero di aria calda: l’aria riscaldata viene prelevata dall’uscita della ventilazione del compressore e utilizzata in un’area, processo o reparto che richiede calore aggiuntivo (nel caso di aree di lavoro, richiedere garanzie scritte all’installatore che l’aria immessa non contenga particelle di olio o possibili inquinanti. In alternativa, eseguire un’analisi dell’aria da laboratorio di analisi certificato).

• Recupero di acqua calda: i compressori fissi dispongono di un circuito di raffreddamento dell’aria ad olio tramite uno scambiatore olio/aria. È pertanto possibile intercettare l’olio e recuperare energia termica (fino circa 65-70 °C) attraverso un by-pass con scambiatore olio/acqua. In tal maniera l’acqua riscaldata può essere utilizzata per riscaldare gli ambienti, produrre acqua sanitaria o come energia termica per il ciclo produttivo; il costo di tale calore risulta irrisorio (i costi sono rappresentati dall’acquisto del dispositivo, che solitamente è installato esternamente al compressore stesso e il consumo del solo circolatore lato acqua) e pertanto è possibile trasportarlo anche a distanze elevate.

Riassumendo le possibili soluzioni proposte possono essere raggruppate nelle seguenti categorie:

• riduzione del consumo dell’aria complessiva alle reali necessità operative;

• adeguamento della sala compressori attraverso opportune regolazioni della domanda d’aria, variabile in base alle necessità della produzione;

• regolazione della pressione di funzionamento dell’impianto;

• recupero di calore;

• sensibilizzazione del personale al tema del risparmio energetico.

La presenza di fughe, delle perdite di carico e delle impurità in un impianto ad aria compressa può sicuramente rappresentare delle inefficienze che in termini di costi di energia e manutenzione hanno una significativa ripercussione sul bilancio energetico dell’organizzazione.

Dunque, un’analisi del modo di utilizzo dell’aria compressa, dei macchinari e degli impianti che la generano è senza dubbio una delle attività necessarie e fondamentali per intraprendere nuove azioni di risparmio sui costi dell’energia unitamente alla formazione del personale (addetti e manutenzione) che può contribuire ad individuare e contenere le perdite.

Figura 34 - Ripartizione dei costi impianto non ottimizzato

Figura 35 - Ripartizione dei costi impianto ottimizzato

L’analisi dei casi reali rilevata sul campo, mostra che sono possibili delle sensibili riduzioni dei costi energetici, che si aggirano mediamente tra il 25% ed il 50% (fig. 34 e 35). Tale risparmio potenziale normalmente sfugge alla percezione nell’ambito dei normali processi decisionali.

Malgrado gli interventi di risparmio energetico siano operativamente molto più redditizi rispetto a molti altri investimenti industriali, essi non vengono realizzati in pratica dalle imprese private per motivi essenzialmente organizzativi ascrivibili a:

• mancato controllo della voce di spesa specifica per l’aria compressa;

• non conoscenza o valutazione parziale dei risparmi ottenibili;

• complessità della struttura decisionale all’interno dell’organizzazione.

15.5.3 Motori elettrici

I motori elettrici sono uno dei componenti elettromeccanici più diffusi sia in ambiente industriale che in campo civile, visto che vengo utilizzati per trasformare energia elettrica in energia meccanica. Da un punto di vista statistico gli elettromotori rappresentano in Europa una delle principali fonti di consumo dell’energia, con una ripartizione del 70% per l’industria e del 33% per il settore dei servizi e inoltre consumano i due terzi di tutta l’energia elettrica utilizzata nell’industria. Se i vecchi sistemi nell’industria europea, nel commercio e nei servizi pubblici, che hanno funzionato per decenni venissero tutti sostituiti da moderni sistemi di azionamento, questo si tradurrebbe in un risparmio energetico annuo di 135 miliardi di chilowattora. Utilizzando il controllo elettronico della velocità e motori ad alta efficienza energetica, in Europa le emissioni di CO₂ potrebbero essere ridotte di 69 milioni di tonnellate. Per valutare in maniera corretto il costo operativo complessivo del sistema motore si deve considerare il costo nel suo ciclo di vita (LCA) dal quale scopriamo:

• il 96% del costo operativo di un motore è dovuto al consumo di energia;

• il 2,5% è dato dal suo prezzo di acquisto e

• 1,5% dal suo costo di manutenzione.

Quando si acquista un motore è quindi essenziale tenere conto del consumo dell’energia e cercare di ridurlo al minimo.

Il Sistema motore

Un sistema motorizzato è costituito da diversi componenti: l’alimentazione elettrica: è la qualità dell’alimentazione con cui andiamo ad alimentare il sistema motore; i comandi del motore: componente elettrico che permette di controllare e regolare i parametri d’ingresso al “motore elettrico”; il motore elettrico: componente che trasforma l’energia elettrica in energia meccanica; sistema di trasmissione meccanica: componente che trasferisce l’energia meccanica tra due componenti meccanici. Ogni componente di questo sistema può essere ottimizzato per affidabilità ed efficienza e pertanto parleremo: monitoraggio e manutenzione; qualità dell’alimentazione; efficienza del motore e della trasmissione.

Qualità dell’alimentazione

È importante progettare e installare sistemi elettrici conformi agli standard di sicurezza, ridurre al minimo i tempi di fermo e ridurre le perdite elettriche; un sistema di distribuzione dell’energia non progettato bene è una delle cause comuni per la perdita di energia.

Le strutture esistenti dovrebbero essere controllate periodicamente per problemi elettrici. Poiché gli standard elettrici sono progettati principalmente per la sicurezza, l’ottimizzazione dell’efficienza spesso significa superare i requisiti standard.

Mantenere il livello di tensione costante e buona qualità di alimentazione

La tensione sul motore deve essere mantenuta il più vicino possibile al valore riportato nella targa, con una deviazione massima del 5%. Sebbene i motori siano progettati per funzionare entro il 10% della tensione di targa, le grandi variazioni riducono significativamente l’efficienza, il fattore di potenza e la durata. Quando funzionano sotto il 95% della tensione di progetto, i motori perdono generalmente dal 2 al 4% di efficienza e le temperature di servizio aumentano, riducendo notevolmente la durata dell’isolamento. L’utilizzo di un motore sopra la sua tensione di progettazione riduce anche il fattore di potenza e l’efficienza. Poiché la tensione diminuisce con la distanza dal trasformatore, tutte le misurazioni di tensione devono essere eseguite sulla morsettiera del motore.

I motori inoltre sono progettati per funzionare utilizzando la potenza con una frequenza specifica (50 o 60 hertz) e una forma d’onda sinusoidale. L’uso della potenza con forme d’onda distorte può causare inefficienze negli utilizzi di vario genere e diminuire l’affidabilità degli apparati.

Per tal motivo si parla sovente di powerquality, ossia di operare in condizioni di “continuità del servizio” e “qualità della tensione”; tali aspetti infatti presuppongono l’assenza di effetti quali le interruzioni (tensione < 5% della tensione di riferimento nel punto di connessione) oppure variazioni in frequenza, di tensione, flickering, squilibrio della tensione, tensioni armoniche, buchi di tensione.

Il controllo della forma d’onda è quantificabile dal valore THD (Tasso di distorsione armonica totale), ossia la % di variazione rispetto la sinusoide perfetta. La causa di armoniche sono i carichi non lineari quali azionamenti a velocità variabile (inverters, soft starter, convertitori AC/CC e CC/AC, etc.), trasformatori, luci LED, UPS, impianti galvanici, saldatrici, forni ad induzione e arco.

Il valore di THD può riferirsi sia alla tensione (THDi) che alla corrente (THDv) e in generale, questi valori è bene non superino i valori di 8% e 50% rispettivamente.

Valori alti di THD inoltre incidono negativamente anche sul parametro cosfi.

Per tal motivo questi parametri e il loro controllo, in presenza di consumi significativi, possono contribuire non poco all’efficienza energetica.

Ridurre al minimo lo squilibrio di fase

La tensione di ciascuna fase in un sistema trifase deve essere di uguale ampiezza, simmetrica e separata di 120°. L’equilibrio di fase deve essere compreso entro l’1% per evitare il declassamento del motore e l’annullamento delle garanzie del produttore. Diversi fattori possono influenzare il bilanciamento della tensione: carichi monofase su una fase, diversi dimensionamenti dei cavi o circuiti difettosi. Un sistema sbilanciato aumenta le perdite del sistema di distribuzione e riduce l’efficienza del motore.

Mantenere un elevato fattore di potenza e cosfi

Questo argomento ha valenza generale e quindi può essere applicato non solo agli azionamenti tramite motori elettrici, ma all’intero ambito civile, industriale, e dei trasporti. Innanzitutto, si specifica che PF (fattore di potenza o PowerFactor) e cosfi non sono la stessa cosa. Il PF è un rapporto tra energia attiva ed energia apparente, il cosfi è coseno dell’angolo di sfasamento tra tensione e corrente; per questo non sempre coincidono.

Valori troppo bassi di tali parametri riducono l’efficienza del sistema di distribuzione elettrica all’interno e all’esterno della struttura in quanto le linee elettriche trasportano sia potenza attiva (può generare lavoro o effetto utile) che potenza reattiva (non genera lavoro o effetto utile).

I valori si riducono in utilizzi di tipo ohmico-induttivi (in generale implicano campi elettromagnetici in rotazione), tipo i motori elettrici che di targa hanno cosfi di circa 0,9 (si riduce nel caso vengano utilizzati non a pieno carico). ARERA impone alle utility di applicare una penalità se il cosφ scende al di sotto del 95%. Il problema può essere risolto installando singoli condensatori direttamente sul carico (rifasamento diffuso) oppure rifasatori automatici nel punto di fornitura elettrica o sulle linee principali (rifasamento centralizzato).

Scegliere trasformatori efficienti

Come per la Sezione precedente, anche questo paragrafo ha valenza generale e può essere applicato in particolare a utenze alimentata in MT indifferentemente in ambito civile, industriale e trasporti.

Installare trasformatori di potenza dimensionati correttamente e con standard secondo Reg. UE n. 548/2014. I trasformatori di potenza sono realizzati con 2 tipologie di isolamento: ad olio o in resina (i primi risultano mediamente più efficienti dei secondi). I trasformatori più vecchi, sotto carico o sovraccarichi sono spesso inefficienti.

Fare attenzione nel caso di trasformatori MT/BT a contenere il cosfi entro valori nel range 0,95-1, in quanto il cosfi basso comporta elevati aumenti degli effetti Joule a discapito dell’efficienza generale.

In ogni caso la valenza è la medesima per quanto riguarda trasformatori singoli da applicare a motorizzazioni elettriche. È buona prassi utilizzare sezioni di trasformazione qualitativamente eccellenti in quanto vengono evitati surriscaldamenti del corpo motore, possibili danneggiamenti e viene elevata la vita utile del componente.

Identificare ed eliminare le perdite del sistema di distribuzione

Controllare regolarmente le connessioni per individuarle quelle difettose, verificare la messa a terra e relativi collegamenti a terra. Tali problemi sono fonti comuni di perdite di energia, pericolose e riducono l’affidabilità del sistema. È sempre utile ridurre al minimo le perdite nei cavi di alimentazione. Nel caso di ricablaggio o di nuova costruzione prendere in considerazione di sovradimensionare i cavi d’alimentazione per i motori che operano a pieno carico per molte ore. Questa pratica riduce al minimo le perdite di linea e le cadute di tensione. L’analisi termografica può dare indicazioni preziose individuando punti con effetti Joule indesiderati.

Monitoraggio e manutenzione

Manutenzione preventiva: massimizza l’affidabilità e l’efficienza degli utilizzi; è necessario avere un programma di monitoraggio e manutenzione sulla base delle raccomandazioni dei produttori e delle migliori pratiche industriali esistenti. “Un motore pulito funzionerà sempre meglio di uno sporco”.

Controlli periodici: controllare spesso i motori per identificare potenziali problemi. Le ispezioni dovrebbero comprendere tutti gli aspetti tra cui rumori, vibrazioni, temperatura. Con periodicità semestrale, verificare la resistenza degli avvolgimenti per identificare i problemi di isolamento. Controllare periodicamente la lubrificazione dei cuscinetti, l’allineamento dell’albero e le cinghie.

Strumentazioni apposite, inoltre, sono in grado di analizzare i parametri di funzionamento statico e dinamico dei motori e indicare eventuali anomalie di funzionamento, prevenire danni, malfunzionamenti o interruzioni di servizio e avere indicazioni predittive per la loro sostituzione.

Efficienza del motore e della trasmissione

Controllo del motore

Per ridurre il consumo elettrico, utilizzare dispositivi per regolare la velocità del motore o spegnere i motori quando appropriato. Ad esempio, le apparecchiature spesso possono funzionare a velocità inferiori alla piena velocità o essere completamente spente durante una parte del ciclo di un processo. Se il motore è utilizzato correttamente si risparmiano notevoli quantità di energia, riducendo l’usura del sistema meccanico e migliorando le prestazioni. Utilizzando azionamenti a velocità variabile (ASD) o motori a due velocità si può ridurre il consumo energetico fino al 50%. Inoltre, tenere sotto controllo la frequenza e il ciclo di accensione e spegnimento del motore all’ora, come anche il carico e velocità, poiché dipendono dalla dimensione del motore stesso.

Sostituzione dei motori

Quando si sostituisce un motore, è consigliabile acquistare il modello più efficiente offerto. Un motore efficiente dal punto di vista energetico costa in genere dal 10% al 20% in più rispetto a un modello standard. Tuttavia, questo costo più elevato viene spesso recuperato in meno di 2 anni grazie al risparmio energetico. Ottimizzare l’efficienza del motore assicurandosi che il motore sia dimensionato correttamente secondo le indicazioni riportato in questo capitolo.

Figura 36 - Classi di efficienza

Il grafico mette a confronto il rendimento delle varie tipologie dei motori in funzione della potenza.

Minimizzare il riavvolgimento dei motori

Il riavvolgimento può ridurre l’efficienza e l’affidabilità del motore. La decisione di riparazione VS sostituzione è piuttosto complicata e dipende da variabili quali il costo di riavvolgimento, la perdita di riavvolgimento prevista, il prezzo di acquisto del motore (con miglior classe energetica), la taglia del motore e l’efficienza originale, il fattore di carico, le ore di funzionamento annuali, il prezzo dell’elettricità, la disponibilità di uno sconto dell’utilità e semplici criteri di rimborso. Ecco alcune “regole pratiche” per il riavvolgimento:

• Utilizzare sempre un riavvolgitore qualificato con un programma di garanzia della qualità, pulizia, buona tenuta dei registri e prova della calibrazione frequente delle attrezzature. Un riavvolgimento di qualità può mantenere l’efficienza del motore originale. Tuttavia, se un nucleo del motore è stato danneggiato, si possono verificare perdite significative.

• I motori con meno di 40 hp (30 kW) in termini di dimensioni e/o più di 15 anni (in particolare motori riavvolti in precedenza) hanno spesso efficienze notevolmente inferiori rispetto ai modelli attualmente (con miglior classe energetica). Di solito è meglio sostituirli. È quasi sempre meglio sostituire i motori non speciali sotto i 15 hp (10 kW).

• Se il costo di riavvolgimento supera il 50% circa di un nuovo prezzo del motore a risparmio energetico, acquistare il nuovo motore. Maggiore affidabilità ed efficienza dovrebbero recuperare rapidamente i costi.

Efficienza delle trasmissioni

Le apparecchiature di trasmissione inclusi alberi, cinghie, catene e ingranaggi devono essere installate e mantenute correttamente. Quando possibile, utilizzare cinghie sincrone o catene al posto delle cinghie a V in maniera da minimizzare gli attriti che pesano solitamente per circa il 5% sui consumi del motore stesso a parità di movimentazione eseguita.

Con motori di potenza inferiore a 10 hp (7,5 kW) possono essere utilizzati ingranaggi elicoidali che risultano più efficienti degli ingranaggi a vite senza fine.

15.5.4 Il calore e il raffrescamento

Raffrescamento

Un sistema di refrigerazione è definito come un sistema che eroga calore a una temperatura inferiore a 0 °C. Tuttavia, i sistemi di raffreddamento forzato che operano tra 0 °C e la temperatura ambiente sono molto comuni e si basano sulle stesse tecnologie utilizzate per la refrigerazione per la rimozione del calore.

Pertanto, le indicazioni che andiamo a fornire in questo paragrafo valgono in entrambi i casi.

Sistema di raffreddamento

La maggior parte dei sistemi di raffreddamento sono basati sulla vaporizzazione del refrigerante applicato nel processo, pertanto utilizzano GAS che permettono il cambio di stato dal liquido a gassoso. I principali componenti sono compressore, condensatore e evaporatore (a seconda delle applicazioni si possono avere più stadi). Il freddo può essere trasferito direttamente tramite uno scambiatore o attraverso un secondo circuito di raffreddamento, questo sistema viene usato soprattutto se è presente in caso di rottura il rischio di contaminazione del circuito di raffreddamento. Per raggiungere le temperature sotto lo 0 °C spesso vengono utilizzati chiller a acqua.

Figura 37 - Schema di un sistema di raffreddamento

Il refrigerante deve soddisfare diverse richieste:

• per ragioni di efficienza devono essere ad alta entalpia di evaporizzazione e punto di rugiada e di ebollizione ad una pressione che tecnicamente sia raggiungibile;

• per ragioni di applicazione devono essere ad alta stabilità chimica;

• per ragioni di sicurezza non devono essere infiammabili, esplosivi o tossici;

• per ragioni ambientali devono essere a basso impatto sull’ozono ed effetto serra.

I principali gruppi di refrigeranti sono Ammoniaca e Idrocarburi Alogenati. CFC come R-12, HCFC come R-22 (proibito in nuove installazioni dal 2000 e di cui non è più consentita la sostituzione neanche nei vecchi impianti se ancora presente) e HFC R-134a, R-404 o R-507 in alternativa refrigeranti naturali come diossido di carbonio, ammoniaca o acqua.

L’ottimizzazione del sistema di raffreddamento lo possiamo così riassumere:

Compressore - essendo uno dei principali componenti si suggerisce di:

• utilizzare compressori più efficienti (esempio unità a multi-stadi);

• sostituire i compressori di taglia superiori con compressori più efficienti con potenza più appropriata e meglio valutata rispetto alle necessità e con possibilità di immagazzinamento (risparmio atteso da 2 a 5%);

• utilizzare compressori a velocità variabile per aggiustare la richiesta di freddo in funzione delle necessità produttive (risparmio atteso da 4 a 6%);

• installare un riscaldatore economizzatore per il recupero del calore disperso aggiornando il processo produttivo o per il riscaldamento dei locali (risparmio fino a 60%).

Tubazioni - sono una parte importante del sistema perché consente il collegamento dei vari componenti:

• controllare e riparare eventuali perdite nel circuito refrigerante e ricaricare il circuito con refrigerante se necessario;

• controllare le condizioni di isolamento del circuito freddo e riparare se necessario (media di risparmio per una miglior isolamento dal 5 al 10%).

Pompa - presente sono nei sistemi dove è presente il doppio circuito di raffreddamento:

• regolare l’uscita del fluido refrigerante (es. variazione della velocità della pompa in maniera elettronica, risparmio atteso maggiore del 30% e pari a circa il 6% di tutto il consumo);

• se necessario installare a sistema di immagazzinamento del freddo.

Sistema di diffusione freddo

Regolare l’aria d’uscita delle batterie di raffreddamento (es. variazione della velocità in maniera elettronica).

Implementare una appropriata e efficiente strategia di scongelamento (risparmio atteso circa 5%).

Condensatore - insieme al compressore è uno dei componenti fondamentali del sistema di raffreddamento:

• installare condensatori a evaporizzazione più efficienti rispetto a condensatori a secco;

• implementare strategia di ottimizzazione di sotto raffreddamento;

• eliminare area dal circuito di condensazione;

• pulire condensatori e installare regolari controlli del dispositivo.

Controllare aria d’uscita dal condensatore (es. controllo elettronico della velocita della ventola) (risparmio superiore al 30% e pari al 6% del totale dei consumi).

Gestione del sistema di raffreddamento - regolazioni:

• modulare in accordo al periodo dell’anno, tempo di produzione, tipo di produzione;

• spengere quando non viene utilizzato il compressore;

• regolare il valore minimo e massimo della pressione del sistema (risparmio tra il 10 e 25%).

L’ambiente raffreddato - è fondamentale avere delle accortezze nella struttura dell’ambiente da raffreddare:

• istallare porte a chiusura automatica;

• istallare area buffer/precamera verso gli altri ambienti più caldi e ridurre apertura e chiusura delle porte dell’area;

• istallare sistema di illuminazione efficiente (risparmio atteso del 2%);

• utilizzare raffreddamento naturale;

• regolare la temperatura di refrigerazione (non inferiore rispetto a quella richiesta);

• ridurre il tempo di permanenza delle persone nell’area raffrescata.

Calore

Un generatore di calore è un dispositivo che può utilizzare diversi combustibili per generare calore e trasportarlo alle utenze attraverso fluidi termovettori.

I combustibili possono essere vari:

• gas metano;

• gpl;

• biomassa;

• gasolio;

• olio combustibile;

• benzina.

  I fluidi termovettori solitamente sono:

• acqua calda;

• acqua surriscaldata;

• vapore;

• olio diatermico.

Lo schema rappresentato in figura ha valenza generica al fine di consentire di prendere in considerazione tutti gli aspetti per la generazione e utilizzo del calore.

Il calore viene utilizzato in molteplici utilizzi tra cui:

• riscaldamento degli ambienti;

• utilizzo come ACS (Acqua Calda Sanitaria);

• nel processo sia per riscaldare che per asciugare;

• per generare vapore;

• per generare energia elettrica.

Figura 38 - Schema generazione e utilizzo calore

Per ottimizzare il sistema di generazione di calore è necessario prendere in considerazione i seguenti aspetti:

• Operazioni e manutenzione:

  • verificare l’eccesso d’aria di combustione;

  • ridurre eccesso d’aria;

  • monitorare e ottimizzare il mix di aria e combustibile;

  • mantenere il generatore di calore pulito sia dal lato fiamma sia dal lato dell’acqua;

  • per le grandi caldaie ridurre le perdite del circuito di scambio, mentre per le caldaie multiple/in parallelo verificare il corretto funzionamento delle singole caldaie;

  • valutare possibilità di utilizzo del sistema di produzione energia elettrica con co-generazione;

  • minimizzare lo scarico dell’acqua di blowdown nel caso di vapore;

  • verificare regolarmente il boiler dell’acqua;

  • utilizzare in maniera attenta i soffiatori di fuliggine;

  • migliorare l’isolamento della caldaia;

  • formare il personale.

• Opportunità:

  • Utilizzare temperature di mandata del fluido termovettore possibilmente contenute: tale azione se da un lato permette minori dispersioni di calore sulle linee, permette temperature dei fumi di scarico minori e, pertanto, minori perdite di calore lato fumi con conseguenti efficienze più elevate;

  • trasferimento di calore - Migliorare il trasferimento del calore con utilizzo bruciatori avanzati e il relativo sistema di controllo;

  • generazione di calore;

    • controllo del rapporto aria - combustibile;

    • preriscaldamento dell’aria di combustione;

    • utilizzo aria comburente arricchita di ossigeno;

  • recupero di calore;

    • preriscaldo dell’aria di combustione;

    • riscaldamento di fluidi o generazione di vapore;

  • tecnologie disponibili;

    • utilizzare programmatore di temperatura per il riscaldamento da impostare in funzione delle varie parti dei carichi operativi;

    • monitorare e controllare gli scarichi ossigeno, idrocarburi non bruciati, CO;

    • verificare il mantenimento della pressione del generatore;

    • garantire la corretta posizione dei sensori;

  • contenimento del calore;

    • ridurre le perdite di calore delle pareti (risparmio atteso dal 2% al 5%);

    • verificare il mantenimento della pressione del generatore di calore;

    • mantenere efficienti le guarnizioni della porta e dei tubi;

    • ridurre il raffreddamento di parti interne;

    • ridurre le perdite radianti di calore.

15.5.5 Ventilazione - Illuminazione

Ventilazione per uso generale

Lo scopo della ventilazione è quello di fornire nuova aria fresca nei locali e di rimuovere gli inquinanti che nel processo di ventilazione potrebbe non aver eliminato.

La ventilazione generale muovendo l’aria aiuta a creare un buon clima nel posto di lavoro sia con il riscaldamento che con il raffreddamento.

Raccomandazioni:

• limitare il tempo dell’utilizzo dei ventilatori in uso. Per esempio, decrementare il flusso della ventilazione automatica durante le ore di non lavoro;

• misurare e regolare la temperatura, per i reparti produttivi è sufficiente una temperatura tra i 17 e 19 gradi. Decrementare la temperatura da 19 a 18 gradi si risparmia approssimativamente l’8%;

• cambio dei motori dei ventilatori con tipologie più efficiente (vedere la parte dei motori);

• installare ventilatori a pale nei soffitti. Questa tipologia di ventilatori aiuta a muovere l’aria calda stratificata nella parte alta dei soffitti verso l’area dei lavoratori migliorando il confort complessivo;

• in strutture ad elevata altezza utilizzare ventilazione con sistemi di diffusione ad alta induzione, ossia in grado di indurre il movimento di grandi masse d’aria favorendo la miscelazione ed evitando la stratificazione dell’aria;

• creare un buon bilanciamento nelle strutture;

• mantenere regolarmente i filtri ed installare pressostati differenziali che possano indicare il grado di intasamento dei filtri;

• migliorare il sistema di riscaldamento;

• utilizzare unità di ventilazione dotate di sistemi di recupero del calore espulsa (recuperatori a fasci incrociati, etc.).

Ventilazione per il processo

Lo scopo della ventilazione per il processo è quello di catturare e rimuovere gli inquinanti e il calore dal processo in maniera tale da minimizzare l’esposizione delle persone alle sostanze pericolose e fornire una buona temperatura ambientale per i lavoratori. I ventilatori sono sempre posizionati vicino alle sorgenti di contaminazione.

Raccomandazioni:

• Limitare il tempo di utilizzo dei ventilatori. Ad esempio, accendere e spengere automaticamente i ventilatori quando si accendono o si spengono le macchine.

• Ricostruire, modificare o muovere i tubi di estrazione per ottenere una aspirazione migliore con minore ventilazione. Esempio costruire cappa intorno all’area necessaria di essere ventilata.

• Stringere i condotti per evitare perdite.

• Verificare la velocità aria che non sia troppo elevata e che il ventilatore lavori in posizione ottimale nelle caratteristiche per pressione, giri e volume d’aria. Esempio se la velocità è ridotta a 11 m/s a 10 m/s il risparmio teorico è approssimativamente del 25%.

• Il flusso d’aria nel sistema di ventilazione può essere regolato in differenti modalità. Con la chiusura del controllo della valvola a farfalla, puoi cambiare la resistenza della ventilazione nel canale, che potrà variare il flusso in certi limiti. Questo metodo è semplice e a basso costo ma per il consumo energetico è sfavorevole. Con ventilatore radiale con trasmissione a cinghia, puoi cambiare il rapporto di trasmissione tra il motore e il ventilatore a passi. Questa soluzione è semplice e le perdite sono trascurabili. Il sistema migliore per la riduzione dei consumi energetici è di avere un sistema continuo di regolazione della velocità del ventilatore in funzione delle necessità. Questa regolazione può essere realizzata con l’utilizzo di sensori che rilevano parametri funzionali che trasmessi all’azionamento provvede a regolare la potenza del motore.

• Cambiare i motori dei ventilatori con quelli più efficienti (vedere capitolo motori).

• Utilizzare aria fresca per raffreddare componenti, quadri elettrici e motori del processo produttivo.

• Creare un buon bilanciamento nelle strutture.

• Mantenere regolarmente i filtri.

• Filtrare e ricircolo l’aria calda estratta.

• Installare scambiatori di calore nelle prese d’aria per cui il flusso non può essere reintegrato (esempio UV-Line).

Illuminazione

L’illuminazione risulta al centro di molte attività di efficientamento energetico in quanto la tecnologia a LED permette il contenimento dei consumi energetici a parità di effetto utile, con tempi di rientro abbastanza interessanti.

Bisogna specificare che nel settore dell’illuminazione, sia i corpi illuminanti che le normative portano a suddividere il campo in 2 gruppi: illuminazione interna ed illuminazione esterna.

Ognuna di queste ha caratteristiche e costi peculiari, unitamente a normativa specifica per i luoghi di lavoro all’esterno o all’interno (UNI 12464-1 e UNI 12464-2).

In generale è possibile ottenere agevolmente riduzioni del 50% dei consumi, in alcuni casi fino al 70%.

Raccomandazioni:

• spengere le luci quando non sono necessarie. Il sistema a basso costo è la strada dello spegnimento manuale ma è consigliato di installare sensori automatici;

• utilizzo al massimo della luce diurna. Con le nuove tecnologie di illuminazione è possibile regolare l’intensità della luce artificiale in funzione dell’intensità della luce diurna presente;

• utilizzare riflettori per direzionare la luce nei punti che è necessario;

• pulire regolarmente i riflettori;

• utilizzare sensori per accendere e spengere le luci. Spesso anche le tecnologie vecchie di illuminazione possono essere comandate da sistemi automatici;

• l’area che necessita maggiormente di illuminazione deve essere colorata con colori brillanti, preferibilmente bianco;

• utilizzare corpi illuminanti che permettono l’attenuazione automatica;

• scegliere la corretta sorgente di illuminazione. Oggi esistono diverse tipologie di sorgenti luminose che combinate forniscono alta illuminazione con una lunga vita.

Inquinamento luminoso

Si parla di inquinamento luminoso ove sia presente un’alterazione dei livelli di luce naturalmente presenti nelle ore notturne. Questo fenomeno provoca danni ambientali, scientifici, culturali ed economici. Risulta infatti impedita la visione dei corpi stellari e questo ha ripercussioni dirette, ad esempio, sull’astronomia che nei paesi industrializzati è fortemente penalizzata.

In alcune Regioni italiane è presente legislazione ad hoc: in generale si tende a contenere l’illuminazione e impedirne la diffusione verso la volta celeste.

15.5.6 FER- Fonti Elettriche rinnovabili

Sono sicuramente da prendere in considerazione per qualunque ambito le cosiddette Fonti Elettriche Rinnovabili (FER) visto che le tematiche ambientali e di sostenibilità richiedono sempre più attenzione verso questo tipo di soluzioni. In Italia si sono attivate nel tempo varie attività che hanno via via favorito la produzione da FER e posto target sempre più ambiziosi. A tal riguardo vanno citate le più recenti, ossia la c.d. SEN (Strategia Energetica Nazionale) che per il settore FER aveva fissato un target di produzione da FER di almeno il 28% di energia entro il 2030. Di recente pubblicazione da parte del MiSe (Ministero dello Sviluppo economico) è la proposta di Piano Nazionale Energia e Clima (PNIEC) in attesa di approvazione da parte dell’UE che si propone di raggiungere un target del 30% entro il 2030.

Si rende perciò necessario classificare quali siano le FER:

• eolico;

• fotovoltaico;

• idroelettrico;

• geotermico;

• biomasse;

• da maree;

• impianti alimentati da gas residuati dei processi di depurazione.

  Si specifica che ove installate senza l’accompagnamento di attività di efficienza energetica, tali fonti energetiche sovente non vengono considerate come risparmi di energia in quanto lasciano inalterati i fabbisogni di energia utile utilizzata (vedasi ISO 50001:2018).

Ciò nonostante queste contribuiscono non poco a contenere le emissioni di CO₂ e perseguire gli scopi di sostenibilità dell’UE da qui al 2030-2050.

In Italia attualmente tali fonti producono circa il 36,6% della produzione nazionale di energia elettrica con le seguenti quote principali:

• eolico (6,3%);

• fotovoltaico (9,2%);

• idrico (9,4%).

Sono presenti dei regimi di sostegno nel caso di produzione da FER che possono essere in estrema sintesi riassunte nel seguente modo, vista anche il c.d. Decreto FER1 di luglio 2019:

• Lo Scambio Sul Posto (SSP) è una particolare forma di autoconsumo in sito che consente di compensare l’energia elettrica prodotta e immessa in rete in un certo momento con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione (il RID e lo SSP di seguito valgono anche per produzione da CAR - Cogenerazione ad Alto rendimento).

• Il Ritiro Dedicato (RID) consiste nella cessione al GSE dell’energia elettrica immessa in rete dagli impianti che vi possono accedere, su richiesta del produttore e in alternativa al libero mercato, secondo principi di semplicità procedurale e applicando condizioni economiche di mercato. Il GSE corrisponde infatti al produttore un determinato prezzo per ogni kWh immesso in rete.

• La Tariffa Omnicomprensiva del FER1 che corrisponde una tariffa base (Tb in euro/MWh)) a cui possono esser sommati dei premi (Pr) legati alla produzione.

• La Tariffa a 2 vie del FER1 che alla struttura precedente aggiunge la sottrazione del Prezzo Zonale Orario (Pz).

In aggiunta al FER1, è in fase di emanazione il (inizio 2020) il Decreto FER2 che incentiverà gli impianti a fonti rinnovabili innovative (ad esempio geotermica).

La connessione di impianti FER elettrici alla rete nazionale segue il seguente schema generale: l’impianto di produzione è collegato ad un inverter o organo che trasforma la corrente continua in corrente alternata, in seguito al quale è presente il contatore di produzione. Oltre il contatore, sono presenti le utenze per l’autoconsumo, mentre le eventuali eccedenze immesse in rete devono passare attraverso il contatore di immissione in rete.

Figura 39 - Connessione impianti FER

➔ Eolico

La fonte eolica allo stato attuale viene sfruttata da generatori a pale azionati dalla spinta del vento e collegati ad un alternatore elettrico. Gli impianti vengono distinti sia per la potenza che per la localizzazione.

A seconda della taglia si parla di:

• eolico per potenze oltre 200 kW;

• minieolico per potenze tra 20 e 200 kW;

• microeolico per potenze inferiori a 20 kW.

A seconda della posizione di parla di:

• on-shore per impianti all’interno delle coste almeno 3 km;

• near-shore per impianti installati nella fascia di costa entro i 3 km o in mare entro i 10 km dalla costa;

• off-shore per impianti in mare o lago.

L’eolico in Italia viene altamente sfruttato in Regioni o zone particolarmente “ventose” quali la Puglia ad esempio, ove il modulo e la direzione del vento siano il più costanti possibili.

Figura 40 - Potenza installata eolico

(Fonte: Terna)

La tecnologia dei generatori eolici, sostanzialmente è costituita da pilone di sostegno, alternatore elettrico e diversi sistemi di pale eoliche.

L’eolico è una fonte energetica che ha il pregio di essere potenzialmente disponibile in tutto l’arco delle 24 ore e per tutto l’anno senza distinzione, ma non ha carattere costante, quindi è una fonte non programmabile alla stregua del Fotovoltaico che sarà descritto di seguito.

Lo sfruttamento dell’eolico necessita di preventivi studi e misurazioni in quanto il movimento dei venti, nonostante sia presente in Italia un “registro dei venti”, ha carattere estremamente zonale e puntuale, e bastano pochi chilometri di distanza per avere condizioni di vento totalmente differenti.

Solitamente le condizioni di vento migliori si trovano a distanza dal suolo superiori ai 10 metri, pertanto quasi la totalità della produzione eolica avviene con generatori posti a quote superiori.

La produzione di energia da fonte eolica è in continuo aumento come è possibile vedere dal grafico di seguito.

Attualmente le attività principali nel settore eolico riguardano il revamping in quanto generatori installati negli anni 2000 ora risultano a fine vita o tecnologicamente superati ed economicamente conviene aggiornarli allo stato tecnologico attuale.

➔ Fotovoltaico

Il fotovoltaico rappresenta in Italia, tra le tecnologie FER, quella maggiormente diffusa e a beve diverrà la principale fonte energetica rinnovabile.

La tecnologia è ormai nota, e alla base ci sono le celle che costituiscono moduli per la cui costruzione si utilizza principalmente il silicio. Le tecnologie costruttive delle sono pertanto:

• Silicio amorfo, moduli a film sottile;

• Silicio monocristallino, moduli cristallini;

• Silicio policristallino, moduli cristallini.

Sono presenti ulteriori tecnologie realizzative, ma meno diffuse.

L’unione di più celle costituisce un modulo, più moduli possono costituire un pannello fotovoltaico.

Le installazioni possono avvenire su coperture, su terreno, su sostegni fissi e mobili (ad inseguimento), e attualmente si stanno eseguendo anche impianti galleggianti su superfici quali laghi, etc.

Come visibile nella figura, la diffusione sul territorio italiano è molto maggiore rispetto l’eolico.

Figura 41 - Potenza installata fotovoltaico

(Fonte: Terna)

➔ Idroelettrico

Storicamente, l’idroelettrico è stata la prima fonte di produzione elettrica e contemporaneamente la prima fonte elettrica rinnovabile. Allo stato attuale risulta ancora la prima per produzione tra le FER anche se il fotovoltaico ormai ha raggiunto la stessa quota di produzione.

Il limite della tecnologia sta nel fatto di poter sfruttare corsi d’acqua con elevati salti idraulici, pertanto è normale che la quasi totale produzione sia concentrata sull’arco alpino, pertanto nelle Regioni del nord. Risulta che le fonti idroelettriche in pratica siano totalmente utilizzate, pertanto ulteriori quote di aumento possono essere molto ma molto limitate; abbiamo praticamente saturato lo sfruttamento della fonte idroelettrica e pertanto non possiamo aspettarci ulteriori contributi da tale fonte.

Tecnologicamente questi impianti sono costituiti da opere di sbarramento e di presa al fine di creare invasi e condotte in pressione che convoglino l’acqua a quote inferiori per sfruttare il salto geodetico e mettere moto turbine di varia tipologia (Pelton, Francis, Kaplan le principali) la cui rotazione permette di movimentare gli alternatori, ossia delle “dinamo” che generano corrente continua.

La peculiarità degli impianti idroelettrici sta nel fatto che, a differenza degli impianti eolici e fotovoltaici, è una fonte programmabile, in quanto i salti di pressione e le portate, oltre a non avere variabilità nel corso delle 24 ore, permettono di far funzionare gli invasi come enormi batterie e pertanto turbinare l’acqua quando è più necessario. Di fatto l’idroelettrico permette di gestire i picchi di richiesta dell’intera rete elettrica nazionale, in quanto la produzione termoelettrica non si presta a repentini cambi di regime.

Inoltre, aspetto molto importante, nel caso di surplus di produzione di energia in rete (causate dalla non programmabilità di alcune FER e dalla scarsa capacità di adeguare la produzione rispetto alle richieste di rete specifica degli impianti termoelettrici) è possibile utilizzare gli invasi come batterie, in quanto è possibile usare l’energia in surplus per pompare dal basso verso l’alto acqua e aumentare il livello degli invasi.

Si può pertanto ben comprendere l’importanza strategica che ancora oggi ha la produzione idroelettrica nella rete italiana.

Attualmente, sono in corso di rispristino e restaurazione molti impianti di piccola taglia che nei decenni scorsi erano andati in disuso per la scarsa economicità.

Gli incentivi e le politiche di sostegno delle FER hanno creato le condizioni per sfruttare la fonte idroelettrica residua ancora disponibile, anche ove non siano disponibili grandi quantità d’acqua o elevati salti geodetici. Il mini e micro-idroelettrico, con impianti spesso a cielo libero (quindi senza condotte forzate) permette di realizzare e rendere economicamente sostenibili queste installazioni.

Figura 42 - Potenza installata idroelettrico

(Fonte: Terna)

➔ Gruppi di Autoconsumatori e Comunità di Energia Rinnovabile (CER)

Di recente introduzione e di gran interesse, i Gruppi di Autoconsumatori e le CER (Comunità di Energia Rinnovabile) costituiscono una nuova sistemica possibilità di utilizzo degli impianti di produzione da fonte rinnovabile: di fatto tale nuovo schema premia l’utilizzo di energia da FER quando viene autoconsumata all’interno di “maglie” della rete di distribuzione elettrica.

In pratica, i clienti finali, consumatori e/o produttori di energia elettrica, possono oggi associarsi per condividere localmente, l’energia elettrica prodotta da FER. Questo grazie alla pubblicazione del decreto del MASE il 23 gennaio 2024 (precedentemente approvato dalla Commissione europea in data 22 novembre 2023 e approvato/registrato dalla Corte dei Conti), all’entrata in vigore del decreto-legge n. 162/2019 (art. 42-bis) e dei relativi provvedimenti attuativi, quali la delibera 318/2020/R/eel dell’ARERA e il D.M. 16 settembre 2020 del MiSE.

Il Decreto del MASE è vigente dal 24 gennaio 2024. Entro 30 giorni da tale data, previa verifica da parte di Arera e su proposta del GSE (Gestore dei Servizi Energetici), saranno approvate dal Ministero le regole operative che dovranno regolare le modalità e le tempistiche di riconoscimento degli incentivi. Il GSE, in veste di soggetto gestore della misura, entro 45 giorni dall’approvazione delle regole metterà a disposizione i portali per presentare le richieste di accesso all’incentivo.

Il testo, oltre a disciplinare i criteri di concessione dei contributi previsti (dal PNRR) individua due modalità (cumulabili) per promuovere e incentivare le CER e gli Autoconsumatori Collettivi:

• una tariffa incentivante per tutto il territorio nazionale (al Titolo II);

• un contributo in conto capitale (a fondo perso) fino al 40% dei costi ammissibili rivolto a comunità i cui impianti sono realizzati in Comuni con meno di 5000 abitanti (al Titolo III).

I limiti riguardano la taglia degli impianti di produzione (massimo 1 MW) e l’appartenenza alla medesima area di alimentazione della medesima cabina primaria. La mappa delle cabine primarie e delle loro aree di competenza è disponibile al seguente link: https://www.gse.it/servizi-per-te/autoconsumo/mappa-interattiva-delle-cabine-primarie.

L’energia elettrica condivisa (equivalente su base oraria al minimo tra l’energia elettrica immessa in rete dagli impianti di produzione e l’energia elettrica prelevata dai consumatori che rilevano per la configurazione) beneficia di un contributo economico riconosciuto dal GSE a seguito dell’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione.

Sono presenti le seguenti definizioni

• “Sistemi di autoconsumo individuale di energia rinnovabile a distanza”: sistemi che prevedono l’autoconsumo a distanza di energia elettrica rinnovabile da parte di un singolo cliente finale, senza ricorrere a una linea diretta, utilizzando la rete di distribuzione esistente per collegare i siti di produzione e i siti di consumo, ai sensi dell’art. 30, comma 1, lett. a), n. 2.2, del D.Lgs. n. 199/2021;

• “Sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili”: sistemi realizzati da gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente ai sensi dell’art. 30, comma 2, del D.Lgs. n. 199/2021;

• “Comunità energetiche rinnovabili”: sistemi realizzati da clienti finali ai sensi dell’art. 31 del D.Lgs. n. 199/2021;

• “Configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile o CACER”: una delle configurazioni di cui alle lett. e), f) e g), che utilizzano la rete di distribuzione esistente per condividere l’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili.

L’autoconsumatore di energia rinnovabile viene definito quindi come un cliente finale che operando in propri siti situati entro confini definiti o, se consentito da uno Stato membro, in altri siti, produce energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo e può immagazzinare o vendere energia elettrica rinnovabile autoprodotta purché, per un autoconsumatore di energia rinnovabile diverso dai nuclei familiari, tali attività non costituiscano l’attività commerciale o professionale principale. Il Gruppi di Autoconsumatori è un insieme di almeno 2 autoconsumatori che agiscono collettivamente in virtù di un accordo privato e che si trovano nello stesso edificio o condominio. I punti di connessione alla rete elettrica devono essere ubicati alla medesima area afferente l’edificio o il condominio.

La Comunità di Energia Rinnovabile è un soggetto giuridico che si basa su partecipazione aperta e volontaria i cui azionisti o membri sono persone fisiche, piccole e medie imprese (PMI), enti territoriali o autorità locali, ivi incluse le amministrazioni comunali, a condizione che per le PMI la partecipazione alla CER non costituisca l’attività principale. I punti di connessione alla rete elettrica devono sottostare alla medesima cabina di distribuzione primaria.

I contributi economici spettanti alle configurazioni ammesse hanno una durata di 20 anni e sono così definiti dal GSE:

• un corrispettivo unitario, individuato come somma della tariffa di trasmissione per le utenze in bassa tensione e del valore più elevato della componente variabile della tariffa di distribuzione per le utenze altri usi in bassa tensione. Nel caso di gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente è previsto un contributo aggiuntivo

• Tariffa premio applicabile all’energia elettrica condivisa:

  • Per impianti fino a 600 kW è composta da un fisso di 60 €/MWh e la tariffa premio non può superare i 100 €/MWh;

  • Per impianti fino tra 200 kW e 600 kW è composta da un fisso di 70 € per MWh e la tariffa premio non può superare i 110 €/MWh;

  • impianti al di sotto o pari di 200 kW la tariffa è composta da un fisso di 80 €/MWh e la tariffa premio non può superare i 120 €/MWh.

Sono apportate delle correzioni della tariffa per impianti fotovotaici a seconda della zona geografica:

• 4 €/MGh in più per le regioni del centro Italia (Lazio, Marche, Toscana, Umbria, Abruzzo);

• 10 €/MGh per le regioni del nord Italia (Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Lombardia, Piemonte, Trentino-Alto Adige, Valle d’Aosta e Veneto).

APPROFONDIMENTI

15.5.7 Cogenerazione ad Alto Rendimento

Per Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) si intende la produzione combinata, in un unico processo, di energia elettrica (o meccanica) e calore.

Solitamente la fonte di energia primaria è costituita da combustibili di vario genere (gas, biogas, biocombustibili, combustibili liquidi, etc.) e rappresenta un’importante possibilità per molte realtà di diminuire i propri consumi di energia primaria. Per rientrare all’interno dei parametri della CAR bisogna prima far presente la differenza tra cogenerazione e produzione separata:

• la produzione separata implica la produzione di ogni vettore energetico (elettrico e termico) separatamente, quindi utilizzando le centrali termoelettriche per la produzione di energia elettrica e le caldaie per la produzione di energia termica;

• la cogenerazione permette in un unico ciclo di produrre contemporaneamente entrambi i vettori.

Il concetto che differenzia la CAR dalla cogenerazione tradizionale e il Primary Energy Saving (PES), ossia la differenza di consumo di energia primaria tra la produzione separata e la produzione con cogenerazione. Come si vede nella figura di seguito, a parità di servizio offerto (35 unità di energia elettrica e 50 di calore) nel caso di produzione sparata si hanno consumi di energia primaria superiori alla CAR.

Figura 43 - CAR e produzione combinata e separata

Per definirsi CAR, la cogenerazione deve avere:

• PES > 0% per unità di micro (P < 50 kW) o piccola cogenerazione (P < 1MW);

• PES > 10% per unità di cogenerazione con capacità di generazione ≥ 1MW.

Sulla CAR esiste un regime di riconoscimento da parte del GSE che permette l’accesso al mercato dei TEE o Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi) che sostengono gli investimenti nel settore e abbreviano i tempi di ritorno economico dell’investimento.

Ovviamente la cogenerazione è un intervento che deve essere studiato nel minimo dettaglio da un punto di vista energetico, economico e tecnico, in quanto i fabbisogni ipotetici non sempre consentono la CAR durante tutte le 24 ore di una settimana. Quindi l’analisi deve essere eseguita preferibilmente utilizzando le curve di carico/consumo dell’energia elettrica e del gas.

Tali servono a individuare la corretta taglia del cogeneratore (sia per la potenza elettrica erogata che termica) al fine di massimizzare il rendimento e l’economicità dell’intervento.

Il cogeneratore può quindi essere gestito in 2 modalità:

• Inseguimento termico: il cogeneratore varia il suo regime di giri ed erogazione al fine di soddisfare la domanda istantanea di potenza termica, mentre la potenza elettrica conseguente o viene autoconsumata nel sito, o viene ceduta alla rete;

• Inseguimento elettrico: il cogeneratore varia il suo regime di giri ed erogazione al fine di soddisfare la domanda istantanea di potenza elettrica mentre l’energia termica conseguente o viene consumata in sito, o viene dispersa attraverso appositi dispersori di energia termica.

L’analisi di fattibilità deve valutare contemporaneamente esigenze tecniche, tecnologiche ed economiche:

• a seconda della modalità e delle curve di prelievo dei consumi elettrico/termico esistenti pre-intervento, risulta in alcuni casi facilmente individuabile il tipo di inseguimento più efficace;

• ogni cogeneratore ha caratteristiche intrinseche che lo rendono più efficace ed efficiente sul lato termico o sul lato elettrico;

• a seguito dei due punti precedenti, vanno eseguite più simulazioni di funzionamento per varie taglie e tipologie di cogeneratori, al fine di individuare quella che soddisfa i requisiti della CAR e risulti economicamente più vantaggiosa.

A margine di queste valutazioni, ma non meno importante, è il preferire in ogni caso la massimizzazione degli autoconsumi, evitando cioè la dispersione di eventuale energia termica in ambiente. Tale scelta, in alcuni casi antieconomica, ha sicuramente impatti di sostenibilità ambientale di non poco conto, e nel computo totale, va tenuta bene in considerazione.

Si consideri che la possibilità di coprire il carico termico dipende dal recupero di calore attraverso il circuito idraulico di raffreddamento del motore (bassa temperatura) e dai gas di scarico (alta temperatura).

Da entrambi è possibile produrre AC (acqua calda max. 95 °C); ove ci sia la necessità di produrre AS (acqua surriscaldata), VAP (Vapore saturo secco) o OD (olio diatermico a temperature dell’ordine di 200 °C), solo il calore dei gas di combustione permette il necessario scambio termico; quindi, ove ci sia unicamente necessità di fluidi termovettori ad alte temperature, la fattibilità economica è solitamente compromessa in quanto almeno metà del carico termico non è utilizzabile (a meno di poter preriscaldare l’acqua di alimento nel caso di impianti AS e VAP aperti).

Oltre a ciò, non sono di secondaria importanza le misurazioni e documentazioni richieste dalla CAR e il suo regime autorizzativo; la sottovalutazione di tali aspetti può compromettere l’accesso al regime di sostegno.

Risulta molto frequente da parte di soggetti privati e non, implementare questi interventi sotto forma di EPC, ossia affidando a terzi la realizzazione e il finanziamento dell’intervento, cedendo di conseguenza il rischio finanziario e procedurale dell’intera operazione, ottenendo peraltro benefici finanziari immediati con il riconoscimento di un canone mensile pluriennale al fornitore di tale servizio (E.S.Co.).

15.5.8 M&V - Misura e Verifica dei risparmi energetici

Sebbene sia fondamentale considerare nel caso di interventi di efficientamento energetico tutte le attività viste in precedenza, risulta altresì basilare eseguire un procedimento corretto per poter misurare e verificare i risparmi energetici effettivamente ottenuti. Questa attività viene spesso indicata con l’abbreviativo M&V.

Attualmente sono presenti 2 modalità di azione tra loro abbastanza simili:

• protocollo internazionale IPMVP;

• norma UNI 50015.

Tali principi sono applicabili sia ad una organizzazione che a un suo componente e possono essere usati contemporaneamente o in abbinamento ad altre norme. Sono pertanto presenti:

• principi di M&V;

• programma di M&V;

• attuazione del programma di M&V.

Lo scopo della M&V è di infondere fiducia alle parti interessate che i risultati rendicontati siano credibili.

L’attività di M&V ha pertanto come punto fondamentale la definizione dello scopo e delle finalità da perseguire, ai quali poi seguono i seguenti principi:

• appropriata accuratezza e gestione dell’incertezza;

• trasparenza e riproducibilità del processo di M&V;

• gestione dei dati e pianificazione della misurazione;

• competenza del professionista di M&V;

• imparzialità;

• riservatezza.

È presente in ogni attività di M&V un compromesso tra accuratezza/incertezza e costi di M&V, in quanto la completa quantificazione dell’incertezza potrebbe essere fuoriluogo se i costi si rivelassero proibitivi.

Il focus di ogni attività di M&V, attraverso la descrizione trasparente delle attività svolta e la motivazione delle scelte utilizzate, risulta essere quindi quantificare dei risparmi indicando anche il grado di incertezza del risultato.

15.6 Il sistema di gestione dell’energia

15.6.1 Premessa

Definire un SISTEMA DI GESTIONE spesso non è così immediato; questo, come noto, può essere un sistema che risponde ai requisiti della qualità, dell’ambiente, della sicurezza del lavoro, della sicurezza alimentare e naturalmente dell’energia. Oggi sempre più spesso si parla di sistemi di gestione integrati che possono far interagire tra loro più componenti tra quelli suddetti. Tutti questi approcci si basano sul già citato ciclo di Deming o ciclo PLAN-DO-CHECK-ACT ovvero su un ciclo iterativo di gestione in quattro fasi comprendenti la pianificazione, l’esecuzione, il controllo dei risultati e il miglioramento, ma lo scopo principale di questi approcci è quello di mettere le aziende nella condizione di operare al proprio interno al fine di:

• identificare i propri obiettivi e determinare i processi e le risorse richieste per conseguire i risultati attesi;

• gestire i processi interagenti e le risorse richieste per fornire valore e realizzare i risultati delle parti interessate;

• permettere all’alta direzione di ottimizzare l’utilizzo delle risorse considerando le conseguenze di lungo e breve termine delle proprie decisioni.

L’implementazione di un sistema di gestione è consigliata in tutte le realtà in virtù dei benefici che consente di ottenere grazie alla definizione di politiche aziendali con obiettivi specifici, all’impegno dei vertici dell’organizzazione, al coinvolgimento di tutti i livelli del personale, alla definizione di un piano di azione dettagliato e alle azioni di monitoraggio dei consumi puntuali e di sensibilizzazione del personale.

La decisione di implementare all’interno di un’organizzazione un sistema di gestione è volontaria e la decisione spetta all’alta direzione; l’obiettivo generalmente è quello di attuare azioni che consentano all’organizzazione di tenere sotto controllo i propri processi e le proprie attività.

Le norme tecniche sui sistemi di gestione non definiscono criteri prestazionali puntuali ma individuano principi generici che l’organizzazione deve capire come applicare sui propri processi.

È importante ricordarsi che tali sistemi non definiscono criteri o prestazioni dei prodotto ma si riferiscono al modello organizzativo gestionale dell’organizzazione: un’organizzazione certificata ISO 9001 non è sinonimo di certificazione di qualità di prodotto e ancor meno di marcatura CE, bensì indica la scelta del modello organizzativo di gestione dei processi, così come una certificazione ISO 14001 non identifica la realizzazione di prodotti ecosostenibili, la cui certificazione è comunque possibile attraverso l’utilizzo di specifiche norme della famiglia ISO 14000 quali certificazione ECOLABEL oppure Dichiarazione ambientale di prodotto.

La norma di riferimento per i sistemi energetici ISO 50001:18 “Energy management systems - Requirements with guidance for use” è stata recentemente (agosto 2018) pubblicata ed è solo in lingua inglese.

Il cambiamento più rilevante, rispetto alla ISO 50001:2011, è in relazione all’articolazione della struttura della norma, che è stata “allineata” a quanto previsto dalla High Level Structure (HLS) dell’ISO adeguandosi alla struttura degli standard internazionali sui sistemi di gestione.

Anche qui è stato introdotto il requisito dell’individuazione e analisi del contesto, la determinazione dei relativi fattori interni ed esterni, la comprensione dei bisogni e delle aspettative delle parti interessate.

Un’organizzazione dovrebbe anche determinare i rischi e le opportunità che devono essere affrontati per raggiungere i risultati attesi del suo SGE e migliorare le sue prestazioni energetiche.

Mentre la ISO 50001:2011 era strutturata in maniera molto simile alla ISO 14001:2004, la nuova ISO 50001:2018 è articolata secondo gli stessi 10 capitoli che sono già presenti nelle versioni 2015 delle norme ISO 9001 e ISO 14001:

• scopo e campo di applicazione;

• riferimenti normativi;

• termini e definizioni;

• contesto dell’organizzazione;

• leadership;

• pianificazione;

• supporto;

• attività operative;

• valutazione delle prestazioni;

• miglioramento.

Tale articolazione permetterà un’ancora più agevole integrazione dei Sistemi di Gestione dell’Energia implementati dalle organizzazioni con eventuali altri sistemi di gestione già in essere.

Gli altri aspetti di cambiamento sono:

• una migliore integrazione con i processi di gestione;

• chiarimento sul linguaggio e sulla struttura del documento;

• forte enfasi sul ruolo del top management;

• aggiornamento di termini e definizioni:

• inserimento di nuove definizioni, tra cui il miglioramento del rendimento energetico;

• chiarimento esclusioni di tipi di energia;

• chiarimento di energy review;

• introduzione del concetto di normalizzazione di indicatori di rendimento energetico [Enpi (s) energy performance indicators] e agli associati consumi di riferimento [ENB (s) energy baselines];

• aggiunta di dettagli sul piano di raccolta dei dati energetici e relativi requisiti (precedentemente piano di misurazione dell’energia);

• chiarimento del testo relativo agli indicatori di rendimento energetico [Enpi (s)] e agli associati consumi di riferimento [ENB (s)] al fine di fornire una migliore comprensione di questi concetti.

15.6.2 Il Sistema di Gestione dell’Energia

La norma internazionale UNI CEI EN ISO 50001:2018 specifica i requisiti per creare, avviare, mantenere e migliorare un Sistema di Gestione dell’Energia (SGE).

Come la stessa norma cita nel suo incipit essa “specifica i requisiti per creare, avviare, mantenere e migliorare un sistema di gestione dell’energia”: lo scopo della norma è quindi proporre un modello organizzativo di riferimento che permetta alle organizzazioni di stabilire sistemi, processi, risorse e, prima ancora, responsabilità e autorità necessari per migliorare le proprie prestazioni energetiche tra cui efficienza energetica, uso dell’energia e il consumo energetico.

La norma individua i requisiti applicabili all’uso e consumo dell’energia, includendo l’attività di misurazione, di gestione della documentazione e di reportistica, di progettazione e d’acquisto per le attrezzature, i processi e il personale che contribuiscono alla definizione della prestazione energetica.

Come tutte le norme di sistema essa trova applicazione in ogni organizzazione indipendente dalle attività, processi e dimensioni che la definiscono, oltre che dalle condizioni geografiche, culturali o sociali.

È interessante sottolineare che la norma nella sua introduzione esplicita in maniera chiara che si basa su un approccio sistematico del miglioramento continuo delle prestazioni energetiche basate sui dati. Il rendimento energetico introdotto nella norma assicura l’effettiva misura dei risultati nel tempo. Il rendimento energetico è un concetto correlato all’efficienza energetica e all’uso dell’energia.

Sempre nella sua introduzione viene chiarito in che termini deve trovare applicazione il sopra citato schema PLAN-DO-CHECK-ACT (PDCA):

“Nel contesto della gestione dell’energia l’approccio PDCA può essere definito come segue:

• Plan: comprendere il contesto dell’organizzazione, stabilire una politica energetica e un team di gestione dell’energia, definire le azioni per affrontare i rischi e le opportunità, realizzare l’analisi energetica, identificare gli usi energetici significativi (SEUSs) e stabilire indicatori di prestazione energetica (EnPIs), consumi di riferimento (EnBs), gli obiettivi, i traguardi e i piani di azione necessari a fornire i risultati che portano a migliorare la prestazione energetica in conformità alla politica energetica dell’organizzazione.

• Do: attuare i piani d’azione della gestione dell’energia tra cui controlli operativi, di manutenzione, comunicazione, trasferire conoscenze.

• Check: sorvegliare e misurare i processi e le caratteristiche chiave delle operazioni che determinano le prestazioni energetiche rispetto alla politica energetica e agli obiettivi e riportarne i risultati.

• Act: intraprendere azioni per migliorare in continuo la prestazione energetica ed il sistema di gestione dell’energia”.

Figura 44 - Ciclo di Deming per ISO 50001

L’attuale struttura della norma indicata nei suoi capitoli è:

• Scopo

• Riferimenti normativi

• Termini e definizioni

• Contesto dell’organizzazione

  • Comprendere l’organizzazione e il suo contesto

  • Comprendere le esigenze e le aspettative delle parti interessati

  • Definizione dello scopo del SGE

  • Gestione del sistema energia (SGE)

• Leadership

  • Leadership e impegno

  • Politica dell’energia

  • Struttura organizzativa ruoli, responsabilità e autorità

• Pianificazione

  • Azioni per affrontare i rischi e opportunità

  • Obiettivi, obiettivi energetici e pianificazione per raggiungerli

  • Revisione dell’Energia

  • Indicatori di rendimento energetico (ENPI)

  • Consumi energetici di riferimento (ENB)

  • Pianificazione per la raccolta dei dati energetici

• Supporto

  • Risorse

  • Competence

  • Awareness

  • Comunicazione

  • Documentazione

• Operazioni

  • Pianificazione operativa e Controllo

  • Progettazione

  • Acquisti

• Prestazioni

  • Il monitoraggio, la misurazione, l’analisi e la valutazione delle prestazioni energetiche e del sistema SGE

  • Audit interni

  • Riesame della direzione

• Miglioramento

  • Non conformità e azioni correttive

  • Miglioramento continuo

15.6.3 Contesto dell’organizzazione

In questo primo ma fondamentale paragrafo l’azienda deve:

• comprendere l’organizzazione e il suo contesto individuando quelli che sono le problematiche interne ed esterne all’organizzazione che sono rilevanti al raggiungimento degli obiettivi del sistema SGE e al miglioramento del rendimento energetico;

• attraverso il sistema SGE l’organizzazione dovrà determinare e gestire le parti interessate e i pertinenti requisiti d’interesse, oltre a garantire come accede e gestisce periodicamente i requisiti legali di pertinenza;

• individuare quelli che sono lo scopo e i confini del proprio SGE e come verranno sviluppati e attuati i requisiti della norma al fine di dar luogo al miglioramento continuo delle sue prestazioni energetiche e conseguentemente del suo SGE. Individuare lo scopo e i confini del SGE deve mettere l’organizzazione in grado di concentrare i propri sforzi e le risorse sul miglioramento delle sue prestazioni energetiche e sulla relativa gestione. Nella definizione dello scopo nessun sistema o apparecchiatura che utilizza energia dovrebbe venir esclusa dal sistema; per poter correttamente individuare lo scopo e i confini del sistema alcuni dei quesiti da porsi sono:

  • Che processi e operazioni attuo?

  • Ho considerato tutti i vettori energetici, inclusi quelli necessari ai trasporti?

  • Quali siti ed edifici devo considerare e quali parti di esso devo includere o no?

• l’organizzazione dovrà realizzare e mantenere un sistema SGE il cui livello di dettaglio è in funzione della dimensione e complessità aziendale.

15.6.4 Leadership

Già nell’individuare lo scopo e i confini del SGE dovrebbe essere stata chiaramente identificata l’alta direzione.

In questa fase l’alta direzione dovrebbe dare evidenza del suo impegno a sostenere il SGE e al suo continuo miglioramento attraverso:

• un’adeguata politica energetica e adeguati obiettivi energetici allineati alla strategia aziendale;

• individuazione e disponibilità delle risorse necessarie; queste includono le risorse umane, le capacità specialistiche, la tecnologia e le risorse finanziarie.

Affinché l’alta direzione sia realmente parte attiva del SGE, deve dimostrare il suo impegno attraverso precise azioni, definire le responsabilità e avere un coinvolgimento reale nel sistema, così da dare una concreta visibilità del suo operato a tutti i dipendenti esplicitando che la gestione dell’energia è una reale strategia operativa dell’organizzazione e formando in maniera adeguata il team di gestione dell’energia.

La direzione dovrà individuare un team di gestione dell’energia avente la responsabilità dell’effettiva implementazione delle attività del SGE e dell’effettivo raggiungimento del miglioramento delle prestazioni energetiche. La presenza di un team naturalmente avrà il vantaggio dato dalle diverse abilità e competenze dei singoli.

Il team dovrà operare affinché il coinvolgimento di tutte le risorse coinvolte in attività associate ad usi significativi dell’energia sia costante e finalizzato al raggiungimento degli obiettivi prefissati.

15.6.5 Politica energetica

La politica energetica dell’organizzazione deve indicare il percorso da attuare nel raggiungimento del miglioramento delle prestazioni energetiche in coerenza con lo scopo e i confini individuati.

È raccomandabile evitare che la politica sia un documento lungo e formale divenendo un documento difficile da capire e da applicare: l’attuazione di politiche lunghe ed erroneamente interpretate può portare a consumare significative risorse formative e di comunicazione. La politica pertanto può anche essere una breve e semplice dichiarazione tale che i lavoratori dell’organizzazione la possano facilmente comprendere e applicare alle loro attività lavorative quotidiane.

15.6.6 Pianificazione energetica

Come detto questa fase corrisponde alla fase PLAN del ciclo PDCA del SGE: questa è la fase in cui l’analisi dei dati energetici deve essere utilizzata per dar luogo alla scelta delle decisioni e delle azioni da attuare per il raggiungimento del miglioramento continuo delle proprie prestazioni.

L’organizzazione in questa fase deve condurre e documentare un processo di pianificazione energetica che sia coerente con la politica energetica e deve condurre ad attività che migliorino continuamente le prestazioni energetiche. La pianificazione energetica deve coinvolgere un’analisi delle attività dell’organizzazione che possono influire sulla prestazione energetica.

Figura 45 - Scopo analisi energetica

In questa fase devono essere identificati i requisiti legislativi e gli altri requisiti sottoscritti dall’organizzazione (requisiti volontari, contratti con clienti, linee guida volontarie, prassi di riferimento o altri requisiti sottoscritti dall’organizzazione) applicabili al proprio SGE. I requisiti legislativi e gli altri requisiti devono essere riesaminati periodicamente.

L’analisi energetica è la componente analitica di questo punto; in questa fase si dovrebbe procedere a:

• identificare le fonti energetiche presenti;

• identificare gli usi dell’energia;

• valutare l’uso e il consumo dell’energia, considerando gli andamenti passati e presenti.

Le fonti energetiche presenti nelle organizzazioni possono essere svariate: elettricità, gas naturale, gasolio, propano, energia solari ed eoliche, cogenerazione, recupero da rifiuti; possono anche in alcune situazioni essere presenti ulteriori fonti energetiche provenienti dall’esterno, quali: acqua calda, fredda, vapore, etc.

Una volta identificate tutte le fonti energetiche si procede al collegamento tra le fonti energetiche e il loro uso: si consideri che una fonte energetica può essere associata a più usi, il caso più immediato è l’energia elettrica: la stessa può essere trasformata in energia termica o meccanica.

Il passo successivo è quello di valutare il consumo dell’energia passato e presente in un intervallo temporale idoneo: si consideri che tale scelta deve essere di aiuto nell’identificare adeguatamente il consumo storico e interpretarne correttamente gli andamenti; sui dati presenti può essere utile effettuare una raccolta almeno mensile per consentire una adeguata identificazione nell’uso e consumo dei vettori energetici.

Attraverso questa attività l’organizzazione deve essere in grado di identificare e analizzare gli Usi Significativi dell’Energia (USE): gli USE sono determinati con lo scopo di stabilire le priorità per la gestione dell’energia, l’utilizzo delle risorse e il miglioramento della prestazione energetica.

Elementi da considerare nell’identificazione degli USE possono essere:

• gli andamenti metereologici;

• gli andamenti della produzione, i mix di prodotti realizzati, scarti e prodotti finiti, etc.;

• parametri di processo quali temperatura, raffrescamento, temperature di vapore;

• flussi e movimentazione dei materiali;

• presenza temporale delle persone negli edifici;

• ore operative, etc.

A questo punto si procede con l’individuare le opportunità di miglioramento della prestazione energetica definendo un elenco di queste opportunità e avendo anche cura di indicare un ordine di priorità.

Alcuni criteri che possono essere di aiuto nell’individuare le opportunità possono includere ma non limitarsi a:

• risparmi energetici stimati;

• pay-back degli investimenti;

• costi degli interventi;

• facilità di attuazione;

• impatti ambientali;

• requisiti legali;

• impatti di rischio;

• disponibilità di finanziamenti.

È necessario che l’organizzazione individui un “consumo di riferimento” ricavato dalle informazioni elaborate nel corso dell’analisi energetica iniziale: il consumo di riferimento è il riferimento per misurare la prestazione energetica dell’organizzazione nel tempo.

Sempre nell’ambito della pianificazione energetica si procede con l’identificazione degli opportuni indicatori di prestazione energetica (EnPIs) e i relativi consumi di riferimento (ENBs); questi devono dare un’indicazione reale della prestazione energetica dell’organizzazione.

La fase di pianificazione si conclude con l’individuazione di idonei obiettivi, traguardi energetici e piani di azione della gestione dell’energia.

È attraverso gli obiettivi e i traguardi che l’organizzazione deve convertire la Politica Energetica in azioni concrete: in questo modo si avrà evidenza della definizione di adeguati criteri per il miglioramento della prestazione energetica. I traguardi devono essere coerenti con gli obiettivi e devono essere:

• specifici;

• misurabili;

• ottenibili;

• pertinenti;

• legati al tempo.

Poiché i traguardi devono avere risultati misurabili, dovrebbero essere identificati e adeguati i piani di azione per raggiungere gli obiettivi pianificati.

È raccomandabile esprimere in traguardi in termini di:

• percentuale di miglioramento della prestazione energetica;

• miglioramento del consumo energetico;

• associazione ad EnPIs.

Nell’individuare i piani di azioni è necessario definire:

• le responsabilità delle attività individuate;

• i riferimenti temporali e le risorse attraverso le quali raggiungere i traguardi;

• l’individuazione del metodo attraverso il quale deve essere verificato il miglioramento delle prestazioni energetiche;

• la metodologia per la verifica dei risultati.

Attuazione e funzionamento

L’attuazione e funzionamento rappresentano la fase DO del ciclo PLAN-DO-CHECK-ACT.

Per una corretta applicazione del proprio SGE è necessario che tutte le persone, che a qualunque titolo e livello sono collegate all’utilizzo di vettori energetici, siano “competenti sulla base di una appropriata istruzione, formazione, abilità e/o esperienza”; al fine di mantenere e migliorare la competenza del proprio personale è necessario individuare specifici percorsi formativi o attuare affiancamento a personale esperto.

È necessario che tutto il personale coinvolto sia almeno a conoscenza:

• del pieno rispetto della politica energetica, delle procedure e dei requisiti del SGE;

• del proprio compito, responsabilità ed autorità nell’attuazione del SGE;

• dei benefici di una migliore efficienza energetica;

• dell’impatto delle proprie attività sui consumi energetici e come i comportamenti influenzino in maniera significativa il raggiungimento degli obiettivi e dei traguardi energetici.

L’organizzazione dovrà inoltre individuare delle metodologie per assicurare la comunicazione interna in merito alla sua prestazione energetica e al SGE in maniera idonea, sia alle dimensioni che alla tipologia dell’organizzazione. Definire delle prassi per dare l’opportunità alle persone di fare commenti o fornire suggerimenti rispetto al proprio SGE è un passo essenziale anche ai fini del coinvolgimento delle persone. Per quanto riguardo la comunicazione esterna di informazioni quali politica energetica, proprie prestazioni o altre informazioni inerenti al SGE, l’organizzazione deciderà cosa e in che modalità comunicare; utilizzo del sito internet aziendale o specifiche pubblicazione quali report di prestazioni rappresentano delle valide modalità di comunicazione.

Il livello della documentazione può variare tra le organizzazioni per le seguenti ragioni:

• le dimensioni dell’organizzazione e il tipo delle attività;

• la complessità dei processi e le loro interazioni;

• la competenza del personale.

Le informazioni possono essere gestite su carta, in formato elettronico o ogni altro mezzo e servono per descrivere gli elementi fondamentali del sistema di gestione dell’energia e come interagiscono nel SGE.

Il livello minimo di documentazione richiesto prevede:

• scopo e confini del SGE;

• la Politica Energetica;

• gli obiettivi, traguardi energetici e i piani di azione;

• i documenti, comprese le registrazioni, richieste dalla presente norma internazionale;

• gli altri documenti determinati come necessari dalla organizzazione.

Il controllo dei documenti segue le regole di gestione applicabili nel sistema di gestione.

Sempre nella fase di attuazione e funzionamento rientrano i controlli operativi e di manutenzione associati agli usi significativi energetici (USE): questi dovrebbero portare ad una gestione con la miglior efficienza possibile degli USE e dei relativi obiettivi, traguardi e piani di azione. Al crescere del livello di applicazione e di maturità del proprio SGE le apparecchiature, i processi e i sistemi saranno gestiti da controlli operativi e di manutenzione con migliori specificità e a più alta performance.

Anche se non sono richieste delle formali procedure scritte, i criteri operativi applicati devono essere verificabili.

I controlli operativi identificati, oltre a garantire che in condizioni normali di funzionamento non si presentino delle deviazioni significative di “comportamento” energetico, devono assicurare che gli impianti, processi ed apparecchiature operino in conformità ai criteri stessi e che siano definite idonee prassi di comunicazione in merito ai controlli indirizzate al personale o a chi opera in questa fase.

Tra le tecniche di manutenzione da prendere in considerazioni vi sono:

• manutenzione ordinaria con definizione di specifiche procedure routinarie di manutenzione delle attrezzature;

• manutenzione preventiva;

• manutenzione predittiva quali monitoraggio termico, analisi delle vibrazioni, etc.;

• manutenzione produttiva;

• piani di contingenza.

Tra le attività che l’organizzazione deve considerare sempre nella fase di attuazione e funzionamento rientrano i processi di progettazione e di acquisto di servizi energetici, prodotti, apparecchiature ed energia.

Per quanto riguarda la progettazione devono essere considerate tutte le opportunità di miglioramento che possono essere individuate nella progettazione di impianti, apparecchiature, sistemi e processi nuovi o loro modifiche. Il processo di progettazione dovrebbe ricercare la miglior soluzione per ottimizzare la prestazione energetica attraverso l’individuazione delle varie soluzioni che minimizzano il consumo di energia e soddisfano adeguatamente i fabbisogni energetici del sistema.

Tra i principali elementi da prendere in considerazione che spesso possono portare a degli insuccessi nella fase di progettazione vi sono:

• sovradimensionare i sistemi (un classico nei sistemi di aria compressa e di pompaggio o nella scelta di motori);

• considerare nei nuovi progetti i sistemi preesistenti senza considerare adeguatamente nuove alternative;

• non considerare i costi dell’energia dei contratti per la progettazione o la costruzione;

• non considerare le prestazioni di energia a carico fluttuante o variabile;

• prendere decisioni prima di considerare la prestazione energetica;

• fornire specifiche per nuove attrezzature piuttosto che valutare la possibilità di ottimizzare la prestazione delle attrezzature esistenti aventi efficienza energetica equivalente.

Il processo di progettazione dovrebbe fornire ai progetti una struttura che consenta di ottenere risultati operativi più energeticamente efficienti, per questo scopo è utile includere globalmente le seguenti fasi:

• progettazione (dalla progettazione di massima a quella di dettaglio);

• appalti e acquisti;

• costruzione;

• collaudo e/o messa in servizio.

Anche il processo di acquisto di servizi e prodotti riveste un ruolo fondamentale nella fase di attuazione e funzionamento del SGE. Le valutazioni che si attuano in fase di acquisto devono partire da un’attenta valutazione delle necessità e delle conseguenti implicazioni energetiche. Anche i fornitori devono essere resi edotti che l’acquisto verrà valutato sulla base delle prestazioni energetiche della fornitura.

Parte predominante, anche se non esclusiva, compete all’acquisto dei servizi energetici; i fornitori di questi servizi possono includere:

• società di servizi energetici;

• fornitori di servizi energetici;

• consulenti energetici anche relativamente ad attività di formazione o diagnosi od audit energetici.

Naturalmente molti servizi hanno un diretto impatto sulla prestazione energetica dell’organizzazione, fra questi si segnalano:

• acquisto di energia (valida l’opzione di ricorrere ai mercati liberi con valide opportunità per ridurre i costi di acquisto);

• contratti e servizi di manutenzione;

• informative relative alle attrezzature e tecnologie;

• fornitori di energie complementari e servizi;

• veicoli e servizi di trasporto.

Anche la gestione degli acquisti di altri elementi quali prodotti e attrezzature può avere un ruolo primario nell’ambito delle prestazioni energetiche dell’organizzazione, elementi quali costi relativi al ciclo di vita o prestazioni a carico parziale o in condizioni di carico variabile dovrebbero essere presi in considerazione nella fase di acquisizione di un’attrezzatura: un aspetto che possiamo aspettarci diventerà sempre più significativo con il trascorrere del tempo è la classificazione energetica. I motori energeticamente efficienti possono avere un costo iniziale maggiore se confrontati con motori meno efficienti ma i risparmi nel tempo generalmente superano il costo dell’investimento iniziale (sulla base del costo di ciclo di vita dell’attrezzatura).

Infine, quando si acquistano materie prime è buona prassi considerare il loro impatto sulla prestazione energetica riconducile ad elementi quali: contenuto del materiale, contenuto energetico, riciclabilità, etc.).

Verifica

La Verifica rappresenta la fase CHECK del ciclo PLAN-DO-CHECK-ACT: in questa fase dovrebbe essere analizzato se l’efficacia del processo esistente è appropriata per l’ottenimento degli obiettivi e traguardi del proprio SGE. L’organizzazione dovrà garantire che gli elementi significativi che determinano le sue prestazioni energetiche siano sorvegliate, misurate ed analizzate: ciò deve essere applicato agli USE, agli EnPI e ai piani di azione; può comunque essere applicato a qualsiasi uso dell’energia su cui per qualsiasi motivo si decide di esercitare il controllo operativo.

Un valido strumento da utilizzare in questa fase è “il piano di misurazione”: questo documento può essere definito in un unico documento o da una serie di documenti che insieme costituiscono il piano di misurazione.

Un piano di misurazione dovrebbe includere:

Prospetto 1

Definendo un documento di monitoraggio sulla base del prospetto 1 si registrano i risultati di tali attività utili per una comparazione nel tempo dei risultati ottenuti.

Particolare attenzione deve essere posta nel momento in cui dovessero emergere delle deviazioni significative: una deviazione è uno scostamento da un livello di prestazione energetica atteso e definito e accettabile per l’organizzazione, queste possono essere sia positive (migliore rispetto a quanto atteso) che negative (peggiore rispetto a quanto atteso o pianificato), in entrambi i casi una deviazione significativa richiede un’analisi che deve essere gestita anche con specifiche registrazioni.

Deviazioni significative possono includere:

• monitoraggio dei progressi verso il raggiungimento degli obiettivi e dei traguardi energetici;

• esame delle variazioni dell’efficienza energetica operativa rispetto a parametri definiti;

• monitoraggio delle deviazioni tra gli EnPIs e i traguardi associati.

Tra le attività di verifica che l’organizzazione deve attuare vi è anche la necessità di determinare ad intervalli pianificati la conformità ai requisiti legislativi ed agli altri requisiti che sottoscrive, pertinenti al suo uso e consumo di energia.

Nell’ambito delle verifiche è necessario che l’organizzazione attui degli audit interni necessari per assicurare che il SGE sia:

• conforme a quanto pianificato per la Gestione dell’Energia;

• conforme agli obiettivi e ai traguardi energetici stabiliti;

• efficacemente implementato e mantenuto e in grado di migliorare la prestazione energetica;

• verificata l’adeguatezza ai requisiti;

• ove possibile siano identificate aree di miglioramento nella prestazione energetico e nel SGE.

Gli audit devono essere svolti tenendo conto delle risultanze degli audit precedenti con obiettività ed imparzialità; anche per tale scopo gli auditor devono essere scelti per l’obiettività e imparzialità durante l’intero processo di audit. La frequenza di effettuazione degli audit può dipendere da vari elementi e possono essere condotti con maggior frequenza relativamente ad:

• aree che influenzano la prestazione energetica come obiettivi, traguardi, controlli operativi, aspetti con significative deviazioni, misurazione ed analisi e analisi energetica;

• altre aree dove sono state rilevate delle non conformità importanti nel corso di precedenti audit;

• aree che sono state oggetto di cambiamenti nelle attrezzature, nei processi, nei sistemi e nelle risorse successivamente a precedenti audit;

• aree dove sono pianificati dei cambiamenti che potrebbero avere delle ripercussioni sul SGE.

In generale è corretto far sì che tutti gli elementi del SGE siano sottoposti ad un audit entro un determinato periodo di tempo definito, solitamente definito in uno specifico programma di audit.

Nel processo di verifica particolare importanza riveste la gestione delle non conformità, correzioni, azioni correttive ed azioni preventive. Correzioni e azioni correttive sono i migliori mezzi attraverso i quali eliminare le deviazioni dai requisiti del SGE, così da eliminare le cause che le hanno generate e soprattutto il loro ripetersi nel tempo: quando è individuata una non conformità il primo passo è quello di dar luogo ad un’azione immediata per mitigare o correggere il problema individuato, successivamente si valuterà la possibilità di far seguito ad una azione correttiva per individuare e correggere definitivamente la causa che ha generato il problema.

Per gestire le azioni correttive e le correzioni è necessario valutare l’identificazione:

• delle fonti della non conformità quali modifiche legislative, mancato rispetto di requisiti cogenti o volontari;

• di audit, verifiche interne od esterne, ispezioni o monitoraggi;

• del processo, delle attrezzature, del reparto o della zona in cui è nata la non conformità;

• delle persone responsabili o coinvolte nell’evento;

• della/e persona/e responsabili di compiere l’azione correttiva;

• delle date concordate per il completamento dell’azione correttiva e la successiva verifica di efficacia dell’azione;

• della data di completamento dell’intero ciclo dell’azione correttiva, inclusa la verifica di efficacia;

• dell’analisi e dell’andamento degli eventi sopra descritti.

Come elemento di supporto oggettivo, sia alla fase di verifica che all’intero SGE e quindi, per la conformità ai requisiti del suo SGE, l’organizzazione dovrà mantenere opportune registrazioni. Tra queste possiamo considerare:

• analisi energetica;

• consumo di riferimento;

• EnPIs incluse metodologia per la loro determinazione e aggiornamento;

• competenza e formazione del personale;

• evidenze dell’effettuazione delle attività di monitoraggio e misurazione degli aspetti significativi;

• scelta relativamente alla progettazione;

• opportunità energetiche e piani di azione, inclusivi di obiettivi e traguardi;

• manutenzione, controllo e taratura di apparecchiature e strumentazione;

• valutazione della conformità ai requisiti applicabili;

• evidenze dagli audit interni;

• gestione di azioni correttive e preventive;

• risultati dei riesami della direzione.

15.6.7 Riesame della direzione

Il riesame della direzione è la fase ACT del ciclo PLAN-DO-CHECK-ACT. Tale attività è una responsabilità fondamentale dell’alta direzione dell’organizzazione ed è in questa attività che la direzione deve trovare risposta se il SGE sta realizzando e mantenendo i miglioramenti della prestazione energetica pianificati. Il riesame deve essere un processo che, fin dove possibile, effettui in maniera proattiva delle analisi, valutazioni e decisioni per garantire nel futuro il miglioramento delle prestazioni energetiche e del SGE; dal riesame devono emergere sia i punti di forza che di debolezza per individuare efficaci azioni di miglioramento.

Nel condurre un riesame della direzione devono essere presi in considerazione tutti gli elementi di ingresso necessari per poter effettuare le necessarie valutazioni.

Un riesame della direzione nella sua globalità può essere effettuato attraverso più riunioni o più attività di specifiche analisi: non tutti gli elementi di ingresso devono perciò sempre essere puntualmente trattati; un riesame della direzione può concentrarsi su specifici argomenti od analisi.

Tra gli elementi di ingresso da includere nel riesame la norma indica:

• considerazioni sulle conseguenze delle azioni previste dai precedenti riesami della direzione;

• considerazioni sui cambiamenti delle situazioni interni ed esterni che sono associati ai rischi e alle opportunità che risultano essere rilevanti per il SGE;

• considerazioni sulla politica energetica;

• considerazioni sulle performance del SGE tra cui monitoraggio dei risultati, non conformità e azioni correttive, risultati degli audit e risultati della valutazione della conformità ai requisiti legislativi e delle modifiche ai requisiti legislativi;

• considerazioni per il miglioramento continuo;

• riesame della prestazione energetica e degli indici di prestazione correlati;

risultati degli audit del Sistema Gestione Energia;

• stato di avanzamento delle azioni correttive e preventive;

• previsioni del consumo di energia per il periodo successivo.

Il riesame si completa dando evidenza, attraverso un verbale, delle decisioni e azioni che devono essere attuate, propedeutiche all’aggiustamento o modifiche al SGE;

Gli elementi di uscita devono identificare azioni e decisioni relativamente a:

• risultati della prestazione energetica dell’organizzazione;

• adeguatezza e validità della politica energetica;

• gli indici di prestazione energetica;

• andamento e risultati associabili agli obiettivi, traguardi o di altri elementi del SGE;

• disponibilità delle risorse.

L’alta direzione deve assicurare che siano state adeguatamente conferite le responsabilità e le risorse per poter attuare le azioni successive, solo così il ciclo PLAN-DO-CHECK-ACT potrà risultare completo ed efficace.

15.6.8 La possibilità di certificare il Sistema di Gestione dell’Energia

La ISO 50001:2018 è la norma internazionale che definisce i requisiti per creare, avviare, mantenere e migliorare i Sistemi di Gestione dell’Energia (SGE); è stata emanata nell’agosto 2018 e ha sostituito la precedente ISO 50001:2011.

Come indicato nelle norme che identificano i requisiti per i sistemi di gestione, come ad esempio la ISO 9001 per i sistemi di gestione della qualità e la ISO 14001 per i sistemi di gestione ambientale, anche il sistema di gestione dell’energia è basato sul ciclo di Deming “Plan-Do-Check-Act”.

Anche grazie a questo la ISO 50001 è una norma che permette un elevato grado di integrazione ed interazione con altri sistemi di gestione.

L’implementazione di tale sistema è consigliata in tutte le organizzazioni che vogliono affrontare l’aspetto della gestione dell’energia in virtù dei benefici che consente di ottenere grazie alla definizione di politiche aziendali con obiettivi specifici, all’impegno dei vertici dell’organizzazione, al coinvolgimento di tutti i livelli del personale, alla definizione di un piano di azione dettagliato e alle azioni di monitoraggio dei consumi oltre che di un elevato grado di coinvolgimento del personale.

Le attività di audit contestuali alla certificazione in generale possono essere classificate in 3 differenti tipi:

È noto che l’ottenimento di un sistema di gestione certificato da un organismo di certificazione possa avere, verso il mondo esterno (mercato, stakeholders, clienti, etc.), una maggiore credibilità e autorevolezza. Un organismo di certificazione, quindi, ha il compito di certificare la conformità dei sistemi di gestione, delle persone o dei prodotti/servizi rispetto a specifiche norme di riferimento, nel caso specifico della ISO 50001:2018.

Le possibilità di certificazione oggi offerte nel settore dell’energia sono schematizzate nella tabella sotto riportata.

Tabella 1 Certificazioni per l’efficienza energetica

A livello nazionale è ACCREDIA che rilascia agli organismi di certificazione la certificazione del rispetto della normativa attraverso l’accreditamento: l’accreditamento è “l’attestazione da parte di un organismo di accreditamento (ACCREDIA) che certifica che un determinato organismo di valutazione della conformità (organismo di certificazione/ispezione/verifica o laboratorio) soddisfa i criteri stabiliti da norme armonizzate e, ove appropriato, ogni altro requisito supplementare, compresi quelli definiti nei rilevanti programmi settoriali, per svolgere una specifica attività di valutazione della conformità”.

L’organismo di certificazione (OdC) è un’organizzazione di terza parte e indipendente che valuta la conformità di un sistema di gestione rispetto ai requisiti definiti dagli standard normativi di riferimento che definiscono le peculiarità del processo di certificazione.

Il percorso di una eventuale certificazione di un’organizzazione attuato, in accordo alla ISO 50001:2018, è sotto schematizzato:

Figura 46 - Schema ACCREDIA su certificazione ISO 50001

In accordo a quanto indicato da ACCREDIA i passi per la certificazione sono sotto descritti:

Attività di pre-certificazione: l’organizzazione, una volta individuato l’organismo di certificazione (OdC), inoltra a questo una richiesta di certificazione attraverso la compilazione di una domanda di “richiesta di certificazione”; OdC attua il riesame della domanda di certificazione del cliente al fine di determinare il campo di applicazione, il campionamento dei siti, la normativa applicabile, il tempo e il programma di audit; se tutto è stato definito la domanda viene accettata e si prosegue con la successiva fase.

Pianificazione dell’audit: OdC deve determinare gli obiettivi del campo di applicazione e dei criteri di audit in base a cui selezionare, individuare e incaricare il gruppo di audit che avrà il compito di definire il piano di audit e ovviamente attuare l’audit operativamente.

Audit iniziale di certificazione: condotto in due fasi.

La prima fase deve includere la conferma del campo di applicazione e dei confini del SGE per la certificazione, l’analisi della descrizione degli impianti, delle attrezzature, dei sistemi e dei processi inclusi nel campo di applicazione, l’analisi del processo di pianificazione energetica, l’analisi dell’elenco delle opportunità di miglioramento, degli obiettivi e dei piani di azione ed infine la conferma della durata dell’audit sulla base delle fonti energetiche, del personale effettivo, degli usi energetici significativi e del consumo energetico annuale.

Durante la seconda fase l’organismo, prima di prendere la decisione sulla certificazione, deve raccogliere le necessarie evidenze a dimostrazione del miglioramento della prestazione energetica. Tale conferma è necessaria per concedere la certificazione iniziale.

L’audit si conclude con il rilascio di un verbale all’organizzazione ove è riportato l’esito dell’audit e le eventuali anomalie riscontrate rispetto allo standard.

In base alla tipologia di anomalie si possono presentare differenti situazioni:

se dovessero essere rilevate non conformità critiche (ogni OdC ha una propria terminologia che va dalla classificazione tipo primarie, critiche, tipo A, etc.) è necessario risolvere tali rilievi prima di poter procedere alla fase successiva; se si rilevano non conformità secondarie si procede generalmente con l’invio di una proposta di piano delle azioni correttive che viene approvato così da poter procedere alla fase successiva.

Come è noto non sarà il team di audit a riconoscere all’organizzazione l’eventuale certificazione ma tale attività è specifica responsabilità dell’OdC nella successiva attività.

Decisione di certificazione/attività di delibera: in questa fase OdC effettua l’analisi e la valutazione di tutte le informazioni per il rilascio della certificazione iniziale derivante soprattutto dalle indicazioni dell’audit effettuato sul campo e da eventuali successivi documenti quali il piano delle azioni correttive.

Le persone e i comitati che prendono decisioni riguardanti il rilascio della certificazione devono possedere appropriate competenze e non devono aver preso parte all’audit. Il certificato ha una validità di tre anni, nell’arco dei quali vengono programmati audit di sorveglianza (in genere una volta l’anno) per analizzare le necessarie evidenze di audit al fine di determinare se è stato dimostrato o no il miglioramento continuo della prestazione energetica.

Rinnovo: al termine del periodo di validità del certificato viene condotto un audit di rinnovo della certificazione, da effettuarsi solitamente nei 3 (tre) mesi antecedenti la scadenza. Tale audit ha come scopo la conferma del campo di applicazione, la conformità e l’efficacia del SGE e delle sue prestazioni nel periodo di validità della Certificazione ed ha quindi per oggetto tutte le attività dell’audit iniziale di certificazione eseguite in un unico audit da svolgersi in campo.

Le norme della famiglia 50000

Oltre alla ISO 50001, di cui si è ampiamente detto, la famiglia delle norme ISO 50000 comprende:

ISO 50002 - “Energy audits - Requirements with guidance for use”, che rappresenta uno degli standard per la conduzione di una diagnosi energetica.

UNI CEI EN ISO 50003:2016 - “Sistemi di gestione dell’energia - Requisiti per organismi che forniscono audit e certificazione dei sistemi di gestione dell’energia”.

La norma definisce i requisiti di competenza, congruenza e imparzialità nelle attività di audit e certificazione dei sistemi di gestione dell’energia (EnMS) per gli organismi che forniscono tali servizi.

UNI ISO 50004:2015 - “Sistemi di gestione dell’energia - Linee guida per l’implementazione, il mantenimento e il miglioramento di un sistema di gestione dell’energia”.

La norma fornisce una guida e degli esempi per stabilire, implementare, mantenere e migliorare un sistema di gestione dell’energia (EnMS) in accordo con l’approccio sistematico definito dalla ISO 50001.

UNI ISO 50006:2015 - “Sistemi di gestione dell’energia - Misurazione della prestazione energetica utilizzando il consumo di riferimento (Baseline - EnB) e gli indicatori di prestazione energetica (EnPI) - Principi generali e linee guida”.

UNI ISO 50015:2016 - “Sistemi di gestione dell’energia - Misura e verifica della prestazione energetica delle organizzazioni - Principi generali e linee guida”.

La norma definisce i principi generali e le linee guida per il processo di misura e verifica (M&V) della prestazione energetica di una organizzazione o di una sua componente.

ISO 50047- “Energy savings - Determination of energy savings in organizations”.

Un significativo numero di altre norme della famiglia ISO 50000 verrà pubblicata nei prossimi anni; informazioni in tal senso sono disponibili sul sito https://www.iso.org in riferimento ai lavori del comitato tecnico ISO/TC 301.

APPROFONDIMENTI