Massimo Salaris

Di tanto in tanto, mi arrivano dei curriculum vitae di ragazzi che vorrebbero lavorare nel settore del fotovoltaico. Inizialmente non volevo pubblicare anche questa sezione perchè ci sono siti dedicati all’argomento, ma poi leggendo curriculum di ragazzi a mio parere veramente in gamba, come questo qui, mi sembrava quasi di fargli un dispetto.

E così oggi, oltre a dare una mano alle aziende che vogliono avere una vetrina gratuita sul nostro sito, ho deciso di dare la stessa visibilità anche ai ragazzi che vogliono entrare in questo settore.

Partiamo con Massimo, un sardo che tra le sue esperienze ha anche provato ad aprire un’azienda e ha avuto modo di farsi le ossa sul campo.

Il curriculum-vitae che mi ha chiesto di pubblicargli occupa ben 5 pagine

L’ impronta Aziendale ha indirizzato la Società all’utilizzazione di prodotti alto di gamma , in modo da fornire una Assistenza capillare sul territorio e garanzie certe di qualità, rendimento e produttività.

La compagine Societaria è composta da 3 Soci fondatori a cui, nel 2007, si è aggiunto un Socio finanziatore. Tutti i Soci possono vantare profili formativi eterogenei che hanno portato la Società ad alti livelli di conoscenza e capacità realizzativa.

Energia Zero srl realizza:

• Impianti fotovoltaici chiavi in mano.
• Impianti solari termici ad alta efficienza per produzione ACS e integrazione al riscaldamento.
• Impianti di riscaldamento con pannelli radianti a parete e pavimento.
• Impianti con pompe di calore geotermiche ed aria-acqua ad alto COP.

Alcuni prodotti commercializzati:

• Prodotti per fotovoltaico: Sanyo, Kyocera, SMA, Fronius, Emmvee, Soleos , PowerOne, Kaco.

( Produttori Italia, Germania , Giappone)

• Prodotti per il solare termico: Consolar ( Produttori Germania)
• Prodotti per la generazione: Buderus, Atag, (Produttori Germania, Olanda , Austria)
• Gruppi e stazioni di pompaggio Lovato, Consolar, Rossato Group (Produttori Italia , Germania)

-          tetti di edifici comunali

-          coperture per parcheggi comunali

Aree oggetto del bando: due aree parcheggio (tribunale e adriatic arena) e tetti di 12 immobili di proprietà comunali (nuovo tribunale, mercato ortofrutticolo, plesso via Petrarca,  palestra celletta, spogliatoi campo baseball, spogliatoi campo calcio villa fastiggi, scuola Leopardi, scuola Manzoni, scuola Galilei, scuola via Recchi, palestra via Turati, circoscrizione Villa Fastiggi).

Superficie disponibile: 6.772 mq. tetti piani; 2.245mq. tetti a falde (stima di effettivo utilizzo 561 mq.); 25.176 mq aree parcheggio.
Modalità contrattuale: concessione in comodato d’uso gratuito, in caso di riduzione o azzeramento della bolletta energetica relativa agli edifici interessati dagli impianti fotovoltaici; oneroso, mediante offerta di canone di locazione, nel caso in cui non si prevede riduzione o azzeramento della bolletta energetica relativa agli edifici interessati dagli impianti fotovoltaici oppure nei casi di superfici dove non è previsto alcun consumo energetico.

Modalità operative:

• l’investitore diventa il soggetto che fruirà dei vantaggi del Conto Energia e/o vendita energia degli impianti installati sulle proprietà comunali
• il comune fruirà dei vantaggi connessi alla riduzione della bolletta energetica e del canone di locazione nei casi in cui non ci sarà riduzione di bolletta energetica

Effetti :

• riduzione dei consumi energetici dell’”Azienda comune”
• notevole incremento delle fonti rinnovabili sul territorio(stima produzione energia: 2 milioni di kwh/anno)
• riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera stimate in 1.400 Tonn.

Scadenza presentazione domande: 30 settembre 2008. Una ditta (o un’associazione temporanea di ditte) può partecipare a entrambi i bandi.

Per maggiori informazioni visitate il sito: Pesaro Ambiente

Ancora una volta i nostri broker di fiducia hanno scovato un’occasione davvero ghiotta, curiosa ed interessante. Acquistare un impianto di un certo dimensionamento, significa sborsare un’ingente cifra di danaro, che non è alla portata di tutti. E Rental Place offre KWpack la soluzione davvero “chiavi in mano”, perchè risolve i problemi di budget e liquidità, i canoni di noleggio sono interamentededucibili nell’esercizio di competenza (anche ai fini IRAP), e offre un’attrezzatura moderna, controllata, verificata.Per un’analisi dei costi e ricavi ti invitiamo a leggere l’articolo: Noleggiare un impianto fotovoltaico Mitsubishi da 500 kw

Il Conto energia conviene, ma la gente spesso si scoraggia e non lo sfrutta.
I motivi sono vari, ma - a monte di tutto - c’è il fatto che bisogna dedicare molto tempo ad informarsi, a seguire i lavori e ad occuparsi della burocrazia e dei rapporti con i vari professionisti. Col rischio poi che se si sbaglia qualcosa, soldi e tempo vadano perduti.

Un altro problema è quello dell’investimento iniziale: se non si hanno i liquidi, in teoria si può chiedere un finanziamento alle varie banche che hanno una convenzione col GSE. Solo che, secondo Quotidianocasa, esiste una specie di “cartello” bancario, che fa sì che tutte le banche offrano condizioni di finanziamento svantaggiose.

Proprio perché il Conto energia è una faccenda complessa, servono per i profani soluzioni “chiavi in mano”, dove chi vuole installare i pannelli acquisti un “pacchetto” garantito da chi vende e senza fare investimenti iniziali.

E’ quindi necessario cercarsi offerte “all-inclusive”, come quella escogitata da Jacopo Fo con il suo gruppo di acquisto dei pannelli fotovoltaici. Fo propone a chi vuole entrare nel gruppo di acquisto una soluzione che va dal progetto, all’installazione fino al finanziamento.

Cercando soluzioni di questo tipo, mi sono imbattuto anche nell’offerta della Sun System, che mi pare particolarmente vantaggiosa.

Si tratta di un pacchetto che comprende tutto: sopralluogo tecnico e preventivo gratuito (niente spese iniziali, come richiesto invece dalla maggior parte delle aziende, di solito sui €500); finanziamento agevolato con i partner finanziari dell’azienda (opzionale); gestione di tutte le pratiche e di tutta la burocrazia (dai Comuni fino al GSE!); progetto, lavori e collaudo; materiali; assicurazione dell’impianto; garanzia.

In questo modo non ci si deve occupare di nulla e, in qualche mese, si hanno i pannelli sopra la testa senza aver scucito un solo centesimo! Si smette di pagare la bolletta da subito e si incassa anche qualcosa.

Se si richiede il finanziamento, bisogna essere consapevoli del fatto che si acquistano due prodotti: l’impianto con i servizi connessi e, appunto, il finanziamento. Sul sito della Sun System non sono specificate le condizioni contrattuali, ma parlando con loro ho saputo che si tratta di un finanziamento a tasso fisso, che se ho capito bene si aggira sul 6-7% annuo (se qualcuno della Sun System leggesse questo post, sono disponibile per eventuali rettifiche).

Mi sembra un’ottima offerta. Se avete trovato qualcosa di simile o di meglio, fatemelo sapere nei commenti. Grazie.

Storia

Il Conto energia arriva in Italia attraverso la Direttiva comunitaria per le fonti rinnovabili (Direttiva 2001/77/CE), che viene recepita con l’approvazione da parte del Parlamento italiano del Decreto legislativo 387 del 2003. L’avvio del conto energia passa per altre due tappe, in particolare l’approvazione del Decreto attuativo n. 181 del 5 agosto 2005 (che fissa i tempi e i termini di attuazione) e la Delibera 188 del 14 settembre 2005 (che invece stabilisce i modi di erogazione degli incentivi).

Dal 19 settembre 2005 è possibile presentare la domanda al GRTN (Gestore del sistema elettrico) per accedere al Conto energia. Nel frattempo GRTN è diventato GSE (Gestore servizi elettrici) a seguito del passaggio a Terna Spa del ramo d’azienda dedicato alla gestione della rete elettrica.

La copertura finanziaria necessaria all’erogazione di questi importi è garantita da un prelievo tariffario obbligatorio (cod. A3) a sostegno delle fonti rinnovabili di energia, presente dal 1991 in tutte le bollette dell’energia elettrica di tutti gli operatori elettrici italiani. Va comunque segnalato che con la componente A3 sono finanziati anche gli impianti CIP6, tra cui sono presenti non solo quelli alimentati da fonti rinnovabili ma anche quelli alimentati da fonti “assimilate” (cogenerazione, fumi di scarico, scarti di lavorazione e/o di processi industriali, fonti fossili prodotte da giacimenti minori isolati, inceneritori…): ciò ha di fatto impedito e ritardato lo sviluppo del fotovoltaico poiché la componente A3, per i motivi appena citati, è risultata abbastanza onerosa nel finanziamento di queste ultime (nel nostro paese privilegiate rispetto al fotovoltaico). Da gennaio 2007 non possono più essere finanziate nuovi impianti a fonti “assimilate”, ma solo quelli già autorizzati.

Condizioni

A differenza del passato, in cui l’incentivazione all’utilizzo delle fonti rinnovabili avveniva mediante assegnazioni di somme a fondo perduto, grazie alle quali il privato poteva limitare il capitale investito, il meccanismo del conto energia è assimilabile ad un finanziamento in conto esercizio, in quanto non prevede alcuna facilitazione particolare da parte dello Stato per la messa in servizio dell’impianto.

Il principio che regge il meccanismo del Conto energia consiste nell’incentivazione della produzione elettrica, e non dell’investimento necessario per ottenerla. Il privato proprietario dell’impianto fotovoltaico percepisce somme in modo continuativo, con cadenza tipicamente mensile, per i primi 20 anni di vita dell’impianto. Condizione indispensabile all’ottenimento delle tariffe incentivanti è che l’impianto sia connesso alla rete (grid connected). La dimensione nominale dell’impianto fotovoltaico deve essere superiore a 1 kWp. Non sono incentivati dal Conto energia quegli impianti fotovoltaici destinati ad utenze isolate e non raggiunte dalla rete elettrica.

Tra i componenti dell’impianto, i moduli fotovoltaici devono obbligatoriamente rispettare la normativa IEC 61215 e possibilmente, per la sicurezza elettrica e di chi acquista, essere certificati per l’utilizzo come componente in Classe II (componente con doppio isolamento) definito dalle norme. Il sistema di conversione, deve essere conforme alla norma italiana CEI 11-20 e, per quanto concerne alcuni aspetti tecnici, alle specifiche tecniche del gestore locale della rete (esempio per ENEL la specifica tecnica DK5940 Ed. Feb 2006, per AEM ne esiste una simile, etc), in quanto pur circolando l’euro in Europa un gruppo di conversione realizzato per il mercato Italiano (con marchio CE) non può essere atto all’utilizzo in Francia, Germania, Olanda, etc e viceversa (fra l’altro il comitato tecnico italiano CEI numero 11 è stato quello che ha rifiutato l’adozione in Europa della norma internazionale che avrebbe “leggermente” standardizzato questi dispositivi in Europa e che avrebbe consentito di comprare un inverter in Germania e installarlo in Italia per esempio). In tutta Europa quindi ogni paese in questo tema ha una sua norma.

Il tetto massimo annuo finanziabile, con l’ultimo decreto ministeriale di febbraio 2006, è stato fissato in 85 MWp, divisi in 60 MWp di impianti inferiori a 50 kWp e 25 MWp di impianti superiori. Raggiunti questi tetti la categoria viene dichiarata negativa dal GSE, che procederà a rigettare le eventuali ulteriori domande pervenute, obbligando gli intestatari al reinvio delle stesse nell’anno successivo.

Dal lato economico i soggetti pubblici interessati da questa campagna sono GSE Spa e il gestore di rete che prende in carico l’energia. Con l’entrata in vigore del nuovo Decreto pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale nr. 38 del 15 febbraio 2006, si è istituita una profonda spaccatura tra impianti casalinghi (intestati a persone fisiche) e mini-centrali (intestate a soggetti con personalità giuridica).

Ecco in sintesi le differenze:

Persone fisiche

Un esempio di integrazione architettonicaI privati possono essere intestatari di impianti da 1 a 20 kWp, installati su suolo o tetto di proprietà, esclusivamente nel caso di concomitanza del punto di consegna con il punto di prelievo, ovvero solo nel caso di applicazione di scambio sul posto a livello fisico.

Il beneficiario percepirà 0,445 €/kWh da parte del GSE limitatamente a quanto reso disponibile alle proprie utenze, ovvero soltanto la parte di produzione autoconsumata viene incentivata. Il meccanismo di scambio sul posto consente di operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in rete dall’impianto medesimo e l’energia elettrica prelevata dalla rete:sulla base di tale saldo avviene il calcolo e l’erogazione dell’incentivo. L’energia elettrica immessa in rete e non consumata nell’anno di riferimento costituisce un credito, in termini di energia, che può essere utilizzato nel corso dei tre anni successivi a quello in cui matura. Al termine dei tre anni, l’eventuale credito residuo viene annullato e non è più incentivabile.

Potrà usufruire dell’incentivo su tutta l’energia prodotta se rinuncia al servizio di scambio sul posto. L’eventuale eccesso di produzione non autoconsumato (in questo caso però l’eccesso è quello istantaneo e non quello calcolato a fine anno!) può essere rivenduto ad un gestore (ENEL o società analoga), alle tariffe fissate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) riportate più avanti. In tal caso però è necessario possedere partita IVA.

La durata dell’incentivo è pari a 20 anni. La tariffa iniziale, per chi viene ammesso agli incentivi a partire dal 2007, viene determinata a partire dal valore dell’anno precedente con una riduzione del 5% annuo corretta dall’adeguamento ISTAT. Determinata la tariffa iniziale, essa è mantenuta fissa per i 20 anni di incentivazione.

A questo meccanismo si aggiungono le possibilità offerte dallo scambio sul posto, cioè la possibilità di autoconsumare senza alcuna spesa la propria produzione energetica, portandola in decurtazione dalle proprie bollette della corrente elettrica. In questo modo oltre all’incentivazione si guadagna non il prezzo di mercato all’ingrosso ma il prezzo al dettaglio, sensibilmente superiore. Anche qui l’eventuale surplus di produzione rispetto ai consumi viene portato a credito, costituendo una specie di bonus energetico spendibile entro 36 mesi.

È previsto un incremento della tariffa del 10% nel caso di integrazione architettonica, ma in questo caso viene perso l’adeguamento ISTAT fino al 2012.

La liquidazione delle spettanze avviene su base mensile, eventualmente rimandata al mese successivo qualora il credito risultante fosse inferiore a 250,00 €.

Persone giuridiche

I soggetti titolari di Partita IVA possono beneficiare di un’incentivazione sull’intera produzione fotovoltaica, e non solo sulla parte autoconsumata.

Questi soggetti possono ottenere queste tariffe:

• 0,445 €/kWh per gli impianti da 1 a 20 kWp che optano per lo scambio sul posto;
• 0,46 €/kWh per gli impianti da 1 a 50 kWp che optano per l’intera cessione in rete;
• 0,49 €/kWh da sottoporre a ribasso d’asta per gli impianti da 50 kWp a 1 MWp (1000 kWp).

Nel caso di cessione in rete, l’eventuale eccesso di produzione non viene portato a credito, ma istantaneamente rivenduto ad un gestore (ENEL o società analoga), alle tariffe fissate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) di:

• 0,095 €/kWh per impianti dalla produzione annua inferiore a 500 MWh;
• 0,08 €/kWh per impianti dalla produzione annua compresa tra 500 MWh e 1 GWh (1000 MWh);
• 0,07 €/kWh per impianti dalla produzione annua maggiore di 1 GWh.

Questa operazione di vendita avviene in regime IVA.

Anche in questo caso, la durata dell’incentivo è pari a 20 anni. La tariffa iniziale, per chi viene ammesso agli incentivi a partire dal 2007, viene determinata a partire dal valore dell’anno precedente con una riduzione del 5% annuo corretta dall’adeguamento ISTAT. Determinata la tariffa iniziale, essa è mantenuta fissa per i 20 anni di incentivazione.

Si noti che per gli impianti superiori a 50 kWp, il nuovo Decreto ha sostituito l’obbligo di presentare fideiussione di 1500 €/kWp al momento della domanda con l’obbligo di presentare un’autocertificazione di impegno a costituirne una di 1000 €/kWp solo in caso di ottenimento della tariffa incentivante.

Se il soggetto responsabile dell’impianto è un’Amministrazione dello Stato, una Regione, una Provincia autonoma oppure un Ente Locale è esentato dal suindicato obbligo di prestare cauzione.

Una ulteriore facoltà concessa alle persone giuridiche è la possibilità di impiego di moduli secondo la norma CEI EN 61646 (82-12): “Moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri.”

Con il conto energia il tempo di ammortamento di un impianto fotovoltaico è di circa 11 anni (per il Nord Italia), per cui solo dal 12° anno in poi l’impianto diventa in qualche modo redditizio. Nelle valutazioni economiche è inoltre necessario considerare anche la vita utile dei pannelli (tipicamente 20 anni), e soprattutto il rendimento, che non è costante per tutta la vita del pannello, ma cala gradualmente con il passare del tempo.

Iter burocratico

Al GSE vanno inviate le richieste di accesso alle tariffe, complete di tutti gli allegati del caso (tra cui un progetto preliminare), come richiesto dalla normativa, nei mesi di marzo, giugno, settembre e dicembre. Il GSE si fa carico di analizzarle entro il primo mese del trimestre successivo e assegnare in ordine cronologico le tariffe incentivanti.

Nel caso di impianti di dimensioni maggiori di 50 kWp l’ordine cronologico viene sostituito dall’ordine dettato dal ribasso d’asta proposto dal beneficiario degli incentivi (ovvero dal futuro proprietario dell’impianto), previa apertura pubblica delle buste sigillate contenenti i ribassi d’asta proposti.

Entro 60 giorni dal termine del trimestre, il GSE analizza tutte le domande pervenute e comunica gli esiti agli interessati mediante raccomandata entro i successivi 30 giorni. In genere al termine dei primi 60 giorni viene pubblicata una graduatoria anonima sul sito del GSE che anticipa agli interessati l’esito della domanda. In graduatoria vengono indicati soltanto nominale impianto e comune di ubicazione, presumibilmente per evitare ai beneficiari contatti commerciali indesiderati, come già lamentato ai tempi dei bandi regionali della campagna 10.000 tetti fotovoltaici. Va segnalato per dovere di cronaca, che una non quantificata fuga di notizie sembra essere effettivamente in atto, stando alle dichiarazioni di numerosi soggetti beneficiari contattati commercialmente da grandi compagnie energetiche “informate” della loro domanda in Conto Energia. Al momento di scrivere, tuttavia, nessuno si è prodotto in una formale denuncia in tal senso, dando a questi accadimenti un ragionevole margine di dubbio.

Dalla data di ricevimento della comunicazione positiva, il beneficiario ha 6 mesi di tempo per dare inizio formalmente ai lavori, e 12 mesi di tempo per concluderli. Queste tempistiche vengono raddoppiate nel caso di impianti dal nominale maggiore di 50 kWp. In questa fase non è prevista alcuna sanzione per la rinuncia alla realizzazione dell’impianto anche in caso di risposta positiva, previa comunicazione ufficiale al GRTN.

Il nuovo decreto ha eliminato la necessità di presentare il progetto definitivo al GSE e al gestore della sua rete (ENEL o società analoga) entro 60 giorni dalla risposta, rimandando di fatto questa pratica al cosiddetto As built finale, nel caso di piccoli impianti in cui è sufficiente una Denuncia di inizio attività, per la quale un progetto definitivo non è indispensabile.

Il gestore di rete ha 30 giorni di tempo dal ricevimento del progetto preliminare per comunicare il punto di consegna, ovvero in che punto la rete verrà predisposta a prendere in carico quanto prodotto dall’impianto. Tutte le spese per il raggiungimento del punto di consegna designato dal gestore saranno a carico del beneficiario.

Alla chiusura del cantiere viene rilasciato un regolare certificato di collaudo impianto, che va inviato al gestore di rete per ottenere la connessione. Il gestore della rete ha 30 giorni di tempo dal ricevimento del certificato di collaudo per allacciare fisicamente l’impianto e autorizzare l’entrata in esercizio dell’impianto. Entro 6 mesi di tempo dalla data del collaudo l’impianto deve entrare in esercizio regolare, con opportuna comunicazione sia alla società che gestisce la rete (ENEL o analoga) che al GSE, che assegnerà al beneficiario il relativo codice POD.

Vantaggi e svantaggi

Il meccanismo del Conto energia è stato atteso da anni da parte degli operatori del settore, soprattutto quando le sue qualità si sono messe in luce in Germania nel mese di maggio del 2004, dove si è generato un vero e proprio volano economico, occupazionale e culturale. Se si considera che tra gli stati europei l’Italia è uno dei più assolati, soprattutto nelle regioni meridionali, risulta quantomeno curioso che il settore fotovoltaico fosse in assoluto tra i meno sviluppati al mondo, stando ai dati del 2004.

Con le dovute approssimazioni del caso, si rileva come usando tecnologie comuni un impianto fotovoltaico sia in grado di generare approssimativamente 1150 kWh annui per ogni kWp di moduli fotovoltaici installati. Questo valore sale fino a 1500 kWh spostandosi progressivamente verso sud. Questi dati stridono fortemente se paragonati ai 600 kWh/kWp annui della regione tedesca, ai vertici mondiali in quanto a produzione elettrica da fonte fotovoltaica.

La favorevole situazione climatica italiana permette al beneficiario di rientrare interamente dei costi sostenuti entro il decimo anno, e di realizzare approssimativamente altrettanto nei successivi 10 anni. Al sud la situazione migliora ulteriormente, poiché l’investimento tende a rientrare in 8 anni circa.

Di contro, a differenza dei finanziamenti a fondo perduto precedentemente impiegati per incentivare il settore, non vi è alcuno strumento di agevolazione per l’esborso necessario alla realizzazione dell’impianto fotovoltaico. Addirittura l’agevolazione IRPEF dedicata alle ristrutturazioni edilizie è stata resa parzialmente incompatibile con le tariffe incentivanti, decurtandole di 1/3 per tutti i vent’anni previsti.

Per gli impianti non superiori a 20 kW, con il nuovo decreto di febbraio 2006, è possibile scegliere fra 2 opzioni, la prima prevede di sottoscrivere con il distributore locale un contratto di scambio sul posto, in tal caso è incentivata la produzione per i propri consumi e ciò implica che è vantaggioso dimensionare l’impianto sul proprio fabbisogno. Eventuale eccedenza di produzione non viene pagata ma messa in un conto e consumabile sino a tre anni più tardi. L’altra opzione prevede che l’incentivo venga erogato per tutta la produzione immessa in rete o autoconsumata in parte o in toto, in loco e nel momento che viene prodotta. Tuttavia quest’ultima possibilità, pur allineando la tariffa a quella degli impianti superiori, è preclusa ai privati, a causa della necessità che il titolare dell’impianto abbia personalità giuridica.

La situazione attuale

Di fatto reso operativo il 19 settembre 2005, il Conto energia ha avuto un successo inaspettato, esaurendo in soli 9 giorni lavorativi il monte impianti finanziabile secondo il Ministero fino al 2012, di 100 MWp. Con il decreto di febbraio 2006, la capacità incentivabile è stata incrementata da 100 a 500 MW sino al 2015.

Secondo quanto dichiarato dal GSE stesso mediante comunicato stampa, i dati relativi alle domande presentate dal 19 settembre 2005 al 31 dicembre 2005 sono stati:

• 11915 richieste pervenute per un totale di 345,5 MWp;
• 9121 richieste approvate per un totale di 266 MWp.

Questo successo al di là di ogni previsione, secondo alcuni avrebbe rappresentato la prova dalle esigenze del mercato da troppo tempo disattese nelle precedenti legislature. Secondo altri avrebbe invece rappresentato la prova della mancanza di cognizione di causa da parte della legislatura Berlusconi, che avrebbe risposto alle richieste del mercato ponendo un contingentamento di settore immotivato e deleterio (inesistente nella già citata realtà tedesca). Secondo altri ancora, il prematuro raggiungimento del contingentamento sarebbe da attribuirsi ad una non meglio chiarita operazione di “inquinamento di mercato” da parte di grandi compagnie energetiche estranee al settore fotovoltaico, le uniche che secondo costoro sarebbero dotate di sufficienti agganci politici per ottenere le informazioni necessarie a produrre migliaia di domande in così poco tempo; domande le cui specifiche erano coperte da assoluta segretezza fino ad 9 giorni prima della scadenza. Alla data odierna, tuttavia, nessun soggetto si è prodotto in dichiarazioni ufficiali circa la fondatezza o meno di questi sospetti. Nessun soggetto privato ha infatti accesso alle informazioni relative alle identità dei beneficiari degli incentivi, senza le quali queste ed altre voci non possono essere considerate attendibili.

Va inoltre notato che il fatto che non esista alcuna penale per la mancata realizzazione dell’impianto rende le sedute di approvazione delle tariffe artificiosamente affollate di pratiche senza alcun futuro.

Nel mese di dicembre 2005 il Ministero delle Attività Produttive ha deliberato l’innalzamento del tetto massimo a 500 MWp (pur se divisi in step successivi), riaprendo di fatto istantaneamente le sorti del Conto energia in Italia, che ora sono contingentate annualmente a 85 MWp.

Nel mese di giugno 2006 il neo-ministro dell’Ambiente Alfonso Pecoraro Scanio ha rilasciato un’intervista nella quale dichiarava apertamente che il primo dei suoi interventi sarebbe stato la revisione delle regolamentazioni per lo sviluppo del settore fotovoltaico italiano, in concerto con il Ministero dello Sviluppo Economico, che nell’attuale legislatura ha sostituito il Ministero delle Attività Produttive. Tutti gli operatori di settore sono concordi nell’interpretare queste affermazioni nella volontà di correggere i tre punti più critici del conto energia: il tetto annuo, le tariffe progressive all’aumentare della dimensione impianto e la mancanza di penale sulla mancata realizzazione impianto. In particolare, l’intervento in assoluto più atteso è la risoluzione definitiva del problematico tetto annuo, non tanto con l’eliminazione del contingentamento, quanto con l’eliminazione dell’intero iter burocratico delle domande di ammissione. Sono infatti moltissimi gli impianti autorizzati dal GSE ma impossibili da realizzare per motivi normativi o addirittura tecnici.

I vizi presenti ma non rilevati includono casi di:

• Indirizzi inesistenti;
• Fondi sotto palese vincolo ambientale;
• Impianti multipli sullo stesso fondo;
• Impianti N volte più grandi della dimensione del fondo su cui dovranno poggiare;
• Mancanza di proprietà e/o possesso sul fondo da parte dell’intestatario;
• Soggetti giuridici inesistenti (ovvero Partite IVA errate);
• Incongruenza tra tipologia di beneficiario e tipologia impianto (privati intestatari di impianti > 20 kWp).

La numerosità di queste casistiche sembrerebbe confermare che in sede di approvazione dei progetti, i periti nominati da GSE per lo scrutinamento non si occupino di effettuare alcuna verifica, dando indiretto adito a chi intravvede nell’intricato iter burocratico dei fini diversi dal mero contingentamento.

Nel mese di agosto 2006, tardando ogni iniziativa da parte del legislatore, il GSE ha ufficialmente comunicato l’esaurimento del contingentamento 2006 durante la sola scadenza di marzo, dove come previsto la risposta del mercato è risultata in rapporto di 4:1 rispetto ai tetti disponibili. Le domande di ammissione al conto energia nel frattempo inviate dai privati durante il mese di giugno sono state messe agli atti come “non analizzate”. Va notato che il GSE, nonostante avesse ufficialmente l’incarico di comunicare tempestivamente l’esaurimento dei tetti, e nonostante avesse nel frattempo ceduto la gestione della rete nazionale a Terna SpA per meglio concentrare le forze sul fotovoltaico, abbia tardato di oltre 4 mesi questa comunicazione, vanificando il lavoro di 3 mesi dell’intero settore con relativo indotto. Va evidenziato comunque che per ovviare per tempo a questo disservizio, il GSE si era prodotto in dichiarazioni negative in tal senso, seppur via call center e news sul relativo sito internet, anziché comunicati stampa ufficiali. Le scadenze di settembre e dicembre 2006 non hanno avuto luogo.

Il nuovo Conto Energia

Grazie al D.M. del 19 Febbraio 2007 il Ministero dello Sviluppo Economico ha fissato i nuovi criteri per incentivare la produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici. Il provvedimento consente di eliminare parte delle lungaggini burocratiche che avevano appesantito il precedente “Conto Energia”. In particolare non è più necessario attendere l’accoglimento da parte del GSE (ex GRTN) delle tariffe incentivate, poiché una volta richiesto l’allaccio al Gestore di rete locale, si potrà procedere direttamente alla realizzazione dell’impianto, e dopo averlo collegato alla rete elettrica ottenere il riconoscimento per 20 anni della tariffa incentivante in base al tipo di impianto realizzato. Vengono ovviamente incentivate tariffe su impianti che favoriscono l’accorpamento architettonico all’edificio per piccole produzioni. In questo modo si è certi di poter superare in breve tempo il gap di produzione elettrica in questo settore rispetto le altre nazioni europee.

Principio ispiratore

Poiché di fatto il mercato (o filiera) elettrico nelle sue diverse componenti (generazione o produzione, trasmissione, dispacciamento, distribuzione e vendita di energia elettrica) era concentrato in un solo operatore integrato, l’ENEL che curava ogni fase del settore elettrico, il decreto ha disposto secondo opportune norme la separazione, societaria e proprietaria a seconda dei casi, di ciascuna di queste fasi. Ciascuna fase viene opportunamente regolamentata in modo da ottenere le migliori condizioni capaci di garantire l’effettiva realizzazione dell’apertura del mercato. Apertura che dovrebbe garantire l’ingresso di capitali privati e una concorrenza tra molteplici operatori con il fine ultimo di avere delle tariffe più basse rispetto ad una situazione di tipo monopolistica. Inoltre tale decreto istituisce particolari soggetti a carattere pubblico che hanno il compito di ottimizzare il funzionamento del mercato.

Il primo passo di tale processo si è avuto nell’obbligo per l’ex monopolista di costituire società separate per lo svolgimento delle seguenti attività:

• generazione (produzione) di energia elettrica;
• distribuzione di energia elettrica e la vendita ai clienti vincolati;
• la vendita ai clienti idonei;
• l’esercizio dei diritti di proprieta’ della rete di trasmissione elettrica;
• lo smaltimento delle centrali elettronucleari dismesse.

Generazione di energia elettrica

Relativamente alla generazione di energia elettrica il decreto ha agito secondo due punti:

• Ha imposto una soglia percentuale alla produzione di energia elettrica dell’ENEL pari al 50% dell’energia prodotta in Italia;
• Ha imposto all’ex operatore monopolista la vendita di una capacità di produzione ad altri soggetti in modo da creare altri operatori elettrici;

In aggiunta a questo è stato reso possibile l’ingresso nel mercato della generazione elettrica di altri operatori che di fatto potevano, seguendo un opportuno iter autorizzativo, realizzare le loro centrali elettriche per rendere così tale settore della filiera elettrica un settore concorrenziale o aperto a più operatori.

Il primo punto vuole di fatto realizzare lo “spazio” entro cui i nuovi operatori possono entrare nel settore, infatti il limite imposto all’ENEL garantisce a chiunque voglia operare nel settore che ci siano i margini per potersi riavere dell’investimento fatto riuscendo a vendere l’elettricità prodotta. Il secondo punto permette di realizzare il primo consentendo di fatto l’ingresso immediato di altri operatori nel nuovo mercato elettrico. Tale punto viene realizzato semplicemente tramite la creazione di tre società elettriche, denominate GenCo i.e. generation company, che hanno ciascuna un determinato numero di centrali elettriche fino a quel momento di proprietà dell’ENEL per una potenza complessiva di almeno 15.000 MW. Le tre società erano:

• GenCo 1 - Eurogen con una potenza totale degli impianti pari a 7.008 MW;
• GenCo 2 - Elettrogen con una potenza totale degli impianti pari a 5.438 MW;
• GenCo 3 - Interpower con una potenza totale degli impianti pari a 2.611 MW;

Queste tre società sono state messe in vendita secondo opportune modalità a partire dal 2000 garantendo la riduzione della capacità produttiva dell’operatore dominante e la nascita di operatori concorrenti.

La Genco 1, Eurogen, è stata acquistata nel maggio 2002 da un gruppo di investitori che hanno conferito tale capacità produttiva alla società Edipower S.p.A. La GenCo 2, Elettrogen è andata nel settembre 2001 ad un consorzio formato dalla società spagnola Endesa e dalla municipalizzata di Brescia ASM e da altri azionisti minori. La GenCo 3, Interpower, è stata acquistata nel novembre 2002 da una società formata da Acea, la società belga Electrabel e da altri investitori italiani che hanno quote di minoranza.

Occorre ricordare che all’apertura del mercato elettrico oltre all’ENEL e a soggetti investitori privati il mercato vide anche l’ingresso delle municipalizzate di alcune grandi città italiane come Milano, Roma e Torino che dotate di propria capacità di generazione poterono vendere la propria elettricità proprio come gli altri produttori.

Trasmissione di Energia Elettrica e Dispacciamento

L’elettricità prodotta nelle centrali elettriche va portata fino ai centri dove viene utilizzata, per fare questo esiste la trasmissione di energia elettrica che viene realizata in alta, media e bassa tensione. Le prime due fasi rientrano nella cosidetta trasmissione di energia elettrica mentre la terza modalità rientra in una successiva fase della filiera elettrica denominata distribuzione. Il decreto ha sancito che la rete dovesse essere gestita in regime di monopolio, questo perché la replicabilità della rete da parte dei vari produttori elettrici sarebbe stata svantaggiosa economicamente, per questo ha disposto due azioni:

• Creazione di una società che fosse proprietaria della concessione delle infrastrutture della rete, prima appartenenti all’ENEL;
• Creazione di un ente pubblico denominato Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN ora GSE) che avesse la gestione operativa di tale rete;

Al tempo stesso l’esistenza di una società terza che gestisse la rete ad alta tensione garantiva tutti i produttori di energia elettrica di godere ciascuno degli stessi trattamenti riguardo all’accesso alla rete.

Il 31 maggio 1999 secondo il decreto viene attuata una divisione societaria della rete di trasmissione nazionale posseduta dall’ENEL e nasce così una nuova società che gestisce esclusivamente tale tipo di infrastruttura denominata Terna. All’inizio l’ex monopolista controlla ancora la proprietà della rete dato che possiede la totalità delle azioni di questa nuova società, mentre la gestione operativa è affidata al GRTN che ha invece controllo pubblico. Terna diventerà pienamente indipendente a seguito della quotazione alla Borsa di Milano il 23 giugno 2004 del 50% del pacchetto azionario di Terna e con la successiva vendita da parte di ENEL di un’ulteriore 13,86% del capitale azionario in suo possesso di Terna ad investitori istituzionali. La piena indipendenza di Terna dall’ENEL ha fatto scomparire l’esigenza di una gestione terza della rete e di fatto le competenze del GRTN relative alla rete sono state riassorbite da Terna che di fatta è diventata concessionaria e gestore della rete. Dopo tale trasformazione, avvenuta nel 2005, il GRTN ha mutato il proprio compito diventando così Gestore Servizi Elettrici, GSE.

Assieme alla gestione della Trasmissione di Energia Elettrica a Terna viene affidata anche la funzione di Dispacciamento, ovvero la gestione in tempo reale dei flussi di energia sulla rete elettrica in modo da garantire nell’unità di tempo che si verifichi l’uguaglianza tra energia immessa in rete e energia consumata, condizione irrinunciabile per il corretto funzionamento del sistema elettrico.

Dato che tale business viene gestito attraverso un monopolio le tariffe che Terna impone per erogare il suo servizio sono determinate da norme emesse dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, AEEG.

Distribuzione di energia elettrica

La fase della distribuzione consiste nel trasporto e nella consegna (volendo usare un’analogia con beni materiali) dell’energia elettrica agli utenti a basse e medie tensioni. Il decreto ha conferito a tale fase la caratteristica di monopolio locale, i.e. relativamente ad un ambito geografico definito dal territorio di un comune esiste un solo distributore di energia elettrica che si occupa di svolgere tale servizio. In teoria qualsiasi società che ne possegga i requisiti potrebbe prendere tale servizio in concessione. Le tariffe di distribuzione sono determinate per legge. All’ENEL, alle municipalizzate e a tutte quelle società che oltre ad altri settori della filiera elettrica operano in questo settore è stato imposto di realizzare una divisione di tali proprie attività (unbundling societario) e conferirle ad un’apposita società (e.g. Enel Distribuzione).

Vendita di energia elettrica

Il decreto ha aperto questo settore della filiera elettrica in modo graduale utilizzando come discriminante il consumo annuale di energia elettrica dei vari utenti. I clienti che consumavano (essenzialmente grosse utenze industriali come ad esempio acciaierie o cementifici) di più sono stati i primi a poter scegliere da chi acquistare energia elettrica poi via via si è progressivamente allargata il mercato a clienti che via consumavano di meno. La prima soglia è stata quantificata in 30 GWh/anno, che dal 1 gennaio 2000 è stata ridotta a 20 GWh per arrivare a soli 9 GWh a partire dal 1 gennaio 2002. Dal 1 luglio 2004 tale fascia si è ulteriormente allargata permettendo a tutti i possessori di Partite IVA di poter accedere al libero mercato. L’ultima barriera alla liberalizzazione è caduta il 1 luglio 2007 quando anche per le utenze domestiche è stato possibile acquistare energia elettrica sul libero mercato.

Nel tempo intercorso tra il 1 gennaio 2000 e il 1 luglio 2007 evidentemente gli utenti di energia elettrica in Italia sono stati divisi in due grossi gruppi, che ovviamente cambiavano di consistenza con il procedere delle liberalizzazioni: i clienti idonei, quelli che cioè potevano acquistare energia elettrica sul libero mercato e i clienti vincolati che invece si trovano nella stessa condizione precedente alla liberalizzazione. Tuttavia non essendoci più un monopolista è stato necessario istituire una figura, più precisamente un ente a controllo pubblico che si occupasse di fornire elettricità ai clienti vincolati acquistandola dalla pluralità di operatori che la producevano, tale figura si chiama Acquirente Unico (AU).

Il Decreto ha permesso che la vendita di energia elettrica si realizzi attraverso due modalità:

• Contratti bilaterali, realizzati direttamente tra il venditore e il compratore;
• Contrattazione nella Borsa Elettrica, realizzati tra il venditore e il compratore attraverso una piattaforma telematica;

I venditori sono o società elettriche che producono l’energia che vendono o società di trading che pur non avendo capacità di generazione rivendono energia che comprano da altri operatori o che importano dall’estero. I compratori sono tutti quelli che possono accedere al libero mercato.

Certificati Verdi

Al fine di favorire l’utilizzo di fonti rinnovabili nella generazione elettrica il Decreto introduce l’obbligo per produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili di immettere ogni anno in rete una percentuale di tale energia pari al 2% dell’energia prodotta o importata nell’anno precedente per la parte eccedente i 100 GWh. Tale valore percentuale è suscettibile di un incremento annuale pari allo 0,35%. In questo modo quei produttori e importatori di energia elettrica che non abbiano venduto la percentuale imposta di energia proveniente da fonti rinnovabili saranno obbligati a soddisfare questo obbligo comprando i certificati verdi che vengono riconosciuti dal GSE ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Il decreto definisce specificatamente come fonti energetiche rinnovabili:

• il sole,
• il vento,
• le risorse idriche,
• le risorse geotermiche,
• le maree,
• il moto ondoso,
• la trasformazione in energia elettrica dei prodotti vegetali o dei rifiuti organici e inorganici.

Lo “status” di impianto che produce da fonte rinnovabile viene riconosciuto tramite opportuna certificazione rilasciata dal GSE.

Il numero di certificati verdi che un produttore riceve dipende dalla quantità di energia elettrica prodotta nel corso di un anno di attività, infatti ogni certificato corrisponde ad un preciso numero di kWh di energia immessa in rete e dunque prodotta e consumata. Non c’è discriminazione tra energia prodotta da una fonte rinnovabile piuttosto che da un’altra (es. sole e vento).

Il decreto attuativo per le fonti rinnovabili è il Decreto 11 novembre 1999.

L’incentivo funziona in questo modo, l’energia prodotta dal tuo impianto ti viene pagata sia dalla società di produzione di energia elettrica (solitamente l’Enel) sia dal GSE. Il primo fa una differenza con quanto consumi, quindi se consumi quanto produci, andrete a pari. Viceversa uno dei due pagherà la differenza all’altro. Il secondo ti paga con una tariffa molto buona, grazie al quale potrai ripagarti l’impianto in pochi anni.

G.S.E. S.p.a. è un ente statale molto pignolo, ha tutta una serie di regole da rispettare, pena l’annullamento dell’incentivo. Ad esempio la richiesta ai fondi dev’essere inviata tassativamente entro 60 giorni dall’allacciamento dell’impianto fotovoltaico alla rete elettrica. Il conto bancario su cui ricevere i pagamenti dev’essere intestato alla stessa persona che ne fa richiesta. Ti consigliamo vivamente di prestare molta attenzione e di affidarti ad un installatore con esperienza, che abbia già trattato il problema almeno una decina di volte.

I fondatori di Google, Sergey Brin e Larry Page (insieme con il fratello Carl Page) sono investitori in Nanosolar, che è specializzata in thin-film di celle solari. Brin e Page hanno investito nell’azienda e in pochi anni, si sono aggiunti altri investitori. La raccolta di energia solare di queste celle solari in film sottile è meno efficiente rispetto alle tradizionali celle solari mono-cristalline. Tuttavia, queste celle solari possono essere stampate su fogli di plastica, che possono poi essere integrate in modo trasparente su tetti, pareti e altre superfici. In questo modo possono essere coperte superfici più vaste. Le celle solari tradizionali sono poco decorative al pari di una vecchia antenna parabolica.La tecnologia del film-sottile sta compiendo passi da gigante. Altre società in questo settore stanno investendo incluso Konarka.

Nanosolar possiede circa 42 brevetti e anche 15 brevetti dei Laboratori Sandia National. Tra i collaboratori scientifici annoveriamo il professore di Stanford Michael McGehee, che ha scritto ampiamente sulla tecnologia fotovoltaica, e la University of California a Berkeley.

Altri investitori sono la compagnia Mohr Davidow e Benchmark Capital.

Un impianto a pannelli solari fotovoltaici della potenza di 1 kWp occupa uno spazio di circa 8 metri quadri su falda inclinata e circa 20 metri quadri su tetto piano. E’ composto da 6-8 moduli fotovoltaici al silicio mono o policristallino, prodotti generalmente da costruttori leader come Sharp, Kyocera o Helios. Un impianto del genere, comprensivo di inverter e di staffe di montaggio per tetti a falda o supporti per tetti piani, è in vendita sul mercato 8.400-8.500 euro. A questo prezzo si deve aggiungere il costo dell’installazione sul posto da parte della ditta specializzata, in media di 1.500-2000 euro. La garanzia del prodotto è di 25 anni.

Un impianto a pannelli solari termici (o collettori solari) è invece destinato a produrre acqua calda sanitaria. Un pannello solare del genere occupa poco spazio. Ad esempio un collettore solare da 200 litri a circolazione naturale (senza pompa elettrica) occupa una superficie di 3 metri quadri. E’ in vendita a un prezzo di mercato di 1.500 euro, comprensivo di tubi, serbatoio, centralina. Al prezzo è necessario aggiungere il costo dell’installazione sul posto da parte della ditta termoidraulica specializzata, in media di 1.500 euro.

Il nostro consiglio finale è di farsi realizzare diversi preventivi da parte delle ditte locali, chiedendo una disaggregazione delle singole voci (materiali, manodopera, installazione ecc) per valutare al meglio il proprio investimento e… contenere la spesa.

L’azienda “Figli di Michelangelo Calamai“”, storica azienda tessile di Prato, specializzata nella produzione di tessuti tecnici hi-tech, ha in corso un progetto per la produzione di vele in grado di produrre energia dal sole.
Il progetto, finanziato dalla Regione Toscana e sviluppato in collaborazione con la facoltà di Ingegneria dell’Università di Perugia, ha l’obiettivo di fornire alle imbarcazioni energia ottenuta da fonti pulite e rinnovabili. Le fonti utilizzate, così come le tecnologie, sono diverse; si utilizzano infatti sia i tradizionali pannelli solari ed generatori eolici sia nuove tecnologie sperimentali.  Tra queste ultime è interessante l’applicazione direttamente sulle vele di pannelli fotovoltaici flessibili ottenuti grazie allo sviluppo di polimeri organici con proprietà fotovoltaiche.
Sulla barca a vela che fa da laboratorio vengono eseguiti test e prove applicative in varie condizioni climatiche ed ambientali, ed in luoghi e contesti diversi.
La grande superficie sviluppata dalle vele e la loro naturale esposizione al sole costituiscono una situazione di indubbio vantaggio, ma il progetto appare ancor più interessante se si pensa che i risultati possono trovare applicazione pratica nella vita quotidiana e nell’ambito delle nostre abitazioni. Un esempio può essere l’utilizzazione dei tessuti con proprietà fotovoltaiche per la realizzazione di tende da sole nelle nostre case.

13 gennaio 2008 - Ingegneri inglesi hanno messo a punto un progetto che prevede la costruzione di isole artificiali in grado di produrre energia, a livello di gigawatt, sfruttando il sole il vento e la differenza di temperatura dell’acqua del mare tra superficie e profondità.

Il concetto è quello di mettere insieme, su una singola struttura galleggiante, una molteplicità di sistemi di produzione di energia rinnovabile così che i diversi sistemi, integrandosi, possano raggiungere elevati gradi di conversione.

L’isola, a cui è stato dato il nome di Energy Island, verrebbe equipaggiata con turbine alimentate da fornaci a pannelli solari, centrali eoliche e sistema OTEC con tubazioni di profondità per lo scambio di acqua con le profondità marine (OTEC è l’acronimo di Ocean Thermal Energy Conversion, in parole povere la conversione in energia della differenza termica tra acque superficiali ed acque di profondità).

Nell’idea dei progettisti l’isola è strutturata come una piattaforma petrolifera posizionata in alto mare e posizionata nell’area dei Tropici dove la differenza di temperatura tra acqua di superficie ed acqua a mille metri di profondità può raggiungere anche i 30 gradi rendendo al massimo efficiente la conversione energetica per mezzo del sistema OTEC.

Energy Island è progettata dunque per operare la massimizzazione della conversione di differenti energie rinnovabili:

• l’energia eolica: questa varia da luogo a luogo ma è generalmente più abbondante in mare aperto senza le interferenze dei rilievi terrestri;

• l’energia solare: sono previsti sistemi di produzione di energia dal sole sia con pannelli fotovoltaici che con la tecnologia del solare termico a concentrazione. L’uso di concentratori del tipo “Power Tower” risulta prestarsi molto bene alle latitudini tropicali;

• l’energia da correnti marine: anche questa energia varia da luogo a luogo ma si stima che ai Tropici la corrente marina possa contribuire fino al 10% dell’energia prodotta dall’intera isola;

• l’energia da moto ondoso: nelle acque tropicali l’energia del moto ondoso è sicuramente inferiore a quella esistente nei mari nordici ma nel progetto di Energy Island questa energia è sfruttata principalmente per favorire il trasferimento delle grandi masse di acqua richieste dal sistema OTEC e dunque massimizzarne il rendimento.

Schema di funzionamento di Energy Island

Lo schema è di Emanuele Lamedica ed è tratto da www.corriere.it

Si calcola che un’isola così equipaggiata potrebbe fornire energia elettrica per 250 MW e che 8 unità potrebbero generare 2000 MW, l’equivalente di una grande centrale nucleare.

50.000 Energy Islands potrebbero quindi produrre energia in grado di soddisfare il fabbisogno dell’intera umanità! Si tratterebbe di costruire veri e propri arcipelaghi di piattaforme marine lungo i Tropici.

Ma Energy Island ha in serbo un altro tesoro: come sottoprodotto del processo si produrrebbe acqua dolce ed in quantità tale che i nostri 50.000 isolotti potrebbero fornirne 2 metri cubi al giorno per ogni abitante della terra. Qui il confronto con le attuali piattaforme petrolifere si fa più stretto, invece di super petroliere ad Energy Island attraccherebbero navi cisterna per caricare acqua e riversarla in grossi serbatoi in depositi costieri.

L’idea è veramente affascinante ma riuscirà a tradursi in realtà? Per il momento il progetto procede sotto la direzione di Dominic Michaelis, con la collaborazione di gruppi di ricerca dell’Università di Southampton ed imprese industriali.

Il broker non assume una parte attiva nella transazione, né tantomeno propone delle sue offerte al mercato: il suo profitto è quindi generato solamente dalle commissioni (fee) che richiede per ogni operazione portata a buon fine; le commissioni possono essere fisse (un tot per operazione) o a percentuale (una percentuale del valore dell’operazione). Spesso questa commissione la richiede direttamente al fornitore e non a voi.

Ecco che dopo parecchi mesi di lavoro, si iniziano a vedere i primi frutti polposi e maturi di questo gruppo d’acquisto. Abbiamo intervistato Maria Cristina, una gentilissima collaboratrice che ci ha indicato il broker a cui rivolgerci. Questo ha preferito rimanere anonimo e per tanto per rispettare la sua decisione, vi forniamo dei prezzi di massima. Per avere informazioni più precise dovrete rivolgervi direttamente al gruppo d’acquisto di Jacopo Fo.

L’assicurazione ha uno scoperto che all’incirca varia da un 5 % con un minimo di 200 Euro per un impianto a terra ad un 10 % con minimo di 500 euro per le altre tipologie di impianti.

Il broker ha il compito di trasmettere al mercato le offerte di acquisto o di vendita trasmessegli dai suoi clienti: in pratica l’intermediario non fa altro che “rigirare” al mercato le proposte degli investitori.

Il broker quindi non assume una parte attiva nella transazione, né tantomeno propone delle sue offerte al mercato: il suo profitto è quindi generato solamente dalle commissioni (fee) che richiede per ogni operazione portata a buon fine; le commissioni possono essere fisse (un tot per operazione) o a percentuale (una percentuale del valore dell’operazione).

I nuovi servizi del broker

L’evidente basso valore aggiunto dell’attività del broker ha portato ad una competizione sull’unico elemento differenziante: il prezzo delle commissioni.

Per evitare una guerra commerciale che portasse ad un crollo dei profitti, i broker hanno deciso di arricchire la propria offerta, in modo tale che per l’investitore non risultasse più indifferente, a parità di commissione, la scelta del broker a cui rivolgersi.

La prima differenziazione è costituita dai servizi di consulenza: il broker può fornire informazioni sulla situazione dei mercati, o anche fornire dei consigli sui titoli da acquistare o vendere; solitamente il prezzo per questo servizio di consulenza è basso, in quanto è propedeutico allo svolgimento di una o più operazione su cui il broker intascherà la commissione.

La seconda differenziazione è rappresentata dal cosiddetto trading on line: questo servizio permette all’investitore connesso ad una rete informatica di inviare gli ordini al broker. La comodità e la velocità di trasmissione rende più allettante anche per i piccoli risparmiatori l’investimento sui mercati, con un conseguente aumento delle transazioni e del relativo guadagno del broker.

Differenza rispetto al Dealer

Tra queste due figure di intermediari finanziari possono essere osservate diverse differenze:

Prima tra tutte sicuramente è il concetto di rischio che nel caso del broker ricade in capo al cliente che gli commissiona un determinato ordine, mentre nel caso del Dealer la responsabilità ricade pienamente in capo all’intermediario stesso. Infatti con riguardo al Dealer quand’anche questi prenda a titolo di prestito risorse finanziarie da una banca o da privati, risiede proprio nella natura del contratto di prestito la motivazione della responsabilità dell’intermediario: il prestatore non ha infatti la facoltà di disporre su come il Dealer deve usare le risorse prestate, ma può soltanto esigere la restituzione del capitale al termine e gli interessi relativi ad esso connessi.

Il ruolo del Broker è poi anche per sua natura differente da quello del Dealer: il broker si configura per lo più come un operatore in cui si limitano a confluire domanda ed offerta di strumenti finanziari, ma è di per sé un attore passivo nell’ambito delle contrattazioni in quanto non può eseguire proposte sue sul mercato ma si limita ad eseguire quelle dei clienti. Il Dealer invece è visto più come uno “speculatore” in quanto sulla base delle informazioni in suo possesso sfrutta opportunità offertegli dal mercato acquistando titoli quando sono sottovalutati e rivendendoli quando sono a rialzo.

L’ordinamento Italiano prevede che per entrambe le figure l’attività sia esercitata in veste di società per azioni.

Accade spesso comunque che un Broker integri anche la figura del Dealer.