Si preferisce focalizzare l’argomento sulle forniture in bassa e media tensione poiché queste rivestono la maggior parte delle installazioni elettriche presenti. Molte di queste installazioni interessano anche ingegneri non specializzati in elettrotecnica. Il ricorso alle prestazioni di un esperto del settore può consentire un notevole risparmio sui costi di esercizio degli impianti elettrici, che da solo giustifica ampiamente al committente l’onorario del professionista per tutta la realizzazione dell’opera impiantistica. Alcune considerazioni sono valide anche per le grandi forniture in alta tensione (in questo contesto individuata quando il livello di tensione supera i 50 kV).

Per forniture di energia elettrica con potenza massima a disposizione non superiore a 33 kW le società elettriche effettuano la consegna in bassa tensione [1]. In casi particolari, queste ultime possono effettuare le consegne in bassa tensione anche fino ad un centinaio di kilowatt. Sono di pertinenza dell’ente fornitore dell’energia elettrica:

• l’allacciamento delle utenze alla propria rete;
• la tensione di fornitura;
• l’ubicazione del/i punto di fornitura e di contabilizzazione;
• le caratteristiche dei locali e delle attrezzature del/i punto di fornitura e di contabilizzazione.

Dal punto di fornitura dell’energia, il progettista deve stabilire l’ubicazione dei quadri (o delle cabine) per la distribuzione dell’energia all’interno della proprietà, tenendo in considerazione il baricentro dei carichi elettrici, la classificazione delle aree (in funzione delle destinazioni d’uso dei locali) e lo spazio a disposizione. Benché gli impianti elettrici occupino spazi minimi delle opere civili in cui sono inseriti, non debbono essere trascurate queste volumetrie o ingombrarle con altre destinazioni d’uso. In alcuni casi sono stati ricavati dei cavedi "esterni" alle opere murarie poiché in fase progettuale non era stato previsto il locale contatori o la cabina di trasformazione MT/BT.

Ad esempio, fin dalla progettazione delle opere edili di un edificio per civile abitazione, si fa presente che un vano contatori centralizzati richiede almeno 200x100x30 cm (fino a 24 appartamenti). Il relativo cavedio della colonna montante per l’alimentazione degli appartamenti e dei servizi comuni deve essere di almeno 30 x 30 cm. Nelle nuove realizzazioni, la colonnina di allaccio alle rete BT della società elettrica deve essere posta lungo il perimetro della proprietà, con accesso, per il personale dell’ente elettrico, dal lato della strada; questa occupa uno spazio di circa

120x70x30 cm. In quelle preesistenti, la nicchia all’interno di ogni appartamento deve essere almeno di 28x35x21 cm e posta a circa 1,5 m dal piano di calpestio.

Il progettista dell’impianto elettrico deve conoscere alcune notizie tecniche della fornitura di energia elettrica. Queste sono alla base dei calcoli e dei dimensionamenti dell’impianto. Alcuni dati non sono desumibili dalle conoscenze elettrotecniche o dall’esperienza del progettista, poiché inerenti alla rete di distribuzione a monte del punto di consegna, che è di pertinenza della società elettrica. Pertanto, debbono essere chiesti (con lettera raccomandata) a quest’ultima, in modo da ottenere una risposta da allegare nella documentazione di progetto. La richiesta deve riportare i principali dati dell’utente con il relativo codice identificativo che la società elettrica specifica per ogni fornitura (generalmente indicato sulle fatture). Può essere necessario anche allegare una planimetria o corografia con indicati i confini di proprietà.

• Forniture in bassa tensione (sia monofasi che trifasi): deve essere richiesta la corrente di cortocircuito presente nel punto di allaccio con l’ente elettrico; questo dato consente di stabilire il potere di interruzione che debbono avere gli interruttori dell’impianto e di verificare il corretto intervento delle protezioni elettriche, soprattutto se la rete di distribuzione è molto estesa.
• Forniture in media tensione (impianti alimentati da propria cabina di trasformazione): oltre alla ricerca del valore dell’entità della corrente di cortocircuito (in questo caso è bene specificare per guasto trifase) presente nel punto di allaccio con l’ente elettrico, deve anche essere richiesta la corrente massima di guasto verso terra ed il tempo di intervento dei dispositivi di protezione dell’ente elettrico per interrompere questi tipi di guasto; queste ultime due informazioni consentono di dimensionare la rete di terra dell’impianto e di valutare se occorrono interventi per limitare le tensioni di passo e di contatto; inoltre, questi valori debbono essere indicati nella documentazione per la denuncia degli impianti di terra all’ISPESL (secondo il mod. B del DM n° 519 del 15/10/1993).

Si può chiedere all’ente elettrico conferma su come viene gestito il neutro della rete di alimentazione. Questi, nelle reti di distribuzione pubbliche italiane, è isolato in MT ed è messo a terra in BT. Altre richieste possono riguardare informazioni sulle regolazioni delle protezioni per il loro coordinamento.

Occorre tenere presente che le società elettriche, per loro esigenze, possono modificare, con congruo preavviso (in genere circa 6 mesi), la tensione della fornitura, restando a carico dell’utente la trasformazione del suo impianto e dei suoi apparecchi. In alcuni casi può essere necessario richiedere l’alimentazione doppia o di riserva dalla società elettrica (es. nel caso di ospedali). Ulteriori prescrizioni e consigli possono essere richiesti agli uffici tecnici e commerciali delle società elettriche; alcune hanno redatto delle utili pubblicazioni, quali, ad esempio, la [2].

• i tempi di rilascio da parte di terzi di autorizzazioni, concessioni e licenze (per l’ottenimento dei quali la società elettrica garantirà il massimo impegno) per la predisposizione dei lavori da eseguire;
• tempi necessari alla predisposizione di opere edili o di altri adempimenti per l’allaccio;
• eventi di forza maggiore quali scioperi, maltempo.

Per ottenere una fornitura di energia elettrica, occorre la seguente documentazione:

1. documento di riconoscimento del firmatario del contratto (cliente); eventuale delega più fotocopia del documento di identità del delegante;
2. codice fiscale e partita I.V.A. (se soggetto passivo);
3. titolo comprovante il legittimo possesso dell’immobile (proprietà o locazione);
4. certificato di residenza in bollo o autocertificazione (per le forniture in abitazioni in cui l’utente è residente).

Inoltre le società elettriche possono effettuare forniture provvisorie, generalmente della durata massima di un mese (stagionali se per usi agricoli) in occasione di fiere, convegni, circhi, ecc.. In questi casi occorre il permesso per l’occupazione del suolo.

Il sistema delle tariffe elettriche italiano è uno tra i più articolati e complessi al mondo. Negli ultimi trenta anni, le decisioni sui prezzi dell’energia elettrica sono state di pertinenza del CIP e del Comitato Interministeriale Programmazione Economica (CIPE). Infatti [4], il DPR n° 826 del 1968 assegnava al CIPE il compito di stabilire gli orientamenti generali che dovevano consentire all’ENEL la realizzazione degli obiettivi istituzionali di ente statale (assicurare ai minimi costi di gestione la quantità di energia elettrica adeguata per quantità e prezzo alle esigenze di sviluppo economico del Paese) ed al CIP la determinazione delle strutture e dei livelli tariffari e delle relative condizioni per le forniture di energia elettrica. Quest’ultimo aveva anche funzioni di controllo sull’applicazione dei provvedimenti emanati, in genere, stabiliti dopo aver consultato la Commissione Centrale Prezzi (C.C.P.). I Provvedimenti venivano pubblicati sulla Gazzetta Ufficiale. La legge n° 537 del 1993 ha soppresso il CIP ed il CIPE ed i loro compiti sono stati trasferiti (DPR n° 373 del 1994) al Ministero dell’Industria. Infine, la Legge n° 481 del 1995 ha stabilito che al posto di tutti questi organismi operi l’Autorità per l’energia elettrica ed il gas.

Verso la fine del secolo scorso, con gli sviluppi dell’impiantistica elettrica, sono cominciati gli impieghi "pratici ed industriali" dell’elettrotecnica. Per la nuova materia tecnica si dovevano stabilire le regole amministrative e commerciali tra i Produttori (e distributori) di energia elettrica ed i Consumatori e, innanzitutto, determinare il compenso per l’onere sostenuto dalle imprese elettriche per fornire l’energia. Sorsero le prime forme di tariffa elettrica forfetarie, che prestabilivano un prezzo fisso del servizio elettrico reso (es. illuminazione di una strada), indipendentemente dal tempo, dall’impegno realmente richiesti per l’espletamento del servizio e dalle variazioni del mercato. Con l’introduzione delle tariffe a contatore del tipo monomio, l’utente pagava la quantità di energia da lui utilizzata e misurata in kWh (la potenza era normalmente limitata solo dal grado di sviluppo dell’installazione). In seguito, nacque l’esigenza di limitare l’assorbimento di potenza. Pertanto, vennero introdotti i primi indicatori di massima corrente (Wright). Nel 1882 J. Hopkinson propose una tariffa detta a prezzo base. Questa è del tipo binomia [5], pur se molti utenti non accettavano di pagare un corrispettivo anche per la potenza impegnata (ritenevano più giusta una tariffa monomia, con i prezzi decrescenti al crescere dei consumi):

dove la spesa di utenza comprendeva le spese contrattuali di: servizio lettura, fatturazione, esazione, controllo e manutenzione misuratori, generali; la spesa di potenza comprendeva le spese di capitale e gli oneri patrimoniali per costruzione, esercizio e manutenzione degli impianti. Questa tariffa è tuttora alla base dei sistemi tariffari, in quanto consente meglio di adattare il prezzo dell’energia ai costi di produzione della stessa. Nei primi anni del Novecento le tariffe applicate dalle società (private) elettriche erano molto diversificate da regione a regione, a parità di caratteristiche della fornitura. Allora le amministrazioni delle città, in genere a seguito di un referendum popolare, istituirono le prime Aziende Elettriche Municipalizzate (AEM) o Imprese Elettriche degli Enti Locali (IEEL) per produrre e distribuire l’energia elettrica in regime di municipalizzazione. Le tariffe elettriche cominciarono a rivestire un interesse di pubblica utilità e lo Stato cominciò ad interessarsene, pur se si era ben lontani da un’unificazione per tutto il territorio. Dal 1919 al ’26 fu introdotto, per la prima volta, il "Sovrapprezzo Termico". Occorrerà attendere la fine della Seconda Guerra Mondiale perché si cominci ad unificare la frequenza ed a censire le aziende distributrici: nel ‘51 ne furono rilevate oltre un migliaio suddivise tra aziende municipalizzate, imprese private, consorzi e cooperative. Nel ’53 si organizzò una Commissione per studiare la graduale unificazione nazionale delle tariffe, che avvenne con il Provvedimento CIP n° 941 del 1961: questi due provvedimenti si basarono sull’analisi dei dati di bilancio di un campione significativo di aziende elettriche e valutarono, per i diversi scaglioni di potenza, le utilizzazioni medie ore/anno; ma occorreva ancora approfondire l’uso dello strumento tariffario come elemento del miglioramento del diagramma di carico. Con la "crisi petrolifera" del 1973 venne reintrodotto il sovrapprezzo termico ed alcune agevolazioni per le utenze domestiche (la cosiddetta fascia sociale); queste agevolazioni sono oggigiorno ridimensionate e se ne prevede la graduale abolizione. In questi anni si approfondì lo studiò delle tariffe analizzando l’offerta e la domanda di energia elettrica, i costi ai vari stadi, i consumi dei vari settori di utenza, il confronto con altri sistemi tariffari stranieri. Si elaborò una metodologia per la determinazione della struttura e dei livelli tariffari basata sulla tensione di consegna, sull’energia prelevata, sulla potenza richiesta e sul contributo alla punta (potenza massima) del diagramma di carico, cercando di correlare gli oneri fissi alle punte ed alla tensione di consegna. Nel 1980 vennero introdotte le tariffe multiorarie (in Francia erano state introdotte nel ’57). Con le leggi n° 9 e 10 del 1991 si è cercato di tutelare la produzione da fonti rinnovabili, in parte "disincentivata" fino al ‘92 e, nello stesso anno, è stata introdotta la tariffa bioraria [6].

Nel sistema tariffario nazionale, il prezzo dell’energia elettrica, anche per le forniture più piccole (1,5 kW), è composto almeno da una componente di costo fissa e commisurata all’impegno di potenza richiesto all’ente fornitore e da un’altra componente proporzionale all’energia attiva consumata (tariffa binomia). La struttura tariffaria oggigiorno in vigore è basata sulle disposizioni emanate negli anni ’70, fondate sui costi marginali a lungo termine [7], che cercano di rendere proporzionale il costo del kilowattora ai seguenti fattori :

1. oneri per disponibilità degli impianti a produrre in proporzione alla potenza prenotata dagli utenti;
2. momento del massimo assorbimento (punta);
3. luogo della consegna;
4. fattore di potenza;
5. modulazione e contenuto armonico del prelievo.

Questi fattori tendono ad assicurare l’equilibrio economico del sistema elettrico. I punti a) e b) vengono perseguiti cercando di orientare la domanda di energia elettrica, attraverso una differenziazione delle tariffe per stagione e per ora del giorno, in modo da tenere conto dei maggiori costi della potenza installata per garantire il soddisfacimento della richiesta di potenza di punta (tariffe biorarie e multiorarie). L’utenza domestica non viene influenzata da tali sistemi tariffari, mentre può essere interessata a diversi interventi di risparmio energetico, in quanto nelle forniture di residenza anagrafica, il costo del kilowattora cresce molto rapidamente con il consumo mensile. Per il punto c) sono previsti dei contributi di allacciamento, crescenti all’aumentare della distanza dal punto più vicino della rete di distribuzione dell’energia elettrica preesistente e dell’impegno di potenza. Il punto d) prevede delle penali, in genere applicate alle forniture superiori a 10 kW, quando il fattore di potenza medio mensile è inferiore a 0,9. Inoltre, è vietato scendere a valori del cos j medio mensile inferiori a 0,7 ed erogare verso la rete di alimentazione energia reattiva induttiva (fattore di potenza dell’utente in anticipo). Per il punto e) non sono stati stabiliti oneri aggiuntivi sul costo dell’energia, pur se a livello internazionale sono stati definiti dei limiti a questo tipo di disturbi.

E’ possibile esprimere il costo per l’acquisto dell’energia elettrica (C) con una relazione di validità generale per la moltitudine di tipologie contrattuali attualmente vigenti:

dove si intende:

La relazione per la determinazione del termine C merita alcune osservazioni:

• attualmente non vi è nessun costo se il prelievo dell’energia elettrica genera nella rete di distribuzione delle correnti alternate con contenuto di armoniche;
• il termine CP (fisso) rimborsa le società elettriche del costo di esercizio e di materiale necessario a soddisfare le esigenze dell’utenza per ricevere la potenza contrattualmente richiesta (giustifica il suddetto punto a) );
• i termini CE, CP, SP, SR sono legati al tipo di contratto adottato i cui prezzi dell’energia elettrica e della potenza vigenti sono definiti in [8];
• il termine ST, per alcune forniture, è composto dal sovrapprezzo termico ordinario (compensa i costi per la produzione termoelettrica), dal sovrapprezzo nuovi impianti (compensa le iniziative di produzione con fonti rinnovabili o assimilate), da un’aliquota compensativa per le maggiori imposte di fabbricazione sugli oli combustibili (altra tassa sui prodotti petroliferi) e da una maggiorazione straordinaria sovrapprezzo (per reintegrare quanto investito nella produzione nucleare che è stata bloccata con il referendum del 1987); per gestire tutto il termine ST lo Stato ha istituito un organismo interministeriale, la Cassa Conguaglio Settore Elettrico, che provvede a erogare a ciascuna impresa elettrica un contributo proporzionale agli effettivi costi sostenuti (soprattutto se produce con impianti termoelettrici);
• il termine CT comprende, a seconda del tipo di fornitura, le imposte erariali (tasse sul consumo), le imposte comunali e provinciali (tasse per gli Enti Locali), le imposte addizionali erariali; inoltre si deve aggiungere l’IVA che è calcolata sull’intero importo fatturato (incluse le altre imposte citate);
• da quanto sopra, il termine CE direttamente correlato al prelievo di energia, per alcuni tipi di forniture, costituisce solo il 35% dell’importo totale fatturato;
• a parte i termini ST e CT, su tutti gli altri elementi si forniscono dei criteri di intervento al fine di minimizzare il valore del costo totale C.

Il progettista dell’impianto, deve individuare il quantitativo di energia elettrica e l’impegno massimo di potenza necessari all’alimentazione delle installazioni. Tali dati, se ben previsti e calcolati, consentono di accedere al contratto ottimale di energia dalla società elettrica che comporti la minore spesa per il cliente. Si deve cercare di stimare, con sufficiente approssimazione, il costo complessivo dell’approvvigionamento elettrico, considerando sia i costi di impianto (contributi di allacciamento alla rete della società distributrice, realizzazione della rete privata di distribuzione comprese eventuali autoproduzioni) sia i costi di esercizio (acquisto energia elettrica, esercizio e manutenzione dell’impianto privato, eventuale acquisto di combustibile per l’autoproduzione).

Nel caso di impianti esistenti è possibile analizzare i dati storici energetici dell’impianto. Con l’ausilio dei calcolatori elettronici è possibile controllare gli assorbimenti di energia elettrica durante l’anno: rilevando (tramite opportuni trasduttori) ed archiviando, ad esempio ogni quarto d’ora, la potenza e l’energia assorbite ed elaborandole mediante specifici software (facilmente reperibili sul mercato), è possibile individuare il contratto ottimale applicabile all’impianto in esame. Lo studio può essere effettuato, in prima analisi, sulle bollette dell’energia elettrica dell’impianto degli ultimi 12 o 24 mesi.

Prima di illustrare le valutazioni e le possibili ottimizzazioni dei contratti elettrici, si ricorda che, per le forniture medio-grandi, la Legge n° 10/91 [9] ha istituito la figura del "Tecnico responsabile per la conservazione e l’uso razionale dell’energia", altrimenti detto Energy Manager. Tale professione, per lo spettro di tecnologie e conoscenze richieste, è particolarmente indicata per gli ingegneri. Sono tenuti a nominarlo i soggetti operanti nei settori civile, terziario e dei trasporti le cui attività consumino almeno 1.000 tep (tonnellate equivalenti di petrolio) all’anno (che, in solo consumi elettrici, sono equivalenti ad oltre quattro milioni di kilowattora/anno); invece per gli operatori industriali, l’Energy Manager è obbligatorio per consumi superiori a 10.000 tep/anno.

Per le forniture (monorarie) comprese tra 6 e 400 kW esistono 4 livelli (altri due sono meno importanti) dei corrispettivi sul costo dell’energia elettrica e della potenza, da scegliere in funzione del quantitativo di energia prelevata e delle ore di prelievo nell’anno. Per le forniture oltre i 400 kW (multiorarie), analogamente, esistono altri 4 livelli. Deve essere svolta un’analisi comparata delle necessità energetiche e delle modalità di funzionamento dell’impianto elettrico in funzione delle ore lavorate durante l’anno (h/a). Una indicazione di massima [10, 11] dei livelli di convenienza economica è fornita nella sottostante tabella:

Benché possono essere effettuati prelievi di potenza superiori a quella contrattualmente impegnata, in genere, non sono ammessi prelievi oltre la potenza massima a disposizione. In tali casi, l’ente fornitore può interrompere l’erogazione del servizio fintanto che la potenza non risulti inferiore a quella massima a disposizione e richiedere all’utente di adeguare il proprio contratto. Gli scaglioni di potenza contrattuale da poter impegnare con gli enti elettrici, sono (in kW): 1,5 - 3 - 6 - 10 - 15 (e oltre di 5 in 5).

La relazione QP = CP + SP esprime i due termini correlati con la potenza che incidono sul costo C, e può essere espressa anche QP = 12· cp· Pi + n· k· (Ps-Pi) · cp dove si è indicato con:

cp = corrispettivo tariffario di potenza (Lit/kWmese);

Pi = potenza contrattualmente impegnata (kW);

n = numero di mesi in cui si verifica il supero di Pi;

k = 3 per Pi < Ps £ 1,25Pi; k = 4 se Ps > 1,25Pi; (ovviamente k = 0 se Ps £ Pi);

Ps = potenza di supero (maggiore di Pi) in kW, riscontrata nel periodo di fatturazione (mese).

Supponendo di avere superi entro la potenza massima a disposizione (k = 3 poiché Ps £ 1,25Pi) ed uguagliando a zero la derivata rispetto a Pi della relazione indicata, si ottiene:

dQP/dPi = 12· cp - n· 3· cp = 0; da cui si deduce che è conveniente effettuare fino a 4 superi nel periodo contrattuale (anno), impegnando una potenza inferiore alla massima potenza annuale (punta).

dove:

Ep = energia prelevata in ore piene; Ev = energia prelevata in ore vuote (consumo totale = Ep+Ev);

CP = quota fissa mensile monoraria; CPb = quota fissa mensile bioraria;

cep = corrispettivo unitario dell’energia in ore piene (Lit/kWh) della tariffa bioraria;

cev = corrispettivo unitario dell’energia in ore vuote (Lit/kWh) della tariffa bioraria;

ce = corrispettivo unitario dell’energia (Lit/kWh) della monoraria.

Ad esempio. applicando le tariffe vigenti [8], in prima approssimazione è conveniente la tariffa bioraria se:

• Ev > 30 + 0,93 Ep, nel caso di forniture per usi domestici con Pi = 6 kW (cioè se il prelievo mensile in ore vuote è superiore di almeno 30 kWh rispetto al corrispondente prelievo in ore piene);
• Ev > 0,32 Ep, nel caso di forniture per usi non domestici con Pi > 100 kW (per valori inferiori è sempre conveniente la bioraria).

Si può incrementare il risparmio conseguibile con le tariffe biorarie rinviando alcuni consumi nelle ore vuote, ad esempio installando dei timer elettronici del tipo a programmazione multigiornaliera inseriti direttamente nelle prese di energia (per carichi da circa 1 kW) oppure a valle degli interruttori di alimentazione delle utenze con maggior consumo.

F 1: ore di punta (energia al prezzo più caro), 2+2 ore in giorni feriali invernali (da ottobre a marzo);

F 2: ore di alto carico, 2+6+3 ore in giorni feriali invernali e 3,5 ore nei feriali estivi (aprile-settembre escluso agosto);

F 3: ore di medio carico, 2+9,5 ore nei giorni feriali estivi (escluso agosto);

F 4: ore vuote (energia al prezzo più economico), 6,5+2,5 ore nei giorni feriali, tutti i sabato, domeniche e tutto agosto.

La tariffa dell’energia in F1 può avere un costo anche 15 volte superiore alla tariffa in F4. Un’ottimizzazione di queste tariffe è data dal differimento e modulazione dei carichi: se le esigenze del ciclo produttivo lo consentono, si possono installare delle apparecchiature in grado di controllare un certo numero di carichi il cui singolo assorbimento è notevole, che, secondo una prefissata priorità, sono disinseribili quando si presenta la possibilità (nella media dei 15 minuti) di superare la potenza impegnata in ogni singola fascia oraria. L’impulso per le "aperture" è rilevabile dallo stesso gruppo di misura dell’ente fornitore. Dal controllo del carico, in alcuni casi, si possono trarre anche i benefici di una migliore organizzazione dell’attività produttiva ed un miglior utilizzo degli impianti [11].

In genere per una potenza impegnata superiore a 10 kW la società elettrica, oltre a misurare la potenza massima prelevata (punta), rileva anche i quantitativi di energia reattiva assorbita dal cliente. Il tecnico deve valutare tutti gli interventi di rifasamento, locale (distribuito) e/o centralizzato in grado di contenere il fattore di potenza entro i limiti contrattuali. Spesso, il costo dell’impianto di rifasamento viene recuperato già nel primo anno di esercizio. Si paga la penale sull’energia reattiva (SR) quando questa risulta superiore alla metà del consumo di energia attiva nello stesso periodo di fatturazione (es. mese). La penale aumenta nel caso l’energia reattiva risulta oltre i ¾ del corrispondente prelievo di energia attiva. Si ricorda che la società distributrice può chiedere di modificare gli impianti in modo da ricondurre il fattore di potenza entro i valori consentiti.

Ai giorni nostri il sistema tariffario in vigore, pur se costituisce il necessario riferimento per gli sviluppi futuri, presenta un ventaglio di prezzi medi troppo aperto e le componenti indicate nei termini ST e CT del costo totale C sono poco comprensibili. Il Governo intende adattare e migliorare le tariffe elettriche, soprattutto in vista dell’applicazione (entro il 1998) della Direttiva Europea sulla liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica [13].

Ai prezzi dell’energia non possono essere più assegnati obiettivi propri di altri strumenti di politica economica, sociale ed industriale del Paese, quali il sostegno di determinate categorie d’utenza o blocchi inflazionistici. Il gestore del servizio elettrico si dovrà porre di fronte a tutta l’utenza in una posizione di assoluta imparzialità in un sistema di prezzi correlati esclusivamente alle caratteristiche della fornitura ed alle modalità di prelievo delle utenze. Per realizzare questa riforma delle tariffe, da quest’anno ha cominciato fattivamente ad operare l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, un organismo autonomo con potere d’analisi e di intervento e con gli obiettivi di promuovere l’efficienza e la concorrenza nei servizi sottoposti a regolamentazione, di assicurare adeguati livelli di qualità negli stessi servizi in condizioni di economicità e di redditività, di definire un ordinamento tariffario certo e trasparente, di tutelare gli interessi dei consumatori, tenendo conto degli indirizzi di politica generale formulati dal Governo. L’Autorità per la determinazione dei prezzi del servizio elettrico, deve, inoltre, stabilire una procedura di periodico rilievo delle variazioni dei costi, al fine di operare tempestivi adeguamenti tariffari. Inoltre, è stato sancito che il sistema tariffario deve "armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse" (art. 1). La regolazione del sistema tariffario indicato dalla legge è quella cosiddetta del Price-Cap, secondo il quale si stabilisce una tariffa T₀ (prezzo dell’energia elettrica) all’anno zero, le cui variazioni nei successivi anni vengono calcolate in funzione di alcuni parametri. Tra questi ultimi si ritiene significativo introdurre [14]:

• l’indice dei prezzi al consumo;
• l’incremento della produttività annuo (stabilito dal regolatore);
• il fattore di qualità del servizio;
• i costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali;
• i costi derivanti dall’adozione di interventi volti al controllo e alla gestione della domanda (DSM) attraverso l’uso efficiente delle risorse.

In particolare, l’ultimo termine consentirebbe alle aziende elettriche che investono in miglioramento dell’efficienza presso i consumatori finali, di recuperare i costi sostenuti per mezzo di un leggero incremento del prezzo del kilowattora, che non graverebbe sui consumatori. Ad esempio, se le società elettriche potessero avere una piccola autonomia tariffaria (poter aumentare di qualche percento il costo del kilowattora) queste potrebbero avviare delle azioni di orientamento della domanda (clienti) con interventi sull’efficienza energetica, l’impiego delle fonti rinnovabili e l’assistenza tecnica ai consumatori; sarebbero proprio questi ultimi ad ottenere una riduzione dei loro consumi e delle loro bollette.

L’Autorità, nell’intento di favorire alcuni processi di razionalizzazione, di semplificazione e di maggiore comprensibilità, ha cominciato a promulgare alcune Delibere: la n° 70/97 del 26 giugno (G.U. n° 150 del 30/6/1997) ha stabilito che (art. 1.6) ai fini della trasparenza tariffaria, le imprese distributrici dovranno indicare sulla fatturazione all’utenza e con separata evidenza contabile, l’ammontare di ogni singola componente (5) del termine ST e l’ammontare di ogni singola componente (5) del termine CT.

Nell’attesa delle nuove regolamentazioni dell’Autorità, si segnalano alcune iniziative di trasparenza nei rapporti tra i gestori del servizio elettrico ed i clienti/utenti: le aziende elettriche hanno adottato la Carta dei Servizi ai sensi della Direttiva del Presidente del Consiglio dei Ministri del 27/1/1994 concernente dei principi sulle erogazioni dei Servizi Pubblici. In sostanza le società elettriche dichiarano di impegnarsi nei confronti dei loro clienti circa il livello di qualità dei servizi forniti. Vengono ribaditi i principi di uguaglianza ed imparzialità di trattamento agli utenti serviti, di cortesia, efficacia, efficienza e continuità del servizio elettrico fornito. Inoltre vengono stabiliti gli indennizzi che il gestore deve corrispondere in caso di omessi o ritardati adempimenti contrattuali. La sottostante tabella riporta alcuni parametri significativi della qualità del servizio elettrico:

Inoltre, su proposta delle Associazioni di Consumatori, alcune società elettriche hanno istituito la figura del Garante. Questi verifica la correttezza dei procedimenti amministrativi e svolge un’attività di assistenza e tutela non giurisdizionale dei clienti, che tende alla soluzione bonaria dei problemi posti e delle eventuali controversie insorte.

Per concludere, si fa presente che i consumatori di energia elettrica sono stati, di proposito, definiti indifferentemente utenti o clienti. Si precisa che i primi sono coloro che usufruiscono del servizio elettrico, svolto prevalentemente da aziende o società elettriche pubbliche con "l’esclusiva" nella zona servita (monopolio); mentre, i secondi sono coloro che possono scegliere da chi acquistare l’energia in regime di libero mercato. Pertanto, con il termine "clienti" si sono voluti anticipare i possibili sviluppi del mercato elettrico, in analogia ad altre forme di servizi o prodotti in cui si sono presenti o sono nati più operatori economici, quali, ad esempio, le telecomunicazioni, le banche, le compagnie aeree.

Guide e pubblicazioni per gli utenti dell’Enel S.p.A. e dell’ACEA